3.4多相流体渗流特征

第1页教学目的：1、掌握有效渗透率、相对渗透率、流度比的概念2、理解相对渗透率曲线的影响因素；3、掌握相对渗透率曲线的应用；4、学会分析相对渗透率曲线的形态和特征。第四节多孔介质中的相对渗透率特征第2页1.相(有效)渗透率相渗透率:指多相流体共存和流动时,岩石允许其中某一相流体通过能力大小,称为该相流体的相渗透率或有效渗透率。)(2,,222100PPALPQKPALQKPALQKgg一.相对渗透率的概念第3页例一：L=3cm,A=2cm2,=1mPa.s的盐水100%饱和，P=0.2MPa,Q=0.5cm3/s.则该岩样的K绝为:例二:如果=3mPa.S的油100%饱和岩心,P=0.2MPa，Q=0.167cm3/s,K绝为:结论:绝对渗透率是岩石固有的性质,与通过岩石的流体性质无关。)(375.0102.02315.010211mPALQK绝)(375.0102.0233167.010211mPALQK第4页例三：用油水同时流过此岩心，测得盐水的饱和度为Sw=70%，和油的饱和度为So=30%时，盐水的流量为0.30cm3/s,而油的流量为0.02cm3/S,此时油、水的相渗透率为多少?解：(1)当Sw=70%时，盐水的有效渗透率Kw为：(2)当So=30%时，油的有效渗透率Ko为：Ko+Kw=0.27(µm2)K绝=0.375(µm2))(225.01021mPALQK)(045.01021mPALQKooo第5页结论:多相共渗时,KiK绝(i=o,g,w),即:多相共渗时,同一岩石中的各相流体的相渗透率之和总是小于岩石的绝对渗透率。原因：多相共渗时，共用同一渠道的各相流体相互干扰，不仅要克服粘滞阻力，还要克服毛管力Pc，附着力和由于液阻现象增加的附加阻力。对某一相而言，其它相的存在实际降低了该相的流动空间。2相对渗透率定义:多相共渗时,某一相流体的有效渗透率与岩石的绝对渗透率之比。第6页通式：Kro=Ko/K；Krg=Kg/K；Krw=Kw/K由例三可知：油、水的相对渗透率：结论：尽管Sw+So=100%，但Kro+Krw=72%100%。即：多相共渗时,同一岩石中，各相流体的相对渗透率之和总是小于1或小于100%。对比一下实验结果：Sw/So=70/30=2.33倍Krw/Kro=0.6/0.12=5倍若Sw增加10%，即：Sw=80%，So=20%，Krw和Kro之间是否仞然是5倍关系？通过做实验，得到了它们之间的关系——采用相对渗透率曲线来描述。%)12:(12.0375.0/045.0/ORKKKoro%)60:(6.0375.0/225.0/ORKKKWrw第7页水的流度：3流度定义:多相共渗时,某一相流体的有效渗透率与该相的粘度之比。油的流度：000Ku第8页4流度比定义:多相共渗时,水的流度与油的流度之比。流度比：0wM000000第9页二、相对渗透率曲线特征及影响因素定义: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。1、相对渗透率曲线特征：两相、三区、五个特征点KroKrw020406080100C0.20.40.60.8油水相对渗透率曲线Sw%1.0BASwiSor第10页2影响相对渗透率曲线的因素1）岩石孔隙结构的影响第11页2）岩石润湿性的影响亲水岩石：等渗点含水饱和度大于50％；亲油岩石：等渗点含水饱和度小于50％。随接触角增加，油相相对渗透率依次降低，水相相对渗透率依次升高。（如教材图10－13）第12页第13页第14页强水湿岩石强油湿岩石束缚水饱和度SWi20%15%等渗点含水饱和度SW50%50%Krw(Swmax)30%Kro(Swi)50%~100%第15页3）流体物性的影响A.流体粘度的影响（见教材图13－16）非湿相粘度很高时，非湿相相对渗透率可以大于100％，而润湿相相对渗透率与粘度无关。粘度比的影响随孔隙半径增大而减小，K1μm2时，粘度比的影响可以忽略。粘度比只有在含油饱和度较高时才有影响；而含水饱和度很高时，粘度比的影响就很小了。B.流体中表面活性物质的影响（见教材图13－17）表面活性物质的存在，可以改变油、水的存在形式（分散相或分散介质），分散介质的渗透能力大于分散相。第16页4）油水饱和顺序（饱和历史）的影响流体作为驱动相时的相对渗透率大于作为被驱动相时相对渗透率。Kr驱动Kr被驱动。对于同一饱和度，作为驱动相时是全部连续，而作为被驱动相时只有部分连续，所以，Kr驱动Kr被驱动。驱动相流体争先占据阻力小的大孔道，并有沿大孔道高速突进的趋势，所以，Kr驱动Kr被驱动。LPrAqV82第17页第18页5）温度对相对渗透率的影响6）驱动因素的影响=L/KP≥0.5×106进入自模拟区第19页三、三相体系的相对渗透率第20页第21页四、相对渗透率的测定和计算1.稳态法第22页◆末端效应定义：在岩心端面，由于毛细管孔道突然失去连续性而引起的距岩心端面一定范围内湿相饱和度偏高和出口见水出现短暂滞后的现象。消除办法：1）增大流速，减少末端效应当影响范围；2）增加实验岩心长度，降低末端效应存在长度占岩心总长度的百分数；3）三段岩心法。第23页2.非稳态法（又分为恒速法和恒压法）第24页2.