岩石润湿性对油层的损害
润湿性及其演变对油藏采收率的影响
润湿性及其演变对油藏采收率的影响我国是能源消耗大国，每年在自然能源方面的消耗是比较大的。
所以我们不仅需要找到替代石油类的能源，也希望在开采油田的时候可以提升油田的采收率，避免造成不必要的浪费。
而润湿性是油藏岩石、原油、水三者相互作用的综合表现形式。
了解润湿性及其演变对油藏采收率的影响对于提高油藏采收率使非常有效的。
本文中我们就将具体探讨了解一下润湿性及其演变过程以及这些过程对于油藏采收率的影响。
标签：润湿性;演变;油藏采收率;影响原油采收是能源行业非常重要的一个环节，但是要提升油藏采收率我们也需要关注润湿性及其演变过程，因为不同阶段可能会是油藏采收工作的开展效率受到很大的影响。
所以我们必须了解每一个阶段及其对于油藏采收率的影响，这样我们也就可以选择相对合适的时期进行开采。
接下来我们就来具体探讨了解一下润湿性及其演变对油藏采收率的影响。
一.润湿性及其演变润湿性是油藏岩石、原油、水三者之间相互作用的综合表现形式，也就说润湿性及其演变过程也是与这三者之间有密切关系的。
润湿性的改变取决于矿物表面吸附中心与流体分子（包括水分子和原油极性组分）活性中心的相互作用。
原油和水与矿物表面的作用相互竞争，产生不同的矿物/流体作用模式，形成不同的界面结构，导致油藏矿物最终的润湿性和吸附边界层”“。
矿物与水优先接触，在矿物与水作用下，矿物表面覆盖- -层水膜，将后来运移进入的油相与矿物隔开。
如果油相为纯的碳氢化合物，即油相中无极性组分存在时，矿物与油之间的相互作用力只限于色散力，不足以破坏水膜的稳定性，水以水膜的形式存在于矿物与原油之间，矿物表面只有吸附水边界层表现出亲水性。
如果水膜两侧的分离压力与油水界面的毛细管压力平衡，即使原油进入了孔隙，水膜也将限制原油与矿物的接触保护原始的亲水状态。
而原油通常具有流动性，在不同地层与岩石表面的矿物质以及水相互作用都会影响润湿性。
而且原油形成过程本身就是非常复杂的，从表层到最终地储存层运动过程油藏岩石、原油、水之间的碰撞运动都会导致润湿性的变化。
岩心润湿性对油水相对渗透率和采收率影响
岩心润湿性对油水相对渗透率和采收率影响陈文将;张浩男;周治刚;王庆国;郭琦【摘要】In order to avoid the influence of complexity of natural rock on the wettability,the quartz sand and selective support agent were used as additives to produceartificial core with different pore wettability.The core effect of pore wettability on phase permeability and flooding oil was studied.The results showed that,compared with quartz sand,the relative permeability of the core water phase containing the selective support was lower,and oil phase relative permeability was pared with the core phase containing quartz sand,the oil saturation of core with the selective support agent was slightly higher,water drive time was shorter,the injection pressure gradient is large,and the final recovery rate was lowat the end of water flooding. Compared with the visual model of quartz sand,visualization model of selective support sweep degree was significantly