岩石渗透率的影响因素_岩石渗透率测试上端压力

岩石渗透率测定 为什么要加环压

岩石渗透率测定时加压的原因：保证升派巧气体做一维流动，而不会进行多维流动。岩石的绝对渗透率是岩石孔隙中只有一种流体（单相）存在，流体不与岩石起任何物理和化学反应，且流体的流动符合达西直线渗滤定律时，所测得的渗透率。由于气体受压力影响十分明显，当气体沿岩石由（高压力）流向（低压力）时，气体体积要发生膨胀，其体积流量通过各处截面积时都是变数，故达西公式中的体积流量应是通过吵键岩石的平均流量。

渗透率是指在一定压差下羡冲，岩石允许流体通过的能力。 渗透率是表征土或岩石本身传导液体能力的参数，其大小与孔隙度、液体渗透方向上孔隙的几何形状、颗粒大小以及排列方向等因素有关，而与在介质中运动的液体性质无关。

岩石渗透率的实验室测定

岩石渗透率的实验室测定 *** 都是基于达西定律，所以尽管采用各种不同的仪器设备，原理都是一致的。只要测出岩心样品两端的压力差和通过样品的流量，便可以依据所用流体的黏度，利用相应的达西公式计算出渗透率。

测试的样品有常稿姿规小岩心和键铅绝全直径岩心激拍两种。对于非均质储层，采用全直径岩心进行测定，结果更具代表性。测定时，如采用Hassler型岩心夹持器（图1－11），可分别测出同一岩样的水平方向和垂直方向的渗透率。

图1－11 Hassler型岩心夹持器的结构示意图

地层条件下油藏岩石渗流特征研究

王建　孙志刚

摘要　介绍了地层条件下测定油水相对渗透率的流程与 *** 。实验研究了压力、温度和流体性质对油水相对渗透率测定结果的影响。以胜坨油田2-3-J1503井为例，给出了地面条件及地层条件下的典型相渗透率曲线，并对测定结果的差异进行了讨论。

关键词　地层条件　渗流特征　测定 *** 　影响机理

一、引言

室内实验得到的岩石渗透率、油水两相相对渗透率等参数广泛应用于油藏数值模拟、最终采收率和含水量上升率计算中。目前，这类参数都是在地面条件下测定的，存在着地面条件和油藏条件的差异。本次研究的目的就在于探索油藏条件下渗流参数测定 *** ，深入研究兄派其影响机理，提高室内实验成果的整体水平。

二、影响因素研究

1.压力对岩石渗流的影响

目前，对上覆地层压力的影响问题看法不一。Wilson等人的研究表明，在地层温度和上覆压力为34.5MPa时，测得的油水有效渗透率比常温、常压下要低；Merliss等人则认为上覆压力对相对渗透率的影响主要是由于界面张力的变化所引起[1]。

为研究压力对油水相对渗透率的影响，进行了地层压力和常压条件下的油水相对渗透率对比实验。使用两组平行样品，分别在净上覆压力为2MPa（地面条件）和20MPa（地层条件）条件下测定其油水相对渗透率。为得到有代表性的相对渗透率曲线，将同组样品所测定的相对渗透率曲线先进行标准化处理，后求取平均相对渗透率曲线（图1）。

图1　两种条件下的平均相渗曲线图

由图1可见，在地层压力条件下，由于上覆压力的增大，使得相渗曲线中束缚水饱和度增大，油水两相区宽度减小；高压下的水相相对渗透率上升较快，油相相对渗透率下降较快，这是由于上覆压力改变了岩心的孔隙结构，在上覆压力的作用下，岩心的非均质性增强，油水前缘分布更加不均，造成水相的上升和油相的下降都增快的结果。

2.温度对岩石渗流的影响

针对油藏温度与常温条件下油水相对渗透率是否存在差别，进行了两类实验研究。一类使用同一种油水在不同温度下测定油水相对渗透率；另一类是使用不同油水，保证在不同的温度时具有接近的油水粘度比条件下测定油水相对渗透率。所用岩心都是胶结好、均质程度高的平行样。

图2　不同温度和不同油水粘度比条件下的油水相渗曲线图

（1）相同种油水，不同温度和油水粘度比条件下的相渗曲线对比

用自老竖配油－3%KCl水分别在20℃、70℃和90℃条件下进行了油水相对渗透率测定。随着温度的升高，束缚水饱和度增大，残余油饱和度减小（图2）。这是由于温度的升高使得油水粘度比减小，从而改变了样品中油水两相的分布。高油水粘度比时，油更易将水驱出，因此束缚水较低，而水较难将油驱出，因此残余油较高；相反，在低油水粘度比时，就会出现高束缚水饱和度，低残余油饱和度的现象。

