授课人：XXXXPPT内容可自行编辑油层物理学油层物理学精品课程精品课程讲课讲课思路思路一一. 学习油藏物理的重要学习油藏物理的重要性性二二.研究的对象及内容研究的对象及内容三三.研究方法研究方法绪论绪论四四.本课程的发展历程本课程的发展历程六六.学习要求学习要求五五.本课程与其他课程间的关系本课程与其他课程间的关系七七.参考书参考书讲课讲课内容内容绪论绪论第一章第一章 储油岩石的物理性质储油岩石的物理性质第二章第二章 储层流体的高压物性储层流体的高压物性第三章第三章 油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征第四章第四章 提高原油采收率机理提高原油采收率机理绪论绪论第一节：绪第一节：绪 论论 Introduction一一 . 学习油藏物理的重要性：学习油藏物理的重要性：1. 国内外石油工业的发展状况，石油在国济民生中国内外石油工业的发展状况，石油在国济民生中的作用及地位；的作用及地位； 2. 学习油藏物理的目的及意义。学习油藏物理的目的及意义。 绪论绪论二二. 油藏物理研究的对象及内油藏物理研究的对象及内容：容：1. 研究的对象：研究的对象：储层储层井筒用户绪论绪论 流体由地层到用户的运动大致可分为三个流体由地层到用户的运动大致可分为三个阶段：阶段： （1）流体由地层到井底的流动）流体由地层到井底的流动 油油藏物理及渗流力学；藏物理及渗流力学；（2）流体由井底到井口的流动）流体由井底到井口的流动 采油采油工艺；工艺；（3）流体由井口向用户的流动）流体由井口向用户的流动 储运储运集输。集输。绪论绪论2.内容：内容：在油藏物理中，研究的是地层流体在岩石孔在油藏物理中，研究的是地层流体在岩石孔隙中的各种物理化学现象，包括内容如下：隙中的各种物理化学现象，包括内容如下： (1) 岩石的骨架性质；岩石的骨架性质；(2) 储层流体性质；储层流体性质；(3) 流体在多孔介质中的渗流机理；流体在多孔介质中的渗流机理；(4) 提高原油采收率的机理、方法、工艺及改进提高原油采收率的机理、方法、工艺及改进方向。方向。绪论绪论三三.研究方法：研究方法： 1. 实验研究：油藏物理是石油渗流物理模实验研究：油藏物理是石油渗流物理模拟研究的主要内容拟研究的主要内容 2. 理论研究：渗流力学与油藏物理的结合。理论研究：渗流力学与油藏物理的结合。 四四.本课程的发展历程：本课程的发展历程： 油藏物理作为一门学科，是油藏物理作为一门学科，是50年代形成的。由年代形成的。由于其基础性和重要性，已成为石油工程师必须掌握于其基础性和重要性，已成为石油工程师必须掌握的一门课程。的一门课程。 绪论绪论常规岩心分析方面常规岩心分析方面专项岩心分析方面专项岩心分析方面油藏流体分析方面油藏流体分析方面在多相渗流机理方面在多相渗流机理方面 油藏物理今后的发展，将由于科学发油藏物理今后的发展，将由于科学发展与工程的需要，综合性更强，更需要展与工程的需要，综合性更强，更需要在解决工程实际中、学科中的相互渗透、在解决工程实际中、学科中的相互渗透、互相配合而构成新的边缘学科。同时，互相配合而构成新的边缘学科。同时，为了更了解实际情况，今后将向模拟油为了更了解实际情况，今后将向模拟油藏实际条件方向发展。藏实际条件方向发展。绪论绪论五五. 本课程与其他课程之间的关系本课程与其他课程之间的关系 需要数、理、化、地质、流需要数、理、化、地质、流体力学、物理化学等方面的知识，体力学、物理化学等方面的知识，是油田开发、采油工程、三次采油、是油田开发、采油工程、三次采油、油藏工程及数值模拟等的技术基础油藏工程及数值模拟等的技术基础课。课。绪论绪论六六.学习要求学习要求综合性综合性 交叉性交叉性 理论与实际紧密结合理论与实际紧密结合 绪论绪论学习特点：学习特点：绪论绪论要求：要求： 掌握基础理论知识掌握基础理论知识注重实验与实践环节注重实验与实践环节注重分析与综合注重分析与综合 以锻炼分析问题和解决问题的能力。以锻炼分析问题和解决问题的能力。参考书：参考书：3. 罗蜇潭罗蜇潭 油层物理油层物理2. 何更生何更生 油藏物理油藏物理4. HK范范波伦波伦 提高原油采收率的原理提高原油采收率的原理1.杨胜来，魏俊之油层物理学杨胜来，魏俊之油层物理学 5.石油与天然气文摘石油与天然气文摘、中国石油文摘中国石油文摘 6.石油学报石油学报、SPE等等绪论绪论第一章第一章 储油岩石的物理性质储油岩石的物理性质本章的重点：孔隙性、渗透性、饱和度本章的重点：孔隙性、渗透性、饱和度第一章第一章 储油岩石的物理性质储油岩石的物理性质Chapter 1 Physics property of reservoir rock围绕此重点介绍围绕此重点介绍 ： 砂岩的粒度、粒度组成；砂岩的粒度、粒度组成； 岩石的比面；岩石的比面； 岩石的其他性质；岩石的其他性质； 岩石矿物的敏感性等。岩石矿物的敏感性等。 岩石物性岩石物性 第一节第一节 储油岩石的骨架性质储油岩石的骨架性质粒度组成与比面粒度组成与比面Matrix property of reservoir rock-granularity composition and specific surface 砂岩储集层，其骨架是由性质不同、形状各砂岩储集层，其骨架是由性质不同、形状各异、大小不等的砂岩颗粒经胶合而成，因此颗粒异、大小不等的砂岩颗粒经胶合而成，因此颗粒的大小、形态、排列方式、胶结物的数量、性质的大小、形态、排列方式、胶结物的数量、性质及胶结方式必将影响储集层的性质。而岩石的粒及胶结方式必将影响储集层的性质。而岩石的粒度和比面是反映岩石骨架构成的最重要的指标，度和比面是反映岩石骨架构成的最重要的指标，也是划分储层、评价储层的重要物性参数。也是划分储层、评价储层的重要物性参数。问题的提出：问题的提出： 岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面 基本点：粒度、粒度组成、比面的基本概念；基本点：粒度、粒度组成、比面的基本概念； 重重 点：分析及测定；点：分析及测定； 难难 点：分析方法；点：分析方法； 疑疑 点：其它性质（如胶结物）。点：其它性质（如胶结物）。讨论的内容：讨论的内容： 主要介绍岩石的粒度及比面的基本概主要介绍岩石的粒度及比面的基本概念、测定方法以及它们之间的关系。念、测定方法以及它们之间的关系。 岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面一岩石的粒度一岩石的粒度(granularity, particle size, grain size)、粒度的组成、粒度的组成(granularity composition)：粒粒 度：度： 砂岩颗粒的大小。砂岩颗粒的大小。 粒度组成：粒度组成： 构成砂岩的各种大小不同颗粒的含构成砂岩的各种大小不同颗粒的含量，通常用百分数来表示。量，通常用百分数来表示。 定义：定义： 岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面 粒度组成按其定义归结为测定不同粒度组成按其定义归结为测定不同粒级颗粒占全岩颗粒的百分数问题。粒级颗粒占全岩颗粒的百分数问题。测定方法：测定方法： 对大量颗粒，如砾岩对大量颗粒，如砾岩(conglomerate or gravel)可直接测定；可直接测定； 对细颗粒，在地质上常用的是将砂岩对细颗粒，在地质上常用的是将砂岩捣碎，进行分析，或在显微镜下观测，或捣碎，进行分析，或在显微镜下观测，或用图像分析仪测定。用图像分析仪测定。岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面测定方法：测定方法：granulometry or Measurement method1）筛析法）筛析法screen analysis： 用成套的筛子对捣碎后用成套的筛子对捣碎后的砂粒进行振动筛析，按不同粒级将它们分开。的砂粒进行振动筛析，按不同粒级将它们分开。筛孔的大小有两种表示方法：筛孔的大小有两种表示方法： 每英寸长度上的孔数，称目或号每英寸长度上的孔数，称目或号(mesh)； 用用“mm”，相邻筛孔孔眼大小可相差，相邻筛孔孔眼大小可相差 或或 的级差。的级差。 注意：注意： 筛析时需先称量抽提、烘干至恒重的岩样筛析时需先称量抽提、烘干至恒重的岩样50g，振动时间为，振动时间为15分钟。减少或延长振筛的时分钟。减少或延长振筛的时间都会得到不正确的结果。间都会得到不正确的结果。 岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面2）筛析法实验数据的处理）筛析法实验数据的处理岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面通过实验得到如下实验数据组：通过实验得到如下实验数据组：d1G1d1d2G2d2d3G3dnGn其中：其中：G=Gi 问题：问题： 如何推导该公式？如何推导该公式？ ：分别为两相邻层筛子的孔眼直径。：分别为两相邻层筛子的孔眼直径。：颗粒的平均直径；：颗粒的平均直径； 岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面 平均粒度的计算：平均粒度的计算： 根据不同大小的颗粒在液体中具有不同的沉根据不同大小的颗粒在液体中具有不同的沉降速度，其大小可按斯托克斯公式计算：降速度，其大小可按斯托克斯公式计算： g :重力加速度重力加速度cm/s2 ； d：颗粒直径：颗粒直径cm； ：运动粘度：运动粘度cm2/s； s：颗粒密度：颗粒密度g/cm3； l：液体密度：液体密度 g/cm3；V：颗粒运动速度：颗粒运动速度cm/s.a原理原理 principle： 岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面）沉降法（）沉降法（5374m）-settling method 公式的假定条件公式的假定条件supposition condition on formula ：1） 颗粒是球形，具有坚硬且光滑的表面；颗粒是球形，具有坚硬且光滑的表面； 2）在粘性）在粘性viscidity、不可压缩、不可压缩uncompression的的液体中颗粒的运动相当缓慢，且距离容器壁液体中颗粒的运动相当缓慢，且距离容器壁和底无穷远；和底无穷远； 3）颗粒在液体中的沉降应以定速进行，且与分）颗粒在液体中的沉降应以定速进行，且与分散介质的界面上不发生滑动。散介质的界面上不发生滑动。 岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面 备注：研究表明，当颗粒在备注：研究表明，当颗粒在50100m时，实测值具有足够的精度。为保证颗时，实测值具有足够的精度。为保证颗粒在沉降时呈单粒分散下沉，粒在沉降时呈单粒分散下沉， 颗粒在颗粒在悬浮液中悬浮液中的的重量浓度不超过重量浓度不超过1。岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面3.分析方法分析方法 Grain size analysis:粒度组成的表示方法：列表法粒度组成的表示方法：列表法(form)及作图法及作图法(diagram)。岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面粒度组成分布曲线粒度组成分布曲线累积粒度组成分布曲线累积粒度组成分布曲线粒度组成分布曲线：粒度组成分布曲线：Granularmetric composition distribution curve粒度直方图：粒度直方图：Particle histogram累积粒度组成分布曲线：累积粒度组成分布曲线：Cumulative granularmetric compositiondistribution curve 岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面分析（定性）：分析（定性）：1) 曲线的峰值越高，说明岩石以某一粒级曲线的峰值越高，说明岩石以某一粒级颗粒为主，即岩石粒度组成越均匀；峰值越颗粒为主，即岩石粒度组成越均匀；峰值越靠右，说明岩石颗粒越粗。靠右，说明岩石颗粒越粗。2) 在累积分布曲线上，上升段直线越陡，在累积分布曲线上，上升段直线越陡，则说明岩石越均匀，分选性越好。则说明岩石越均匀，分选性越好。 岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面4. 粒度参数的计算（定量）：粒度参数的计算（定量）：（1）不均匀系数）不均匀系数Grain heterogeneity coefficient： 越接近于越接近于1，则表明粒度组成越均匀；，则表明粒度组成越均匀； 4.5 分选差。分选差。备注：欧美等国一般以累积重量备注：欧美等国一般以累积重量25、50%、75%三三个特征点，将曲线分成四段。用特拉斯克方程求出个特征点，将曲线分成四段。用特拉斯克方程求出分选系数。分选系数。岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面（8416）/4（955）/6.6式中：式中：越小，岩石的分选性越好。越小，岩石的分选性越好。岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面（3） 标准偏差标准偏差standard deviation(由福特、沃德由福特、沃德等人提出等人提出) 划分岩石分选性的等级划分岩石分选性的等级岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面 分选等级分选等级 4.00 分选极差分选极差按标准偏差划分的分选等级按标准偏差划分的分选等级 1定义：单位体积岩石内，岩石骨架的总表面积定义：单位体积岩石内，岩石骨架的总表面积或单位体积岩石内总孔隙的内表面积。或单位体积岩石内总孔隙的内表面积。 二岩石的比面二岩石的比面specific surface： 比面受粒度、胶结物的含量、颗粒的排列方比面受粒度、胶结物的含量、颗粒的排列方式及颗粒形状等因素的影响。式及颗粒形状等因素的影响。 exp: 1 m3岩石，由岩石，由1mm砂子构成，其砂子构成，其内表面积为：内表面积为： 岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面岩石比面的分类岩石比面的分类classification:以岩石外表体积为基准的比面以岩石外表体积为基准的比面Apparent volume:以岩石孔隙体积为基准的比面以岩石孔隙体积为基准的比面Pore volume:以岩石骨架体积为基准的比面以岩石骨架体积为基准的比面Matrix volume:岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面三者之间的关系三者之间的关系:引入孔隙度引入孔隙度:2测定方法：测定方法： （1）直接法：）直接法： Kozeny-Carman： SS：以岩石骨架体积为基准的比面。：以岩石骨架体积为基准的比面。岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率岩心夹持器岩心夹持器气瓶气瓶干燥器干燥器压力表压力表流量计流量计岩石比面的实验装置的设计过程岩石比面的实验装置的设计过程储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率（2）间接法：）间接法： a已知：已知：、K 求：求：S b已知：粒度组成、已知：粒度组成、 =1时时 求：求：S 如何推导该公式？如何推导该公式？ 岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面关系的推导思路岩石粒度组成与比面关系的推导思路:1. 把颗粒假设为理想状态把颗粒假设为理想状态 等径的等径的球形；球形；2. 求等径球形的比面；求等径球形的比面；3. 再将看成由若干种不等径球形构成，求再将看成由若干种不等径球形构成，求各种不等径球形的比面；各种不等径球形的比面；4. 进行球度校正。进行球度校正。m：显微镜的线放大率；：显微镜的线放大率； ：针与孔隙周界相交的次数；：针与孔隙周界相交的次数； 由由1949年年chalkey提出，用于测固结多孔介质的比面。提出，用于测固结多孔介质的比面。 （3）统计法估算比面：）统计法估算比面：针尖落入孔隙空间的次数；：针尖落入孔隙空间的次数；L：针长度。：针长度。岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面3研究的意义：研究的意义： （1）划分岩石类型）划分岩石类型division the type of rock： 砂岩砂岩sandstone：S2300 cm2/cm3 d：0.01mm 岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面（2）估算对流体流动的影响）估算对流体流动的影响estimation the effect on fluid flowing through porous media： 比面越大，界面现象越严重，流动比面越大，界面现象越严重，流动阻力越大。阻力越大。岩石粒度组成与比面岩石粒度组成与比面第二节第二节 储层岩石的孔隙结构及孔隙度储层岩石的孔隙结构及孔隙度pore structure and porosity of reservoir pore structure and porosity of reservoir rockrock四双重孔隙度（原生四双重孔隙度（原生 、次生、次生、 总孔隙度）总孔隙度）一问题的提出一问题的提出三孔隙度（定义，三孔隙度（定义， 孔隙度的分类）孔隙度的分类）二储集层的孔隙结构（孔隙类型及组合关系；二储集层的孔隙结构（孔隙类型及组合关系；孔隙大小及分选性；孔隙结构参数）孔隙大小及分选性；孔隙结构参数）六储层岩石的压缩性（定义、六储层岩石的压缩性（定义、 综合弹性综合弹性压缩系数）压缩系数）五影响孔隙度的因素（内因、五影响孔隙度的因素（内因、 外因）外因）讲课提纲讲课提纲油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度问题的提出：问题的提出： 岩石中除有固体物质外，还有未被固体物岩石中除有固体物质外，还有未被固体物质所占据的空间，称为孔隙或空隙。没有孔隙质所占据的空间，称为孔隙或空隙。没有孔隙的岩石是不存在的，只是不同的岩石，其孔隙的岩石是不存在的，只是不同的岩石，其孔隙大小、形状及发育程度不同。石油及天然气在大小、形状及发育程度不同。石油及天然气在储层孔隙间存储和流动，因此孔隙的大小、形储层孔隙间存储和流动，因此孔隙的大小、形状、发育程度及连通性会直接影响岩石中储集状、发育程度及连通性会直接影响岩石中储集油气的数量和生产油气的能力。油气的数量和生产油气的能力。油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度 那么用什么方式来描述岩石的孔隙结构那么用什么方式来描述岩石的孔隙结构？采用什么参数来表征岩石的储集特征？采用什么参数来表征岩石的储集特征？影响参数的主要因素是什么？怎样获得这影响参数的主要因素是什么？怎样获得这些参数？这就构成了本节的主要研究内容。些参数？这就构成了本节的主要研究内容。一储集层的孔隙结构及类型一储集层的孔隙结构及类型 pore structure and type of reservoir 岩石孔隙结构的研究内容包括：孔隙构成、孔岩石孔隙结构的研究内容包括：孔隙构成、孔隙大小、形状、孔隙的连通情况、孔隙类型、孔壁隙大小、形状、孔隙的连通情况、孔隙类型、孔壁粗糙度等。粗糙度等。油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度孔隙性储层：孔隙性储层：porous reservoir 孔隙大小：孔隙大小：pore size 孔隙连通性：孔隙连通性：pore communication 孔隙形态：孔隙形态：pore morphology孔隙形状：孔隙形状：pore shape, pore geometry 孔隙类型：孔隙类型：pore type孔隙粗糙度：孔隙粗糙度：pore roughness 1.岩石孔隙的分类岩石孔隙的分类(classification of pore) 1）根据岩石的孔隙组成和孔隙间的相互关系分类）根据岩石的孔隙组成和孔隙间的相互关系分类(Meinzer法）法）油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度2）根据成因分类）根据成因分类(成因：成因：origin /genesis) a. 粒间孔隙粒间孔隙 intergranular pore b. 杂基内微孔隙杂基内微孔隙 micropore in complex rock c. 晶体次生晶间孔隙晶体次生晶间孔隙 intercrystalline secondary pore in intercrystalline d. 纹理及层理缝纹理及层理缝lamination or bedding/stritification fissure /fracture e. 裂缝孔隙裂缝孔隙fissure/fracture pore f. 溶蚀孔隙溶蚀孔隙solutional void/solutional pore油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度 类型类型成因成因原生式孔隙原生式孔隙Primarypore粒间孔隙粒间孔隙沉积作用沉积作用纹理和层理缝纹理和层理缝沉积作用沉积作用次生式孔隙次生式孔隙Secondarypore溶蚀孔隙溶蚀孔隙溶解作用溶解作用晶体次生晶间孔隙晶体次生晶间孔隙压溶作用压溶作用裂缝孔隙裂缝孔隙地应力作用地应力作用颗粒破裂孔等颗粒破裂孔等岩石裂缝等岩石裂缝等混合孔隙混合孔隙Mixingpore杂基内微孔隙等杂基内微孔隙等复合成因复合成因孔隙类型的成因及特征孔隙类型的成因及特征油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度 3）根据孔隙大小分类）根据孔隙大小分类 Classification based on pore size a. 微毛细管孔隙：微毛细管孔隙：capillary micropore b.毛细管孔隙：毛细管孔隙： capillary interstice c. 超毛细管孔隙：超毛细管孔隙：capillary superpore油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度类型类型D(mm)W(mm)特点特点备注备注微毛微毛细管细管孔隙孔隙0.0002(0.2m)0.0001(0.1m)分子间引力很大，分子间引力很大，需非常高的压力需非常高的压力梯度才能使液体梯度才能使液体流动流动泥页岩孔隙泥页岩孔隙毛细毛细管孔管孔隙隙0.00020.5(0.2500m)0.00010.25(250m)流体在外力作用流体在外力作用下克服重力后流下克服重力后流体可流动体可流动砂岩孔隙砂岩孔隙超毛超毛细管细管孔隙孔隙0.5(500m)0.25(250m)流体在重力作用流体在重力作用下可自由流动下可自由流动大溶洞、大裂大溶洞、大裂缝、未胶结或缝、未胶结或胶结疏松的砂胶结疏松的砂岩孔隙岩孔隙根据孔隙大小分类根据孔隙大小分类油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度a. 根据孔隙生成时间分类：原生孔隙和次生孔隙根据孔隙生成时间分类：原生孔隙和次生孔隙 ； b. 根据孔隙组合关系分类：孔道和喉道根据孔隙组合关系分类：孔道和喉道 (pore passage and throat passage ) ； c. 根据孔隙的连通性分类：连通孔隙和死孔隙根据孔隙的连通性分类：连通孔隙和死孔隙 (连通孔隙：连通孔隙：interconnected pore/communicating pore/open pore/interconnecting pore 死孔隙：死孔隙：dead pore/bypassed pore/blind pore)。4） 按其它因素分类按其它因素分类 油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度2孔隙大小及分选性孔隙大小及分选性 (pore size and sorting) 孔隙大小及分选性的表示方法：孔隙大小及分选性的表示方法： 定性上：用孔隙大小分布曲线及孔隙大小累积分定性上：用孔隙大小分布曲线及孔隙大小累积分布曲线表示。布曲线表示。Cumulative distribution curve of pore size 定量上：用分选系数定量上：用分选系数(sorted coefficient)、歪度、歪度(skewness)、峰度、峰度(peak value/peak/crest value)来表来表示。示。油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度1）分选系数）分选系数 (sortedcoefficient)表示累积分布曲线上累积含量为表示累积分布曲线上累积含量为i时所时所对应的孔隙喉道直径。对应的孔隙喉道直径。 孔隙分布的均匀程度，孔隙分布的均匀程度，SP值越小，孔隙大值越小，孔隙大小分布越均匀，分选性越好小分布越均匀，分选性越好 。油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度2）歪度）歪度Skp (skewness)油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度 ：孔隙大小分布偏于粗孔径还是细孔径的状况，：孔隙大小分布偏于粗孔径还是细孔径的状况，又称偏态。又称偏态。 孔隙大小分布曲线对称；孔隙大小分布曲线对称； 粗歪度（有一粗孔隙喉道的尾部）粗歪度（有一粗孔隙喉道的尾部） 细歪度（有一细孔隙喉道的尾部）细歪度（有一细孔隙喉道的尾部）油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度 3）峰度）峰度(peakvalue/peak/crestvalue) 度量分布曲线的陡峭程度，即度量分布曲线的陡峭程度，即量度分布曲线两个尾部的孔喉直径量度分布曲线两个尾部的孔喉直径的展幅与中央展幅的比值。的展幅与中央展幅的比值。 油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度 分布曲线为正态分布分布曲线为正态分布normal distribution/bell-shaped distribution曲线为双峰或单峰曲线曲线为双峰或单峰曲线曲线具有尖峰。曲线具有尖峰。 油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度 当孔隙系统由两个或两个以上不同的当孔隙系统由两个或两个以上不同的孔隙类型构成时，就会出现双峰或多峰曲孔隙类型构成时，就会出现双峰或多峰曲线。线。 峰态峰态KP与歪度与歪度SKP和分选系数和分选系数SP配合，配合，可以判断岩石的孔隙大小分布可以判断岩石的孔隙大小分布。油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度3. 孔隙结构孔隙结构 pore structure/configuration 1）含义）含义 岩岩石石的的孔孔隙隙结结构构包包括括岩岩石石孔孔隙隙的的大大小小、形形状状、孔孔隙隙连连通通情情况况，孔孔隙隙类类型型、孔孔壁壁粗粗糙糙程程度度等全部孔隙特征和它的构成方式。等全部孔隙特征和它的构成方式。 岩岩石石的的孔孔隙隙结结构构直直接接影影响响到到岩岩石石的的储储集集特特征和渗流特性。征和渗流特性。 油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度2）. 孔隙参数孔隙参数pore parameter a. 孔喉比孔喉比(pore throat ratio)：孔隙与喉道的直：孔隙与喉道的直径之比。径之比。 b. 孔喉配位数孔喉配位数pore neck number：每个孔隙所：每个孔隙所连通的喉道数，一般砂岩在连通的喉道数，一般砂岩在215之间。之间。c. 孔隙迂回度孔隙迂回度(pore tortuosity)：描述孔隙弯曲：描述孔隙弯曲程度的参数。程度的参数。l/L l实际孔道长度实际孔道长度; L外观长度。外观长度。 （1.2，2.5）油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度 利用高倍显微镜下观察岩石的薄利用高倍显微镜下观察岩石的薄片，铸体，用电视显像的图像分析仪片，铸体，用电视显像的图像分析仪等可确定以上孔隙结构参数。等可确定以上孔隙结构参数。 除此之外，还可以观察到孔隙内除此之外，还可以观察到孔隙内壁的粗糙度，孔隙排列与组合方式。壁的粗糙度，孔隙排列与组合方式。油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度 由于孔隙的复杂性，为了计算上的需要，由于孔隙的复杂性，为了计算上的需要，一般将一般将实际岩石实际岩石简化成简化成简化模型简化模型。如先简化成理。如先简化成理想想土壤模型土壤模型，再简化成由不同大小的毛管构成的，再简化成由不同大小的毛管构成的毛管束模型毛管束模型paralleling capillary beam/bunch model 。近年来又发展出了。近年来又发展出了网络模型网络模型network model，光刻模型光刻模型photoetching model，防真模防真模型型imitation real model 等。这些模型常用于微模等。这些模型常用于微模型可见技术中研究水驱油等问题。型可见技术中研究水驱油等问题。油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度4. 类型类型（三类）（三类） 1）单重孔隙介质）单重孔隙介质single pore media 粒间孔隙结构：是碎屑岩的基本结构，但部粒间孔隙结构：是碎屑岩的基本结构，但部分碳酸盐岩也具有此种孔隙结构。是由大小和分碳酸盐岩也具有此种孔隙结构。是由大小和形状不同的颗粒组成，颗粒之间又被胶结物充形状不同的颗粒组成，颗粒之间又被胶结物充填。填。 纯裂缝结构：致密的碳酸岩储油（气）岩基纯裂缝结构：致密的碳酸岩储油（气）岩基本上是不渗透的。在这种岩石中产生的微裂缝本上是不渗透的。在这种岩石中产生的微裂缝 就叫做就叫做“纯裂缝结构纯裂缝结构”。油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度2）. 双重孔隙介质双重孔隙介质double pore media 裂缝裂缝孔隙结构：特别发育于石灰岩与白云孔隙结构：特别发育于石灰岩与白云岩中，这种孔隙结构是粒间孔隙介质又被裂缝岩中，这种孔隙结构是粒间孔隙介质又被裂缝分割成多个块状单元。分割成多个块状单元。 孔洞孔洞孔隙结构：发育于碳酸盐岩石，它是孔隙结构：发育于碳酸盐岩石，它是在粒间孔隙的岩石中分布的洞穴，洞穴的尺寸在粒间孔隙的岩石中分布的洞穴，洞穴的尺寸超过毛细管大小。