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2020年4月19日
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油层物理课程设计

潘翠玲

F 054629
国贸07

毛管力曲线的主要应用参数、计算方法、应用
1.毛管压力曲线
非湿相首先进入最大孔道时所相应的最低驱替压力（即毛管压力）称为“阀压”或“门槛压力”，超过此压力非湿相就进入孔隙介质之中。
岩心中湿相饱和度与毛管压力之间存在着某种函数关系。这种函数关系无法用代数表示式来表示，只有经过室内实验用曲线的形式来描述，这种曲线就是毛管压力曲线。
根据分析我们能够看出：
①毛细管压力是由非润湿相表面的曲率所决定的，而界面曲率又与孔隙喉道的大小有关，同时与非湿相（或湿相）的饱和度有关。随着压力的升高，非润湿相饱和度增大，润湿相饱和度降低，即非润湿相界面曲率也增大（曲率半径减小），因此说毛细管压力随湿相饱和度的减小而增大，即毛细管压力是湿相饱和度的函数，一般见曲线表示
②在排驱过程中起控制作用的喉道的大小，而不是孔隙。一旦排驱压力克服了喉道的毛细管压力，非润湿相即可进入孔隙。
③在一定压力下非润湿相能够进入的喉道的大小分布是很分散的，只要等于及大于该压力所对应的喉道均能够进入，至于孔隙，非润湿相能够进入与否，则完全取决于连结它的喉道。
毛管压力是在多孔介质的微细毛管中，跨越两种非混相流体弯曲界面的压力差，其数学表示式为：
2.毛管力曲线的主要应用参数
毛管压力是在多孔介质的微细毛管中，跨越两种非混相流体弯曲界面的压力差，其数学表示式为：

分析:Pc与r成反比, r越小,Pc越大
Pc与б成正比, б越大,Pc越大
Pc与cosθ成正比, θ→0°或θ→180°,Pc越大
气-液系统:

式中：
A——附着张力=σcosθ，达因/cm
r——毛管半径，cm
ρ——液体密度，g/cm3
g——重力加速度，cm/s2
σ——液体的表面张力，达因/cm
θ——接触角
h——液体上升高度，cm
油-水系统:

