1、第三章 储层中多相流体的渗流特性,储层岩石中的界面现象储层岩石的润湿性储层岩石中的毛管压力储层岩石中的各种阻力效应储层岩石中的相对渗透率,第一节 储层岩石的界面现象,一 两相界面的自由表面能,分子B,分子A,分子B在液相内部,它所受的分子合力为零,可以在液相内自由运动.,分子A在界面层,它所受的分子合力不为零,其合力指向液体内部, 因此,如果要把液相内部的分子移动到液体表面就必须克服这个 合力而做功,即:表面层分子比内部分子具有多余的能量.,表面自由能:这种表面分子比液体内部分子多余的能量就称为表面自由能。 比表面能：用单位面积具有的自由表面能的大小来表示。 例1、皂膜的拉伸实验,设一边可以自
2、由活动的金属框架上有一皂膜，如果要将皂膜拉伸，必须在沿图示方向施加一个外力F，如果移动距离为dx,则外力所做的功为：,x,L,dx,F,每单位长度上的作用力，即表面张力,表示形成单位面积所消耗的功，即比表面能,例2、皂泡的收缩设皂泡的半径为R，则总表面自由能为 假如半径减少dR，那么自由表面能的变化为：皂泡的收缩使表面自由能减少，要使收缩的趋势改为平衡，皂泡内的压力必须大于泡外压力，压差作功为：当达到平衡时，W一定等于表面自由能的减少,2、表面张力或表面自由能的几个性质界面自由能或表面张力产生的根本原因是分子间的引力，即由于相同分子或不同分子之间分子引力的差异所构成。,两相界面层表面能是由界面
3、层分子力场的不平衡所致 自由表面能具有如下性质： （1）只有存在不互溶的两相时自由表面能才存在。 （2）界面越大，自由表面能越大。 （3）表面或界面是具有一定厚度的界面层。 （4）两相界面层自由表面能的大小与两相分子的性质有关。 （5）还和物质的相态、密度，分子量有关，通常,在两相界面上，表面张力是以能量的形式存在的，在三相周界上存在表面张力。,油,3、油藏流体间的界面张力,静吸力=内聚力-附着力1.油气界面压力的影响：p,Rs,o,内聚力g,附着力，静吸力所以：温度的影响：Tog,内聚力附着力所以：静吸力，,2.油水界面无溶解气的油水体系温度、压力对油水密度和热力学性质影响大体相同。有溶解气
4、的油水体系 ppb时，p,Rs,o, w不变内聚力不变，附着力下降，所以：静吸力上升，ppb时，P，o , 油水密度差下降， ,二 界面吸附现象及其和界面张力的关系,吸附：溶解于两相系统中的物质，自发地聚集到两相界面层并急剧降低该界面层的表面张力的现象。 表面活性剂：被吸附在两相界面上、且能大大降低界面张力的的物质叫做表面活性物质或称表面活性剂。,表面活性剂是一种两亲分子，含有一个极性端和一个非极性端 就其极性而言，可以把原油的组分分为非极性物质和含有极性的活性物质两类。 烃类是非极性物质，烃与氧、硫、氮的化合物是活性物质。 原油是表面活性物质和非极性烃类的一种溶液。,第二节 储层岩石的润湿性
5、,一、润湿现象（润湿性）的含义 二、结合功和附着功 三、润湿接触角 四、影响润湿性的因素 五、润湿滞后现象 六、油藏岩石的润湿性 七、润湿性的测定方法 八、润湿性对油水分布和驱油效率的影响,润湿性：非混相流体在固体表面上的流散现象。,一、润湿现象（润湿性）的含义,通过实验不难得出几个结论： 润湿总是发生在三相体系中，一相为固体，另两相为流体。 润湿是三相共存时，三种相界面上自由表面能平衡的结果。 润湿现象主要表现在两相流体在固体表面上争夺面积，它与三个相界面上各自的自由表面能大小有密切关系。其中固相与那一相液体的界面张力低，固体就亲哪一相液体,或者说哪一相液体容易沿固体表面流散。 润湿是相对的
