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1、通过渗流实验对局部润湿多孔介质性质的研究润湿性是描述储层孔隙表面性质的重要参数，直接影响流体在孔隙级毛细管中的分布及渗流规律。目前使用的均匀润湿体系渗流理论在油气藏开发应用中往往存在着较大偏差，因此，需要对混合润湿体系的渗流规律进行研究。在传统的渗流实验中，由于实验仪器的限制使实验往往会缺少在高压环境下的实验数据。为了解决在传统实验中缺少在高压环境下的实验数据的问题，本文利用自行研制的加压渗漏充砂试验装置，研制出物理性能相似、油湿比不同的局部湿充砂模型。通过油水相对渗透率和毛细管压力试验，定量地分析了局部湿润多孔介质的渗透性。通过对实验结果进行分析，得出了一些混合润湿体系的渗流规律。结果表明：
2、随着油量系数的增加，束缚水的饱和度会逐步减小；含油比例系数越高，原油的采收率越低，剩余油的饱和度越高。当含水率小于39%时，当饱和度大于6.00%时，两相的共渗速率都很高。在低水分条件下，两相的流速与水的比例是相反的，而在高水饱和时.，两者之间存在着显著的逆向关系。在同一饱和条件下，原油的水分含量与其比例系数呈明显的正相关趋势；在含水率为1/2、3/4、1时，湿润系统的含水率增长速度从慢到快，然后从快到慢；在含水量为1/4、0时，湿相变化速率由慢变快，然后逐渐加快，直到全部释放。两种均质系统的毛细管压力仅存在两种类型，即驱替特性和自吸收特性，而其他系统同时具有驱替和自吸特性，且自吸能力随水分含
3、量的增大而增大。关键词：局部润湿;充砂模型;油湿比;相对渗透率;毛管力ABSTRACTUsingtheself-developedpressurizedseepagesandfillingtestdevice,alocalwetsandfillingmodelwithsimilarphysicalpropertiesanddifferentoil-moistureratioisdeveloped.Thepermeabilityofpartiallywetporousmediaisquantitativelyanalyzedbyoil-waterrelativepermeabilityandca
4、pillarypressuretest.Theresultsshowthatwiththeincreaseofoilsaturation,thewatersaturationofsinglewelldecreases;Thehighertheoilproportioncoefficient,Whenthehumidityislessthan39%andthesaturationisgreaterthan6.00%,thelowertheextractionrateis,thehighertheresidualoilsaturationis,andthehigherthetwo-phasetot
5、alfiltrationcoefficientis.Atlowhumidity,thevelocityoftwo-phaseflowisinverselyproportionaltohumidity,whileundertheconditionofhighwatersaturation,thereisasignificantinverserelationshipbetweenthetwo.Atthesamewatercontentlevel,theoilcontentisdirectlyproportionaltoitsscalecoefficient.Whenthemoistureconte
6、ntis1/2,3/4and1,thegrowthrateofmoisturecontentinthewettingsystemincreasesfromslowtofast,andthenfromfasttoslow;Whenthewatercontentis1/4and0,thewatercontentofthewettingsystemincreasesfromslowtofast,andthengraduallyacceleratesuntilitisfullyreleased.Thereareonlytwotypesofcapillarypressureinthetwohomogen