非稳态法（又分为恒速法和恒压法）11()()[((]()()roweoweKSfSddVtIVt()()()()()()()wewiooweSSVtfSVt()()()oouuLuQtLIKptKApt第25页第26页第27页4.用毛管压力曲线计算相对渗透率曲线基本理论:泊稷叶定律,单根毛管内的流量为:设单根毛管体积为V,则从毛管力定义出发:LPrq84LVrLrV/,22222)cos(4,cos2CCPrrP22242)cos(8CPLPVLPrq第28页假设岩石由n根不等直径的毛管所组成,其总流量为:又因为:Vi=VPI对实际岩石,由达西公式得:niiciPVLPQ1222)(2)cos(niicpiPVLPQ1222)(2)cos(10LPKAQ第29页则：又设任一根毛管孔道体积Vpi与所有毛管孔道总体积Vp的比值为该毛管孔道在总的毛管系统中的饱和度,即:Si=Vpi/Vp,Vp=Vpi/Si所以:=Vp/AL=Vpi/ALSi,则:Vpi=ALSi引入校正系数niiCPiPVALK122)(2)cos(niiCiPSK122)(2)cos(1022)cos(5.0ssCPdSK第30页作法如下：测出毛管压力曲线（Pc~Sw曲线），作成1/PC2~Sw曲线，并求出该曲线下包面积，即可算出岩石的绝对渗透率。第31页有效渗透率和相对渗透率计算:isssCWPdSK022)cos(5.0122)cos(5.0sssCOiPdSK10212CSCOroPdSPdSKKKi10202CSCwrwPdSPdSKKKi第32页引入：——孔隙介质中只有一种流体饱和时的遇曲度；wt——湿相的与迂曲度；nwt——非湿相的迂曲度；rwt=/wt——湿相的迂曲度比值；rnwt=/nwt——非湿相的迂曲度比值。minmin1SSSwtrwtnwtrnwtrnwtrnwtSSSS)1(min第33页102022//CSCrwtrwtPdSPdSKwt102122//CSCrnwtrnwtPdSPdSKwt第34页五、相对渗透率曲线的应用1.计算油井产量、水油比和流度比Ko=K•KroKw=K•Krw流度:流体的有效渗透率与其粘度之比。反应了流体流动的难易程度。流度比：指驱替相的流度与被驱替相的流度之比2.利用相对渗透率曲线确定储层中油水的饱和度分布、100%产纯水面的位置LPAKKQOroOLPAKKQwrwwMKKLPAKLPAKQQOWOOWWOOWWOW////OWM/水的流度油的流度第35页ABC产纯油油水同产产纯水100%含水油水混合带2080100Sw%液柱高度，m相对渗透率KroKrwSwiSor第36页第37页第38页OWWOWOWO)(11/111///3利用相对渗透率曲线分析油井产水规律定义：产水率是油水同产时产水量与总产液量的比值。第39页第40页wbSrwrowoaeKKKKwbSOWOWWOwaeKKf1111第41页2)1(wwbSOWbSo第42页曲线的特点：随Sw上升，开始、最后fw增大不多。中间段fw上升最快。分析大量的Kri曲线有：含水饱和度(Sw),%产水率(fw),%2040608010020406080100fw(Sw)01234wwSfwwSfwbSrwrowoaeKKKK第43页4利用相对渗透率曲线计算水驱采收率1oiororDoioiSSSESS第44页15．从某一油层取一有代表性的岩样，用半渗透隔板法以油驱水测得毛管压力曲线,同时还测得该岩样的相对渗透率曲线。实验中所用的油水均为该油层的原油和地层水。从许多测定资料综合判断，该油层的自由水平面为海拔-3180m，地层条件下油水密度差为0.3g/cm3，求①该油层的油水界面位置，②油水过渡带厚度③水驱采收率。3cmg，求该油层的油水界面位置及油水过渡带厚度。第45页3cmg，求该油层的油水界面位置及油水过渡带厚度。020406080100------2.0-1.6-1.2-0.8-0.4-0含水饱和度%相对渗透率2.0-1.6-1.2-0.8-0.4-0------020406080100含水饱和度%毛管压力公斤力/厘米2第46页3cmg，求该油层的油水界面位置及油水过渡带厚度。17．如果孔隙最窄处的半径为10-4cm，油气表面张力为30mN/m，由于低于饱和压力，油中已经出现半径为3×10-4cm的气泡，试计算气泡通过此孔隙时需要多大的压差？设油的比重为0.85，那么此压差相当于多高的油柱？第47页3cmg，求该油层的油水界面位置及油水过渡带厚度。18．某岩样的油水毛管压力试验结果如下油水毛管压力试验结果Pc（Mpa）00.03030.03650.03860.07240.10820.2413Sw（%）10010090.182.443.732.229.8⑴若该岩样取自距油水界面以上30.48m的一个点，已知油水密度分别为1.025g/cm3和0.7208g/cm3，试估计该剖面的含水饱和度；⑵若油水界面张力σcosθ为25mN/m，并且该岩样的孔隙度为18%，渗透率为100×10-3μm2，已知汞的界面张力370mN/m，请绘出渗透率为25×10-3μm2，孔隙度为13%，具有类似岩性的一个样品的压汞毛管压力曲线。第48页