第10章孔隙介质中多相流动与相对渗透率曲线课件.ppt

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1、第十章 孔隙介质中多相渗流特性与相对渗透率曲线,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,课程导入 本节从油气地下渗流原理出发，描述多相流体在油气藏多孔介质中渗流特性，为油气田开发工程研究提供理论基础。,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,本节主要内容：,一、水驱油的非活塞特性（理想的活塞式水驱油模型、实际的非活塞式水驱油模型）,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性（互不连通的毛细管孔道，单相渗流特性；互不连通的毛细管孔道，两相渗流特性；不等径并联的毛细管孔道，两相渗流特性；毛细管孔道的混合液渗流特性。）,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,本节主要内容：,一、水驱油的非活塞特性（理想的活塞式水驱油模型、

2、实际的非活塞式水驱油模型）,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性（互不连通的毛细管孔道，单相渗流特性；互不连通的毛细管孔道，两相渗流特性；不等径并联的毛细管孔道，两相渗流特性；毛细管孔道的混合液渗流特性。）,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,一、水驱油的非活塞特性,注入井,注水开发示意图,注水方式开发的油田，在水驱油过程中，水作为驱油介质要克服各种阻力，进而从孔道中驱出原油。,在水驱油过程中，是以活塞式还是以非活塞式将油从多孔介质中驱替出来？,油,水,油,水,油水,多孔介质水驱过程示意图,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,一、水驱油的非活塞特性,1、活塞式驱油模型,水,油,油,水,油,水,So

3、,L,Soi,注入水从油层中驱出原油，就象气缸中的活塞运动一样，油水具有接触面（分界面），水推动油前进，一次推进可将油全部驱出(如右图)。,这是一种理想水驱油模型。,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,一、水驱油的非活塞特性,2、非活塞式驱油模型,So,L,Soi,水驱油时油层形成三个不同的流动区：即纯水流动区（水区）、油水混合流动区（两相区）和纯油流动区（油区）(如右图)。,生产数据表明地层中水驱油是非活塞式流动。,油,水,油水,油,水,油水,油,水,油水,Sor,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,一、水驱油的非活塞特性,3、产生非活塞式驱油的原因,地层中孔道有大有小，表面润湿性、表面粗糙度和

4、迂曲度等参数均不同，表现出非均质性。油水在地层中流动，各孔道中所产生的阻力相差甚大，因而各孔道中的流动速度也就不同。,（1）地层孔隙结构的复杂性,油,水,油水,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,一、水驱油的非活塞特性,3、产生非活塞式驱油的原因,孔道大小不同，毛管力大小不同，油水在其中流动时所产生的动力和遇到的阻力必然也不同，导致各孔道内的流动速度不同。,（2）毛管压力的存在,油,水,油水,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,一、水驱油的非活塞特性,3、产生非活塞式驱油的原因,对亲水孔道来说，毛管力是驱油动力。相反，在亲油孔道中的毛管力却成为附加阻力。,（3）毛管力作用方式的不同,油,水,油水,

5、油,水,油,水,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,一、水驱油的非活塞特性,3、产生非活塞式驱油的原因,油水粘度差引起的粘滞力不同，将加剧各孔道内油水流动速度的差异，产生指进现象。,（4）油水粘度差的存在,油,水,油水,本节主要内容：,一、水驱油的非活塞特性（理想的活塞式水驱油模型、实际的非活塞式水驱油模型）,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性（互不连通的毛细管孔道，单相渗流特性；互不连通的毛细管孔道，两相渗流特性；不等径并联的毛细管孔道，两相渗流特性；毛细管孔道的混合液渗流特性。）,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,1、

6、互不连通的毛细管孔道，单相渗流特性,单相液流时不存在毛管力，即毛管力为零，只考虑粘滞力的作用。,V2,V1,从毛管渗流公式（Poiseuille 定律）,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,1、互不连通的毛细管孔道，单相渗流特性,在压差P一定情况下，某一毛细管长度中流体流动速度V与粘度、管径平方成正比。,V2,V1,r2,r1,两根毛细管，如果压差P、粘度、毛细管长度L均相同，则毛细管中流体流动速度V与管径平方成正比。,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,1、互不连通的毛细管孔道，单相渗流特性,例子：设有两互不流通的毛细管