超过毛细管大小。油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度3）. 三重孔隙介质三重孔隙介质 threefold/triple/triplex pore media 孔隙孔隙微裂缝微裂缝大洞穴大洞穴big cave：由粒间孔隙、：由粒间孔隙、微裂缝再加上大洞穴构成。微裂缝再加上大洞穴构成。 孔隙孔隙微裂缝微裂缝大裂缝：由粒间孔隙、微裂缝、大裂缝：由粒间孔隙、微裂缝、大裂缝并存的混合结构。大裂缝并存的混合结构。油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度二孔隙度二孔隙度 porosity 1定义：单位岩石体积内岩石孔隙体积定义：单位岩石体积内岩石孔隙体积的百分数。即岩石储集能力的大小的量的百分数。即岩石储集能力的大小的量度。度。 所以：所以：油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度 2孔隙度的分类孔隙度的分类 classification of porosity 根据孔隙的大小，可知：根据孔隙的大小，可知：微毛细管孔隙微毛细管孔隙和孤立的死孔隙和孤立的死孔隙对油气储集运移意义不大。对油气储集运移意义不大。从油气田开发的角度考虑：只有那种既能储从油气田开发的角度考虑：只有那种既能储集油气，又可让其渗流通过的集油气，又可让其渗流通过的连通孔隙连通孔隙才具才具有实际意义。有实际意义。油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度 为此，根据孔隙的连通状况可将孔隙分为连为此，根据孔隙的连通状况可将孔隙分为连通孔隙和不连通孔隙；有效孔隙和无效孔隙。据通孔隙和不连通孔隙；有效孔隙和无效孔隙。据此，孔隙度可分为：此，孔隙度可分为：1）绝对孔隙度）绝对孔隙度 a absolute porosity 岩石的总孔隙体积岩石的总孔隙体积Va与岩石外表体积与岩石外表体积V之比。之比。2）有效孔隙度）有效孔隙度e effective porosity 岩石的有效孔隙体积岩石的有效孔隙体积Ve与岩石外表体积与岩石外表体积V之比。有效孔隙体积是指在一定压差之比。有效孔隙体积是指在一定压差下被油气饱和并参与渗流的连通孔隙体下被油气饱和并参与渗流的连通孔隙体积。积。油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度3）运动孔隙度）运动孔隙度m motion porosity 在含油岩石中，流体能在其间流动的在含油岩石中，流体能在其间流动的孔隙体积孔隙体积Vm与岩石外表体积与岩石外表体积V之比。之比。 流动的孔隙体积只要是指排除了在通流动的孔隙体积只要是指排除了在通常开采压差下仍难以使流体通过及由于岩常开采压差下仍难以使流体通过及由于岩石润湿性引起的孔隙通道的缩小的体积。石润湿性引起的孔隙通道的缩小的体积。油藏物理学储层岩石的孔隙结构及孔隙度一般一般: 砂岩的孔隙度一般在砂岩的孔隙度一般在530之间变化。之间变化。大部分为大部分为1020，碳酸盐孔隙度一般小，碳酸盐孔隙度一般小于于5。孔隙度孔隙度2520%2015%1510% 105%1 m1 m2 210.1 10.1 mm2 20.10.01 0.10.01 mm2 20. 010.0010.001 mm2 20.001 0.001 mm2 2等等级级渗透性渗透性极好极好渗透性渗透性好好渗透性渗透性中等中等渗透性微渗透性微弱弱非渗非渗透性透性当渗透率当渗透率1000 1000 10 10-3 -3 mm2 2(5001000) (5001000) 1010-3 -3 mm2 2(50050 ) (50050 ) 10-3mm2 2等级等级高渗高渗渗透性好渗透性好中渗中渗K（5010 5010 ） 10 10-3 -3 m m2 2（101 101 ） 10 10-3 -3 m m2 21 10 10-3 -3 mm2 2等级等级低渗低渗特低渗特低渗超低渗超低渗储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率二、渗透率的测定二、渗透率的测定measurement of permeability渗透率可以来源于：渗透率可以来源于： 测井测井:logging 试井试井:test well 油气井生产测试油气井生产测试:production test 实验室测试实验室测试:experiment储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率渗透率的实验室测试渗透率的实验室测试1、用达西方程测定岩石的渗透率，应遵循如下条、用达西方程测定岩石的渗透率，应遵循如下条件件condition of satisfaction： （1）. 岩石中为岩石中为100%流动流体所饱和；流动流体所饱和； （2）. 通过岩心的流体与岩石不起任何物理的、通过岩心的流体与岩石不起任何物理的、化学的、物理化学的反应；化学的、物理化学的反应； （3）. 流动为层流流动（线性流动）。流动为层流流动（线性流动）。 （注意条件产生的由来）（注意条件产生的由来）储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率 因此，对因此，对Kl和和Kg来讲，其值是不同来讲，其值是不同的，原因有：的，原因有：粘土、吸附、滑脱，粘土、吸附、滑脱，达西达西定律用定律用液体液体；所以，最好采用气测，然；所以，最好采用气测，然后进行校正。后进行校正。储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率原理及原理及计计算公式算公式principle and computation formula principle and computation formula 设设：气体：气体发发生的膨生的膨胀为胀为等温膨等温膨胀胀isothermy/isothermality expansionisothermy/isothermality expansion，则则：储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率 分离分离变变量量积积分分separating variable and integratingseparating variable and integrating：储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率气体滑脱效气体滑脱效应应（KLinkenbergKLinkenberg效效应应） Slippage effectSlippage effect 在用不同气体实际测定岩石渗透率时，人在用不同气体实际测定岩石渗透率时，人们发现：即使同一岩心、同一气体，采用不们发现：即使同一岩心、同一气体，采用不同的平均压力，所测得的同的平均压力，所测得的Kg值也不同；同一值也不同；同一岩心、同一平均压力下，采用不同气体所测岩心、同一平均压力下，采用不同气体所测得的得的Kg亦不同。亦不同。 储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率液体液体气体气体储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率 对于液体：由于粘滞阻力的作用，使液对于液体：由于粘滞阻力的作用，使液体在固壁上的运动速度等于零。体在固壁上的运动速度等于零。 对于气体：由于气体粘度较低，所以气对于气体：由于气体粘度较低，所以气固之间的粘滞力很小，使靠近管壁处的气体固之间的粘滞力很小，使靠近管壁处的气体分子仍处于运动状态。另外，相邻层的气体分子仍处于运动状态。另外，相邻层的气体分子由于动量交换，可连同管壁处的气体分分子由于动量交换，可连同管壁处的气体分子一起作定向的沿管壁运动。这就是子一起作定向的沿管壁运动。这就是气体滑气体滑脱效应脱效应。储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率岩心夹持器岩心夹持器气瓶气瓶干燥器干燥器压力表压力表流量计流量计气体渗透率的实验装置的设计过程气体渗透率的实验装置的设计过程储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率 由于气体滑脱效应的存在，便出现了由于气体滑脱效应的存在，便出现了气测渗透率与液测的种种差异：气测渗透率与液测的种种差异： （）同一岩石，（）同一岩石，KgKL,一般一般Kg=（310）KL。（）平均压力愈小，则所测得值越大。（）平均压力愈小，则所测得值越大。其中：其中：b滑脱因子，与气体性质及孔隙结构有关。滑脱因子，与气体性质及孔隙结构有关。 储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率 d气体分子直径；气体分子直径； n分子密度。分子密度。 气体滑脱效应的存在，不仅是岩石渗气体滑脱效应的存在，不仅是岩石渗透率好坏的标志，也是测量压力的函数，透率好坏的标志，也是测量压力的函数，从而与岩石的绝对渗透率是一常数不吻合，从而与岩石的绝对渗透率是一常数不吻合，因而需要进行克氏校正。因而需要进行克氏校正。 储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率( 1 ). 采用计算法采用计算法 ( 2 ). 采用作图法采用作图法气体的克氏校正气体的克氏校正KLinkenbergadjustment ：储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率三双重介质渗透率三双重介质渗透率dual-permeability双重介质渗透率双重介质渗透率 例：玉门老君庙例：玉门老君庙M层及华北的灰岩地层，是既有基层及华北的灰岩地层，是既有基岩孔隙，又有裂缝系统。其中：岩孔隙，又有裂缝系统。其中： f裂缝孔隙度；裂缝孔隙度； b裂缝宽度裂缝宽度 (cm );Kf裂缝渗透率，裂缝渗透率，m2 储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率若有若有n个裂缝，则：个裂缝，则：储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率举例：有一裂缝孔隙型灰岩地层，裂缝举例：有一裂缝孔隙型灰岩地层，裂缝岩样的渗滤面积岩样的渗滤面积A为为1010（mm2），已），已测得其基质渗透率测得其基质渗透率0.001 m2 ，一组裂缝，一组裂缝存在，缝宽度存在，缝宽度b=0.01mm，缝长度，缝长度L=10mm,裂缝与流体运动方向的夹角裂缝与流体运动方向的夹角0，求总渗透率。，求总渗透率。储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率课堂讨论：课堂讨论：裂缝的生长和发育情况对油田的裂缝的生长和发育情况对油田的开发过程有何影响？开发过程有何影响？储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率影响孔隙度的因素均影响渗透率，即有：影响孔隙度的因素均影响渗透率，即有： 内因内因: 岩石骨架的构成岩石骨架的构成skeleton structure、孔隙结构孔隙结构pore structure、胶结物、胶结物cement ； 外因：构造力外因：构造力structure force及地静应力及地静应力geostatic stress, 埋藏深度埋藏深度buried depth 和地层温和地层温度均影响度均影响 K。四影响渗透率的因素四影响渗透率的因素 effect on permeability储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率 粒度越细，分选性越差，则越低。粒度越细，分选性越差，则越低。例如：递变沉积岩例如：递变沉积岩gradation sedimentary rock层理层理bedding/stratification中，粒度向上中，粒度向上逐渐变细，也相应降低，以致注水时油层逐渐变细，也相应降低，以致注水时油层底部出现过早水淹的情况。底部出现过早水淹的情况。岩石的骨架构成及构造力的影响岩石的骨架构成及构造力的影响skeletonstructureandporestructure储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率孔隙小，且结构复杂，分布不均匀则孔隙小，且结构复杂，分布不均匀则K越小。越小。孔隙结构的影响孔隙结构的影响 pore structure 及 此外，孔隙的连通性，迂回度，内此外，孔隙的连通性，迂回度，内壁粗糙度对壁粗糙度对K亦有影响。亦有影响。（高才尼（高才尼-卡尔曼方程）卡尔曼方程）储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率（）胶结物含量越多，则岩石越低；（）胶结物含量越多，则岩石越低；胶结物含量及胶结方式是对胶结物含量及胶结方式是对K的影响的影响 cement content and cementation manner（）胶结越疏松，其渗透率越高。（）胶结越疏松，其渗透率越高。疏松地层：疏松地层：unconsolidated formation疏松砂岩：疏松砂岩：unconsolidated sandstone储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率地静压力及地层温度的影响地静压力及地层温度的影响geostaticstressandtemperature（）地静压力（）地静压力（弗特等人做出的结果）（弗特等人做出的结果）岩石物性参数的平均处理方法岩石物性参数的平均处理方法 当作用于岩石上的当作用于岩石上的压压力越大力越大时时，相，相应应减减小。当小。当压压力超力超过过某一数某一数值值（）时，急剧降）时，急剧降低。尤其对泥质砂岩，其降低程度更大，甚至降低。尤其对泥质砂岩，其降低程度更大，甚至降为零。为零。 岩石物性参数的平均处理方法岩石物性参数的平均处理方法 弹性形变弹性形变（完全可逆）（完全可逆） 弹塑性形变弹塑性形变 （部分可逆）（部分可逆） 塑性形变塑性形变（完全不可逆）（完全不可逆）有效应力有效应力effective stress对渗透率和孔隙度的影响对渗透率和孔隙度的影响 弹性形变弹性形变elastic deformation 弹塑性形变弹塑性形变elastic-plastic deformation 塑性形变塑性形变plastic deformation 完全可逆完全可逆total reversible change 部分可逆部分可逆partial reversible change 完全不可逆完全不可逆total irreversible change岩石物性参数的平均处理方法岩石物性参数的平均处理方法储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率 温度升高，则压力对渗透率的影响将减温度升高，则压力对渗透率的影响将减小，特别是压力较小的情况。小，特别是压力较小的情况。 这主要是由这主要是由于温度升高，引起岩石骨架于温度升高，引起岩石骨架和流体的膨胀，阻碍了压实和流体的膨胀，阻碍了压实。 但温度的降低对渗透率的影响是存在的，但温度的降低对渗透率的影响是存在的，渗透率越低，则影响越大。渗透率越低，则影响越大。（）温度（）温度temperature储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率超低渗岩心超低渗岩心低渗岩心低渗岩心渗透率随温度降低曲线-渗透率随温度恢复曲线储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率各向异性各向异性渗透率张量渗透率张量Anisotropismpermeability tensor 实验及沉积过程都证明：岩石的实验及沉积过程都证明：岩石的渗透率是有方渗透率是有方向性向性的。的。（这点与孔隙度是完全不同的，孔隙度是（这点与孔隙度是完全不同的，孔隙度是一个各向同性的标量。）一个各向同性的标量。） 如通常情况下：如通常情况下： 针对的各向异性，在测定方法上发展了一针对的各向异性，在测定方法上发展了一些定向技术，如定向取心技术及全直径测量技术。些定向技术，如定向取心技术及全直径测量技术。定向取心：定向取心：orientational coring储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率五与岩石各物性参数之间的关系五与岩石各物性参数之间的关系研究方法：由简单研究方法：由简单复杂复杂（一）准备知识（一）准备知识地层岩石的简化模型地层岩石的简化模型理想模型：理想模型：把复杂的岩石孔道简化成等直径的管把复杂的岩石孔道简化成等直径的管道，等直径的毛管数组成的岩石称为理想道，等直径的毛管数组成的岩石称为理想岩石模型。岩石模型。Paralleling capillary model储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率 真实岩石和理想岩石在几何尺寸、流真实岩石和理想岩石在几何尺寸、流体性质及外压相同时，如果假设两块岩石体性质及外压相同时，如果假设两块岩石所受到的阻力相等，则其流量相等。所受到的阻力相等，则其流量相等。等效渗流阻力原理等效渗流阻力原理equivalence resistance principle through porous media ：储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率单根毛管的渗流方程单根毛管的渗流方程Poiseuille equation ： 推导思路推导思路： 要使流体发生运动：要使流体发生运动：P动动P阻阻（力学条件）在推导时取等（力学条件）在推导时取等号号P动动=Pr2P阻阻= 2r L储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率r = r0 , u=0储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率Poiseuille equation储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率（二）（二）K与与 、r0、s之间的关系之间的关系(1) 设有设有n根毛管，则据等效渗流阻力原理：根毛管，则据等效渗流阻力原理： （1） 储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率 (2) (3) (高才尼方程高才尼方程)引入迂回度引入迂回度后后K、S之间的关系：之间的关系：根据等效渗流阻力原理：根据等效渗流阻力原理：储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率代入代入得得 得：得：储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率六、平均渗透率的计算六、平均渗透率的计算Average permeability1.算术平均法算术平均法arithmetic average 假设每个样点的渗透率假设每个样点的渗透率Ki和孔隙度和孔隙度i数数值已测出，取样数为值已测出，取样数为n,则算术平均值：则算术平均值：储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率2. 加权平均法加权平均法weighted average 测得每一块岩心的渗透率值测得每一块岩心的渗透率值Ki, 及其所代表及其所代表的油层有效厚度的油层有效厚度hi或含油面积为或含油面积为Ai,则按油层厚度则按油层厚度加权的平均渗透率为：加权的平均渗透率为：按油层体积加权的平均渗透率为：按油层体积加权的平均渗透率为：按油层面积加权的平均渗透率为：按油层面积加权的平均渗透率为：储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率3.按渗流阻力原理，求平均渗透率的方法按渗流阻力原理，求平均渗透率的方法（1） 并联地层的总渗透率并联地层的总渗透率 Connection in parallel 1）直线渗流）直线渗流 满足条件：满足条件： 储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率设设K为总等效渗透率，则总流量为：为总等效渗透率，则总流量为：根据达西公式各地层的流量为：根据达西公式各地层的流量为：储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率2). 平面径向流平面径向流radial flow in plane 满足条件满足条件根据平面径向渗流达西定律渗流公式，对总地层根据平面径向渗流达西定律渗流公式，对总地层储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率由此可得由此可得 : 整理得整理得: Kh = K1h1 + K2h2 + K3h3 +-+ Knhn储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率（2）. 串联地层的渗透率串联地层的渗透率connection in series arrangement 1） 直线渗流满足条件：直线渗流满足条件：根据达西定律总压差和各层压差如下：根据达西定律总压差和各层压差如下：储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率因为总压差等于各层压差之和，所以：因为总压差等于各层压差之和，所以： 将将Q = Q1 = Q2 = Q3=-=Qn , L = L1+L2+L3-+Ln 代入上式代入上式,并考虑并考虑h1=h2=h3=-=hn,得得储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率2）径向渗流）径向渗流radial flow 当井眼周围存在泥浆当井眼周围存在泥浆污染带时，形成串联径向污染带时，形成串联径向渗流，重污染带半径渗流，重污染带半径R1,重重污染带内的渗透率为污染带内的渗透率为K1,轻轻污染带半径污染带半径R2,轻污染带轻污染带内的渗透率为内的渗透率为K2，未污染，未污染带内的渗透率为带内的渗透率为K3。按径。按径向达西公式，可得各段的向达西公式，可得各段的压差在重污染带（压差在重污染带（Rw R1）：）：储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率为地层的流量和平均渗透率，则总压差为：为地层的流量和平均渗透率，则总压差为：由于三个带是串联的：由于三个带是串联的： P= P1 + P2 + P3 + +Pn带入到各压差得：带入到各压差得：设设Q,储层岩石的渗透率储层岩石的渗透率 考虑到连续渗流，各段流量考虑到连续渗流，各段流量Q相等，相等，且流体粘度相等，简化平均渗透率为：且流体粘度相等，简化平均渗透率为：第二节第二节 储层岩石的敏感性研究储层岩石的敏感性研究Research on sensitivity of reservoir rockResearch on sensitivity of reservoir rockResearch on sensitivity of reservoir rock 储层岩石的敏感性研究储层岩石的敏感性研究讲课提纲讲课提纲 水敏性矿物水敏性矿物 盐敏性矿物盐敏性矿物 酸敏性矿物酸敏性矿物 碱敏性矿物碱敏性矿物 速敏性矿物速敏性矿物 盐敏盐敏一一. 问题的提出问题的提出三三. 敏感矿物敏感矿物二二. 胶结物与胶结类型胶结物与胶结类型四四. 储层敏感性的评价方法储层敏感性的评价方法推荐程序推荐程序 试验流程试验流程 发展趋势发展趋势储层岩石的敏感性研究储层岩石的敏感性研究第五节第五节 储层岩石的敏感性研究储层岩石的敏感性研究一一. 胶结物的胶结类型胶结物的胶结类型 (以自学为主以自学为主)cementation type 胶结物的主要成份有：胶结物的主要成份有： 泥质泥质shale/shaliness 钙质钙质(灰质灰质)calcareous 硫酸盐硫酸盐sulfate/sulphate 硅质硅质silicon 铁质铁质ferruginous 其中最常见的有泥质、灰质、硫酸盐。其中最常见的有泥质、灰质、硫酸盐。储层岩石的敏感性研究储层岩石的敏感性研究 碎屑颗粒通过胶结物的作用，使之成为坚硬的碎屑颗粒通过胶结物的作用，使之成为坚硬的岩石。胶结物、胶结类型在岩石中的分布状况以及岩石。胶结物、胶结类型在岩石中的分布状况以及它们与碎屑颗粒之间的接触关系，取决于含量、成它们与碎屑颗粒之间的接触关系，取决于含量、成份、生成条件及沉积后的一系列变化份、生成条件及沉积后的一系列变化.1. 基底胶结基底胶结basal cement 胶结物含量高，呈胶结物含量高，呈体胶结体胶结的方式。胶结物的方式。胶结物与碎屑颗粒同时沉积，故称原生胶结，胶结强与碎屑颗粒同时沉积，故称原生胶结，胶结强度很高。度很高。 储层岩石的敏感性研究储层岩石的敏感性研究2. 孔隙胶结孔隙胶结pore cement 胶结物含量不多，颗粒以支架状接触，呈胶结物含量不多，颗粒以支架状接触，呈面胶面胶结结。胶结物多是次生的，胶结强度次于基底胶结。胶结物多是次生的，胶结强度次于基底胶结。 胶结物含量很少，一般小于胶结物含量很少，一般小于5%，仅分布于颗粒，仅分布于颗粒接触的地方，呈接触的地方，呈点或线接触点或线接触。胶结强度很弱，胶结。胶结强度很弱，胶结物常为泥质。物常为泥质。3. 接触胶结接触胶结contact cement 如：大庆属这种胶结的如：大庆属这种胶结的25%，K在几在几十毫达西到几个达西。十毫达西到几个达西。此类胶结的储油物性很好。此类胶结的储油物性很好。储层岩石的敏感性研究储层岩石的敏感性研究接触胶结中的接触胶结中的：2330%，K：(501000)10-3m2 华北坳陷第三系：华北坳陷第三系：孔隙胶结中的孔隙胶结中的：1825%，K：(1150)10-3m2 基底胶结中的基底胶结中的 ：817%， K 12钾长石、钠长石、微晶石英、石髓（玉髓）、斜长石、各类粘土矿物、蛋白石CT、蛋白石（非晶石）硅酸盐沉淀硅凝胶体流速敏感性高岭石，毛发状伊利石，微晶石英，微晶白云母，降解伊利石，微晶长石分散运移微粒运移结垢石膏、重晶石、硫铁矿、石灰石、赤铁矿、天青石、硬石膏、岩盐菱铁矿、磁铁矿盐类共生沉淀CaCO3FeCO3BaSi4 SrSi4 Na2SO4表表 可能损害地层的几类敏感性矿物（资料来源于七五国家重点攻关项目）可能损害地层的几类敏感性矿物（资料来源于七五国家重点攻关项目）储层岩石的敏感性研究储层岩石的敏感性研究1. 评价地层损害试验的推荐程序评价地层损害试验的推荐程序 recommendation process of formation damage 系统评价是一个完整的体系，它包括岩石学分系统评价是一个完整的体系，它包括岩石学分析、专项岩心分析以及岩心流动实验等。析、专项岩心分析以及岩心流动实验等。三三. 储层敏感性的评价方法储层敏感性的评价方法evaluation . 敏感性评价实验流程：敏感性评价实验流程： （见下图）（见下图）储层岩石的敏感性研究储层岩石的敏感性研究岩心验收岩心验收岩心的钻取、清洗、烘干岩心的钻取、清洗、烘干岩石学分析岩石学分析常规岩心分析常规岩心分析专项岩心分析专项岩心分析实验岩心的选择实验岩心的选择速速敏敏水水敏敏盐盐敏敏酸酸敏敏体积体积流量流量 正正 反反 向向钻井液钻井液损损 害害 接接 触触 顺顺 序序对储层敏感性做出评价，找出潜在问题对储层敏感性做出评价，找出潜在问题为钻井、完井、射孔、注入提出推荐措施为钻井、完井、射孔、注入提出推荐措施储层岩石的敏感性研究储层岩石的敏感性研究（1）速敏评价实验：）速敏评价实验： 临界流速：当注入（或产出）流体临界流速：当注入（或产出）流体的流速逐渐增大到某一数值而引起渗透的流速逐渐增大到某一数值而引起渗透率下降时的流动速度。率下降时的流动速度。 此速度的大此速度的大小为我们今后油井生产允许产能的大小小为我们今后油井生产允许产能的大小提供了依据，也为我们室内实验时，可提供了依据，也为我们室内实验时，可采用多大的注入速度提供了依据。采用多大的注入速度提供了依据。 绘制的关系进行判断、选择。绘制的关系进行判断、选择。储层岩石的敏感性研究储层岩石的敏感性研究（2）水敏性评价实验）水敏性评价实验由由KW/K划分水敏程度划分水敏程度water sensitivity extent：KW/K0.7水敏性程度强中等弱（3）盐敏性评价实验：）盐敏性评价实验：盐度与盐度与K的关系，找出临界矿化度。的关系，找出临界矿化度。 储层岩石的敏感性研究储层岩石的敏感性研究（4）酸敏（碱敏）性评价实验：）酸敏（碱敏）性评价实验： 在于找出不同地层的不同酸液配方体在于找出不同地层的不同酸液配方体系，以达最佳的酸处理效果。系，以达最佳的酸处理效果。 目的：目的： 为了了解岩心是以膨胀为主，还是为了了解岩心是以膨胀为主，还是以微粒运移为主，应进行正反向流动实以微粒运移为主，应进行正反向流动实验等。验等。储层岩石的敏感性研究储层岩石的敏感性研究（5）压敏性评价实验：）压敏性评价实验：目的：目的： 在于找出地层的合理生产压差。在于找出地层的合理生产压差。 （6）冷敏性评价实验：）冷敏性评价实验： 目的：在于寻找合理的注水或施工作业的温度。目的：在于寻找合理的注水或施工作业的温度。（7）热敏性评价实验：）热敏性评价实验： 目的：在于评价热敏性矿物的热敏性程度。目的：在于评价热敏性矿物的热敏性程度。 对油藏物模实验和热采提供依据。对油藏物模实验和热采提供依据。第六节第六节 储层岩石的其它物理性质储层岩石的其它物理性质Another physical property of reservoir Another physical property of reservoir rockrock 这部分为自学内容这部分为自学内容一一. 力学性质力学性质mechanics property二二. 热学性质热学性质thermal property三三. 电导性电导性conductance property四四. 放射性放射性radioactivity五五. 磁学性质磁学性质magnetic property储层岩石的其它物理性质储层岩石的其它物理性质岩石物性参数的平均处理方法岩石物性参数的平均处理方法第七节第七节 岩石物性参数的平均处理方法岩石物性参数的平均处理方法Average process method about physical parameter of rock自学内容自学内容: 国内外岩心分析标准规定，要求储层不为国内外岩心分析标准规定，要求储层不为每英尺去取一岩心，那么如何求其平均参数？每英尺去取一岩心，那么如何求其平均参数？ 一一. 算术平均算术平均arithmeticaverage ： 二二. 