相对渗透率曲线的标准化处理方法
相控数模中油水相对渗透率曲线的处理方法
相控数模中油水相对渗透率曲线的处理方法史毅娜;屈磊;袁振武【摘要】在相控数值模拟中,油水相对渗透率曲线的处理是关键,是模拟预测中影响产油量和产水量的重要参数.针对一些特殊的油藏,如非均质较为严重的油藏,为了减少模拟误差,可采用分区归一化相对渗透率曲线,该方法较全面地考虑了储层岩石内部孔隙结构、迂曲度、渗透率等参数对流体渗流能力的影响,具有较好的应用效果.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2015(000)010【总页数】2页(P50-51)【关键词】相对渗透率;归一化;相控数模【作者】史毅娜;屈磊;袁振武【作者单位】中原油田分公司勘探开发研究院,河南郑州450000;中原油田分公司勘探开发研究院,河南郑州450000;中原油田分公司勘探开发研究院,河南郑州450000【正文语种】中文【中图分类】TE319+.1大量的研究表明：对于一块给定的岩心，其相对渗透率不是饱和度的唯一函数，它强烈地受岩石润湿性的影响，同时还与流体饱和顺序（饱和历史）、岩石孔隙结构、实验所采用的流体、实验温度以及压差等因素有关，即相对渗透率是一个多因素的函数。
试验所测得的相对渗透率曲线，正是这所有因素综合作用的最后成果。
因为相控数值模拟具有较高的模拟要求，因此我们需要按照沉积微相划分模拟区块，对每一个区块应用一条相对渗透率曲线，然后对每条相对渗透率曲线进行归一化处理。
本文重点剖析了相控数值模拟中相对渗透率曲线的处理方法。
1 收集岩样相对渗透率曲线资料目前主要通过实验室稳态或非稳态驱替岩芯法测定相渗曲线（具体测定方法详见SY／T 5345-1999）。
我们知道，对于一个具体的油藏，由于取心分析的岩样具有不同的渗透率和孔隙度，所以测得的相对渗透率曲线是不同的。
因此，如果随意选择某一岩样的相对渗透率曲线作为整个油藏的代表而用于油藏数值模拟的计算是不合理的。
陈元千提出正确的方法应当是按照油藏的特征，依据不同的渗透率和孔隙度，选择若干条有代表性的相对渗透率曲线。
测试气水相对渗透率曲线的系统及方法与制作流程
图片简介:本技术介绍了一种测试气水相对渗透率曲线的系统及方法，系统包括岩心夹持器，岩心夹持器的围压出口端到围压入口端之间串联第一回压阀、工质瓶、循环泵、加热器，岩心夹持器的入口端设置一号并联管线、二号并联管线、三号并联管线，一号并联管线连接中间容器、恒速恒压泵，二号并联管线连接加湿器、稳压器、减压阀、气瓶；三号并联管线设放空阀；岩心夹持器的出口端设第一并联管线、第二并联管线，第一并联管线连真空泵，第二并联管线连第二回压阀、计量装置。
方法包括：S1、准备；S2、岩心饱和地层水；S3、岩心束缚水状态下气相有效渗透率测定；S4、气水相对渗透率测定；S5、岩心残余气状态下水相有效渗透率测定；S6、气水相对渗透率曲线绘制。
技术要求1.一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的系统，包括岩心夹持器、核磁共振装置，所述核磁共振装置用于检测岩心夹持器内的岩心，所述岩心夹持器具有入口端、出口端、围压入口端、围压出口端，所述岩心夹持器的入口端、出口端均设有阀门，常态下，所述岩心夹持器入口端、出口端的阀门处于关闭状态，其特征在于：所述岩心夹持器的围压出口端到围压入口端之间依次串联第一回压阀、工质瓶、循环泵、加热器，并形成环路，所述第一回压阀连接用于控制第一回压阀压力的第一回压泵，所