油层物理3.4-2004 油层物理课件.pptVIP

* * §3.1 油藏流体的界面张力 第三章 饱和多相流体油藏岩石 的渗流特性 §3.2 油藏岩石的润湿性和油水分布 §3.3 油藏岩石的毛管力 §3.4 储层岩石的相对渗透率 §3.5 微观渗流机理 1 有效渗透率和相对渗透率 当岩石孔隙为一种流体完全饱和时测得的渗透率称为绝对渗透率。 §3.4 储层岩石的相对渗透率 1.1 绝对渗透率 1.1.2 计算公式 1.1.1 定义 1.1.3 例题－－P198 §3.4 岩石的绝对渗透率是岩石自身的一种属性，与所通过的流体性质无关。 1.2 有效渗透率 当岩石孔隙中饱和两种或两种以上流体时，岩石允许其中一种流体通过的能力，称为该相流体的有效渗透率或相渗透率。 1.2.1 定义 油、气、水各相的有效渗透率通常用Ko、Kg、Kw表示。 1.2.2 例题－－P198 1.2.3 说明 §3.4 (1).有效渗透率既和岩石自身的属性有关，又和流体饱和度及其在孔隙中的分布有关。 (2).岩石的有效渗透率之和总是小于该岩石的绝对渗透率。 1.3 相对渗透率 1.3.1 相对渗透率 相对渗透率是指多相流体共存时，每一相的有效渗透率与绝对渗透率的比值。 作为分母的绝对渗透率可以是空气的绝对渗透率、盐水的绝对渗透率，也可以是在储层的共存水饱和度下油的渗透率。 1.3.2 说明 §3.4 同一岩石的相对渗透率之和总是小于1或小于100%。 2 相对渗透率曲线的特征及其影响因素 2.1 相对渗透率曲线 表示相对渗透率和饱和度之间关系的曲线，称为相对渗透率曲线。 2.2 两相相对渗透率曲线的特征 三个区 A区：单相油流区 B区：油水同流区 C区：单相水流区 等渗点：油水相对渗透率曲线的交叉点 2.3 三相相对渗透率 §3.4 2.4 相对渗透率的影响因素 §3.4 2.4.1 润湿性的影响 当岩石润湿性从亲水向亲油转化时，油的相对渗透率趋于降低，而水的相对渗透率趋于升高。 润湿性对相对渗透率影响的规律： §3.4 (a).在同一含水饱和度下，随着岩石亲油性的增强，油的相对渗透率逐渐降低，而水的相对渗透率逐渐增加。在相对渗透率曲线上表现为Krw=0的位置及曲线的交叉点左移； (b).强亲水岩石相对渗透率曲线的交叉点(等渗点)的饱和度大于50%，而强亲油者小于50%； ?.亲水岩石的束缚水饱和度一般大于亲油岩石的束缚水饱和度； 2.4.2 饱和顺序的影响 (1).对于湿相，其相对渗透率只是它自身饱和度的函数 (2).对于非湿相，任何饱和度下吸吮过程的相对渗透率总是低于驱替过程的相对渗透率 2.4.3 岩石孔隙结构的影响 §3.4 高渗大孔隙连通性好的岩心，两相渗流区范围较大，束缚水饱和度低，端点(束缚水饱和度及残余油饱和度点)相对渗透率高；而低渗小孔隙岩心及大孔隙连通性不好的岩心刚好与此相反。 2.4.4 温度的影响 §3.4 温度升高，束缚水饱和度增加，油相相对渗透率增加，水相相对渗透率降低，整个X形曲线右移是温度对相对渗透率影响的基本特征。 2.4.5 其它因素的影响 §3.4 (1).毛管力的影响 (2).流体粘度的影响 §3.4 3 相对渗透率曲线的测定和计算方法 直接测定法 间接计算法 毛管力资料计算法 经验公式法 矿场资料法 稳定法 不稳定法 3.1 稳定法测油水相对渗透率 §3.4 3.1.1 基本原理与方法 基本原理：达西公式 使用标准：SY5835-97 3.1.2 岩心中流体饱和度的确定方法 §3.4 (1).物质平衡法 (2).称重法 (3).其它方法 3.1.3 末端效应(end effect) (1).定义： 末端效应实质是多孔介质中两相流动在出口末端的一种毛管效应，其特点是：(a)距离多孔介质出口末端端面一定距离内湿相饱和度过高；(b)出口端见湿相出现短暂的滞后。 试验和理论都已证明，出口末端效应的范围一般只限于距出口端2厘米左右。它主要取决于流体流动速度，流速降低则涉及范围增加。 消除末端效应的方法： §3.4 (1).提高流速：在岩心内保持较高的压力梯度，降低毛管力作用，以减小末端效应 (2).三段岩心法：在岩心两端外加两段岩心，使末端效应不在测试岩心中发生 3.2 不稳定法测油水相对渗透率 3.2.1 测试原理和方法 测试原理：贝克莱-列维尔特驱油机理 使用标准：SY5835-