7、eoussystems,namelydisplacementandselfabsorption,whileothersystemshavebothdisplacementandselfabsorption,andtheself-absorptioncapacityincreaseswiththeincreaseofwatercontent.Keywords:Localwetting;Sandfillingmodel;Wetoilratio;Relativepermeability;Capillaryforce目录国内外研究现状4第1章局部湿润充砂模型61.I砂石模型的制作61. 2充砂模型孔隙
8、渗透试验6第2章填砂模型渗流规律实验62. 1充砂模型渗流规律实验72.Ll充砂模型的制造72.1.2对充砂模型的抽真空操作72.1.3试验的方法和方法82. 2半渗透隔板法的毛细压力试验82. 2.1试验设备和附件83. 2.2试验程序与计算9第3章试验成果和分析H3. 1.充砂模型的相对渗透率H3. 1.2相对渗透率及相对渗透率曲线124. 1.3相对渗透率之比曲线与含水率的关系133.2充砂模型的毛细管压力试验14第4章实验结论16参考文献17绪论润湿性是一种有倾向的趋势，即一种液体在混合液中的扩散或附着于固体表面。就油气藏来说，它是指在油气藏状态下，油、水与岩体之间的相互影响，从而反映
9、出水、油与岩体之间的亲合、展布能力。储层的润湿性是决定储层流体位置、分布状态和流体特征的重要因素。润湿性对储层流体分布、储层和流体的流动特性有很大的影响。同时润湿性是研究油藏孔隙表面特性的一个重要指标，它对流体在孔隙及毛细管中的渗透和渗透特性有直接的影响。由于地下储集层的地质情况十分复杂，其矿物类型和孔隙结构类型多样、流体化学成分参差不齐，以及复杂的孔隙表面粗糙度，这些都是形成混合湿润系统的必要条件。此外，表面活性剂驱、碱驱、82驱等多种不同的三次开采技术，都会对储层的润湿性造成一定的影响，从而导致油藏的润湿性更加复杂。目前，在油田的实际开发和使用中，均匀湿润系统的渗透理论往往与其有很大的出入
10、，因此，要深入地研究其的渗透性。国内外研究现状储集层，尤其是低渗储层，由于其比表面积很大，即便仅含单相流体，其与岩层的孔隙接触面积也很大，而且在现实生产中很少出现仅含一种液体的情况，油藏的流型一般包括：油水两相型或油气两相型，或油气水三相型，在这种情况下岩石孔隙中不仅有油，而且还会有水、气与岩石表面接触，所以，在岩体中存在着诸如油、水对岩体孔隙的选择性湿润以及油水界面张力等问题。国内外对油层润湿性的研究已经很久了，但是由于它的复杂性，到目前为止还存在着大量的争议。对油层润湿性的早期研究，主要存在着两种立场：一种是油层中的岩体具有亲油性，即由于石油中含有一定量的极性组分，极易附着于岩体表面，从而
11、使得岩体更具亲油；另外一种立场是，油层中的岩石具有亲水性，这是由于构成岩石的矿物，如方解石、白云石等碳酸钙矿物和石英等造岩矿物，大多具有极性，而水又具有极性，比石油更早地接触到岩石，因此，大多数岩石都具有亲水性。亲水的观点是研究油藏润湿性的关键。并且在很长一段时间内，亲水的观点成为研究储层的润湿性的主流。但之后的研究发现，油气藏中同时存在亲水性和亲油两种类型。基于上述理解，Castanho和Fater等(1956)提出了“分润湿”的理论。A.R.萨拉蒂尔(1972)也提出了“混合湿润”(MiXed-WettabiIity)的观点，其理论表明储层中大部分的岩石表面是亲水性的，但是也有一些连续的亲
12、油性通道。近代学者的研究显示，原始油藏储集层具有相当程度的均匀润湿性，即均匀润湿然而，通过试验方法和对油藏的研究，发现油藏的润湿性并不像以往所认为的那样，而是呈现出不均匀的特点，这就是混合润湿现象。近几年来，大部分学者都赞同混合湿润的观点。国外学者将混合润湿分成三种类型：大孔隙为油湿型、小孔隙保持水湿性为MSW状态，即局部湿润状态；小隙孔为油湿性，大隙孔为水湿性为MWL状态,即混合润湿系统;全部的气孔都具有水湿或油湿的特性，即FW型混合湿润系统。在不同的情况下，不同的孔径尺寸对不同的润湿性能有不同的影响，但是FW混合湿润系统的润湿率与孔径尺寸无关，通过大量的试验和分析，在多孔介质中，孔隙性的多