3.毛管压力曲线的测定
毛管压力曲线的测定实际上就是测出毛管压力和饱和度的关系曲线，一般所用的方法有：半渗隔极法压汞法和离心机法。另外还有蒸气压力法和动力法只是后两种方法用得较少，因此我们只就前三种方法作详细介绍。
A、半渗隔板法
半渗隔板法测毛管压力曲线的原理就是：在驱替过程中，只有当外加压力（即加在毛管孔道两端的压差）（因为我们一般将多孔介质简化为毛管束）等于或超过一定喉道的毛细管力时，非湿相才能经过喉道进入孔隙，把润湿相从其中排出。这时的外加压力就相当于一定喉道的毛细管力。
加压法测毛管压力所用的装置的主要设备就是一个带半渗隔板的玻璃漏斗（也称岩心室），半渗透隔板是其中的主要部体，它是一块多孔玻璃或陶瓷园板，隔板的孔隙略小于岩心孔隙。因而当用润湿液体饱和隔板时，由于毛管压力的阻碍作用，在外加压力超过隔板最大喉道的毛管压力之前，隔板只能经过润湿相，而不能经过非润湿相，故而叫做半渗透隔板。
实验时，它是经过加压的办法来建立岩心两端的驱替压差的，在该压差下非湿相流体（如空气）驱替岩心中湿相饱和降低；基于驱替过程中某一驱替压力和毛管力平衡以及岩心中相应的湿相饱和度（原始含水饱和度减去驱出水的体积百分数），便能够获得毛管力和湿相流体饱和度的关系。
半渗隔板法的优点：无论是气驱水（或油），还是油驱水（或水驱油），都接近模拟油层的驱替状况。测量精确、可靠、仪器简单，操作也方便，同测多块岩样，如Core Lab公司的这种仪器可同时进行64块岩心的测试，饱和度采用称重法。
半渗隔板法的缺点：测试时间太长。每一平衡点需几个甚至几十个小时，一般测定68点，因此测一块岩心往往要花10-40小时，另外，因半渗隔板承压有限（当前国产半渗隔板承压<1atm，国外生产的半渗隔板承压 psi（14atm）），因此用此法测低渗透岩样时往往得不到完整的毛管压力曲线。
B、压汞法
压汞法测定毛管压力曲线的基本原理是：汞与大多数流体相比较都是非润湿相，如果要把水银注进到洗净烘干了的岩心孔隙中，就必须克服孔隙系统的毛管阻力，也就是说要对汞施加一定的压力，显然，注入水银的加压过程就是测量毛管压力的过程。注入水银的每一个压力就代表一个相应的孔隙大小下的毛管压力，在这个压力下进入空隙系统的水银量就代表这个相应大小的孔隙，喉道在系统中连通的孔隙体积。随着压力的提高，记下进入岩样的水银体积和相应的压力，便能够得到水银——空气（水银蒸气）的毛管压力和岩样含汞饱和度的关系曲线。
4.毛管压力曲线的应用
毛管压力曲线的主要应用在于利用其评价储层的孔隙结构和计算平均毛管半径、最大毛管半径以及储层的含水饱和度[ 9 - 16 ] 。王允诚等[ 17 ] 经过对毛管压力曲线形态特征的深入分析, 综合考虑了砂岩储集层段的孔隙度、渗透率、毛管压力曲线形态特征以及平均毛管半径、最大毛管半径、排驱压力等孔隙结构参数来评价储层孔隙结构类型。这也是当前油田普遍采用的孔隙结构评价标准。可是受制于岩芯取芯样品数量的限制, 不能对整个目的层段储层孔隙结构类型进行连续评价。同时,由于受岩芯取芯资料的限制,为了利用有限的岩芯毛管压力资料实现对整个储集层含水饱和度进行评价的目的, 测井分析家往往采用J 函数法或者基于流动单元分析法将毛管压力曲线进行分类, 将相同类型的毛管压力曲线求平均,得到每一类型的平均毛管压力曲线,利用平均毛管压力曲线来求取油藏含水饱和度[ 18 - 20 ] 。而利用本文所提出的模型, 能够在整个井段利用常规孔隙度、渗透率等参数连续获取毛管压力曲线,利用该毛管压力曲线就能够实现在整个井段对孔隙结构进行连续评价以及连续计算储层含水饱和度的目的。图3为国内西部油田某井利用本文提出的模型构造的毛管压力曲线评价储层孔隙结构类型, 计算储层含水饱和度的应用实例。图中第6道和第7道中所示Rm 和Rmax为利用构造的毛管压力曲线计算的平均毛管半径和最大毛管半径, CRm 和CRmax为岩芯分析得到的平均毛管半径和最大毛管半径,从图中的分析结果能够看到, 利用构造的毛管压力曲线计算的平均毛管半径、最大毛管半径与岩芯分析结果均较吻合,印证了本文提出的构造的毛管压力曲线方法的正确性; 第8道中显示利用构造的毛管压力曲线计算的储层含水饱和度Sw 和油田现场提供的测井解释模型计算的储层含水饱和度Sw - log的结果对比,能够看到,利用构造的毛管压力曲线计算的含水饱和度与油田现场计算结果非常吻合; 第9道显示了利用王允诚提出的标准评价该储层段的孔隙结构类型结果, 各种储层孔隙结构分类标准见文献[17 ],根据孔隙结构类型的显示能够评价储层的储集能力。同时,需要注意的是, 本文的毛管压力曲线构造方法是建立在实验室压汞实验分析基础之上的,因此利用本文提出的模型构造的毛管压力曲线是实验室条件下的毛管压力曲线, 为了计算储层含水饱和度,必须事先将其转换成油藏条件下的毛管压力曲线.

文献来源:
SPE 26115
Overview of Key Remaining Issues in Reservoir Fluid Properties and
Phase Behavior for Successful Reservoir Development Applications
P.K. Pande, B.J. Meyer, and B.S. Banthia, Fina Oil & Chemical Co.,
and A.S. Lawai, BP (Exploration) Alaska Inc.
SPE Members
The properties of reservoir fluids are critical for thesuccessful exploitation of petroleum oil and gas reservoirs.Integrated PVT sampling and testing programs are key tosuccessful reservoir development applications. Recentlydeveloped laboratory measurements and advancedcomputational tools have enhanced knowledge of phasebehavior and physical properties of reservoir fluids.However, many aspects of phase behavior remain unresolved.

