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相对渗透率曲线计算和应用

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相对 渗透 曲线 计算 应用
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1第二篇 油气藏工程方法第一章 油水相对渗透率曲线计算和应用油水两相相对渗透率曲线是油水两相渗流特征的综合反映,也是油水两相在渗流过程中,必须遵循的基本规律。它在油田开发方案编制、油田开发专题研究、油藏数值模拟等方面得到了广泛应用。因此,对油田开发来说,油水两相相对渗透率曲线既是一个重要的基础理论问题,也是一个广泛性的应用问题。以下部分主要介绍油水相对渗透率的有关概念、求取方法及其在实际工作中的应用。第一节 油水两相渗流的基本原理一、油水两相渗流的基本原理天然或注水开发的油藏,正常情况下从水区到油区的油层中,其原始的油水饱和度是逐渐变化的,在水区与油区之间有一个油水过渡带。在生产过程中,当水渗入油区驱替原油时,由于油水流体性质的差异,如油水粘度差、密度差、毛细管现象及岩石的非均质等,使得水驱时水不可能将流过之岩石的可动油部分全部洗净,在水区与油区之间形成了油水两相区。在驱替过程中,此两相区不断向生产井推进,当生产井见水后,很长时间内油水同时开采;在水驱油试验过程中,出口端见水以后,也是长时间的油水同出。从整个水驱油的过程可以看出,水驱油的过程为非活塞过程,油水前缘推进过程相当于一个漏的活塞冲程。二、油水两相相对渗透率曲线【定义】在实验室中,用水驱替原油作出的油相和水相相对渗透率与含水饱和度的关系曲线,称为油水两相相对渗透率曲线。随着含水饱和度 相相对渗透率 相相对渗透率 说明】1、油水两相相对渗透率曲线共有五个特征点(如图 缚水饱和度。它对应着最大含油饱和度 原始含油饱和度,S 残余油饱和度。它对应着最大含水饱和度 S 束缚水条件下的油相相对渗透率(最大);残余油条件下的水相相对渗透率(最大);等渗点: 油相与水相相对渗透率曲线的交点。水两相渗流区的含油饱和度变化为 ΔS o=1大,说明岩样的水驱油效果愈好,其最终采收率也愈高。3、无论油相还是水相都存在一个刚刚能开始流动时的最低饱和度(也称平衡饱和度),当含水饱和度小于最低饱和度时,则不能流动。一般情况下亲水岩石的束缚水饱和度大于残余油饱和度。4、含油饱和度未达 100%时,其相对渗透率几乎可以达到 100%(或 1);而含水饱和度则必须达到 100%时,其相对渗透率才能达 100%。第二节 水驱油实验一、水驱油实验认识注水开发油藏的油水渗流规律、注水开发动态及驱油效率除了重视矿场实际生产资料的收集、整理、研究分析外,还可以在室内通过开展模拟油藏条件的水驱油实验来获得对上述问题的概念性认识。对设计投入注水开发的油田(区块),矿场生产资料尚未产生,就只有依靠在室内开展的水驱油实验来获取有代表性的油水相对渗透率曲线、水驱油效率、认识水驱油效率的影响因素,从而为注水开发油藏的技术决策、方案设计、规划编制、动态分析提供实验依据。室内水驱油实验依据实验目的的不同,往往采用突出重点地选用模拟相似准数和尽可能简化实验程序的思路,以便尽可能真实地反映油层中的油水运动规律,增加实验结果的客观可信性;同时又使实验难度控制在方便实现的基础上。1、水驱油实验的模拟条件在实验装备及技术条件允许的情况下,水驱油实验最好在油藏条件下进行,即模拟油层压力和温度,实验用油用原油配制成高压含气原油。整个实验在高温、高压下进行,因此实验难度大、技术要求高、周期长、投入大。