7、半径分别为r1=1m，r2=10m，有单相流体在毛细管中渗流，其渗流速度比为多少？,V2,V1,r2,r1,认识：在多孔岩石中，在某一外加压差的作用下，渗流主要发生在大孔道中。在悬殊孔隙大小下，可以认为部分小孔道实际上未参与渗流。,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,1、互不连通的毛细管孔道，单相渗流特性,V2,V1,r2,r1,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,2、互不连通的毛细管孔道，两相渗流特性,两相液流时，毛细管中不但存在粘滞力，而且还存在着毛管力。,V2,V1,r2,r1,设在半径为r的毛细管中有水油两种液体，

8、粘度分别为1（水）和2（油），水为湿相，油为非湿相，两相之间弯液面呈现的毛管力为Pc。两相界面的运动规律是如何？,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,2、互不连通的毛细管孔道，两相渗流特性,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,2、互不连通的毛细管孔道，两相渗流特性,先分别考虑液面两侧的两个单相流动，在t时刻，根据毛细管流速公式（中心流速）可以写出：,水相流速：,油相流速：,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,2、互不连通的毛细管孔道，两相渗流特性,因为液流是连续的，且r不变，故v1=v2

9、=两相界面的移动速度，可以写为：,式中，Lt为t时刻油水界面位置。,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,2、互不连通的毛细管孔道，两相渗流特性,（1）如果在长度为L的孔道有外加压差P1-P2，则两相界面的运动速度v（即流速）是随驱替时间t变化的，并受两相粘度差、孔道半径r、界面走过的距离Lt和孔道总长度L的影响。,渗流特性：,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,2、互不连通的毛细管孔道，两相渗流特性,（2）不同半径的孔道，流速不同。（3）如果12，即水驱油，流速将越来越快。,渗流特性：,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,在

10、几个不同大小孔道中，注水开发过程时，会出现为微观的指进现象。,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,2、互不连通的毛细管孔道，两相渗流特性,两相渗流特性产生的影响：,在地层非均质性越严重、孔道大小相差越大、注入水与原油间粘度差越大的地方，产生的宏观指进现象越严重。,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,2、互不连通的毛细管孔道，两相渗流特性,两相渗流特性产生的影响：,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,2、互不连通的毛细管孔道，两相渗流特性,宏观指进现象越严重的储层，油井见水时间越早，油水同产时间也越长。垂向非均质性严重的层

11、状油藏水驱油的油水关系更为复杂。,两相渗流特性产生的影响：,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,2、互不连通的毛细管孔道，两相渗流特性,一是确定合理压差，P1-P2，通常用数模方法来确定；二是降低油水粘度差，即通常是在注水中添加添加剂，增粘1，或高温降粘2，使12变小。,减弱或消除指进的方法讨论：,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,岩石孔隙网中，各种孔道大小各不相同，互相交错，或串联或并联。右图是经常遇到的一种基本单元。这种基本单元中油水的运动规律是如何？,第一节 多孔介质中的多

12、相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,大毛细管孔道半径为r1，流量为q1；小毛细管孔道半径为r2，流量为q2；两毛细管孔道长度均为L，都是亲水；油水的粘度相同，即为：1=2。,假设：,q,q1,q2,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,当通过的总流量为q时，水在各孔道内驱油的粘滞阻力和毛管力分别为：,那么：,q,q1,q2,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,因为两毛细管为并联，大小孔道

13、在A、B两点处的压力分别相等，所以各孔道内的压力平衡关系为：,q,q1,q2,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,将以下各式代入：,q,q1,q2,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,考虑到：,q,q1,q2,可得到：,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,由于：,q,q1,q2,因此，两毛细管中的流速之比为：,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典

14、型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,q,q1,q2,讨论：,当=90，cos=0，即毛管力不起作用，大孔道水淹，小孔道中将剩下小油柱，形成较长时间的油水混流；,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,q,q1,q2,讨论：,当cos0，Pc0时，则并不总是v1v2，要视P1，P2的大小而定；,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,讨论：,为提高水驱油效率，我们总希望两孔道中的油水界面同时到达B点，此时v1=v2，需由上式解出并联毛细管的总流量。,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛

15、细管孔道，两相渗流特性,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,q,q1,q2,例子：,设r1210-4厘米，r2110-4厘米，1厘泊，30达因厘米，0，求当V1V2时，通过并联孔道的总流量,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,q,q1,q2,解：,当V1V2时，得：,根据,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,q,q1,q2,讨论：,当q1.610-5厘米3秒时，两

16、毛细管油水界面能同时到达出口端B点。,当q1.610-5厘米3秒时，在毛管力的作用下，则小孔道中的流速较大，油水界面先到达出口端，就会在大孔道中留下残余油。,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,q,q1,q2,讨论：,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,q,q1,q2,讨论：,当q1.610-5厘米3秒时，大孔道中油水界面移动速度较快，先到达出口端，就会在小孔道中留下残油。留下残油的结果便在孔隙狭窄处形成“贾敏效应”，增大流动阻力，并使水驱