This poster session highlights the integrative aspects ofPVT programs and provides insights and solutions forunresolved problems. Issues covered include thefollowing:

RESERVOIR FLUIDS SAMPLING COMPLEXITIES

1. Sampling Under Dynamic Reservoir Conditions:Petroleum reservoirs are continually in a dynamic state.Thus, obtaining representative samples during any stage ofdepletion or development presents its own uniquechallenges. Case histories are provided of the pros and
cons of bottomhole vs. surface sampling.

2. Sour Crude Oil System Sampling: Sampling andlaboratory testing of systems which contain hydrogensulfide (H2S) deserve special consideration as absorption ofH2S on the surface of sampling vessels can occur. This isof particular importance in studies of minimum miscibilitypressure (MMP) since H2S is beneficial in lowering MMPfor miscible hydrocarbon gas displacements.

3. Condensate Fluids Sampling: Well conditioning forsampling of condensate fluids are critical in ensuring thatrepresentative fluids are obtained. The difficulty inobtaining representative samples results from liquiddropout of the condensate in the near wellbore region.

4. Compositional Variation Within a Reservoir, OilFingerprinting: Utilization of oil fingerprinting, achromatographic technique, represents a significant stridefor reservoir surveillance and reservoir management offields which contain multiple crude oils. The techniquecan be used as a production allocation tool for reservoirsurveillance and is much more accurate and cost effectiveover conventional production logging techniques.

FLUID PROPERTIES ANDPROBLEM DEFINITION
RESOLUTIONSPHASE BEHAVIORAND POTENTIAL

1. Near Critical Fluids: When oil and gas equilibriumcompositions vary considerably with spatial position andtime, the assumption of solubility of gas in oil beingdependent on pressure alone is not valid. Therefore,reservoir problems requiring compositional treatment canbe grouped into depletion/cycling of volatile oil and gascondensate reservoirs and miscible flooding with MultipleContact Miscibility (MCM) generated in situ. Thedistinction is that depletion/cycling usually involves phasecompositions removed from the critical point, while MCMgenerally requires calculation of phase compositions andproperties converging at the critical point, hence the word"near critical fluids".

2. Presence of Two Liquid Phases for HydrocarbonMiscible EQR Systems: The presence of two liquidphases is a common phenomenon in "low temperature"reservoirs which are candidates for hydrocarbon gasmiscible processes like CO2 flooding. Recent experimentalinvestigations have focused on defining the fluid propertiesof each of the liquid phases.

3. Prediction of Asphaltenes: The prediction ofasphaltenes is critical for hydrocarbon miscible processes.Currently, investigators rely primarily on experimentalinvestigations to determine its presence in a particularcrude oil.

COMPUTATION ISSUES. EQUATION OF STATEDEVEWPMENT

1. Construction of Molecular EQS's: A difficulty inmodelling the MCM process is achievement of consistent,stable convergence of gas- and oil-phase compositions,densities, and viscosities as the critical point isapproached. The use of an equation of state offers theadvantage of a single, consistent source of calculated Kvalues,phase densities and their convergence near thecritical point. Therefore, an equation of state constructedfor the individual molecules ("molecular EOS") is the mostdesirable.

2. Miscibility Pressure Calculations: MMP calculationsare important for developing reservoir developmentstrategies with EOR like miscible hydrocarbon gasprocesses. Recent experience on utilizing correlations andthe differences observed with laboratory investigations areexplained.

3. Validation of Original and Current Fluid Properties: In reservoirs with a long production or developmenthistory, it is critical to "match" original and current fluidproperties when available just as reservoir engineers matchoil or water production and pressures in a history match.Obtaining a "match" on all available PVT data ensures thatfluid properties are properly accounted for in integratedreservoir studies, especially ones utilizing reservoirsimulation.

APPLICATIONS

The concepts presented provide meaningful information to.practicing production and reservoir engineers for reservoirappraisal and fluid sampling in both mature and new
fields. The techniques are integral for the successfulplanning of EOR projects. The technical contributionsinclude:

Integrated PVT Programs and Case Histories: Designdetails of integrated PVT programs with case histories ofimplementing such programs with real problems and
solutions.

Laboratory Quality Assurance: Meaningful assessmentof the quality of laboratory PVT data and design of qualityassurance programs for reservoir engineering studies.

Role of PVT Correlations: Guidelines for selecting andvalidating correlations for reservoir fluid properties.

The concepts described in this poster session will bethought provoking in consideration of fluid properties forreservoir development applications and predicting future
reservoir performance.

