油水相對滲透率曲線詳述

油水相對滲透率曲線第一頁，共六十一頁。

前言油水相對滲透率資料是研究油水兩相滲流的基礎，是油田開發(fā)參數(shù)計算，動態(tài)分析，以及油藏數(shù)值模擬等方面不可缺少的重要資料。它可直接應用：計算油井產(chǎn)量，水油比和流度比；分析油井產(chǎn)水規(guī)律；確定油水在儲層中的垂向分布；確定自由水面；計算驅油效率和油藏水驅采收率；判斷油藏潤濕性等。因此，獲得有代表性的相對滲透率資料對油田開發(fā)十分重要。第二頁，共六十一頁。前言相對滲透率表示成飽和度的函數(shù)，但它還受巖石物性、流體性質、潤濕性、流體飽和順序以及實驗條件的影響。實際上，相對滲透率很聰明地把所有影響兩相滲流的因素都概括到這條曲線中，使其能把單相滲流的達西定律應用到兩相滲流中。前面幾項是儲層的固有屬性，而實驗條件是我們如何獲得有代表性相對滲透率曲線的關鍵。下面，我們首先介紹影響相對滲透率曲線的因素。第三頁，共六十一頁。

影響相對滲透率曲線的因素巖石孔隙結構的影響

由于流體飽和度的分布及流動渠道直接與巖石孔隙大小，幾何形態(tài)及其組合特征有關，因而孔隙結構會直接影響相滲曲線。

1.毛細管;2.白云巖;3.未膠結砂巖;4.膠結砂巖

第四頁，共六十一頁。影響相對滲透率曲線的因素高滲，大孔隙砂巖兩相共滲區(qū)范圍大，共存水飽和度低，端點相對滲透率高；孔隙小，連通性好的巖芯共存水飽和度高，兩相流覆蓋飽和度范圍較窄，端點相對滲透率也較低；孔隙小，連通性又不好的巖芯兩相區(qū)和端點相對滲透率都低。第五頁，共六十一頁。

影響相對滲透率曲線的因素潤濕性的影響從強親油到強親水，油相相對滲透率逐漸增大，水相相對滲透率逐漸減小，相對滲透率交點右移。潤濕性的影響與油水在巖石孔隙中的分布有關。親水：水在小孔隙或巖石表面或邊角；親油：水呈水滴或在孔道中間第六頁，共六十一頁。

影響相對滲透率曲線的因素用相對滲透率曲線可以判斷潤濕性經(jīng)驗法則（1）水濕油濕束縛水飽和度>20-25<10%

交點飽和度>50%<50%Kw(Sor)<30%>50%

（2）如果氣－油相對滲透率曲線中的油相相對滲透率與水－油相對滲透率曲線中的水相相對滲透率相近，則巖樣是水濕的；注意：此方法只能用于強潤濕行為的定性判斷，對于中間潤濕性或混合潤濕性，則無規(guī)律可循。第七頁，共六十一頁。

影響相對滲透率曲線的因素流體粘度比的影響當粘度比相差不大時，基本沒有影響。第八頁，共六十一頁。

影響相對滲透率曲線的因素流體粘度比的影響

當非濕相粘度很大時，非濕相的Knw隨非濕相/濕相粘度比增加而增加，并且可以超過100%；而濕相Kw與粘度比無關。粘度比的影響隨孔隙半徑增大而減小，當K>1達西時，其影響忽略不計。這可用水膜理論來解釋——潤濕膜起潤滑作用。第九頁，共六十一頁。

影響相對滲透率曲線的因素流體形態(tài)的影響有表面活性劑存在時，油水相態(tài)有三種：油為分散相，油為分散介質，乳化狀態(tài)。油水在孔隙介質中共同滲流，分散介質的滲流能力會大于分散相。第十頁，共六十一頁。影響相對滲透率曲線的因素飽和歷程的影響——滯后現(xiàn)象其滯后現(xiàn)象是由毛管壓力滯后引起的。非濕相的相滲受飽和順序的影響要遠大于對濕相的影響；濕相的驅替和吸入過程的相滲曲線比較接近。第十一頁，共六十一頁。