国内各研究单位虽然有能力做这样的实验,但实际开展的并不多。更多的水驱油实验都是在油层温度下,采用油藏岩样,满足模拟相似条件,来简化水驱油实验,使水驱油实验的难度大大降低。测定油水相对渗透率曲线的水驱油实验,必须实现:①油层物理相似——选用岩性、渗透性、含油性均能代表目的层的真实油藏岩心做实验模型,并保持模型的润湿性与目的层相同。②油水性质相似——取用真实油藏的油水样(或室内根据资料配制)实现油水理 油 水 相 对 渗 透 率 曲 线3化性质,特别是界面张力和粘度值的相同。③力学相似——用满足相似准数“L·v·μ”来实现。2、水驱油实验的过程1)建立模型水驱油实验的模型大都直接选取岩性、孔隙性、渗透性、含油性均能代表目的层的油藏岩样,钻切加工成符合实验要求的圆柱体(一般长 径 经洗油溶剂清洗并烘干,然后在专用实验流程上饱和地层水建成模型,并求出模型的孔隙体积和孔隙度。2)建立油藏模型在专用油水驱替实验流程上,采用油驱水的方法使模拟油进入模型,直到模型的含油饱和度达到模拟目的层的要求,求出模型的含油饱和度。3)注水实验根据目的层的注水开发要求选择水驱油实验的注水速度,确定注水压差。实验过程中记录不同生产时间的压力、产油量、产水量及各种现象,当含水达到 98%或者达到要求的注入量时,水驱油实验结束。测定油水相对渗透率曲线的注水实验有两种不同的实验方法。(1) 非稳态法。这是油水相对渗透率曲线测定实验中使用比较广泛的方法。该方法的注水实验是在选定的注水速度(或压差)下,连续不变地从模型入口注入,定时(或定注水量)在模型出口记录资料。模型内部的油(水)饱和度分布是时间和距离的函数。该方法的资料整理相对比较复杂,胜利油田地质院采用自己改进的“约翰逊”法计算,目前已形成较为实用的专用软件包。(2)稳态法。“稳态法”是油水相对渗透率曲线测定实验中相对经典的方法。该方法的注水实验是根据实验要求设计不同的油水比例(或递升、或递减),从模型入口端连续注入,当一种比例的油水连续注入达到平衡后(进出口油水比例稳定、注入压差稳定),记录模型油水产量和注入压差,测量饱和度,然后改换油水比例继续下一点注水实验,一般一次测定需要完成 7~9 个点。“稳态法”的特点是结果经典、实验周期长(完成一次测定需要 10~15 天或更长)、资料整理简单,渗透率值直接用达西公式计算,饱和度用称重或其他先进的方法测取。该方法适合理论研究和岩性复杂(非均质严重)、油水粘度比低、或因其他原因用“非稳态”法难以完成油水相对渗透率曲线测定的情况。目前常规的测定相对渗透率曲线的方法是“非稳定法”。3、水驱油实验的资料整理1)模型初始含油饱和度:在建立油藏模型油驱水实验结束时,留在模型中的模拟油量与模型的孔隙体积之比是模型的初始含油饱和度。2)注水倍数:注入模型的注入水体积和模型孔隙体积之比。3)驱油效率:模型在注水实验过程中采出油量与模型初始含油量之比。4)含水率:模型在注水实验过程中采出液中的含水百分数。5)无水采油期驱油效率:当注入水前缘开始从模型进口驱替运移到出口的瞬间,模型无水采油期结束,这个时期采出的油量与模型初始含油量之比为无水采油期驱油效率。46)最终驱油效率:当模型注水至含水 98%(或达到要求的注入量)时对应的驱油效率。7)残余油饱和度:注水实验结束后,推算到注水量无穷大时残留在模型中的油量与模型孔隙体积之比。8)绘制各种注水动态图:典型的注水动态图有 V图、f~E ~t 图等。第三节 影响相对渗透率曲线的主要因素油水相对渗透率曲线综合反映了油水两相的渗流特征。影响其形状的因素较多,下面主要讨论人们通常关心的几个因素。