13、孔渗透是最普遍的。许多学者采用不同比例、不同润湿系数的目数粒子，对FW混合润湿系统进行了试验，并对其进行了毛细管压力和相对渗透性试验。探讨了油湿系数的比值(这里用“k”来表示)。用可以量化的油水含量系数来表达不同的润湿率，以取代定性的接触角分析；然而，由于在混合增湿系统FW的生产过程中没有对充砂模型进行加压操作，因此不能获得关于高孔隙度和渗透率的其余相的准确饱和度。为此，采用油水两相相对渗透率和半渗透率的油水两相间的相对渗透率进行了模拟计算，利用“一种注砂模型及现场毛细管压力曲线测试装置”，并通过油水两相对渗透性和半渗透隔膜法进行了油水相对渗透率的对比实验，并进行了数值实验。尽管充砂模型在矿物
14、成分、颗粒大小、结合方式、接触方式等方面都与实际岩石有较大差别，但是通过模拟试验，可以从理论上揭示其对多相流的影响。第1章局部湿润充砂模型1.1砂石模型的制作采用高品质煤岩和石英微粒进行局部润湿充砂模型的试样，以保证颗粒水分的不同；同时，对石英细颗粒和优质煤岩进行了座滴测量实验使用的仪器为比利时产的KRusscBhi100ph微粒形态分析器，待测试液体为纯净蒸镭水（密度（1.04gcm）,黏度（0.889mPa.s）及煤油（密度0.80gcm）,黏度（2.43mPa.s）,测试温度为22。实验结果表明，高品质煤岩（接触角为164.34。）润湿性为亲油性，石英颗粒（接触角为8.68）润湿性为亲水
15、性。本文以30-60目的石英颗粒（Q）、高品质煤粉（三）为原料，对数种不同油湿比的局部润湿充砂模型进行了试验分析。将干燥后的石英砂粒和高品质煤粉按体积比为0:1、1:0、1:1、1:3和3:1的比例均匀混合搅拌，在“一种填砂模型压制与现场毛管压力曲线试验设备”中，将混合物在30MPa的压力下，压制20小时，制得了油湿比（k）为0、1/4、1/2、3/4、1的局部湿润充填模型。1.2充砂模型孔隙渗透试验取用5种不同油湿比的局部湿润充砂模型，分别进行了气测渗透试验和氮气孔隙度试验，结果显示：5种不同的渗透系数（q）、渗透系数（K）值基本相表1不同的部分润湿填砂模型孔隙度、渗透率Table1Thep
16、orosityandpermeabilityofdifferentfractionalwetsandfillpacksi,mq%k第1次第2次第3次平均值第1次第2次第3次平均值050.6349.7850.0750.1623.9424.1924.3124.151/448.1349.7749.5149.1424.6924.5524.3224.521/250.145049.7349.9625.9725.425.8325.733/449.650.9150.5250.3423.9823.123.0323.37151.0750.3450.7950.7324.8724.9124.5624.78同，平均渗透
17、系数分别为50.07X10-3m2和241.51%（参见表1）。第2草填砂模型渗流规律实验2.1 充砂模型渗流规律实验2.1.1 充砂模型的制造本文自主研制了一种圆柱钢套将制取的局部渗流充砂模型加压放置在圆柱钢套内部，目的是为降低测量水分饱和度时出现局部渗流充砂模型断裂的可能,从而避免了在高围压模式下对模型的破坏。压力传感器_J电广天平1电了天平2流体线路 数据线路图2. I填砂模型抽空饱和流程图Fig. 2.1 Flow chartof Vacuurrrsaturation in sand filling pack2.1.2 对充砂模型的抽真空操作传统的真空充填技术会造成充砂模型的破坏，因为
18、在充砂模型中未添加胶结剂。为此，本文提出了一种采用真空充砂法进行充砂充填工艺的工艺方案。真空饱和装置包括电子天平、压敏传感器、围压泵、气泵及氮气瓶、盛有蒸储水的烧杯、缓冲瓶、计算机、岩心夹具、高精度阀门。局部湿润充砂模型的饱和过程如下：1 .将压在不锈钢套筒中的砂料模具置于岩心夹具中，并在进料和出料口设置滤板，以避免砂粒堵塞进口和出口，使用电子秤对烧杯和缓冲瓶进行称重。2 .先打开氮气瓶和阀门1,3,再打开气体控制开关，将氮气瓶压力调节至0.4MPa,将计算机上的围压设置调整至3MPa,最后进行试验操作。3 .开启阀2和4,并启动真空泵，在压力的作用下，夹具内的充砂模型缓慢地吸进下部烧杯内的蒸