影響相對滲透率曲線的因素溫度的影響溫度升高，Swi增高，在相同Sw下，Kro提高，Krw略有降低，巖石變得更加水濕。機理是：溫度升高，分子熱運動增大，使原油粘度降低，表面吸附層變薄，流動孔道增大，流動阻力降低，而使Kro有所提高。當然，巖石熱膨脹會使孔隙結構發(fā)生變化，而帶來影響。第十二頁，共六十一頁。

影響相對滲透率曲線的因素驅替速度和界面張力的影響隨π(σ/μv)值減小，兩相相對滲透率都增大，兩相共同流動范圍變寬。顯然，這與非連續(xù)相的流動有關。應當注意；使非連續(xù)相流動π值必須呈數(shù)量級變化，只有使σ<0.01mN/m才有可能。第十三頁，共六十一頁。

影響相對滲透率曲線的因素巖石非均質（層理）的影響

在各向異性的Berea砂巖上發(fā)現(xiàn)，平行層理流動的相對滲透率值高于垂直于層理流動的相應值。同時沙粒大小、分布顆粒形狀以及方向性，孔隙大小分布，幾何形態(tài)，巖石比面以及后生作用等都會影響相滲曲線。第十四頁，共六十一頁。

影響相對滲透率曲線的因素上覆巖壓的影響上覆巖壓小于3000psi時對相對滲透率沒甚麼影響。當達到5000psi時就可以看到影響。主要是由孔隙結構的變化引起的。具體多大上覆巖壓發(fā)生影響，與巖石性質有關。在高壓地層應模擬上覆巖壓測定相對滲透率曲線。第十五頁，共六十一頁。

影響相對滲透率曲線的因素初始飽和度的影響初始含水飽和度增大會使整個曲線向右移動，即較高的初始含水飽和度可以得到較低的殘余油飽和度。特別對水濕情況影響明顯。對于高達20%初始水飽和度的油濕巖芯，飽和度再增加就看不出變化了。所以除特殊研究外，開始測定相對滲透率時，巖芯中的水量應該是其束縛水飽和度。第十六頁，共六十一頁。測量相對滲透率曲線的方法

穩(wěn)態(tài)法理論依據(jù)：忽略毛管壓力和重力作用的兩相不可壓縮、不互溶流體的一維滲流方程；做法：讓固定比例的流體通過巖樣，直到達到穩(wěn)定狀態(tài)（壓力分布、飽和度分布不隨時間而改變，各相流體在孔隙中分布達到平衡），求得此平衡狀態(tài)下的飽和度、壓力和流量，然后直接用達西定律計算油水相對滲透率。第十七頁，共六十一頁。穩(wěn)態(tài)法測定油水相對滲透率曲線常用飽和度測定方法：物質平衡法（體積法）根據(jù)物質平衡原理：流進巖芯的累積量-流出巖芯的累積量=巖芯中剩余量只要準確記錄下進入和采出巖芯的液量，就可計算出相應測量點下的流體飽和度。

其準確度取決于計量精度，以及死體積的大小。稱重法

根據(jù)油水密度不同，當飽和度不同時其質量也不同，通過秤重和油水密度差即可計算油水飽和度。第十八頁，共六十一頁。穩(wěn)態(tài)法測定油水相對滲透率曲線缺點：兩相密度差要比較大；每次測量都必須取下巖芯秤重，不僅麻煩，且易帶來誤差（如氣體膨脹和蒸發(fā)等）；測定過程必須恒溫電阻法

根據(jù)油水電阻率不同，在測試巖芯兩端插入電極，通過測定巖芯中的電阻率來確定巖芯的油水飽和度。優(yōu)點：比秤重法快，不那么繁瑣；缺點：精度差，因電阻率不僅與飽和度有關，還與流體在巖芯內的分布和巖石礦物組成有關。第十九頁，共六十一頁。穩(wěn)態(tài)法測定油水相對滲透率曲線其他測定飽和度方法還有：