6、而不是绝对的。一种流体同A种流体相比较为湿相,而同B种流体相比较又为非湿相了。如在石英表面上,当油水两相存在时，油为非湿相；但当油气共存时，油又为湿相了。,结合功：将面积为1cm的纯液体拉开所做的功。,液,液,液,需做功,释放能量,二 、结合功和附着功,附着功可以表示液体在固体表面的附着能力,附着功越大，液体越不容易从固体表面上剥下来，固体表面越亲该液体。附着功可以用来表示固体表面的润湿性,气,液,固,需做功,附着功：将面积为1cm2的固液界面拉开所需所做的功。,气,液,固,三 、润湿接触角,气,液,固,sl,lg,sg,根据力的平衡条件有：,杨裘皮公式,标定的规定： 穿过密度大的相,讨论:,
7、 =0o时:cos=1, =180o时: cos=0 ,W附=0,液体在固体表面的附着功等于液体本身的结合功，也就是说液体与固体表面的吸引力等于液体本身的吸引力。这时，液体在固体表面上就象在液体本身表面上一样，此时液体在固体表面上完全铺展，称完全润湿。,即从固体表面把液体剥下来，不需要做功。即固体对液体分子没有吸引力。因而液体在固体表面上完全不粘附，即完全不铺展，称完全不润湿。,四 润湿滞后现象,前进角1:湿相驱非湿相的角 后退角2:非湿相驱湿相的角,定义:三相接触周界沿着固体表面移动迟缓而产生润湿接触角改变的现象.,产生润湿滞后的原因:1 液体和固体表面的污染；2 表面的粗糙；3 大分子的表
8、面不可动性；4 表面活性物质在固体表面的吸附和脱附过程都需要时间。,润湿滞后的分类:(1) 静润湿滞后(2) 动润湿滞后,(1) 静润湿滞后,(2) 动润湿滞后,由于润湿次序的不同引起的接触角变化,表示静润湿滞后现象的严重程度,启示:测定润湿接触角时必须等到其平衡了才能测定.,由于移动速度引起接触角的变化,现象:运动速度越大，则动润湿滞的现象越严重，当运动速度超过某一临界值后，会发生润湿反转现象。速度很大时，可能使前进角变大，使水驱油相对渗透率曲线具有亲油岩石的特点.,启示:油田注水速度不能过快,否则会影响驱油效果.,1 油藏岩石的润湿性亲水(water wet)(地质学家)亲油(oil we
9、t)(化学家)部分润湿或混合润湿斑状润湿(斑点、斑状润湿),五 油藏岩石的润湿性及其影响因素,2 影响油藏岩石润湿性的因素(1) 岩石的矿物组成亲水矿物:水云母、石英、石灰石、白云岩、长石.粘土矿物对岩石的润湿性影响较大,如蒙脱石、泥质胶结物的存在回增加岩石的亲水性.而绿泥石粘土可局部改变岩石表面为亲油等等.油藏岩石之间的润湿性存在着显著的差异.,（2）流体的性质对润湿性的影响体现在三个方面:A、原油中主要成分即不同烃类(非极性)的影响随碳原子数的增加,接触角增大.B、原油中的极性物质(各种含O 、S 、N的化合物)影响程度各不同,有的使润湿性发生转化,有的影响甚微C、原油中活性物质的影响石油
10、中的胶质和沥青就是活性物质,它们很容易吸附在岩石的表面上使其表面成为油湿.且沥青的吸附十分强烈,常规的岩石清洗法都无法将其去掉.,（3）矿物表面粗糙度的影响,随着浓度的增加，只发生润湿程度的改变，而不生润湿反转。,（4）表面活性物质的影响,水溶性表面活性物质可使岩石表面亲水化,油溶性表面活性物质可使岩石表面亲油化,润湿指数,润湿指数,1,-1,0,-1,1,0,油湿,水湿,浓度C,油湿,水湿,浓度C,随着活性剂浓度的增加，由亲油变为亲水，亲水变为亲油，发生了润湿反转,六 岩石润湿性与水驱油的关系,1 润湿性对油水在岩石孔道中分布的影响 2 润湿性决定孔道中毛管力的大小和方向 3 润湿性影响地层