17、油的能量利用率降低，从而导致水驱油效果降低。,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,q,q1,q2,讨论：,可以说明：油井生产一段时间后要见水，见水后含水率会上升，有相当一部分原油是在含水期内采出的，而且非均质油层水驱油效率和采收率不能达到100%。,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,3、不同径并联的毛细管孔道，两相渗流特性,q,q1,q2,讨论：,进一步可说明控制产量或注入水量对提高水驱油效率，防止指进非常重要！注采速度不可太快，也不可太慢！,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二

18、、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,4、毛细管孔道的混合液渗流特性,设有一等半径毛细管孔道的长度为L，半径为ro，在水中均匀分布若干分散的油滴，油滴半径为r。若孔道全部为油滴挤满，在流动时油滴不变形也不与分散介质产生相对运动，即类似于念珠式的移动，如上图所示。孔道中油水混合液的运动规律是如何？,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,4、毛细管孔道的混合液渗流特性,设分散介质的粘度为，两端压差为P1一P2，当孔道充满念珠式油水混合物时，则会形成环状流，流动速度为：,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,二、多孔介质中几种典型孔道中渗流特性,4、毛细管孔道的混合液渗流

19、特性,上式说明：油滴混合物的半径r越接近孔道半径r0，混合物的流速就越低。,第一节 多孔介质中的多相渗流特性,谢 谢,第二节 储层渗流的相对渗透率,课程导入,多相流体在多孔介质中渗流，各相流体的相对渗透率影响其在储层中渗流特征。相对渗透率曲线是油藏工程动态分析、油藏数值模拟以及开发方案确定等研究的基础资料。,本节主要内容：,一、相对渗透率的概念（绝对渗透率、有效渗透率和相对渗透率）,二、相对渗透率曲线的特征（两条曲线、三个区域和四个特征点。）,三、影响相对渗透率的因素（岩石结构、岩石润湿性、流体物性、油水饱和历史、储层温度和驱动因素的影响。）,四、三相体系的相对渗透率（拟三相流动的相对渗透率、

20、三相流动的相对渗透率。）,第二节 储层渗流的相对渗透率,第二节 储层渗流的相对渗透率,本节主要内容：,一、相对渗透率的概念（绝对渗透率、有效渗透率和相对渗透率）,二、相对渗透率曲线的特征（两条曲线、三个区域和四个特征点。）,三、影响相对渗透率的因素（岩石结构、岩石润湿性、流体物性、油水饱和历史、储层温度和驱动因素的影响。）,四、三相体系的相对渗透率（拟三相流动的相对渗透率、三相流动的相对渗透率。）,一、相对渗透率的概念,1、绝对渗透率,绝对渗透率是岩心中100%被一种流体饱和时测定的渗透率。它只是岩石本身的一种属性，而与岩心内的流体性质无关。通常用K表示，单位为m2。,第二节 储层渗流的相对渗

21、透率,一、相对渗透率的概念,1、绝对渗透率,有一岩样长3cm、截面积为2cm2，用粘度为1mPa.s的盐水100%饱和在压差0.2MPa下测得流量为0.5cm3/s,例子：,第二节 储层渗流的相对渗透率,用粘度为3mPa.s的油100%饱和在压差0.2MPa下测得流量为0.167cm3/s。问这两种流体测得岩石的绝对渗透率是多少？,一、相对渗透率的概念,1、绝对渗透率,解：根据达西定律，岩石渗透率可以通过下式计算得到：,因此，,对于盐水饱和的岩石渗透率为：,对于油饱和的岩石渗透率为：,第二节 储层渗流的相对渗透率,一、相对渗透率的概念,2、有效渗透率,当岩石中有两种以上流体共流时，其中某一相流

22、体的通过能力称为某相的有效渗透率或称某相的相渗透率。通常用Ko、Kw、Kg表示，单位为m2。,第二节 储层渗流的相对渗透率,当岩石中存在多相流动时，只要应用某相流动的参数，仍可采用达西公式计算该相的有效渗透率，这样多相流动中所产生的各种附加阻力都反映在该相流体的有效渗透率的数值上。,一、相对渗透率的概念,2、有效渗透率,第二节 储层渗流的相对渗透率,一、相对渗透率的概念,2、有效渗透率,有一岩样长3cm、截面积为2cm2，用70%的盐水（粘度为1mPa.s）和30%的油（粘度为3mPa.s）饱和，且保持在这样的饱和度下稳定渗流，压差0.2MPa下测得盐水的流量为0.30cm3/s,油的流量为0

