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油层物理第三章

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油层物理何更生版第三章3-4节课件

油层物理何更生版第三章3-4节课件
32
A1>A2
亲水
A1<A2
亲油
33
8.润湿指数W 和视润湿角
实验方法：将一块岩心一分为二,一块饱和
油后测定空气驱油的毛管力,另一块饱和水后测定 油驱水毛管力。得到两条毛管力曲线,分别求出两 条毛管力曲线的阈压PTog和PTwo，按以下指标判 断岩石的润湿性。
(1)润湿 指数W
cos wo PTwo og W cos og PTog wo
24
2 评 估 岩 石 储 集 性
25
3.
确
定
Swr
4.确定油层Pc（J（sw)函数） J（sw)=Pc(K/)0.5/cosθ 利用J（sw)函数可求出同一类型岩石平均Pc 曲线，还可找出不同类型岩石的物性特征。
26
5.确定自由水面的高度h（确定油水过渡带）油
水过渡带成因（见下图）：
图
3-50 油藏中的油水过渡带分布示意图
（3）测取的参数: Δ V：被驱替水的体积；Δ P：驱替压差（ Δ P=Pc)
17
(4)根据Pci∽Swi数据绘测Pc曲线。
18
19
2.压汞法和离心法 四、岩石毛管力曲线的 基本特征
1.Pc曲线的定性特征 Pc曲线的一般形状：两头 陡，中间缓，故分三段：初始段、 中间平缓段、和末端上翘段。
20
Pcc=б
wo/r wocosθ
Pcs=(2б )/R=(2б
)/r
由此看出：液体静止时，施于管壁的球面Pcs使液膜 变薄，Pcc则使液膜增厚，两种力作用的结果，液膜最后 保持一定的平衡厚度。最后静液珠Pcl（指向管壁）则为：
Pc1=(2б cosθ )/r-б /r = 2б (cosθ -0.5)/r

油层物理1-3第三节油气藏烃类的相态课件

油层物理1-3第三节油气藏烃类的相态课件
v 露点(dew point) . 开始从气相中凝结出第一滴液滴的气液共存态。
v 露点压力(dew point pressure) . 在温度一定的情况下，开始从气相中凝结出第一滴液滴的压力。
v 临界点(critical point) . 在临界状态下，共存的气、液相所有内涵性质相等。
v 内涵性质(intensive property) . 与物质的数量无关的性质，如粘度、密度、压缩性等等。
8
8
一、油藏烃类的相态表示方法
(2)相态的表示方法 v相态——相平衡态(phase equilibrium state)； v相态研究——指体系相平衡状态随组成、温度、压力
等状态变量的改变而发生变化的有关研究。
→直观的相态研究和表示方法：相图。 v相图(phase diagram)：表示相平衡态与 Nhomakorabea系组成、温
12
12
一、油藏烃类的相态表示方法
(3)三角相图 (三元或拟三元相图) (triangular/ternary/ pseudo-ternary)
主要用于研究地层条件下注气混相 驱和非混相驱提高原油采收率。
(gas injection注气)
(miscible flooding混相驱) (immiscible flooding非混相驱)
(正常相变) ； 液相：40→30→20→10→0％。 ➢ E→F降压：单一气相
27
27
三、单、双、多组分体系相态特征
结果：气相体系等温降压穿过反凝析区时，体系中液相含量 ↑
u 等温反凝析(isothermal retrograde condensation) 等温反凝析：在温度不变的条件下，随压力降低而从气相中凝析出液体 的现象。

