低渗储层油水两相渗流时存在启动压力梯度，充分认清水驱油时启动压力梯度的变化和影响因素对油藏水驱开发至关重要。为了搞清油藏储层油水两相渗流启动压力梯度特点及其影响因素，对不同渗透率、不同含水饱和度、不同润湿性岩心水驱油两相渗流的启动压力梯度进行了室内实验测定，根据实验现象和实验结果，分析了产生启动压力的岩心孔隙内部的阻力效应和微观成因。

研究结果表明:气体渗透率小于50×10-3μm2的低渗岩心随含水饱和度增加，启动压力梯度增大;气体渗透率大于50×10-3μm2的中高渗岩心启动压力梯度随含水饱和度变化不大，总体呈下降趋势，且数值较小;对于低渗油藏，启动压力梯度随岩心渗透率降低而增大，随岩心润湿指数增加而减小;岩心边界层液体厚度越大，启动压力梯度越大。产生启动压力的附加阻力效应有油滴毛管力产生的摩擦阻力、静润湿滞后导致油珠变形产生的阻力及液阻效应产生的阻力，其大小和岩石孔喉半径、润湿指数、微观孔隙的油水分布状态、边界层厚度及固液界面张力有关。

亲水、亲油岩石附加阻力Pw和Po是和油水两相界面张力σ、孔喉半径r、润湿接触角θ、液膜摩擦阻力系数f有关的函数，是在液滴静止时存在的阻力，要使液滴移动，驱替压差ΔP必须大于附加阻力，这也是启动压力梯度形成的主要原因。

油水两相的相互作用对启动压力梯度形成的原因分析

油水两相相互作用的主要表现是油水在孔隙内的微观分布和存在油水界面张力。

由2.1节实验结论可知，低渗岩心含水饱和度越高，启动压力梯度越大，主要原因是油水在孔隙内的微观分布。含水饱和度越高，孔隙中游离的油滴越多，则会产生越多的附加阻力PⅠ、PⅡ、PⅢ，油滴流动需要更大的压差，所以启动压力梯度增大。

由于油水分子结构的不同，在油水两相接触时存在油水界面张力;在流体和油藏岩石接触时存在固液界面张力。在常规实验测量中，可以测出油水界面张力和气液表面张力，并且测量的数值会应用到油藏孔隙的各种界面张力计算中。其实实验室测得的油水界面张力和表面张力与真实油藏孔隙中的存在很大的差距。

油藏储层尤其低渗储层孔隙吼道半径细小，固液分子力作用强烈，固液界面张力不是一个定值。

阎庆来等[23]通过毛细管模型和单分子层作用模型，推导出了固液界面分子力与渗透率和孔隙半径的近似关系式为

Eslm∝K-12∝1R(13)

式(13)中:Eslm为固液界面分子力;K为渗透率;R为孔隙半径。

式(13)表明，固液界面分子力与渗透率的平方根和孔隙半径都成反比，渗透率越小，孔隙半径越小，固液界面分子力越大，固液界面张力也就越大。

把杨氏方程应用到油、水、岩石三相表面，可以得到油、水、岩石三相的界面张力关系式为

σos=σws+σow cosθ(14)

σow=σos-σws

cosθ(15)

式中:σos为油固界面张力;σws为水固界面张力;σow为油水界面张力。

假如渗透率K减小n倍，变为kn，由式(13)可知，固液界面分子力变为nEslm，那么油固界面张力和水固界面张力变为nσos和nσws，则由

式(15)可知，油水界面张力变为nσow，增加n倍。由此看来，油水界面张力并不是一个定值，在微小孔隙内随着渗透率的减小而增加。所以对于孔喉狭小的低渗储层来说，启动压力梯度比较大的原因除了渗透率低、孔喉半径比较小之外，油水界面张力增加也是很重要的一个因素。

结论

通过对3种阻力效应影响因素的分析，得到岩石孔隙半径狭小、岩石对油水的不同润湿性、含水饱和度变化引起油水的微观分布改变、边界层流体的存在及油水界面张力是形成启动压力梯度的微观成因。