higher than the quartz sand model at the end of the water drive.The resistance of water flowing in the crack was increased by hydrophobic interaction on the surface of a selective support,which made the injection pressure and oil recovery higher.From the above it can be drawn that,if lipophilic part were evenly distributed in the core ,water drive recovery would decline,while if lipophilic part concentrated in a region of the core,surrounding cores wept volume and oil recovery would be increased.%为避免天然岩的复杂性对其润湿性研究造成影响，以石英砂支撑剂和选择性支撑剂为添加剂制作不同孔隙润湿性的人造岩心，研究了岩心孔隙润湿性对油水相对渗透率和驱油效率影响。
润湿性及其演变对油藏采收率的影响
文章编号：１００９—９６０３（２００８）０１—００７２—０５
油藏润湿性是岩石与地层流体在特定条件下综 合作用的结果¨。２ Ｊ。流体对岩石的润湿顺序、原油 组分、有无水膜存在、岩石矿物类型、孔隙结构、盐水 化学性质、温度、ｐＨ值等都可能影响油藏润湿性。 越来越多的研究结果表明，既有亲水油藏也有亲油 油藏。原油中的天然表面活性组分如沥青质和胶质 等，容易吸附在固／液界面上，使矿物表面润湿性发 生改变∞棚ｊ。目前，这种认识被越来越多的学者所 接受，很多实验结果也证明，油藏岩石的润湿性可在 很大范围内变化。Ｋｕｓａｋｏｖ Ｌｌ训研究了原油、水同时 存在时石英表面水膜的厚度，发现水膜破裂后原油 直接与石英表面接触，于是石英表面有的地方油湿， 而其他地方仍表现为水湿。Ｃｒａｉｇ¨刈认为大多数油 藏具有中间润湿性，对油或水没有很强的选择性。 Ｈｏｌｂｒｏｏｋ等¨卜１３１测量了油藏开采过程中的部分润 湿性指数，指出该指数随开采过程中油水饱和度的 变化而变化。Ｓｃｈｍｉｄｌｌ４ Ｊ指出，强亲水的岩石与某些 原油平衡后会变成弱亲水，且岩心中小孔隙多为水 湿，大孔隙的水湿性要弱得多。润湿相倾向于占据 储层岩石的较小孔隙和较大孔隙表面，而非润湿相 主要占据较大孔隙的孤岛区。
水膜的稳定性被破坏时，矿物与原油作用将使油藏最终润湿性偏离成藏之前的水润湿状态。水驱及化学驱对润湿
性敏感程度的分析表明，可依据不同开采方式所对应的最有利润湿性类型，通过物理或化学方法改变油藏润湿性，
提高原油采收率。
关键词：油藏；润湿性；水膜；热力学；采收率；水驱；化学驱
中图分类号：ＴＥ３５７
文献标识码：Ａ
根据孔隙介质内润湿性是否具有均质性，可将 油藏润湿性分为均质和非均质两大类。均质润湿性
可分为水湿、中间润湿和油湿，将菲均质润湿性可分 为混合润湿性和部分润湿性。润湿作用产生的驱替 机理有多种可能的变化，因此仍须做大量工作，以了 解各种采油过程中润湿作用的意义。笔者在广泛调 研的基础上，阐述了成藏时润湿性的变化过程，分析 了润湿性改变的热力学条件，讨论了在开发过程中 润湿性如何影响不同采油过程的采收率，并指出可 以通过物理或化学方法改变油藏岩石润湿性，以获 得不同采油方法所对应的最有利的润湿性类型，从 而提高原油采收率。
第三章 损害机理
是当流体是非润湿相时其相对渗透率较高。比如对于
强水湿的油藏岩石, 在低的初始水饱和度下,油的有效
渗透率相当高,甚至接近于岩石的绝对渗透率。
2、润湿性与油气层毛管压力的关系
如果将地层中的孔道看作不同尺寸的毛细管 , 则管
壁的润湿性决定了弯液面的形状和方向, 因而也决定了
毛细管压力 (Pc) 的性质。
2 Pc = cosq r
式中：Pc --- 曲界面附加压力, 即毛细管压力。
σ---- 两相间界面张力 ;
r----毛细管半径;
θ -----接触角.