述工质瓶内装有用于核磁共振驱替实验中施加围压的液体工质；所述岩心夹持器的入口端设置一号并联管线、二号并联管线、三号并联管线，所述一号并联管线依次连接有中间容器、恒速恒压泵，所述中间容器中装有实验地层水；所述二号并联管线依次连接有加湿器、稳压器、减压阀、气瓶；所述三号并联管线设置放空阀；所述岩心夹持器的出口端设置第一并联管线、第二并联管线，所述第一并联管线连接真空泵，所述第二并联管线依次连接第二回压阀、用于计量液体的计量装置，所述计量装置连接有气体流量计，所述第二回压阀连接用于控制第二回压阀压力的第二回压泵。
2.根据权利要求1所述的一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的系统，其特征在于，还包括计算机控制终端，所述计算机控制终端与核磁共振装置、恒速恒压泵、循环泵、加热器、第一回压泵、第二回压泵、计量装置连接。
油藏数值模拟中油水相对渗透率曲线处理方法
最大油相相对渗透率 ２） ／ （ ×１ ０－３ ｍ μ ０． ６ ９ ５ ０． ６ ０ ８ ０． ６ １ ９
最大水相相对渗透率 ２） ／ （ ×１ ０－３μ ｍ ０． ２ ３ ６ ０． １ ０ ５ ０． １ ５ ７
两相流动范围 ０． ４ ２ ０ ０． ５ ３ ５ ０． ４ １ ８
驱油效率 ０． ５ ５ ９ ０． ７ １ １ ０． ５ １ ５
参考文献 ：
［ ］ １ ｄ ｉ ｔ ｏ ｒ ｉ ａ ｌＢ ｏ ａ ｒ ｄｏ ｆＨ ａ ｎ ｄ ｂ ｏ ｏ ｋｏ ｆＧ ｅ ｏ ｌ ｏ ｉ ｃ ａ ｌＬ ｏ ｉ ｎ ｏ ｒＤ ｒ ｉ ｌ ｌ ｉ ｎ ． Ｅ ｇ ｇ ｇ ｇｆ ｇ ［ ： Ｍ］ ． Ｂ ｅ ｉ ｉ ｎ Ｐ ｅ ｔ ｒ ｏ ｌ ｅ Ｈ ａ ｎ ｄ ｂ ｏ ｏ ｋｏ ｆＧ ｅ ｏ ｌ ｏ ｉ ｃ ａ ｌ Ｌ ｏ ｉ ｎ ｆ ｏ ｒＤ ｒ ｉ ｌ ｌ ｉ ｎ ｊ ｇ ｇ ｇ ｇ ｇ ｇ ， ［ 《 钻探地质录井手册 》 编写组 ． 钻探地 １ ９ ９ １ ． ｕ ｍＩ ｎ ｄ ｕ ｓ ｔ ｒ ｒ ｅ ｓ ｓ ｙＰ 质录井手册 ［ 北京 ： 石油工业出版社 ， ］ Ｍ］ ． １ ９ ９ １ ． ］ ， ［ ２ ｅ ａ ｒ ｎＣＬ， Ｅ ｂ ａ ｎ ｋ ｓＷ ＪＪ ｒ Ｔ ｅＲＳ， 犲 狋 犪 犾． Ｇ ｅ ｏ ｌ ｏ ｉ ｃ ａ ｌ ｆ ａ ｃ ｔ ｏ ｒ ｓ Ｈ ｙ ｇ ， ｉ ｎ ｆ ｌ ｕ ｅ ｎ ｃ ｉ ｎ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒｐ ｅ ｒ ｆ ｏ ｒ ｍ ａ ｎ ｃ ｅｏ ｆｔ ｈ ｅＨ ａ ｒ ｔ ｚ ｏ ｒ ａｆ ｉ ｅ ｌ ｄ ｇｒ ｇＤ ［ ］ ， （ ： Ｗ ｏ ｍ ｉ ｎ Ｊ ． Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆＰ ｅ ｔ ｒ ｏ ｌ ｅ ｕ ｍＴ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ １ ９ ８ ４， ３ ６ ９） ｙ ｇ ｇ ｙ １ ３ ３ ５ １ ３ ４ ４． ［ ３］ Ｍ ｕＬ ｏ ｎ ｘ ｉ ｎ， Ｈ ｕ ａ ｎ ｈ ｉ ａ ｎ， Ｊ ｉ ａＡ ｉ ｌ ｉ ｎ ． Ｎ ｅ ｗｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｉ ｅ ｓｏ ｆ ｇ ｇＳ ｙ ｇ
油水相对渗透率曲线
