油层物理——10. 孔隙介质中多相渗流特性与相对渗透率曲线

多孔介质中多相渗流特性与相对渗透率曲线

多孔介质中多相渗流是油气藏开发的核心渗流形态 —— 油气水多相流体在孔隙通道中共同流动时，相间存在毛细管力、粘性干扰与界面阻力，各相的流动能力不再遵循单相渗流的达西定律。相对渗透率曲线是定量描述多相渗流规律的核心工具，是油藏数值模拟、产能预测、水驱开发评价与提高采收率设计的基础参数。

一、多相渗流的基本特性

与单相渗流相比，多相共存条件下的渗流过程存在以下本质差异：

1. 流动通道分割：各相流体占据孔隙空间的不同部分，每一相仅能通过自身占据的孔隙网络流动，有效流动截面积远小于总孔隙截面积。
2. 相间相互干扰：两相间存在界面张力与毛细管力，流动过程中会产生额外的界面阻力与粘性摩擦，导致各相的流动能力均低于单相单独流动时的水平。
3. 流动能力由饱和度主导：某相流体的渗流能力随其饱和度升高而增强；只有当饱和度高于临界流动饱和度（束缚水饱和度、残余油饱和度）时，该相才能形成连续流动通道，参与宏观渗流。
4. 相渗透率之和小于绝对渗透率：多相共存时，各相的有效渗透率之和始终小于岩石的绝对渗透率，反映了相间干扰对整体流动能力的削弱作用。

二、相渗透率与相对渗透率的定义

1. 有效渗透率（相渗透率）

当多孔介质中存在多相流体时，在一定压差下，某一相流体单独通过岩石的渗透率，称为该相的有效渗透率，也叫相渗透率，常用符号Ko​（油相）、Kw​（水相）、Kg​（气相）表示，单位与绝对渗透率一致（mD 或 μm²）。

有效渗透率不仅取决于岩石孔隙结构，还与该相的饱和度、流体分布及润湿性直接相关，数值恒小于岩石的绝对渗透率K。

2. 相对渗透率

某一相流体的有效渗透率与岩石绝对渗透率的比值，称为该相的相对渗透率，为无量纲参数，取值范围 0~1： Kro​=KKo​​,Krw​=KKw​​,Krg​=KKg​​

相对渗透率消除了岩石绝对渗透率的影响，可直接对比不同储层的多相流动能力，其本质是反映特定饱和度下，某相流体有效流动通道的发育程度。

3. 三者的核心区别

• 绝对渗透率：岩石固有属性，仅由孔隙结构决定，与流体无关；
• 有效渗透率：岩石 + 流体共同决定，随饱和度变化，量纲与渗透率一致；
• 相对渗透率：有效渗透率的无量纲化形式，便于跨储层对比与工程计算。

三、相对渗透率曲线的形态与特征

以最常见的油水两相体系为例，以含水饱和度Sw​为横坐标，油相、水相相对渗透率Kro​、Krw​为纵坐标，绘制得到的曲线即为油水相对渗透率曲线。

1. 关键特征点

• 束缚水饱和度Swi​：水相无法流动的最低含水饱和度，此时水相相对渗透率Krw​=0，油相占据绝大多数流动通道，油相相对渗透率达到最大值Kro,max​（仍小于 1）。
• 残余油饱和度Sor​：油相无法流动的最高含水饱和度，此时油相相对渗透率Kro​=0，水相相对渗透率达到最大值Krw,max​（仍小于 1）。
• 等渗点（交点）：油相与水相相对渗透率相等的点，对应特定的含水饱和度，其位置是判断岩石润湿性的核心标志。

2. 曲线的三个流动分区

1. 油相单相流区：Sw​≤Swi​，水以束缚水形式附着在颗粒表面与微孔隙中，不参与流动，仅油相连续流动，油相相对渗透率接近但小于 1。
2. 两相共流区：Swi​<Sw​<1−Sor​，油水两相均形成连续流动通道，二者相对渗透率均大于 0；随含水饱和度升高，油相相对渗透率持续下降，水相相对渗透率持续上升。
3. 水相单相流区：Sw​≥1−Sor​，油以残余油形式滞留在孔隙中，不再流动，仅水相连续流动，水相相对渗透率达到最大值。

