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1、一、有效渗透率和相对渗透率的概念,1、绝对渗透率(absolute permeability),当岩石孔隙为一种流体100饱和时测得的渗透率。,绝对渗透率只是岩石本身的一种属性,与通过岩石的流体性质无关。,达西公式三个假设条件？,达西公式：,饱和多相流体岩石的渗流特征,一、有效渗透率和相对渗透率的概念,解：,1、绝对渗透率(absolute permeability),例1：已知： 柱状岩心A4.9cm2, L3cm,P=0.1MPa (1)100%饱和盐水，Qw=0.497cm3/s (2)100%饱和油，Qo=0.166cm3/s. uo=2.99mPa.s uw=1mPa.s 求该岩样的
2、绝对渗透率。,用水测,用油测,饱和多相流体岩石的渗流特征,一、有效渗透率和相对渗透率的概念,2、有效渗透率(effective permeability),当岩石孔隙中饱和两种或两种以上流体时，岩石让其中一种流体的通过能力称为有效渗透率或称为相渗透率。,饱和多相流体岩石的渗流特征,Ko 油相渗透率：oil phase permeability Kw 水相渗透率：water phase permeability Kg 气相渗透率：gas phase permeability,一、有效渗透率和相对渗透率的概念,例3: 设有一柱状岩样，L= 3 cm, A=4.9 cm2. 岩心中饱和70%的盐水（
3、w=1mPas）和30%的油（o=2.99 mPas)。当岩心两端压差为 p=0.1MPa,盐水流量为0.3cm3/s，油的流量为0.02cm3/s.计算盐水和油的有效渗透率。,解：,kw + ko =0.1837+0.0366=0.2203m2,k=0.304m2,2、有效渗透率(effective permeability),饱和多相流体岩石的渗流特征,一、有效渗透率和相对渗透率的概念,例4: 设有一柱状岩样，L= 3 cm, A=4.9 cm2. 岩心中饱和50%的盐水（w=1mPas）和50%的油（o=2.99 mPas)。当岩心两端压差为 p=0.1MPa,盐水流量为0.09cm3/
4、s，油的流量为0.05cm3/s，计算盐水和油的有效渗透率。,解：,kw + ko =0.0055+0.0915=0.097m2,k=0.304m2,2、有效渗透率(effective permeability),饱和多相流体岩石的渗流特征,一、有效渗透率和相对渗透率的概念,70%盐水，30%油：kw=0.1837, ko=0.0366, ko+kw=0.2203 k=0.304,50%盐水，50%油：kw=0.0055, ko=0.0915, ko+kw=0.097 k=0.304,有效渗透率不仅与岩石孔隙结构有关，而且与流体饱和度大小有关。 流体有效渗透之和总是小于岩石的绝对渗透率。,2、
5、有效渗透率(effective permeability),饱和多相流体岩石的渗流特征,一、有效渗透率和相对渗透率的概念,指岩石孔隙中饱和多相流体时,岩石对每一相流体的有效渗透率与岩石绝对渗透率的比值。,3、相对渗透率(relative permeability),油相的相对渗透率,气相的相对渗透率,水相的相对渗透率,同一岩石的相对渗透率之和总是小于1。,饱和多相流体岩石的渗流特征,一、有效渗透率和相对渗透率的概念,油相的相对渗透率,水相的相对渗透率,70%盐水，30%油：kw=0.1837, ko=0.0366, ko+kw=0.2203 k=0.304,3、相对渗透率(relative p