• 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。
测量相对渗透率曲线的方法
稳态法测定相对渗透率 曲线应注意的问题：
除了饱和度测定要准确外， 主要是 消除末端效应。末端效应是由于 毛细管力突变引起的。出口段饱和度 必须达到平衡饱和度才有润湿相流体 流出。 末端效应随流速加快而减小。
测量相对渗透率曲线的方法
• 减小末端效应的方法 ：宾夕凡尼亚法
该方法是把岩芯放在 两段与试验岩样类似的岩 样之间，使毛细管连续而 消除末端效应。 这种装置也有利于两相流 体在进入岩样前充分混合。 其缺点是必须把岩样取下 秤重测定饱和度。
影响非稳态相对渗透率测定的 因素
• 控制最终流体饱和度的关键流动参数是毛细管 数Nca： Nca=μwV/σ
毛细管数是粘滞力与孔隙级别上的毛细管力之比，或 说驱替压力梯度与毛管压力梯度之比。 当Nca〉10-5时，残余油饱和度随Nca增加而减小，随着油 饱和度降低，残余油时的水相渗透率增加。因而，此 时端点水相相对渗透率Krwo是Nca的增函数。 这个参数在相似模拟中就是π2，在三次采油中主要考虑 这个参数。
影响相对渗透率曲线的因素
岩石孔隙结构的影响
由于流体饱和度的分布 及流动渠道直接与岩石 孔隙大小，几何形态及 其组合特征有关，因而 孔隙结构会直接影响相 渗曲线。
1.毛细管; 2.白云岩; 3.未胶结砂岩; 4.胶结砂岩
影响相对渗透率曲线的因素
• 高渗，大孔隙砂岩两相共渗区范围大，共存水饱和度低，端点相 对渗透率高； • 孔隙小，连通性好的岩芯共存水饱和度高，两相流覆盖饱和度范 围较窄，端点相对渗透率也较低； • 孔隙小，连通性又不好的岩芯两相区和端点相对渗透率都低。
微生物驱相对渗透率曲线测定
温产 聚合 物菌 ．
学 者进行 过 相关 探 索 与研 究 ， 始 终 没有 实 现 直 接 但
激活剂 ： Ａ ① Ｂ一１菌激 活 剂 为 Ｋ Ｏ ５ ， ａ １ Ｈ Ｐ ｇ Ｎ Ｃ
１ ， Ｓ ４ ． ５ｇ Ｎ ４ Ｏ ． ， ａ Ｏ ， 糖 ０ｇ ＭｇＯ ２ ， Ｈ Ｎ ３ ７ ｇ Ｎ Ｎ ３ ｇ 蔗 ０ ０ １
实验 岩心 为 中一 区 Ｎ ３天然 岩 心 ， ｇ 岩心 长 度 为
２— ｍ， 径 为 ２ ５ｃ ６ｃ 直 ． ｍ．
数学模型的建立与完善提供理论依据． 微生物驱相 对 渗透 率 曲线 的测 量 过 程 由于受 到 油 藏 润 湿 性 、 温
度、 渗透 率 、 微生 物 种类 和 注入 量 等 影 响 ， 有 许 多 虽
１ ２ 实验 仪器 ．
生物后油水相对渗透率曲线．
１ 室 内 实验
１ １ 实验材 料 ．
ｓ Ｌ一４型 油水 相 对 渗 透 率 测 定 装 置 ， 置 主 要 装
技术 指标 ： 力 ０～３ ａ 温 度 为 室温 一 ０℃ ； 压 ０ＭＰ ； ８ 油
实 验用 油是 将 中一 区 Ｎ ３块 脱 水 、 气 原 油 与 ｇ 脱
Ａ Ｂ一１ 后岩 心束 缚水 饱 和度 见 图 １注 微 生 物 Ａ 前 ， Ｂ
一
残 余油 饱 和度是 残余 油体 积 占岩石孔 隙体 积百
分 比 残余油饱和度越小 ， 说明提 高采 收率 程度越 高． 中注微生物 Ａ １ 其 Ｂ一 前后岩心残余油饱和度见 图 ３ 注 微 生 物 Ａ 一２前 后 岩 心 残 余 油 饱 和度 见 ， Ｂ
一
３ ％之间 ， ５ 注微生物后岩心 的束缚水饱 和度主要分 １ 之前岩心的残余油饱 和度 主要分布在 ２ ％ ） ０ 布在 ３％ ～ ０ ０ ４ ％之 间． 注微 生物之 前 相 比 ， 与 束缚 ３ ％之间， ０ 注微生物后岩心的残余油饱和度主要分