油层物理

油层物理

R σ = S
或
R = σS
• 对于储油（气）层来说，表面张力可以存 对于储油（ 层来说， 在于以下各个界面上。即油－ ）、油 在于以下各个界面上。即油－水（σ ）、油
gw
）、气 ）、油 岩石（ －气（σ ）、气－水（σ ）、油－岩石（ ）、
ow
og
σ 水σ 岩石（ ）和气σ 岩石（ ）的界面上。 －岩石（ 和气－岩石（ 的界面上。 －
•
在油层情况下，当存在油、 在油层情况下，当存在油、气、水三 相时， 相时，油和水之间的表面张力的变化主要 取决于气体在油中的溶解度。压力越高， 取决于气体在油中的溶解度。压力越高， 气体在石油中的溶解度也就越大， 气体在石油中的溶解度也就越大，致使油 和水的极性差变大， 和水的极性差变大，油－水的表面张力也 随之增大。 随之增大。
结
•
论：
各种石油与水接触时的表面张力值不同， 各种石油与水接触时的表面张力值不同，是因 为它们两者的极性不同。或者更准确地说， 为它们两者的极性不同。或者更准确地说，是因为 各种石油中极性组分的含量不同。 各种石油中极性组分的含量不同。水相对于各种石 油来说，是一种极性最大的流体，因此， 油来说，是一种极性最大的流体，因此，随着石油 极性的减少，它们分界面上的表面张力就变大。 极性的减少，它们分界面上的表面张力就变大。
表3-1-3 在各种温度及压力下，水与气体分界面上的表面张力值 表面张力（达因 厘米 厘米） 表面张力（达因/厘米） 压 力 MPa 0 0.71 1.76 3.52 25℃ ℃ 74.1 71.1 66.5 61.8 65℃ ℃ 67.5 63.2 58.8 55.5 压 力 MPa 7.05 10.50 14.00 19.00 表面张力（达因 厘米 厘米） 表面张力（达因/厘米） 25℃ ℃ 55.9 51.6 47.9 44.1 65℃ ℃ 50.4 46.5 42.3 39.5

石油大学 油层物理课件 第三章(4)相渗及应用

石油大学 油层物理课件 第三章(4)相渗及应用

第四节 饱和多相流体岩石的渗流特征
一、有效渗透率和相对渗透率的概念
2、有效渗透率(effective permeability)
例4: 设有一柱状岩样，L= 3 cm, A=4.9 cm2. 岩心中饱和50%的盐水 （μ w=1mPa·s）和50%的油（μ o=2.99 mPa·s)。当岩心两端压差为 △p=0.1MPa,盐水流量为0.09cm3/s，油的流量为0.05cm3/s，计算盐水 和油的有效渗透率。
三、影响相对渗透率曲线的因素
1、润湿性 一般情况下： 1）当岩石润湿性由亲油向亲 水转化时,油的相对渗透率趋 于升高,水的相对渗透率趋于 降低。 2）当岩石润湿性由亲油向亲 水转化时，油水相对渗透率曲 线右移。
随某相润湿程度的增强，其相对渗透率降低。
第四节 饱和多相流体岩石的渗流特征
三、影响相对渗透率曲线的因素
当岩石孔隙为一种流体100％饱和时测得的渗透 率。 绝对渗透率只是岩石本身的一种属性,与通 过岩石的流体性质无关。
QL 达西公式： k Ap
达西公式三个假设条件？
第四节 饱和多相流体岩石的渗流特征
一、有效渗透率和相对渗透率的概念
1、绝对渗透率(absolute permeability)
例1：已知： 柱状岩心A＝4.9cm2, L＝3cm,△P=0.1MPa (1)100%饱和盐水，Qw=0.497cm3/s (2)100%饱和油，Qo=0.166cm3/s. uo=2.99mPa.s uw=1mPa.s 求该岩样的绝对渗透率。 解：
第四节 饱和多相流体岩石的渗流特征
一、有效渗透率和相对渗透率的概念
2、有效渗透率(effective permeability) 70%盐水，30%油：kw=0.1837, ko=0.0366, ko+kw=0.2203 < k=0.304 50%盐水，50%油：kw=0.0055, ko=0.0915, ko+kw=0.097 < k=0.304 1) 有效渗透率不仅与岩石孔隙结构有关，而且与流 体饱和度大小有关。 2) 流体有效渗透之和总是小于岩石的绝对渗透率。