（2）不同温度相同油水粘度比的油水相渗曲线对比

选择在18℃、60℃和120℃条件下具有相近油水粘度比的三种自配油/3%KCl，进行油水相对渗透率测定。从测定结果看侍尘大出，不再出现“随着温度的升高，束缚水饱和度增大，残余油饱和度减小”的现象，而是三条相对渗透率曲线基本接近。只是随着温度的升高，油水相对渗透率略有增大（图3）。这是因为在油藏温度下，精制油/盐水的毛管压力要低于常温条件的毛管压力。因此，在进行相对渗透率实验时，更好选用模拟油藏温度。实验条件达不到时，必须模拟油藏油水粘度比。

图3　不同温度、相同油水粘度比条件下的油水相渗曲线

3.流体对岩石渗流的影响

实验室进行岩石渗流研究大多采用精炼油。为了研究不同油品对两相渗流的影响，进行了精制油、脱气原油和含气原油的对比实验。实验结果看出，用三种油品所做的相对渗透率曲线基本接近（图4）。其原因是：①实验是在油藏温度下进行，原油中的胶质、沥青质不会析出阻塞孔道；②实验所用的样品是新鲜天然岩心，且样品清洗未破坏岩心原始润湿性；③三条相渗曲线是在相近的油水粘度比条件下测定完成的。

含气原油/盐水的油水两相相对渗透率要略高于脱气原油/盐水。这是含气原油在饱和压力以上随压力的升高界面张力降低所造成的[2]。

图4　精制油、脱气原油和含气原油的相渗曲线图

精制油/盐水与原油/盐水的相对渗透率曲线之间存在差别，但差别不大。其原因是原油降低了样品的相对润湿指数，使样品的润湿性从水湿趋向弱水湿[3]。

综上所述，研究油藏条件下的岩石渗流问题，应该使用油层压力和油层温度条件下的含气原油，也可以使用相同粘度的脱气原油来代替含气原油。在条件达不到时，使用精制油。

三、地层条件下岩石相对渗透率的测定

对岩石渗流影响因素的分析表明，在研究模拟地层条件下岩石渗流时，必须模拟油藏岩石的净上覆压力；模拟油藏油水粘度比的同时应该同时模拟地层温度并且使用含气原油，也可以使用相同粘度的脱气原油来代替含气原油；试验用水可使用现场地层水、注入水或由实验室根据水分析资料配制而成的盐水。

进行地层条件下油水相对渗透率测定的具体步骤如下。

之一，校对岩样清单，记录油藏压力、油藏温度、油水粘度比以及样品的井段、距顶。

第二，检查所有仪器设备。

第三，按SY/T5336标准，测定岩样的空气渗透率。

第四，测定岩样的孔隙体积和孔隙度：①将样品装入高压夹持器，围压加至地层净上覆压力，抽真空1h-2h；②将夹持器进口连接高精度计量泵，开泵，恒压方式建立一定压力；③待泵压稳定后，将泵出体积项清零，打开夹持器进口阀，待压力再次恒定后，读出泵的泵出体积数，此数即样品孔隙体积。

第五，测定岩样的含油饱和度和束缚水饱和度：①将夹持器的出口端与高压油水分离器连接，调节回压控制旋钮，将高压分离器出口回压加至含气原油泡点压力以上；②泵入盐水，直至回压阀出口流出液体，系统的流压高于泡点压力；③打开油容器出口，将高压油水分离器充满实验所用的油水，使油水界面处于分离器的中下部，关闭分离器下部出口，打开上部出口，待整个系统的压力平衡后，油水分离器清零，进行油驱水；④不断提高注入速度，直到分离器刻度不再增加，记下此点，减去饱和油死体积就是原始油体积，从而可计算出含油饱和度和束缚水饱和度。

第六，测定束缚水饱和度下油相渗透率：由低到高选择3个压力点进行测定，并在其压力、流速稳定后测定油相渗透率，测量值之间的相对偏差小于5%时，取其算术平均值。

第七，进行水驱油的油水相对渗透率测定（非稳态恒速法）：①关闭分离器上部出口，打开下部出口，待系统压力平衡后，将油水分离器清零，记下出口天平刻度；②注水驱油，记录各个时刻的驱替压力、分离器读数和电子天平读数。

四、地面条件下和地层条件下实验结果的对比和讨论

通过实验研究，分别就平行样（天然岩心）在地面条件下和地层条件下的渗流特征进行了对比分析，取得了一定的规律性认识。

1.单相渗流规律

研究 *** 是测定样品在不同净上覆压力下的有效渗透率，将测得的结果按二次多项式拟合，截距设定为地面渗透率。将得到的一系列系数进行数理统计，得到不同岩性的有效渗透率随净上覆压力变化的变化规律。表1为胜坨油田2-3-J1503井10块样品有效渗透率与净上覆压力关系式。