相渗曲线及其应用
2020年7月15日星期三
主要内容
油水两相相对渗透率曲线 相对渗透率曲线的处理（标准化） 相对渗透率曲线的应用
2
一、油水两相相对渗透率曲线
1、概念
油相和水相相对 渗透率与含水饱和度 的关系曲线，称为油 水两相相对渗透率曲 线。随着含水饱和度 的增加，油相相对渗 透率减小，水相相对 渗透率增大。
12
（3）根据以下公式分别对Sw、Kro、Krw进行标准化处 理，以消除各相对渗透率曲线不同的Swi、Sor带来的影 响。
13
（4）根据下列公式求取回归系数a、b。
（5）取Sw*=0，0.1，0.2，…，0.9，1.0。由公式计算出平 均的Krw*、Kro*值，并绘制标准化平均相对渗透率曲线。 （6）根据油藏的平均空气渗透率，利用回归关系式，求 取Swi、Sor、Krwmax。
前缘含水饱和度和两相区平均含水饱和度一般根据分 流量曲线，用图解法求得。
（1）前缘含水饱和度Swf
在分流量曲线上，过（Swi，0）点作分流量曲线的切 线，切点的横坐标即为前缘含水饱和度Swf，切点的纵坐标 为前缘含水fw(Swf)。其计算公式为：
20
（2）两相区平均含水饱和度
在分流量曲线上，过点（Swi，0）作分流量曲线的切 线，切线与直线fw=1相交于一点，该点的横坐标即为两相 区平均含水饱和度。其计算公式为：
10
（5）将平均标准化相对渗透率曲线上各分点的Sw*、Kro*、 Krw*，换算公式如下：
（6）根据上述公式，作出油藏的平均相对渗透率曲线 。
11
2、与束缚水饱和度相关法
此方法是利用各油藏的空气渗透率K来求油水相对渗 透率曲线的特征值。 （1）选择具有代表性的油水相对渗透率曲线。 （2）建立岩心的束缚水饱和度（Swi）、残余油饱和度（ Sor）、残余油饱和度下的水相相对渗透率（Kromax）与空 气渗透率（K）的关系，并进行线性回归，以求取回归系 数，建立回归关系式。
油水相对渗透率曲线在油田开发中的应用.ppt
当a、b、Swi、μw、 μo已知时，可求出不同含水下的驱油效率Ed。当含 水fw为极限含水时，可求得最终驱油效率。
4、计算无因次采油采液指数随含水变化曲线 计算无因此采油指数αo的公式
K K (S ) w ro w ) o(fw KK ro max
在不考虑注水开发过程中的绝对渗透率的变化，K=Kw，则上式变为
7、由相渗曲线推导油藏合理递减率`
产油递减率=含水上升率/（1-原含水率） 不同采油速度下的自然递减=采油速度*产油递减率
压力恢复曲线 原理：物质平衡方程 方 压降＝目前压降-亏空/弹性产率 法 亏空通过产液规模和注采比进行确定
S wi
( Swi)
i 1
n
i
n
Swmax
i
max) (Sw
i 1 i
nLeabharlann nK rw max i1
(Srw max) n
n
K romax i1
(Sro max)
i
n
n
5、将平均标准化相渗曲线上各分点的Sw*、Kro*、Krw*换算成Sw、Kro、Krw。
* Sw Sw (Swmax Swi ) Swi * * Kro (Sw ) Kro (Sw ) Kromax * * Krw (Sw ) Krw (Sw ) Krw max
油水两相相对渗透率的比值常表示为含水 饱和度的函数 2、计算前缘含水饱和度和前缘后 平均含水饱和度（图解法）
相对渗透率曲线的标准化处理方法
0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2