19、储水，当出口没有气泡冒出时，就完成了真空饱和。4 .测量烧杯和缓冲罐的重量，计算出中间管道的容积（即进出管道和堵塞管道的容积），得出充填模型的空腔容积。2.1.3试验的方法和方法试验设备包括围压泵，压敏传感器，ISCo小型注射泵，计算机，岩心夹具，中间容器，自动旋转计量仪压力传感器公气松本心火捋器图2.2稳态法相对渗透率实验流程Fig.2.2Testprocedureofrelativepermeabilitybysteadystatemethod2.2半渗透隔板法的毛细压力试验2.2.1试验设备和附件该试验设备是“一种测量砂土及现场毛管压力曲线的设备二半透隔板可分为两种类型,分别为:油湿半透
20、隔板与水湿半透隔板,其最大承载压力为2MPJL在测试前，为防止因干燥而开裂，应先将水、油湿两种半渗透隔板分别放入事先准备好的足量蒸储水，煤油中浸泡，（需保证隔板完全浸没其中。）待需要是再取出；进、出口管路均采用规格为03,压力为6MPa,排出管路上表注有刻度线，在出口端和进口端分别装有高精密度压力调节阀。（注意：出口通道和入口通道的容积必须要大于充砂模型的孔隙容积。）测试流程如图2.3所示。流体线略数根线路气 瓶体力传感器ISCO徽 Li 注入泵2 匚I计算机煤汕中间容器JL丁/-刻度甯,/岩心夹口器二水滉r滓透隔板I汕海半湾透隔板图2.3半渗透隔板法毛细管压力实验流程Fig.2.3Testp
21、rocessofcapillarypressureexperimentby2.2.2试验程序与计算1 .将已抽空的半渗透隔板浸渍于蒸储水及煤油中，在半渗透隔板饱和后，按顺序将其置于加压容器内，在加压容器上涂一层潮湿的液体，使之完全浸透隔板，然后逐步加压到隔板的极限压力，以保证隔板的出口不渗出非湿润的液体；将试验后的分隔器浸泡在相应的溶液中，以备不时之需（15天换一次）【。2 .充砂模型的抽真空饱和：用“一种充砂模型加压及毛管压力曲线试验设备”对充砂模型进行进行抽真空饱和，注意：抽真空饱和操作完成后，应立即将出端口和进口端的滤板取下，以避免由于压力而损坏。3 .半渗透隔板放置：在出口、进口端放置
22、饱和水湿半渗透隔板、油湿半渗透隔板，保证充砂模型端面充分接触，并保证出口、进口充满饱和蒸储水、煤油，并进行实验。4 .压力设定：当模拟试验进行时，不需要在模型的入口处放置一块油湿的半渗透隔板，同时也无需对模型施加出口压力（PW）,仅需要调节输入压力（Po）由低至高压力逐级驱替；在对FW混合湿润充砂模型试验中，在实验开始时，为了产生足量的负压（PCV0）,出口端的压力值必须比进口端的压力值大；因此，在进水口加一层油浸式半渗透隔膜，可防止水相回流至入口。依照压力设定值，逐渐增加进气压力，实现煤油的自吸和驱油工艺。保持压力不变，出水量相对恒定不产生较大变化时（变化不超过0.8%时）【，即可进行下一次
23、压力点测试。需要指出的是，为保护半透隔板，每一次测试的压差都必须在半透隔板的极限压力之下。5 .对各试验压差、岩样流出的水相容量进行测量并记录，并在此基础上求出充砂模型的饱和度，并绘制相应的毛管压力曲线。用下列公式计算充砂模型的含水饱和度JVp-Qisw=SX100Vp公式中：VP代表岩样的孔隙容积；Qi代表在第i个毛管压力处于平衡点时的排水量；SW代表岩心的含水饱和度；第3章试验成果和分析3.1. 充砂模型的相对渗透率3.1.1. 充砂模型的相对渗透率曲线随着油湿比的增加，相对渗透率（Kr）曲线，总体上向左侧运动（图3.1）。这是由于在一定的饱和度下，其相对渗透率与该相流度有关，而流动程度与