ACKNOWLEDGEMENTS

The authors thank the management of Fina Oil andChemical Company and BP (Exploration) Alaska Inc. fortheir support in dissemination of this technology.
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剩下的关键问题,在储层含流体性质
对于成功的储层发育阶段行为的应用
　储集层流体的性质是至关重要的成功开发石油和天然气储层。综合弗雷德里克抽样和检测程序是关键成功的油藏开发应用。最近发展实验测量和先进性计算工具有提高知识的阶段行为和物理性能.然而,许多方面仍相行为未解决。在研究特别重要的最小溶压力(MMP)自H2S是有利于降低MMP对于混合碳氢气位移。3。空调冷凝液取样:对抽样凝析液是关键,以保证具有代表性的液体。在这个困难结果获得代表性样本的液体中辍凝结在近井地带地区。

1． 临界水分:当附近的石油和天然气的平衡成分与空间位置,相差很大时间,假设在石油天然气的溶解度依赖于压力是无效的。因此,储层的问题需要处理能.
2． 　　
3.空调冷凝液取样:对抽样凝析液是关键,以保证具有代表性的液体。在这个困结果获得代表性样本的液体中辍凝结在近井地带地区。

4.作曲的变化,在储石油指纹:利用指纹、油色谱技术,代表了一个重要的时刻对水库监测油藏管理包含多个原油的领域。这项技术能够用来作为一种生产配置工具,为油藏监督和是更精确的和有效的在常规生产测井技术。

这张海会议强调一体化的方面弗雷德里克程序和提供了洞察和解决方案悬而未决的问题。议题涵盖了如下:

储集层流体的采样复杂化

1。抽样的动态油藏条件。储油层持续在动态。因此,在任何阶段的代表性样本或者发展提出自己的损耗的独特之处提出了严峻的挑战。病例的优劣和提供vs.井的表面取样。

3． 酸原油系统抽样:抽样和实验室检测系统所含氢硫化物(硫化氢)值得特别考虑吸收H2S表面上的船只能出现。采样这是流体性质和定义问题,决议阶段的行为潜力,被分成耗竭/骑自行车的挥发性的石油和天然气凝结水水库和混合洪水MCM)的生成与溶(原位。这个区别在于耗竭或骑车一般涉及的阶段远离临界点的成分,而MCM一般需要计算相组成在这个临界点收敛性质,因此这个词“近临界水分”。

4． 存在两种液体的碳氢化合物混合EQR系统:两个液体阶段”是一种普遍现象在低温"油气储气的候选人混合过程洪水。像二氧化碳,最近的实验调查主要集中在界定流体性质每个阶段的液体。

5． 预测:预测沥青沥青混合烃过程是至关重要的。当前,研究人员主要依靠实验 调查来确定其在某个特定的原油。计算问题。状态转移方程DEVEWPMENT

1． EQS施工的难点:分子造型MCM过程方面所取得的成就相一致,稳定的收敛性和oil-phase成分,气体-密度、粘度的临界点走近。用一种状态转移方程提供利用单一的、一致的来源Kvalues计算,密度和收敛性相接近临界点。因此,一种状态转移方程对单个分子(“分子EOS)是最严重的破坏理想的.

2． 计算:MMP溶压力计算最重要的是为发展油藏开发策略与三次采油像混合烃气体过程。最近的经验,运用关联与实验室调查的差异是观察解释.

3． 原来的验证和当前的流体性质。在水库有着悠久的生产、开发　历史上,关键是要“匹配》原件及电流流动正如储层特性时,工程师提供比赛油和水的生产和压力在历史的比赛。“比赛获得“所有可用的弗雷德里克数据保证流体性质是否正确,集成储层研究,特别是那些利用储层仿真。

　　应用
　　提供有意义的概念,提出了信息.practicing生产和水库工程为储层评估和液取样在成熟和新的田地。这个技巧是整体的成功三次采油工程规划。技术的贡献包括:综合弗雷德里克程序和病例:设计详细的计划案史重演的综合弗雷德里克这样的项目实施中存在的问题,并提出与真实解决方案。

　　实验室质量保证:有意义的评价产品的质量和设计的实验室弗雷德里克数据质量保证项目油藏工程研究。

　　作用:选用弗雷德里克相关性确认为储层含流体性质。此文的海报耐人寻味的流体性质应用和预测油藏开发储层性能。“作者感谢管理的国际泳联油和化学公司和BP勘探)有限公司(对阿拉斯加她们支持这项技术的推广。