油层物理 第三章(渗透率)PPT精选文档

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前面介绍的公式是建立在一块岩心实验基础上的， 并且认为这块岩心的孔隙介质由均质介质组成，流体在 内部的渗流向一个方向。
实际上，地下流体的渗流是相当复杂的，下面主要 讨论几种简单渗流方式的达西公式表达式。
16
1. 水平线性稳定渗流
从达西定律一般表达式推导，Z1=Z2（水平），代入一般表达式
Q K P A r K P 1 A P 2 g Z 1 Z 2
13
二、达西公式的推广 （一）达西公式的微分方程
对于实际中不均匀的孔隙介质，加上不均质的流体（即 多相）流体同时渗流时，常作非平面、非稳定的线性渗流。 大量实验证明，达西定律也是适用的。
达西公式的一般表达式为：
Q K P A r K P 1 A P 2 g Z 1 Z 2
L
L
当岩样水平时，流体作水平渗流，Z1-Z2=0，则：
27
气体在致密岩石中低速渗流时会产生滑动效应 ——克林肯博格效应，必须对达西定律进行修正
气体渗透率与平均压力 的关系——实验发现
1）同一岩石、同一种气体， 在不同的平均压力下测得 的气体渗透率不同，低平 均压力下气体渗透率比较 高，高平均压力下气体渗 透率比较低
2）同一岩石，同一平均压力，不同气体测得的渗透率不同
可压缩气体的最大特点是：当压力减小时，气体会发生 膨胀，温度一定时气体的膨胀服从波义尔定律：
p1Q 1p2Q 2pQp0Q 0
Q p0Q0 p
因： p p1p2 2
故Q： p0Q0 2p0Q0 p p1p2
22
只要将流量用平均流量代替即可 水平线性稳定渗流
Q K （ P L A 1 P 2 ） 或 Q 0 K 2 (p p 1 2 0 A L p 2 2 )或 K A 2 ( Q p 1 0 2 p 0 p L 2 2 )

油层物理第三章

油层物理第三章

地层中流体流动的空间是一些弯弯曲 曲、大小不等、彼此曲折相通的复杂小孔 道，这些孔道可看成是变断面、且表面粗 糙的毛细管，而储层岩石则可看成为一个 多维的相互连通的毛细管网络。由于流体 渗流的基本空间是毛管，因此研究油气水 在毛管中出现的特性就显得十分重要。
一、毛管压力概念综述
二、毛管压力曲线的测定 三、毛管压力曲线的基本特征及应用
2 c o s 又 Pc r 则
可得 ： Δρgh =2σCOSθ/ r
2 cos h rg
（5）
在实际油藏中毛管倾斜时，只要其它参数（如σ 、 r、cosθ 、Δ ρ ）相同时，上升的液柱高度将不变化。 当毛管孔道半径变化时，则湿相上升高度会高低不一 致，孔道越小，上升越高。因此可得出：实际油藏中 油水界面不是一个截然分开的平面，而是具有相当高 度的油水过渡带（或油气过渡带）。一般而言，因为 ρ w- ρ o ＜ρ o- ρ g （或ρ w- ρ g ），故油水过渡带 比油气过渡带厚度更大。
•
本章将对储层岩石的界面性质,毛管 压力曲线,水驱油过程的各种阻力效应及 相对渗透率曲线进行研究,这些将是提高 采收率的部分基础,也是油藏工程计算中 的重要资料。
§3.1 油藏岩石的润湿性
一、流体相间的界面特性
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。
1. 自由界面能
2. 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