3. 核心规律

两相相对渗透率之和恒小于 1，即 Kro​+Krw​<1。成因包括三方面：

• 孔隙空间被两相分割，各相有效流动截面积均小于总孔隙截面积；
• 两相间的界面张力与粘性摩擦产生额外流动阻力；
• 毛细管力改变流体分布，进一步压缩有效流动通道。

四、相对渗透率曲线的主要影响因素

1. 岩石润湿性（最核心因素）

润湿性决定了流体在孔隙中的分布状态，是影响曲线形态的首要因素，典型差异如下表：

表格

2. 孔隙结构与储层非均质性

• 孔喉分选好、尺寸均匀的储层：两相共流区间宽，曲线平缓，端点相对渗透率值高，相间干扰弱；
• 孔喉分选差、大小悬殊的储层：两相共流区间窄，曲线陡峭，端点值低，小孔隙易被润湿相占据，大孔隙被非润湿相占据，相间干扰强；
• 致密储层、裂缝型储层的相对渗透率曲线形态与常规砂岩差异显著，裂缝发育会大幅提升某一相的渗流能力。

3. 流体界面张力与粘度

• 界面张力降低会减弱毛细管力，改善流体分布，使两相相对渗透率均有所提升，残余油饱和度降低（化学驱提高采收率的核心机理之一）；
• 流体粘度比会影响驱替过程中的饱和度分布，但稳态条件下的相对渗透率本身与粘度无直接关系。

4. 温度与压力

• 高温下界面张力降低，润湿性发生改变，束缚水与残余油饱和度通常下降，两相相对渗透率整体上移；
• 高压条件下气相性质接近液相，油气相对渗透率的变化规律更复杂，需结合高压 PVT 参数测定。

五、相对渗透率的测定与拟合方法

1. 稳态法

实验室经典测定方法：以固定比例向岩心注入两相流体，待岩心进出口流量、压力完全稳定，岩心内饱和度均匀分布后，根据达西定律计算该饱和度下的两相有效渗透率；改变注入比例重复测试，得到整条曲线。

• 优点：测试精度高，结果可靠；
• 缺点：测试周期长（单个样品需数天），成本高。

2. 非稳态法（JBN 法）

工业上最常用的快速测定方法：以恒定速度或压力向饱和油的岩心注入水，连续记录出口端的产液量、压力变化，基于 Buckley-Leverett 驱替理论反算不同饱和度下的相对渗透率。

• 优点：测试速度快，接近实际油藏水驱过程；
• 缺点：假设条件较多，精度略低于稳态法。

3. 经验模型拟合

工程上常通过经验公式对实测曲线进行拟合，用于数值模拟与理论计算，最经典的是Corey 模型： Krw​=Krw,max​⋅(1−Swi​−Sor​Sw​−Swi​​)nw​ Kro​=Kro,max​⋅(1−Swi​−Sor​1−Sw​−Sor​​)no​ 其中no​、nw​为 Corey 指数，反映曲线的弯曲程度，指数越大，曲线越陡。

六、工程应用意义

1. 油藏数值模拟核心输入：相对渗透率曲线是数值模拟软件的必选参数，直接决定含水上升规律、产能变化与最终采收率的预测精度。
2. 水驱开发动态评价：通过相对渗透率可计算不同含水阶段的产油、产水能力，分析水驱见效程度与水淹规律，指导开发调整。
3. 提高采收率方案设计：化学驱、气驱等技术的核心目标就是改变储层润湿性、降低界面张力，优化相对渗透率曲线，降低残余油饱和度。
4. 储层润湿性反演：通过等渗点位置、端点饱和度等特征，可反演储层的润湿性类型，为驱油机理分析提供依据。
5. 产能与流入动态计算：结合达西定律与相对渗透率，可计算不同含水、含气阶段的油井产能，指导油井工作制度优化。