0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2
0.1 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
图1：均值标准化相对渗透率曲线
含水饱和度
图2：常规的平均值相渗曲线
S or
——残余油饱和度
标准化油相相对渗透率：
* K ro
Ko K（ o SW i）
K W ——含水饱ห้องสมุดไป่ตู้度
Ko
SW SW
时的水相渗透率
——含水饱和度
时的油相渗透率
——残余油条件下的水相渗透率 KW （S or） ——束缚水条件下的油相渗透率 K（ o S Wi）
显然，每一块标准化曲线的含水饱和度和相对渗透率的变化范围都是从0→100%。
一、标准化方法的介绍
2、将”标准化”曲线平均之后 ，再换算成常规的相对渗透 率曲线（每块岩心的标准化相渗曲线求平均） 。
将求得的
， KW （S or） SWi ， Sor ， K（ o S Wi）
代入前面的标准化公式，
将标准化平均值曲线再换算成常规的平均值相对渗透率曲线。
1
1 0.9 0.8 0.7
相对渗透率曲线
标准化处理
1、把常规的相对渗透率曲线换算成“标准化”的相对渗透 率曲线 （每块岩心一个标准化相渗曲线）
式中
标准化的计算公式为：
标准化含水饱和度：
SW
——含水饱和度
SWD
* rw
SW SW i 1 SWi Sor
SWi
——束缚水饱和度
标准化水相相对渗透率：
K
KW KW （S or）
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0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2
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0.1 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
图1：均值标准化相对渗透率曲线
含水饱和度Leabharlann 图2：常规的平均值相渗曲线
相对渗透率曲线
标准化处理
1、把常规的相对渗透率曲线换算成“标准化”的相对渗透 率曲线 （每块岩心一个标准化相渗曲线）
式中
标准化的计算公式为：
标准化含水饱和度：
SW
——含水饱和度
SWD
* rw
SW SW i 1 SWi Sor
SWi
——束缚水饱和度
标准化水相相对渗透率：
K
KW KW （S or）
S or
——残余油饱和度
标准化油相相对渗透率：
* K ro
Ko K（ o SW i）
K W ——含水饱和度
Ko
SW SW
时的水相渗透率
——含水饱和度
时的油相渗透率
——残余油条件下的水相渗透率 KW （S or） ——束缚水条件下的油相渗透率 K（ o S Wi）
显然，每一块标准化曲线的含水饱和度和相对渗透率的变化范围都是从0→100%。
一、标准化方法的介绍
2、将”标准化”曲线平均之后 ，再换算成常规的相对渗透 率曲线（每块岩心的标准化相渗曲线求平均） 。
将求得的
， KW （S or） SWi ， Sor ， K（ o S Wi）
代入前面的标准化公式，
将标准化平均值曲线再换算成常规的平均值相对渗透率曲线。
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1 0.9 0.8 0.7