23、.02cm3/s。问此时油、水的有效渗透率各是多少？,例子：,第二节 储层渗流的相对渗透率,一、相对渗透率的概念,2、有效渗透率,解：根据达西定律，盐水的有效渗透率为：,油的有效渗透率为：,第二节 储层渗流的相对渗透率,一、相对渗透率的概念,2、有效渗透率,油、水两相的有效渗透率之和Kw+Ko0.270m2小于绝对渗透率K=0.375m2。Kw+KoK是一般性规律，说明同一岩石的,分析：,第二节 储层渗流的相对渗透率,有效渗透率之和总是小于该岩石的绝对渗透率。其原因是多相渗流时，流体之间相互干扰，流动阻力增大，出现如毛管力、附着力和各种液阻现象引起的附加阻力。,一、相对渗透率的概念,2、有效渗

24、透率,有效渗透率既和岩石自身的属性有关，又与流体饱和度及其在孔隙中的分布状况有关，而后者又和润湿性以及饱和历史有关。因此，有效渗透率是岩石流体相互作用的动态特性。,分析：,第二节 储层渗流的相对渗透率,一、相对渗透率的概念,3、相对渗透率,相对渗透率是多相流体共存时，每一相流体的有效渗透率与一个基准渗透率的比值。通常用Kro、Krw、Krg表示。,第二节 储层渗流的相对渗透率,相对渗透率实际是将有效渗透率无因次化，从而可以对比各相流动能力相对于单相流动能力的比例。相对渗透率的概念在工程实际中得到广泛的应用。,一、相对渗透率的概念,3、相对渗透率,第二节 储层渗流的相对渗透率,一、相对渗透率的概

25、念,3、相对渗透率,作为分母的基准渗透率通常取三者之一：,（1）空气绝对渗透率Ka；（2）100%饱和地层水时的水测渗透率K；（3）束缚水饱和度下的油相渗透率Kswc。,第二节 储层渗流的相对渗透率,一、相对渗透率的概念,3、相对渗透率,例如，对第一种方法，油水的相对渗透为：,第二节 储层渗流的相对渗透率,一、相对渗透率的概念,3、相对渗透率,有一岩样长3cm、截面积为2cm2，用70%的盐水（粘度为1mPa.s）和30%的油（粘度为3mPa.s）饱和，且保持在这样的饱和度下稳定渗流，压差0.2MPa下测得盐水的流量为0.30cm3/s,油的流量为0.02cm3/s。问此时油、水的相对渗透率各

26、是多少？,例子：,第二节 储层渗流的相对渗透率,一、相对渗透率的概念,3、相对渗透率,解：,水的相对渗透率为：,油的相对渗透率为：,第二节 储层渗流的相对渗透率,一、相对渗透率的概念,3、相对渗透率,分析：,尽管饱和度之和Sw+So=1.0，而相对渗透率Krw+Kro=0.72却小于100%，同一岩石的相对渗透率之和总是小于100%。,第二节 储层渗流的相对渗透率,当Sw=0.7,So=0.3时，水和油的饱和度比约为2.33倍，而水和油的相对渗透率却达5倍。理论和实验表明，相对渗透率与流体饱和度有密切关系。,一、相对渗透率的概念,3、相对渗透率,分析：,第二节 储层渗流的相对渗透率,第二节 储

27、层渗流的相对渗透率,本节主要内容：,一、相对渗透率的概念（绝对渗透率、有效渗透率和相对渗透率）,二、相对渗透率曲线的特征（两条曲线、三个区域和四个特征点。）,三、影响相对渗透率的因素（岩石结构、岩石润湿性、流体物性、油水饱和历史、储层温度和驱动因素的影响。）,四、三相体系的相对渗透率（拟三相流动的相对渗透率、三相流动的相对渗透率。）,二、相对渗透率曲线的特征,相对渗透率与饱和度之间的关系曲线称为相对渗透率曲线，简称相渗曲线。该关系曲线是指湿相相对渗透率曲线、非湿相相对渗透率曲线。,第二节 储层渗流的相对渗透率,相对渗透率曲线通常由实验测得。有时应用经验方法或油藏动态方法求得相对渗透率曲线。,二