加权平均加权平均weightedaverage ：三三. 按物理过程进行平均按物理过程进行平均 物理平均物理平均岩石物性参数的平均处理方法岩石物性参数的平均处理方法第二章第二章 储层流体的高压物性储层流体的高压物性physics property of reservoir fluid at physics property of reservoir fluid at high pressurehigh pressure 油田开发的过程可以近似地看成是一个等温、降压的过程。当储层条件发生变化时，油气的物理化学性质也会发生相应的变化。 原油：原油脱气、体积收缩、原油析蜡、沥青沉淀等； 气体：气体体积膨胀、气体凝析出油等； 水：油田水析盐等。储层流体的物理性质 这一系列现象对油藏动态分析、油井管理、提高采收率等都有很重要的影响：2流体在多孔介质中的运动性质发生了变化，如原油发生脱气、析蜡或沉淀现象，会导致流体运动的阻力大大的增加；储层流体的物理性质1、流体（包括油、汽、水）的各种物理性质发生了变化，如成份、比重、密度、可压缩性、体积弹性能、粘度等；储层流体的物理性质4流体在多孔介质中的分布情况发生变化。由单相的流动变成多相的流动，使流体的相对渗流能力减弱。3孔隙结构，如析蜡和沥青沉积等现象的发生会导致孔隙喉道变窄，甚至堵塞等现象的发生。讲课提纲 研究流体性质的意义 本章研究的内容、重点、难点、学习关键及处理方法； 天然气的基本概念（组成、分类、基本性质）天然气的高压物性第一节 天然气的高压性质 Physics property of natural gas at high pressure状态方程（状态方程（PV=ZnRT，Z的物理意的物理意 义，对应义，对应 状态原理、状态原理、Z的求法）的求法） 天然气的体积天然气的体积 天然气的压缩系数天然气的压缩系数 天然气的粘天然气的粘 度度天然气的高压物性天然气的高压物性一. 天然气（natural gas）的基本概念： 1. 组成：以石蜡族低分子饱和烃气体和少量非烃类气体组成的混合物。 重量组成： 体积组成： 摩尔组成： Mi、Vi、Ni分别是组分i的分子量、体积和摩尔数。天然气的高压物性 2天然气的分类 classification on natural gas 按含硫量分：酸气（1g/m3s ）、净气 （1g/m3s ） 按矿藏分：气藏气、油藏气、凝析气藏气、煤层气。 按组成分：富气（wet gas ）、干气（dry gas）。 天然气的高压物性3天然气的分子量 molecular weight of natural gas 天然气的分子量在权值上等于在标准状况下1摩尔天然气的质量。 Yi、Mi 组分i的摩尔分数和分子量。 天然气的高压物性4天然气的密度和比重(相对密度relative density ) 密度：g= m /其中： g g/cm2或Kg/m3； m g 或 Kg； V cm3 或 m3天然气的高压物性相对密度（比重）relative density： =g / a 在标准温度293K和标准压力(0.101MPa，20）条件下，天然气的密度与干燥空气的密度之比。天然气的高压物性二. 天然气的状态方程 state equation f(P、V、T)=0 流体的状态方程 对理想气体ideal/perfect gas ： PV=nRT 对实际气体real gas：PV=ZnRT 天然气的高压物性 Z 压缩因子压缩因子deviation/compressibility factor 物理意义：给定温度、压力下，实物理意义：给定温度、压力下，实际气体所占的体积与理想气体所占的际气体所占的体积与理想气体所占的体积之比。体积之比。天然气的高压物性 Z1，Va1，VaVi，实际气体较理想气体难压缩。 Z值的大小与气体的性质、温度和压力有关，通常由实验测出。由于天然气是一种混合物，它的Z值可按对应状态原理求出。天然气的高压物性 对应状态原理principle of corresponding/correspondence principle ：对结构相似的气体，在相同的对应温度和对应压力下，其对应体积也近似相同，此时这两种气体称之为对应状态，那么两种气体的压缩因子也相同。天然气的高压物性由对应状态原理求压缩因子的方法如下:a . 单组分气体： 已知： P， T 求： Z1.直接查图求Z（Fig2- 1）2.用 Pr、T r查图（ Fig2- 3 ）天然气的高压物性b. 天然气气体：已知：P、 T及 组成 求： Z由上推出： 查图求Z（Fig2-3） PPC，TPC分别为天然气的视临界压力和视临界温度。天然气的高压物性注意： 非烃类组分的体积含量不能大于5%，甲烷体积含量不小于50%；否则将产生较大误差。消除误差的方法是对烃和非烃组分分别查Z值后进行加权平均。或其他的状态方程。天然气的高压物性V g：天然气在地下的体积，m3；三. 天然气的体积系数（gas volume factor） 天然气在一定的压力和温度下所占的体积与标准状况下所占的体积之比。 VSC：天然气在标准状况下的体积； Bg：天然气气体的体积系数。m3/标m3 天然气的高压物性在标况下，气体按理想气体的状态方程表示： 在油层条件下，气体的压缩状态方程为： PVg=ZnRT 所 以： 求法：已知：P、 T 及天然气的组成 先求Z，再求Bg（查图或计算）天然气的高压物性 讨论（1）PPSC，Bg 1（2） 近似看成等温过程，则 天然气的高压物性四. 天然气的压缩系数compressibility 物理意义：在等温条件下，天然气随压力的变化，体积的变化率。 因为： 天然气的高压物性天然气的高压物性讨论： 1. 理想气体： 2. 多组分天然气： 天然气的高压物性则： 天然气的高压物性CPg 对应压缩系数corresponding volume factor 。 天然气的高压物性讨论： 1. 对理想气体： 则： 2.对实际气体： 则Cg较理想气体小。（在高压时，随增加而增加）。 3.时，Cg较理想气体大（低压时，P增加，Z降低） 天然气的高压物性 五. 天然气的粘度（viscosity） 粘度是气体的内部摩擦引起的阻力。 其体内摩擦阻力可用下式表示：牛顿内摩擦定律 F与压力，温度及组成有关。 天然气的高压物性1. 在低压情况下：根据气体分子动力学，气体粘度为： 式中:气体密度，与压力成正比； :气体分子平均运动速度，与压力无关； :气体分子平均自由行程，与压力成反比。天然气的高压物性1）压力对的影响不大；2）T ， （分子的热运动加剧，导致内摩擦阻力增加）；3）M ， 4）非烃类气体较烃类气体的大。 在数值模拟方面，采用解析式比查表更好。通常使用的解析式详见油藏工程。天然气的高压物性2. 在高压情况下 气体分子之间的相互作用力起主要作用，气体层间产生单位速度梯度所需的层面剪切应力很大，因而粘度很大。 1）2）3）天然气的高压物性 1）查图2-12，2-13 Fig2-12：大气压下天然气的粘度,g1 Fig2-13：高压下天然气的粘度，g/ g13. 求法：天然气的高压物性2）计算方法：高压天然气粘度 o: 低压下天然气粘度； 系数；视临界密度； 天然气的高压物性六. 天然气水合物hydrate 在自然的低温条件下，天然气能够与水结合，形成结晶水合物（或称水化物）。似冰象雪。是一种固体结晶物。 密度：0.880.90g/cm3 通式：M（ H2O）n 。 M：形成水合物的气体 分子。 天然气的高压物性形成条件：1.对分子直径D25%。（一）.地面原油的分类 classification 地层原油的高压物性2. 按含蜡量分paraffin/wax ： 含蜡量影响其凝固点:含蜡量越高,则其凝固点越高.它对原油的开采和集输带来麻烦. 少蜡原油: 含蜡量1% 含蜡原油： 含蜡量12% 高含蜡原油: 含蜡量大于2%地层原油的高压物性3按含硫量分 sulphur： 硫对人畜有害，腐蚀钢材，对炼油不利，经燃烧而生成的二氧化硫对环境有污染。 低硫原油：SPb时，R不变；P1，对50007000米的井， Bo5）地层原油的高压物性2. 影响因素 PPb时， P Bo T对Bo无影响。地层原油的高压物性3. 地层油的两相体积系数 定义: 当油藏压力低于饱和压力时,在某一压力下,地层油的体积与释放出的气体的体积之和与地面条件下脱气油的体积之比。在压力P下,分离出的气体体积为: (R-Ro) VS Bg则：地层原油的高压物性讨论： 1. PPb时，u=Bo 2. PPb时，u=Bo+ (Ro-R) Bg 3. P=0.101MPa时，u=Bo+ Ro (R=0,Bg=1)地层原油的高压物性三. 地层油的压缩系数(compressibility factor of reservoir oil )1.定义：在等温过程中，在压力变化单位压力时，原油体积的 变化率。地层原油的高压物性 对高于泡点压力下,地层油的压缩系数可按对应压力下的体积系数求出。R ， Co 脱气油： (47)10-4/MPa溶气油： (10140)10-4/MPa2. Co不是常数，是压力的函数。地层原油的高压物性四. 地层油的粘度 viscosity地层油的粘度是压力、温度及组成的函数。 .T ；2 .T一定，沥青含量是越高， 。. PPb ，P ， （不多）.R ， ；地层原油的高压物性五. 超深地层油气性质的特点 对超过5000米7000米的油气藏，通常不会遇见常见液体原油，在超深地层下是一些高挥发性油和高含凝析油气类型。地层原油的高压物性具有的特点：.高挥发性，Bo大，大于5。.在超深下含凝析油的富气和干气的特点是具有很高的压缩系数值如对3000米左右的井，在估算天然气储量时取为；但对超深井取或更大。.在超深地层中，烃类流体含有更多的不纯物这些不纯物不仅浓度很高，还会污染油藏流体，给钻井和生产到来一些问题第三节第三节 地层水的高压物性地层水的高压物性physics property of formation physics property of formation waterwater地层水的高压物性讲课提纲一. 地层水的特点（矿化度硬度分类）二. 地层水的高压物性（R Cw Bw w）三. 水质分析（物理性质主要离子细菌 溶解气体）四. 污水回注的优越性（简介）地层水的高压物性一. 地层水的特点characteristic of formation water 地层水是指油气层边部底部层间和层内的各种边水底水层间水及束缚水的总称。 地层水与地面水的区别在于：地层水在地层中长期与岩石和石油接触，因而一般总含有相当多的金属盐类，地层水中含盐是地层水有别于地面水的最大特点。在这些金属盐类中，尤其以钾盐钠盐最多，而钙镁等碱土金属盐类则较少。地层水的高压物性1矿化度salinity/saltiness 地层水中含盐量的多少常用矿化度来表示。mg/L或ppm表示。2硬度hardness 地层水的硬度是指地层水中钙镁等二价阳离子含量的大小。3分类（苏林分类法） 地层水中的基本离子有：Na+(K+),Mg2+,Ca2+,Cl- SO42-,HCO3-。地层水的高压物性 根据基本离子当量比，可以进行水型的划分。 气田水气田水海水海水油气田水油气田水地面水地面水地层水的高压物性 Na2SO4型水：代表大陆冲刷环境条件下形成的水。此水型是环境封闭性差的反映，该环境不利于油气聚集和保存，为地面水。 NaHCO3型水：代表大陆环境条件下形成的水型。此水型在油田中分布很广，它的出现可做为含油良好的标志。 地层水的高压物性 MgCl2型水：代表海洋环境下形成的水。多存在于油气田中部。 CaCl2型水：代表深层封闭构造环境下形成的水，形水是人们在地壳剖面上认识的唯一最深部水型。它所代表的环境封闭性好，很有利于油气聚集和保存，是含油气良好的标志。地层水的高压物性二. 地层水地高压物性 1天然气在水中的溶解度solubility（溶解水气比） a. P， R b. 矿化度， R c. T影响不大： 当温度较低时，T R 当温度较高时，T R 如：在地层压力和温度很高时，地层水中可溶解有大量的甲烷，如果水的体积又很大，则溶解于水中的天然气储量就相当可观，形成水溶性气藏，形成有工业开采的气藏。地层水的高压物性2. 地层水的压缩系数compressibility a. 温度一定， P ，Cw b. 压力一定， T ，Cw c. 压力、温度一定， R ，Cw 一般，地层水的Cw在(3.75.0)10-4/MPa。地层水的高压物性3. 地层水的体积系数volume factorBw溶气Bw纯水一般由于VwsVwf 所以Bw 1地层水的高压物性4地层水的粘度 viscosity与压力关系不大。 温度一定时，矿化度越大，w越大（图411和412或何中262和263）。地层水的高压物性三. 水质分析water analysis： 将水注入地层，应对水质进行分析。下面是水质分析项目： （一）物理性质physics property 对处理工艺及注水水质可能的影响 ： 1温度：水温低不易处理，水温升高易结垢； 2悬浮固体：因其油层堵塞的重要因素，是水处理的主要去除对象，当其颗粒粒径大于油层喉道直径时更易引起堵塞。 3含油量：污水的主要污染指标，也是水处理过程中的主要去除对象及堵塞油层的主要因素。地层水的高压物性（二） 主要离子principal ion 1钙离子Ca2+：在适宜条件下（如水温升高，PH值增高，二氧化碳减少），可以和CO32-、HCO3-、SO42-等阴离子结合生成CaCO3垢及难溶的CaSO4垢或悬浮物。 2钡离子Ba2+：可与水中的SO42-结合生成难溶的BaSO4。 3总矿化度：此值高时对抑制粘土膨胀有利，但易结垢，更易引起腐蚀；高矿化度水对水中溶解氧含量敏感，即使是微量的氧也会引起严重的腐蚀。地层水的高压物性（三）溶解气体solution gas1溶解氧（O2）：是腐蚀的主要因素之一，腐蚀产物增加水中悬浮物含量。2硫化氢（H2S）：是腐蚀的主要因素之一，它与Fe2+生成FeS。水中的H2S增加是硫酸盐还原菌（SRB）大量繁殖的标志。如华北采二岔河集注水。3游离CO2：含量高时使PH值降低引起腐蚀，系统压力降低时， CO2可以从水中逸出，使碳酸钙平衡被破坏，否则引起结垢。地层水的高压物性（四）细菌bacterium 1细菌总数TGB： 以腐生菌为主题，水中有氧有氢料及适宜的温度时大量繁殖，形成灰白色的絮状物，可引起地层堵塞。 2硫酸盐还原菌SRB：大量繁殖后可将水中的SO42-还原成H2S造成腐蚀，以菌体长度为510m，易引起地层堵塞。 3PH值：PH值升高引起结垢后，PH值降低易引起腐蚀。 地层水的高压物性 如果要进行污水回注地层，对水质有要求，注水水质应遵循的原则是： 1注水与地层不起物理化学反应，生成沉淀。 2注入水与地层孔隙相配伍。 3注水对管线设备的腐蚀性小。 在此基本原则指导下，针对具体的油层可判断出相应的水质标准。现有部标，但也不能一概而论。地层水的高压物性四. 污水回注的优越性：dump flodding/produced-water reinjection1. 高矿化度油层注水中胶质和非生垢离子（钾纳氯等）较一般淡水丰富，对一般垢物的凝聚和沉淀有一定的抑制作用。淡水中非生垢离子和分子相对较少，能阻碍生垢离子相互吸引和结合的能力较少。故在注水效率和注水系统防护上，油层污水优于淡水。地层水的高压物性2. 淡水中的机械杂质多是一些砂粒和粘土颗粒。污水多是一些铁的氢氧化物硫化氢硫酸盐和由脱乳剂分理出来的其它非水溶性物质。这些物质多为化学作用的产物，具有分散为更细小颗粒的性质，可进入距井眼更远的地方。故此在污水和淡水机械杂质相同的情况下，注淡水的井比注污水的井堵塞速度要快。 地层水的高压物性 3. 溶于污水中的表面活性剂有使水的表面张力降低和促进毛细管力的作用，与石油中的活性组分作用形成的化合物有较好的驱油能力，亦有利于提高低渗透层的吸水性。 4. 由于污水中含各种离子，矿化度高，因此污水较之淡水具有较高的粘度。这就使污水在地层中的推进前缘线较之要均匀。可使注入水较充分地向纵深波及，从而提高驱油效率。地层水的高压物性 5. 从地层的敏感性角度来讲，注水过程地层的敏感性主要表现为水敏和速敏。由于淡水和钠离子的亲和力较强，粘土矿物对淡水较敏感。油层污水多为高矿化度变质水，对粘土的水敏性有一定的抑制作用，因此，不致因地层的水敏性严重影响水的渗透能力。第四节第四节 油藏烃类的相态油藏烃类的相态Phase state of hydrocarbons Phase state of hydrocarbons 第四节第四节 油藏烃类的相态油藏烃类的相态Phase state of hydrocarbonsPhase state of hydrocarbons 讲课提纲一相变过程简介，研究的重要性内容及方法。二在常温常压下油藏烃类的相态。三单组分的PT图特征。（从点线面等着眼）四双组分的PT图特征。（从点线面等着眼）五相图的一般变化趋势（点线的位置宽度等）六多组分相图。七应用。油藏烃类的相态油藏烃类的相态第四节 油藏烃类的相态 随着油藏开发过程中开采压力的降低，在油藏内或井筒中，烃类流体都会出现由单相转化为两相的过程。相态变化的同时，烃类流体的组成也随之变化。分析其原因: 内因：组成； 外因：温度压力。油藏烃类的相态一油藏烃类的组成和常温常压下的相态：atmospheric temperature/atmospheric 油藏烃类主要是烷烃环烷烃芳香烃，另外含有少量的氧硫氮化合物。 在常温常压下： C1C4为气态（构成天然气的主要成分） C5C16为液态（构成石油的主要成分） C16以上为固态（石蜡）。油藏烃类的相态二. 单组分的PT图特征： single component 有两区 一线 一点油藏烃类的相态 两区：液相区气相区。一线：饱和蒸汽压线（两线上的各点为不同温度下该组分的饱和蒸汽压），特点是：液气共存，达到动平衡状态。 * 动平衡：指在某一时刻，气体分子回到液体中的个数和液体分子跑到气体中的个数相等.Saturated vapour pressure curveDynamic equalization/dynamic balance 油藏烃类的相态 一点：临界点critical point，该点所对应的温度和压力就是临界温度和临界压力。在临界状况下，气体和液体两相的所有内涵性质都具有相同的特点：单组分的临界点是两相共存的最高压力和最高温度，高于此压力和温度的点，组分不再是两相。油藏烃类的相态单组分相图的特点： 1露点线和泡点线相重合，其意义是：在压力一定时，单组分由气相开始凝结为液相和由液相蒸发成气体的温度相等。 2在相态变化后，其各相的组分不变。 3C点既是两相共存点，也是两相共存的极限点.油藏烃类的相态三两组分气体的相图特征 bicomponent： 三点两线三区。 两组分体系的相图是组成不同，则所做出的相图就不同。油藏烃类的相态1三点： C（临界点critical point）：泡点线和露点线的交汇点。在多组分体系中C点不是极限状态点。只是体系处于临界状态，才有临界压力和临界温度。 Pm（临界凝析压力cricondenbar）：两相共存的极限点； Tm（临界凝析温度cricondentherm）： 两相共存的极限点； PPm 液相 TTm气相油藏烃类的相态2两线 泡点线bubble point：由液相开始出现气泡的界线，如AC线，又称饱和蒸汽压线。 露点线dew point：由单一气相开始出现液珠的界线。3三区：液相区两相区气相区。油藏烃类的相态4两相区的特点： (1)两相区内的各点表示在这一温度压力下，液气两相都处于平衡状态； (2). 两相区中的虚线称为液气的等比例线，虚线上的数字表示液体所占的体积百分数； (3). 在两相区中，液相的含烃类与气相的含烃类组成不同，相态变化后，各相所含烃类组分也会发生变化。油藏烃类的相态油藏烃类的相态CPmP等压反凝析区（在等压下，温度降低有液珠出现）。CTmT等温反凝析区（在等温下，压力降低有液珠出现，与常反之）。 在地层中出现的一般是等温反凝析，具有反凝析特点的气藏称为凝析气藏。油藏烃类的相态 美国在本世纪20年代发现凝析气田，最初是在二元（组分）系统中发现这种凝析过程的。 这一区域，在油气田开采与开发过程中应十分重视压力的控制依据。等压反凝析 retrograde condensate at constant pressure 等温反凝析区 retrograde condensate at constant temperature油藏烃类的相态四相图变化的一般趋势：Tendency of phase diagram changing甲烷-乙烷混合物的相态物油藏烃类的相态四相图变化的一般趋势：1位置上 a任一混合物的两相区位于两纯组分的蒸汽压线之间（思考为什么？） b混合物中哪一组分占优势，露点线就靠近哪一组分的蒸汽压线。2宽窄上 反映了组分的组成。所含的组分越均匀。则相图越宽。油藏烃类的相态3. C、Pm、Tm的位置：（1）混合物的临界温度都居于两纯组分的临界温度之间，而临界压力都高于两纯组分的临界压力。（2）随混合物中较重组分比例的增加，临界点向右迁移。这主要取决于压力温度及组成。 a易挥发的组分含量越高，临界点可位于临界凝析压力的左下侧。 b难挥发的组分含量越高，临界点可位于临界凝析压力的右下侧。油藏烃类的相态油藏流体的相环曲线干气的相态图相态:Phase behavior/state相区:Phase region/field油藏烃类的相态湿气相态图反凝析气的相态图湿气:wet gas凝析气:condensate gas油藏烃类的相态高收缩原油的相态图低收缩原油的相态图高收缩原油:high contraction oil低收缩原油: low contraction oil油藏烃类的相态上图中： 1从低收缩原油到干气，临界点向左迁移。（与双组分一致） 2随重组分的增加，临界点向右迁移。油藏烃类的相态五. 多组分相图 多组分相图可见简单地看成由重质烃构成的液相及轻质烃构成的气相，这种液气两相的相图，称为准两相相图。其相图特征与两组分相图相似。油藏烃类的相态六相图的应用 1. 判断油气类型。 依据油藏的组成做 出相图; 找出油层的临界压力及临界温度; 据其所处的位置确定油气藏的类型。 有纯油藏油气藏气藏(干气气藏和湿气 气藏)凝析气藏。 油藏烃类的相态2. 相图在战略上是确定开发方针的依据，如注气。3. 相图在战术上是确定开采措施的依据。第五节第五节 油气系统的溶解与分离油气系统的溶解与分离Solution and separation in oil-gas systemSolution and separation in oil-gas systemSolution and separation in oil-gas system油气系统的溶解与分离一. 天然气在原油中的溶解度solubility溶解度：在一定的压力下，单位体积地面原油中所溶解的气量，用R表示。1. RP的关系。 单组分气体在液体中服从亨利定律，即温度一定，溶解度和压力成正比。即：R=P R：溶解度， P：溶解时气体压力，MPa;：溶解系数solution factor，表示在一定温度下，每增加一个MPa，单位体积液体中所溶解的气量。标m3/m3 MPa 。油气系统的溶解与分离2. RT的关系： P一定，组成一定，T，R（温度升高，其饱和蒸汽压）3. R组成的关系 单组分烃的分子量越大，在原油中的溶解度越大。天然其中“重烃”组分越多，天然气比重越大，溶解度越大。4. R还与非烃组分含量有关： 非烃气体在原油中的溶解度一般有： CO2CH4N2 R与原油的组成有关。同一天然气在轻质组分原油中的 溶解度大于在重质原油中的溶解度。油气系统的溶解与分离二. 油气的分离 分离的因素：凡是影响天然气溶解度的因素，对其都有影响。主要有：组成、P、T等。 分离方式：接触分离和微分分离。油气系统的溶解与分离油气系统的溶解与分离 接触分离亦称闪蒸分离或一次脱气：contact separation/flash相当于油井产出的油气直接进罐或一次进入分离器进行脱气，油气瞬间达到平衡。在油气分离过程中分离出的气体与油始终保持接触，体系的组成不变。 微分分离亦称微分脱气differential separation ：在微分脱气过程中，随着自由气体析出，不断地将气体放掉，使气液脱离接触，亦即脱气是在不断降压、不断排气、系统组成不断变化的条件下进行的。在实验室，常用多级脱气来代替。油气系统的溶解与分离油气系统的溶解与分离两者的区别（特点）：闪蒸分离分出的气量多，含重质组分多；在油气分离过程中分离出的气体与油始终保持接触，体系的组成不变。微分分离分出的气量少，保存轻质油；在不断降压、不断排气、系统组成不断变化的条件下进行的。 分离的条件condition of separation：实验和理论表明：从油中分离出来的气体的数量与脱出气的组成除了与脱气温度、压力以及油气组成有关之外，还与脱气方式及条件有关。油气系统的溶解与分离分离条件研究的意义： 既可减少无形的蒸汽损失，又可增加回收的油量（尤其是轻质油的回收）； 可改变地面原油的质量，减少地面原油的输差。 油气系统的溶解与分离三个条件： 压力、温度及分离级数。 一般可运用实验和计算法共同 确定最佳的分离条件。 油气系统的溶解与分离三. 油气平衡的计算相态方程 phase state equation 油气的溶解和分离给我们提出了一个问题，如何确定气体在原油中的溶解度和气液相的组成等，因此必须找出一个表示P、T、油气组成的关系式。油气系统的溶解与分离1. 用相态方程计算的参数 气相的数量Ng。液相的数量NL及各组分在气相中的浓度及在液相中的浓度，还可计算相图。油气系统的溶解与分离2. 平衡常数equilibrium constant Ki=yi/xi 与P、T及组成有关。 yi在压力P下，i组分在气相中的浓度；（摩尔分数） xi 在压力P下，i组分在液相中的浓度； Ki平衡常数，在压力P下，i组分在气相中的分配比例。 特点：在T一定时，随P的增加，平衡常数Ki逐渐收敛于等于1的一点。该点即为收敛压力。 收敛压力: Convergence pressure 油气系统的溶解与分离3. 方程的建立set equation油气系统的溶解与分离a. b. 建立方程：1mol的油样物质平衡i组分的物质平衡：（1）（2）（3）解之得：油气系统的溶解与分离或在P、T下达到热力学动平衡时，则有：油气系统的溶解与分离即：四. 方程的应用 equations application 油气系统的溶解与分离1.已知ni、P、T，计算分离时的Ng、NL、Xi、Yi。油气有m个组分，列出m个方程：未知数：m+1计算法：任选 若油气系统的溶解与分离NL为所求 再选。 2. Pb和Pd的计算油气系统的溶解与分离a, Pb:据定义：Ng=0，NL=1，xi=ni 试算法计算:任 选：b. Pd油气系统的溶解与分离 据定义：NL=0，Ng=1（Yi=ni） 试算法同上。 3. 计算相图 第三章第三章第三章第三章 油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征第一节第一节 油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征 油田开发的过程可以近似地看成是一个等温、降压的过程。当储层条件发生变化时，油气的物理化学性质也会发生相应的变化。 原油：原油脱气、体积收缩、原油析蜡、沥青沉淀等； 气体：气体体积膨胀、气体凝析出油等； 水：油田水析盐等。储层流体的物理性质油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征讲课提纲讲课提纲一一. 油层物理研究的中心问题？油田开发中出现油层物理研究的中心问题？油田开发中出现的问题、难点？如何处理？的问题、难点？如何处理？研究的内容、研究的内容、重点、难点？重点、难点？二二. 流体的表面性质（界面张力、自由表面能等）流体的表面性质（界面张力、自由表面能等）。三三. 两相界面的自由表面能两相界面的自由表面能(定义、性质定义、性质)四四. 界面张力界面张力(概念、分析、结论、指导意义概念、分析、结论、指导意义)五五. 吸附作用及其和界面张力的作用吸附作用及其和界面张力的作用(现象、吉现象、吉布斯比吸附、布斯比吸附、G、c的关系的关系) 油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征一一. 问题的提出问题的提出 在多孔介质中，流体渗流的通道是一些在多孔介质中，流体渗流的通道是一些弯弯曲曲的孔道，从而油、气、水和岩石弯弯曲曲的孔道，从而油、气、水和岩石的表面或界面性质引起了一系列的毛管现的表面或界面性质引起了一系列的毛管现象；流体是一些多组分的多相流体，发生象；流体是一些多组分的多相流体，发生一系列的相变过程；另外，多相流体在空一系列的相变过程；另外，多相流体在空间中的存在、分布方式间中的存在、分布方式,在流动过程中会有在流动过程中会有些什么现象发生？都是我们应该关注的问些什么现象发生？都是我们应该关注的问题。题。第三章第三章 油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征1. 特定的流体在特定条件下的流动提出了新特定的流体在特定条件下的流动提出了新的课题。的课题。 QO: 油井产量并不是始终保持不变的（油井产量并不是始终保持不变的（？） : 采收率不高的原因何在？采收率不高的原因何在？2. 注水开发油田使油层流动复杂化。注水一注水开发油田使油层流动复杂化。注水一方面保持地层压力；另一方面油井会出水，方面保持地层压力；另一方面油井会出水，浪费能量。浪费能量。3. 迫切性。只有研究渗流机理才能找出油井迫切性。只有研究渗流机理才能找出油井产不出油的原因产不出油的原因油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征1.重点、难点：所研究的内容是油藏物理的核重点、难点：所研究的内容是油藏物理的核心部分，也是地层中的实质性问题。心部分，也是地层中的实质性问题。2. 基本知识：物理化学。基本知识：物理化学。3. 本章的内容分两部分：本章的内容分两部分： 节：静态特性、节：静态特性、PC 节：动特性、相渗、微观渗流机理。节：动特性、相渗、微观渗流机理。有关本章的有关问题有关本章的有关问题:油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征第一节第一节 油藏流体的界面张力油藏流体的界面张力 问题的提出：问题的提出： 岩石的比面是几千几万岩石的比面是几千几万cm2/cm3的高的高度分散体系。地层中的表面现象严重，活性度分散体系。地层中的表面现象严重，活性剂吸附和洗油能力受到影响等。剂吸附和洗油能力受到影响等。油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征一一. 两相界面的自由表面能：两相界面的自由表面能：1. 定义：定义： 由于分子力场的不平衡而使表面层分由于分子力场的不平衡而使表面层分子储存有多余的子储存有多余的“自由能自由能”，即两相界面，即两相界面层的自由表面能。层的自由表面能。 2. 性质：性质： 自由表面能存在的条件：自由表面能存在的条件： 必须是互不相溶的两相时，自由表面能存在。必须是互不相溶的两相时，自由表面能存在。油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征b. 