影响相对渗透率曲线的因素[转]

煤层气

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。
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。
润湿性的影响
从强亲油到强亲水，油相相对渗透率逐渐增大，水相相对渗透率逐渐减小，相对渗透率交点右移。
润湿性的影响与油水在岩石孔隙中的分布有关。
亲水：水在小孔隙或岩石表面或边角；
亲油：水呈水滴或在孔道中间用相对渗透率曲线可以判断润湿性
经验法则 （1） 水湿 油湿
束缚水饱和度 >20-25 <10%
交点饱和度 >50% <50%
Kw(Sor) <30% >50%
（2）如果气－油相对渗透率曲线中的油相相对渗透率与水－油相对渗透率曲线中的水相相对渗透率相近，则岩样是水湿的；注意：此方法只能用于强润湿行为的定性判断，对于中间润湿性或混合润湿性，则无规律可循。
流体粘度比的影响当粘度比相差不大时，基本没有影响。
流体粘度比的影响
当非湿相粘度很大时，非湿相的Knw随非湿相/湿相粘度比增加而增加，并且可以超过100%；而湿相Kw与粘度比无关。粘度比的影响随孔隙半径增大而减小，当K>1达西时，其影响忽略不计。这可用水膜理论来解释——润湿膜起润滑作用。
流体形态的影响
有表面活性剂存在时，油水相态有三种：油为分散相，油为分散介质，乳化状态。油水在孔隙介质中共同渗流，分散介质的渗流能力会大于分散相。
饱和历程的影响——滞后现象
其滞后现象是由毛管压力滞后引起的。非湿相的相渗受饱和顺序的影响要远大于对湿相的影响；湿相的驱替和吸入过程的相渗曲线比较接近。
温度的影响
温度升高，Swi增高，在相同Sw下，Kro提高，Krw略有降低，岩石变得更加水湿。机理是：温度升高，分子热运动增大，使原油粘度降低，表面吸附层变薄，流动孔道增大，流动阻力降低，而使Kro有所提高。当然，岩石热膨胀会使孔隙结构发生变化，而带来影响。驱替速度和界面张力的影响随π (σ/μv)值减小，两相相对渗透率都增大，两相共同流动范围变宽。显然，这与非连续相的流动有关。应当注意；使非连续相流动π值必须呈数量级变化，只有使σ<0.01mN/m才有可能。
岩石非均质（层理）的影响,
在各向异性的Berea砂岩上发现，平行层理流动的相对渗透率值高于垂直于层理流动的相应值。同时沙粒大小、分布颗粒形状以及方向性，孔隙大小分布，几何形态，岩石比面以及后生作用等都会影响相渗曲线。
上覆岩压的影响
上覆岩压小于3000psi时对相对渗透率没甚麽影响。当达到5000psi时就可以看到影响。主要是由孔隙结构的变化引起的。具体多大上覆岩压发生影响，与岩石性质有关。在高压地层应模拟上覆岩压测定相对渗透率曲线。

傲雪双坤

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chutianshu

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