一、饱和历程的影响-滞后现象通常把用润湿相驱替非润湿相的过程测得的相对渗透率称作吸入相对渗透率,而把非润湿相驱替润湿相过程测得的相对渗透率称作驱替相对渗透率(图 试验表明,这两类过程所求得的相对渗透率曲线形态差别比较大,代表了两种不同饱和历程对相对渗透率曲线的影响。非润湿相的相对渗透率受饱和顺序的影响比润湿相大得多,吸入过程的非润湿相相对渗透率低于排驱过程的非润湿相相对渗透率。润湿相的驱替和吸入过程的相对渗透率曲线总是比较接近,可以重合。为了使试验的结果能代表油藏的实际情况,必须要根据油藏流体实际运动历程来确定作吸入的还是驱替的相对渗透率。在实际工作中接触的大多数是吸入相对渗透率曲线,它代表了水驱油的过程。图 替和吸入过程的相对渗透率曲线 图 润性对油水相对渗透率的影响二、岩石表面润湿性的影响岩石表面润湿性有亲水、亲油之分。亲水岩石中由于界面张力和润湿相的作用产生的毛管力能自发地吸入水而排出油;在亲油岩石中能自发地吸入油而排出水。因此润湿性不同造成了岩石内油水分布的不同,从而造成相对渗透率曲线形状的不同。在一定的饱和度下,随着岩心由强亲水向强亲油转化,油的相对渗透率趋于降低,水的相对渗透率增加,在相对渗透率曲线上表现为 的位置及相对渗透率曲线的交点左移(图 因此必须要使岩石的润湿性有代表性,否则很可能得到失真的甚至是错误的资料。另一方面,可根据相对渗透率曲线的某些特点,判断油藏岩石的润湿性。5三、岩石孔隙几何形态和大小分布的影响孔隙结构对相对渗透率曲线有明显的影响,不同孔隙结构可能产生不同的相对渗透率曲线。在颗粒分选好,孔隙大小相对均匀,连通性好的情况下,大颗粒大孔隙砂岩与小颗粒小孔隙砂岩的相对渗透率曲线有明显差别(见表 其原因是小孔隙砂岩的比面大,有利于水相滞留(亲水),故 。由于 ,流动空间较小,所以 低。同时孔道流通断面也小,不利于油水通过,这也造成了相对渗透率值较低。因此低渗透率油藏的 渗透油藏的 外,孔隙分布的均匀性和孔隙形状等对相对渗透率曲线也有影响。试验表明,孔隙分布越均匀,油相相对渗透率越高,而水相相对渗透率越低。此外,因孔隙结构不同,绝对渗透率可能不同,也可能相同,但相对渗透率曲线是不同的。在做相对渗透率曲线试验时,要选取一定数量的、有代表性的油层岩样,才能作出较准确的相对渗透率曲线。表 目大孔隙砂岩(例 1314×10)小孔隙砂岩(例 1314×10)数 w 范围,小数 数 大孔隙砂岩>小孔隙砂岩四、原油粘度的影响原油粘度对相对渗透率曲线的影响有不同看法,有人认为没有影响,有人认为有影响。由于油水粘度差和油层的非均质性,水驱油过程中形成了水的粘性指进。油越稠,水的粘性指进越严重,驱油效率和最终采收率越低,因此,原油粘度对渗流特征是有影响的,有人认为,油相相对渗透率随着粘度比增加而增加,而水相相对渗透率不随粘度比变化(图 水粘度比对相对渗透率的影响 图 度对油水相对渗透率的影响6五、温度的影响温度对油水相对渗透率的影响对研究热力采油的渗流和驱替过程是至关重要的,它对相对渗透率具有明显的影响。一般认为,随着温度的升高,束缚水饱和度升高,残余油饱和度降低;对同一含水饱和度,油的相对渗透率随温度增加而增加,水的相对渗透率随温度增加而降低(图 第四节 相对渗透率曲线在油田开发中的应用实验室中测得的相对渗透率曲线,经进一步处理后在油田中得到了广泛的应用。下面主要介绍处理过程和应用。一、 相对渗透率曲线的处理为了取得具有代表性的相对渗透率资料,针对某一油田、区块或层系,实验中要做若干岩样的相对渗透率曲线。但各块岩样的曲线存在着一定差异,为了得到有代表性的相对渗透率曲线,除了选取具有代表性的曲线作为全油田的标准相对渗透率曲线外,还需对渗透率曲线进行标准化处理,以求取全油田的平均相对渗透率曲线。下面介绍三种处理方法。