油水相对渗透率曲线

油水相对渗透率曲线前言•油水相对渗透率资料是研究油水两相渗流的基础，是油田开发参数计算，动态分析，以及油藏数值模拟等方面不可缺少的重要资料。它可直接应用：•计算油井产量，水油比和流度比；•分析油井产水规律；•确定油水在储层中的垂向分布；•确定自由水面；•计算驱油效率和油藏水驱采收率；•判断油藏润湿性等。因此，获得有代表性的相对渗透率资料对油田开发十分重要。前言•相对渗透率表示成饱和度的函数，但它还受岩石物性、流体性质、润湿性、流体饱和顺序以及实验条件的影响。•实际上，相对渗透率很聪明地把所有影响两相渗流的因素都概括到这条曲线中，使其能把单相渗流的达西定律应用到两相渗流中。•前面几项是储层的固有属性，而实验条件是我们如何获得有代表性相对渗透率曲线的关键。•下面，我们首先介绍影响相对渗透率曲线的因素。影响相对渗透率曲线的因素岩石孔隙结构的影响由于流体饱和度的分布及流动渠道直接与岩石孔隙大小，几何形态及其组合特征有关，因而孔隙结构会直接影响相渗曲线。1.毛细管;2.白云岩;3.未胶结砂岩;4.胶结砂岩影响相对渗透率曲线的因素•高渗，大孔隙砂岩两相共渗区范围大，共存水饱和度低，端点相对渗透率高；•孔隙小，连通性好的岩芯共存水饱和度高，两相流覆盖饱和度范围较窄，端点相对渗透率也较低；•孔隙小，连通性又不好的岩芯两相区和端点相对渗透率都低。影响相对渗透率曲线的因素•润湿性的影响从强亲油到强亲水，油相相对渗透率逐渐增大，水相相对渗透率逐渐减小，相对渗透率交点右移。润湿性的影响与油水在岩石孔隙中的分布有关。亲水：水在小孔隙或岩石表面或边角；亲油：水呈水滴或在孔道中间影响相对渗透率曲线的因素•用相对渗透率曲线可以判断润湿性•经验法则（1）水湿油湿束缚水饱和度20-2510%交点饱和度50%50%Kw(Sor)30%50%（2）如果气－油相对渗透率曲线中的油相相对渗透率与水－油相对渗透率曲线中的水相相对渗透率相近，则岩样是水湿的；•注意：此方法只能用于强润湿行为的定性判断，对于中间润湿性或混合润湿性，则无规律可循。影响相对渗透率曲线的因素•流体粘度比的影响当粘度比相差不大时，基本没有影响。影响相对渗透率曲线的因素•流体粘度比的影响当非湿相粘度很大时，非湿相的Knw随非湿相/湿相粘度比增加而增加，并且可以超过100%；而湿相Kw与粘度比无关。粘度比的影响随孔隙半径增大而减小，当K1达西时，其影响忽略不计。这可用水膜理论来解释——润湿膜起润滑作用。影响相对渗透率曲线的因素•流体形态的影响有表面活性剂存在时，油水相态有三种：油为分散相，油为分散介质，乳化状态。油水在孔隙介质中共同渗流，分散介质的渗流能力会大于分散相。影响相对渗透率曲线的因素•饱和历程的影响——滞后现象其滞后现象是由毛管压力滞后引起的。非湿相的相渗受饱和顺序的影响要远大于对湿相的影响；湿相的驱替和吸入过程的相渗曲线比较接近。影响相对渗透率曲线的因素•温度的影响温度升高，Swi增高，在相同Sw下，Kro提高，Krw略有降低，岩石变得更加水湿。机理是：温度升高，分子热运动增大，使原油粘度降低，表面吸附层变薄，流动孔道增大，流动阻力降低，而使Kro有所提高。当然，岩石热膨胀会使孔隙结构发生变化，而带来影响。影响相对渗透率曲线的因素•驱替速度和界面张力的影响随π(σ/μv)值减小，两相相对渗透率都增大，两相共同流动范围变宽。显然，这与非连续相的流动有关。应当注意；使非连续相流动π值必须呈数量级变化，只有使σ0.01mN/m才有可能。影响相对渗透率曲线的因素•岩石非均质（层理）的影响在各向异性的Berea砂岩上发现，平行层理流动的相对渗透率值高于垂直于层理流动的相应值。同时沙粒大小、分布颗粒形状以及方向性，孔隙大小分布，几何形态，岩石比面以及后生作用等都会影响相渗曲线。影响相对渗透率曲线的因素•上覆岩压的影响上覆岩压小于3000psi时对相对渗透率没甚麽影响。