表1　有效渗透率与净上覆压力关系式以及三个系数的统计表

将2-3-J1503井样品作为反映该区块岩石性质的一个整体，将其有效渗透率与净上覆压力关系式中的系数进行数理统计，统计 *** 如图5、6所示。

统计后得到关系式：b=67.6a；Ko=42.88b。其相关系数分别为0.9924和0.9745。

将 a,b代换，有效渗透率与净上覆压力的统计规律如下：

胜利油区勘探开发论文集

式中：Kob——层上覆压力下的样品有效渗透率，10－3μm2；

pc——地层净上覆压力，MPa；

Ko——地面条件下的样品有效渗透率，10-3μm2。

图5　b—a关系图

图6　Ko—b关系图

利用公式（1），根据实际油藏的净覆盖压力以及地面条件下的有效渗透率可预测油藏的地层有效渗透率。而公式（2）反映的是油藏岩石无因次渗透率随净上覆压力的变化规律。

2.两相渗流规律

利用平行样品，分别测定它们在地面条件下和地层条件下的相对渗透率曲线，将每块样品的相对渗透率曲线进行标准化处理，求取平均相对渗透率曲线。以胜坨油田2-3-J1503井样品为例，结果见图7。

由图7可见，两种条件下的相渗曲线在束缚水饱和度、两相区宽度以及曲线形态上都存在一定的差异。为更加清楚地分析认识地层条件与地面条件的区别，绘制其平均分流量曲线（图8）。

由图8可以清楚地看出，地层条件下的束缚水饱和度（Swi）高于地面条件；地层条件下的油水两相的前缘含水饱和度（Swf）低于地面条件；地层条件下的油水两相区平均含水饱和度

低于地面条件，含水量上升变快。这是由于净上覆压力的增大改变了样品的孔隙结构，增加了岩心的微观非均质性，造成束缚水饱和度增大，使得水相渗透率上升变快，油水前缘分布更加不均，也就造成了前缘水饱和度的降低。

图7　地层条件下和地面条件下平均油水相对渗透率对比曲线图

图7中，地面条件下测定的最终水相相对渗透率要低于地层条件下测定的最终水相相对渗透率。其原因是实验条件中，温度的升高降低了毛管力的影响[4]，同时，含气原油改变岩心的润湿性，这两种影响都会造成最终水相渗透率的增高[3]。

图8　 地层条件下和地面条件下水分流量对比曲线图

Swi—束缚水饱和度；Swf—前缘含水饱和度；

—平均含水饱和度

五、结论

净上覆压力是影响岩石渗流规律的主要因素。

对岩石有效渗透率与净上覆压力所做出的统计规律具有一定的推广应用价值。

与地面条件相比，地层条件下的相对渗透率曲线存在着“三高两低”的规律，即束缚水饱和度高，油水两相的前缘含水饱和度低，油水两相区平均含水饱和度低，含水量上升率高以及最终水相相对渗透率高。因此，在进行油水相对渗透率实验时，应该模拟地层条件。

通过对地层条件下油藏岩石渗流特征的分析研究，可以推断，在进行其他的开发试验时同样也存在地层条件下与地面条件下测量结果的差异，也存在如何再现油藏真实条件的问题。这将是开发试验研究需要认真研究解决的重大问题之一。

致谢 在研究过程中，得到院机关有关科室，尤其是计划科的领导提供了支持和帮助，本室的老专家宗习武、李树浓、涂富华等给予了悉心指导在此表示衷心感谢。

主要参考文献

[1]沈平平.油层物理实验技术.北京：石油工业出版社，1995:166.

[2]沈平平.油层物理实验技术.北京：石油工业出版社，1995:96.

[3]KKMohanty,A EMiller.影响混合润湿性储集层岩石非稳态相对渗透率的因素.见：Ccmattax,RMMckinley著.杨普华，倪方天译.岩心分析论文集.北京：石油工业出版社，1998:175～196.

[4]Fred Bratteli,Hans P Normann.油藏条件和润湿性对毛细管压力曲线的影响.见：C C Mattax,R M Mckinley著.杨普华，倪方天译.岩心分析论文集.北京：石油工业出版社，1998:246～257.