6、ermeability),饱和多相流体岩石的渗流特征,二、相对渗透率曲线特征,相对渗透率曲线:相对渗透率与含水饱和度的关系曲线。,A区： SwSwi；,B区： SwiSw1-Sor；,C区： Sw1-Sor；,只有油相流动。,油、水相流动；随Sw的增大，Kro急剧降低，Krw增大。,只有水相流动。,等渗点,束缚水饱和度,残余油饱和度,饱和多相流体岩石的渗流特征,关键点,三、影响相对渗透率曲线的因素,1、润湿性,1）当岩石润湿性由亲油向亲水转化时,油的相对渗透率趋于升高,水的相对渗透率趋于降低。 2）当岩石润湿性由亲油向亲水转化时，油水相对渗透率曲线右移。,一般情况下：,饱和多相流体岩石的渗流特
7、征,随某相润湿程度的增强，其相对渗透率降低。,三、影响相对渗透率曲线的因素,(1)束缚水饱和度:亲水岩石一般大于20%,亲油岩石通常小于15%。,饱和多相流体岩石的渗流特征,三、影响相对渗透率曲线的因素,(2)等渗点对应的含水饱和度:亲水岩石大于50%,亲油岩石小于50%；判断岩石润湿性方法之一。,饱和多相流体岩石的渗流特征,三、影响相对渗透率曲线的因素,(3)水相渗透率最大值:亲水岩石小于0.3，而亲油岩石一般大于0.5，有的接近于1.0.,饱和多相流体岩石的渗流特征,三、影响相对渗透率曲线的因素,2、饱和顺序的影响,非湿相：任何饱和度下吸吮的总是低于驱替的相对渗透率。,湿 相：吸吮时的与驱
8、替时的相对渗透率曲线重合。,饱和多相流体岩石的渗流特征,解释：在驱替过程中,非湿相首先窜入大孔隙中央,且非湿相是连续的,故其相对渗透率较高； 在吸吮过程中,湿相沿孔隙壁面流动,同时驱动孔隙中间的非湿相,随湿相饱和度的增加,越来越多的非湿相变为不连续相,因此影响了非湿相的相对渗透率。,三、影响相对渗透率曲线的因素,3、岩石孔隙结构的影响,高渗大孔隙连通性好的岩心：两相渗流区范围较大,共存水饱和度低,端点(共存水饱和度及残余油饱和度点)相对渗透率高；,饱和多相流体岩石的渗流特征,三、影响相对渗透率曲线的因素,3、岩石孔隙结构的影响,低渗小孔隙或大孔隙但连通性不好的岩心：两相渗流区范围较小,共存水饱
9、和度高,端点相对渗透率低；,饱和多相流体岩石的渗流特征,三、影响相对渗透率曲线的因素,4、温度的影响,饱和多相流体岩石的渗流特征,温度升高,束缚水饱和度增加,油相相对渗透率增加,水相相对渗透率降低；温度对相对渗透率影响的基本特征是整个X形曲线右移。,四、相对渗透率曲线的测定,1、稳定法 2、不稳定法 3、经验统计公式计算 4、用毛管力曲线计算 5、采用矿场资料计算,饱和多相流体岩石的渗流特征,1. 预测水驱油藏的最终采收率,2. 计算产水率,=,=,=,六、相对渗透率曲线的应用,产水率：油水同产时产水量在总产液量中所占的比例。,饱和多相流体岩石的渗流特征,2. 计算产水率,六、相对渗透率曲线的
10、应用,则：,饱和多相流体岩石的渗流特征,2. 计算产水率,六、相对渗透率曲线的应用,产水率变化速度,饱和多相流体岩石的渗流特征,水驱开发效果评价,（1）含水及含水上升率评价,在开发初期及低速开发阶段，由于注采井网的完善程度低，且处于滚动开发阶段，含水波动幅度较大； 1988年综合调整后，由于大批新井的投产和注采系统的完善，开发效果明显改善； 随开发历史的增长，油水井井况逐渐变差，注采系统受到破坏，开发效果开始变差,在低含水期，由于地层亏空大，注采强度大，使得该块含水上升很快，明显高于理论水平。含水达到40以后，该块进行了综合调整，新井的投产使得区块含水下降，并且低于理论水平，甚至出现了负增长的现象，进入中高含水期后，由于注采系统失衡，注水平面不均匀，含水上升率逐渐上升，实际含水上升率开始高于理论水平，开发效果明显变差。,水驱开发效果评价,（1）含水及含水上升率评价,水驱开发效果评价,（2）存水率及水驱指数,