11、中微粒的运移,1 润湿性对油水在岩石孔道中分布的影响,(1) 静态分布的影响,亲水岩石,亲油岩石,油: 孤滴状 水: 迂回状,油: 迂回状 水: 迂回状,油: 迂回状 水: 环 状,油:迂回状 水:孤滴状,油: 迂回状 水: 迂回状,油:环 状 水:迂回状,(2) 动态分布的影响,亲水岩石,亲油岩石,驱替过程:非润湿相驱替湿相的过程。随着驱替过程的进行， 湿相饱和度逐渐降低，非湿相饱和度逐渐增加； 吸吮过程:湿相驱替非湿相的过程。随着吸吮过程的进行，湿相饱和度逐渐增加，非湿相饱和度逐渐降低。,渠道流态:油水在岩石孔道中流动时,油水沿各自的一套相互 连通的渠道网流动的状态.,2 润湿性决定孔道中
12、毛管力的大小和方向,3 润湿性影响地层中微粒的运移,启示:当生产或注水压差很小时,毛管力对于驱油起着重要的作用,亲水岩石水湿颗粒在束缚水膜保护下不流动,油田注水后水湿颗粒随水流走,不会在孔隙窄口处形成桥堵,具有混合润湿的颗粒处在油水界面上,虽可流动,但不能随流体带走,只能在界面上作不同方向的移动,油田注入油水互溶剂后,界面将释放颗粒,产生运移,形成桥堵,损害地层.因此在使用互溶剂时必须考虑油层中的微粒运移,4 润湿性对油田采收率的影响,油藏岩石的润湿性不同,向地层中注入同样孔隙体积倍数的水时,其原油的采收率却不同.,润湿性对油藏水驱油采收率的影响既重要但也十分复杂,乃目前许多学者研究的热点.,
13、七.油藏岩石润湿性的测定,这种方法的特点：.原理简单，测量过程和结果直观；.测量条件要求严格。如矿物表面要十分光滑、洁净且没有污染；要求恒温条件，因为温度变化会引起较大误差；.测量时间长，液滴稳定平衡时间需要几百到上千小时；.该方法不能直接测量油层岩石的润湿接触角。测量结果：接触角075为亲水，75105为中间润湿， 105180为亲油,1.接触角法,2.自动吸入法(简称自吸法),判定法则:若吸水量大于吸油量,则岩石亲水,反之亲油.若两者 相近则为中间润湿.,优点:方法简单,比较接近油田实际. 缺点:只能定性确定油藏岩石的相对润湿性.,3.自吸离心法,判定法则: 若水排比接近或等于1,油排比接
14、近于零,则亲水 若油排比接近或等于1,水排比接近于零,则亲油 若水排比接近或等于油排比,则为中间润湿,优缺点:比较接近油田实际,可以定量或半定量确定油藏岩石的 润湿性.但仪器昂贵,我国很少用.,4.自吸驱替法(Amott法),由润湿指数评价岩石润湿性,5.其它方法,(1).毛管压力曲线法 (2).相对渗透率曲线法 (3).染料吸附法 (4).核磁松弛法,第三节 储层岩石的毛管压力曲线,一、任意曲面的附加压力 二、毛管中液体的上升(与下降) 三、毛管孔道中的各种阻力效应 四、毛管压力曲线的测定与换算 五、毛管压力的滞后现象 六、毛管压力曲线的分析 七、毛管压力曲线的应用,拉普拉斯方程,一、任意曲
15、面的附加压力(强),讨论:,(1).毛管中弯液面为球面时,毛管压力,毛管压力Pc:毛管中弯液面两侧非湿相压力与湿相压力之差,大小:,方向:指向弯液面内侧,(2).毛管中弯液面为平面时,(3).毛管中弯液面为柱面时,分析讨论:Pc与r成反比, r越小,Pc越大Pc与成正比, 越大,Pc越大Pc与cos成正比, 0或180,Pc越大,(4).毛管断面渐变时,(5).裂缝中的毛管压力,二、毛管中的液体上升,气-液系统:,油-水系统:,三点启示:,1.自由水面:毛管压力等于零的平面. 2.油藏中的油气界面和油水界面是镜面还是曲面? 3.油藏中的油气过渡带和油水过渡带谁宽?为什么?,三、毛管中的各种阻力
