相渗曲线及其应用(课堂PPT)
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相渗曲线及其应用
1）饱和历程的影响——滞后现象 （1）饱和历程的影响——滞后现象
润湿相驱替非润湿相的过程中测得的相对渗透率称为吸 入相对渗透率 非润湿相驱替润湿相过程中测得的相对渗透率称为驱替 相对渗透率
吸入过程的非润湿相相对渗透率低于排驱过程的非润湿 相相对渗透率 润湿相的驱替和吸入过程的相对渗透率曲线总是比较接 近，可以重合
* w
（6）根据上述公式，作出油藏的平均相对渗透率曲线。 ） 根据上述公式，作出油藏的平均相对渗透率曲线。
2、与束缚水饱和度相关法 、
此方法是利用各油藏的空气渗透率K来求油水相对渗 此方法是利用各油藏的空气渗透率 来求油水相对渗 透率曲线的特征值。 透率曲线的特征值。 （1）选择具有代表性的油水相对渗透率曲线。 ）选择具有代表性的油水相对渗透率曲线。 残余油饱和度（ （2）建立岩心的束缚水饱和度（Swi）、残余油饱和度（ ）建立岩心的束缚水饱和度（ Sor）、残余油饱和度下的水相相对渗透率（Kromax）与空 残余油饱和度下的水相相对渗透率（ 气渗透率（ ）的关系，并进行线性回归， 气渗透率（K）的关系，并进行线性回归，以求取回归系 数，建立回归关系式。 建立回归关系式。
∑ ( Swi )i ∑ ( Swmax )i Swi = i =1 ######## Sw max = i =1 n n n n ( Kro max )i ( Krwmax )i ∑ ∑ i =1 i =1 K ro max = ###### K rwmax = n n
相渗曲线及其应用共37页
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相渗曲线及其应用
服从真理，就能征服一切事物
谢谢
11、越是没有本领的就越加自命不凡。——邓拓 12、越是无能的人，越喜欢挑剔别人的错儿。——爱尔兰 13、知人者智，自知者明。胜人者有力，自胜者强。——老子 14、意志坚强的人能把世界放在手中像泥块一样任意揉捏。——歌德 15、最具挑战性的挑战莫过于提升自我。——迈克尔·F·斯特利
石油大学 油层物理课件 第三章(4)相渗及应用
2
产水率变化速度
水驱开发效果评价
1.0 0.8 0.6
Kr
（1）含水及含水上升率评价
100 90
Krw Kro
含水，％
80 70 60 50 40 30 20 10
实际 理论
0.4 0.2 0.0
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
0 0 10 20 30 40
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
3、岩石孔隙结构的影响
高渗大孔隙连通性好的岩心：两相渗流区范围较大,共 存水饱和度低,端点(共存水饱和度及残余油饱和度点) 相对渗透率高；
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
3、岩石孔隙结构的影响
低渗小孔隙或大孔隙但连通性不好的岩心：两相渗流 区范围较小,共存水饱和度高,端点相对渗透率低；
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
4、温度的影响 温度升高,束缚 水饱和度增加, 油相相对渗透率 增加,水相相对 渗透率降低；温 度对相对渗透率 影响的基本特征 是整个X形曲线 右移。
第四节 饱和多相流体岩石的渗流特征
四、相对渗透率曲线的测定
1、稳定法 2、不稳定法
3、经验统计公式计算
K o AP Qo o L
产水率变化速度
水驱开发效果评价
1.0 0.8 0.6
Kr
（1）含水及含水上升率评价
100 90
Krw Kro
含水，％
80 70 60 50 40 30 20 10
实际 理论
0.4 0.2 0.0
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
0 0 10 20 30 40
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
3、岩石孔隙结构的影响
高渗大孔隙连通性好的岩心：两相渗流区范围较大,共 存水饱和度低,端点(共存水饱和度及残余油饱和度点) 相对渗透率高；