1、多条曲线直接平均法此方法是将油水相对渗透率曲线先进行标准化处理,然后求取平均相对渗透率曲线。具体方法如下:1) 选取具有代表性的油水相对渗透率曲线数据。2) 根据以下公式分别对各岩心样品的实验数据进行标准化处理,并绘制标准化后的油水相对渗透率曲线:()()r 分别为 准化后的油、水相对渗透率。如果实验室作出的相对渗透率曲线的 不需要再标准化 K K 3) 在标准化曲线上,将横坐标 0 到 1 划分为 m 等分,按(式求取各 点处、各样品的 从而求得平均的 和 K 。并做出平均的标准化相对渗透率曲线。7(,2,…,m;n:参加平均标准化相对渗透率曲线计算的油水相对渗透率曲线的总数。4) 将各样品的 将平均值作为平均相对渗透率曲线的特征值。公式如下:( 将平均标准化相对渗透率曲线上各分点的 K K 算成 算公式如下:(根据(作出油藏的平均相对渗透率曲线。2、与束缚水饱和度相关法此方法是利用各油藏的空气渗透率 K(绝对渗透率)来求油水相对渗透率曲线的特征值,具体方法如下:1) 选取具有代表性的油水相对渗透率曲线。82) 建立岩心的束缚水饱和度(残余油饱和度(残余油饱和度下的水相相对渗透率(空气渗透率(K)的关系,并进行线性回归,以求取回归系数,建立回归关系式。(a2、a3、b1、b2、回归系数。3) 根据以下公式分别对 行标准化处理,以消除各相对渗透率曲线不同的 来的影响:(4) 根据下列公式求取回归系数 a、b:(s1*wb*)式两边取对数可得:(sk*w*0),进行线性回归,求得 a,b,建立回归关系式。5) 取 (计算出平均的 K 并绘制标准化平均相对渗透率曲线。6) 根据油藏的平均空气渗透率,利用回归关系式(求取 ) 利用求得的 K S 据以下公式求取油藏的平均相对渗透率:(8) 根据(计算结果,绘制油藏的平均油水相对渗透率曲线。3、利用公式拟合相对渗透率方法1) 选取具有代表性的油水相对渗透率曲线。92) 利用以下公式分别对油水相对渗透率曲线进行回归:(2)式取对数可得:(3)式可求取回归系数 a1、a2、b。3) 利用下式求取平均的 4)式计算结果,根据(可求取油藏的平均油水相对渗透率。4) 绘制油藏的油水平均相对渗透率曲线。二、 相对渗透率曲线的应用1、计算分流量曲线【公式】根据达西定律,当油水两相同时流过油藏内某一地层的横截面时,水相占整个产液量的百分数称为水的分流量或含水百分数,用 示。在一维条件下,忽略毛细管力和重力的作用,其公式如下:(:(10(7)式称为水相的分流量公式。根据此式绘制的w 关系曲线,称为水相的分流量曲线。绘制分流量曲线时,先根据实验室中得出的油水相对渗透率数据,由(回归出系数 a,b,然后根据(绘制不同含水饱和度 直接利用(绘制曲线(图 【说明】严格地讲,以上求得的水相分流量曲线,应为地层水的体积分流量曲线,为了求得地面水的质量分流量曲线,应把地层水的体积分流量曲线换算为地面水的质量分流量曲线,换算公式为: (中:γo:地面原油相对密度;层原油体积系数。当 γo/ 时,((计算结果相差不大,可满足实际的需要。在实际工作中,一般用(求分流量曲线。2、计算前缘含水饱和度和前缘后平均含水饱和度前缘含水饱和度和前缘后平均含水饱和度一般根据分流量曲线,用图解法求得(前缘含水饱和度 点()作分流量曲线的切线,切点的横坐标即为前缘含水饱和度 点的纵坐标为前缘含水 算公式为:(前缘后平均饱和度 点()作分流量曲线的切线,切线与直线 交于一点,该点的横坐标即为前缘后平均含水饱和度 算公式为:(13、计算驱油效率驱油效率又称为驱替效率,是指注入流体波及范围内驱替出的原油与波及范围内含油总体积之比。用 算公式为:11(式中 的含油饱和度。