28、、相对渗透率曲线的特征,第二节 储层渗流的相对渗透率,下图所示是由有效渗透率曲线转化为相对渗透率曲线的过程（以水湿岩心、油水两相为例）。,第二节 储层渗流的相对渗透率,二、相对渗透率曲线的特征,了解相对渗透率曲线的特征，重点应抓住几个关键内容：两条曲线、三个区域、四个特征点。,二、相对渗透率曲线的特征,第二节 储层渗流的相对渗透率,二、相对渗透率曲线的特征,两条曲线呈x型交叉，纵坐标为两相各自的相对渗透率Kri，横坐标为湿相饱和度（大小为从0到1增加）；或非湿相饱和度（大小从1到0减小）；,1、两条曲线,第二节 储层渗流的相对渗透率,b,a,c,二、相对渗透率曲线的特征,实际应用中，作为相对渗

29、透率比值的分母100%饱和地层水时的水测渗透率K，此类相对渗透率曲线称为一般相对渗透率曲线（下图中(b)）。,1、两条曲线,第二节 储层渗流的相对渗透率,b,a,c,二、相对渗透率曲线的特征,而分母为束缚水饱和度下的油相渗透率Kswc时，称为归一化相对渗透率曲线（下图中(c)）。,1、两条曲线,第二节 储层渗流的相对渗透率,b,a,c,在实际使用相对渗透率值时要注意其是用什么量作为基准渗透率（分母）的。,二、相对渗透率曲线的特征,1、两条曲线,第二节 储层渗流的相对渗透率,二、相对渗透率曲线的特征,A区为单相油流区。该区含水饱和度小于束缚水饱和度，水不能流动；B区为油水同流区，曲线特征表现为，

30、随Sw增大，So减小，Krw增加，而Kro下降。,2、三个区域,第二节 储层渗流的相对渗透率,二、相对渗透率曲线的特征,在B区，当油减少到一定程度时，油在流动过程中失去连续性成为油滴。另外，该区内油水之间互相作用，互相干扰，由毛管效应引起的流动阻力明显，因而油水两相相对渗透率之和（Kro+Krw）会大大降低，并且在两条曲线的交点出现最小值。,2、三个区域,第二节 储层渗流的相对渗透率,二、相对渗透率曲线的特征,C区为单相水流区。Kro=0，油相失去流动性。残余油饱和度Sor越大，说明分散油滴越多，对水流造成的阻力越大，Krw离1.0越远。,2、三个区域,第二节 储层渗流的相对渗透率,在亲水岩石

31、中，由于水存在于死孔隙、细微孔隙以及吸附在岩石颗粒表面，比起处于大孔隙中央的分散油滴要多，所以SwiSor。,二、相对渗透率曲线的特征,2、三个区域,第二节 储层渗流的相对渗透率,二、相对渗透率曲线的特征,四个特征点分别是束缚水饱和度Swi点、残余油饱和度Sor点、残余油饱和度下水相Krw点、两条曲线的交点(称为等渗点)。,3、四个特征点,第二节 储层渗流的相对渗透率,根据特征点可以由原始含油饱和度及残余油饱和度，计算油藏或岩心的水驱油效率。,二、相对渗透率曲线的特征,3、四个特征点,第二节 储层渗流的相对渗透率,二、相对渗透率曲线的特征,两相流体都存在与一个开始流动的最低饱和度值。且湿相的最

32、低饱和度值大于非湿相最低饱和度值。,4、湿相-非湿相体系相对渗透率曲线的共同特征,第二节 储层渗流的相对渗透率,两相的相对渗透率之和小于1。Kro+Krw为最小值时，Krw=Kro。非湿相的相对渗透率随其饱和度增加而增大的速度比湿相快。,二、相对渗透率曲线的特征,4、湿相-非湿相体系相对渗透率曲线的共同特征,第二节 储层渗流的相对渗透率,第二节 储层渗流的相对渗透率,本节主要内容：,一、相对渗透率的概念（绝对渗透率、有效渗透率和相对渗透率）,二、相对渗透率曲线的特征（两条曲线、三个区域和四个特征点。）,三、影响相对渗透率的因素（岩石结构、岩石润湿性、流体物性、油水饱和历史、储层温度和驱动因素的

33、影响。）,四、三相体系的相对渗透率（拟三相流动的相对渗透率、三相流动的相对渗透率。）,三、影响相对渗透率的因素,高渗透、大孔隙砂岩的两相共渗区的范围大，束缚水饱和度低；,1、岩石孔隙结构的影响,（1）孔隙大、流通性好的岩心,（2）孔隙小、流通性好的岩心,（3）孔隙大、流通性差的岩心,第二节 储层渗流的相对渗透率,三、影响相对渗透率的因素,孔隙小、连通性好的束缚水饱和度高，两相流覆盖饱和度的范围较窄；,1、岩石孔隙结构的影响,（1）孔隙大、流通性好的岩心,（2）孔隙小、流通性好的岩心,（3）孔隙大、流通性差的岩心,第二节 储层渗流的相对渗透率,三、影响相对渗透率的因素,孔隙小和连通性不好的Kro