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
3、岩石孔隙结构的影响
低渗小孔隙或大孔隙但连通性不好的岩心：两相渗流 区范围较小,共存水饱和度高,端点相对渗透率低；
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
4、温度的影响 温度升高,束缚 水饱和度增加, 油相相对渗透率 增加,水相相对 渗透率降低；温 度对相对渗透率 影响的基本特征 是整个X形曲线 右移。
第四节 饱和多相流体岩石的渗流特征
四、相对渗透率曲线的测定
1、稳定法 2、不稳定法
3、经验统计公式计算
K o AP Qo o L
相渗曲线及其应用
4
吸入过程的非润湿相相对渗透率低于排驱过程的非润湿 相相对渗透率 润湿相的驱替和吸入过程的相对渗透率曲线总是比较接 近，可以重合
（2）岩石表面润湿性的影响
1）强亲水岩石油水相渗曲线的等渗点的Sw大于50％，而强 亲油者小于50％； 2）亲水岩石油水相渗曲线的Swi一般大于20％，亲油者小 于15％； 3）亲水岩石油水相渗曲线在最大含水饱和度（完全水淹） 时，Krwmax一般小于30％。
12
（3）根据以下公式分别对Sw、Kro、Krw进行标准化处 理，以消除各相对渗透率曲线不同的Swi、Sor带来的影 响。
13
（4）根据下列公式求取回归系数a、b。
（5）取Sw*=0，0.1，0.2，…，0.9，1.0。由公式计算出平 均的Krw*、Kro*值，并绘制标准化平均相对渗透率曲线。 （6）根据油藏的平均空气渗透率，利用回归关系式，求 取Swi、Sor、Krwmax。
3
2、影响相渗曲线的主要因素
油水相渗曲线能够综合反映油水两相的渗流特征。但 影响相对渗透率曲线形状的因素较多，下面将讨论几个主 要的影响因素。
（1）饱和历程的影响——滞后现象
润湿相驱替非润湿相的过程中测得的相对渗透率称为吸 入相对渗透率 非润湿相驱替润湿相过程中测得的相对渗透率称为驱替 相对渗透率
5
（3）岩石孔隙几何形态和大小分布的影响
在颗粒分选好、孔隙大小相对均匀、连通性好的情况 下，大颗粒大孔隙砂岩与小颗粒小孔隙砂岩的相对渗透率曲 线有明显差别。 1）孔隙小、连通性不好的Kro和Krw的终点都较小； 2）孔隙小、连通性不好的两相流覆盖饱和度的范围较窄； 3）孔隙小、连通性不好的Swi高，而大孔隙者Swi较小； 4）同样都是大孔隙，连通性不好与连通性好的曲线特征差 别较大；连通性不好者更近似于小孔隙连通性好的特征。
吸入过程的非润湿相相对渗透率低于排驱过程的非润湿 相相对渗透率 润湿相的驱替和吸入过程的相对渗透率曲线总是比较接 近，可以重合
（2）岩石表面润湿性的影响
1）强亲水岩石油水相渗曲线的等渗点的Sw大于50％，而强 亲油者小于50％； 2）亲水岩石油水相渗曲线的Swi一般大于20％，亲油者小 于15％； 3）亲水岩石油水相渗曲线在最大含水饱和度（完全水淹） 时，Krwmax一般小于30％。
12
（3）根据以下公式分别对Sw、Kro、Krw进行标准化处 理，以消除各相对渗透率曲线不同的Swi、Sor带来的影 响。
13
（4）根据下列公式求取回归系数a、b。
（5）取Sw*=0，0.1，0.2，…，0.9，1.0。由公式计算出平 均的Krw*、Kro*值，并绘制标准化平均相对渗透率曲线。 （6）根据油藏的平均空气渗透率，利用回归关系式，求 取Swi、Sor、Krwmax。
3
2、影响相渗曲线的主要因素
油水相渗曲线能够综合反映油水两相的渗流特征。但 影响相对渗透率曲线形状的因素较多，下面将讨论几个主 要的影响因素。
（1）饱和历程的影响——滞后现象
润湿相驱替非润湿相的过程中测得的相对渗透率称为吸 入相对渗透率 非润湿相驱替润湿相过程中测得的相对渗透率称为驱替 相对渗透率
5
（3）岩石孔隙几何形态和大小分布的影响
在颗粒分选好、孔隙大小相对均匀、连通性好的情况 下，大颗粒大孔隙砂岩与小颗粒小孔隙砂岩的相对渗透率曲 线有明显差别。 1）孔隙小、连通性不好的Kro和Krw的终点都较小； 2）孔隙小、连通性不好的两相流覆盖饱和度的范围较窄； 3）孔隙小、连通性不好的Swi高，而大孔隙者Swi较小； 4）同样都是大孔隙，连通性不好与连通性好的曲线特征差 别较大；连通性不好者更近似于小孔隙连通性好的特征。
相渗曲线及其应用.