2、阻力效应（贾敏效应）
贾敏效应：当液滴或气泡在通过狭窄的孔隙喉道时，由于发生变形
而产生附加阻力的现象。
气阻效应：遇阻变形的是气泡;
液阻效应：遇阻变形的是液滴 。 水锁效应：油为连续相, 作为分散相的水滴在孔喉处遇阻变形。
1、尽量控制侵入地层的滤液量。
2、尽量避免使用油湿性极强的阳离子 型活性剂。
五、岩石毛细管阻力造成的油气层损害
（一）油藏岩石的毛细管压力
1、毛细管压力 当外来水相流体侵入亲水的油藏孔道后, 会将油 气层中原有的油推向油气层深部, 并在油水界面形成 一个凹向油相的弯液面。由于表面张力的作用, 任何 弯液面都存在一附加压力, 即毛细管压力〈见图 291 〉。
四、油藏岩石润湿反转造成的油气层损害
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
（一）油藏岩石润湿性
1、润湿定义
当某一固体表面同时与两种不相混溶的流体 ( 两种
液体或一种液体、一种气体)接触时 , 如果其中的一种
流体有沿着固体表面延展的趋势, 则称固体表面为该流
体所润湿。
2、润湿的度量(润湿角contact angle)
体系界面张力及岩石润湿性对驱油效果影响研究
体系界面张力及岩石润湿性对驱油效果影响研究油层岩石的润湿性和体系间界面张力作为驱油过程中涉及的两个重要参数,对原油在地下的分布、流动以及开采程度发挥着关键作用。
因此,改变油藏岩石润湿性并且选择合适界面张力的驱油体系对改善三元复合驱及三元复合驱后更大程度的提高采收率技术具有十分重要的意义。
本文对人造、天然以及贝雷三种不同类型的岩心进行了岩心孔隙结构研究。
选择渗透率分别为300×10-3μm2和800×10-3μm2左右的三种岩心,通过压汞实验得到三种类型岩心的毛管力曲线,对比分析出三种岩心的孔隙结构特点,认为贝雷岩心和天然岩心的孔隙构造极为相似,人造岩心与二者差别较大,同时由于天然岩心粘土含量不同,实验结果重复性较差,且人造岩心孔隙结构单一,无法正确体现岩石润湿性及界面张力对驱油效果的影响,最终优选贝雷岩心用作室内实验评价研究。
运用TeaXs-500型界面张力仪筛选出了10-1mN/m、10-2 mN/m和10-3 mN/m 3种不同界面张力等级的三元体系。
分别用三种界面张力等级的三元体系在贝雷岩心中进行驱油实验,研究体系界面张力对驱油效果的影响。
实验结果表明:随着三元复合体系与原油之间的界面张力的降低,化学驱采收率大幅度提高,体系间界面张力降至10-3mN/m时,化学驱采收率最高,可达28.96%。
将渗透率为300×10-3μm2左右的贝雷岩心置于不同浓度油酸油溶液中进行老化处理。
运用Amott润湿指数法对处理后的岩心的润湿性进行测定。
测定结果显示:原始岩心平均润湿指数为0.79,表现为强亲水性;经浓度为0.5%的油酸油溶液处理的岩心润湿指数为0.28,呈弱亲水性;经浓度为1.0%的油酸油溶液处理的润湿指数为-0.07,显示为中性;经浓度为1.5%、2.0%、3.0%和5.0%的油酸油溶液处理后的岩心的润湿指数分别为-0.28、-0.44、-0.45和-0.43,呈弱亲油或亲油状态。
油藏开发阶段岩石表面润湿性控制方法研究
油藏开发阶段岩石表面润湿性控制方法研究油藏开发阶段岩石表面润湿性控制方法研究1、油藏开发阶段岩石表面润湿性的测试目的和意义岩石的表面润湿性指的是油藏开发阶段岩石中原油与水分及酸液之间的相互作用，而岩石表面润湿性对原油开采过程中产生的各种现象也会产生较大影响。
因此对岩石表面润湿性进行监测是非常重要的，在实际应用时，要从以下几个方面入手：一是油藏开发阶段岩石表面润湿性在油藏开发中的变化情况；二是油藏开发阶段岩石表面润湿性与原油流动特征之间的关系；三是油藏开发阶段岩石表面润湿性的污染机理；四是可能引起岩石表面润湿性变化的相关因素。
