油水相对渗透率曲线.ppt.ppt

影响非稳态相对渗透率测定的因素 这些参数的临界范围如表： 油黏度低，介质均匀，那么只有E和Nca是重要的；对于黏度高的油，I的重要性增强，对于非均质岩石，H也是重要的。这些参数的临界范围与润湿性息息相关。 参数 E Nca I H 临界范围 水湿 混合润湿 油田范围 实验室范围 〉0.01 〉1 0.01 0.01-10 〉10-5 〉10-8 10-6 10-8-10-5 〉4152 〉74 105 106 〉0.2 〉0.02 0.01-1 0.01-10 影响非稳态相对渗透率测定的因素 结论： 实验室非稳态相对渗透率实验，理想上应该在关键流动参数的数值与油田数值相符合的条件下进行，实际上，这在实验室是不可能实现的。退其次，最好也要在非临界范围内进行。对于轻油的均匀水湿或油湿岩石这是容易实现的，应遵守Rapoport的标配准则。 对于黏度比较大和非均质，混合润湿性岩石，高流速的Rapoport原则就不适合了。非稳态实验应在油田速度下进行。毛细管作用和指进应综合考虑，抓住主要矛盾，才是正确的方法。 影响非稳态相对渗透率测定的因素 基于黏度比对相对渗透率影响不大的假设，为了照顾毛细管作用和粘性指进的影响，以及黏度比太小得不到完整曲线的问题，所以测量时可以与油田实际黏度比不同，根据上述临界范围综合考虑，适当选择黏度比。 岩样尽量选择均质，其孔隙结构，矿物组成要有代表性 稳态与非稳态方法的比较 稳态方法确定的相对渗透率曲线可得到较大的饱和度范围，直接测量饱和度，计算基于达西定律，因而具有最大的可靠性。 缺点是耗时长，成本高。 非稳态法简单、方便，用时少； 缺点是两相流饱和度小，特别对水湿岩芯、非均质岩芯和低粘度流体更为严重。 相对渗透率的测定 岩样的代表性——均质，渗透率代表油田； 保持原始润湿性 润湿性改变的可能性 取心－钻井液侵入， 压力和温度的变化 储存－氧化、蒸发 制备－取样、清洗 润湿性改变的可能性 钻井液引起润湿性的改变 所有油基和乳化泥浆都使水湿向油湿转变，或减弱水湿； 水基泥浆对水湿样品影响较小，但有几种添加剂（如表面活性剂）会使水湿减弱；也有某些组分（如石灰、烧碱等）会使油湿转为水湿； 只有岩盐和重晶石对润湿性无影响； 密闭取心液的影响尚无人作系统研究，但其中的CMC、酸化油对润湿性会有影响。 认为油基泥浆取心最好是错误的。 润湿性改变的可能性 解决办法： 使用不加表面活性剂的平和钻井液 pH 接近中性（10－12），CMC改用黄孢胶。 对润湿性影响的钻井液顺序（最小可能性） （1）储层盐水或配制的储层盐水， 油藏原油（必须新鲜，防止氧化）； （2）只含无机盐和膨润土的水基液（pH中性）， 无添加剂的精制油； （3）由无机盐、膨润土、淀粉和聚合物组成的水基液 （平和钻井液） （4）常规水基液，低表面活性剂含量的油基液； （5）常规油基液（常规岩心分析最好）。 润湿性改变的可能性 压力和温度变化的影响 主要是沥青质和石蜡析出会影响润湿性，解决办法是最好在井场用稳定的油替代岩心中的油，立即恢复到油藏条件。 高压取心在冷冻时由于冰的嵌入会改变结构，破坏伊利石分布状态，使高岭石运移等；冷冻还会引起沥青质沉淀和石蜡析出，不适合测定润湿性。 润湿性改变的可能性 避免蒸发、氧化和污染 轻质馏分损失或重质馏分沉积和氧化都会使润湿性变化，其改变方向难于判断（向油湿反向转化可能性大） 用于测定润湿性和相对渗透率的岩心应避免在井场进行详细描述，或侵入盐水中加以保护 保护方法：岩心防护套 密封法 侵入脱氧盐水或脱气原油中 带塑料内衬的岩心筒－适于疏松岩心 润湿性改变的可能性 避免加热抽提 除去天然吸附有机质，使岩心更水湿； 除去水留下原油重质馏分，使其油湿。 切割岩心－用配制的地层盐水作切割液； 对粘土敏感岩样，用清洁矿物油作切割液。 清洗岩心－ （1）无溶剂法：根据所用钻井液，分别用盐水或未氧化脱气油驱替。避免与任何溶剂接触 润湿性改变的可能性 （2）溶剂抽提法 石油醚或汽油清洗－用岩心夹持器 CCl4－会使孔隙结构发生变化 甲苯－使亲油向中性变化，清洗不干净 苯加酒精、CHCl3/甲醇、甲苯/甲醇、CHCl3/丙酮等混合溶剂－可致水湿 酸性溶剂（氯仿、乙醇、甲醇等）更有效地清洗砂岩；而碱性溶剂（二恶烷、吡啶等）更有效清洗灰岩 润湿性改变的可能性 溶剂抽提存在的问题： 热抽提会使粘土脱水，