岩石绝对渗透率的主要测定条件有哪些

渗透率有压力差时岩石允许液体及气体通过的性质称为岩石的渗透性，渗透率是岩石渗透性的数量表示。它表征了油气通过地层岩石流向井底的能力，单位是平方米(或平方微米)。绝对渗透率绝对或物理渗透率是指当只有任何一相(气体或单一液体)在岩石孔隙中流动而与岩石没有物理�化学作用时所求得的渗透率。通常则以气体渗透率为代表，又简称渗透率.相(有效)渗透率与相对渗透率多相流体共存和流动于地层中时，其中某一相流体在岩石中的通过能力的大小，就称为该相流体的相渗透率或有效渗透率。某一相流体的相对渗透率是指该相流体的有效渗透率与绝对渗透率的比值。地层压力及原始地层压力油、气层本身及其中的油、气、水都承受一定的压力，称为地层压力。地层压力可分三种：原始地层压力，目前地层压力和油、气层静压力。油田未投入开发之前，整个油层处于均衡受压状态，没有流动发生。在油田开发初期，之一口或之一批油井完井，放喷之后，关井测压。此时所测得的压力就是原始地层压力。地层压力系数地层的压力系数等于从地面算起，地层深度每增加10米时压力的增量。低压异常及高压异常一般来说，油层埋藏愈深压力越大，大多数油藏的压力系数在0.7-1.2之间，小于0.7者为低压异常，大于1.2者为高压异常。油井酸化处理酸化的目的是使酸液大体沿油井径向渗入地层，从而在酸液的作用下扩大孔隙空间，溶解空间内的颗粒堵塞物，消除井筒附近使地层渗透率降低的不良影响，达到增产效果。压裂酸化在足以压开地层形成裂缝或张开地层原有裂缝的压力下对地层挤酸的酸处理工艺称为压裂酸化。压裂酸化主要用于堵塞范围较深或者低渗透区的油气井。压裂所谓压裂就是利用水力作用，使油层形成裂缝的一种 *** ，又称油层水力压裂。油层压裂工艺过程是用压裂车，把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层，当把油层压出许多裂缝后，加入支撑剂(如石英砂等)充填进裂缝，提高油层的渗透能力，以增加注水量(注水井)或产油量(油井)。常用的压裂液有水基压裂液、油基压裂液、乳状压裂液、泡沫压裂液及酸基压裂液5种基本类型。高能气体压裂用固体火箭推进剂或液体的**，在井下油层部位引火爆燃(而不是爆炸)，产生大量的高压高温气体，在几个毫秒到几十毫秒之内将油层压开多条辐射状，长达2～5m的裂缝，爆燃冲击波消失后裂缝并不能完全闭合，从而解除油层部分堵塞，提高井底附近地层渗透能力，这种工艺技术就是高能气体压裂。高能气体压裂具有许多优点，主要的有以下几点，不用大型压裂设备；不用大量的压裂液；不用注入支撑剂；施工作业方便快速；对地层伤害小甚至无伤害；成本费用低等。油田开发油田开发是指在认识和掌握油田地质及其变化规律的基础上，在油藏上合理的分布油井和投产顺序，以及通过调整采油井的工作制度和其它技术措施，把地下石油资源采到地面的全过程。油田开发程序油田开发程序是指油田从详探到全面投入开发的工作顺序。1.在见油的构造带上布置探井，迅速控制含油面积。2.在已控制含油面积内，打资料井，了解油层的特征。3.分区分层仿改毕试油，求得油层产能参数。4.开辟生产试验区，进一步掌握油层特性及其变化规律。5.根据岩心、测井和试油、试采等各项资料进行综合研究，作出油层分层对比图、构造图和断层分布图，确定油藏类型。6.油田开发设计。7.根据最可靠、最稳定的油层钻一套基础井网。钻完后不投产，根据井的全部资料，对全部油层的油砂体进行对比研究，然后修改和调整原方案。8.在生产井和注水井投产后，收集实际的产量和压力资料进行研究，修改原来的设计指标，定出具体的各开发时期的歼薯配产、配注方案。由于每个油田的情况不同，开发程序不完全相同。油藏驱动类型油藏驱动类型是指油层开采时驱油主要动力。驱油的动力不同，驱动方式也就不同。油藏的驱动备芹方式可以分为四类：水压驱动、气压驱动、溶解气驱动和重力驱动。实际上，油藏的开采过程中的不同阶段会有不同的驱动能量，也就是同时存在着几种驱动方式。可采储量可采储量是指在现有经济和技术条件下，从油气藏中能采出的那一部分油气量。可采储量随着油气价格上涨及应用先进开采工艺技术而增加。采油速度油田(油藏)年采出量与其地质储量的比例，以百分比表示，称做采油速度。采油强度采油强度是单位油层厚度的日采油量，就是每米油层每日采出多少吨油。采油指数油井日产油量除以井底压力差，所得的商叫采油指数。采油指数等于单位生产压差的油井日产油量，它是表示油井产能大小的重要参数。采收率可采储量占地质储量的百分率，称做采收率。