2、岩石表面润湿性的测试装置水槽和试油管2.1试油管由内径为160mm的硬聚氯乙烯塑料管（ 1.6米）和支架构成。
通过向试油管中注入适量水（称之为试油管液），记录其内外表面所形成的水膜面积（单位m2）和破坏时间（称之为试油管损），通过公式：试油管损=(实际接触面积（ m2）-实际破坏面积（ m2）)×100/(实际接触面积( m2)-1)，即可得出试油管表面润湿性，并根据这一数值估算出地层水沿试油管的润湿运移能力。
2.2水槽它主要有底座、上口盖、两端、侧壁等部分组成。
将不同质量分数的（一般为30%）的水倒入水槽后，静止沉降4～6小时后取出观察其上表面水膜的厚度。
实验结果表明，水越清，粘滞性越强，则所形成的水膜越薄，且运移时间越短，说明岩石表面润湿性越好。
3、岩石表面润湿性控制技术3.1利用岩心样品来评价岩石表面润湿性3.1.1方法一首先需要选取一些较为典型的砂岩或者是页岩作为试件，将岩心切成薄片，然后再放入相应的润湿剂中浸泡，使其完全浸入润湿剂中，以改善岩石表面润湿性。
2.2水槽它主要有底座、上口盖、两端、侧壁等部分组成。
将不同质量分数的（一般为30%）的水倒入水槽后，静止沉降4～6小时后取出观察其上表面水膜的厚度。
试验结果表明，水越清，粘滞性越强，则所形成的水膜越薄，且运移时间越短，说明岩石表面润湿性越好。
《2024年油层润湿性反转及其对渗流过程的影响》范文
《油层润湿性反转及其对渗流过程的影响》篇一一、引言油藏开发中，润湿性是油层岩石表面物理特性的重要体现。
润湿性不仅影响油、气、水的分布和流动，而且对油藏的采收率也有重要影响。
油层润湿性反转是指油层岩石表面由亲水性转变为亲油性，或由亲油性转变为亲水性的过程，对油田的渗流过程具有重要影响。
本文旨在深入探讨油层润湿性反转的机理及过程，以及其对于渗流过程的具体影响。
二、油层润湿性反转的机理及过程1. 润湿性反转的机理油层润湿性反转的机理复杂多样，主要包括化学作用和物理作用。
化学作用主要指由于地层中化学物质（如原油成分、表面活性剂等）的存在，使得岩石表面化学性质发生变化，进而改变其润湿性。
物理作用则主要是岩石颗粒之间的相互影响、水分分布的改变等因素，造成岩石表面的微观结构和形貌变化，从而影响其润湿性。
2. 润湿性反转的过程润湿性反转的过程通常包括三个阶段：初始阶段，即润湿性改变的初期阶段，主要发生的是化学物质与岩石表面的相互作用；过渡阶段，此时润湿性发生明显变化，可能伴随着表面形貌的改变；稳定阶段，此时润湿性已经稳定改变，并可能对渗流过程产生影响。
三、油层润湿性反转对渗流过程的影响1. 改变流体分布和流动路径油层润湿性反转会改变流体在岩石表面的分布和流动路径。
亲水性岩石转变为亲油性后，原本被吸附在岩石表面的水分子会被油分子替代，从而改变油的流动路径和分布。
这可能导致油田的采收率提高或降低，具体取决于润湿性反转的程度和范围。
2. 影响渗流速度和压力分布润湿性反转会影响渗流速度和压力分布。
在亲油性岩石中，油的渗流速度较快，压力梯度较小；而在亲水性岩石中，由于水分子的存在，会降低油的渗流速度并增大压力梯度。
因此，当润湿性发生反转时，油田的渗流速度和压力分布将发生变化，可能影响油田的生产过程。
四、结论油层润湿性反转是油田开发过程中重要的物理现象，对油田的采收率、渗流速度和压力分布等具有重要影响。
了解并掌握润湿性反转的机理和过程，对于优化油田开发方案、提高采收率具有重要意义。
润湿性及其演变对油藏采收率的影响
润湿性及其演变对油藏采收率的影响
润湿性是指油与岩石、水等物质之间的接触角度大小，润湿性好的油会更容易被岩石
或水吸附或包裹，从而导致采收率下降。
随着储层渗透性的逐渐降低，油藏采收率的提高
就更加依赖于润湿性的影响。
因此，研究润湿性及其演变对油藏采收率的影响具有重要意义。
润湿性的演变通常受到各种因素的影响，例如化学成分、温度、压力、物理构造等等。
化学成分对润湿性的影响主要表现为岩石表面的化学反应，例如在油藏中油和水的共存会