自由表面能存在的自由表面能存在的范围：范围：不仅包括界不仅包括界面的单分子层，而面的单分子层，而且包括由两相界面且包括由两相界面逐渐过渡到分子力逐渐过渡到分子力场达到平衡前的整场达到平衡前的整个界面层。个界面层。油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征c.自由表面能的大小：自由表面能的大小： 据热力学第二定律：任何自由能都有趋于据热力学第二定律：任何自由能都有趋于最小的趋势。最小的趋势。 界面越大，自由表面能就越大；界面越大，自由表面能就越大； 两相分子的极性差越大，表面能也越大；两相分子的极性差越大，表面能也越大； 如水的极性最大，而气的极性最小，因此如水的极性最大，而气的极性最小，因此水气界面的自由表面能最大；水气界面的自由表面能最大； 油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征例：原油和四氯化碳的极性差很小，因例：原油和四氯化碳的极性差很小，因此在实验室中用四氯化碳抽提岩心的。此在实验室中用四氯化碳抽提岩心的。 与物质的相态有关。同相间的自由与物质的相态有关。同相间的自由表面能要比不同相间的自由表面能小。表面能要比不同相间的自由表面能小。油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征二二. 界面张力：界面张力： 界面张力的定义：单位界面面积所具有界面张力的定义：单位界面面积所具有的自由表面能的大小。用的自由表面能的大小。用“”表示。表示。 单位：达因厘米单位：达因厘米 只有三相存在时才有界面张力存在。只有三相存在时才有界面张力存在。这这是由于各自两相的自由表面能在接触点相互是由于各自两相的自由表面能在接触点相互“争夺争夺”的结果。的结果。油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征力的大小、方向、作用点：力的大小、方向、作用点：大小：大小：方向：界面为平面在界面上；界面为曲方向：界面为平面在界面上；界面为曲线在切线方向上。线在切线方向上。作用点：三相接触的周界接触点。作用点：三相接触的周界接触点。油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征三三. 吸附作用及其和界面张力的作用吸附作用及其和界面张力的作用1. 现象：当水中加入活性剂物质之后，其界面张现象：当水中加入活性剂物质之后，其界面张力大大降低，即界面张力对活性物质很敏感。力大大降低，即界面张力对活性物质很敏感。这取决于它的结构。这取决于它的结构。 吸附：溶解在具有两相界面中的物质，自发地浓吸附：溶解在具有两相界面中的物质，自发地浓聚于两相界面上并急剧地减少该界面层的界面张聚于两相界面上并急剧地减少该界面层的界面张力的这一过程，称为吸附。力的这一过程，称为吸附。 活性剂：被吸附在该界面上，能降低活性剂：被吸附在该界面上，能降低的物质称的物质称之为活性剂。之为活性剂。油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征2. 吉布斯比吸附吉布斯比吸附：比吸附：界面层单位面积上多余的吸附量。比吸附：界面层单位面积上多余的吸附量。：通用气体常数：比吸附量：通用气体常数：比吸附量：绝对温度：绝对温度 c：溶质的浓度：溶质的浓度:随随c的变化量；的变化量；G”+”表示界面上的浓度大于相里的浓度；表示界面上的浓度大于相里的浓度；c正吸附；正吸附； 油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征表示没有吸附发生。表示没有吸附发生。 、与、与c的关系曲线：的关系曲线： 表示负吸附。表示负吸附。 油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征结论：结论：. 当表面活性剂物质浓度较小时，随浓度的当表面活性剂物质浓度较小时，随浓度的增加，比吸附量增加和界面张力的降低都是增加，比吸附量增加和界面张力的降低都是较快的。较快的。. 当浓度增大到一定值时，比吸附不再增加当浓度增大到一定值时，比吸附不再增加（吸附趋于饱和），界面张力也不再增加。（吸附趋于饱和），界面张力也不再增加。从这可以看出：活性剂的浓度增大到一从这可以看出：活性剂的浓度增大到一定量以后，可以不再加入活性剂。定量以后，可以不再加入活性剂。油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征在油藏总可以得出这样两种想法：在油藏总可以得出这样两种想法：. og极性极性极性，极性，其中为吸附在、两相界面层的物质。其中为吸附在、两相界面层的物质。油藏岩石的渗流特征油藏岩石的渗流特征四四. 界面张力的测定界面张力的测定 界面张力的测定：气泡液泡最大界面张力的测定：气泡液泡最大压力法、吊板法。压力法、吊板法。第二节第二节 油藏岩石的润湿性和油藏岩石的润湿性和油水分布油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布讲课提纲讲课提纲一一. 深入浅出引出问题、研究的意义；深入浅出引出问题、研究的意义；二二. 润湿性（定义、润湿接触角、规定）；润湿性（定义、润湿接触角、规定）；三三. 润湿的实质；润湿的实质；四四. 润湿滞后（定义、影响因素）；润湿滞后（定义、影响因素）；五五. 油藏岩石的润湿性；油藏岩石的润湿性；六六. 油水在孔道中的微观分布；油水在孔道中的微观分布；七七. 润湿性的测定（各种方法对比）。润湿性的测定（各种方法对比）。油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布第二节第二节 油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布 1. 岩石的骨架性质：岩石的骨架性质：、K、Cf、Sf，粒度的，粒度的等都与岩石润湿性有关；等都与岩石润湿性有关；2. 岩石岩石流体的综合特性：润湿性、毛管压流体的综合特性：润湿性、毛管压力、相渗透率，润湿性、毛管力属静特性；力、相渗透率，润湿性、毛管力属静特性；相渗属动态特性；不论是动态特性还是静相渗属动态特性；不论是动态特性还是静态特性，都与油水在孔道中的微观分布有态特性，都与油水在孔道中的微观分布有关。关。问题的提出：问题的提出：油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布 所谓微观分布：指孔道中油水分布的状况，所谓微观分布：指孔道中油水分布的状况，是油包水还是水包油运动。是油包水还是水包油运动。 润湿性：恰好反映了油水润湿性：恰好反映了油水“微观微观”分布分布的一个侧面，研究润湿性是水驱油的基本的一个侧面，研究润湿性是水驱油的基本知识，是与孔、渗、饱同样重要的性质。知识，是与孔、渗、饱同样重要的性质。油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布一一. 油水对岩石表面的选择性润湿：油水对岩石表面的选择性润湿： 三相接触时三相接触时,它们的性质通过润湿性表现出来。它们的性质通过润湿性表现出来。1. 润湿：润湿： 液体对固体表面的润湿取决于液体对于固液体对固体表面的润湿取决于液体对于固体及液体自身的分子引力。体及液体自身的分子引力。 当液体对固体的分子引力大于液体分子之当液体对固体的分子引力大于液体分子之间的分子引力时，则液体吸附到固体上。间的分子引力时，则液体吸附到固体上。 定义：在表面分子的作用下，液体沿着固体表定义：在表面分子的作用下，液体沿着固体表面的流散现象。面的流散现象。油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布2. 润湿性：润湿性： 当两种互不相溶的流体存在于岩石表当两种互不相溶的流体存在于岩石表面时，其中某一种流体沿着固体表面延伸面时，其中某一种流体沿着固体表面延伸或附着到固体上的倾向性。或附着到固体上的倾向性。 润湿程度一般用润湿程度一般用角表示。角表示。 的方向规定：从极性大的液体指向极性的方向规定：从极性大的液体指向极性小的液体的一方。小的液体的一方。油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布润湿性不仅与固体表面性质有关，还与流体的性润湿性不仅与固体表面性质有关，还与流体的性质有关。由此不难看出：岩石的润湿性不仅是岩质有关。由此不难看出：岩石的润湿性不仅是岩石本身性质的反映，它还是一种综合特性。石本身性质的反映，它还是一种综合特性。 00900亲水（水湿）亲水（水湿）=900 中性中性9001800亲油（油湿）亲油（油湿）油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布二二. 润湿的实质：（重点）润湿的实质：（重点）当三相周界两相界面的界面张力达到平衡时：当三相周界两相界面的界面张力达到平衡时： 润湿张力（或称附着功），表明润湿张力（或称附着功），表明水对固体的选择性润湿所导致的油水对固体的选择性润湿所导致的油固界面固界面比表面的减少。比表面的减少。油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布液体润湿的条件：附着张力液体润湿的条件：附着张力结合力结合力讨论：讨论： 亲水亲水 中性中性 亲油亲油 油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布结论：（重点）结论：（重点） 岩石同两种互不相溶的流体相接触，哪一种流岩石同两种互不相溶的流体相接触，哪一种流体对岩石的界面张力小，哪一种流体就润湿该岩体对岩石的界面张力小，哪一种流体就润湿该岩石固体的表面。石固体的表面。 这是一种自发的现象，润湿的结果可以使系统这是一种自发的现象，润湿的结果可以使系统的表面能自动降低。的表面能自动降低。 如果想使润湿的液体从固体表面脱开就必须做功，如果想使润湿的液体从固体表面脱开就必须做功，做功的能量就转化为固体表面能的增加，所做之功做功的能量就转化为固体表面能的增加，所做之功称为附着功。称为附着功。 油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布其表达式为：其表达式为： 12可测，可测，可测。可测。 0，W0说明水对岩石的附着功强，说明水对岩石的附着功强，呈亲水性质。呈亲水性质。 越小，液体沿着岩石流散的越厉害，越易铺越小，液体沿着岩石流散的越厉害，越易铺开，越易润湿。开，越易润湿。油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布 如果加表面活性剂的话，可使表面活性剂自发地如果加表面活性剂的话，可使表面活性剂自发地吸附在两相界面上，则使界面张力减小，故此表面吸附在两相界面上，则使界面张力减小，故此表面活性物质吸附于固体表面，促使固体表面的润湿性活性物质吸附于固体表面，促使固体表面的润湿性发生变化。转化的程度即与固体表面性质和活性剂发生变化。转化的程度即与固体表面性质和活性剂的性质有关，又与活性剂的浓度有关。的性质有关，又与活性剂的浓度有关。 举例：表面活性剂驱举例：表面活性剂驱 碱水驱碱水驱油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布三三. 润湿滞后：润湿滞后：现象：液滴的形状改变。现象：液滴的形状改变。定义：液珠在三相润湿周界沿着固体表面定义：液珠在三相润湿周界沿着固体表面的移动的延缓。的移动的延缓。1：前进角，：前进角，2：后退角。：后退角。油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布2. 影响润湿滞后的因素影响润湿滞后的因素a. 与三相周界的移动方向有关，即润湿次与三相周界的移动方向有关，即润湿次序由于润湿次序不同而引起的接触角序由于润湿次序不同而引起的接触角的变化称为静润湿滞后。的变化称为静润湿滞后。表示静润湿滞后的程度。表示静润湿滞后的程度。油藏岩石的润湿性及油水分布油藏岩石的润湿性及油水分布b. 与三相周界的移动速度有关与三相周界的移动速度有关V1V20.1m，有效孔隙，有效孔隙 r0.1m，无效孔隙，无效孔隙 . 亲水岩石要自动吸水，原因何在？亲水岩石要自动吸水，原因何在？一一. 液体在毛管中的上升现象：液体在毛管中的上升现象： （1）油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线在油层的具体情况下，油水两相：在油层的具体情况下，油水两相：如果水池的截面很大如果水池的截面很大（2）（3）(2)(3)：（2）油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线水柱上升的高度：水柱上升的高度：（3）（4）同理：对油、气系统油柱同理：对油、气系统油柱 上升的高度为：上升的高度为：（5）油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线从（从（1）、（）、（4）式可以看出：）式可以看出：（1）毛管力）毛管力Pc和和cos成正比，即成正比，即90毛管孔道亲油，毛管孔道亲油， Pc为负，如欲使水面上升为负，如欲使水面上升必须加外力克服毛管阻力必须加外力克服毛管阻力Pc 。（2） Pc与与r成反比，成反比，r， Pc ；对亲水毛管水面；对亲水毛管水面上升越高。上升越高。（3） Pc与与成正比，成正比，越大，越大， Pc越大。越大。油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线讨论讨论(5) 、(6)： 对油藏中油水过渡带和油气过渡对油藏中油水过渡带和油气过渡带的宽度可考虑带的宽度可考虑与、的关与、的关系，因此一般来说：系，因此一般来说： hwohog 毛管力的方向：指向曲率中心方毛管力的方向：指向曲率中心方向。向。油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线二二. 在油层中任意曲面的附加压力在油层中任意曲面的附加压力据拉普拉斯定律：据拉普拉斯定律：:两相界面的界面张力。两相界面的界面张力。R1、R2:弯液面的最大曲率半径（主曲率半弯液面的最大曲率半径（主曲率半径）径）油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线 毛管的弯液面可能是球形的一部分、柱毛管的弯液面可能是球形的一部分、柱形的一部分或更复杂的曲面。形的一部分或更复杂的曲面。1. 曲面为球面时：曲面为球面时：油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线2. 曲面为柱面时：曲面为柱面时： 3. 理想岩石（等直径砂粒所组成的岩石）中的理想岩石（等直径砂粒所组成的岩石）中的毛管力：毛管力：水平面水平面: R2垂直面垂直面: R1油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线当当Sw ，R1 ，R2 平均孔道半径平均孔道半径 结论：结论： 任意岩石中，流体的毛管力与孔道中任意岩石中，流体的毛管力与孔道中的含水饱和度有关。的含水饱和度有关。油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线三三. 各种阻力效应各种阻力效应1. 当油柱或气泡处于静止时：当油柱或气泡处于静止时：柱面：柱面： （指向管心）（指向管心） 球面：球面： （指向管壁）（指向管壁） 油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线2. 当油柱欲运动时，球泡弯液面产生变形：当油柱欲运动时，球泡弯液面产生变形： 由此可知：只有克服了和及液膜阻力（粘由此可知：只有克服了和及液膜阻力（粘滞力）以后，液珠才能运动。滞力）以后，液珠才能运动。油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线3. 当液珠运动到窄口时，产生附加阻力当液珠运动到窄口时，产生附加阻力这种阻力称为贾敏效应这种阻力称为贾敏效应(Jamin)油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线四四. 毛管压力曲线的测定毛管压力曲线的测定 毛管压力曲线：毛管压力曲线：Pc Sw曲线，是毛管压曲线，是毛管压力和湿相流体饱和度的关系曲线。力和湿相流体饱和度的关系曲线。测定测定Pc Sw的方法有：的方法有：1. 半渗隔板法半渗隔板法优点：测量精确；缺点：周期长。优点：测量精确；缺点：周期长。2. 压汞法压汞法优点：测量快；缺点：精度不高，易污染，优点：测量快；缺点：精度不高，易污染，岩石不能重复使用。岩石不能重复使用。油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线3. 离心机法离心机法优点：快；缺点：误差大优点：快；缺点：误差大油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线五五. 毛管压力曲线的分析毛管压力曲线的分析初始段初始段非湿相刚刚能够驱替湿相时的压力称之为阀非湿相刚刚能够驱替湿相时的压力称之为阀压。记作压。记作(Threshold)）最大孔道半径：）最大孔道半径：油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线）润湿指数：）润湿指数：（，）（，） 实际上是将阀压进行比较实际上是将阀压进行比较（亲水）越接近于越亲水；（亲水）越接近于越亲水；（亲油）越接近于越亲油。（亲油）越接近于越亲油。油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线）视接触角）视接触角油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线2. 中间段中间段 中间段的长短：越长表明孔隙越均匀，越短则中间段的长短：越长表明孔隙越均匀，越短则表明孔隙约不均匀，分选性越差。表明孔隙约不均匀，分选性越差。 中间段的高低：越低，阀压越小，孔隙大；越中间段的高低：越低，阀压越小，孔隙大；越高，阀压越大，孔越小。高，阀压越大，孔越小。 偏度（歪度）：岩石孔道是偏粗还是偏细。偏度（歪度）：岩石孔道是偏粗还是偏细。 Pc50(Sw为为50%时的时的Pc):越小，产能越大，反之越小，产能越大，反之越小。越小。油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线 3. 上翘段：到上翘段：到Swmin时再怎么加水也吸不进时再怎么加水也吸不进去了。对灰岩，判断其驱油好坏程度应有：去了。对灰岩，判断其驱油好坏程度应有：、毛管压力曲线三要素。、毛管压力曲线三要素。4. 曲线与湿相流体饱和度的变化方向有曲线与湿相流体饱和度的变化方向有关关油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线非湿相非湿相湿相湿相Snw不断增加，不断增加，Sw不断降低，驱替过程；不断降低，驱替过程；湿相湿相非湿相吸吹过程。非湿相吸吹过程。在同一饱和度下，在同一饱和度下，P驱驱P吸吸用途：可用于判断岩石的润湿性。用途：可用于判断岩石的润湿性。 油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线. 驱替和吸吮毛管压力曲线的对比驱替和吸吮毛管压力曲线的对比 ：油：油水水：水：水油油PcSw曲线的下包面曲线的下包面积比较积比较：有：有水水 PcSw曲线的下包面积比较曲线的下包面积比较 油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线将反映出油藏岩石的润湿特性。将反映出油藏岩石的润湿特性。（1） 若若 ，水湿；，水湿； （2） 若若 ，油湿，油湿；（3） 若若 ，中性。，中性。 油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线六六. 油藏过渡带流体饱和度分布的确定油藏过渡带流体饱和度分布的确定 问题：求问题：求 h Sw1.hm油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线. 借助借助PcSw的关系，求出的关系，求出h Sw. 将实验数据换成油藏条件的将实验数据换成油藏条件的Pc油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线七七. 毛管力函数（函数）毛管力函数（函数）1. 函数的引入函数的引入2. 为何引入、为何引入、J (Sw)（1）对资料进行综合、平均；）对资料进行综合、平均；（2）油层的非均质性：）油层的非均质性：、；（3）怎样做出）怎样做出J (Sw)Sw曲线曲线将将 即可即可 油藏岩石的毛管压力曲线油藏岩石的毛管压力曲线八八. 毛管压力曲线的应用毛管压力曲线的应用1. 油藏岩石的润湿性油藏岩石的润湿性2. 油藏岩石的孔隙大小分布油藏岩石的孔隙大小分布3. 储集层分类储集层分类4. 油藏的束缚水饱和度油藏的束缚水饱和度5. 油藏中水饱和度的分布油藏中水饱和度的分布第四节第四节 相对渗透率相对渗透率问题的提出：问题的提出：相对渗透率相对渗透率第四节第四节 相对渗透率相对渗透率 多相流体在多孔介质中同时流动时各自的流动特多相流体在多孔介质中同时流动时各自的流动特性？是动态特征，反映了阻力的变化。性？是动态特征，反映了阻力的变化。一一. 几个基本概念：几个基本概念：1. 绝对渗透率：当多孔介质孔隙中饱和并流动着绝对渗透率：当多孔介质孔隙中饱和并流动着某单一流体时（如果该流体和岩石不发生任某单一流体时（如果该流体和岩石不发生任何物理化学反应，且保持层流流动），所表何物理化学反应，且保持层流流动），所表现出的岩石的渗透性能称为绝对渗透率。岩现出的岩石的渗透性能称为绝对渗透率。岩石的绝对渗透率只表示岩石本身的性质，而石的绝对渗透率只表示岩石本身的性质，而与所通过的流体的性质无关。与所通过的流体的性质无关。2.有效渗透率（相渗透率）有效渗透率（相渗透率） 当岩石为两种（或两种以上）流体所饱和且流动时，当岩石为两种（或两种以上）流体所饱和且流动时，岩石对其中某一相流体的渗透率称为该相的有效渗岩石对其中某一相流体的渗透率称为该相的有效渗透率。透率。 计算方法仍用达西定律。计算方法仍用达西定律。相对渗透率相对渗透率如果多孔介质中有油水两相时：如果多孔介质中有油水两相时：Ko+Kw20%，曲线的交点所，曲线的交点所对应的对应的Sw50% ，且水相的，且水相的KR抬不起来抬不起来(Krw0.3); 亲油的亲油的KR曲线：曲线： Swi15% ，曲线交点所，曲线交点所对应的对应的Sw50% 。 中间润湿具有上述两者的共同特点。中间润湿具有上述两者的共同特点。相对渗透率相对渗透率c. 岩石的润湿次序（饱和次序）：岩石的润湿次序（饱和次序）： 湿相的湿相的KR只是它本身饱和度的函数；吸只是它本身饱和度的函数；吸吮和驱替的曲线一致；非湿相的吮和驱替的曲线一致；非湿相的KR，在任，在任何下，吸吮的何下，吸吮的K1， w o，小，不利小，不利 M1 ，1大大 提高原油采收率机理提高原油采收率机理 举例：以五点井的举例：以五点井的1为例：为例：M油井见水，波及面积达油井见水，波及面积达20%左右；左右；，有一个规则的油水前缘。，有一个规则的油水前缘。提高原油采收率机理提高原油采收率机理 . 润湿性润湿性不同润湿性对水驱油效果的影响不同润湿性对水驱油效果的影响 润湿性不同注水倍数无水期0.51.52.5亲油8.714.521.026.0亲水14.029.242.251.2以上结果为胜利油田某产层的试验结果以上结果为胜利油田某产层的试验结果提高原油采收率机理提高原油采收率机理 . 毛管数毛管数 NC提高原油采收率机理提高原油采收率机理三三. 提高原油采收率的基本途径提高原油采收率的基本途径1. 从流度比上分析。从流度比上分析。2. 从润湿性上分析。改善润湿性由亲油从润湿性上分析。改善润湿性由亲油亲水亲水转化，尤以弱亲水为好。转化，尤以弱亲水为好。3. 从毛管数上分析：从毛管数上分析： 4. 从非均质性上分析：在以上各个因素中均应从非均质性上分析：在以上各个因素中均应考虑此因素。考虑此因素。总结：三大采油方法：总结：三大采油方法： 热力采油热力采油 化学采油化学采油 混相驱采油混相驱采油提高原油采收率机理提高原油采收率机理第二节第二节 提高原油采收率三大方法的基本原理提高原油采收率三大方法的基本原理一一. 热力采油热力采油1）.T O M 12）.T P地层地层 BO O 及体积膨胀能及体积膨胀能 根据所加热源的方式不同根据所加热源的方式不同,可分为可分为:就地火烧就地火烧油层法及注蒸汽法。油层法及注蒸汽法。 具体有：注热水、注蒸汽、蒸汽吞吐、干式正向具体有：注热水、注蒸汽、蒸汽吞吐、干式正向燃烧，干式反向燃烧、湿式正向燃烧。燃烧，干式反向燃烧、湿式正向燃烧。提高原油采收率机理提高原油采收率机理二二. 化学驱采油化学驱采油1. 聚合物驱采油聚合物驱采油2. 表面活性剂（碱水驱）表面活性剂（碱水驱）1）.P M 12）.P 1（调剖）（调剖）1）.ow表活剂表活剂10-3以下，碱水在以下，碱水在10-210-32）.润湿性改变；润湿性改变；3）.残余油残余油 Sor 24）.形成油墙形成油墙提高原油采收率机理提高原油采收率机理三三. 混相驱采油混相驱采油1）.=0 Pc阻阻 0 Sor 0 2100 2）. 0 1 100 第三节第三节 三大采油方法可性行三大采油方法可性行分析方法及评价分析方法及评价提高原油采收率机理提高原油采收率机理第三节第三节 三大采油方法可行性分析方法及其评价三大采油方法可行性分析方法及其评价一一. 三大采油方法的发展趋势简介。三大采油方法的发展趋势简介。二二. 三大采油方法的可行性分析方法三大采油方法的可行性分析方法从技术和经济两方面进行从技术和经济两方面进行 1. 技术角度技术角度1）岩石本身的性质及参数；）岩石本身的性质及参数；2）流体性质：地层本身存在的流体与注入的流体）流体性质：地层本身存在的流体与注入的流体;3）岩石的综合特性：润湿性、孔隙分布、毛管压）岩石的综合特性：润湿性、孔隙分布、毛管压力曲线、界面性质、相对渗透率；力曲线、界面性质、相对渗透率；4）注入流体与岩石及地层中流体之间的各种现象。）注入流体与岩石及地层中流体之间的各种现象。提高原油采收率机理提高原油采收率机理2. 经济角度经济角度 如果从技术上是可行的，也不代表就可进行矿如果从技术上是可行的，也不代表就可进行矿场实施，还应从经济上进行分析、论证场实施，还应从经济上进行分析、论证 。三三. 评价方法评价方法 对于各种三次采油方法的评价，似乎很难得对于各种三次采油方法的评价，似乎很难得到完全一致的意见。这是由于各种方法各有其到完全一致的意见。这是由于各种方法各有其自身的特点及适用性，并且三次采油方法仍处自身的特点及适用性，并且三次采油方法仍处于研究阶段，是作为技术储备在进行着。在此于研究阶段，是作为技术储备在进行着。在此介绍应用于油田时选择及评价的方法：介绍应用于油田时选择及评价的方法：提高原油采收率机理提高原油采收率机理（一）（一）.评价方法评价方法1. 要全面了解每一种方法要全面了解每一种方法 包括每一种方法的原理、影响因素、对油包括每一种方法的原理、影响因素、对油层和油层流体的要求，国内外室内和矿场实验的层和油层流体的要求，国内外室内和矿场实验的结果，目前的应用范围。结果，目前的应用范围。2. 全面了解油层的情况全面了解油层的情况 要了解油层的详细地质资料和油层物性参数要了解油层的详细地质资料和油层物性参数（如：油层压力、温度、深度、原油粘度、水的（如：油层压力、温度、深度、原油粘度、水的矿化度等），了解油层的剩余油饱和度等等。矿化度等），了解油层的剩余油饱和度等等。提高原油采收率机理提高原油采收率机理3. 筛选出可用的方法，这是前两步综合的结果。筛选出可用的方法，这是前两步综合的结果。具体可采用可行性分析中的技术分析方法。具体可采用可行性分析中的技术分析方法。4. 确定最佳的方法：确定最佳的方法： 如果有几种方法可供选择，这主要取决于如果有几种方法可供选择，这主要取决于经济计算，同时还要考虑原料的来源、成本、经济计算，同时还要考虑原料的来源、成本、工艺水平及设备状况。工艺水平及设备状况。提高原油采收率机理提高原油采收率机理5. 进行过程的动态预测进行过程的动态预测 这一步是通过数学模型假设各种工艺方案，这一步是通过数学模型假设各种工艺方案，判断油层所能达到的最终采收率和生产速度判断油层所能达到的最终采收率和生产速度随时间变化的关系，研究关键参数对最终结随时间变化的关系，研究关键参数对最终结果的影响，结合在特定经济指标下过程最好果的影响，结合在特定经济指标下过程最好和最差可能性的估计。和最差可能性的估计。6. 进行外推进行外推 即将整个油层的典型资料外推至整个油田、即将整个油层的典型资料外推至整个油田、地区、以评价方法的潜力。地区、以评价方法的潜力。提高原油采收率机理提高原油采收率机理（二）综合评价（二）综合评价分趋势性评价和对比性评价。分趋势性评价和对比性评价。趋势性评价：趋势性评价：、L.E.Elkins估计：到估计：到1990年三次采油油量将有所增年三次采油油量将有所增加，其中热采和二氧化碳驱将继续有所增加；加，其中热采和二氧化碳驱将继续有所增加；1990年以后热采要下降，而二氧化碳和混相驱、化学驱年以后热采要下降，而二氧化碳和混相驱、化学驱将增长。将增长。、.agapemot评价：美国最有效的是混相驱和评价：美国最有效的是混相驱和化学驱。化学驱。、A. .kouoHuk评述：苏联注聚合物、二氧化碳和评述：苏联注聚合物、二氧化碳和注胶束是最有前途的方法。注胶束是最有前途的方法。提高原油采收率机理提高原油采收率机理对比性评价：对比性评价：1. 以原油粘度评价个方法的应用；以原油粘度评价个方法的应用；2. k.A.Harish对非烃类气体混相方法评述。对非烃类气体混相方法评述。3. S.K.Baijai：三次采油方法的成功与否，取决于对残：三次采油方法的成功与否，取决于对残余油饱和度、原油物性、地层渗透率及油层物性、余油饱和度、原油物性、地层渗透率及油层物性、化学性质的可靠估计。化学性质的可靠估计。第三章第三章 饱和多相流体时岩石的饱和多相流体时岩石的物理性质物理性质 储储油油气气层层岩岩石石内内饱饱和和着着油油、气气、水水多多相相流流体体，因因而而存存在在着着错错综综复复杂杂的的流流体体之之间间以以及及流流体体和和孔孔隙隙壁壁面面之之间间的的界界面面关关系系，它它直直接接影影响响流流体体在在孔孔隙隙中中的的分分布布和和渗渗流流。 在在研研究究饱饱和和多多相相流流体体的的岩岩石石物物理理性性质质时时，通通常常是是以以研研究究油油层层中中与与界界面面现现象象有有关关的的表表面面性性质质为为基基础础。与与界界面面现现象象有有关关的的表表面面张张力力、吸吸附附作作用用、润润湿湿作作用用以以及及毛毛细细管管现现象象将将对对流流体体渗渗流流产产生生重重大大影影响响。此此外外，多多相相流流体体在在岩岩石石孔孔隙隙中中的的渗渗流流性性质质相相渗渗透透率率也也取取决决于于上上述述表表面面性性质质。 