油层物理3.4-2004


3.7.2 相关经验公式法
利用有代表性的相关经验公式，对每块岩心的相对 渗透率曲线数据进行回归，求出能反映曲线特征的相关 参数，然后对相关参数进行平均，从而得到该油藏有代 表性的相对渗透率曲线。
对于亲水性油藏，油水相对渗透率的经验公式有：
K rw
含水饱和度
S w S wc ( )n 1 S wc S or
3.2.2 计算公式
1 d V t K ro S we f o S we 1 d I V t
w f w S we K rw S we K ro S we o f o S we
2.2 两相相对渗透率曲线的特征 A区：单相油流区 三个区 B区：油水同流区 C区：单相水流区
等渗点：油水相对渗透率曲线的交叉点
2.3 三相相对渗透率
§3.4
2.4 相对渗透率的影响因素
2.4.1 润湿性的影响
§3.4
当岩石润湿性从亲水向亲油转化时，油的相对渗透 率趋于降低，而水的相对渗透率趋于升高。
3.3 根据毛管力曲线计算法 3.3.1 原理
§3.4
岩石孔隙由大小不同的等直径的毛细管组成，当其中饱和单 相流体时，根据毛管渗流定律及达西定律，可计算一定压差下通 过岩样流体的流量及绝对渗透率；当用非湿相驱替湿相时，随外 加压力增加，非湿相优先进入较大的孔隙并在其中流动，而湿相 则占据较小的孔隙并在其中流动，用同样的方法可算出两者的流 量及有效渗透率。从而可计算出不同饱和度下的相对渗透率。
§3.4
Swe Swi Vo t fo Swe V t
I KPt
ouL

KAPt
o LQt
与稳定试验相比法，不稳定试验法测定速度快得 多，一不需要稳定，二不需要单独测定岩心中的流体 饱和度，三无需要考虑消除末端效应的措施；而且设 备简单、操作方便。

油层物理学3


三维相图：P－V－T 相图
二维相图：P-V 相图
P－T 相图
三角相图：C1-C2-6-C7+
1、立体相图
(三维相图)
以P、v、T三个变 量为坐标作图。
利用立体相图， 可以详尽地表示出各 参数间的变化关系。
2、平面相图(二维相图)
在状态方程中，如果某一状态参数保持不变，则其它两 个参数之间的关系可以表示为二维相图（平面相图）。 用二维相图来表示相态变化更直观和容易实现。 石油工程中通常采用P-v相图(压力-比容图)和P-T相图 (压力-温度图) 。
P－T相图
在相图中，J点表示一个纯油藏，在原始压力和温度下，该烃类体系 是单一液相原油。由于油藏压力高于饱和压力，油藏未被天然气所饱和， 故称欠饱和油藏(undersaturated reservoir)。随着油藏原油的采出， 油藏压力下降，而油藏温度基本保持不变，当压力降至I点以下时，会有 气泡从原油中分离出来，在油藏中出现油、气两相。I点的压力即为油藏 泡点压力或饱和压力，它是原油开始脱气的最高压力。油藏饱和压力越 高，则开采过程中出现气泡越早，继续降压，则会有越来越多的气从原 油中分离出来。
L点代表一个有气顶的油藏。由于气、液两相的重力分离作用，原始 状态下气体积聚于油藏构造高部位，形成气顶。 如果烃类系统的原始条件处于临界点的右侧，且在包络线之外（F 点），那么该系统在原始条件下处于气相，F点代表一个气藏，即使在等 温降压的采气过程中，也不穿过两相区而始终保持单一气相。 图中A点所代表的体系为凝析气藏，它的特点是：原始地层压力高于 临界压力，而地层温度介于临界温度与临界凝析温度之间，A点位于等温 反凝析区的上方。
露点压力：是温度一定时、压力升高过程中从汽相中凝 结出第一批液滴时的压力。

油层物理(第三章)