当达到5000psi时就可以看到影响。主要是由孔隙结构的变化引起的。具体多大上覆岩压发生影响，与岩石性质有关。在高压地层应模拟上覆岩压测定相对渗透率曲线。影响相对渗透率曲线的因素•初始饱和度的影响初始含水饱和度增大会使整个曲线向右移动，即较高的初始含水饱和度可以得到较低的残余油饱和度。特别对水湿情况影响明显。对于高达20%初始水饱和度的油湿岩芯，饱和度再增加就看不出变化了。所以除特殊研究外，开始测定相对渗透率时，岩芯中的水量应该是其束缚水饱和度。测量相对渗透率曲线的方法•稳态法•理论依据：忽略毛管压力和重力作用的两相不可压缩、不互溶流体的一维渗流方程；•做法：让固定比例的流体通过岩样，直到达到稳定状态（压力分布、饱和度分布不随时间而改变，各相流体在孔隙中分布达到平衡），求得此平衡状态下的饱和度、压力和流量，然后直接用达西定律计算油水相对渗透率。稳态法测定油水相对渗透率曲线•常用饱和度测定方法：•物质平衡法（体积法）根据物质平衡原理：流进岩芯的累积量-流出岩芯的累积量=岩芯中剩余量只要准确记录下进入和采出岩芯的液量，就可计算出相应测量点下的流体饱和度。其准确度取决于计量精度，以及死体积的大小。•称重法根据油水密度不同，当饱和度不同时其质量也不同，通过秤重和油水密度差即可计算油水饱和度。稳态法测定油水相对渗透率曲线缺点：两相密度差要比较大；每次测量都必须取下岩芯秤重，不仅麻烦，且易带来误差（如气体膨胀和蒸发等）；测定过程必须恒温•电阻法根据油水电阻率不同，在测试岩芯两端插入电极，通过测定岩芯中的电阻率来确定岩芯的油水饱和度。优点：比秤重法快，不那么繁琐；缺点：精度差，因电阻率不仅与饱和度有关，还与流体在岩芯内的分布和岩石矿物组成有关。稳态法测定油水相对渗透率曲线•其他测定饱和度方法还有：X射线和γ射线吸收法、电容测量法、核磁共振法、真空蒸馏法以及微波吸收等方法。但这些除少数用于三相相对渗透率测定外，没有普遍应用。饱和度测定方法的比较：外部测量方法（体积平衡和称重法）：它提供的是平均值，不能显示饱和度剖面分布，并且其误差较大。特别是岩芯体积小和死体积大时。就地测量方法如果有准确校正方法更准确、可靠。它还可以提供饱和度剖面。但成本较高。使用不太方便。测量相对渗透率曲线的方法稳态法测定相对渗透率曲线应注意的问题：除了饱和度测定要准确外，主要是消除末端效应。末端效应是由于毛细管力突变引起的。出口段饱和度必须达到平衡饱和度才有润湿相流体流出。末端效应随流速加快而减小。测量相对渗透率曲线的方法•减小末端效应的方法：宾夕凡尼亚法该方法是把岩芯放在两段与试验岩样类似的岩样之间，使毛细管连续而消除末端效应。这种装置也有利于两相流体在进入岩样前充分混合。其缺点是必须把岩样取下秤重测定饱和度。非稳态相对渗透率测定方法•采用Johnson(JBN)方法该方法以下列假设为基础：1.流动是一维并稳定的；2.岩芯为线性均质的；3.毛细管力的作用与粘滞力作用相比可以忽略不计。通常这些假设得不到满足，岩芯多半是非均质的，驱动力往往比较小，混合润湿性等等。影响非稳态相对渗透率测定的因素•毛细管作用的影响水湿情况：末端效应明显入口端：水自发渗吸，油逆向流出。可以在入口加一个水湿园盘以减少这个作用；出口端：只有水饱和度足够高时，水才流出。当油粘度不太高时，用非稳态法只能在很小的饱和度范围内获得相对渗透率解决方法：水湿岩芯最好用稳态法，或用较高驱替压力。影响非稳态相对渗透率测定的因素•毛细管压力末端效应可以用无因次流动参数E表示：E=Pcb/ΔPΔP：初始压差；Pcb：原始饱和度下的毛管压力；这个参数有一个临界的数值范围当E0.1时，随着E的增加，油和水的相对渗透率都降低；在E0.1时，末端效应数不影响相对渗透率。这个参数在相似模拟中就是π1,这也是为甚麽要求μVL〉1的原因。