运运用用表表面面物物理理化化学学的的研研究究成成果果，研研究究油油层层中中的的各各种种界界面面现现象象，对对于于认认识识油油层层，寻寻找找油油气气运运移移富富集集的的规规律律以以及及提提高高油油层层石石油油采采收收率率均均具具有有重重要要的的理理论论和和实实际际意意义义。第一节第一节 表面张力和表面能表面张力和表面能一一 表面张力和表面能的基本概念表面张力和表面能的基本概念 度量分子表面现象的物理性质是表度量分子表面现象的物理性质是表面张力和表面能，并由表面张力过渡到面张力和表面能，并由表面张力过渡到润湿性。润湿性。对含有多相流体的孔隙介质的特性来说，必须考虑到两对含有多相流体的孔隙介质的特性来说，必须考虑到两个互不相溶的个互不相溶的“相相”的分界面上力的影响。如果一相是液的分界面上力的影响。如果一相是液体而另一相是气体时，它们的分界面实际上就是液体表面。体而另一相是气体时，它们的分界面实际上就是液体表面。其界面分子的受力状况如图其界面分子的受力状况如图3-1-1所示。所示。图图3-1-1 界面分子受力状况示意图界面分子受力状况示意图 作用于表面层分子上的力都指向水的内部和沿着分作用于表面层分子上的力都指向水的内部和沿着分界面的方向。所以它们的总的相互作用力不等于零，界面的方向。所以它们的总的相互作用力不等于零，而是垂直于分界面并指向液体的内部。而是垂直于分界面并指向液体的内部。 在构成在构成1平方厘米液面的全部分子上所受到的这一平方厘米液面的全部分子上所受到的这一个力，称为分子压力或内压力。用个力，称为分子压力或内压力。用达因平方厘米达因平方厘米或或公斤平方厘米公斤平方厘米量度。分子压力的大小取决量度。分子压力的大小取决于它的物理化学性质。于它的物理化学性质。 厚度等于分子间相互作用力的作用半径的分子层，厚度等于分子间相互作用力的作用半径的分子层，称为表面层。称为表面层。因为在表面层上存在着分子压力，所以为了形成新因为在表面层上存在着分子压力，所以为了形成新的表面，就需要消耗一定的功，把分子从液体内部的表面，就需要消耗一定的功，把分子从液体内部移入表面层。这些功就转化成表面层的能量表面移入表面层。这些功就转化成表面层的能量表面能。能。刚刚形成的刚刚形成的1平方厘米表面所带有的功，称为比自平方厘米表面所带有的功，称为比自由表面能或表面张力由表面能或表面张力( ): 或或 对于储油（气）层来说，表面张力可以存对于储油（气）层来说，表面张力可以存在于以下各个界面上。即油水（在于以下各个界面上。即油水（ ）、油）、油气（气（ ）、气水（）、气水（ ）、油岩石（）、油岩石（ ）、）、水岩石（水岩石（ ）和气岩石（）和气岩石（ ）的界面上。）的界面上。 表面张力产生的根本原因是分子间引力。由于相同表面张力产生的根本原因是分子间引力。由于相同分子或不同分子之间分子引力的差异，不同物质之分子或不同分子之间分子引力的差异，不同物质之间具有不同的表面张力（表间具有不同的表面张力（表3-1-1、表、表3-1-2)。表表3-1-1 不同液体在室温条件下与本身蒸气及空气接触时的表面张力值不同液体在室温条件下与本身蒸气及空气接触时的表面张力值物物 质质表面表面张张力力（20）达因达因/厘米厘米物物 质质表面表面张张力力（20）达因达因/厘米厘米n已已烷烷18.4苯苯29.0乙乙醚醚17.0三三氯氯甲甲烷烷28.5n辛辛烷烷21.8二二氯氯乙乙烷烷32.2四四氯氯化碳化碳26.9二硫化碳二硫化碳32.3m二甲苯二甲苯28.9水水72.8甲苯甲苯28.5水水银银484表3-1-2 水及水银与不同物质接触时的表面张力值第一相第一相第二相第二相表面表面张张力力达因达因/厘米厘米水水 银银本身蒸气本身蒸气471.6水水 银银酒酒 精精364.3水水 银银苯苯362.0水水本身蒸气本身蒸气73.8水水苯苯32.6水水戊戊 醇醇4.42水水丁丁 醇醇1.76二二 流体的极性流体的极性 在物理化学中论述有关表面现象时，通常是把在物理化学中论述有关表面现象时，通常是把作用于该相流体上的分子间力的强度单位，称为液作用于该相流体上的分子间力的强度单位，称为液体的极性。体的极性。 液体的分子压力越大，则其极性也就越大。随液体的分子压力越大，则其极性也就越大。随着流体极性的增加，也就是随着其分子压力的增加，着流体极性的增加，也就是随着其分子压力的增加，液体分子的结合强度及介电常数就增大，而压缩性液体分子的结合强度及介电常数就增大，而压缩性则变小。则变小。 相互接触之各相彼此在极性上的差别愈大，在相互接触之各相彼此在极性上的差别愈大，在它们分界面上的表面张力也就愈大。它们分界面上的表面张力也就愈大。结结 论：论： 各种石油与水接触时的表面张力值不同，是因各种石油与水接触时的表面张力值不同，是因为它们两者的极性不同。或者更准确地说，是因为为它们两者的极性不同。或者更准确地说，是因为各种石油中极性组分的含量不同。水相对于各种石各种石油中极性组分的含量不同。水相对于各种石油来说，是一种极性最大的流体，因此，随着石油油来说，是一种极性最大的流体，因此，随着石油极性的减少，它们分界面上的表面张力就变大。极性的减少，它们分界面上的表面张力就变大。 显然，当两种流体相接触时，流体的极性是决显然，当两种流体相接触时，流体的极性是决定它们之间表面张力的内在因素。定它们之间表面张力的内在因素。 三三 温度和压力对表面张力的影响温度和压力对表面张力的影响当纯质液体与蒸汽相接触时，如与蒸汽的临界点相当纯质液体与蒸汽相接触时，如与蒸汽的临界点相差很远，则表面张力的大小与温度变化呈线性关系。差很远，则表面张力的大小与温度变化呈线性关系。压力对表面张力的影响则与温度的影响不同。因为压力对表面张力的影响则与温度的影响不同。因为随着压力的升高，气体和液体的相互溶解度也提高，此随着压力的升高，气体和液体的相互溶解度也提高，此时液体和气体分界面上的表面张力将随着压力之升高而时液体和气体分界面上的表面张力将随着压力之升高而下降。下降。 在表在表33中有不同温度及压力下水与气中有不同温度及压力下水与气体分界面上的表面张力数据。体分界面上的表面张力数据。表3-1-3 在各种温度及压力下，水与气体分界面上的表面张力值压压 力力MPa表面表面张张力（达因力（达因/厘米）厘米）压压 力力MPa表面表面张张力（达因力（达因/厘米）厘米）25652565074.167.57.0555.950.40.7171.163.210.5051.646.51.7666.558.814.0047.942.33.5261.855.519.0044.139.5在油层情况下，当存在油、气、水三在油层情况下，当存在油、气、水三相时，油和水之间的表面张力的变化主要相时，油和水之间的表面张力的变化主要取决于气体在油中的溶解度。压力越高，取决于气体在油中的溶解度。压力越高，气体在石油中的溶解度也就越大，致使油气体在石油中的溶解度也就越大，致使油和水的极性差变大，油水的表面张力也和水的极性差变大，油水的表面张力也随之增大。随之增大。如果加在系统上的压力高于石油被天如果加在系统上的压力高于石油被天然气所饱和时的压力，也就是说在全部气然气所饱和时的压力，也就是说在全部气体都溶解于石油中以后还继续提高压力，体都溶解于石油中以后还继续提高压力，在这种情况下，由于石油被压缩而使分子在这种情况下，由于石油被压缩而使分子间力增大，油水界面上的表面张力也将间力增大，油水界面上的表面张力也将随之降低。随之降低。 在有溶解气在有溶解气存在的情况存在的情况下，油水表下，油水表面张力与压面张力与压力的实验关力的实验关系如图系如图3-1-2所示。所示。图图3-1-2 在有溶解气的条件下油水表面张力与压力的在有溶解气的条件下油水表面张力与压力的关系关系四四 吸附与表面张力吸附与表面张力在液体中可溶物质在体积内部以及在表面层之间在液体中可溶物质在体积内部以及在表面层之间的分布是不一样的。与可溶性物质在表面层中的分布的分布是不一样的。与可溶性物质在表面层中的分布有关的现象，被称为吸附作用。每平方厘米表面吸附有关的现象，被称为吸附作用。每平方厘米表面吸附的可溶性物质的克数称为比吸附，用以定量描述吸附的可溶性物质的克数称为比吸附，用以定量描述吸附量的大小。比吸附的大小可用克平方厘米或摩尔量的大小。比吸附的大小可用克平方厘米或摩尔平方厘米来表示。若在表面层中有过剩的可溶物质就平方厘米来表示。若在表面层中有过剩的可溶物质就把它称为正吸附，而过少时则称为负吸附。把它称为正吸附，而过少时则称为负吸附。吸附作用既可发生在液体表面，也可发生在吸附作用既可发生在液体表面，也可发生在固体表面。固体表面的吸附有如下规律：固体表面。固体表面的吸附有如下规律：1.固体表面对被吸附物质的吸附量随着吸附表面的加大而增加。固体表面对被吸附物质的吸附量随着吸附表面的加大而增加。2.表面物质成份也不均一，固体的吸附具有选择性。固体表面的表面物质成份也不均一，固体的吸附具有选择性。固体表面的不同部位其吸附效果常有较大差异；不同部位其吸附效果常有较大差异；3吸附作用都是放热的，所以随着温度升高，其吸附量要降低；吸附作用都是放热的，所以随着温度升高，其吸附量要降低；4吸附量与被吸附物质的浓度成正比，浓度越大，吸附量越大。吸附量与被吸附物质的浓度成正比，浓度越大，吸附量越大。5.固体表面既可以吸附溶剂（液体本身），也可以吸附其中的被固体表面既可以吸附溶剂（液体本身），也可以吸附其中的被溶物质。溶物质。固体表面吸附固体表面吸附层的厚度根据的厚度根据实际测量，量，液体和气体分子在固体表面的吸附液体和气体分子在固体表面的吸附层厚度厚度为0.0010.001微米微米0.210.21微米。不同固体表面和液体微米。不同固体表面和液体（气体）的吸附（气体）的吸附层厚度如表厚度如表3-1-43-1-4所示。研究所示。研究指出，指出，这种吸附种吸附层是十分牢固的，在一般是十分牢固的，在一般压力差下是不能除去的，水被吸附在岩石力差下是不能除去的，水被吸附在岩石颗粒表面常形成不可流粒表面常形成不可流动的束的束缚水。水。表3-1-4 固体表面液体（气体）吸附层厚度固固 体体液液 体体吸附吸附层层厚度厚度（微米）（微米）玻玻 璃璃水水 溶溶 液液0.010.001石石 英英水水 溶溶 液液0.02石石 英英水水0.1玻玻 璃璃水水0.075玻璃毛管玻璃毛管庚庚 基基 酸酸0.21固固 体体N2，CO20.001液体中溶解有各种可溶物质，这些溶解液体中溶解有各种可溶物质，这些溶解物质的存在会改变液体原来的界面性质。物质的存在会改变液体原来的界面性质。例如，水中溶有醇、酸等有机物质，可以例如，水中溶有醇、酸等有机物质，可以使表面张力降低；而当溶入某些无机盐类使表面张力降低；而当溶入某些无机盐类时，如时，如NaClNaCl、MgClMgCl2 2、CaClCaCl2 2等则可提高其等则可提高其表面张力。表面张力。五五 表面张力的测定方法表面张力的测定方法表面张力的测定方法很多，如毛细管上升法、液表面张力的测定方法很多，如毛细管上升法、液滴重量法、悬挂液滴（气泡）法、液滴（气泡）最滴重量法、悬挂液滴（气泡）法、液滴（气泡）最大压力法、吊板及吊环法等等。大压力法、吊板及吊环法等等。液滴重量法，在重力作用下，一个液滴要脱离毛液滴重量法，在重力作用下，一个液滴要脱离毛细管末端，必须克服表面张力。即液滴重量细管末端，必须克服表面张力。即液滴重量G应和表应和表面张力面张力成正比，即成正比，即测定仪器如图测定仪器如图3-1-4所示：所示：。 图图33当液滴在重力作用下要脱离毛细管末端当液滴在重力作用下要脱离毛细管末端时，表面张力也与脱落时的液滴形状成比时，表面张力也与脱落时的液滴形状成比例。将正要滴出的液滴进行拍照，然后在例。将正要滴出的液滴进行拍照，然后在照片上测量液滴的最大直径照片上测量液滴的最大直径d1，以及距离，以及距离液滴顶端为液滴顶端为d1处的直径处的直径d2，根据下面的公，根据下面的公式计算表面张力式计算表面张力悬挂液滴法即液滴（气泡）悬挂液滴法即液滴（气泡）最大压力法。最大压力法。当毛细管末端的液滴（或当毛细管末端的液滴（或气泡）需要施加一定压力才气泡）需要施加一定压力才能使液滴（或气泡）脱离时，能使液滴（或气泡）脱离时，则所施加的压力与表面张力则所施加的压力与表面张力成比例（图成比例（图3-1-6）。测量）。测量液滴（或气泡）脱离时的最液滴（或气泡）脱离时的最大压力，可以计算表面张力。大压力，可以计算表面张力。图图3-1-6 施于一定压力使气泡脱离施于一定压力使气泡脱离图图3-1-7是用液滴（气泡）最大压力是用液滴（气泡）最大压力法测定表面张力装置的示意图法测定表面张力装置的示意图 图图36图图3-1-7 液滴气泡最大压力法测表面能力示意图液滴气泡最大压力法测表面能力示意图六六 地层条件下界面张力的确定方法地层条件下界面张力的确定方法1根据实验室测定结果确定根据实验室测定结果确定斯坦丁斯坦丁(Standing, M.B.）和霍考特（）和霍考特（Hocott, E.W.）等学者曾在实验室测定过在高温高压下气）等学者曾在实验室测定过在高温高压下气水和油水之间的界面张力，其测定结果如图水和油水之间的界面张力，其测定结果如图3-1-8所示。根据实验确定的地层条件下的气所示。根据实验确定的地层条件下的气水表面张力一般在水表面张力一般在3050达因厘米，油水界达因厘米，油水界面张力则在面张力则在3035达因厘米。当温度超过达因厘米。当温度超过1500F，以及压力超过，以及压力超过40MPa时，在实验室内没时，在实验室内没有得出分析结果。有得出分析结果。图图3-7图图3-1-8 表面张力或界面张力表面张力或界面张力作为温度与压力的函数作为温度与压力的函数2. 地层条件下气水界面张力的确定地层条件下气水界面张力的确定在大气温度和压力下，在大气温度和压力下，甲烷气地层水的界面张力甲烷气地层水的界面张力约为约为70达因厘米。随着温达因厘米。随着温度的变化，在压力增高每度的变化，在压力增高每0.68MPa时，气水界面张时，气水界面张力降低力降低510达因厘米。达因厘米。随着压力的不同，在温度增随着压力的不同，在温度增加时气水界面张力约降低加时气水界面张力约降低0.11.0达因（厘米达因（厘米F）。）。已作出温度和压力对甲烷已作出温度和压力对甲烷水系统影响的诺模图（图水系统影响的诺模图（图3-1-9)，可以估算一定的地下，可以估算一定的地下温度和压力下的甲烷水的温度和压力下的甲烷水的界面张力。界面张力。图图38图图3-1-9 不同温度和压力下甲烷不同温度和压力下甲烷水界面张力的诺模图水界面张力的诺模图3地层条件下油水界面张力的确定地层条件下油水界面张力的确定如果所研究的油如果所研究的油水系统只有在地水系统只有在地表温度下测定的界表温度下测定的界面张力值，那么，面张力值，那么，根据估算油藏温度根据估算油藏温度下的油水界面张力下的油水界面张力的诺模图（图的诺模图（图3-1-10），可以查出在），可以查出在地层温度下的油地层温度下的油水界面张力。水界面张力。图3-1-10 估算储层温度时的油水界面张力的诺模图假定增加1F温度时减少0.1达因/厘米。例(1)：界面张力不知，温度17F，油水系统平均地下界面张力10达因/厘米；例(2)：界面张力28达因/厘米（70F时平均值），温度150F，地下界面张力20达因/厘米（Schowalter, 1979） 下面列出一些数据，反映了国内外油气田的界面下面列出一些数据，反映了国内外油气田的界面张力值（表张力值（表3-1-5)。表表3-1-5 国内外部分油田的油水界面张力值国内外部分油田的油水界面张力值油田名称油田名称油水界面油水界面张张力力达因达因/厘米厘米测测 定定 条条 件件乌乌赫金石油赫金石油33.3地地 面面杜依杜依玛兹玛兹石油石油30.2地地 面面伊利伊利诺诺夫斯克石油夫斯克石油23.9地地 面面罗马罗马什金石油什金石油25.6地地 面面老格老格罗兹罗兹内内/H26.0地地 面面老格老格罗兹罗兹内内/HB25.2地地 面面老格老格罗兹罗兹内内/HB27.4地地 面面得克得克萨萨斯斯34个油田个油田13.634.3地地 面面胜胜利油田利油田233170辽辽河油田河油田9244585大大庆庆油田油田3036地地 下下长庆长庆油田油田28.651任丘油田任丘油田40地地 面面第二节第二节 润湿性润湿性一一 润湿作用润湿作用液滴或气体在固体表面的扩散现象称液滴或气体在固体表面的扩散现象称为润湿作用。当液滴在固体表面立即扩散，为润湿作用。当液滴在固体表面立即扩散，即称为该种液体润湿固体表面；当液滴呈即称为该种液体润湿固体表面；当液滴呈圆珠状，不沿固体表面扩散，则称为该种圆珠状，不沿固体表面扩散，则称为该种液体不润湿固体表面。液体不润湿固体表面。在讨论润湿作用时，总是指在讨论润湿作用时，总是指“三相三相”体系，其中体系，其中一相是固体，另一相为液体，第三相为气体或另一一相是固体，另一相为液体，第三相为气体或另一种液体。在油层中是油水，岩石三相，而在气层种液体。在油层中是油水，岩石三相，而在气层中则为气水岩石三相。在三相体系中，两种流中则为气水岩石三相。在三相体系中，两种流体相中其中一相可以优先地润湿固体表面，这一现体相中其中一相可以优先地润湿固体表面，这一现象称为选择性润湿。图象称为选择性润湿。图3-2-2表示水相选择性地润表示水相选择性地润湿固体表面。对于油气储层岩石来说，水相选择性湿固体表面。对于油气储层岩石来说，水相选择性润湿固体表面时，称为亲水性；而油相选择性润湿润湿固体表面时，称为亲水性；而油相选择性润湿固体表面时，则称为憎水相。固体表面时，则称为憎水相。图图3-2-1 液体对固体表面的润湿作用液体对固体表面的润湿作用图图3-2-2 油水固体接触的情况油水固体接触的情况二二 附着张力和润湿接触角附着张力和润湿接触角液体对固体的润湿程度可用润湿接触角来度量，液体对固体的润湿程度可用润湿接触角来度量，图图3-2-1和和图图3-2-2中的角即为润湿接触角。润湿角的测量是中的角即为润湿接触角。润湿角的测量是从具有比较大的密度的液相算起，角可以从从具有比较大的密度的液相算起，角可以从0变化到变化到180。固体表面的润湿性也可以用附着张力来度量。所谓附固体表面的润湿性也可以用附着张力来度量。所谓附着张力就是油固体界面和水固体界面的界面张力之差。着张力就是油固体界面和水固体界面的界面张力之差。它表示水或油对固体表面的附着能力，可以表示为：它表示水或油对固体表面的附着能力，可以表示为：为固体表面上油、水、固三相交点切于液体界面之间的为固体表面上油、水、固三相交点切于液体界面之间的夹角，亦即润湿接触角。夹角，亦即润湿接触角。当附着张力当附着张力A是正值时，此时是正值时，此时90，表示油是有选，表示油是有选择地润湿固体表面。如果附着张力择地润湿固体表面。如果附着张力A0，则，则两相具有相同润湿固体的能力（或称中性）。两相具有相同润湿固体的能力（或称中性）。实际含油气层是十分复杂的，它存在实际含油气层是十分复杂的，它存在有多种矿物成分组成的固体表面，以及多有多种矿物成分组成的固体表面，以及多种多样的两相流体组合，它们都会影响岩种多样的两相流体组合，它们都会影响岩石的润湿性。石的润湿性。图图3-2-3表示不同固体表面对不同油表示不同固体表面对不同油和水两相系统的润湿情况。和水两相系统的润湿情况。三三 不同固体表面对不同油和水两相不同固体表面对不同油和水两相系统的润湿性系统的润湿性这个例子指出了岩石矿物成分的改变以及液相这个例子指出了岩石矿物成分的改变以及液相本身的属性，均可影响润湿接触角及它们的界面张本身的属性，均可影响润湿接触角及它们的界面张力。力。图图3-2-3 水和不同油类在石英和方解石面上的润湿接触角水和不同油类在石英和方解石面上的润湿接触角对油水岩石系统来说，根据不同对油水岩石系统来说，根据不同的油、水化学成分以及岩石的矿物成分，的油、水化学成分以及岩石的矿物成分，可以把岩石表面划分为亲水表面，或称水可以把岩石表面划分为亲水表面，或称水湿表面以及憎水表面，或称油湿表面，对湿表面以及憎水表面，或称油湿表面，对于两种流体相，可以分别称为润湿相和非于两种流体相，可以分别称为润湿相和非润湿相。润湿相。四四 润湿滞后润湿滞后 将固体表面倾斜一个角度，则发现三相周界不能立刻向前移动，它有一迟缓时间，从而使得原始的接触角发生改变，如图3-2-4所示，水驱油的1，油驱水的22是润湿滞后的结果。润湿滞后，即三相润湿周界沿固体表面移动的迟缓。 图3-2-4 润湿滞后的前进角1和后退角2影响润湿滞后的因素影响润湿滞后的因素（1）与三相周界的移动方向有关；（2）与三相周界的移运速度有关 ；（3）与固体表面的粗糙度和表面活性物质的吸附有关 。 固体的棱角和尖锐凸起对润湿滞后有很大影响。试验表明，尖棱对三相周界的移动阻力很大，三相周界到达尖棱处则遇阻，如图3-2-7所示，此时的接触角看来还应加上“棱角”才能反映滞后情况，棱角越大滞后也越大。 图图3-2-7 固体尖棱的接触角固体尖棱的接触角和形角和形角五五 实际油层的润湿性实际油层的润湿性 实际储油（气）层的油水岩石系统中，有两个实际储油（气）层的油水岩石系统中，有两个极为重要的因素需要考虑极为重要的因素需要考虑第一个因素是流体成分不纯，或者在驱替或迁移过第一个因素是流体成分不纯，或者在驱替或迁移过程中被污染了。这些不纯物质即使很少，也能够改变程中被污染了。这些不纯物质即使很少，也能够改变理想系统的润湿接触角；第二个因素是所谓的前进接理想系统的润湿接触角；第二个因素是所谓的前进接触角和后退接触角。通常认为实际上流体在平的固体触角和后退接触角。通常认为实际上流体在平的固体表面受到一种力的作用后就是不对称的，它不是呈现表面受到一种力的作用后就是不对称的，它不是呈现一个对称的液滴，而是呈现一个偏心的小滴（图一个对称的液滴，而是呈现一个偏心的小滴（图3-2-8)。 对于大多数实际对于大多数实际的油层情况，由于流的油层情况，由于流体不可避免要被污染，体不可避免要被污染，或者是由于固体表面或者是由于固体表面粗糙不平，这种润湿粗糙不平，这种润湿滞后现象不可避免地滞后现象不可避免地会产生，而且其前进会产生，而且其前进接触角总是大接触角总是大于后退接触角的。于后退接触角的。图图313图图3-2-8 润湿流体的一滴在受力作用下，润湿流体的一滴在受力作用下，可以造成前进的和后退的接触角可以造成前进的和后退的接触角A：前进接触角：前进接触角R：后退接触角：后退接触角（Morrow, 1976）在储油（气）层中，所感兴趣的是在孔隙一喉道中的在储油（气）层中，所感兴趣的是在孔隙一喉道中的前进和后退接触角。这时，可以把由非润湿相排驱润前进和后退接触角。这时，可以把由非润湿相排驱润湿相（排驱过程）时所形成的界面接触角定义为后退湿相（排驱过程）时所形成的界面接触角定义为后退接触角；而把由润湿相排驱非润湿相（吸入过程）接触角；而把由润湿相排驱非润湿相（吸入过程）时所形成的界面接触角定义为前进接触角。图时所形成的界面接触角定义为前进接触角。图3-2-9a表示由于管壁粗糙引起在吸入和排驱时，表示由于管壁粗糙引起在吸入和排驱时，。图。图3-2-9b表示不仅由于管壁粗糙，而且孔隙毛细管是表示不仅由于管壁粗糙，而且孔隙毛细管是可变断面的情况时，其视前进接触角大于视后退接可变断面的情况时，其视前进接触角大于视后退接触角。触角。 图图3-14图图3-2-9 由于孔隙喉道管壁粗糙引起的接触角滞后由于孔隙喉道管壁粗糙引起的接触角滞后a两根相同直径的毛细管（管壁粗糙），两根相同直径的毛细管（管壁粗糙），A AR，b两支可变断面的毛细管（管壁粗糙），两支可变断面的毛细管（管壁粗糙），A AR，（Morrow, 1976） 孔隙喉道通常是可变断面的。在光滑的可变断孔隙喉道通常是可变断面的。在光滑的可变断面孔隙中，流体在毛细管中的排驱和吸入同样会发面孔隙中，流体在毛细管中的排驱和吸入同样会发生润湿滞后（图生润湿滞后（图3-2-10)。如果定义光滑、清洁的。如果定义光滑、清洁的固体表面的流体接触角为固体表面的流体接触角为 ，那么，在排驱过程中，那么，在排驱过程中，由于孔隙断面的变化，其接触角要进行校正，校正由于孔隙断面的变化，其接触角要进行校正，校正后的数值等于（后的数值等于（ ）；而在吸入过程中，同）；而在吸入过程中，同样，校正后的数值等于（样，校正后的数值等于（ ） 。其中是孔隙。其中是孔隙为圆锥形时的半锥角。为圆锥形时的半锥角。图图315图图3-2-10 由于孔隙喉道断面形态不同引起的接触角滞后由于孔隙喉道断面形态不同引起的接触角滞后a光滑表面，不同半径的圆管的毛细管滞后，光滑表面，不同半径的圆管的毛细管滞后，b光滑表面，孔隙为圆锥形时的毛细管滞后，光滑表面，孔隙为圆锥形时的毛细管滞后，（是圆锥形孔隙的半锥角；是圆锥形孔隙的半锥角；E是光滑表面的清洁流体的接触是光滑表面的清洁流体的接触角）（角）（Morrow, 1976） Treiber等（等（1972 )和和Morrow（1976)按流按流体的前进接触角和后退接触角对体的前进接触角和后退接触角对55个储油层进行个储油层进行的定量分类（表的定量分类（表3-2-1)。表表3-2-1 流体在光滑矿物表面的润湿角及其分类流体在光滑矿物表面的润湿角及其分类润湿性分类水 湿中 性油 湿Treiber等划分的接触角范围07575105105180（在光滑矿物表面上的A）砂岩储集层的数目13（43%）2（7%）15（50%）碳酸盐储集层的数目2（8%）2（8%）21（84%）总数15（27%）4（7%）36（66%）Morrow划分的接触角范围A62A133R133A = R砂岩储集层的数目12（40%）10（33%）8（27%）碳酸盐储集层的数目2（8%）16（64%）7（28%）总数14（26%）26（47%）15（27%） 实际储油层的孔隙内部的流体分布特征也就随实际储油层的孔隙内部的流体分布特征也就随润湿性的不同而有很大的变化。例如；对于油湿岩润湿性的不同而有很大的变化。例如；对于油湿岩石，油分布在岩石颗粒表面以及微细的孔隙喉道之石，油分布在岩石颗粒表面以及微细的孔隙喉道之中；对于水湿岩石，水则分布在岩石颗粒表面和细中；对于水湿岩石，水则分布在岩石颗粒表面和细孔隙喉道之中。对于中间润湿性的岩石来说，流体孔隙喉道之中。对于中间润湿性的岩石来说，流体的分布还与流体的饱和顺序有关，如果原来是石油的分布还与流体的饱和顺序有关，如果原来是石油占据细小的孔隙，那么目前仍然是石油占据在岩石占据细小的孔隙，那么目前仍然是石油占据在岩石颗粒表面和细孔隙喉道中。如果原来是水占据细小颗粒表面和细孔隙喉道中。如果原来是水占据细小的孔隙，那么目前仍然是水占据在岩石赖粒表面和的孔隙，那么目前仍然是水占据在岩石赖粒表面和孔隙喉道中。孔隙喉道中。 每一种润湿性都可能每一种润湿性都可能是不均一的，因为同一是不均一的，因为同一种流体对不同矿物表面种流体对不同矿物表面具有不同的润湿性，这具有不同的润湿性，这就形成了所谓的就形成了所谓的“斑状斑状”润湿（图润湿（图316)，对，对于那些矿物成份复杂、于那些矿物成份复杂、来源广泛的沉积区来说，来源广泛的沉积区来说，斑状润湿的现象就更为斑状润湿的现象就更为普遍。普遍。 在油田开采和开发中，润湿性是流体微观在油田开采和开发中，润湿性是流体微观分布的决定性因素，同时也是残余油微观分布分布的决定性因素，同时也是残余油微观分布的决定因素。的决定因素。图图3-2-11 斑状润湿示意图斑状润湿示意图油：油湿油：油湿 水：水湿水：水湿 1、2、3：表示油湿或水：表示油湿或水湿的程度差异湿的程度差异六六 油层润湿性的改变油层润湿性的改变 通常，我们把溶解于液体后发生正吸附的物质称为表面活性物通常，我们把溶解于液体后发生正吸附的物质称为表面活性物质，而发生负吸附的物质称为非表面活性物质。质，而发生负吸附的物质称为非表面活性物质。 所有的有机液体可以分为两类，即具有对称分子结构的液体和所有的有机液体可以分为两类，即具有对称分子结构的液体和具有不对称分子结构的液体。某些液体的分子结构是对称的，分具有不对称分子结构的液体。某些液体的分子结构是对称的，分子两端都是非极性的碳氢基团，这些有机物质不会富集在界面上，子两端都是非极性的碳氢基团，这些有机物质不会富集在界面上，也因而不会降低两种液体间的界面张力，它们是非表面活性物质。也因而不会降低两种液体间的界面张力，它们是非表面活性物质。另一些液体的分子结构是不对称的，分子的一端是非极性基团，另一些液体的分子结构是不对称的，分子的一端是非极性基团，另一端是极性基团。非极性基团可以与非极性的石油相吸引，故另一端是极性基团。非极性基团可以与非极性的石油相吸引，故称为亲油基；而极性基团则与水相吸引，则称为亲水基。称为亲油基；而极性基团则与水相吸引，则称为亲水基。 常见的表面活性剂如肥皂，其分子结构常见的表面活性剂如肥皂，其分子结构就是不对称的。钠肥皂的分子结构如下：就是不对称的。钠肥皂的分子结构如下： 碳氢链（非极性）碳氢链（非极性） 羟基（极性）羟基（极性） 当把肥皂溶于水中，肥皂分子可以通过两种形式达到稳当把肥皂溶于水中，肥皂分子可以通过两种形式达到稳定，一种形式是肥皂分子吸附于液体表面（假定水与空气接定，一种形式是肥皂分子吸附于液体表面（假定水与空气接触），极性端向水，非极性端朝向非极性的空气（图触），极性端向水，非极性端朝向非极性的空气（图3-2-12)，从而使水一空气界面上的极性差减小，其表面张力降，从而使水一空气界面上的极性差减小，其表面张力降低，另一种形式，肥皂留在水中并聚集在一起，憎水的非极低，另一种形式，肥皂留在水中并聚集在一起，憎水的非极性端向内互相靠拢，亲水基向外，形成所谓胶束，它可以稳性端向内互相靠拢，亲水基向外，形成所谓胶束，它可以稳定地溶于水中。定地溶于水中。 图图3-2-12是表面活性物质随浓是表面活性物质随浓度变化在水中的分布情况度变化在水中的分布情况图图317图图3-2-12 表面活性物质在水中的分布与浓度表面活性物质在水中的分布与浓度的关系的关系 图图3-2-13是处在孔隙中的油滴被采出的示意图。是处在孔隙中的油滴被采出的示意图。 图图3-2-13（A）是在注水开采后，在孔隙空间中的油滴状况，）是在注水开采后，在孔隙空间中的油滴状况，它的大部分表面和岩石表面相接触，处于油润湿状态，图它的大部分表面和岩石表面相接触，处于油润湿状态，图3-2-13（B）是在水中加入表面活性剂后，水可以优先润湿固体表面，）是在水中加入表面活性剂后，水可以优先润湿固体表面，亦即水中的表面活性物质的极性基团吸附在固体表面，致使油脱离亦即水中的表面活性物质的极性基团吸附在固体表面，致使油脱离固体表面而被水所代替。图固体表面而被水所代替。图3-2-13 (C）则表明油滴脱离固体表面、）则表明油滴脱离固体表面、且油水界面张力降低，而沿敞开的孔隙流出而被采到地表。且油水界面张力降低，而沿敞开的孔隙流出而被采到地表。图图3-18图图3-2-13 润湿性改变的示意图润湿性改变的示意图A A残余状态，油滴粘附在颗粒表面；残余状态，油滴粘附在颗粒表面；B B加入表面活性剂加入表面活性剂后，油滴脱离颗粒表面；后，油滴脱离颗粒表面；C C油滴沿较大喉道被采出油滴沿较大喉道被采出 在水中加入表面活性物质使岩石表面由在水中加入表面活性物质使岩石表面由亲油转变为亲水的机理如图亲油转变为亲水的机理如图3-2-14所示。所示。图图3-2-14 润湿性改变的机理润湿性改变的机理 七七 油层润湿性的测定方法油层润湿性的测定方法1测定润湿接触角的方法测定润湿接触角的方法 测定润湿接触角来确定润湿性的方法是目前最简单、测定润湿接触角来确定润湿性的方法是目前最简单、应用最广泛的方法。将欲测矿物磨成光面，放在油或水应用最广泛的方法。将欲测矿物磨成光面，放在油或水中，再在岩片光面上滴一滴直径为中，再在岩片光面上滴一滴直径为12毫米的油或水，毫米的油或水，用某种光学系统或显微镜将液滴放大，拍照下液滴形状用某种光学系统或显微镜将液滴放大，拍照下液滴形状，便可直接在照片上量出接触角。