X射線和γ射線吸收法、電容測量法、核磁共振法、真空蒸餾法以及微波吸收等方法。但這些除少數(shù)用于三相相對滲透率測定外，沒有普遍應用。飽和度測定方法的比較：外部測量方法（體積平衡和稱重法）：它提供的是平均值，不能顯示飽和度剖面分布，并且其誤差較大。特別是巖芯體積小和死體積大時。就地測量方法如果有準確校正方法更準確、可靠。它還可以提供飽和度剖面。但成本較高。使用不太方便。第二十頁，共六十一頁。測量相對滲透率曲線的方法穩(wěn)態(tài)法測定相對滲透率曲線應注意的問題：除了飽和度測定要準確外，主要是消除末端效應。末端效應是由于毛細管力突變引起的。出口段飽和度必須達到平衡飽和度才有潤濕相流體流出。末端效應隨流速加快而減小。第二十一頁，共六十一頁。測量相對滲透率曲線的方法減小末端效應的方法：賓夕凡尼亞法

該方法是把巖芯放在兩段與試驗巖樣類似的巖樣之間，使毛細管連續(xù)而消除末端效應。這種裝置也有利于兩相流體在進入巖樣前充分混合。其缺點是必須把巖樣取下秤重測定飽和度。第二十二頁，共六十一頁。

非穩(wěn)態(tài)相對滲透率測定方法采用Johnson(JBN)方法該方法以下列假設為基礎：流動是一維并穩(wěn)定的；巖芯為線性均質的；毛細管力的作用與粘滯力作用相比可以忽略不計。通常這些假設得不到滿足，巖芯多半是非均質的，驅動力往往比較小，混合潤濕性等等。第二十三頁，共六十一頁。

影響非穩(wěn)態(tài)相對滲透率測定的因素毛細管作用的影響水濕情況：末端效應明顯入口端：水自發(fā)滲吸，油逆向流出?？梢栽谌肟诩右粋€水濕園盤以減少這個作用；出口端：只有水飽和度足夠高時，水才流出。當油粘度不太高時，用非穩(wěn)態(tài)法只能在很小的飽和度范圍內獲得相對滲透率解決方法：水濕巖芯最好用穩(wěn)態(tài)法，或用較高驅替壓力。第二十四頁，共六十一頁。影響非穩(wěn)態(tài)相對滲透率測定的因素毛細管壓力末端效應可以用無因次流動參數(shù)E表示：

E=Pcb/ΔP

ΔP：初始壓差；Pcb：原始飽和度下的毛管壓力；這個參數(shù)有一個臨界的數(shù)值范圍當E>0.1時，隨著E的增加，油和水的相對滲透率都降低；在E<0.1時，末端效應數(shù)不影響相對滲透率。這個參數(shù)在相似模擬中就是π1,這也是為甚麼要求μVL〉1的原因。第二十五頁，共六十一頁。影響非穩(wěn)態(tài)相對滲透率測定的因素控制最終流體飽和度的關鍵流動參數(shù)是毛細管數(shù)Nca：

Nca=μwV/σ

毛細管數(shù)是粘滯力與孔隙級別上的毛細管力之比，或說驅替壓力梯度與毛管壓力梯度之比。當Nca〉10-5時，殘余油飽和度隨Nca增加而減小，隨著油飽和度降低，殘余油時的水相滲透率增加。因而，此時端點水相相對滲透率Krwo是Nca的增函數(shù)。這個參數(shù)在相似模擬中就是π2，在三次采油中主要考慮這個參數(shù)。第二十六頁，共六十一頁。影響非穩(wěn)態(tài)相對滲透率測定的因素油濕巖芯：入口端沒有末端效應，在出口端只有當驅替壓力梯度超過毛管壓力梯度時油才流出來。隨末端效應數(shù)E增加，油水相對滲透率都降低，殘余油飽和度增加，巖芯內部最終飽和度不均勻。殘余油飽和度隨流速增加稍有降低，但水滲透率增加很快。這是因為油在出口容易產(chǎn)出引起的；對于Nca，油水相對滲透率都隨Nca增加而增加；油濕巖芯若同時消除E和Nca的影響，巖芯最小應為10m?；旌蠞櫇裥詭r芯：類似油濕，但毛管作用僅為油濕的十分之一，故E的臨界數(shù)近似為1，Nca為10-8。第二十七頁，共六十一頁。影響非穩(wěn)態(tài)相對滲透率測定的因素指進的影響當流動性好的流體驅替流動性較差的流體時，驅替是不穩(wěn)定的，驅替前緣形成指進，非均質性加劇了指進過程。指進導致提前突破，出口有較長時間的兩相流動；其驅替不是一維的，也不是穩(wěn)定的，因此JBN方法不再嚴格適用；指進現(xiàn)象用兩個參數(shù)描述；