相渗曲线及其应用
主要内容
油水两相相对渗透率曲线
相对渗透率曲线的处理（标准化）
相对渗透率曲线的应用
一、油水两相相对渗透率曲线
1、概念
油相和水相相对
1 0.8 0.6
Kr
渗透率与含水饱和度
的关系曲线，称为油 水两相相对渗透率曲 线。随着含水饱和度 的增加，油相相对渗 透率减小，水相相对 渗透率增大。
* rw * a w
lgK b lg1 S
* * lg K rw a lg S w * ro * w
（5）取Sw*=0，0.1，0.2，…，0.9，1.0。由公式计算出平
均的Krw*、Kro*值，并绘制标准化平均相对渗透率曲线。 （ 6）根据油藏的平均空气渗透率，利用回归关系式，求 取Swi、Sor、Krwmax。
在实验室中，一般用以下公式计算岩心的驱油效率：
S w S wi Ed 1 S wi
另外，根据水的分流量方程式（*），求出不同含水 下的饱和度，代入上式，可得：
w 1 S wi 1 Ed a 1 n 1 （**） 1n b1 S wi o f w 1 S wi
孔隙分布的均匀性和孔隙形状等对相对渗透率曲线
也有影响。 实验表明，孔隙分布越均匀，油相相对渗透率越高， 而水相相对渗透率越低。 此外，因孔隙结构不同相对渗透率曲线是不同的。
主要内容
油水两相相对渗透率曲线
相对渗透率曲线的处理（标准化）
相对渗透率曲线的应用
一、油水两相相对渗透率曲线
1、概念
油相和水相相对
1 0.8 0.6
Kr
渗透率与含水饱和度
的关系曲线，称为油 水两相相对渗透率曲 线。随着含水饱和度 的增加，油相相对渗 透率减小，水相相对 渗透率增大。
* rw * a w
lgK b lg1 S
* * lg K rw a lg S w * ro * w
（5）取Sw*=0，0.1，0.2，…，0.9，1.0。由公式计算出平
均的Krw*、Kro*值，并绘制标准化平均相对渗透率曲线。 （ 6）根据油藏的平均空气渗透率，利用回归关系式，求 取Swi、Sor、Krwmax。
在实验室中，一般用以下公式计算岩心的驱油效率：
S w S wi Ed 1 S wi
另外，根据水的分流量方程式（*），求出不同含水 下的饱和度，代入上式，可得：
w 1 S wi 1 Ed a 1 n 1 （**） 1n b1 S wi o f w 1 S wi
孔隙分布的均匀性和孔隙形状等对相对渗透率曲线
也有影响。 实验表明，孔隙分布越均匀，油相相对渗透率越高， 而水相相对渗透率越低。 此外，因孔隙结构不同相对渗透率曲线是不同的。
相渗及应用
Sw
采出程度，％