1 G C ( )T RT C
溶质在溶液中 的平衡浓度
恒温下，表面张 力随溶液浓度的 变化率，称溶质 表面活度
G－吉布斯吸附量，为单位面积表面层中溶质的摩尔 数与溶液中任一相当薄层中溶质的摩尔数之差(或过 剩值、多余量)，又称比吸附。
4、吸附规律
( )T 0, G 0 C
u比界面自由能：
单位界面面积上的界面自由能。
比界面自由 能 ，J/m2
U ( )T、p、n A
或：在T、p 及组成一定下，可逆地增加物系单 位表面积需对物系作的非体积功
W / A
1、自由界面能和界面张力
如图，用力F 拉L 边： 薄膜面积新增△A 做功W
新增表面自由能△U
第三章 多相流体的渗流机理
本章内容
第一节 储层岩石中的各种界面现象 第二节 储层岩石的润湿性 第三节 储层岩石的毛管压力曲线 第四节 储层岩石驱油过程中的阻力效应
第五节 储层岩石的有效渗透率和相对渗透率曲线
第一节 储层岩石中的各种界面现象
本节内容
储层流体相间的界面张力 界面吸附现象
第一节 储层岩石中的各种界面现象
2、润湿程度的衡量——接触角，附着功
(1)接触角(润湿角)θ ①概念： 接触角：：气液两相流体与某固相接触时，过气液固三相交点 对液体界面作切线，切线与液固界面的夹角。 规定：确定θ 角时，从密度大的液相一侧算起。
油、水、储层岩石体系
空气、水、玻璃
空气、水银、玻璃
2、润湿程度的衡量——接触角，附着功
体系的状态函数，可求改变量，无法求绝对量。
1、自由界面能和界面张力
u影响因素：
界面面积↑→自由界面能↑ 分子极性差异↑→自由界面能↑(分子间作用力↑) 相及相态(T、p)不同→自由界面能不同 任何引起体系界面状态改变的因素，都会使体系界 面自由能发生变化。

油层物理第三四章


研 究
第一节 油藏岩石的润湿性 和油水分布
1 润湿的概念 2 润湿滞后
3 油水在岩石孔道中的分布
1 润湿的概念
润湿是指液体在分子力作用下在固体表面的流 散现象；或指：当存在两种非混相流体时，其中某 一相流体沿固体表面延展或附着的倾向性。
液体对固体的润湿程度通常用润湿角(也称接触角)
表示。润湿角是指过三相周界点，对液滴界面所作切线与 液固界面所夹的角。
2 不同驱动方式和采收率
式中 EV——体积波及系数或简称波及系数；
第一节 油藏岩石的润湿性和油水分布
驱动方式不同，采收率也不同。
第二，开采技术研究
岩石亲油，毛管力是水驱油的阻力。
第二章 储层岩石的物理性质
目前，世界上广泛采用“EOR”这个术语来概括除天然能量采油和注水、注气采油以外的任何方法，而不管它使用在哪一个采油期，
1 润湿的概念
图3.2.1 油水对岩石表面的接触角
a一水湿，θ<90°；b一中间润湿性，θ=90°；c一油湿，θ>90°
按接触角(也称润湿角)定义，可得：
θ＝0°完全润湿； 也可称为：亲水性极强或强水湿；
θ<90° 润湿好；
亲水性好或水湿；
θ>90° 润湿不好
亲油性好或油湿；
θ=180°完全不润湿； 亲油性极强或强油湿；
也不管它使用何种方式(如驱替方法、单井吞吐等)。
可将其分为三段—初始段、中间平缓段和末端上翘段。
它是在注入水中添加各种化学剂，以改善水的驱油及波及性能，从而提高原油的采收率。
同时考虑波及程度及洗油效率两个因素时，原油采收率ER可为 ：
目前，世界上广泛采用“EOR”这个术语来概括除天然能量采油和注水、注气采油以外的任何方法，而不管它使用在哪一个采油期，
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水 油
水