M>1M——Krwroμo/μw

I為非穩(wěn)定性數(shù)；v——

表觀速度；d——

巖芯直徑；

第二十八頁，共六十一頁。影響非穩(wěn)態(tài)相對滲透率測定的因素對水濕情況：I應小于4152；毛細管作用阻滯了指進的增長，并且，由于Krwro<<1,即使μo/μw值較大，M也小于1。因此多半是穩(wěn)定的。對油濕和混合潤濕情況：指進比較嚴重，I應小于74。毛細管作用與粘性指進要求驅替條件正好矛盾：因為毛細管作用趨向于減弱粘滯的不穩(wěn)定性，在低速下，指進小，但毛細管末端效應大，而在高速下，指進大，毛細管末端效應小。隨著非穩(wěn)定數(shù)I增加，油相滲透率降低，水相滲透率增高，油指數(shù)增大，水指數(shù)減??；Sor隨非穩(wěn)定性加劇而升高。第二十九頁，共六十一頁。影響非穩(wěn)態(tài)相對滲透率測定的因素非均質性的影響非均質性加劇了粘性指進的作用，特別對油濕和混合潤濕性更為明顯。對層狀非均質用非均質性參數(shù)描述:H=q*(Kb/Kl)(ω/L)Kb：最高滲透層滲透率；Kl：最低滲透層滲透率；

ω：非均質性的特征寬度；L：體系長度；

q*=1/E。非均質性增大，會使用JBN方法獲得的油相相滲透率降低，水相滲透率增加。第三十頁，共六十一頁。影響非穩(wěn)態(tài)相對滲透率測定的因素這些參數(shù)的臨界范圍如表：油黏度低，介質均勻，那么只有E和Nca是重要的；對于黏度高的油，I的重要性增強，對于非均質巖石，H也是重要的。這些參數(shù)的臨界范圍與潤濕性息息相關。參數(shù)ENcaIH臨界范圍水濕混合潤濕油田范圍實驗室范圍〉0.01〉1<0.010.01-10〉10-5〉10-8<10-610-8-10-5〉4152〉74<105<106〉0.2〉0.020.01-10.01-10第三十一頁，共六十一頁。影響非穩(wěn)態(tài)相對滲透率測定的因素結論：實驗室非穩(wěn)態(tài)相對滲透率實驗，理想上應該在關鍵流動參數(shù)的數(shù)值與油田數(shù)值相符合的條件下進行，實際上，這在實驗室是不可能實現(xiàn)的。退其次，最好也要在非臨界范圍內進行。對于輕油的均勻水濕或油濕巖石這是容易實現(xiàn)的，應遵守Rapoport的標配準則。對于黏度比較大和非均質，混合潤濕性巖石，高流速的Rapoport原則就不適合了。非穩(wěn)態(tài)實驗應在油田速度下進行。毛細管作用和指進應綜合考慮，抓住主要矛盾，才是正確的方法。第三十二頁，共六十一頁。影響非穩(wěn)態(tài)相對滲透率測定的因素基于黏度比對相對滲透率影響不大的假設，為了照顧毛細管作用和粘性指進的影響，以及黏度比太小得不到完整曲線的問題，所以測量時可以與油田實際黏度比不同，根據(jù)上述臨界范圍綜合考慮，適當選擇黏度比。巖樣盡量選擇均質，其孔隙結構，礦物組成要有代表性第三十三頁，共六十一頁。穩(wěn)態(tài)與非穩(wěn)態(tài)方法的比較穩(wěn)態(tài)方法確定的相對滲透率曲線可得到較大的飽和度范圍，直接測量飽和度，計算基于達西定律，因而具有最大的可靠性。缺點是耗時長，成本高。非穩(wěn)態(tài)法簡單、方便，用時少；缺點是兩相流飽和度小，特別對水濕巖芯、非均質巖芯和低粘度流體更為嚴重。第三十四頁，共六十一頁。相對滲透率的測定巖樣的代表性——均質，滲透率代表油田；保持原始潤濕性潤濕性改變的可能性