在试验室中,一般用以下公式计算岩心的驱油效率:(当 求得岩心的最终驱油效率。另外,根据(,求出不同含水 的饱和度 入(,可得:(   a、b 、μw 、μo 已知时,由(可求出不同含水下的驱油效率含水 极限含水 ,则可求得最终驱油效率。4、计算无因次采油(液)指数随含水变化曲线根据实验室中做出的相对渗透率曲线资料,可绘制出无因次采油指数 α o、无因次采液指数 α 化曲线。计算无因次采油指数(α o)的公式如下:(式中:不同含水饱和度 缚水 : 时的油层绝对渗透率;水为 的油层绝对渗透率。如果不考虑注水开发过程中绝对渗透率的变化,令 K=上式变为:(此式即为无因次采油指数的计算公式。无因次采液指数 α 根据实验室中求得的相对渗透率资料,用(、(和分流量公式(可作出 α o~ l~系曲线(图 无因次采油、采液指数曲线【说明】① 根据计算 α 前实验室求得的油相相对渗透率,即是无因次采油指数 α o。② 在实际工作中,可采用一多项式对 α o~ l~系曲线进行多元回归,以求得计算不同含水 的公式。其回归公式如下:α o =a0+ ( l =b0+ (a0、a 1、a 2、a 3、b 0、b 1、b 2 、b 3分别为回归系数。5、确定采出程度 R 与含水 关系采出程度可表示为驱油效率 体积波及系数 乘积:R=E d· (d:可根据相对渗透率资料,用(求得;是由油田的实际资料统计求得;二是根据井网密度由以下公式求得:(f:井网密度,口/;效渗透率, 10 ;μ o:地层原油粘度,此采出程度与含水的关系如下:   fw=,可求得极限含水时的采收率 R*。6、确定含水上升率 含水 关系由(可求得下列公式:无因次采液指数无因次采油指数2)n2)式可得 关系如下:((可看出,含水上升率主要是由 b、v 决定的。7、计算流管法采收率此方法是利用互不窜流的流管描述渗透率的非均质性,考虑各流管中水驱油的非活塞性,根据所求得的油藏平均相对渗透率,预测水驱砂岩油藏的采收率。具体方法如下:1) 用描述渗透率分布的 Г(x)、Г(x 2)、对数正态分布类型图版,用实际数据拟合选择相关性最好的非均质分布类型,判断油藏渗透率的非均质分布类型,求出对应的自由度γ。2) 根据油藏的平均油水相对渗透率曲线,计算单流管的开发指标,公式为:(((4((o(0计算前缘饱和度 无因次见水时间((2)4) 计算出水前产量((u5) 计算出水后产量公式(((8)(多流管叠加计算采收率根据渗透率非均质分布函数及单流管计算结果,积分迭加计算采收率。油藏无因次累积产液量:(05(0含水率为极限含水对应的采出程度为最终采收率。符号说明:口端含水饱和度,f;前缘含水饱和度,f;元流管无因次见水时间;:分布规律平均空气渗透率,概率为 50%处的渗透率值,10 ;K:无因次产量;q:无因次产油量;因次时间;t:油藏无因次累积产液量;U:累积产液量与孔隙体积之比表示的单流管无因次累积产液量;u:油藏无因次累积产油量;o:累积产油量与孔隙体积之比表示的单流管无因次累积产油量;:饱和度对含水率的导数,饱和度分布函数;8、测算新区块(油田)的产量指标对于新开发的油田或区块,在制定开发方案时,要测算 以及 时的一系列开发指标。当取得该油田或区块的相对渗透率资料,经整理求得无因次采油、无因次采液指数后,即可用来测算产量等指标。当 时,无因次采油指数为 1,比采油指数为 一定的生产压差 ΔP、射开厚度h 下,产油量的计算公式如下:P·h ( 时,可根据回归出的 α o~ l~系式,由以下公式求得某一生产压差 Δql。 o·P·h (6(算有效生产压差当油田或某一区块的测压资料较少时,可以利用无因次采油、采液指数,根据以下公式计算不同含水下的生产压差。