24、润湿性、喉道的平均截面（也就是含水量）有关。随着油湿比的增大，油相在小孔中聚集，并与孔隙结合，而水相趋向在大孔中聚集，油相对油饱和度的影响很大，所以，当亲水性系统处于等渗点（k=0,k=l4）时，其饱和度（Sw）大于50%；而亲油体（k=l,k=34,k=l2）,其饱和度（Sw）小于50%；而当水饱和程度相同时,水相的相对渗透性（KW）随油水系数的增加而增加，而油相的相对渗透率（Kro）也相应地减小。因此，在不同的湿润系统中，油水的分配存在着一定的差异。图3.1部分润湿填砂模型相对渗透率曲线Fig.3.1RelativepermeabilitycurvesOffractionalwetsand
25、pack图3.2对局部湿润充砂模型进行了束缚水饱和度、残余油饱和度、驱油效果的对比分析。随着油湿比的增大，饱和度降低，剩余油饱和度增大。这是因为油湿性系数的增大，水相向不湿润相过渡，油相向润湿相过渡；而油相则向湿润阶段过渡，在多孔介质的小孔中分布较多，并以湿润膜的形式粘附在孔隙的内壁面上，所以无法使湿润相轻易被不湿润相取代，而不湿润相仅处于大孔隙中心。随着油水系数的增大导致大量的油相以不能驱替出的形式存在。O、明Q O P6 4 25 0 5 0 52 2 11SB图3.2部分润湿填砂模型束缚水饱和度、残余油饱和度、驱油效率对比Fig.3.2Comparisonsofirreduciblewa
26、tersaturationresidualoilsaturation,displacementefficiency3.1.2相对渗透率及相对渗透率曲线O 86 4 250.0.图3.3部分润湿玻砂模型相对渗透率和曲线Fig.3.3Relativepermeabilitysumcurvesoffractionalwetsandpack在两相共渗过程中，渗透系数和曲线往往是反映渗透系数的函数，研究发现，随着渗透系数的增大，两相的渗透系数也会随之降低。从图3.3提供的数据可以看到，当饱和度增加时，两相的共渗阻力从高到低呈函数变化，而在剩余油饱和状态下，其共渗阻力明显高于约束水饱和状态。这主要是因为系
27、统中存在着水、油两相的界面张力。从而导致共渗阻力增大，并在继续驱替的情况下，水相占主导渗流通道，这时共渗阻力开始降低，与此同时在束缚水饱和度处的相对渗透系数远小于1,造成这种现象的原因是因为处于渗流通道中的剩余油阻止了水相的流动。在含水饱和度不大于39.35%时，其相对渗透率随油湿比的增大而降低，也就是两相的共渗阻力增大，但随着水驱工艺的进行，油湿比与相对渗透率和的相关性不大，在大于65.00%时，其相对渗透率和随油湿比的增大而增大，也就是说，两相的共渗阻力降低。这是由于在水饱和度低时，水相尚未占据主导的渗透通路，所以其流动性能对油湿比的敏感性降低；但是，随着油湿比的增加，水相向大孔隙方向发展
28、。研究发现，油水共渗速率与含油系数之比呈显著正相关；随着含水量增加时，油水两相渗透通道之间存在着相互竞争的现象愈发激烈，这将会导致油-水比与两相之间的渗透阻力关系变得混乱，情况更加复杂。当含水饱和度随时间增加时，其对油湿比的敏感性成函数关系显著下降；而当油湿比例增大时，油相则会向小孔隙方向发展。这样，油水的流动速度就会下降，即，油水的共渗阻力与油湿比呈反比关系。3.1.3相对渗透率之比曲线与含水率的关系通过对渗透率之间的比较，其数值将会反映出两相流量在不同的流态中的显著差异，其数值越趋近于1,即表明两相流量的差异也呈函数关系逐渐减小。根据局部湿润充砂模型的相对渗透率关系曲线（见图3.4）,各系
29、统的渗透系数随含水量的增大而呈现出明显的平行趋势，而各系统的渗透能力则呈现出先降低后增大的趋势。随着油湿比比例的增加，其相对渗透率曲线逐渐向上。这是因为在低含水饱和条件的前提下，随着油水比例的增大，水相的孔隙度越大，其流量就越接近于油的流速，也就是说，两者之间的流速差别会降低。而相对渗透性之比则趋向于1;在油湿比占很大比重的体系中，在含水率较低的情况下，水相为主要成分；在高饱和状态下，油相含油率越高，油相就越倾向于具有较多的小孔隙，从而使两相之间的流速差异不断增大。含水量曲线（fw）能够精准描述出两相流体在不同的饱和状态下的流体性能的不同，并且对其驱油的效果进行准确地表达。根据局部湿润充砂模型