取心－鉆井液侵入，壓力和溫度的變化

儲存－氧化、蒸發(fā)

制備－取樣、清洗第三十五頁，共六十一頁。潤濕性改變的可能性

鉆井液引起潤濕性的改變所有油基和乳化泥漿都使水濕向油濕轉變，或減弱水濕；水基泥漿對水濕樣品影響較小，但有幾種添加劑（如表面活性劑）會使水濕減弱；也有某些組分（如石灰、燒堿等）會使油濕轉為水濕；只有巖鹽和重晶石對潤濕性無影響；密閉取心液的影響尚無人作系統(tǒng)研究，但其中的CMC、酸化油對潤濕性會有影響。認為油基泥漿取心最好是錯誤的。第三十六頁，共六十一頁。潤濕性改變的可能性解決辦法：

使用不加表面活性劑的平和鉆井液

pH接近中性（10－12），CMC改用黃孢膠。對潤濕性影響的鉆井液順序（最小可能性）（1）儲層鹽水或配制的儲層鹽水，油藏原油（必須新鮮，防止氧化）；（2）只含無機鹽和膨潤土的水基液（pH中性），無添加劑的精制油；（3）由無機鹽、膨潤土、淀粉和聚合物組成的水基液

（平和鉆井液）（4）常規(guī)水基液，低表面活性劑含量的油基液；（5）常規(guī)油基液（常規(guī)巖心分析最好）。第三十七頁，共六十一頁。潤濕性改變的可能性壓力和溫度變化的影響

主要是瀝青質和石蠟析出會影響潤濕性，解決辦法是最好在井場用穩(wěn)定的油替代巖心中的油，立即恢復到油藏條件。高壓取心在冷凍時由于冰的嵌入會改變結構，破壞伊利石分布狀態(tài)，使高嶺石運移等；冷凍還會引起瀝青質沉淀和石蠟析出，不適合測定潤濕性。第三十八頁，共六十一頁。潤濕性改變的可能性避免蒸發(fā)、氧化和污染

輕質餾分損失或重質餾分沉積和氧化都會使?jié)櫇裥宰兓?，其改變方向難于判斷（向油濕反向轉化可能性大）用于測定潤濕性和相對滲透率的巖心應避免在井場進行詳細描述，或侵入鹽水中加以保護保護方法：巖心防護套密封法侵入脫氧鹽水或脫氣原油中帶塑料內襯的巖心筒－適于疏松巖心第三十九頁，共六十一頁。潤濕性改變的可能性避免加熱抽提

除去天然吸附有機質，使巖心更水濕；除去水留下原油重質餾分，使其油濕。切割巖心－用配制的地層鹽水作切割液；對粘土敏感巖樣，用清潔礦物油作切割液。清洗巖心－（1）無溶劑法：根據(jù)所用鉆井液，分別用鹽水或未氧化脫氣油驅替。避免與任何溶劑接觸第四十頁，共六十一頁。潤濕性改變的可能性（2）溶劑抽提法石油醚或汽油清洗－用巖心夾持器CCl4－會使孔隙結構發(fā)生變化甲苯－使親油向中性變化，清洗不干凈苯加酒精、CHCl3/甲醇、甲苯/甲醇、CHCl3/丙酮等混合溶劑－可致水濕酸性溶劑（氯仿、乙醇、甲醇等）更有效地清洗砂巖；而堿性溶劑（二惡烷、吡啶等）更有效清洗灰?guī)r第四十一頁，共六十一頁。潤濕性改變的可能性溶劑抽提存在的問題：熱抽提會使粘土脫水，抽提溫度不宜超過60℃；溶劑不易滲入小孔隙；使隙間水蒸發(fā)掉，原油接觸巖石，親油性增強建議：對原態(tài)（天然新鮮的）巖心潤濕性測定最好用無溶劑法；對常規(guī)分析用CO2溶劑抽提，恒溫、恒濕干燥。第四十二頁，共六十一頁。潤濕性改變的可能性用新鮮巖心測定相對滲透率的缺點：保存困難、費時，由于氧化、壓力、溫度變化等多重因素，實際很難保持原始潤濕性?；謴蜐櫇裥裕M油藏過程使之恢復到原來的油藏潤濕性恢復潤濕性的步驟：清洗巖心－除去所有極性物質模擬油水運移過程油藏條件老化，達到吸附平衡第四十三頁，共六十一頁。潤濕性改變的可能性清洗巖心－必須使巖心清洗至強親水推薦作法：先用甲苯?jīng)_洗，除去烴類和瀝青質，再用氯仿/甲醇抽提；50/50甲苯/甲醇（含1％NH4OH）清洗；三步法：甲苯，冰醋酸，乙醇清洗清洗溶劑的好壞與巖石、原油形質有關，對某些有效，對另一些則無效，需嘗試。巖心干燥會造成永久性潤濕性翻轉，很難清洗第四十四頁，共六十一頁。潤濕性改變的可能性模擬油水運移過程

