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1、 本节重点： 1、界面张力的基本概念； 2、界面张力界面张力的影响因素。 本节难点： 1、界面张力及影响因素； 2、吸附现象。 第一节 油藏岩石的润湿性 第一节 油藏岩石的润湿性 界面层分子力场不 平衡性，使得界面层分 子储存的多余能量，称 为自由界面能。 一、流体相间的界面特性 1.自由界面能 界面是指非混溶两相物体之间的接触面 。当其中一相为气体时，则把界面称为表面 。 A B 2.比界面能和界面张力 (3)界面张力：当以达因/厘米表示比界 面能时，则称为界面张力。即单位界面 长度上所受到的力。 （1）比界面能（）：单位面积上具有的 自由界面能。衡量自由界面能的大小。 （2）单位：牛顿米/
2、米2 1达因厘米/厘米2=1尔格/厘米2。 注意： 两相界面的表面张力只是自由表面能的一种表示 方法，两相界面上并不存在着什么“张力”，只有三相 周界上，表面能才表现出表面张力的作用。 不规则的丝环在表面张力的作用下形成圆环 油 水 空气 og wo wg 在三相周界O点处，同时作用着三种界面张 力，当油、气、水三相组成系统达到平衡时： O 例如： 界面张力的特点： a.大小等于比界面能； b.过三相交点，分别作用 于每两相界面的切线上； c.指向界面缩小方向。 表面活性物质：被吸附在两相界面上， 并能大大降低界面张力的物质。 3. 影响界面张力的因素 吸附：溶解在具有两相界面系统中的物质 ，
3、自发地聚集到两相界面上，并降低界面层 的界面张力的现象。 (2)吸附的影响 (1)温度的影响：温度升高，张力降低 /c0, 称正吸附，C ，溶质为活性 物质。 /c0， G90 润湿不好 油湿 =180 完全不润湿 强油湿 W O （3）接触角（润湿角） 从固体表面出发，经过极性 大的流体到达三相周界点切 线所经历的夹角。 L S Ls 1cm2 L S G gL gs （4）附着功（粘附功）W 定义：将单位面积固液界面在第三相中拉开所做的功。 2、润湿的实质 Young-Kugpt Water oil wo wr or 3. 储层润湿性的影响因素 由于岩石大都是在有水的环境下沉积成岩的， 所
4、以在研究岩石润湿性的初期认为油藏岩石是亲水 的。由于油藏形成之后，原油长时间与岩石接触， 原油中活性物质在岩石表面产生吸附，从而可以使 岩石表面的润湿性向亲油方向转化。 3. 储层润湿性的影响因素 （1）岩石的矿物组成 亲水矿物：粘土石英灰岩白云岩长石； 亲油矿物：滑石、石墨、烃类有机固体等。 （2）油藏流体组成 非极性烃类物质：碳数C ， ； 极性物质：沥清质， ，成为油湿。 （3）表面活性物质 （4）矿物表面粗糙度 在固体表面的磨痕及小沟槽处，润湿性增大。 4. 润湿滞后现象 定义：三相润湿周界沿固体表面移动迟缓而产生润 湿接触角改变的现象。分为静润湿滞后和动润湿滞后 。 水驱油:前进角1
5、， 油驱水:后退角2A2: 亲水 A1=A2: 中性 A11，水的流动能力大于油的流动能力； M20% ；而亲油岩石相对渗透率曲线上的束缚水饱和度 SWC w , fw越大； （3）随油藏含水饱和度增加， fw增大； （4）将（3）对sw求导，则可发现，油井产水率上 升速度呈现两头慢中间快趋势。即油井产水率低和 高时，含水率上升的速度慢。（P197T3-71） 例 题： 某油层的油水相对渗 透率曲线如图所示，油层 渗透率为0.25m2，地层油 粘度为2mPa.s，体积系数 为1.2，地层水粘度为 1mPa.s，体积系数为1.0。 若采用人工注水开采。求 ： （1）油层含水饱和度为 50%时的油
6、水流度比； （2）油层含水饱和度为 50%时的油井产水率； （2）预测该油层的最终 水驱采收率。 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0 Kro , Krw 0 20 40 60 80 100 Sw(%) Kro Krw 解： Sw=50%时：Kro=0.5 Krw=0.2 3.确定油藏中流体饱和度的分布 a.自由水面 毛管压力为零的水面（Sw=100%） b.产水水面 油相相对渗透率为零的水面（Sw=1-Sor）。 低于该水面的地层中，油不参与渗流，只有水在 流动，油井只产水。 （1）由相对渗透率曲线上查出 Krw0 Sw Swc ， 开始产水 Kro=0 Sw 1- Sor ，完全产水
7、； （2）由Pc曲线查得 Swc Pc1 ； 1-Sor Pc2 (3) 再由h=100Pc / 计算自由水面以上的高度 Pc1 h1 (开始产水) Pc2 h2（完全产水） h1 - h2即为油水过渡带厚度； 设自由水面海拔-h0 ，那么-h0+ h2即为产水水面的位 置。 （采油上的油水接触面位置） 20 80 100 Sw % A B C 产纯油 油水同产 产纯水 100%含水 油水混合带 液柱高度，m 相对渗透率 Kro Krw Swi Sor 3.5 油水相对渗透率曲线的确定 当油水两相在岩石中流动，并达到稳定状态，对油水 两相分别测得油、水流量、压差，由达西公式确定油、水 相渗透率
8、；测得一系列不同油水注入比下的油、水流量及 压差，则得不同含水饱和度下的油水相对渗透率。 包括实验方法和计算方法 一、相对渗透率曲线的测量 1、稳定法 （1）原理 a. 物质平衡法； b. 称重法； c.电阻率法； d.微波法等。 （3）流程与步骤 （4）消除末端效应 定义：两相或多相流体在多孔介质中流动时，在 岩样未端由于毛管孔道的突然间断，所引起的湿 相流体饱和度富积的现象。 （2） 关键是确定Sw 消除方法：三段岩心法或加大驱替压差。 （5）优点：测量结果准确。 缺点：时间长。不常用。 该方法是基于贝克莱列维尔特原理。 缺点：油水相对渗透率的计算公式十分复杂， 且不统一，准确性差； 优点
9、：速度快。 2、不稳定法 1.理解基本概念（会应用） 润湿、驱替、吸吮、毛管压力、相对渗透率、流度、流度 比、末端效应 2.各种界面毛管压力公式 3.毛管压力曲线特征及应用 4.毛管孔道中的各种阻力效应，记住公式 5.相对渗透率曲线及其影响因素 6.相对渗透率曲线的应用 7.何为退汞效率？它有什么用途？ 若用粘度为3 mPa.s的油100%饱和岩心，在同样 压差下流动，油的流量为0.167cm3/s，则该岩样的绝 对渗透率为： 123 设有一岩样长3cm，截面积为2cm2，其中用粘度 为1mPa.s盐水100%饱和，在压差为0.2MPa下的流量 为0.5cm3/s，则该岩样的绝对渗透率为： 若其中饱和70%的盐水和30%的油，而且在渗流 过程中饱和度不变。如果压差同前，则盐水的流量为 0.3cm3/s，油的流量为0.02cm3/s ，则该岩样的有效渗 透率为： 123