30、的含水量曲线（图34B）可知，含水饱和度处于相同的状态时，含水量随油湿比的增大而增大，也就是驱油效果下降，这与驱油效率表现出的规律一致（见图3.3）。油湿比是造成油水分布差异的主要因素。含水量变化规律受油湿比的影响，k=l2,k=34,k=l水分饱和度的增大，湿润系统的水分分布曲线呈现出缓慢上升的趋势，然后急速增加。但K=1、K=O时，水分分布曲线由k=l/4、K=O时逐渐增大，而后迅速增大，直至置换完成。其原因是：在低水饱和程度时，水相暂时不占主导渗透通道，导致水分增加比较缓慢；水驱过程持续进行，水相在渗透通道中占有较多的渗透通道，此时水分含量升高较快；当含水饱和度持续上升时，油湿比大时，油
31、图3.4部分润湿填砂模型的含水饱和度与相对渗透率比、含水率的关系Fig.3.4Therelationbetweenwatersaturation,relativepermeabilityratioandwatercontentoffractionalwetsandpack相很容易出现SnaP-Off效应，从而影响到流体的流动；在油湿比较低的情况下，粘附于气孔壁上的水膜可以改善其流动性能。3.2充砂模型的毛细管压力试验 A 0 1/4 a =l23/4.Q-0.21111，020406080100SX/%图3.5部分润湿填砂模型毛细管压力曲线Fig.3.5Capillarypressurecur
32、vesoffractionalwetsandpack图3.5是半湿润充砂法的毛细压力（Pc）。在毛细压力大于0的情况下均匀水湿填砂模型只具有驱替特性，在毛细压力小于0的情况下均匀油湿填砂模型只具有自吸特性，而剩余的润湿充砂模型的毛细压力分布在两者之间，并具有驱替、自吸的特点；随着油湿比数值的逐渐增加，毛细管压力曲线出现了明显的下降趋势，也就是说，自吸性能的比例在提高。第4章结论为了解决在传统实验中缺少在高压环境下的实验数据的问题，本文通过自主研发的“充砂模型压制及原位毛管压力曲线测试装置”，压制了5种相似物性、不同油湿比例因子的填砂模型，并对其进行油水两相稳态法相对渗透率实验和半渗透隔板法毛细
33、管压力实验，结论如下：1 .油湿比例越高，油相越容易在小孔中越积越多，油-水相的流动能力相差就越明显。因此，所有的渗透率曲线都会朝左边移动；随着时间的推移，相对渗透率增大，但油相的相对渗透率则相反；同时.，随着剩余油饱和度的增大，束缚水的饱和度下降，使油田的采收率下降。这表明为了提高油田的采收率，需要储集层的油湿比减小。2 .在水分饱和度低于39.35%的情况下，随油-湿比的增大，两相的共渗阻力增大；在饱和度超过65.00%的情况下，两相的共渗透阻力下降；在其它饱和区，由于油、水两相在渗流通道内的相互竞争，使得油、水两相的渗透率与两相间的渗透阻力关系变得很难预测。3 .当含水饱和程度低时，两相
34、流量的差值随油湿比的增大而降低。在油湿比占很大比例的系统中，水相在更低的含水饱和度处主导渗流过程;而在高含水饱和度处，两相流动能力差异与油湿比例因子呈正比关系。4 .在相同的含水饱和程度下，油湿比越大，驱油效果越差。在水饱和度低的区域，水相没有占绝对主导的渗透通道，水分的增长缓慢；水驱持续进行，水相在渗透通道中占有较多的渗透通道，水分含量迅速增加；当含水饱和度持续增大时，油湿比大时，油相容易发生SnaP-Off效应，从而影响到水相流场的流速，从而使含水量增长变得缓慢；而当油湿比较低时，由于在气孔壁上有一层水薄膜，使其流动性能得到改善，因而其增加的程度没有降低。5 .结果表明，均匀水湿体系和均匀
35、油湿体系在本体系内部仅表现出驱替特性或自吸特性，而处于两者之间其它润湿系将同时具有驱替特性和自吸特性；同时，随着油湿比的增加，自吸特性在二者间的比例也随之增加。2 参考文献3 1.1NuttingPG.SomephysicalandchemicalpropertiesofreservoirrocksbearingontheaccumulationanddischargeofoilJ.AAPGSpecialVolumes,1934,825一832.4 1.eachRO,WagncrOR,WoodHW,etal.Alaboratoryandfieldstudyofwettabilityadjust
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