34、和 Krw的终点都较小；,1、岩石孔隙结构的影响,（1）孔隙大、流通性好的岩心,（2）孔隙小、流通性好的岩心,（3）孔隙大、流通性差的岩心,第二节 储层渗流的相对渗透率,三、影响相对渗透率的因素,同样是大孔隙，连通性差与好的曲线特征差别大，流通性差的更接近小孔隙流通性好的曲线特征。,1、岩石孔隙结构的影响,（1）孔隙大、流通性好的岩心,（2）孔隙小、流通性好的岩心,（3）孔隙大、流通性差的岩心,第二节 储层渗流的相对渗透率,三、影响相对渗透率的因素,2、岩石润湿性的影响,第二节 储层渗流的相对渗透率,岩石的润湿性对相对渗透率曲线的特征影响较大。一般岩石从强润湿到强非润湿时，油相的相对渗透率将依

35、次降低；相反，水相的相对渗透率将依次升高（如右图）。,三、影响相对渗透率的因素,如下图，当含油饱和度较高时，粘度比的影响开始显现出来。,3、流体粘度的影响,第二节 储层渗流的相对渗透率,由于含油饱和度高时，它所占据并流经的孔道数目也多，粘度比对相对渗透率影响,三、影响相对渗透率的因素,3、流体粘度的影响,第二节 储层渗流的相对渗透率,也就越大；而水饱和度高时，相应油所占据并流经的孔道数目减少，使油在较大孔道中流动，故粘度比的影响就小了。,三、影响相对渗透率的因素,下图分别为加入表面活性物质后，油水分别为分散相两种状态下的相对渗透率曲线。,4、流体中表面活性物质的影响,第二节 储层渗流的相对渗透

36、率,对比二曲线可知，由于分散介质的渗透能力大于分散相，所以出现KroaKrwb。,三、影响相对渗透率的因素,4、流体中表面活性物质的影响,第二节 储层渗流的相对渗透率,三、影响相对渗透率的因素,5、油水饱和历史的影响,第二节 储层渗流的相对渗透率,非湿相的相对渗透率受饱和顺序的影响要远大于湿相。驱替过程获得的相渗曲线与吸吮过程获得的相比，非湿相的相渗曲线差别很大，而湿相的总是比较接近。,三、影响相对渗透率的因素,随温度升高，束缚水饱和度Swi增高，油相相对渗透率Kro升高，水相相对渗透率Krw降低，岩石水湿性增强。,6、温度的影响,第二节 储层渗流的相对渗透率,三、影响相对渗透率的因素,驱动因

37、素包括驱替压力、压力梯度、流动速度等。一般概括为“准数”，准数表示微观毛管压力梯度和驱动压力梯度的比值。,7、驱动因素的影响,第二节 储层渗流的相对渗透率,随值的减小两相的相对渗透率都增大，两相共同流动范围变宽。,三、影响相对渗透率的因素,7、驱动因素的影响,第二节 储层渗流的相对渗透率,第二节 储层渗流的相对渗透率,本节主要内容：,一、相对渗透率的概念（绝对渗透率、有效渗透率和相对渗透率）,二、相对渗透率曲线的特征（两条曲线、三个区域和四个特征点。）,三、影响相对渗透率的因素（岩石结构、岩石润湿性、流体物性、油水饱和历史、储层温度和驱动因素的影响。）,四、三相体系的相对渗透率（拟三相流动的相

38、对渗透率、三相流动的相对渗透率。）,四、三相体系的相对渗透率,实际储层岩石中不仅可以同时存在两相，而且还可以同时存在三相。当某一相饱和度很低且不能流动，那么可以简化为两相处理。所谓拟三相流动是将真实的三相流体简化为两相流动来处理相对渗透率。,1、拟三相流动的相对渗透率,第二节 储层渗流的相对渗透率,四、三相体系的相对渗透率,亲水岩石中，出现油气水三相，假如气相饱和度比较低，不参与流动，可把气相归入到油相饱和度中去，视为油、水两相。若水相饱和度低，呈束缚状态不参与流动，则可将水相看成是固体的一部分，即相当于孔隙度变小，这时可视为油、气两相，其中油为润湿相，气为非润湿相。,1、拟三相流动的相对渗透