VLKVLKVLKVLKVLK影响非稳态相对渗透率测定的因素•控制最终流体饱和度的关键流动参数是毛细管数Nca：Nca=μwV/σ毛细管数是粘滞力与孔隙级别上的毛细管力之比，或说驱替压力梯度与毛管压力梯度之比。当Nca〉10-5时，残余油饱和度随Nca增加而减小，随着油饱和度降低，残余油时的水相渗透率增加。因而，此时端点水相相对渗透率Krwo是Nca的增函数。这个参数在相似模拟中就是π2，在三次采油中主要考虑这个参数。VNwcaVNwca影响非稳态相对渗透率测定的因素•油湿岩芯：•入口端没有末端效应，在出口端只有当驱替压力梯度超过毛管压力梯度时油才流出来。•随末端效应数E增加，油水相对渗透率都降低，残余油饱和度增加，岩芯内部最终饱和度不均匀。•残余油饱和度随流速增加稍有降低，但水渗透率增加很快。这是因为油在出口容易产出引起的；•对于Nca，油水相对渗透率都随Nca增加而增加；•油湿岩芯若同时消除E和Nca的影响，岩芯最小应为10m。•混合润湿性岩芯：•类似油湿，但毛管作用仅为油湿的十分之一，故E的临界数近似为1，Nca为10-8。影响非稳态相对渗透率测定的因素•指进的影响•当流动性好的流体驱替流动性较差的流体时，驱替是不稳定的，驱替前缘形成指进，非均质性加剧了指进过程。指进导致提前突破，出口有较长时间的两相流动；其驱替不是一维的，也不是稳定的，因此JBN方法不再严格适用；•指进现象用两个参数描述；M1M——Krwroμo/μwI为非稳定性数；v——表观速度；d——岩芯直径；)K(d)vv)(1M(Iwro2wcwowwroc)1M(gcos)(Kvwowwroc)1M(gcos)(Kvwowwroc)1M(gcos)(Kvwowwroc)1M(gcos)(Kvwowwroc)1M(gcos)(Kvwowwroc)1M(gcos)(Kvwowwroc)1M(gcos)(Kv影响非稳态相对渗透率测定的因素•对水湿情况：I应小于4152；毛细管作用阻滞了指进的增长，并且，由于Krwro1,即使μo/μw值较大，M也小于1。因此多半是稳定的。•对油湿和混合润湿情况：指进比较严重，I应小于74。•毛细管作用与粘性指进要求驱替条件正好矛盾：因为毛细管作用趋向于减弱粘滞的不稳定性，在低速下，指进小，但毛细管末端效应大，而在高速下，指进大，毛细管末端效应小。•随着非稳定数I增加，油相渗透率降低，水相渗透率增高，油指数增大，水指数减小；Sor随非稳定性加剧而升高。影响非稳态相对渗透率测定的因素•非均质性的影响•非均质性加剧了粘性指进的作用，特别对油湿和混合润湿性更为明显。•对层状非均质用非均质性参数描述:H=q*(Kb/Kl)(ω/L)Kb：最高渗透层渗透率；Kl：最低渗透层渗透率；ω：非均质性的特征宽度；L：体系长度；q*=1/E。非均质性增大，会使用JBN方法获得的油相相渗透率降低，水相渗透率增加。影响非稳态相对渗透率测定的因素•这些参数的临界范围如表：•油黏度低，介质均匀，那么只有E和Nca是重要的；对于黏度高的油，I的重要性增强，对于非均质岩石，H也是重要的。这些参数的临界范围与润湿性息息相关。参数ENcaIH临界范围水湿混合润湿油田范围实验室范围〉0.01〉10.010.01-10〉10-5〉10-810-610-8-10-5〉4152〉74105106〉0.2〉0.020.01-10.01-10影响非稳态相对渗透率测定的因素•结论：•实验室非稳态相对渗透率实验，理想上应该在关键流动参数的数值与油田数值相符合的条件下进行，实际上，这在实验室是不可能实现的。退其次，最好也要在非临界范围内进行。对于轻油的均匀水湿或油湿岩石这是容易实现的，应遵守Rapoport的标配准则。•对于黏度比较大和非均质，混合润湿性岩石，高流速的Rapoport原则就不适合了。非稳态实验应在油田速度下进行。毛细管作用和指进应综合考虑，抓住主要矛盾，才是正确的方法。影响非稳态相对渗透率测定的因素•基于黏度比对相对渗透率影响不大的假设，为了照顾毛细