油层物理——10. 孔隙介质中多相渗流特性与相对渗透率曲线

多孔介质中多相渗流特性与相对渗透率曲线多孔介质中多相渗流是油气藏开发的核心渗流形态 —— 油气水多相流体在孔隙通道中共同流动时相间存在毛细管力、粘性干扰与界面阻力各相的流动能力不再遵循单相渗流的达西定律。相对渗透率曲线是定量描述多相渗流规律的核心工具是油藏数值模拟、产能预测、水驱开发评价与提高采收率设计的基础参数。一、多相渗流的基本特性与单相渗流相比多相共存条件下的渗流过程存在以下本质差异流动通道分割各相流体占据孔隙空间的不同部分每一相仅能通过自身占据的孔隙网络流动有效流动截面积远小于总孔隙截面积。相间相互干扰两相间存在界面张力与毛细管力流动过程中会产生额外的界面阻力与粘性摩擦导致各相的流动能力均低于单相单独流动时的水平。流动能力由饱和度主导某相流体的渗流能力随其饱和度升高而增强只有当饱和度高于临界流动饱和度束缚水饱和度、残余油饱和度时该相才能形成连续流动通道参与宏观渗流。相渗透率之和小于绝对渗透率多相共存时各相的有效渗透率之和始终小于岩石的绝对渗透率反映了相间干扰对整体流动能力的削弱作用。二、相渗透率与相对渗透率的定义1. 有效渗透率相渗透率当多孔介质中存在多相流体时在一定压差下某一相流体单独通过岩石的渗透率称为该相的有效渗透率也叫相渗透率常用符号Ko​油相、Kw​水相、Kg​气相表示单位与绝对渗透率一致mD 或 μm²。有效渗透率不仅取决于岩石孔隙结构还与该相的饱和度、流体分布及润湿性直接相关数值恒小于岩石的绝对渗透率K。2. 相对渗透率某一相流体的有效渗透率与岩石绝对渗透率的比值称为该相的相对渗透率为无量纲参数取值范围 0~1 Kro​KKo​​,Krw​KKw​​,Krg​KKg​​相对渗透率消除了岩石绝对渗透率的影响可直接对比不同储层的多相流动能力其本质是反映特定饱和度下某相流体有效流动通道的发育程度。3. 三者的核心区别绝对渗透率岩石固有属性仅由孔隙结构决定与流体无关有效渗透率岩石 流体共同决定随饱和度变化量纲与渗透率一致相对渗透率有效渗透率的无量纲化形式便于跨储层对比与工程计算。三、相对渗透率曲线的形态与特征以最常见的油水两相体系为例以含水饱和度Sw​为横坐标油相、水相相对渗透率Kro​、Krw​为纵坐标绘制得到的曲线即为油水相对渗透率曲线。1. 关键特征点束缚水饱和度Swi​水相无法流动的最低含水饱和度此时水相相对渗透率Krw​0油相占据绝大多数流动通道油相相对渗透率达到最大值Kro,max​仍小于 1。残余油饱和度Sor​油相无法流动的最高含水饱和度此时油相相对渗透率Kro​0水相相对渗透率达到最大值Krw,max​仍小于 1。等渗点交点油相与水相相对渗透率相等的点对应特定的含水饱和度其位置是判断岩石润湿性的核心标志。2. 曲线的三个流动分区油相单相流区Sw​≤Swi​水以束缚水形式附着在颗粒表面与微孔隙中不参与流动仅油相连续流动油相相对渗透率接近但小于 1。两相共流区Swi​Sw​1−Sor​油水两相均形成连续流动通道二者相对渗透率均大于 0随含水饱和度升高油相相对渗透率持续下降水相相对渗透率持续上升。水相单相流区Sw​≥1−Sor​油以残余油形式滞留在孔隙中不再流动仅水相连续流动水相相对渗透率达到最大值。3. 核心规律两相相对渗透率之和恒小于 1即 Kro​Krw​1。成因包括三方面孔隙空间被两相分割各相有效流动截面积均小于总孔隙截面积两相间的界面张力与粘性摩擦产生额外流动阻力毛细管力改变流体分布进一步压缩有效流动通道。四、相对渗透率曲线的主要影响因素1. 岩石润湿性最核心因素润湿性决定了流体在孔隙中的分布状态是影响曲线形态的首要因素典型差异如下表表格特征参数亲水储层水湿亲油储层油湿束缚水饱和度Swi​较高水以水膜吸附于颗粒表面较低残余油饱和度Sor​较低油呈滴状滞留易被驱替较高油以油膜附着难以剥离等渗点位置对应含水饱和度 50%对应含水饱和度 50%水相端点相对渗透率偏低偏高2. 孔隙结构与储层非均质性孔喉分选好、尺寸均匀的储层两相共流区间宽曲线平缓端点相对渗透率值高相间干扰弱孔喉分选差、大小悬殊的储层两相共流区间窄曲线陡峭端点值低小孔隙易被润湿相占据大孔隙被非润湿相占据相间干扰强致密储层、裂缝型储层的相对渗透率曲线形态与常规砂岩差异显著裂缝发育会大幅提升某一相的渗流能力。3. 流体界面张力与粘度界面张力降低会减弱毛细管力改善流体分布使两相相对渗透率均有所提升残余油饱和度降低化学驱提高采收率的核心机理之一流体粘度比会影响驱替过程中的饱和度分布但稳态条件下的相对渗透率本身与粘度无直接关系。4. 温度与压力高温下界面张力降低润湿性发生改变束缚水与残余油饱和度通常下降两相相对渗透率整体上移高压条件下气相性质接近液相油气相对渗透率的变化规律更复杂需结合高压 PVT 参数测定。五、相对渗透率的测定与拟合方法1. 稳态法实验室经典测定方法以固定比例向岩心注入两相流体待岩心进出口流量、压力完全稳定岩心内饱和度均匀分布后根据达西定律计算该饱和度下的两相有效渗透率改变注入比例重复测试得到整条曲线。优点测试精度高结果可靠缺点测试周期长单个样品需数天成本高。2. 非稳态法JBN 法工业上最常用的快速测定方法以恒定速度或压力向饱和油的岩心注入水连续记录出口端的产液量、压力变化基于 Buckley-Leverett 驱替理论反算不同饱和度下的相对渗透率。优点测试速度快接近实际油藏水驱过程缺点假设条件较多精度略低于稳态法。3. 经验模型拟合工程上常通过经验公式对实测曲线进行拟合用于数值模拟与理论计算最经典的是Corey 模型 Krw​Krw,max​⋅(1−Swi​−Sor​Sw​−Swi​​)nw​ Kro​Kro,max​⋅(1−Swi​−Sor​1−Sw​−Sor​​)no​ 其中no​、nw​为 Corey 指数反映曲线的弯曲程度指数越大曲线越陡。六、工程应用意义油藏数值模拟核心输入相对渗透率曲线是数值模拟软件的必选参数直接决定含水上升规律、产能变化与最终采收率的预测精度。水驱开发动态评价通过相对渗透率可计算不同含水阶段的产油、产水能力分析水驱见效程度与水淹规律指导开发调整。提高采收率方案设计化学驱、气驱等技术的核心目标就是改变储层润湿性、降低界面张力优化相对渗透率曲线降低残余油饱和度。储层润湿性反演通过等渗点位置、端点饱和度等特征可反演储层的润湿性类型为驱油机理分析提供依据。产能与流入动态计算结合达西定律与相对渗透率可计算不同含水、含气阶段的油井产能指导油井工作制度优化。