导致水与岩石表面反应，形成一层氧化膜，从而减弱石头的亲水性。
此外，不同矿物质的
化学成分也会对润湿性产生影响。
比如，含铝丰富的矿物质亲水性较强，而含硅的矿物质
则会增强亲油性。
温度和压力的变化也会影响润湿性。
在高温高压的情况下，润湿性变得较差，导致采
收率下降。
但在松散储集层中，润湿性越差，油在孔隙中的含水量就越小，采收率则有可
能上升。
物理构造因素也会影响润湿性的演变。
例如，对于具有平面结构的页岩，岩石表面的
地球化学反应可以增强油的亲石性。
但如果这种页岩变成裂缝岩石，那么亲石性的影响将
大大减弱。
因此，在了解储层物理构造特征的基础上，评估润湿性对采收率的影响十分重要。
综上所述，润湿性和其演变在油藏采收率的影响中扮演着十分重要的角色。
采用先进
的地球化学和地质分析技术，有助于准确评估润湿性影响的变化，从而有针对性地制定采
油方案，提高油藏采收率。
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岩石的润湿性对油气层的损害周杨摘要: 储层岩石的润湿性决定流体的流动性, 对油藏岩石润湿性的研究可以有效的指导油藏的开发, 提高油藏采收率。
本文从岩石的润湿性对剩余油饱和度分布、相对渗透率大小、毛管力、微粒的运移以及油层的采收率等方面的影响, 具体分析油气层损害原因在现象, 为推荐和制定各种油气层保护和解除油气层损害方案提供借鉴。
关键字：岩石润湿性剩余油饱和度分布渗透率毛管力微粒运移采收率油气层损害引言油田进入中后期开发, 油气藏地层都受到了不同程度的损害, 不仅降低了油气井的产出或注入能力及油气的采收率, 还可能损失宝贵的油气资源, 增加勘探开发成本。
因此了解生产过程中造成的油气层损害的机理, 不但有助于采取保护油气层的措施,而且也是判断油气层损害程度的基础。
润湿性是研究外来工作液注入（或渗入）油层的基础，是岩石—流体间相互作用的重要特性。
了解岩石的润湿性是对储层最基本的认识之一，它至少是和岩石孔隙度、渗透率、饱和度、孔隙结构等同样重要的一个储层基本特性参数。
特别是油田注水时，研究岩石的润湿性，对判断注入水是否能很好地润湿岩石表面，分析水驱油过程水洗油能力，选择提高采收率方法以及进行油藏动态模拟试验等方面都具有十分重要的意义。
本文通过对岩石润湿性油水的微观分布、相对渗透率大小、毛管力、微粒的运移以及油层的采收率等可能产生的各种影响分析其对油气层的损害。
1 润湿机理液体和固体接触时, 会产生不同的形状。
如果我们在固体表面上滴一滴液体, 这液滴可能沿固体表面立即扩散开来, 也可能仍以液滴形状附着于固体表面。
我们将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, 即称给该种液体润湿固体表面, 当液滴呈圆球状, 不沿固体表面扩散, 则称为该液体不润湿固体表面。
在一般情况下, 水可以润湿固体表面, 而油则不润湿固体表面[ 1]( 见图 1) 。
液体对固体的润湿程度用润湿接触角表示,它是固体表面与液体——空气或液体——液体界面之间的夹角, 并规定从密度大的液体一方算起。
当< 90°, 液体润湿固体( 见图 1a) , = 0°, 为完全润湿;当 > 90°, 液体不润湿固体, ( 见图1b) ; = 180°, 为完全不润湿。
凡能被液体所润湿的, 称亲液性固体, 常见的是水, 在这种情况下, 就说固体是亲水的; 不能液体所润湿的, 称憎液性固体, 对水来说就是憎水的。
2 影响润湿性的因素岩石润湿性是岩石与地层流体在特定条件下综合作用的结果, 同一岩石的润湿性也不是一成不变的, 它会随着各种外在条件( 如润湿顺序, 时间, 地层压力和温度等) 的不同而改变, 但影响岩石润湿性的因素主要包括以下三点：2. 1 岩石的矿物成分储层岩石的矿物成分以硅酸盐矿物为主。
