储油（气）岩石的相（有效）渗透率与相对渗透率（相渗）.ppt

储油(气)岩石的相(有效)渗透率与相对渗透率
§1 基本概念
一、相(有效)渗透率
相(有效)渗透率:当储油(气)岩中存在两种或两种以上互不相溶流体共同渗流时,岩石对其中某一相的渗透能力量度就称为该相的相渗透率(有效渗透率)。
多相流体在储油(气)岩中的渗流机制就是有关相(有效)与相对渗透率问题。由于多相流体是在高度分散的孔隙介质中渗流,因而相(有效)渗透率、相对渗透率与多孔介质的表面现象有着极密切的关系。显然许多问题必须依靠表面现象知识才能阐明。
本章主要介绍相(有效)渗透率与相对渗透率基本概念、二相和三相(有效)渗透率与相对渗透率、有关相(有效)渗透率与相对渗透率测定方法及其在石油勘探和油气田开发中的应用。
这时达西定律(微分公式)应有如下形式:
下标 o、w、g——分别表示油、水、气;
——流速矢量(单位面积的体积流量);
k ——渗透率;
——粘度;
p ——压力;
——密度;
Z ——垂直方向上的高差(向上为正);
L ——在流体流动方向的距离。
代表流动方向上的位能项
水平流动时该项为0
因相渗透率不是岩石本身的固有性质,它受岩石孔隙结构、流体性质、流体饱和度等诸多因素的影响,因此它不是一个定值。在不同的条件下,相渗透率是千变万化的。为了找到它们的规律,也便于与绝对渗透率相比较,因此引入相对渗透率的概念。
二、相对渗透率
所谓相对渗透率是指某一流体的相(有效)渗透率与岩石绝对渗透率的比值。
其数学表达式为:
、、——分别为油、气、水的相对渗透率;
K ——为绝对渗透率。
相对渗透率虽然也受诸多因素的影响,但在岩石孔隙结构、流体性质一定时,它主要表现为流体饱和度的函数。因此通常用相对渗透率曲线来表示它。
§2 相对渗透率曲线的基本特征
一、两相体系相对渗透率曲线特征
(1936),他们以水作为润湿相,以二氧化碳作为非润湿相在未固结的砂层中实验的(曲线1)。(1940)同样以水作润湿相,二氧化碳作非润湿相在固结的砂岩上所作的试验如曲线2。这两条曲线由于孔隙介质不同稍有差异,但总的特征是一致的。
非润湿相
润湿相
随后人们做了大量的实验,在胶结和未胶结砂上测试油-水、气-水、油-气系统的相渗透率,并绘制了相对渗透率曲线。油-水、气-水及油-气的相对渗透率曲线,虽然不完全一致,但总的特征还是相似的。
实际应用中作为相对渗透率比值的分母,常用饱和地层水时的水测渗透率K,此类相对渗透率曲线称为一般相对渗透率曲线,而当分母为束缚水饱和度下的油相渗透率时称为归一化相对渗透率曲线。
两相体系相对渗透率曲线基本特征可归纳为如下四点:
(1)无论润湿相还是非润湿相发生流动时都有一个最低的饱和度(也叫平衡饱和度), 当流体饱和度小于最低饱和度时,不发生流动,只有流体饱和度大于最低饱和度时才发生流动。而且发现润湿相最低饱和度大于非润湿相最低饱和度。
(2)无论润湿相还是非润湿相,随着饱和度增加相对渗透率增加,但润湿相相对渗透率随饱和度增加比非润湿相要快。
非润湿相
润湿相
润湿相最低饱和度
非润湿相最低饱和度
二条曲线,三个区域,四个特征点
3)当非润湿相饱和度未达到100%时,其相对渗透率就已达到1,而润湿相饱和度必须达到100%时,润湿相相对渗透率才能达到1。
(4)当两相同时渗滤时,其两相相对渗透率之和总小于1(原因-贾敏效应)。
(5)SWC为平衡饱和度或近似表示油藏的束缚水饱和度;SOR油藏的残余油饱和度。由此可以计算油藏的水驱采收率
非润湿相
润湿相
润湿相最低饱和度
非润湿相最低饱和度
Sor
Swc
(
这些基本特征可以用流体饱和度变化和流体在孔隙介质的分布特征来阐明:
第一阶段,当润湿相饱和度很低时,孔隙介质中的润湿相滞留于颗粒的间隙内,呈不连续的“悬坏”状;或粘附在颗粒表面上呈薄膜状;或滞留在极微细的孔隙中。这些流体没有足够压差是不能流动的。即使润湿相饱和度增加,不连续的“悬环”开始接触,但仍处于非连续相,不能流动,故相渗透率为零。此时,非润湿相因润湿相以一定饱和度占据孔隙介质某些空间(如死孔隙、固体表面),使非润湿相饱和度未达到100%,但非润湿相流动空间与非润湿相单相存在时一样。因而其相渗透率等于绝对渗透率。但从曲线上可看出,该阶段非润湿相的相渗透率也有一定下降,这是因为随着润湿相饱和度进一步增加,润湿相虽未发生流动,但由于润湿相增加,影响到非润湿相的流动空间,因此非润湿相渗透率稍有下降。
第二阶段,当润湿相达到某一饱和度后,润湿相开始呈连续状态,并呈“纤维网状”。在外加压力作用下开始流动,这一点的饱和度就是润湿相的最低饱