在开发初期及低速开发阶段，由于注采井网的完善程度低，且处于滚动开发阶段， 含水波动幅度较大； 1988年综合调整后，由于大批新井的投产和注采系统的完善，开发效果明显改善； 随开发历史的增长，油水井井况逐渐变差，注采系统受到破坏，开发效果开始变差
水驱开发效果评价
25 20
（1）含水及含水上升率评价
Qw fw Qw Qo
=
k rw
=
k w A P w L k w A P k o A P w L o L
w
k ro
k rw
=
w
o
w k ro 1 o k rw
1
第四节 饱和多相流体岩石的渗流特征
六、相对渗透率曲线的应用
2. 计算产水率
fw
w K ro 1 o K rw
lg k ro m lgS o wD
m, n, s wc , sor
平均的
m, n, s wc , sor
第四节 饱和多相流体岩石的渗流特征
六、相对渗透率曲线的应用
1. 预测水驱油藏的最终采收率
S oi S or 可采储量 ＝ 最终采收率 ＝ S oi 地质储量
2. 计算产水率
产水率：油水同产 时产水量在总产液 量中所占的比例。
第四节 饱和多相流体岩石的渗流特征 2、相关经验公式法
油水相对渗透率曲线课件
PPT学习交流
17
稳态法测定油水相对渗透率曲线
• 常用饱和度测定方法：
• 物质平衡法（体积法）
根据物质平衡原理： 流进岩芯的累积量-流出岩芯的累积量=岩芯中剩余量 只要准确记录下进入和采出岩芯的液量，就可计算出相应测量点下 的流体饱和度。 其准确度取决于计量精度，以及死体积的大小。
• 称重法
根据油水密度不同，当饱和度不同时其质量也不同， 通过秤重和油水密度差即可计算油水饱和度。
油水相对渗透率曲线
PPT学习交流
1
前言
• 油水相对渗透率资料是研究油水两相渗流的基础，是油 田开发参数计算，动态分析，以及油藏数值模拟等方面 不可缺少的重要资料。
它可直接应用： • 计算油井产量，水油比和流度比； • 分析油井产水规律； • 确定油水在储层中的垂向分布； • 确定自由水面； • 计算驱油效率和油藏水驱采收率； • 判断油藏润湿性等。 因此，获得有代表性的相对渗透率资料对油田开发十分
• 高渗，大孔隙砂岩两相共渗区范围大，共存水饱和度低，端点相 对渗透率高；
• 孔隙小，连通性好的岩芯共存水饱和度高，两相流覆盖饱和度范 围较窄，端点相对渗透率也较低；
• 孔隙小，连通性又不好的岩芯两相区和端点相对渗透率都低。
PPT学习交流
5
影响相对渗透率曲线的因素
• 润湿性的影响
从强亲油到强亲水，油相 相对渗透率逐渐增大，水 相相对渗透率逐渐减小， 相对渗透率交点右移。
相渗曲线及其应用..