如果将岩石光片倾斜，便可直接在照片上量出接触角。如果将岩石光片倾斜，再滴上液滴，就可以测出前进接触角和后退接触角，再滴上液滴，就可以测出前进接触角和后退接触角（见图（见图3-2-15）。）。 为了使测定的为了使测定的接触角更接近油接触角更接近油层条件，可以将层条件，可以将矿物及液体置于矿物及液体置于承高压的透明小承高压的透明小室内，在不同的室内，在不同的地层温度、压力地层温度、压力条件下进行测量。条件下进行测量。图图320图图3-2-15 测定润湿接触角的方法测定润湿接触角的方法2自动吸入法自动吸入法 自动吸入法的原理如下自动吸入法的原理如下:将将饱和原油的岩样浸入水中（图饱和原油的岩样浸入水中（图3-2-16)，如果岩石亲水，则，如果岩石亲水，则水在毛管力的作用会自吸进入水在毛管力的作用会自吸进入岩石孔隙，而将孔隙中的原油岩石孔隙，而将孔隙中的原油驱替出来。驱出之油浮于仪器驱替出来。驱出之油浮于仪器顶部，其体积可以直接在刻度顶部，其体积可以直接在刻度管上读出。管上读出。 图图3-2-16 吸入法测吸入法测岩石润湿性装置岩石润湿性装置 实验时，如果岩石吸水，表明岩石具有一定的亲水实验时，如果岩石吸水，表明岩石具有一定的亲水能力。相反，如果把饱和水的岩样浸入油中，假若岩能力。相反，如果把饱和水的岩样浸入油中，假若岩样亲油，就会发生油驱水的现象，此时将图样亲油，就会发生油驱水的现象，此时将图3-2-16的的仪器倒置，驱出之水沉于底部，其量也可以直接在刻仪器倒置，驱出之水沉于底部，其量也可以直接在刻度管中读出。实际测量时，将同一块岩样重复作吸水度管中读出。实际测量时，将同一块岩样重复作吸水驱油和吸油驱水实验，由于岩石润湿性的非均质性，驱油和吸油驱水实验，由于岩石润湿性的非均质性，岩样往往既可以吸水，也可以吸油。若吸水量大于吸岩样往往既可以吸水，也可以吸油。若吸水量大于吸油量，则定岩石为亲水，反之，定为亲油。吸水量和油量，则定岩石为亲水，反之，定为亲油。吸水量和吸油量大致相等，则定为中性润湿。吸油量大致相等，则定为中性润湿。 它只能确定油层的相对润湿性。很多研它只能确定油层的相对润湿性。很多研究结果表明，在钻井、取心、岩石保存及实究结果表明，在钻井、取心、岩石保存及实验过程中，岩心的污染对润湿性影响很大，验过程中，岩心的污染对润湿性影响很大，往往可以完全改变原来的润湿性，从而大大往往可以完全改变原来的润湿性，从而大大降低了这种测定方法的可靠性。因此，如何降低了这种测定方法的可靠性。因此，如何保证岩样不受污染，在地层温度，压力条件保证岩样不受污染，在地层温度，压力条件进行测量，是提高吸入法测量精度的关键。进行测量，是提高吸入法测量精度的关键。3离心机驱替法离心机驱替法 这是一种半定量的方法，将一块岩心切成这是一种半定量的方法，将一块岩心切成两块，在抽提后其中一块饱和水用油来排驱，两块，在抽提后其中一块饱和水用油来排驱，另一块则饱和油用空气来排驱，这一排驱过另一块则饱和油用空气来排驱，这一排驱过程在离心机中进行，然后对上述两种系统分程在离心机中进行，然后对上述两种系统分别测出毛管压力曲线，并在曲线上读出门槛别测出毛管压力曲线，并在曲线上读出门槛压力值。然后使用公式计算视接触角和润湿压力值。然后使用公式计算视接触角和润湿数。数。对于空气油固体系统，有对于空气油固体系统，有: 对于油水固体系统，有对于油水固体系统，有: W为润湿系数为润湿系数 油水的润湿接触角为：油水的润湿接触角为： 称为视接触角称为视接触角 Slobod（1952）对砂岩和石灰岩用上述方法测）对砂岩和石灰岩用上述方法测定润湿性的结果如表定润湿性的结果如表32-2所示。所示。表表3-2-2 不同岩样的润湿性对比（不同岩样的润湿性对比（Slobod等，等，1952）岩样编号岩 类门槛压力（磅/平方英寸）润 湿 性空气油油水润湿系数W视接触角（度）BTL6.56.10.8433BTNDlvonian6.86.20.8136BTO石灰岩6.256.00.8531BTP6.43.90.545715880.860.320.38711589Yatis0.850.30.31711590砂岩0.850.310.327115911.000.40.366915920.720.240.30731593Clearfork0.540.320.53581594石灰岩1.580.320.188615952.900.450.148216200.860.210.22781621Tensleep0.860.210.22781622砂 岩0.680.120.168116230.860.270.18744USBM法法 Donaldson（1969)提出了一种利用提出了一种利用毛细管压力曲线资料来确定润湿性的定量毛细管压力曲线资料来确定润湿性的定量方法。这种方法称为方法。这种方法称为USBM法。这是使用离法。这是使用离心机测定包括吸入和排驱的毛管压力曲线心机测定包括吸入和排驱的毛管压力曲线的对比资料，将储油岩石的润湿性用定量的对比资料，将储油岩石的润湿性用定量表示出来。表示出来。 岩心首先在真空下用盐水岩心首先在真空下用盐水(0.1NaC1）饱和，在离心）饱和，在离心机中用油驱水，测定其毛细管压力饱和度关系曲线，机中用油驱水，测定其毛细管压力饱和度关系曲线，测得的是全毛管压力曲线（图测得的是全毛管压力曲线（图3-2-17中曲线中曲线I）。）。 然后，将这块岩心放入另一个充满盐水的夹持器中，然后，将这块岩心放入另一个充满盐水的夹持器中，亦即用盐水来排驱石油，同样可以测定出吸入毛管压力亦即用盐水来排驱石油，同样可以测定出吸入毛管压力曲线（图曲线（图3-2-17中的曲线中的曲线）。）。 再将这块岩心放入一个充满油的夹持器中，即用油来再将这块岩心放入一个充满油的夹持器中，即用油来排驱盐水，又可以测出重新排驱的毛管压力曲线（图排驱盐水，又可以测出重新排驱的毛管压力曲线（图3-2-17中的曲线中的曲线）。）。图图3-2-17 毛管压力曲线所包围的毛管压力曲线所包围的面积比的对数值和润湿值面积比的对数值和润湿值A. 岩样经过水湿处理岩样经过水湿处理 B. 岩样用塑岩样用塑胶作亲油处理胶作亲油处理C. 岩样反复处理成中性岩样反复处理成中性 (Donaldson, 1969) 将上述三条曲线都绘在一张图上，分别求出曲线将上述三条曲线都绘在一张图上，分别求出曲线和和所包围的面积，这两个面积比的对数值即为润湿程度。所包围的面积，这两个面积比的对数值即为润湿程度。 对于水湿系统，则油排盐水的毛管压力曲线（对于水湿系统，则油排盐水的毛管压力曲线（）下）下面的面积面的面积A1大于盐水排驱油的毛管压力曲线（大于盐水排驱油的毛管压力曲线（）下面）下面的面积的面积A2，所以有，所以有 ，这种情况表示岩石为水湿系统；相反如这种情况表示岩石为水湿系统；相反如A2大于大于A 1，则，则 ，则表示岩石为油湿系统；当，则表示岩石为油湿系统；当A2=A1，此时，此时， 表示岩石为中性。表示岩石为中性。第三节第三节 毛细管压力毛细管压力 如果有一支直径很小的毛细管，这支管子的一端插如果有一支直径很小的毛细管，这支管子的一端插入装有自由液面的容器，那么液体将沿着这支管子自入装有自由液面的容器，那么液体将沿着这支管子自动上升，并超过这个容器中的自由液面，在管子中的动上升，并超过这个容器中的自由液面，在管子中的液面和容器中的液面差生了液面差。液面和容器中的液面差生了液面差。而管子中的液柱重量为：而管子中的液柱重量为： 一一 毛细管压力的基本概念毛细管压力的基本概念 在毛细管中，在毛细管中，气一液分界面以下的气一液分界面以下的液相压力小于在这个液相压力小于在这个界面以上的气相压力界面以上的气相压力（亦即图（亦即图3-3-1上的上的PBr2 b. 毛细管半径相等，毛细管半径相等，21(Amyx等，等，1960)n 当改变润湿特征时，增大附着张力将导致上升平衡当改变润湿特征时，增大附着张力将导致上升平衡高度的增大。当仅仅改变固体的润湿特征时（并当毛高度的增大。当仅仅改变固体的润湿特征时（并当毛细管半径不变时），润湿角细管半径不变时），润湿角的数值越小，则附着张的数值越小，则附着张力越大，毛细管液柱上升高度也越大。力越大，毛细管液柱上升高度也越大。n 1)两相液体中，密度较高的一相与固体表面的亲和力两相液体中，密度较高的一相与固体表面的亲和力越大，则对该半径的管子的毛细管压力越大；越大，则对该半径的管子的毛细管压力越大；n 2)当液体、固体性质确定时，毛细管半径越小，则毛当液体、固体性质确定时，毛细管半径越小，则毛细管压力越大。细管压力越大。二二 理想介质中的毛细管压力理想介质中的毛细管压力 图图3-3-4表示两表示两个颗粒之间的通道在个颗粒之间的通道在两个相互垂直的平面两个相互垂直的平面上有两个不同的曲率上有两个不同的曲率半径半径R1和和R2。润湿相。润湿相分布在颗粒接触处，分布在颗粒接触处，而非润湿相则分布在而非润湿相则分布在孔隙中央。孔隙中央。图图3-3-4 两个圆形颗粒接触点中两个圆形颗粒接触点中润湿相的分布润湿相的分布（Amyx等，等，1960） 即为拉普拉斯方程即为拉普拉斯方程 式中式中RM为平均曲率半径为平均曲率半径 对于由相同半径对于由相同半径的球形颗粒组成的的球形颗粒组成的理想介质，其孔隙理想介质，其孔隙系统内部的润湿相系统内部的润湿相（水）可以有两种（水）可以有两种不同的分布形式不同的分布形式液环状分布和连续液环状分布和连续带状分布（图带状分布（图3-3-5）。）。 图图3-3-5 球形颗粒孔隙空间中润湿相和球形颗粒孔隙空间中润湿相和 非润湿相的理想分布非润湿相的理想分布a. 液环状分布液环状分布 b. 连续带状分布连续带状分布 (Amyx等，等，1960) 当呈液环状分布时，润湿相是不连续的，当呈液环状分布时，润湿相是不连续的，它占据孔隙空间中比较小的边角部分，而非它占据孔隙空间中比较小的边角部分，而非润湿相则在孔隙空间的中央部分，并且它也润湿相则在孔隙空间的中央部分，并且它也有一部分与砂子颗粒表面接触。当呈现连续有一部分与砂子颗粒表面接触。当呈现连续带状分布时，润湿相是连续的，它完全掩盖带状分布时，润湿相是连续的，它完全掩盖了岩石固体表面，而非润湿相则仅仅占据孔了岩石固体表面，而非润湿相则仅仅占据孔隙空何中心的一小部分，而且是不连续的分隙空何中心的一小部分，而且是不连续的分散分布状态。散分布状态。 很明显，液环状分布比起连续带状分布来说，很明显，液环状分布比起连续带状分布来说，其润湿相的数量要小得多，其其润湿相的数量要小得多，其R1和和R2值也相应要小。值也相应要小。而当而当R1，R2减小时，相应的毛细管压力就增大。也减小时，相应的毛细管压力就增大。也就是说，毛细管压力是随润湿相（或非润湿相）饱就是说，毛细管压力是随润湿相（或非润湿相）饱和度（数量）的改变而改变的。于是，毛细管压力和度（数量）的改变而改变的。于是，毛细管压力可以表示成润湿相（或非润湿相）的饱和度的函数。可以表示成润湿相（或非润湿相）的饱和度的函数。即：即：Pc= f (s)。这就给以后研究毛细管压力饱和。这就给以后研究毛细管压力饱和度资料奠定了理论基础。同时，对任何给定的饱和度资料奠定了理论基础。同时，对任何给定的饱和度的数值，毛细管压力的大小又取决于孔喉半径。度的数值，毛细管压力的大小又取决于孔喉半径。这就把孔喉大小和分布、饱和度和毛细管压力三者这就把孔喉大小和分布、饱和度和毛细管压力三者相互联系起来。相互联系起来。三三 饱和顺序对毛细管压力的影响饱和顺序对毛细管压力的影响 毛细管压力是饱和度的函数。然而，饱和度毛细管压力是饱和度的函数。然而，饱和度本身不仅是毛细管压力的函数，而且还取决于多本身不仅是毛细管压力的函数，而且还取决于多孔介质的饱和顺序。孔介质的饱和顺序。 图图3-3-6表示一种连续变化直径的可变断面表示一种连续变化直径的可变断面毛细管当其中润湿相饱和度不同时的毛细管压力毛细管当其中润湿相饱和度不同时的毛细管压力变化情况。变化情况。n 如果孔隙形状相同，流如果孔隙形状相同，流体特征相同，润湿特征相体特征相同，润湿特征相同（润湿接触角相同），同（润湿接触角相同），只有饱和度不同时，则意只有饱和度不同时，则意味着流体在孔隙中的充满味着流体在孔隙中的充满程度不同，其弯月面的曲程度不同，其弯月面的曲率半径率半径R也随之改变。图也随之改变。图3-3-6a中的油率半径中的油率半径R明明显地大于图显地大于图3-3-6b的曲率的曲率半径。很明显，在这种情半径。很明显，在这种情况下，图况下，图3-3-6a所相应的所相应的毛细管压力比图毛细管压力比图3-3-6b所所相应的毛细管压力来得小。相应的毛细管压力来得小。 图图3-3-6 在可变断面孔隙中弯月面曲率半在可变断面孔隙中弯月面曲率半径径R和饱和度的关系和饱和度的关系假设：假设：a、b两种情况孔隙相同，润湿性相两种情况孔隙相同，润湿性相同，而只有饱和度不同（同，而只有饱和度不同（Amyx等，等，1960） 这就意味着，如果在图这就意味着，如果在图3-3-6a的情况下，在的情况下，在其弯月面上再加上附加的毛细管压力，那么就可其弯月面上再加上附加的毛细管压力，那么就可以使弯月面下降而达到如图以使弯月面下降而达到如图3-3-6b所示的新的所示的新的平衡。所以这个过程也就是饱和度下降，毛细管平衡。所以这个过程也就是饱和度下降，毛细管压力增高的过程。压力增高的过程。 毛细管压力和润湿相饱和度是一种反比函数的毛细管压力和润湿相饱和度是一种反比函数的关系。当润湿相的饱和度比较低时，它的弯月面关系。当润湿相的饱和度比较低时，它的弯月面相应是很小的分界表面曲率半径。相应是很小的分界表面曲率半径。 图图3-3-7是一种收缩扩张相间的可变是一种收缩扩张相间的可变断面孔隙。断面孔隙。图图3-3-7 可变断面孔隙中平衡饱和度与饱和顺序的关系可变断面孔隙中平衡饱和度与饱和顺序的关系假定孔隙介质和液体特性相同，润湿角都等于假定孔隙介质和液体特性相同，润湿角都等于（Morrow, 1976） 图图3-3-7a (1)的原始润湿相饱和度等于的原始润湿相饱和度等于100，浸，浸没在非润湿相中之后，非润湿相开始排驱润湿相，一没在非润湿相中之后，非润湿相开始排驱润湿相，一直到新的平衡如直到新的平衡如a（2)所示的情况为止。所示的情况为止。 图图3-3-7b则是在可变断面孔隙中，开始是充填非则是在可变断面孔隙中，开始是充填非润湿相，然后再把它插入装满润湿相的容器中的情况。润湿相，然后再把它插入装满润湿相的容器中的情况。b (3）是原始非润湿相饱和度等于）是原始非润湿相饱和度等于100（润湿相饱（润湿相饱和度为和度为0）；当插入润湿相流体所充满的容器中后，）；当插入润湿相流体所充满的容器中后，由于附着张力的作用，润湿相将自动沿毛细管上升由于附着张力的作用，润湿相将自动沿毛细管上升（吸入），一直到当附着张力和上升液柱的重量相平（吸入），一直到当附着张力和上升液柱的重量相平衡时为止，即衡时为止，即b (4)。 图图3-3-7a(2)和和b (4)的情况相比较，虽然其润湿的情况相比较，虽然其润湿相饱和度可以差别很大，但两者由干曲率半径相同而相饱和度可以差别很大，但两者由干曲率半径相同而其毛管压力也相等。其毛管压力也相等。 例子说明，毛细管压力与润湿相饱和度之间的关例子说明，毛细管压力与润湿相饱和度之间的关系还取决于流体的饱和顺序。并且说明从孔隙系统中系还取决于流体的饱和顺序。并且说明从孔隙系统中排替润湿相时，与向孔隙系统中吸入润湿相时相比较；排替润湿相时，与向孔隙系统中吸入润湿相时相比较；即使是同样的毛细管压力，排驱时所得出的润湿相饱即使是同样的毛细管压力，排驱时所得出的润湿相饱和度要比吸入时来得大。和度要比吸入时来得大。 排驱时的毛细管压力所相应的是喉道半径，而在排驱时的毛细管压力所相应的是喉道半径，而在吸入时的毛细管压力所相应的则是孔隙半径。吸入时的毛细管压力所相应的则是孔隙半径。 综合上面所述，毛细管压力饱和综合上面所述，毛细管压力饱和度的关系取决于以下三个因素：度的关系取决于以下三个因素： 1)孔喉大小及其分布孔喉大小及其分布 2)矿物成分和流体性质矿物成分和流体性质 3)流体的饱和顺序流体的饱和顺序四四 毛细管压力的测定方法毛细管压力的测定方法毛细管压力的测定方法很多，包括：毛细管压力的测定方法很多，包括：(1)半渗透隔板法（状态恢复法）半渗透隔板法（状态恢复法）(2)离心机法离心机法 (3)水银注入法（或称压汞法）水银注入法（或称压汞法）(4)动力毛细管压力法动力毛细管压力法(5)蒸汽压力法蒸汽压力法 1、半渗透隔板法、半渗透隔板法 半渗透隔板法测定毛细管压力的装置如图半渗透隔板法测定毛细管压力的装置如图3-3-8所所示。所测得的毛管压力饱和度关系曲线如图示。所测得的毛管压力饱和度关系曲线如图3-3-9所示。所示。图图3-3-8 半渗透隔板法测定毛管压力的装置半渗透隔板法测定毛管压力的装置1.玻璃漏斗玻璃漏斗 2.半渗透隔板半渗透隔板 3.滤纸滤纸 4.岩样岩样 5.弹簧弹簧 6 接氮气瓶接氮气瓶 7.油油 8.刻度管刻度管 9.润滑油润滑油 10.水水 (Musket, 1949)图图3-3-9 毛细管压力曲线毛细管压力曲线（Musket, 1949）测定原理如下：测定原理如下： 将所要求测定的岩样抽提干净之后，饱和润湿液体将所要求测定的岩样抽提干净之后，饱和润湿液体（通常是地层水）。并将岩样放在漏斗（通常是地层水）。并将岩样放在漏斗(1)内的多孔隔内的多孔隔板板(2)的上面。玻璃漏斗的下部和刻度管的上面。玻璃漏斗的下部和刻度管(8)的一部分都的一部分都充满了这种润湿液体。用弹簧充满了这种润湿液体。用弹簧(5)把岩心把岩心(4)紧紧压在隔紧紧压在隔板上之后，再将非润湿流体（通常是油或气）引入漏板上之后，再将非润湿流体（通常是油或气）引入漏斗。用压缩氮气来提高漏斗中的压力，以迫使非润湿斗。用压缩氮气来提高漏斗中的压力，以迫使非润湿液体进入岩样并在克服了毛细管压力之后将饱和在岩液体进入岩样并在克服了毛细管压力之后将饱和在岩样中的润湿液体排驱出来。样中的润湿液体排驱出来。 逐步提高压力，并将岩样中的润湿液体进一步逐步提高压力，并将岩样中的润湿液体进一步排出。每次提高压力时，必需要等到刻度管（排出。每次提高压力时，必需要等到刻度管（8)中的弯液面不再向前推进，亦即达到岩样内润湿中的弯液面不再向前推进，亦即达到岩样内润湿相与非润湿相的压力平衡时为止。这时读出刻度相与非润湿相的压力平衡时为止。这时读出刻度管管(8)中的数值。这个读数就是在该压力间隔下所中的数值。这个读数就是在该压力间隔下所排出的润湿液体体积。不断提高压力，一直到润排出的润湿液体体积。不断提高压力，一直到润湿液不再自岩心中被驱出时为止。湿液不再自岩心中被驱出时为止。 半渗透隔板半渗透隔板(2)是经过处理的、亲润是经过处理的、亲润湿相（水）的隔板，因此当隔板中充满湿相（水）的隔板，因此当隔板中充满水时，在一定的压力范围内，非润湿相水时，在一定的压力范围内，非润湿相液体不能侵入。所以，非润湿相液体始液体不能侵入。所以，非润湿相液体始终在隔板终在隔板(2)上部而不会浸到隔板下部上部而不会浸到隔板下部的漏斗中。的漏斗中。 把润湿液体从某一把润湿液体从某一个孔隙大小间隔中排驱个孔隙大小间隔中排驱出来所需要的压力就等出来所需要的压力就等于附加的毛细管压力。于附加的毛细管压力。根据所施加的压力（即根据所施加的压力（即毛细管压力）和相应排毛细管压力）和相应排出的润湿相液体积，就出的润湿相液体积，就可以绘出毛管压力与水可以绘出毛管压力与水饱和度（即饱和度（即PcSw )的的关系图。这个图上的曲关系图。这个图上的曲线就称为该岩样的毛细线就称为该岩样的毛细管压力曲线（图管压力曲线（图3-3-9) 图图3-3-9 毛细管压力曲线毛细管压力曲线（Musket, 1949） 由于这种方法能够使用近似于地层条由于这种方法能够使用近似于地层条件下的流体，能比较接近并摸拟油层实件下的流体，能比较接近并摸拟油层实际的情况，因此，这种方法被公认为际的情况，因此，这种方法被公认为“经典的毛管压力测定方法经典的毛管压力测定方法”。2、水银注入法（压汞法）、水银注入法（压汞法） 水银注入法是目前国内外用以测定毛管压力最水银注入法是目前国内外用以测定毛管压力最常用的方法。该方法的原理如下：常用的方法。该方法的原理如下： 如果把一种非润湿相液体注入于多孔介质的孔如果把一种非润湿相液体注入于多孔介质的孔隙中去，由于非润湿相液体与固体所形成的接触隙中去，由于非润湿相液体与固体所形成的接触角大于角大于90度，这时，其表面张力的作用是阻止液度，这时，其表面张力的作用是阻止液体进入孔隙介质内。因此，必须在外部对非润湿体进入孔隙介质内。因此，必须在外部对非润湿相液体施加压力，才能将非润湿相液体注入到岩相液体施加压力，才能将非润湿相液体注入到岩石的孔隙中去。所施加的压力就是附加的毛细管石的孔隙中去。所施加的压力就是附加的毛细管压力。压力。 水银是一种非润湿流体，将水银注入被抽空的岩样水银是一种非润湿流体，将水银注入被抽空的岩样孔隙空间中去时，一定要克服岩石孔隙系统对水银的孔隙空间中去时，一定要克服岩石孔隙系统对水银的毛细管压力。显然，注入水银的过程就是测量毛细管毛细管压力。显然，注入水银的过程就是测量毛细管压力的过程。注入水银的每一点压力就是代表一个相压力的过程。注入水银的每一点压力就是代表一个相应的孔喉大小下的毛细管压力。在这个压力下进入孔应的孔喉大小下的毛细管压力。在这个压力下进入孔隙系统的水银量就代表这个相应的孔喉大小在系统中隙系统的水银量就代表这个相应的孔喉大小在系统中所连通的孔隙体积。随着注入压力不断增加，水银就所连通的孔隙体积。随着注入压力不断增加，水银就不断进入较小的孔喉。在每一个压力点待岩样中达到不断进入较小的孔喉。在每一个压力点待岩样中达到毛细管压力平衡时，同时记录注入压力和注入岩样的毛细管压力平衡时，同时记录注入压力和注入岩样的水银量。水银量。 将若干压力点将若干压力点的压力和水银饱的压力和水银饱和度关系绘成图和度关系绘成图件，即可获得用件，即可获得用水银注入法测定水银注入法测定该岩样的毛细管该岩样的毛细管压与水银饱和度压与水银饱和度关系曲线。压汞关系曲线。压汞仪如图仪如图3-3-10所所示。示。 图图3-3-10 水银注入法测定毛细管压力的装置水银注入法测定毛细管压力的装置1.压力源压力源(N2瓶瓶) 2.高压压力表高压压力表 3.低压压力表低压压力表 4.U形压力形压力计计 5.通大气通大气 6.接真空计接真空计7、8.上、下有机玻璃窗口上、下有机玻璃窗口 9.岩心室岩心室 10.水银计量泵水银计量泵 11.计量体积刻度（计量体积刻度（Purcell, 1949） 为了保证实验数据的精确性，仪器装置需要进为了保证实验数据的精确性，仪器装置需要进行空白校正，并作出不同压力时的体积校正曲终。行空白校正，并作出不同压力时的体积校正曲终。将实际测定的体积值减去仪器的空白校正值，即可将实际测定的体积值减去仪器的空白校正值，即可得出精确值。得出精确值。 水银注入法所测定的资料与同一岩样由半渗透水银注入法所测定的资料与同一岩样由半渗透隔板法用空气水测定的资料进行了对比。在对比隔板法用空气水测定的资料进行了对比。在对比的时候，他引入了一个换算因子，即的时候，他引入了一个换算因子，即3、离心机法、离心机法 离心机法是利用流体在旋转时所产生的离心力离心机法是利用流体在旋转时所产生的离心力转换成相间压力差的原理来实现的。转换成相间压力差的原理来实现的。 在同一旋转速度下，水同油或空气由于其密度在同一旋转速度下，水同油或空气由于其密度不同，所以产生的离心力不同，因此很明显地建不同，所以产生的离心力不同，因此很明显地建立了一个相间压力差。这个相间压力差也就等于立了一个相间压力差。这个相间压力差也就等于水所具有的离心力同油或空气所具有的离心力的水所具有的离心力同油或空气所具有的离心力的差。差。 如果要求测定该岩样的毛细管压力与饱和度曲如果要求测定该岩样的毛细管压力与饱和度曲线，则可以采用若干不同的转速，建立若干不同线，则可以采用若干不同的转速，建立若干不同的相间压力差，在一个旋转速度下达到相间平衡的相间压力差，在一个旋转速度下达到相间平衡状态时，测定被排驱出来的水的体积，即可达到状态时，测定被排驱出来的水的体积，即可达到目的。目的。 离心机转速所相应的相间压力管可按下面的公离心机转速所相应的相间压力管可按下面的公式计算：式计算： 离心机法所测离心机法所测得的毛管压力曲线得的毛管压力曲线与半渗透隔板法对与半渗透隔板法对同一岩心测定的资同一岩心测定的资料对比，证明离心料对比，证明离心机法是完全适用的，机法是完全适用的，因为两种方法所测因为两种方法所测得的毛管压力曲线得的毛管压力曲线十分接近（图十分接近（图3-3-16)。 图图3-3-16 离心机法与半渗透隔板法所测定的毛细管离心机法与半渗透隔板法所测定的毛细管压力资料的对比压力资料的对比三角：第三角：第1次离心资料次离心资料 黑点：第黑点：第2次离心资料次离心资料 方块：方块：第第3次离心资料次离心资料 叉叉：半渗透隔板法资料叉叉：半渗透隔板法资料（Slobod等，等，1951）五五 压力曲线的绘制及形态分析压力曲线的绘制及形态分析 所测定的毛细管所测定的毛细管压力和相应的流体压力和相应的流体饱和度资料，可以饱和度资料，可以根据不同的需要在根据不同的需要在各种直角座标系中各种直角座标系中绘成曲线，即通常绘成曲线，即通常所指的毛管压力曲所指的毛管压力曲线。线。 有四种直角坐标有四种直角坐标系可以使用。系可以使用。图图3-3-17 毛细管压力饱和度关系曲线毛细管压力饱和度关系曲线A. 普通直角坐标系普通直角坐标系 B. 半对数座标系半对数座标系 C. 双对数座标系双对数座标系 D. 占占岩石体积的座标系岩石体积的座标系 图图3-3-17A是普通直角坐标系。图是普通直角坐标系。图3-3-17B是半对数直角座标系，纵座标使用半对数值。它是半对数直角座标系，纵座标使用半对数值。它将储集岩的粗孔隙部分放宽，细孔隙部分缩窄，将储集岩的粗孔隙部分放宽，细孔隙部分缩窄，便于准确地确定毛管压力的各种参数。图便于准确地确定毛管压力的各种参数。图3-3-17C是双对数直角座标系，这是在特殊需要时才使是双对数直角座标系，这是在特殊需要时才使用的一种方法。用的一种方法。 图图3-3-17D是以岩石体积作为横坐标的直角坐是以岩石体积作为横坐标的直角坐标系，在该坐标系中不仅标出了孔喉大小和分布，标系，在该坐标系中不仅标出了孔喉大小和分布，而且可以同时标出岩石矿物成分所占的百分数或而且可以同时标出岩石矿物成分所占的百分数或者岩石的粒度分布曲线。者岩石的粒度分布曲线。 各种坐标系的横坐标为润湿相饱和度（自左到右从各种坐标系的横坐标为润湿相饱和度（自左到右从0100），纵坐标为相应的毛管压力。），纵坐标为相应的毛管压力。 当使用水银注入法时，其横坐标通常用水银饱和度当使用水银注入法时，其横坐标通常用水银饱和度标示。标示。 因为当流体性质不变时，毛管压力和孔喉半径呈反因为当流体性质不变时，毛管压力和孔喉半径呈反比关系。对于水银注入法来说，当压力使用比关系。对于水银注入法来说，当压力使用MPa，喉，喉道半径使用微米表示时，有的关系式。因此，在坐标道半径使用微米表示时，有的关系式。因此，在坐标系的左纵坐标可以用喉道半径来标示。这样，便于直系的左纵坐标可以用喉道半径来标示。这样，便于直接从图上看出不同半径的喉道所控制的孔隙体积占孔接从图上看出不同半径的喉道所控制的孔隙体积占孔隙体积的百分数。隙体积的百分数。 在实际应用于油气层时，必须将坐标系的纵坐标改在实际应用于油气层时，必须将坐标系的纵坐标改成油水接触以上的高度表示，横坐标则用水饱和度表成油水接触以上的高度表示，横坐标则用水饱和度表示。如果使用水银注入法测定岩石的毛管压力、与饱示。如果使用水银注入法测定岩石的毛管压力、与饱和度关系曲线时，则需进行如下换算，即和度关系曲线时，则需进行如下换算，即:(1)将水银毛管压力换算成油水（或气水）毛管压将水银毛管压力换算成油水（或气水）毛管压力力(2)用油水或气水毛管压力计算相应的液柱高度用油水或气水毛管压力计算相应的液柱高度h 图图3-3-18是用液柱是用液柱高度和水饱和度的关系高度和水饱和度的关系曲线。它可以用来解释曲线。它可以用来解释油气层的油气水分布，油气层的油气水分布，毛管压力曲线有多种形毛管压力曲线有多种形状，毛管压力曲线的形状，毛管压力曲线的形态主要受到孔喉分布的态主要受到孔喉分布的歪度（又称偏斜度）及歪度（又称偏斜度）及孔喉的分选性两个因素孔喉的分选性两个因素所控制。所谓歪度就是所控制。所谓歪度就是指孔喉大小分布中偏于指孔喉大小分布中偏于粗孔喉或细孔喉。粗孔喉或细孔喉。 图图3-3-18 用液柱高度表示的毛管压力曲线用液柱高度表示的毛管压力曲线 孔喉分选孔喉分选性则是指孔喉性则是指孔喉大小分布的均大小分布的均一程度。一程度。 图图3-3-19即为不同分选即为不同分选和歪度下的典和歪度下的典型毛管压力曲型毛管压力曲线。线。图图3-3-19 不同分选和歪度下的不同分选和歪度下的典型毛细管压力曲线典型毛细管压力曲线1.未分选未分选 2.分选好分选好 3.分选好，粗歪度分选好，粗歪度 4.分分选好，细歪度选好，细歪度 5.分选不好，略细歪度分选不好，略细歪度 6.分分选不好，略粗歪度（选不好，略粗歪度（Chilingar等，等，1972）六六 毛管压力曲线的定量特征毛管压力曲线的定量特征1、排驱压力、排驱压力 排驱压力（排驱压力（Pd）在有的著作中称为门槛压力、入）在有的著作中称为门槛压力、入口压力、进入压力等同意词。它是指孔隙系统中最口压力、进入压力等同意词。它是指孔隙系统中最大连通孔喉所相应的毛细管压力。在毛管压力曲线大连通孔喉所相应的毛细管压力。在毛管压力曲线上，就是沿着曲线的平坦部分作切线与纵轴相交的上，就是沿着曲线的平坦部分作切线与纵轴相交的压力值。与排驱压力值相对应的就是最大连通孔隙压力值。与排驱压力值相对应的就是最大连通孔隙喉道半径（喉道半径（rd）。）。 曲线的初始拐点（或突变点）的水平位曲线的初始拐点（或突变点）的水平位置定为排驱压力。置定为排驱压力。 各油气田在确定排驱压力时，根据各油各油气田在确定排驱压力时，根据各油气层的特点，制订了某一饱和度时所对应气层的特点，制订了某一饱和度时所对应的毛管压力曲线值为排驱压力值。一般使的毛管压力曲线值为排驱压力值。一般使用水银饱和度为用水银饱和度为10时所对应的值（如图时所对应的值（如图3-3-20)。有时也用。有时也用78；这要根据；这要根据具体情况来确定。具体情况来确定。图图3-3-20 毛管压力曲线的三个定量特征值毛管压力曲线的三个定量特征值I：注入曲线：注入曲线 W：退出曲线：退出曲线 排驱压力与岩石的孔隙度和渗透率有密切关系。排驱压力与岩石的孔隙度和渗透率有密切关系。一般来说，孔隙度高、渗透率好的岩样，其排驱压力一般来说，孔隙度高、渗透率好的岩样，其排驱压力值就低。值就低。 排驱压力值显然主要反映岩石的孔隙结构特征，排驱压力值显然主要反映岩石的孔隙结构特征，同时也可直接反映出岩石的渗透能力，通常把排驱压同时也可直接反映出岩石的渗透能力，通常把排驱压力值作为划分岩石储渗性能的主要指标之一，因为它力值作为划分岩石储渗性能的主要指标之一，因为它既反映了岩石孔隙喉道的集中程度，同时又反映了这既反映了岩石孔隙喉道的集中程度，同时又反映了这种集中的孔隙喉道的大小。种集中的孔隙喉道的大小。2、饱和度中值毛管压力、饱和度中值毛管压力 饱和度中值毛管压力饱和度中值毛管压力(Pc50）是指在非润湿相为）是指在非润湿相为50时相应的注入曲线的毛细管压力，这个数值时相应的注入曲线的毛细管压力，这个数值可以反映当孔隙中同时存在油、水两相时对油的可以反映当孔隙中同时存在油、水两相时对油的产能大小。产能大小。 