16、效应,1.当珠泡处于静止时,故油柱或液泡静态的毛管力效应P为:,球形曲面产生的毛管力,方向指向油相内,柱面产生的毛管力,方向也指向油相内,注意两 者方向 的不同,方向垂直指向毛管壁,2.在压差作用下,当珠泡欲运动时,两式相减得:,结论:即要使珠泡运动除了要克服PI所产生的液体摩擦阻力外,还必须克服PII所产生的附加阻力.,珠泡通过窄口的最大压差,3.贾敏效应,贾敏效应的不利面:在地层中容易形成水锁、气锁、 土锁.如油田开发中尽量避免地层脱气,排尽残酸,尽量避免钻井泥浆进入地层等等. 贾敏效应的有利面:泡沫驱、各种堵水技术等.,四、毛管压力曲线的测定,1、毛管压力曲线的定义,岩心中湿相饱和度与毛
17、管压力之间存在着某种函数关系。这种函数关系无法用代数表达式来表示，只有通过室内实验用曲线的形式来描述，这种曲线就是毛管压力曲线。,2、毛管压力曲线的测定、半渗隔板法、压汞法、离心机法,、半渗隔板法,半渗隔板法实验数据,半渗隔板法实验结果,1、毛管压力曲线 2、孔隙吼道频率分布曲线 3、孔隙吼道累计频率分布曲线,半渗隔板法的优缺点： 优点：能模拟油层条件，测量精度高，为经典方法。 缺点：测试时间长，测压范围小，岩心要求规则形状。,、压汞法,驱替(压汞)曲线,吸吮(退汞)曲线,退汞效率：指降压后退出的水银体积与降压前注入的水银总体积之比值。,压汞法的优缺点： 优点：测量速度快，测压范围大，对样品形
18、状无特殊要求。 缺点：不能模拟油层条件，汞有毒，实验后的岩心不能再用。,3、毛管压力曲线的换算,实验室条件：,油藏条件：,因为同一岩样中r相等，故有：,如将压汞法的毛管压力转换为油层条件下的毛管压力：,又如将压汞法的毛管压力和半渗隔板法所测的毛管压力对比得：,必须掌握任意两个条件下毛管压力的转换,五、毛管压力的滞后现象,压汞曲线,退汞曲线,再次压汞曲线,压汞曲线与退汞曲线不重合的原因：,1、捕集滞后压汞时，汞以连续状态进入岩石孔隙，退汞时，既有连续的汞也有非连续的汞。因此，在毛管压力相等时，退汞时的汞饱和度总是大于压汞时的汞饱和度。 2、拖延滞后（1）、压汞的大于退汞的（2）、压汞的大于退汞的
19、,六、毛管压力曲线分析,1、定性分析,初始段,平缓段,上翘段,2、定量分析,麻坑效应,阈压PT( 定义、求取),饱和度中值压力Pc50(可以用来计算喉道中值半径),最小湿相饱和度Smin,七、毛管压力曲线的应用,1、研究岩石的孔隙结构,启示：工程上确定注入水水质标准，泥浆暂堵剂的粒级大 小，聚合物驱中筛选高分子化合物，确定最佳粒级匹 配关系等。,2、评价岩石储集性能好坏,分选好 裂隙均匀 粗偏度,分选好 裂隙均匀,分选好 裂隙均匀 细偏度,分选不好 裂隙不均匀 粗偏度,分选不好 裂隙不均匀 细偏度,未分选,3、计算水驱油采收率,4、确定储层岩石的润湿性,（1）、面积比较法,（2）、润湿指数法,
20、润湿指数,判定法则： W=1 完全亲水 W=0 完全亲油 W=01 W1越亲水, W0越亲油。,（3）、视接触角法,判定法则： wo=0 完全亲水 wo=90 完全亲油 wo=090 wo0越亲水, wo90越亲油。,取og=0,cosog=1得：,视接触角法,5、计算过渡带内流体饱和度的分布和油水过渡带宽度,即利用上式可以将PcSw关系转化为hSw关系。,6、确定油层的平均毛管压力J(Sw)函数,问题的提出：,由等直径毛管束模型得：,C为与孔隙结构有关的常数,对于不同r的模型，r则代表平均毛管半径,则,或,毛管力J(Sw)函数主要用途： (1)、评价及对比油层 (2)、进行毛管压力曲线的平均