岩石

岩石
油

岩石
•=90º ，中性润湿。
B. 附着功W：
将单位面积固—液界面在第三相（如气相中） 拉开所做的功。
（4）润湿反转现象
由于表面活性物质自发地吸附在固体表面上， 使固体表面润湿性发生变化，由亲水性变成亲油 性，或由亲油性变成亲水性的现象。简单地说， 就是固体表面的亲水性和亲油性的相互转化。
地层中流体流动的空间是一些弯弯曲 曲、大小不等、彼此曲折相通的复杂小孔 道，这些孔道可看成是变断面、且表面粗 糙的毛细管，而储层岩石则可看成为一个 多维的相互连通的毛细管网络。由于流体 渗流的基本空间是毛管，因此研究油气水 在毛管中出现的特性就显得十分重要。
一、毛管压力概念综述
二、毛管压力曲线的测定 三、毛管压力曲线的基本特征及应用
虽然比界面能在表示为能量和力时具有相同的数 值，但比界面能和界面张力是两个不同的概念，数值 相等，因次不同，它们从不同的角度反映了不同现象。
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ 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
2 cos( ) P c r
(5)
式中 r 是渐变的， θ、β是定值，所以最小的毛管压 力出现在毛管的粗端；最大的毛管力出现在细端。当进 行驱替时，只要压力大于毛管最细端的最大毛管压力， 就可以把毛管中其余部分的润湿相驱替出来。
（4）两相流体处于平行裂缝间的情况
近年来，白云岩和石灰岩的孔隙喉 道主要是片状，油水或油气处于平行裂 缝间。在这种情况下，两相流体间的弯 液面（即界面）呈半圆柱形。由正截面 所得曲率半径为R1，R1=w/2cosθ，另外 一正交面截两相界面为直线，曲率半径 R2=∞，代入（1）式，则：
2 c o s 又 Pc r 则
可得 ： Δρgh =2σCOSθ/ r
2 cos h rg
（5）
在实际油藏中毛管倾斜时，只要其它参数（如σ 、 r、cosθ 、Δ ρ ）相同时，上升的液柱高度将不变化。 当毛管孔道半径变化时，则湿相上升高度会高低不一 致，孔道越小，上升越高。因此可得出：实际油藏中 油水界面不是一个截然分开的平面，而是具有相当高 度的油水过渡带（或油气过渡带）。一般而言，因为 ρ w- ρ o ＜ρ o- ρ g （或ρ w- ρ g ），故油水过渡带 比油气过渡带厚度更大。
②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比吸附（G）： 定义：界面层单位面积上比相内多余 的吸 附量，叫比吸附。记为G。 吉布斯比吸附定律： 1
G
讨论：
C RT C T
/c<0， G>0, 称正吸附，C ↑，↓，溶质为活 性物质。 /c>0， G<0, 称负吸附，C ↑，↑ ，溶质为非 活性物质，无机盐NaCI等
水 油
（1）毛管中弯曲界面为球面时
Pc
R r
当任意曲面为球形时，R1=R2=R，
θ θ
因而，（1）式可写为Pc=2σ/ R
（2）
从图中可以看到：cosθ= r / R，
则 1/R= cosθ/ r ，代入（2）式，得：
该式表明：
2 cos Pc (3) r Pc指向弯液面得内侧，即指向非湿相一方。
水 — OB — WB — WA —OA
油相中，Pob=Poa-ρogh
水相中，Pwb=Pwa-ρwgh
（1）
（2）
又，
Poa = Pwa
（3）
Pob
h
Poa
θ Pwb
Pwa
油
因为连通管中同一水平高 度上的压力相等，并且认为烧 杯容器足够大，OA点所处油水 界面为水平的，即毛管力为零。
— WA —OA
2 cos Pc w (6)
R1 θ W
从式中可以看出，裂缝宽度越小，则毛管力越大。
2.毛管中液体的上升或下降
如果将一根毛细管插入润湿相液体中，则管内气 液界面为凹形，液体受到一个附加向上的力，使湿相 液面上升一定高度；反之，如果把毛细管插入到非润 湿相中，则管内液面呈凸形，液体受到一个向下的压 力，使非润湿相液面下降一定高度。这种在毛管中产 生的液面上升或下降的曲面附加压力，称为毛细管压 力，简称毛管力。
Pc h 气 气 h θ 水银 水 Pc
θ
若在一个装有油水两相的容器中插入毛细管，则 湿相的水会沿毛管上升，上升高度为h。 设油水界面张力为σ ，润湿接触角为θ ，油、水 的密度分别为ρ o、ρ w； 且设毛管中，紧靠油水界面 附近，油相中OB点的压力为Pob， 水相中WB点的压力为Pwb；在大容 Pob 器中，紧靠油水界面附近，油相 θ h 油 Pwb Poa 中OA点和水相中WA点的压力分别 Pwa 为Poa和Pwa，则有：
（3）润湿程度的衡量
A.润湿接触角(润湿角、接触角):过气、 液、固三相周界，对液滴表面所做切线 与固相界面所夹的角。并规定从密度 （极性）大的流体一侧算起。
空气 水 水银 空气
•<90º 润湿，亲水 ， 或憎油，水湿； •>90º ，不润湿，憎 水或亲油，油湿；