巖心飽和脫氣地層水，用新鮮脫氣油驅替至束縛水飽和度，油水飽和度盡量與儲層相同。注意：原油必須新鮮，氧化后形成的油水界面膜會吸附在巖石表面，而改變潤濕性；（不銹鋼罐和鹽水加速氧化，應存放在涂環(huán)氧樹脂罐中，并用氮密封；可用紅外光譜測定氧化值，確定氧化程度）原油中不含任何外加表面活性劑第四十五頁，共六十一頁。潤濕性改變的可能性老化過程－恢復潤濕性的關鍵老化時間：一般需1000小時達到潤濕平衡；也有報導，需3－6天，Cuiec介紹有兩個油藏，只需幾小時就與1000小時的結果相同。老化時間需通過實驗確定，潤濕性改變主要在前2－3星期。束縛水存在使老化時間延長，但必須有束縛水。老化溫度：必須在油藏溫度下進行。溫度提高，吸附減少，脫附增大；水膜易破裂，老化時間減少；影響瀝青－膠質的溶解。老化壓力：低壓老化通常比高壓更親油。第四十六頁，共六十一頁。有關潤濕性的幾點看法相對滲透率資料最好由保持油藏潤濕性的原態(tài)巖心獲取，否則應采用恢復潤濕性的巖心；強水濕巖心不要使用非穩(wěn)態(tài)JBN法，因高速、高粘度油，流體無時間達到潤濕平衡，使油濕性增強，推薦使用穩(wěn)態(tài)法；油濕巖心殘余油飽和度對流速較敏感，并使Kw(Sor)明顯增大，建議在油田流速下進行實驗，用考慮毛細管力的數(shù)值模擬計算相滲；第四十七頁，共六十一頁。有關潤濕性的幾點看法混合潤濕性巖心在低Sw下，Pc>0，高Sw下，Pc<0，毛細管末端效應比較弱，而流速和總流量影響較大，建議在油田速度下進行測定，并且其注入倍數(shù)要遠遠大于標準規(guī)定的

20PV；第四十八頁，共六十一頁。相對滲透率曲線的異常雙河油田1985年底異常相滲曲線統(tǒng)計結果第四十九頁，共六十一頁。相對滲透率曲線的異常典型的異常相滲曲線第五十頁，共六十一頁。相對滲透率曲線的異常海外某油田砂巖樣品第五十一頁，共六十一頁。相對滲透率曲線的異?？紫督Y構的微觀非均質性巖性（礫巖等）差異粘土礦物的水化膨脹地層微粒尤其是非粘土微粒的運移堵塞實驗條件的控制或操作不當導致相對滲透率曲線異常的主要原因第五十二頁，共六十一頁。克服此類異常的方法中～高滲透性砂巖克服此類異常的方法選擇水驅速度：以克服末端效應為主水相含鹽度：采用地層水配方低滲透性砂巖選擇水驅速度：不得大于臨界流速水相含鹽度：采用高于臨界鹽度的標準鹽水原油老化有人提出，應用相對滲透率在高含水飽和度下的S型特征、流動方向逆轉時相對滲透率端點的變化（顆粒運移），來判斷地層傷害。第五十三頁，共六十一頁。幾點看法相對滲透率曲線四個端點的重要性數(shù)值模擬中基本不調四個端點，其他都是可調的。束縛水飽和度三種建立束縛水飽和度方法的比較看出，油水