21、处理,7、计算岩石的绝对渗透率和相对渗透率,8、评价工作液对储层的伤害程度,8、评价工作液对储层的伤害程度,第五节 储层岩石的相对渗透率,一、有效渗透率和相对渗透率的概念 二、相对渗透率曲线的特征 三、影响相对渗透率曲线的因素 四、相对渗透率曲线的测定与计算 五、相对渗透率曲线的应用,第五节 储层岩石的相对渗透率,回顾岩石的绝对渗透率,设有一块砂岩岩心，长度 L=3cm，截面积A=2 cm2，其中只有粘度为1mpa.s的水通过，在压差P=0.2MPa下通过岩石的流量Q=0.5cm3/s.,如果岩心改用粘度3 mpa.s的油通过，在压差P=.2MPa的条件下它的流量Q=0.167cm3/s.,根
22、据达西定律得,由此可见:岩石的绝对渗透率是其自身性质的一种量度，为一 常数,并不因为所通过流体性质的不同而有所改变。,达西定律的假设前提：流体与岩石之间不发生任何物理化学反应多孔介质中只存在一种流体流动必须是在层流范围之内,问题的提出?,一 有效渗透率和相对渗透率的概念,1 有效渗透率,定义:有效渗透率是指多相流体共存和流动时,岩石允许各相流体的通过能力.记为Ko、Kg 、 Kw,水,油,实验:,70%的饱和粘度1mpa.s的盐水，30%的饱和粘度3mpa.s的油，p=0.2MPa ,Qw=0.3cm/s,Qo=0.02cm/s.,由此可见: 有效渗透率之和小于绝对渗透率Ko + Kw =0.
23、27 K绝=0.375 相渗透率与岩石中所含流体的多少有关,渠道流态,50%的饱和粘度1mpa.s的盐水，50%的饱和粘度3mpa.s的油，p=0.2MPa ,Qw=0.2cm/s,Qo=0.05cm/s.,（1）油水同时流动时，油水发生干扰。 （2) 毛管阻力对渗透率的影响。 （3）贾敏效应。 （4）静止液滴或珠泡所产生的附加阻力。,2、相对渗透率,水的流度,定义：多向流体共存时，每一相流体的有效渗透率与一个基准渗透率的比值.,基准渗透率的取值:1 岩石绝对渗透率K2 气测渗透率Kg3 Kswi,Kro+Krw +Krg100 %,3、流度与流度比,油的流度,流度比,二 相对渗透率曲线及其特
24、征,回顾前面的实验有:,表明:,相对渗透率和岩石中流体的饱和度间存在一定的关系, 但不是一个简单的关系,无法用代数表达式表示,所以 只有借助实验测出.,相对渗透率曲线:相对渗透率和岩石中流体的饱和度间的关系曲线.,相对渗透率曲线特征,五点:(1) Swi (2) Sor (3) Kro(swi)(4) Krw(sor) (5) Sw(krw=kro),Swi,Sor,Kro(swi),Krw(sor),Sw(krw=kro),两线: (1) 油相相对渗透率曲线KroSw (2) 水相相对渗透率曲线KrwSw,三区:A区 单相油流区 C区 单相水流区B区 油水同流区(两相流动区),三 影响相对渗
25、透率的因素,1.岩石孔隙结构的影响,现象:高渗透高孔隙的两相共渗区范围大,束缚水饱和度低;低渗透小孔隙的则正好相反.,原因:大孔隙具有比小孔隙更大的渗流通道,油水都不能流动的小孔道很少.,2.岩石润湿性的影响,润湿接触角与油相相对渗透率的关系,随着润湿接触角的增加,油的有效渗透率逐渐降低,原因:亲水岩石水分布在细小孔隙、死空隙或颗粒表面上,这种分布方式对油的渗透率影响很小;而亲油岩石在同样的饱和度条件下,水是以水滴、连续水流的形式分布在孔道中阻碍着油的渗流.,现象: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。,确定岩石润湿性的克雷格法则,启示:要得到有代表性的相对渗透率曲线,