玻璃表面 油 水

玻璃表面
一、毛管压力概念综述
1.各种曲面附加压力的计算
在一个大的容器中，静止液体的表面是一个平面。 但在毛管中，由于液体和固体间的润湿，液体会沿固 体表面沿展，使液-气间的界面是一个弯曲表面。对 于凸面，表面张力将有一个指向液体内部的合力，凸 面好象绷紧在液体上一样，液体内部的压力大于外部 压力，使它受到一个附加压力。凹面正好相反，好象 要被拉出液体表面，因而液体内部的压力小于外部压 力，也受到一个附加压力。（实际为“压强”。）
注意：
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：
例如：
空气
og
O
og wo wg 0
(3) 界面张力的特点： 油
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。
wg 水
wo
3. 影响界面张力的因素
/c=0， G=0, 吸附作用不存在, 不变 。
二、储层岩石的润湿性
在注水的情况下，岩石孔隙内有油水两相共存， 究竟是水附着到岩石表面把油揭起，还是水只能把 孔隙中部的油挤出，这要由岩石的润湿性决定。 润湿性是研究外来工作液注入油层的基础。是 岩石—流体间相互作用的重要特性。了解岩石的润 湿性是对储层最基本的认识之一，特别是油田注水 时，研究润湿性对判断注入水是否能很好地润湿岩 石表面，分析水洗油能力，选择提高采收率方法以 及进行油藏动态模拟实验等方面都具有十分重要意 义。
R
2
这是研究毛管现象的一个最基本的公式。
这种曲面附加压力在大的容器中是可以忽略的，只有在 细小的毛管中才值得重视。人们常将它称为毛管压力。
就油藏岩石而言，单根毛管中的弯液面常常是 两种形式，如图，一种毛管中的油水接触面为球形； 另一种是当管壁上有水膜，管中心部分为油充满时 所形成的柱形界面。
柱面
球面
同时所产生的滞后现象。即油驱水，还是水驱油 的过程时所产生的滞后。
（2）动润湿滞后
定义：是指当水驱油或油驱水时，当三相周界沿
固体表面移动时，因移动迟缓而使润湿接触角发 生变化的现象。参见P152 图3-13。
三、润湿性对油水分布的影响
1.静态分布的影响
2.动态分布的影响 （1）驱替 非湿相驱替湿相流体的过程。 （2）吸吮 湿相流体驱替非湿相流体的过程
2. 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。
σ
Pc
对于任意一个简单的弯曲液面， 如图，该液面的压强方向与液面的凹 向一致，其大小由拉普拉斯方程确定：
1 1 Pc ( ) R1 R2
Pc--曲面的附加压力； σ --两相间的界面张力； R1、R2--分别为任意曲面的两个主曲率半径 （即相互垂直的两相交切面内的曲率半径）。
(1 )
R1
1 1 Pc ( ) r r
(4)
毛管力Pc指向管心，其作用是使毛管中的水膜增厚。
（3）毛管断面渐变时（锥面上的）
R1
β θ
r
β θ
r
R2
对于毛管半径渐变的锥形 毛细管，粗端的曲率半径 R1= r/ cos（θ+β）；细端的 曲率半径R2= r/ cos（θ-β）；
所以锥形毛管的毛管力为：
3. 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> ，； 油驱水；后退角2< , 。 1 - 2越大，滞后越严重。
油
水 A 1
B 2
固
润湿滞后的前进角和后退角
（1）静润湿滞后
定义：是指油、水与固体表面接触的先后次序不
2 cos h rg
毛管压力：毛管中弯液面两侧非湿相
与湿相的压力差，称为毛管压力。方向 朝向凹向，大小等于毛管中上升液柱的 压强。
二、岩石毛管压力曲线的测定与换算
（5）混合润湿（非均匀润湿）：在同一砂岩
孔道内,油湿表面和水湿表面共存。
（6）斑状润湿：在同一颗粒表面，由于矿物组成