这类矿物在表面洁净的情况下, 一般是亲水的, 但其润湿程度并不相同。
有机物质是憎水亲油的。
如果岩石中( 特别是生油岩) 含有较多的有机物质将使颗粒表面局部亲油。
铁具有从原油中吸附表面活性物质的能力, 因此富含铁的矿物的岩石也可以局部亲油, 但大部分沉积岩含铁矿物不多, 故铁的影响没有重要意义。
粘土矿物, 特别是蒙脱石, 是吸水的。
泥质胶结物的存在应当增加岩石的亲水性。
总之, 不同的矿物成分具有不同的润湿程度。
储油岩石的矿物成分十分复杂, 并且在宏观和微观上都是非均质的。
因此矿物成分的复杂性和非均质性可能导致岩石各部分之间的润湿性的差异。
2. 2 流体成分表1是一些纯烃类液体在四氟乙烯光面上的润湿接触角。
聚四氟乙烯虽不是矿物, 但可以侧面说明各种烃组分润湿性的差异行。
它告诉我们, 石油中的烃类成分虽然是非极性的, 但其润湿程度并不相同。
因此, 流体成分的变化可以影响油层的润湿性。
2. 3 石油中的极性物质当石油中含有极性物质时, 会对石油在矿物表面上的润湿性产生复杂的影响。
实验结果表明, 极性物质对各种矿物表面的润湿性都有影响, 但影响程度不同, 并不一定都能改变矿物表面的润湿性。
综上所述, 储油岩石的矿物成分, 矿物表面的粗糙程度, 流体成分, 特别是流体中的极性物质是影响油层润湿性的主要因素。
3 岩石润湿性对油水渗流规律的影响3.1 岩石润湿性决定孔道中毛管力的大小和方向在水驱油过程中，油水在岩石孔道中的动态分布在很大程度上也受润湿性的控制和影响。
润湿性直接影响着束缚水饱和度、残余油饱和度、水驱油效率、毛管压力、相对渗透率曲线、水驱动态和电阻率。
在亲水毛管中，毛管力的方向和注入水驱替压差方向一致，毛管力为动力；在亲油毛管中，毛管力与注入水驱油方向相反，毛管力为阻力。
当生产压差或注入水压差很小时，毛管力对驱油起着重要的作用。
岩石的润湿性不同, 在地层中有亲水孔道和亲油孔道, 不同的润湿性, 润湿接触角的大小不同,弯液面凹凸形状和方向也不同, 其结果所产生的毛管方向也不同。
在亲水毛管中( 见下图2) , 毛管力 pc 的方向与主睡驱替压差△p 方向一致, 毛管力pc为动力; 相反, 在亲油毛管中, 毛管力pc与注水驱油方向△p 相反, 毛管力 pc为阻力。
流动阻力的大小直接影响着油、水的流动。
在实际生产中,当生产压差或注水压差很小时, 毛管力对与驱油将起着重要的作用。
图2因此，当润湿性导致毛管力为阻力时，就影响油的运移，对油气开采造成影响。
3.2 润湿性影响地层中微粒的运移油藏开发初期，地层中只有油流动，以束缚水存在的水相不流动，亲水微粒在束缚水膜的保护下不参与油的流动，整个地层没有微粒运移；油层一旦注水，油水同时流动，此时在束缚水膜保护下的微粒也开始随水流动。
油水同时流动时，亲水微粒一般不会在空隙喉道处形成桥堵；对于具有混合润湿的微粒，由于微粒部分表面亲油，部分表面亲水，使微粒处于束缚水膜和油相表面，其运动直接受油流及束缚水膜两者的影响。
处于这种界面上的微粒虽可以移动，但并不是能被油流带走，只能在界面上作不同的移动，有时会在空隙窄口处形成桥堵，造成堵塞地层，降低储层的渗透率，影响油藏开发。
3.3 润湿性对油气水三相相对渗透率的影响下面三幅图是用实验得来的：图3 水的相对渗透率曲线图4 油的相对渗透率曲线图5气的相对渗透率曲线从图中可以看出,油水的相对渗透率在油湿和水湿条件下明显不同。
在水湿岩中,.水的等渗线为一组直线,油的等渗线为一组凹向100 % s。
点的曲线;在油湿岩石中,油水的相对渗透率与所有三相的饱和度有关,它们的等渗线均为凸向1 0 0%各自饱和度点的曲线而气的等渗线均为一组凸向100 % S:点的曲线,润湿性仅影响气相相对渗透率数值的大小。
在水湿岩石中,水是润湿相,油是中间润湿相,气是非润湿相,水主要占据岩石中的小孔道和孔隙表面,气体占据大孔道,而油分布在中间的孔道,这样可以把油气看作一相,为非润湿相。