26、实验室测定的整个过程中都必须保持岩石原有的润湿性.,3.油水饱和顺序（饱和历史）的影响,观点一:非湿相吸入过程的相对渗透率总是低于驱替过程的数值,而湿相的相对渗透率与此无关.,解释:1 从润湿性的影响方面来理解2 捕集滞后: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。3 粘性滞后: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。,观点二:非湿相吸入过程的相对渗透率总是低于驱替过程的数值,而湿相吸入过程的相对渗透率总是略高于驱替过程的值.,两点启示:1 在实验室测定相对渗透率曲线时应尽量模拟实际生产过
27、程, 即选择是采用吸吮型测定还是驱替型测定。2 在应用相对渗透率曲线资料进行油田开发指标计算时,要按照实际油藏形成和开采的物理过程,来确定应该选用驱替所测的相对渗透率曲线还是吸吮过程所测的相对渗透率曲线。,特征:等渗点右移 原因:1 高温使亲油岩石表面吸附的极性物质解附,使水吸附于岩石表面,导致Swi增加.2 使隔着水膜的含油孔道转化为含水孔道.3 导致岩石热膨胀4 导致油水粘度比变化,4.温度的影响(国际上有争议),启示:测定相对渗透率曲线时必须模拟油藏温度,5.油水粘度比的影响,启示:测定相对渗透率曲线时必须用地层原油和地层水.,6.界面张力的影响,启示:测定相对渗透率曲线时必须保证实验用
28、岩心、地层原油和地层水免遭污染.,7.上覆岩层压力的影响,启示:测定相对渗透率曲线时所施加的环压必须模拟油藏的 上覆岩层压力.,8.驱动因素(准数)的影响,启示:测定相对渗透率曲线时,必须保证室内实验与油层的 准数相等(油层的准数在106107之间)，即选择合适的实验驱动压力,准数:微观毛管压力梯度和驱动压力梯度的比值,四、相对渗透率曲线的测定和计算,相对渗透率 曲线的获取,直接测定,间接计算,稳态法,不稳定法,毛管压力曲线计算法,矿场资料计算法,经验公式计算法,(1)、稳态法,、实验流程与步骤,、确定岩心中饱和度的常用方法,A、物质平衡法（体积法）,流进岩心的量-流出岩心的量=岩心中积聚量,
29、(三).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。,(四).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:,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 = VP I对实际岩石,由达西公式得:,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
30、度,即:Si = Vpi / Vp ,Vp= Vpi / Si所以: = Vp / AL = Vpi / ALSi , 则: Vpi = ALSi引入校正系数,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。,有效渗透率和相对渗透率计算:,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；r wt= / wt湿相的迂曲度比值；r nwt= / nwt非湿相的迂曲度比值。,五 相对渗透率曲线的应用,一、教学目的 重点了解相对渗透率曲线的应用，因为它是研究多相渗流的基础,在油田开发计算,动态分析,确定储层中油水气饱和度分布中都是必不可少的重要资料 二、教学重点、难点 掌握流度和流度比的概念，重点掌握利用相对渗透率曲线分析油井产水规律和油水接触面位置及产纯油的闭合高度。 三、教法说明课堂讲授 四、教学内容,1、计算产水率fw,2、计算产水率随饱和度上升的速度 （1） Sw fw （2）M fw 3、利用相对渗透率曲线和毛管压力曲线求油水过渡带的宽度 4、利用相对渗透率曲线求水驱采收率 采收率,