39、率,例如：,第二节 储层渗流的相对渗透率,四、三相体系的相对渗透率,水的相对渗透率可以近似地看着仅是水饱和度的函数；气的相对渗透率可以近似地看着仅是气饱和度的函数；油的相对渗透率可以近似地看着是水和气饱和度的函数。,1、拟三相流动的相对渗透率,斯通（Stone）等人建立了一套用两相相对渗透率曲线来表示三相相对渗透率的方法：,第二节 储层渗流的相对渗透率,四、三相体系的相对渗透率,2、三相流动的相对渗透率,第二节 储层渗流的相对渗透率,当油、气、水三相均具有一定饱和度值时，就要通过三相的相对渗透率曲线来确定这三相是否都流动，下图是三相相对渗透率曲线图，图中a、b、c分别为油、气、水的相对渗透率曲

40、线。,四、三相体系的相对渗透率,相对渗透率曲线分为单相流动、两相流动和三相流动区域。主要区域为单相与二相流动，而能发生三相流动的区域是很小的。,2、三相流动的相对渗透率,第二节 储层渗流的相对渗透率,在大多数情况下，有相应的两相相对渗透率曲线图就能满足工程实际要求。,四、三相体系的相对渗透率,2、三相流动的相对渗透率,第二节 储层渗流的相对渗透率,第二节 储层渗流的相对渗透率,谢 谢,第三节 相对渗透率曲线的应用,课程导入,在油藏工程动态分析、油藏数值模拟以及开发方案确定等方面研究中，相对渗透率曲线是基础资料，因此它在油田开发中得到广泛的应用。,本节主要内容：,一、利用相对渗透率曲线计算油井产

41、量、油水比和流度比,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,三、利用相对渗透率曲线确定油水在储层中的垂向分布,四、利用相对渗透率曲线确定自由水面,五、利用相对渗透率曲线计算驱油效率和油藏水驱采收率,第三节 相对渗透率曲线的应用,第三节 相对渗透率曲线的应用,本节主要内容：,一、利用相对渗透率曲线计算油井产量、油水比和流度比,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,三、利用相对渗透率曲线确定油水在储层中的垂向分布,四、利用相对渗透率曲线确定自由水面,五、利用相对渗透率曲线计算驱油效率和油藏水驱采收率,一、利用相对渗透率曲线计算油井产量、油水比和流度比,1、油井油水各相产量计算,当油水共流同产时，

42、按达西公式可以计算出油、水流量为：,第三节 相对渗透率曲线的应用,2、油井水油比计算,水油比可以用下式确定：,当油水粘度相同时，水油产量比只取决于水油两相的有效渗透率的比值。,第三节 相对渗透率曲线的应用,一、利用相对渗透率曲线计算油井产量、油水比和流度比,3、油井流度比计算,流度是流体的相渗透率与其粘度的比值，流度表示了该相流体流动的难以程度。其值越大，说明该相流体越容易流动。,第三节 相对渗透率曲线的应用,一、利用相对渗透率曲线计算油井产量、油水比和流度比,水油的流度可以分别用下式计算得到。,进而可以确定水油流度比为：,3、油井流度比计算,一、利用相对渗透率曲线计算油井产量、油水比和流度比

43、,第三节 相对渗透率曲线的应用,第三节 相对渗透率曲线的应用,本节主要内容：,一、利用相对渗透率曲线计算油井产量、油水比和流度比,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,三、利用相对渗透率曲线确定油水在储层中的垂向分布,四、利用相对渗透率曲线确定自由水面,五、利用相对渗透率曲线计算驱油效率和油藏水驱采收率,1、相对渗透率的比值与流体饱和度的关系,为了便于应用，常在单对数坐标上，将相对渗透率的比值KroKrw表示为含水饱和度Sw的函数（见右图）。中间直线段恰好是实际常用到的两相同时流动的饱和度所对应的范围。,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,第三节 相对渗透率曲线的应用,该直线段可表示为：

44、,1、相对渗透率的比值与流体饱和度的关系,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,第三节 相对渗透率曲线的应用,2、油井产水规律分析,产水规律是研究油井产水率随地层中含水饱和度的增加而变化的情况。在油田动态分析中，产水率是一个重要指标。,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,第三节 相对渗透率曲线的应用,它是油水同产时产水量与总产液量的比值，即为：,2、油井产水规律分析,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,第三节 相对渗透率曲线的应用,2、油井产水规律分析,对于一个油藏，粘度比是一定，产水率只与油水的相对渗透率比值有关。由于相对渗透率是Sw的函数，所以产水率fw也是Sw的函数，如右图所示