排驱压力越高的样品，其饱和度中值毛管压力排驱压力越高的样品，其饱和度中值毛管压力也越高，因此，也越高，因此，Pc50值可以反映岩样的孔、渗和与值可以反映岩样的孔、渗和与之相应的油水流动能力。之相应的油水流动能力。Pc50越大，则表明岩石越越大，则表明岩石越致密（偏向于细歪度），生产石油的能力下降；致密（偏向于细歪度），生产石油的能力下降；Pc50越小，则表明岩石对油的渗滤能力越好，具有越小，则表明岩石对油的渗滤能力越好，具有高的生产能力。高的生产能力。 在实际工作中，由实验室的毛管压力曲在实际工作中，由实验室的毛管压力曲线上确定线上确定Pc50后，需要将它换算到油层条件。后，需要将它换算到油层条件。即即: 以及在油层条件下相应的液柱高度以及在油层条件下相应的液柱高度h50值，值，即即: 这个这个h50值就是相应饱和度中值时油层条件下值就是相应饱和度中值时油层条件下岩层能生产石油所要求的闭合高度，或称产油所岩层能生产石油所要求的闭合高度，或称产油所需闭合度。如果将计算的需闭合度。如果将计算的h50值与实际油藏的闭合值与实际油藏的闭合高度相比较：高度相比较：当当h50实际油藏的闭合高度时，只出水，不出油；实际油藏的闭合高度时，只出水，不出油；当当h50=实际油藏的闭合高度时，油水同产，水多油水；实际油藏的闭合高度时，油水同产，水多油水；当当h50实际油藏的闭合高度时，有较大的石油生产能力；实际油藏的闭合高度时，有较大的石油生产能力；当当h50实际油藏的闭合高度时，纯油生产能力很大。实际油藏的闭合高度时，纯油生产能力很大。 因此，在缺乏油水相渗透率的情况下，用因此，在缺乏油水相渗透率的情况下，用Pc50值值来估计油藏石油产能的大小，虽然与实际情况有些来估计油藏石油产能的大小，虽然与实际情况有些出入，但仍具有较大的现实意义。出入，但仍具有较大的现实意义。 必须强调指出：当一个地区已具备各种不同物性必须强调指出：当一个地区已具备各种不同物性岩类的相对渗透率曲线，并且已经掌握了水的临界岩类的相对渗透率曲线，并且已经掌握了水的临界饱和度时，就不必用饱和度时，就不必用Pc50来作为度量产能的标志，来作为度量产能的标志，而可以使用某一临界水饱和度所相应的毛管压力。而可以使用某一临界水饱和度所相应的毛管压力。 计算实例：已知下列资料。水银的表面张力计算实例：已知下列资料。水银的表面张力 达因厘米；油水界面张力达因厘米；油水界面张力 达因厘米，水达因厘米，水银岩石接触角银岩石接触角 ，油水接触角，油水接触角 ；油与；油与水之间的密度差水之间的密度差 克立方厘米，克立方厘米，Pc50= 0 .95MPa; Pd = 0.204MPa（压汞法）。求（压汞法）。求(1）岩样）岩样的非润湿相饱和的非润湿相饱和50时所需要的油柱高度时所需要的油柱高度h50；(2)驱驱替水所需要的油柱高度替水所需要的油柱高度hd（米）。（米）。解：解：油层条件下的油层条件下的Pd和和Pc50:所需要的液柱高度所需要的液柱高度hd和和h50:如果实际油藏所处的构造闭合高度超过如果实际油藏所处的构造闭合高度超过14.4m时，时，该油藏就具有生产纯油的能力。该油藏就具有生产纯油的能力。3、最小非饱和的孔喉体积百分数、最小非饱和的孔喉体积百分数 最小非饱和的孔喉体积百分数最小非饱和的孔喉体积百分数(Smin）表示当注入水）表示当注入水银的压力达到仪器的最高压力时，没有被水银侵入的孔喉银的压力达到仪器的最高压力时，没有被水银侵入的孔喉体积百分数。体积百分数。 这个值表示仪器最高压力所相应的孔隙喉道半径（包括这个值表示仪器最高压力所相应的孔隙喉道半径（包括比它更小的）的孔喉体积占整个岩样孔喉体积的百分数。比它更小的）的孔喉体积占整个岩样孔喉体积的百分数。Smin值就越大，就表示这种小孔隙喉道所占的体积越多。值就越大，就表示这种小孔隙喉道所占的体积越多。 Smin值还取决于所使用仪器的最高压力。在使用水银注入值还取决于所使用仪器的最高压力。在使用水银注入法时，往往所得的毛管压力曲线的尾部不平行于压力轴，法时，往往所得的毛管压力曲线的尾部不平行于压力轴，仪器的最高压力越高，曲线越偏向纵轴。在这种情况下，仪器的最高压力越高，曲线越偏向纵轴。在这种情况下，不能把不能把Smin值作为束缚水饱和度。值作为束缚水饱和度。 当使用油水当使用油水或气水系统来测或气水系统来测定岩样的毛管压力定岩样的毛管压力曲线时，曲线的尾曲线时，曲线的尾部通常可以与压力部通常可以与压力轴相平行。此时，轴相平行。此时，曲线与压力轴相互曲线与压力轴相互平行的距离就是该平行的距离就是该岩样的束缚水饱和岩样的束缚水饱和度（图度（图3-3-21)。图图3-3-21 束缚水饱和度与束缚水饱和度与Smin值值1.曲线后段平行于压力轴曲线后段平行于压力轴 2.曲线后段与压曲线后段与压力轴不平行（力轴不平行（Wardlaw, 1976）4、水银退出效率、水银退出效率 当油层岩石是由非润湿相排驱所饱和的润湿相时，当油层岩石是由非润湿相排驱所饱和的润湿相时，所得到的毛管压力与饱和度关系曲线为排驱法毛管压所得到的毛管压力与饱和度关系曲线为排驱法毛管压力曲线；相反，用润湿相排驱岩石中所饱和的非润湿力曲线；相反，用润湿相排驱岩石中所饱和的非润湿相时，即得到吸入法毛管压力曲线。相时，即得到吸入法毛管压力曲线。 排驱法毛管压力曲线反映润湿相的最低残余饱和度，排驱法毛管压力曲线反映润湿相的最低残余饱和度，对于水湿油层，即通常所说的束缚水饱和度。而吸入对于水湿油层，即通常所说的束缚水饱和度。而吸入法毛管压力曲线则是反映最低的非润湿相残余饱和度，法毛管压力曲线则是反映最低的非润湿相残余饱和度，如果是水湿油层，非润湿相残余饱和度就是残余石油如果是水湿油层，非润湿相残余饱和度就是残余石油饱和度。饱和度。图图3-3-23水银注入毛管压力曲线和水银退出曲线。水银注入毛管压力曲线和水银退出曲线。图图3-3-23 水银注入、退出和重新注入曲线水银注入、退出和重新注入曲线I：注入曲线：注入曲线 R：退出曲线：退出曲线 W：重新注入曲线（：重新注入曲线（Wardlaw, 1976） 水银退出时，相当于润湿相排驱非润湿相。水银退出时，相当于润湿相排驱非润湿相。 在实际所测定的岩石中，有时可以发现两块注入在实际所测定的岩石中，有时可以发现两块注入很相似的样品，可以得出差异很大的退出曲线，显很相似的样品，可以得出差异很大的退出曲线，显然，这反映着两种不同的孔隙结构。然，这反映着两种不同的孔隙结构。 退出曲线的一个重要的数字特征是退出效率。实退出曲线的一个重要的数字特征是退出效率。实际上退出效率也就是岩样中非润湿相的毛细管效应际上退出效率也就是岩样中非润湿相的毛细管效应采收率。采收率。退出效率可以由下计算退出效率可以由下计算 : 上述四个定量特征值是储集岩评价的基本参数，上述四个定量特征值是储集岩评价的基本参数，Pd 、P50和和Smin三个值不仅适用于勘探中的评价，也适用三个值不仅适用于勘探中的评价，也适用于开发时期对油藏的评价，而退出效率于开发时期对油藏的评价，而退出效率WE则主要应用则主要应用于开发评价中。于开发评价中。n或或七七 平均毛管压力和平均毛管压力和“J”函数函数 任何一块所测得得毛管压力曲线，从注入压力任何一块所测得得毛管压力曲线，从注入压力为为0到最大值区间内，都可以确定一个毛管压力值来到最大值区间内，都可以确定一个毛管压力值来代表该岩样得平均性质。代表该岩样得平均性质。n 使用求积仪计量面积或者分区间计算方法多可以得到相使用求积仪计量面积或者分区间计算方法多可以得到相同得结果。同得结果。n 平均毛管压力所对应得喉道半径即为该储集岩非润湿相平均毛管压力所对应得喉道半径即为该储集岩非润湿相占据得平均喉道半径。占据得平均喉道半径。 “J”函数虽然也是一种平均毛管压力得含义，函数虽然也是一种平均毛管压力得含义，但它与上面提到得平均毛细管压力完全是不同得概但它与上面提到得平均毛细管压力完全是不同得概念。念。 所获得得整个油层的毛管压力，必须将所有所获得得整个油层的毛管压力，必须将所有从个别井的各层段所取岩心所测得的毛管压力资料从个别井的各层段所取岩心所测得的毛管压力资料加以综合和平均。考虑到油层的非均质性，那么为加以综合和平均。考虑到油层的非均质性，那么为了表征一个油层的毛管压力特征，则应当同时考虑了表征一个油层的毛管压力特征，则应当同时考虑渗透率，孔隙度和流体性质的变化。渗透率，孔隙度和流体性质的变化。 将将pc-Sw的关系曲线的坐标，按上述公的关系曲线的坐标，按上述公式换算成式换算成J-Sw坐标，并把许多样品的测点坐标，并把许多样品的测点都和在一张图上，这样就可以减少资料的都和在一张图上，这样就可以减少资料的分散性，并有助于对已知岩性和物性的层分散性，并有助于对已知岩性和物性的层段得到平均的毛管压力资料。段得到平均的毛管压力资料。 一个特定层段，如果公式中的其它量已知或者有近一个特定层段，如果公式中的其它量已知或者有近似假定值，就可以从似假定值，就可以从“J”函数曲线上计算出函数曲线上计算出pc、K中的任何一个值。中的任何一个值。 对于对于“J”函数曲线来说，不能用一条普通适用的函数曲线来说，不能用一条普通适用的曲线来代表所有油层，它还只能局限于对所确定的油曲线来代表所有油层，它还只能局限于对所确定的油层来求得其毛管压力得平均性质。层来求得其毛管压力得平均性质。八八 毛管压力曲线的统计性质毛管压力曲线的统计性质 除了上述毛管压力曲线得定量值外，除了上述毛管压力曲线得定量值外，还可以用各种统计模型来确定其特征还可以用各种统计模型来确定其特征值值.1 用正态概率曲线及用图解法求特征值用正态概率曲线及用图解法求特征值 国外曾有人提出碳酸盐岩得喉道大小是遵循国外曾有人提出碳酸盐岩得喉道大小是遵循正态分布的。及其孔隙喉道大小的频率分布图正态分布的。及其孔隙喉道大小的频率分布图是对称的。对于遵循正态分布的曲线，将其绘是对称的。对于遵循正态分布的曲线，将其绘制在正态概率坐标上应为一条直线，其纵坐标制在正态概率坐标上应为一条直线，其纵坐标应为累计频率（应为累计频率（%）表示，横坐标则用值表示，）表示，横坐标则用值表示，其中其中= log2D，D是喉道直径（毫米），与是喉道直径（毫米），与D的换算见如表的换算见如表3-3-1所示所示:表3-3-1 孔隙喉道直径D（毫米）与值的换算表D（毫米）（毫米）D（毫米）（毫米）D（毫米）（毫米）D（毫米）（毫米）4.002.000.4201.250.0444.500.00477.753.361.750.3511.500.0374.750.00398.002.831.500.2971.750.0315.000.00338.252.381.250.2502.000.0265.250.00288.502.001.0002102.250.0225.500.00238.751.680.750.1772.500.0195.750.00209.001.410.500.1492.750.0166.000.00169.251.190.250.1253.000.0136.250.00149.501.0000.1053.250.0116.500.00129.750.8410.250.0883.500.00936.750.0009810.000.7070.500.0743.750.00787.000.0005011.000.5001.000.0624.000.00667.250.0003012.000.0524.250.00557.50 在正态概率曲线上用图解法可应用在正态概率曲线上用图解法可应用于孔隙喉道大小的特征值有于孔隙喉道大小的特征值有 :（1）主要倾向量度）主要倾向量度 中值（中值（D50） 孔隙喉道直径，它在分布中一半孔喉大而另一半的孔喉孔隙喉道直径，它在分布中一半孔喉大而另一半的孔喉小，也就是在分布处于最中间的孔喉直径。小，也就是在分布处于最中间的孔喉直径。平均值（平均值（DM） 它是孔喉大小总平均数的量度，可以用下式计算它是孔喉大小总平均数的量度，可以用下式计算峰值（峰值（Dm） 它是频率的峰，亦即最常用的孔喉直径，如果出现量种它是频率的峰，亦即最常用的孔喉直径，如果出现量种主要的孔喉大小，则频率曲线呈双峰型，于是就会有两个主要的孔喉大小，则频率曲线呈双峰型，于是就会有两个峰。峰。或或（2）分选性的量度）分选性的量度孔喉分选（孔喉分选（Sp）它是样品中孔喉大小的标准偏差的量度，它是样品中孔喉大小的标准偏差的量度，孔喉分选越好，在数值上孔喉分选越好，在数值上Sp 就越小。就越小。（3）不对称性的量度）不对称性的量度 歪度（歪度（Skp） 是孔喉大小分布的非正态性量度。对称是孔喉大小分布的非正态性量度。对称曲线曲线Skp值为值为0；Skp值的变化限度是值的变化限度是 。正值表示曲线在小孔喉方向有一尾巴。负。正值表示曲线在小孔喉方向有一尾巴。负值表示曲线向较大孔喉方向歪斜。值表示曲线向较大孔喉方向歪斜。（4）峰度的量度）峰度的量度峰态峰态 是峰度程度的量度，也就是孔喉分布中尾是峰度程度的量度，也就是孔喉分布中尾部孔喉直径展幅与中央部分直径的展幅的部孔喉直径展幅与中央部分直径的展幅的比值。比值。 n 正态曲线的正态曲线的Kp为为1，而平峰及双峰型的分布的，而平峰及双峰型的分布的Kp值小于值小于1，可能低到，可能低到0.6，高而窄的尖峰曲线，高而窄的尖峰曲线Kp值可能从值可能从1.5到到3 。 用正态概率曲线求得的特征值其物理意义是十用正态概率曲线求得的特征值其物理意义是十分清楚的。平均值越大，就是总的孔隙喉道的平均分清楚的。平均值越大，就是总的孔隙喉道的平均直径直径DM（毫米）越小，其毛管压力曲线就越偏于细（毫米）越小，其毛管压力曲线就越偏于细歪度。孔喉分布系数歪度。孔喉分布系数Sp直接反应了孔喉分布的集中直接反应了孔喉分布的集中程度，当在总喉道系统中具有某一等级的孔隙喉道程度，当在总喉道系统中具有某一等级的孔隙喉道占有绝对的优势时，表明其孔喉分选程度好。歪度占有绝对的优势时，表明其孔喉分选程度好。歪度则直接与毛管压力曲线有关，当毛管压力曲线凹向则直接与毛管压力曲线有关，当毛管压力曲线凹向饱和度轴时，曲线为粗歪度（饱和度轴时，曲线为粗歪度（Skp为正值），则越有为正值），则越有可能成为好的储集岩。可能成为好的储集岩。 然而，实际岩石的孔隙喉道分布是错综然而，实际岩石的孔隙喉道分布是错综复杂的，在自然界中遇到单一的标准正态分复杂的，在自然界中遇到单一的标准正态分布的孔隙结构是罕见的，对于绝大多数的储布的孔隙结构是罕见的，对于绝大多数的储集岩，将毛管压力曲线绘制在正态概率纸上集岩，将毛管压力曲线绘制在正态概率纸上是呈现多段式的折线。大量的实际资料表明，是呈现多段式的折线。大量的实际资料表明，多段式折线的上述统计学量度对于表征某一多段式折线的上述统计学量度对于表征某一地区岩石的孔隙结构仍然是有效的。地区岩石的孔隙结构仍然是有效的。 必须强调指出：正态概率曲线及用图解确必须强调指出：正态概率曲线及用图解确定的量度，由于未考虑水银在最高压力小不定的量度，由于未考虑水银在最高压力小不能压入的孔隙空间，因此，它只表示水银能能压入的孔隙空间，因此，它只表示水银能注入的孔隙空间的量度，而不是岩石的全孔注入的孔隙空间的量度，而不是岩石的全孔隙量度。正因此如此，这些量度没有通用的隙量度。正因此如此，这些量度没有通用的对比价值，它仅仅可以使用某个地区及层段对比价值，它仅仅可以使用某个地区及层段用以分类，对比及评价储集岩的孔隙系统。用以分类，对比及评价储集岩的孔隙系统。 对砂岩和碳酸盐岩进行了大量的实际资料处理后，对砂岩和碳酸盐岩进行了大量的实际资料处理后，发现储集岩的孔喉分布并不属于正态分布。根据地质发现储集岩的孔喉分布并不属于正态分布。根据地质统计理论，可以将储集岩的孔喉分布看成在成岩及后统计理论，可以将储集岩的孔喉分布看成在成岩及后生作用过程中几种成因造成的孔喉分布的组合。这样，生作用过程中几种成因造成的孔喉分布的组合。这样，可以把储集岩的孔喉分布在统计学上使用地质混合经可以把储集岩的孔喉分布在统计学上使用地质混合经验分布的数字特征，它就包括了所百分数的特征，更验分布的数字特征，它就包括了所百分数的特征，更符合实际情况。符合实际情况。2 地质混合经验分布及用矩法确定特征值地质混合经验分布及用矩法确定特征值 根据各种储集岩的孔喉特征，使用根据各种储集岩的孔喉特征，使用值的值的等间隔分布，将观测值等间隔分布，将观测值砂岩定位砂岩定位2.7412.74（）划分为划分为11个区间，区间宽度定个区间，区间宽度定为为1，这种划分实际上是将粗孔喉区间加，这种划分实际上是将粗孔喉区间加密，而将细孔喉区间放宽，这样，所计算的密，而将细孔喉区间放宽，这样，所计算的特征参数更能放映储集岩孔喉分布的实际情特征参数更能放映储集岩孔喉分布的实际情况。况。岩石孔喉的重要数学特征参数可以有以下岩石孔喉的重要数学特征参数可以有以下几种几种 :（1）均值）均值 均值是位置特征参数，它是描述实验数据均值是位置特征参数，它是描述实验数据取值的平均位置，对于储集岩的孔隙结构而取值的平均位置，对于储集岩的孔隙结构而说，即表示全孔喉分布的平均位置。说，即表示全孔喉分布的平均位置。 （2）标准差）标准差 标准差属于散布特征参数，它是描述以均标准差属于散布特征参数，它是描述以均值为中心的散布程度。标准差在孔隙中的应值为中心的散布程度。标准差在孔隙中的应用是描述喉道大小的分选程度，它也可以称用是描述喉道大小的分选程度，它也可以称为孔喉的分选系数。对于孔隙系统来说，孔为孔喉的分选系数。对于孔隙系统来说，孔喉分选越好，其分选系数越小。喉分选越好，其分选系数越小。（3）变异系数（）变异系数（C） 变异系数是标准差对平均值之比，是观测值变异系数是标准差对平均值之比，是观测值相对变化的一种有用的量度。它用以描述孔喉相对变化的一种有用的量度。它用以描述孔喉平均值和分选程度的比较。在一定的范围内，平均值和分选程度的比较。在一定的范围内，C值可以放映储集岩孔隙结构的好坏，一般来值可以放映储集岩孔隙结构的好坏，一般来说，说，C值越大，则表示储集岩的孔隙结构越好。值越大，则表示储集岩的孔隙结构越好。（4）歪度）歪度 歪度是分布特征参数之一，它是分布不对歪度是分布特征参数之一，它是分布不对称的测度，又可称偏度。歪度表示分布相对称的测度，又可称偏度。歪度表示分布相对于平均值来说是偏于大孔还是偏于小孔，一于平均值来说是偏于大孔还是偏于小孔，一般是般是+2 -2之间。之间。 以上以上4个特征值之间，以及在特征值和排驱压力、个特征值之间，以及在特征值和排驱压力、饱和度中值压力、孔隙度和渗透率之间都有内在的相关关饱和度中值压力、孔隙度和渗透率之间都有内在的相关关系。系。(1)砂岩储集岩的孔喉均值和孔喉分选系数之间具有一种肯定的倾向关系，砂岩储集岩的孔喉均值和孔喉分选系数之间具有一种肯定的倾向关系，即均值越小则孔喉分选系数越大。即均值越小则孔喉分选系数越大。(2)砂岩储集岩的孔喉均值和变异系数呈反比直线关系，即砂岩储集岩的孔喉均值和变异系数呈反比直线关系，即C=0.90570.0637 方程的相关系数为方程的相关系数为0.93 。(3)好的储集岩其歪度为正值，大都在好的储集岩其歪度为正值，大都在0.51之间，差的储集岩其歪度均之间，差的储集岩其歪度均为负值。为负值。(4)孔喉均值（孔喉均值（）越小，则储集岩的孔渗越好。）越小，则储集岩的孔渗越好。(5)孔喉均值与岩样的饱和度中值压力以及排驱压力在半对数上具有明显孔喉均值与岩样的饱和度中值压力以及排驱压力在半对数上具有明显的线性关系，可以写成的线性关系，可以写成logpc50= 2.8738+0.3777 （r=0.9700）或）或 logpd= 3.9300+0.9054 （r=0.9500） 。 九九 毛细管压力和饱和度曲线的应用毛细管压力和饱和度曲线的应用原理如下原理如下: 对于粘度为对于粘度为的液体，其流量为的液体，其流量为Q/t，通过，通过一根原柱形的管子或毛细管，其长度为一根原柱形的管子或毛细管，其长度为L，内，内径为径为r，此时，可以给出伯积叶方程，此时，可以给出伯积叶方程:1 应用毛管压力曲线计算渗透率应用毛管压力曲线计算渗透率因为毛管的体积为因为毛管的体积为:由于由于 由由N支大小不同的毛管所组成的系统，则支大小不同的毛管所组成的系统，则其总的流量应为每一支毛细管通过流量的总和。其总的流量应为每一支毛细管通过流量的总和。渗流在多孔介质的渗流叶服从达西定律渗流在多孔介质的渗流叶服从达西定律:联合上述两式得到联合上述两式得到 :或者或者 每一支毛细管体积每一支毛细管体积Vi可以表示为系统总体积可以表示为系统总体积VT的百分数的百分数Si，即，即Si =（ Vi /VT）100%；而；而系统的总体积（岩样体积）等于系统的总体积（岩样体积）等于AL，因此孔隙，因此孔隙度为度为 ，或者是，或者是VT=AL/100 ，或者，或者是是 VT=AL/100 。引入一个岩性系数引入一个岩性系数F来进行修正来进行修正 : 最后，有水银的注入法测定的毛管压力曲线最后，有水银的注入法测定的毛管压力曲线用以计算渗透率的公式用以计算渗透率的公式: 使用以上的关键在于正确地确定岩性系数使用以上的关键在于正确地确定岩性系数F值，值，Purell使用实测岩样渗透率和计算岩样渗透率对比的方法求使用实测岩样渗透率和计算岩样渗透率对比的方法求F值，值，这个方法对于确定岩屑的是渗透率更富有实际意义。这个方法对于确定岩屑的是渗透率更富有实际意义。 在使用上式来计算渗透率时，首先绘出（在使用上式来计算渗透率时，首先绘出（1/pc2）与）与SHg的关系曲线。用求积仪求出（的关系曲线。用求积仪求出（1/pc2）曲线下的面积，）曲线下的面积，也就是式子的积分的数值，再利用岩心分析的已知渗透也就是式子的积分的数值，再利用岩心分析的已知渗透率求出该岩样的岩性系数率求出该岩样的岩性系数F值，带入公式后即可计算出未值，带入公式后即可计算出未测过渗透率的岩屑或不规则形状岩块的渗透率值。测过渗透率的岩屑或不规则形状岩块的渗透率值。 上述方法的进一步运用是用以计算区间渗上述方法的进一步运用是用以计算区间渗透率。并由此可以作出不同毛管压力区间透率。并由此可以作出不同毛管压力区间（即孔隙喉道区间）的渗透率贡献值。（即孔隙喉道区间）的渗透率贡献值。 某一区间的渗透率贡献值，即占总渗透率某一区间的渗透率贡献值，即占总渗透率的百分数，可以用下式确定。即的百分数，可以用下式确定。即: 从毛管压力曲线的资料上，可以利用作图法从毛管压力曲线的资料上，可以利用作图法进一步确定每一个不同等级的孔隙喉道体积占进一步确定每一个不同等级的孔隙喉道体积占总孔隙体积的百分数，从而可以确切的评价岩总孔隙体积的百分数，从而可以确切的评价岩石的孔隙结构对储油气性和渗滤能力的作用。石的孔隙结构对储油气性和渗滤能力的作用。 常用的孔喉大小分布图有三种形式常用的孔喉大小分布图有三种形式 :2 应用毛管压力曲线确定岩样应用毛管压力曲线确定岩样的孔喉大小和分布的孔喉大小和分布(1) 孔隙喉道的柱状频率直方图孔隙喉道的柱状频率直方图 图图3-3-32是一种是一种不均匀分布的形式，不均匀分布的形式，其作法是沿着毛细管其作法是沿着毛细管压力曲线作的平行线，压力曲线作的平行线，并且以此横线作为所并且以此横线作为所取的间隔大小，横线取的间隔大小，横线与毛管压力曲线相交与毛管压力曲线相交处的饱和度减去前一处的饱和度减去前一条横线与毛管压力曲条横线与毛管压力曲线相交处的饱和度，线相交处的饱和度，即为该两条线所相隔即为该两条线所相隔的孔隙喉道体积占总的孔隙喉道体积占总体的百分数。体的百分数。图图3-3-32 孔隙喉道大小的柱状频率分布图孔隙喉道大小的柱状频率分布图右图横坐标为各等级孔喉体积占总孔隙体积的右图横坐标为各等级孔喉体积占总孔隙体积的百分数百分数 图图3-3-33是等值划分是等值划分的孔隙喉道大小的频率分布的孔隙喉道大小的频率分布图。根据等值划分的规定，图。根据等值划分的规定，将孔隙喉道大小的间隔划分将孔隙喉道大小的间隔划分成成10、6.3、4.0、2.5、1.6、1.0、0.40、0.25、0.16、0.10、0.063、小、小于于0.04微米的微米的13个等值区个等值区间。把孔隙喉道半径作为横间。把孔隙喉道半径作为横坐标，并从毛管压力曲线上，坐标，并从毛管压力曲线上，对应这对应这13个间隔的压力值分个间隔的压力值分别查出其水银饱和度，每一别查出其水银饱和度，每一间隔的饱和度差值，就是该间隔的饱和度差值，就是该间隔孔喉体积所占总体积的间隔孔喉体积所占总体积的百分数。百分数。图图3-55图图3-3-33 等值划分的孔隙喉道柱状频率分布图等值划分的孔隙喉道柱状频率分布图上图为道尔吉赛他砂岩，上图为道尔吉赛他砂岩，=24.0%，K=2.4103m2下图为二叠系豪勃特白云岩，下图为二叠系豪勃特白云岩，=14.1%，K=5.3103m2（Rieckmann, 1963） 这种分布图具有直观、便于对比的优点。这种分布图具有直观、便于对比的优点。如果将按公式所计算的每一间隔的渗透率如果将按公式所计算的每一间隔的渗透率贡献值同时绘在图中，则可以很快地判别贡献值同时绘在图中，则可以很快地判别究竟哪一等级地孔隙喉道在渗透率中是主究竟哪一等级地孔隙喉道在渗透率中是主要地。要地。(2) 孔隙喉道地频率分布曲线及累计频率分孔隙喉道地频率分布曲线及累计频率分布曲线布曲线 这与上述地直方图基这与上述地直方图基本相同，但是不是柱本相同，但是不是柱状表示，而是用柱状状表示，而是用柱状中心连成平滑的曲线。中心连成平滑的曲线。累计频率曲线只是将累计频率曲线只是将前面间隔的孔隙喉道前面间隔的孔隙喉道体积叠加起来，分布体积叠加起来，分布曲线入图曲线入图3-3-34所示：所示：图图3-3-34 孔隙喉道的频率分布曲线及累计频孔隙喉道的频率分布曲线及累计频率分布曲线率分布曲线1. 累计频率分布曲线累计频率分布曲线 2. 间隔频率分布曲线间隔频率分布曲线(3) 孔隙喉道的体积分布曲线孔隙喉道的体积分布曲线图图3-3-35为孔隙喉为孔隙喉道的体积分布频率曲道的体积分布频率曲线和累计体积分布频线和累计体积分布频率曲线。横坐标是喉率曲线。横坐标是喉道大小的对数分布；道大小的对数分布；而纵坐标则对应每一而纵坐标则对应每一个喉道大小的喉道体个喉道大小的喉道体积（立方厘米）。积（立方厘米）。图图3-3-35 孔隙喉道的体积分布曲线孔隙喉道的体积分布曲线1. 累计频率曲线累计频率曲线 2. 频率曲线频率曲线3 用毛细管压力曲线确定孔隙的表面积用毛细管压力曲线确定孔隙的表面积 对于仪器最高压力范围内的孔隙，可以近似地计算对于仪器最高压力范围内的孔隙，可以近似地计算出这些孔隙地表面积，计算时假设所有孔隙都是圆柱形出这些孔隙地表面积，计算时假设所有孔隙都是圆柱形的。的。 任意一支圆柱形的毛细管的表面积为任意一支圆柱形的毛细管的表面积为:整个岩样孔隙系统的总表面积近似为整个岩样孔隙系统的总表面积近似为: 其具体做法是首先绘制出孔隙大小的体积其具体做法是首先绘制出孔隙大小的体积分布曲线，然后将分布曲线划分十个区间，分布曲线，然后将分布曲线划分十个区间，从每个区间定出平均直径从每个区间定出平均直径 和和相应的孔隙体积间隔量。带入公式后，就可相应的孔隙体积间隔量。带入公式后，就可求出孔隙的总表面积。求出孔隙的总表面积。 根据根据Wardlaw（1976）的理想模型研究）的理想模型研究得出得结论（只适用孔得出得结论（只适用孔喉比较大时），即在喉比较大时），即在非润湿相退出时主要是喉道退出，并可用退出非润湿相退出时主要是喉道退出，并可用退出曲线来衡量喉道分布和体积，因此，可以用注曲线来衡量喉道分布和体积，因此，可以用注入曲线和退出曲线两者来确定该岩样得平均孔入曲线和退出曲线两者来确定该岩样得平均孔喉体积比。喉体积比。 4 据注入和退出曲线确定据注入和退出曲线确定平均孔平均孔-喉体积比喉体积比 注入曲线所反映得是喉道和该喉道相连通注入曲线所反映得是喉道和该喉道相连通得孔隙的总体积；而退出曲线则仅仅是反映得孔隙的总体积；而退出曲线则仅仅是反映喉道的体积，两条曲线的差值即为孔隙体积；喉道的体积，两条曲线的差值即为孔隙体积；而而:所以得到孔喉体积比所以得到孔喉体积比: 图图3-3-37中，中，A图为毛图为毛管压力曲线，管压力曲线，B图为孔隙和图为孔隙和喉道的体积占喉道的体积占总体积的百分总体积的百分数，数，C图为喉图为喉道占总孔隙体道占总孔隙体积的百分数。积的百分数。图图3-3-37 确定孔喉体积比的图解确定孔喉体积比的图解A. 岩样的注入和退出曲线岩样的注入和退出曲线 B. 按注入曲线绘出的孔隙和喉道按注入曲线绘出的孔隙和喉道的饱和度分布的饱和度分布C. 按退出曲线绘出的喉道的饱和度分布按退出曲线绘出的喉道的饱和度分布 该岩样的孔隙和喉道的总体积，用占岩石总该岩样的孔隙和喉道的总体积，用占岩石总孔隙的百分数表示（即注入汞饱和度孔隙的百分数表示（即注入汞饱和度Smax）为为80%，喉道体积占总体积的百分数为，喉道体积占总体积的百分数为44%，从从A图上可见捕集滞后图上可见捕集滞后SR=36%，所以孔吼体，所以孔吼体积比为积比为: 5 根据毛管压力曲线资料定义根据毛管压力曲线资料定义若干综合系数若干综合系数(1)孔隙结构系数（孔隙结构系数（p） 它表征了真实岩石孔隙特征与长度相它表征了真实岩石孔隙特征与长度相同的平行柱毛状毛细管束模型之间的差别同的平行柱毛状毛细管束模型之间的差别(2)相对分选系数相对分选系数 相对分选系数定义为分选系数相对分选系数定义为分选系数Sp除以均除以均值值DM。其物理意义相当于数理统计中的。其物理意义相当于数理统计中的变异系数即变异系数即:（Dr）= (3)特征结构系数（特征结构系数（1/Drp） 它是相对分选系数和孔隙结构系数乘积它是相对分选系数和孔隙结构系数乘积的倒数，是影响驱油效率的孔隙特征的组的倒数，是影响驱油效率的孔隙特征的组合参数。渗透率越高，特征结构参数就越合参数。渗透率越高，特征结构参数就越大，其驱油效率也越高。大，其驱油效率也越高。(4)孔隙结构系数（孔隙结构系数（Gs）n 孔隙结构系数是评价储层孔隙结构的首要孔隙结构系数是评价储层孔隙结构的首要参数，它是岩石物性参数成正比。参数，它是岩石物性参数成正比。(5)均质系数（均质系数（）变化自变化自0到到1，越大，则表示孔隙结构越均质。越大，则表示孔隙结构越均质。十十 碳酸盐岩的毛管压力和孔喉宽度碳酸盐岩的毛管压力和孔喉宽度 碳酸盐岩中占主要分布的晶间孔是孔隙之间的碳酸盐岩中占主要分布的晶间孔是孔隙之间的连通喉道。它的形状不论在白云岩中或是在石灰岩连通喉道。它的形状不论在白云岩中或是在石灰岩中都是片状结构。毛细管压力和孔隙度的计算公式中都是片状结构。毛细管压力和孔隙度的计算公式:n 碳酸盐岩的毛管压力曲线的纵坐标改为喉道宽度碳酸盐岩的毛管压力曲线的纵坐标改为喉道宽度第四节第四节 储油气岩石的相对渗透率储油气岩石的相对渗透率一一 多相流体的渗流多相流体的渗流 多相流体渗流是指两相或两相以上互不多相流体渗流是指两相或两相以上互不相溶流体在孔隙介质中的渗流。油气层中相溶流体在孔隙介质中的渗流。油气层中常见的是油常见的是油水，气水，气水两相渗流，在油水两相渗流，在油层低于饱和压力时，也会出现油气水的三层低于饱和压力时，也会出现油气水的三相渗流。相渗流。多相渗流模式有：多相渗流模式有： 共道流：共道流：指多相流体在一个孔道中同时流动，虽然各指多相流体在一个孔道中同时流动，虽然各相的流动速度不同，但均处于流动状态中，如果是两相相的流动速度不同，但均处于流动状态中，如果是两相流动，则非润湿相处于孔道的中央，而润湿相处于孔道流动，则非润湿相处于孔道的中央，而润湿相处于孔道周围壁处。如果是三相流动，则可以处于同心圆式的流周围壁处。如果是三相流动，则可以处于同心圆式的流动。动。 分道流：分道流：指多相流体各相都沿着自己的一套孔道网络指多相流体各相都沿着自己的一套孔道网络流动。