此方法是基于把油藏或某个开发单元、层系看作一个整体,而油藏上每一个井点则是整个油藏中的一部分,油藏的动态变化应通过多个井点得到反映,各井点是个连通体,因此,可利用油藏各个时间及不同含水条件下提供的平均单井日产油(液)量、含水等综合开发数据(核实),计算各相应时间的平均生产压差。(式中:ΔP-生产压差,井平均日产液量,t/d;α o-无因次比采油指数,小数;采油指数,t/(h-平均有效厚度,m;均含水,小数。10、计算理论存水率和水驱指数1) 存水率(C):也叫净注率,是指注入水中减去随原油一起被采出地面的一部分无效水以外,真正起驱油作用的注入水占注入量的百分数。它常用来评价注水效果的好坏。其公式如下:(式中:段注水量,10 4w:阶段产水量,10 4式经一系列推导,可得 C 与 关系如下:(段注采比;积换算系数,o/γo。由((,可计算出在一定的注采比,不同采出程度 R 下的理论存水率。172) 水驱指数(D):是指阶段注水量与阶段产水量之差,除以阶段采出油量的地下体积之比。它是评价注水开发效果好坏的指标之一。其公式表示如下: (上式经一系列推导,可得 D 与 关系如下:(1由((可计算在一定的注采比,不同采出程度 R 下的理论水驱指数。11、用于数值模拟研究在各种数值模拟软件中,为了解决油层油水两相问题,模型都要求读入油水相对渗透率曲线资料。在历史拟合过程中,通过调节油水相对渗透率,尤其是水相相对渗透率来拟合实际含水。12、根据岩样的润湿性,判断油藏储层的润湿性。润湿性是指在液体分子力作用下固体表面的流散程度。根据油水两相的相对渗透率曲线,可判断出岩样的润湿性,从而可判断油藏的润湿性。但由于岩心在做相渗曲线时已做过处理,其润湿性可能要发生变化,因此要慎重对待。本方法在没有岩样润湿性测量参数条件下,判断油藏储层润湿性时可作为参考。方法一:利用相对渗透率曲线的特征值判断润湿性根据相对渗透率曲线,可用以下指标判断润湿性:水润湿: 油润湿:大,一般大于 小,一般为 ; ; 时, 时,始含水饱和度;水饱和度;缚水条件下油的渗透率;余油条件下水的渗透率;K-岩心的空气渗透率;的相对渗透率;的相对渗透率。方法二:利用油水相对渗透率之和的极小值点位置判断岩石润湿性油水两相相对渗透率之和的极小值点所对应的油、水饱和度值的大小差异与岩石润湿性有关,若极小值点所对应的含水饱和度大于含油饱和度,则岩心为水湿;反之,则为油湿。方法三:利用水油相对渗透率比值与含水饱和度关系图判断润湿性将油水相对渗透率曲线整理成水油相对渗透率比值与含水饱和度(K w/w)关系图(水湿岩样 系图 油湿岩样 系图图 水油相对渗透率比值与含水饱和度关系图对于亲水岩石,空气渗透率由高到低,曲线从左到右排列。同一含水饱和度,空气渗透率高者,水油相对渗透率比值大,低者比值小。对于亲油岩石,水油相对渗透率比值与含水饱和度关系与亲水岩石的相反,空气渗透率高者曲线居下面,低者居上面。方法四:利用相对渗透率滞回线判断润湿性相对渗透率曲线特征与两相流体的微观分布有密切关系,而流体饱和顺序严重影响流体的微观分布和岩石的润湿滞后现象,影响相对渗透率曲线。所谓饱和顺序的影响是指测定相对渗透率的实验过程是采用驱替过程还是吸入过程。吸入过程和驱替过程造成流体饱和顺序颠倒,在这两个过程中,可湿相流体和非湿相流体的运动规律和微观分布迥然不同,非湿相受润湿滞后影响很大。反映在驱替和吸入过程的回线上,亲油岩石的非湿相液体的吸入曲线位于驱替曲线的下面。对于亲油岩石,油相的驱替线与吸入线较好重合,水相的驱替线与吸入线分开,并且吸入线位于驱替线下面。