45、。,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,第三节 相对渗透率曲线的应用,2、油井产水规律分析,右图中给出了两者的函数关系，当油井l00产水，油藏中含水饱和度却不等于100，说明地层中仍有一定的残余油饱和度。,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,第三节 相对渗透率曲线的应用,2、油井产水规律分析,fw随水油两相流度比的增大而增大。,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,第三节 相对渗透率曲线的应用,2、油井产水规律分析,油越稠，fw越高，所以稠油油层一旦见水，产水率就比较大。,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,第三节 相对渗透率曲线的应用,2、油井产水规律分析,随着Sw升高，fw升

46、高，所以在油水过渡带不同位置，Sw不同，fw也不同。同理，油井见水后，油井产水率fw就逐渐升高。但Sw与fw不是正比关系，而是幂级数关系。,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,第三节 相对渗透率曲线的应用,2、油井产水规律分析,将上式对Sw求导，得fw的上升速度与Sw的关系式：,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,第三节 相对渗透率曲线的应用,2、油井产水规律分析,右图曲线表明，当Sw较低时，fw增加不明显，以后则迅速增加；当Sw较高时，fw增长速度又变缓，即两头慢，中间快。,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,第三节 相对渗透率曲线的应用,第三节 相对渗透率曲线的应用,本节主要内

47、容：,一、利用相对渗透率曲线计算油井产量、油水比和流度比,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,三、利用相对渗透率曲线确定油水在储层中的垂向分布,四、利用相对渗透率曲线确定自由水面,五、利用相对渗透率曲线计算驱油效率和油藏水驱采收率,1、确定油水在储层中的垂向分布方法,由相对渗透率曲线可求得端点（Sor、Swi）和不同饱和度下的相对渗透率；由毛管压力曲线又可知不同油水饱和度所对应的自由水面以上的高度。,三、利用相对渗透率曲线确定油水在储层中的垂向分布,第三节 相对渗透率曲线的应用,在储层均一的情况下，相对渗透率曲线再结合毛管压力曲线，就可确定油水在储层中的分布，即地层不同高度下的含油饱和度，

48、从而划分出地层中的产纯油区、纯水区及油水同产区等。,1、确定油水在储层中的垂向分布方法,三、利用相对渗透率曲线确定油水在储层中的垂向分布,第三节 相对渗透率曲线的应用,2、实例分析,右图中A点所在平面以上的储层为产纯油的含油区；A-B点所在两面之间范围是油水同产的混合流动区；,三、利用相对渗透率曲线确定油水在储层中的垂向分布,第三节 相对渗透率曲线的应用,B-C点所在两面之间范围是纯水流动区；C所在平面以下为含水饱和度为100的含水区；B平面为油水界面，C平面为自由水面。,2、实例分析,第三节 相对渗透率曲线的应用,三、利用相对渗透率曲线确定油水在储层中的垂向分布,2、实例分析,第三节 相对渗

49、透率曲线的应用,三、利用相对渗透率曲线确定油水在储层中的垂向分布,当用油水接触面以上的液柱高度表示毛管力时，A点所对应的高度就代表了这种孔隙体系的油层产油的最低闭合高度。,闭合高度大于此最低闭合高度，油层就可能产纯油，差值越大，含油区厚度就越大。,第三节 相对渗透率曲线的应用,2、实例分析,三、利用相对渗透率曲线确定油水在储层中的垂向分布,第三节 相对渗透率曲线的应用,本节主要内容：,一、利用相对渗透率曲线计算油井产量、油水比和流度比,二、利用相对渗透率曲线分析油井产水规律,三、利用相对渗透率曲线确定油水在储层中的垂向分布,四、利用相对渗透率曲线确定自由水面,五、利用相对渗透率曲线计算驱油效率

50、和油藏水驱采收率,四、利用相对渗透率曲线确定自由水面,第三节 相对渗透率曲线的应用,水100%的参与流动的点未必都是含水饱和度为100%的点。因此，地下存在两个水面。自由水面：指毛管力为零的水面，它是静止的、水平的。100%产水的水面：指产水率为100%的水面，低于它便100%地产水、不产油。,上图表示地下的这两个水面。从图中可看出，随油层渗透率的减小，水面2升高，水面1在油层中则普遍处于静止条件，它提供的是一个水平的基准面。,四、利用相对渗透率曲线确定自由水面,第三节 相对渗透率曲线的应用,从采油角度来讲，规定最高产水点（水面2）为油水接触面是必要的；而从油田开发角度来看，规定毛管力为零的水