因此油气水三相系统中的水相对渗透率与油水两相系统相同,只是Sw 的函数,即水等渗线为直线。
由于油占据中间的孔道,Sw增加,Sg下降会引起油向大孔道中流动,使流动阻力发生变化,同时,由于油相对气体是润湿相,在原来气体占据的孔道中捕捉部分气体,形成贾敏效应,使油的流动阻力增加。
另外,S,增加,进入较大孔道中的水会捕捉部分油,使油的相对渗透率下降,如 s。
一 0.04,Sw从0.42 增加到0.04 时,油的相对渗透率从0.51 降到0.0 3。
气体的等渗线是一组凸向l 00% Sg点的曲线,这主要是由于进入大孔道中的油捕捉部分气体所造成的。
在油湿岩石中,油是润湿相.水是中间润湿相,水占据中间的孔道,随着S,个S。
今凡告,液体饱和度增加,液体进入原来气体占据的孔道,并在大孔道中捕捉部分气体,增加了水进入大孔道的阻力。
同时,随着水饱和度增加,油气饱和度降低,尽管S,增加一定,会使水在孔道中的分布不同,因此.水所受到的阻力不同。
由此可见,水的相对渗透率不仅与Sw有关,也与油、气饱和度有关。
由于初始水处于小孔道的中心,并被油所包围,为不连续的水滴,在孔隙中增加了油流动的阻力。
随着水饱和度的增加,这种阻力也发生变化,油的相对渗透率也随之改变,因此,油的相对渗透率与所有相饱和度有关。
对于气体来说,在水湿和油湿岩石中均为非润湿相。
当Sg下降、液体饱和度增加时,都存在着被润湿相捕捉的现象.但由于油、水的性质不同,捕捉气体的多少不同,形成的阻力不同,所以,在相同气体饱和度情况下,气相相对渗透率不同。
因此，润湿性对相对渗透率有很大影响，其影响总趋势为：随着岩心由亲水向亲油转化，油相相对渗透率趋于降低。
亲水岩石，水通常分布于细小空隙和岩石避面处，对油的渗流妨碍较小，而亲油岩石，在同样条件下，水既不在小空隙中，也不以薄膜状附着在固体表面，当含水饱和度较小时，以液滴形式分布在孔道中。
由于孔隙结构的复杂性，这种水滴流动到孔道窄口时便遇阻，产生贾敏效应，阻碍油相的渗流，使油相的相对渗透率降低。
3.4 润湿性对采收率的影响以下几个代表性试验的结论是:弱水湿水驱油效率最高。
用的是直径1英寸(2 5.4 m m ),长3英寸(7 6.Zm m )的规则岩柱(切自同一块O hio砂岩),这些岩样的润湿性和水驱油效率是相同的。
接着将另一些岩样进行高温焙烤和硅酮处理，使它们具有不同的润湿性。
然后用同一种原油和盐水饱和岩样,并以0.s m L / m ni的速度( 足以克服末端效应)进行水驱油实验。
当注入2.4倍孔隙体积盐水时,32 块岩样的水驱油效率如图6所示。
由图1可见,中间润湿和弱水湿岩样的水驱油效率强水湿和油湿的都高,图中的Iw和 Io。
图6水驱油采收率随润湿性的变化在微模型中直接观察了强水湿(I*= 1.。
少和弱水湿(IW~ 0.3 2一0.3 7 )系统中水驱油实验结果,见图3。
发现强水湿系统中的残余油主要被获在大孔道中;而弱水湿系统中的残余油主要被俘获在喉道中。
由图中还可以看出,强水湿系统中的残余油明显多于弱水湿系统中的。
图7 强水湿与弱水湿在玻璃微模型中润湿性对残余油饱和度的影响：将切自同一块 Be r e a砂岩的6 5块岩样(直径3.7 9em,长约cs m )处理成不同的润湿性,然后进行低速水驱油实验。
分别记录下岩样出口端见水时、注入3倍孔隙体积时、注入 20 倍孔隙体积时的采出程度,结果见图4。
由此可看出,当润湿指数IW~一I*一I。
一0.2 4 (弱水湿)时,水驱采收率最高。
在文献〔幻中,他们还综合了不同润湿条件下的水驱油资料,绘出了不同注水孔隙体积倍数下的采出程度曲线,见图5。
由图中可以看出,弱水湿 I(, _。
~ 0.3一0.)1的采收率最高;强水湿I(, 一一1.)0时的采收率最低。
以上几组实验表明,弱水湿岩样的水驱油效率明显高于强水湿的。