对于亲水岩石,水相的驱替线与吸入线较好重合,油相的驱替线与吸入线分开,并且吸入线位于驱替线上面(图 亲油岩样 亲水岩样图 亲水与亲油岩样驱替与吸入相对渗透率曲线13、计算流度比流度 λ 为流体的有效渗透率与其粘度的比值。λ 值越大,说明该相流体愈容易流动,它表示了流体流动的难易程度。流度比 M 为水(驱替液)的流度与油(被驱替液)的流度之比。19因此当油、水粘度一定时,可根据油水相对渗透率,求出不同含水饱和度(含水率)下的流度比。它可用来预测水的波及范围大小,从而预测采收率的大小。(定油层中油水的饱和度分布,油水接触面位置及产纯油的闭合度在储层相对均一的情况下,将相对渗透率曲线与毛管力曲线结合起来,可确定出油水在储层中的分布,即地层不同高度下的含油饱和度,从而划分出地层中的产纯油区、纯水区及油水同产区等(图 图 油水相对渗透率和毛管力曲线确定储层的油水接触面和产能A 点以上的油层只含束缚水,为产纯油的含油区;是油水共存、油水同产的混合流动区;含残余油的纯水流动区,只产水;C 点以下为 100%含水,为含水区。将毛管力以油水接触面以上的液柱高度表示时,A 点的毛管力所对应的高度就代表了这种孔隙体系的油层产纯油的最低闭合高度。如果实际油层的闭合高度大于此值,就可能产纯油,大得愈多,产纯油的厚度就愈大;反之,如果实际油层的闭合高度小于此值,则只能是油水同产而不一定具有工业开采价值。第五节 特殊类型的相对渗透率曲线20一、聚合物驱的相对渗透率曲线在实际矿场中,一般采用聚合物溶液进行三次采油。驱替剂用聚合物溶液代替注入水,反映驱油过程特征的相对渗透率曲线与水驱有一定的差别。在实验室中,可用聚合物溶液来驱替岩心中的油,在 法的基础上。考虑聚合物溶液在砂岩中的流变性,利用以下公式,求取聚合物溶液/油的相对渗透率,绘制相对渗透率曲线:油相:(其中'4810321(聚合物浓度为零时,有 μ p=μ w,,(变为:(((为水驱油时的相对渗透率计算式。式中:油率,f;积注入孔隙体积倍数;入压力比; μ o:油相粘度, 合物溶液的渗流速度,cm/s; C':与岩石曲率度有关的系数,变化 范围为 k:岩石的绝对渗透率,μm 2;合物溶液的相对有效渗透率,f;:岩石孔隙度,f;合物溶液饱和度;合物溶液驱时,渗透率降低系数,由试验确定;μp:聚合物溶液相粘度,1相相对渗透率,;n:流态指数。根据以上公式可在实验室中求得聚合物/油的相对渗透率曲线(图 从聚合物相对渗透率曲线可以看出,水驱与聚合物驱时的油相相对渗透率曲线基本重合,驱替终了的残余油饱和度值基本不变,而聚合物溶液相的相对渗透率值明显低于水相的相对渗透率率值。二、裂缝性油藏的相对渗透率曲线获取裂缝性油藏的相对渗透率曲线要比常规砂岩油藏的相对渗透率曲线麻烦。但裂缝往往不能代表整个裂缝性油藏的实际情况,裂缝性油藏通常需要求得整个油藏的有代表性的相对渗透率。下面介绍求取裂缝性油藏相对渗透率的实验室方法和理论方法。1、实验室测定的相对渗透率曲线在实验室中通常用全直径样品来测定含有裂缝岩石的相对渗透率。当事先不知道样品中裂缝的方向时,首先应测定它的方向渗透率,确定了裂缝的方向,然后沿裂缝方向进行驱替,可得到实际得到的最大值。图 三个裂缝性碳酸盐岩样品的油水相对渗透率曲线。根据这些曲线可以看出裂缝性油藏的相对渗透率有以下特点:1) 交叉点的相对渗透率很低,一般 间。2) 束缚水饱和度与一般油藏比较,其规律不明显,其数值变化范围较大。3) 水的相对渗透率值,取决于裂缝的大小和多少。图 缝性油藏的油水相对渗透率曲线(实验方法)图 缝性油藏的油水相对渗透率曲线(理论方法)2、利用理论方法求取裂缝性油藏的相对渗透率
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