即油走油的路，水走水的道，当系统内达到稳定流动。即油走油的路，水走水的道，当系统内达到稳定以后，两相的渗流互不干扰。以后，两相的渗流互不干扰。 混合流：混合流：由于影响渗流的因素很多，因此简单的划分由于影响渗流的因素很多，因此简单的划分为共道流或分道流是不符合油气流动的实际情况的。在为共道流或分道流是不符合油气流动的实际情况的。在一个油层，共道流和分道流的现象都会存在。一个油层，共道流和分道流的现象都会存在。二二 相渗透率和相对渗透率相渗透率和相对渗透率 当多孔介质中含有两相或三相流体渗流时，当多孔介质中含有两相或三相流体渗流时，“渗渗透率透率”这个术语就必须和这个术语就必须和“相相”联系起来，此时已不联系起来，此时已不能把渗透率看成是全部取决于岩石特征和结构的不变能把渗透率看成是全部取决于岩石特征和结构的不变值。对于多孔介质和其中所饱和的流体是复杂系统来值。对于多孔介质和其中所饱和的流体是复杂系统来讲，介质的通过能力分别用对应的相的渗透率来表示。讲，介质的通过能力分别用对应的相的渗透率来表示。每一个相的渗透率的绝对值称为相渗透率或有效渗透每一个相的渗透率的绝对值称为相渗透率或有效渗透率。它们与岩石绝对渗透率的比值称为相对渗透率。率。它们与岩石绝对渗透率的比值称为相对渗透率。 相渗透率定义为饱和着多相的孔隙介质对相渗透率定义为饱和着多相的孔隙介质对其中某一流体相的传导能力，可以按广义的其中某一流体相的传导能力，可以按广义的达西定律计算每一相的相渗透率达西定律计算每一相的相渗透率:n 各相的相对渗透率值是相渗透率与绝对的各相的相对渗透率值是相渗透率与绝对的渗透率的比值渗透率的比值: 相对渗透率取决于其中主要相的饱和度、相对渗透率取决于其中主要相的饱和度、岩石的润湿性和孔隙空间的结构。因此，在表岩石的润湿性和孔隙空间的结构。因此，在表示相对渗透率或相渗透率时，必须将有关的饱示相对渗透率或相渗透率时，必须将有关的饱和度作出明确的标示。和度作出明确的标示。 例如：三相的饱和度分别为，油例如：三相的饱和度分别为，油60%，气，气27%，水，水13%，则对油的相渗透率应表示为，则对油的相渗透率应表示为 K o（60，13），气的饱和度不必标出。，气的饱和度不必标出。相对渗透率相对渗透率: 通过下面的例子可以看出相渗透率和相对通过下面的例子可以看出相渗透率和相对渗透率的差别渗透率的差别: 设有一岩样长设有一岩样长3厘米，截面积为厘米，截面积为2平方厘米，其中平方厘米，其中100%地饱和一种粘度为地饱和一种粘度为1厘泊的盐水，在压差为厘泊的盐水，在压差为0.2Mpa下的流量为下的流量为0.5cm3/s，那么该岩样的绝对渗，那么该岩样的绝对渗透率为透率为:n 如果用粘度为如果用粘度为3厘泊的油代替盐水，在同样的压差下厘泊的油代替盐水，在同样的压差下流动，其流量变成流动，其流量变成0.167cm3/s，那么它的绝对渗透，那么它的绝对渗透率为：率为：n 由此可见岩石的绝对渗透率是岩石自身的一种属性，由此可见岩石的绝对渗透率是岩石自身的一种属性，它不随通过其中流体的性质而改变。倘若在同样岩样它不随通过其中流体的性质而改变。倘若在同样岩样中饱和中饱和70%的盐水（的盐水（Sw=70%）和）和30%的油的油（So=70%），而且总是保持在这样的饱和度下渗流。），而且总是保持在这样的饱和度下渗流。如果压差认为如果压差认为0.2Mpa，则盐水的流量为，则盐水的流量为0.3立方厘米立方厘米/秒，而油的流量为秒，而油的流量为0.02立方厘米立方厘米/秒，于是，对盐水秒，于是，对盐水相渗透率为：相渗透率为：而对油的相渗透率为而对油的相渗透率为: 如果将如果将Kw和和Ko合并起来，有合并起来，有:Kw+Ko=0.045+0.225=0.27m20.375m2它它总小于岩石的绝对渗透率。这是带有普遍性的结论，总小于岩石的绝对渗透率。这是带有普遍性的结论，即同一岩石的相（有效）渗透率之和总是小于该岩即同一岩石的相（有效）渗透率之和总是小于该岩样的绝对渗透率。样的绝对渗透率。该岩样对水的相对渗透率是该岩样对水的相对渗透率是:n 尽管尽管 Sw+So=100%，但，但Krw+Kro=72%却却小于小于100%。这对相对渗透率也具有普遍性，。这对相对渗透率也具有普遍性，即同一岩样的相对渗透率之和总是小于即同一岩样的相对渗透率之和总是小于1或小于或小于100%。三三 相对渗透率曲线相对渗透率曲线 影响相对渗透率曲线的因数很多，如流度比、润影响相对渗透率曲线的因数很多，如流度比、润湿性、孔隙结构、饱和顺序等，但最主要的是流体湿性、孔隙结构、饱和顺序等，但最主要的是流体各相的饱和度，因此，通常研究的各相的饱和度，因此，通常研究的“相相”或或“相对相对”渗透率与饱和度的关系曲线，也称为相渗透率曲渗透率与饱和度的关系曲线，也称为相渗透率曲线或相对渗透率曲线。线或相对渗透率曲线。 典型的相典型的相对渗透率曲线对渗透率曲线如图如图3-4-1所所示。图中有两示。图中有两条曲线，左面条曲线，左面读数的非润湿读数的非润湿相，右面读数相，右面读数是润湿相。是润湿相。 图图3-4-1 在水湿孔隙介质中对油和对水的在水湿孔隙介质中对油和对水的有效渗透率的关系图有效渗透率的关系图（Smith, 1966）(1)临界水饱和度点。该点表示润湿相开始流动时的饱和度。临界水饱和度点。该点表示润湿相开始流动时的饱和度。(2)油或气（非润湿相）最大有效或相对渗透率点。这一点表示油或气（非润湿相）最大有效或相对渗透率点。这一点表示油或气在多相流动中可能获得的最大相（或相对）渗透率值。油或气在多相流动中可能获得的最大相（或相对）渗透率值。(3)交叉点。该点表示一油（或气）水饱和度值时，两种流体的交叉点。该点表示一油（或气）水饱和度值时，两种流体的相对渗透率相等。相对渗透率相等。(4)非润湿相残余饱和度。或称残余油气饱和度，它用此度量当非润湿相残余饱和度。或称残余油气饱和度，它用此度量当多相流体流动时，其中的非润湿相停止流动时所对应的饱和多相流体流动时，其中的非润湿相停止流动时所对应的饱和度。度。(5)润湿相（水）最大渗透率。表示在多相流动时，非润湿相停润湿相（水）最大渗透率。表示在多相流动时，非润湿相停止流动时只有润湿相（水）流动时的相（或相对）渗透率。止流动时只有润湿相（水）流动时的相（或相对）渗透率。这两条曲线有这两条曲线有5各关键点各关键点:图图3-4-1还可以划分为三个区还可以划分为三个区:A区：表示只有非润湿相流动，而润湿相不流动的饱和度范围。如果区：表示只有非润湿相流动，而润湿相不流动的饱和度范围。如果我们研究油水两相流动的情况，则此时油相呈连续带状饱和度分布，我们研究油水两相流动的情况，则此时油相呈连续带状饱和度分布，水相呈液环状饱和度分布。水相呈液环状饱和度分布。B区：该区润湿相的相对渗透率逐渐增加，而非润湿相的相对渗透率区：该区润湿相的相对渗透率逐渐增加，而非润湿相的相对渗透率逐渐下降，这表示两相多在流动。整个逐渐下降，这表示两相多在流动。整个B区都是油水同时流动区，交区都是油水同时流动区，交叉点的左侧，是油的渗透率大于水的渗透率。而交叉点的右边是水的叉点的左侧，是油的渗透率大于水的渗透率。而交叉点的右边是水的渗透率大大增加，油相逐渐油连续带状饱和度分布逐步转化为液环状渗透率大大增加，油相逐渐油连续带状饱和度分布逐步转化为液环状的饱和度分布。的饱和度分布。 C区：表示非润湿相变成孤岛式或不连续状态，以及水饱和度保持带区：表示非润湿相变成孤岛式或不连续状态，以及水饱和度保持带状饱和度分布时的有效渗透率特征。状饱和度分布时的有效渗透率特征。 气水系统的相对渗透率曲线和油水系统的相对渗透率曲线基本的气水系统的相对渗透率曲线和油水系统的相对渗透率曲线基本的一致。一致。图图3-4-2是孔隙介是孔隙介质中对气油的有效质中对气油的有效渗透率之间的典型渗透率之间的典型图解关系，图中气图解关系，图中气是非润湿相，而油是非润湿相，而油是润湿相。是润湿相。图图3-4-2 对油和气有效渗透率的对油和气有效渗透率的典型图解关系典型图解关系（Smith, 1966） 有不少油气储集层存在油、气、水三相。这时气和有不少油气储集层存在油、气、水三相。这时气和油流动是主要的。如果水的含量不超过束缚水的饱和度油流动是主要的。如果水的含量不超过束缚水的饱和度值，那么，根据这一设定，水可以考虑成固定相。此时，值，那么，根据这一设定，水可以考虑成固定相。此时，水仅仅作为降低孔隙空间并简化孔隙形状。注意到图水仅仅作为降低孔隙空间并简化孔隙形状。注意到图3-4-2中的横坐标，它仅仅代表油和气的孔隙空间。中的横坐标，它仅仅代表油和气的孔隙空间。即即So等于油的饱和度除以等于油的饱和度除以1减去水的饱和度，而减去水的饱和度，而Sg则则等于气的饱和度除以等于气的饱和度除以1减去水的饱和度。图减去水的饱和度。图3-4-2所表所表示的系统中存在束缚水的，但其对油和气的有效渗透率示的系统中存在束缚水的，但其对油和气的有效渗透率的总的特征仍然和两相系统是一样的。的总的特征仍然和两相系统是一样的。 当油、气、当油、气、水三相同时在水三相同时在孔隙介质中流孔隙介质中流动时，这时，动时，这时，可以用三角图可以用三角图来表示油气水来表示油气水的相对渗透率的相对渗透率（图（图3-4-3）。）。 图图3-4-3 油气水三相相对渗透率和饱和度的关系油气水三相相对渗透率和饱和度的关系（a）对油的相对渗透率）对油的相对渗透率 （b）对气的相对渗透率）对气的相对渗透率（c）对水的相对渗透率）对水的相对渗透率 （d）三相流动叠置区）三相流动叠置区 图图3-4-3（A）表示孔隙介质中饱和油气水三相时，）表示孔隙介质中饱和油气水三相时，对油的相对渗透率；（对油的相对渗透率；（B）表示对气的相对渗透率；）表示对气的相对渗透率；（C）则表示对水的相对渗透率。如果我们取各相相）则表示对水的相对渗透率。如果我们取各相相对渗透率为对渗透率为5%的等值线联合起来，就构成了如的等值线联合起来，就构成了如（D）所示的油气水三相流动叠置图，由图可见，虽）所示的油气水三相流动叠置图，由图可见，虽然孔隙介质中饱和有三相流体，但实验表明，三相然孔隙介质中饱和有三相流体，但实验表明，三相同时流动的范围很小，包括在同时流动的范围很小，包括在So=25%50%；Sg=15%30%，以及，以及Sw=30%60%的范围内，其的范围内，其它范围则是两相流动或单相流动。它范围则是两相流动或单相流动。四四 相对渗透率比值与流体饱和度的关系相对渗透率比值与流体饱和度的关系 在开发中，还需在开发中，还需要使用相对渗透率要使用相对渗透率比值和水饱和度之比值和水饱和度之间的关系曲线，如间的关系曲线，如图图3-4-4所示。而所示。而曲线中的直线段正曲线中的直线段正好是实际常用的范好是实际常用的范围。围。图图3-4-4 相对渗透率比值和含水饱和度的关相对渗透率比值和含水饱和度的关系系直线段可以用如下表达式表示，即直线段可以用如下表达式表示，即:n 其中其中a为直线段的斜率，为直线段的斜率，b 为直线段的截距，为直线段的截距， a和和b可可以用图解法求出。直线段与总坐标相交处为以用图解法求出。直线段与总坐标相交处为a值，而值，而b 值等于直线断中任意两点的垂直距离（周期）的对数值等于直线断中任意两点的垂直距离（周期）的对数除以水平距离。如图除以水平距离。如图3-4-4中，中，a=1222，b=22.303/0.355=13。 也可以连立方程式的方法解出，如下例说也可以连立方程式的方法解出，如下例说明：明： 当当Sw=0.3时，时，Kro/Krw=25；当，；当，Sw=0.7时，时，Kro/Krw=0.14，将这两组数，将这两组数据带入上述公式，则得，据带入上述公式，则得，25=ae-0.3b，0.11=ae-0.7b，联立方程求得，联立方程求得a=1222，b=13，可见图解法得到得数值是一致的。，可见图解法得到得数值是一致的。 在油田开发中，还可以应用上述相对渗在油田开发中，还可以应用上述相对渗透率比值的关系来计算产水透率比值的关系来计算产水fw和油藏含水和油藏含水饱和度饱和度Sw的关系。所谓产水率是指油水同的关系。所谓产水率是指油水同产时总产液量中水产量所占的百分数，即产时总产液量中水产量所占的百分数，即:n根据达西定律根据达西定律:上述公式称为分流方上述公式称为分流方程。对一个具体的油程。对一个具体的油藏，如流体的粘度比藏，如流体的粘度比（ ）一定时，）一定时，产水率取决于油水的产水率取决于油水的相对渗透率比值的大相对渗透率比值的大小，它液含水饱和度小，它液含水饱和度Sw的函数，其函数的函数，其函数关系如图关系如图3-4-5所示。所示。图图3-4-5 产水率及其微商和含水饱和度的关系产水率及其微商和含水饱和度的关系产水率和饱和度的函数关系式为产水率和饱和度的函数关系式为:n（1）如果定义）如果定义 ，则，则M称为油水两称为油水两相的流度比，相的流度比，fw则水流度比则水流度比M的增大而增大。的增大而增大。原油粘度越高，对油的相对渗透率越小，则流原油粘度越高，对油的相对渗透率越小，则流度比越大，这也反映了原油的粘度对产水率的度比越大，这也反映了原油的粘度对产水率的影响。影响。（2）油藏含水饱和度）油藏含水饱和度Sw增大，产水率增大，产水率fw也在升高；也在升高；所以，在油水过渡带不同位置的油井，其含水率也所以，在油水过渡带不同位置的油井，其含水率也不同。不同。（ 3）产水率）产水率fw的上升速度和饱和度的关系，可将的上升速度和饱和度的关系，可将产水率和饱和度的函数关系式对产水率和饱和度的函数关系式对Sw取偏微商，便得取偏微商，便得到：到：n 公式的意义是：当含水饱和度增加单位数值时（例公式的意义是：当含水饱和度增加单位数值时（例如如1%）时含水率增加的百分数。）时含水率增加的百分数。 五五 影响相渗透率的因素分析影响相渗透率的因素分析图图3-4-6 不同润湿性岩石的相对渗透率曲线不同润湿性岩石的相对渗透率曲线1 岩石的润湿性岩石的润湿性 如果我们用同一坐标绘出油湿岩石和水湿岩石所测定的如果我们用同一坐标绘出油湿岩石和水湿岩石所测定的相对渗透率对比时，可以看出两者有明显的差别。油湿岩石对油相相对渗透率对比时，可以看出两者有明显的差别。油湿岩石对油相的渗透率要低于水相渗透率（见图的渗透率要低于水相渗透率（见图3-4-6A），而水湿岩石对油相），而水湿岩石对油相的渗透率则要高于水相渗透率（见图的渗透率则要高于水相渗透率（见图3-4-6B）。反过来，也可以）。反过来，也可以由相对渗透率曲线的形态来判断岩石的润湿性。由相对渗透率曲线的形态来判断岩石的润湿性。2 岩石的物性和孔隙结构岩石的物性和孔隙结构图图3-4-7 不同类型孔隙介质的相对渗透率曲线不同类型孔隙介质的相对渗透率曲线（1-1）毛细管）毛细管 （2-2）白云岩）白云岩 （3-3）非胶结砂岩）非胶结砂岩（4-4）胶结砂岩）胶结砂岩(Amyx等，等，1960) 图图3-4-7是不同类型的岩石（具有不同的物性是不同类型的岩石（具有不同的物性参数）的相对渗透率曲线。图中（参数）的相对渗透率曲线。图中（1-1）是毛细管，）是毛细管，物性最好；（物性最好；（2-2） 白云岩，物性次之；（白云岩，物性次之；（3-3）物性比较的好；（物性比较的好；（4-4）是胶结砂岩，物性较差一）是胶结砂岩，物性较差一些。这四条曲线对非润湿相的相对渗透率曲线都是些。这四条曲线对非润湿相的相对渗透率曲线都是自左向右排列。亦即岩石物性越差，则相对渗透率自左向右排列。亦即岩石物性越差，则相对渗透率曲线越向右偏。最明显的是临界水饱和度值随物性曲线越向右偏。最明显的是临界水饱和度值随物性下降而变化。下降而变化。图图3-4-8 陕甘宁盆地延长统细砂岩的相对渗透率曲线陕甘宁盆地延长统细砂岩的相对渗透率曲线 图图3-4-8是两种不同孔隙结构的样品，是两种不同孔隙结构的样品，右图是分选好，粗歪度的毛管压力曲线，右图是分选好，粗歪度的毛管压力曲线，而左图则是分选差，细歪度的毛管压力曲而左图则是分选差，细歪度的毛管压力曲线，两种样品的相对渗透率曲线亦有所差线，两种样品的相对渗透率曲线亦有所差异。孔隙结构好的样品临界水饱和度低，异。孔隙结构好的样品临界水饱和度低，残余油饱和度也低，而孔隙结构差的样品残余油饱和度也低，而孔隙结构差的样品其临界水饱和度高，残余油饱和度也高。其临界水饱和度高，残余油饱和度也高。3 流体饱和顺序的影响流体饱和顺序的影响 和毛管压力曲线一样，相对渗透率也受饱和顺和毛管压力曲线一样，相对渗透率也受饱和顺序的影响。饱和顺序对于润湿相的相对渗透率影序的影响。饱和顺序对于润湿相的相对渗透率影响不大，两条曲线比较的吻合。而对于非润湿相响不大，两条曲线比较的吻合。而对于非润湿相的相对渗透率影响很大，吸入曲线要延后于排驱的相对渗透率影响很大，吸入曲线要延后于排驱曲线，在同一饱和度下吸入过程的相对渗透率比曲线，在同一饱和度下吸入过程的相对渗透率比排驱过程的相对渗透率低得多，此外，吸入曲线排驱过程的相对渗透率低得多，此外，吸入曲线的残余油饱和度就远大于排驱曲线的残余饱和度。的残余油饱和度就远大于排驱曲线的残余饱和度。 饱和顺序影响非润湿相相对渗透率原因可饱和顺序影响非润湿相相对渗透率原因可以这样解释：排驱过程中（突破之后）全部以这样解释：排驱过程中（突破之后）全部非润湿相是连续的，故其相对渗透率较高；非润湿相是连续的，故其相对渗透率较高；在吸入过程中，随着非润湿相饱和度的降低，在吸入过程中，随着非润湿相饱和度的降低，越来越多的非润湿相变为不连续，它既降低越来越多的非润湿相变为不连续，它既降低了润湿相的相对渗透率，也影响了自身的相了润湿相的相对渗透率，也影响了自身的相对渗透率。对渗透率。4 流体粘度的影响流体粘度的影响 Leverett，M.C曾对四种曾对四种不同的油水粘度比在不同的油水粘度比在100200目的砂子模型中目的砂子模型中测定了相对渗透率曲线，测测定了相对渗透率曲线，测定结果如图定结果如图3-4-10所示，所示，由图可见，粘度比自由图可见，粘度比自0.05790这样宽的范围内，这样宽的范围内，其测试数据点都落在一条曲其测试数据点都落在一条曲线内，因此，他认为粘度比线内，因此，他认为粘度比不影响相对渗透率曲线的基不影响相对渗透率曲线的基本形态。本形态。图图3-4-10 油水粘度比对相对渗透率的影响油水粘度比对相对渗透率的影响（据（据Lcvcrett） 在胶结岩心中使用不同油水粘度比时，所测在胶结岩心中使用不同油水粘度比时，所测得的相对渗透率曲线有明显的不同（如图得的相对渗透率曲线有明显的不同（如图3-4-11所示）。当油水粘度较低，相对渗透率曲线如所示）。当油水粘度较低，相对渗透率曲线如1-1所示。随着油水粘度比增高（如所示。随着油水粘度比增高（如2-2和和3-3），则），则对油的相对渗透率迅速降低，残余油饱和度增加。对油的相对渗透率迅速降低，残余油饱和度增加。与此同时，水相渗透率则急剧上升。实际中，在微与此同时，水相渗透率则急剧上升。实际中，在微孔系统中，水相突破油相窜流，并阻止油相的流动。孔系统中，水相突破油相窜流，并阻止油相的流动。 图图3-4-11 实际油藏中油水粘度比实际油藏中油水粘度比对相对渗透率的影响对相对渗透率的影响六六 相对渗透率的实验室测定方法相对渗透率的实验室测定方法1 稳定流法稳定流法 稳定流法测定相对渗透率装置如图稳定流法测定相对渗透率装置如图3-4-12和和3-4-13所示所示 。 图图3-4-12 稳定流法测定相对渗透率的装置稳定流法测定相对渗透率的装置(1)图图3-4-13 稳定流法测定相对渗透率的装置稳定流法测定相对渗透率的装置(2)稳定流法测定相对渗透率的基本方法是：稳定流法测定相对渗透率的基本方法是： 油气两相或油水两相同时通过用流量泵压入，在油气两相或油水两相同时通过用流量泵压入，在岩样两端建立一定的压力差，使两各流体相同时通过岩样两端建立一定的压力差，使两各流体相同时通过岩心，在整个流动过程中分别调节并控制各相的压力岩心，在整个流动过程中分别调节并控制各相的压力降，当两相流体达到流动平衡（即两相间的压差保持降，当两相流体达到流动平衡（即两相间的压差保持不变）时，此时，计量压力和排出的流量，由此计算不变）时，此时，计量压力和排出的流量，由此计算出岩心的相渗透率，并在每一个压力差下将岩心取出出岩心的相渗透率，并在每一个压力差下将岩心取出称重算出饱和度值，即可绘出相对渗透率和饱和度关称重算出饱和度值，即可绘出相对渗透率和饱和度关系曲线。系曲线。2 非稳定流法非稳定流法 非稳定流法测定相对渗透率的装置和非稳定流法测定相对渗透率的装置和一般的测定岩石绝对渗透率的装置大致相一般的测定岩石绝对渗透率的装置大致相同；但其要求的岩心长度不得短于同；但其要求的岩心长度不得短于7厘米厘米（直径为（直径为2.5厘米的岩心）。厘米的岩心）。非稳定流法测定相对渗透率的具体步骤为：非稳定流法测定相对渗透率的具体步骤为： 将欲测岩心洗净烘干，先用水饱和并测定岩样将欲测岩心洗净烘干，先用水饱和并测定岩样的绝对渗透率，然后用油或气排驱岩心中的水，一的绝对渗透率，然后用油或气排驱岩心中的水，一直到水不能排出而得到束缚水饱和度。在测定的过直到水不能排出而得到束缚水饱和度。在测定的过程中，不断记录压力和流量，由排出量计算出含水程中，不断记录压力和流量，由排出量计算出含水率率 :n 其中的其中的Vw为各阶段的排出水体积，为各阶段的排出水体积，Vo为排出油的为排出油的体积。体积。 于是按公式计算出相对渗透率比值，即于是按公式计算出相对渗透率比值，即 :而而 根据上述公式的计算结果，即可绘出相对渗透率根据上述公式的计算结果，即可绘出相对渗透率比值与含水饱和度的关系曲线，根据流量、压力、岩比值与含水饱和度的关系曲线，根据流量、压力、岩心的长度和截面积，按广义的达西定律可分别计算出心的长度和截面积，按广义的达西定律可分别计算出Kw和和Ko，并最后绘出相对渗透率曲线。，并最后绘出相对渗透率曲线。 和稳定流法比较，非稳定流法的测定速度快，设和稳定流法比较，非稳定流法的测定速度快，设备简单，操作方便。其缺点是与地层流体的流动状态备简单，操作方便。其缺点是与地层流体的流动状态不太吻合，会影响其测试结果用以解释油藏流体渗流不太吻合，会影响其测试结果用以解释油藏流体渗流的实际效果。的实际效果。七七 应用毛管压力资料计算相渗透率应用毛管压力资料计算相渗透率1 Purell（1949）提出的公式）提出的公式 与前面所述的计算岩石的绝对渗透率相同，与前面所述的计算岩石的绝对渗透率相同，先作出（先作出（1/pc2）与）与SHg的关系曲线，然后取某的关系曲线，然后取某一饱和度，沿饱和度做垂线与曲线相交，在垂线一饱和度，沿饱和度做垂线与曲线相交，在垂线的左侧面积即为对润湿相的计算面积，而在垂线的左侧面积即为对润湿相的计算面积，而在垂线的右侧面积即为对非润湿相的计算面积（见图的右侧面积即为对非润湿相的计算面积（见图3-51），并由此可进行相渗透率的计算），并由此可进行相渗透率的计算，即相对润即相对润湿相的有效渗透率为：湿相的有效渗透率为： 对于非润湿相的有效渗透率为：对于非润湿相的有效渗透率为：对润湿相的相对渗透率为对润湿相的相对渗透率为:对于非润湿相的相对渗透率为对于非润湿相的相对渗透率为: 上述公式是假定岩性系数上述公式是假定岩性系数F在不同流体饱和在不同流体饱和度时保持常数，显然这个假定与实际是有区别度时保持常数，显然这个假定与实际是有区别的，但所求得相对渗透率曲线有一定得参考价的，但所求得相对渗透率曲线有一定得参考价值。值。 这种方法求得相对渗透率曲线其这种方法求得相对渗透率曲线其Ko+Kw在在不同饱和度下都等于不同饱和度下都等于1，这种实验研究所得得，这种实验研究所得得结论结论Ko+Kwr2，在这两根不同半径孔道中的流速分别为V1和V2，则两者之比为：或 例如：r1 = 10m，r2 = 1m，那么V1将比V2大100倍。所以在多孔岩石中，在外加压差下，渗流主要发生在大孔道中。考虑到岩石孔隙大小分布相差悬殊，可以认为，在某一压差下有部分孔道实际上未参与渗流，而岩石的渗透率，是岩石孔道通过流体能力的一个平均统计数值。 二、互不连通的毛管孔道二、互不连通的毛管孔道两相液流两相液流 图图3-5-1 毛管孔道中的两相液流毛管孔道中的两相液流 如图3-5-1，设在半径为r的毛管孔道中，有粘度分别为1和2的两种液体，第一种液体可以润湿管壁，两相之间弯液面呈现的毛管力为Pc。图3-5-1 毛管孔道中的两相液流如果在长度为L的孔道有外加压差P1P2，则两相界面的运动速度V，即流速是变化的，它取决于两相粘度差，孔道半径r，驱替时间t，界面走过的距离lt和孔道总长度L，即： 可以看出，当存在弯液面毛管力和粘度差时，在单根毛管中的运动就比较复杂：图3-5-2 微观指进现象（1）不同半径的孔道，流速不同；（2）同一半径的孔道中流速不是固定的，它取决于粘度差，如果12，如同水驱油一样，流速将越来越快，所以在半径不同的毛管中将出现微观指进现象，如图3-5-2所示。图图3-5-2 微观指进现象微观指进现象（3）当P1P2 = 0、20时，例如毛管孔道仅靠毛管力吸水驱气的简单情况下，水气界面移动速度可用下式表示：当 = 0，t0时，V为极大值，这一点可由土吸水的速度开始很快，以后则逐步变慢来说明。（4）当1 = 2，Pc = 0时，公式就变成了单相液体沿毛管渗流的速度计算公式了。 三、不等径并联孔道三、不等径并联孔道两相液流两相液流图图3-5-3 不等不等烃烃并并联联孔道两相液流孔道两相液流 如图3-5-3，岩石孔隙中经常遇到的一种基本单元，即大小孔道互相交错或串或并时的情况。 孔道中如用水驱油，它的流动速度受驱油能量和油水流动阻力的相互制约。 图图3-5-4 毛管孔道中的混合液流毛管孔道中的混合液流 在一等径毛管孔道中，设孔道长度为L，半径为ro，其中有均匀分布的油滴（或气泡）分散在水（或油）中，油滴半径为r。若孔道全部为油滴（或气泡）挤满，在流动时油滴（或气泡）不变形也不与分散介质产生相对运动，即相当于念珠式的移动，如图3-5-4所示，如分散介质的粘度为，两端压差为P1P2时，则在层流状况下，液流的速度分布是抛物线型的，越接近管壁，速度越低，因此，它的速度和油滴（或气泡）的半径r与孔道半径ro的比值有关。 四、毛管孔道的混合液流四、毛管孔道的混合液流 油滴（或气泡）半径越接近于孔道半径，混合物的流速就大幅度下降。考虑到孔隙表面会存在异常粘度的吸附层，所以分散油滴（或气泡）的淤塞作用是不可忽视的。但是孔隙截面不会是规则的圆形，所以液滴或气泡充满和堵塞孔道的严重程度稍为好些，不如计算的那么大。 参参 考考 文文 献献 1 罗蛰谭主编. 油层物理. 北京: 地质出版社, 19862 卡佳霍夫,. .油层物理基础. 张朝琛译. 北京: 石油工业出版社, 19583 洪世铎主编. 油藏物理基础. 北京: 石油工业出版社, 19854 斯坦丁, M. B., 地下油气相态特性. 徐怀大译. 北京: 中国工业出版社, 19665 Schowalter, T. T., Secondary Hydrocarbon Migration and Entrapment. Bull, AAPG, Vol. 63, No.5, 19796 Amyx, J. W., Petroleum Reservoir Engineering. Mc Graw-Hill. New York, 19607 Morrow, N. R., Capillary Pressure Correlations For Uniformly Wetted Porous Media. CPTJ. Vol.15, No.4, 19768 Treiber, L. E. etc, Laboratory Evaluation of the Wettability of Fifty-five Oil Producing Reservoirs. SPEJ. Vol. 253, 19729 Slobod, R. L. etc, Use of Centrifuge for Determining Connate Water, Residual Oil and Capillary Pressure Carves of Small Core Samples. AIME, Vol. 192, 195110 Slobod, R. L. etc, Method for Determining Wettability of Reservoir Rocks. AIME, Vol.195, 195211 罗蛰谭、王允诚著，油气储集层的孔隙结构. 北京: 科学出版社. 198612 Purcell, W. R., Capillary Pressures-Their Beasurement Using Mercury and the Calculation of Permeability Therefrom. AIME, Vol. 186, 194913 Brown, H. W., Capillary Pressure Investigations. AIME, Vol.192, 195114 Wardlaw, N. C. etc, Mercury Capillary Pressure Curves and the Interpretation of Pore Structure and Fluid Distribution. Bull. CPG, Vol.24, no.2, 197615 Owen, J. F., Electric Logging in the Quinduno Field, Robert County, Texas, AIME, Vol.204, 1955参参 考考 文文 献献 参参 考考 文文 献献 16 Leverett, M. C., Capillary Behavior in Porous Solids. AIME, Vol.142, 194117 Chilingar, G. V. etc, Oil and Gas Production From Carbonate Rocks. Elsevier, New. York, 197218 Koch, G. S., Link, R. F., Statistical Analysis of Geological Data, John Wiley and Sons, Inc. New York, 197019 麦斯盖特, M., 采油物理原理. 俞志汉等译. 北京: 石油工业出版社, 196320 Burdine; N. T. etc, Poresize Distribution of Reservoir Rocks, AIME, Vol. 198, 195021 Burdin, N. T., Relative Permeabilify Calculations From Pore Size Distribution Data, AIME, Vol. 198, 195322 Wyllie M. R. J., Gardnen, G. H. F., The Generalized Kozeny-Carman Equation. AIME, March and April, 195823 Pirson, S. J., Oil Reservoir Engineering. Mc Graw-Hill. New York, 195824 Arps, J. J., Engineering Concepts Useful in Oil Finding, Bull. AAPG, Vol.48, no.2, 1964 THANK YOU FOR YOUR THANK YOU FOR YOUR THANK YOU FOR YOUR THANK YOU FOR YOUR ATTENTIONATTENTIONATTENTIONATTENTION谢谢聆听谢谢聆听