Kro
Krw
0.6
0.4
0.2
0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Sw
2、影响相渗曲线的主要因素
油水相渗曲线能够综合反映油水两相的渗流特征。但 影响相对渗透率曲线形状的因素较多，下面将讨论几个主 要的影响因素。
（1）饱和历程的影响——滞后现象
润湿相驱替非润湿相的过程中测得的相对渗透率称为吸 入相对渗透率 非润湿相驱替润湿相过程中测得的相对渗透率称为驱替 相对渗透率
K
* ro
S
* w
K ro S w K ro S wi
K ro
Sw
（4）根据下列公式求取回归系数a、b。
K
* rw
S
* w
a
K
* ro
1
S
* w
b
lg
K
* rw
a lg
S
* w
lg
Srw max a3 b3 lg K
（3）根据以下公式分别对Sw、Kro、Krw进行标准化处 理，以消除各相对渗透率曲线不同的Swi、Sor带来的影 响。
S
* w
S w S wi 1 S wi S or
cmg汽水模型相渗曲线
cmg汽水模型相渗曲线
CMG汽水模型的相渗曲线用于描述在负压条件下，汽水在多孔介质中的相对渗透率随饱和度的变化关系。
相渗曲线通常呈现S型曲线，即随着饱和度的增加，相对渗透率呈现逐渐增加、逐渐饱和的过程。
在低饱和度时，相对渗透率较小或接近于0，主要受到两相流作用的限制，液相和气相之间的作用力较强，使得气相难以渗入多孔介质。
当饱和度逐渐增加时，相对渗透率开始迅速增加，此阶段的增加速度较快，主要原因是多孔介质中气相的连通性开始增强，气相能够更容易地渗入多孔介质。
随着饱和度的进一步增加，相对渗透率的增加速度逐渐减缓，直至趋于饱和，此时相对渗透率趋近于1，表示多孔介质中水相和气相的渗透能力基本相当，达到了平衡状态。
需要注意的是，不同的多孔介质结构和水气性质可能会导致相渗曲线的形状有所差异，因此在具体应用中需要根据实际条件进行调整和修正。
相渗曲线详解ppt课件
病原体侵入机体，消弱机体防御机能 ，破坏 机体内 环境的 相对稳 定性， 且在一 定部位 生长繁 殖，引 起不同 程度的 病理生 理过程
病原体侵入机体，消弱机体防御机能 ，破坏 机体内 环境的 相对稳 定性， 且在一 定部位 生长繁 殖，引 起不同 程度的 病理生 理过程
π值是毛管力和压力梯度的比值, π值减小,压力梯度增加.
病原体侵入机体，消弱机体防御机能 ，破坏 机体内 环境的 相对稳 定性， 且在一 定部位 生长繁 殖，引 起不同 程度的 病理生 理过程
病原体侵入机体，消弱机体防御机能 ，破坏 机体内 环境的 相对稳 定性， 且在一 定部位 生长繁 殖，引 起不同 程度的 病理生 理过程
病原体侵入机体，消弱机体防御机能 ，破坏 机体内 环境的 相对稳 定性， 且在一 定部位 生长繁 殖，引 起不同 程度的 病理生 理过程
病原体侵入机体，消弱机体防御机能 ，破坏 机体内 环境的 相对稳 定性， 且在一 定部位 生长繁 殖，引 起不同 程度的 病理生 理过程
病原体侵入机体，消弱机体防御机能 ，破坏 机体内 环境的 相对稳 定性， 且在一 定部位 生长繁 殖，引 起不同 程度的 病理生 理过程
病原体侵入机体，消弱机体防御机能 ，破坏 机体内 环境的 相对稳 定性， 且在一 定部位 生长繁 殖，引 起不同 程度的 病理生 理过程
病原体侵入机体，消弱机体防御机能 ，破坏 机体内 环境的 相对稳 定性， 且在一 定部位 生长繁 殖，引 起不同 程度的 病理生 理过程
油水相对渗透率曲线详述(ppt 60页)
稳态法测定油水相对渗透率曲线
• 常用饱和度测定方法：
• 物质平衡法（体积法）
根据物质平衡原理： 流进岩芯的累积量-流出岩芯的累积量=岩芯中剩余量 只要准确记录下进入和采出岩芯的液量，就可计算出相应测量点下 的流体饱和度。 其准确度取决于计量精度，以及死体积的大小。
• 称重法 根据油水密度不同，当饱和度不同时其质量也不同， 通过秤重和油水密度差即可计算油水饱和度。
当Nca〉10-5时，残余油饱和度随Nca增加而减小，随着油 饱和度降低，残余油时的水相渗透率增加。因而，此 时端点水相相对渗透率Krwo是Nca的增函数。
这个参数在相似模拟中就是π2，在三次采油中主要考虑 这个参数。
影响非稳态相对渗透率测定的 因素
• 油湿岩芯：
• 入口端没有末端效应，在出口端只有当驱替压力梯度超过毛管压 力梯度时油才流出来。
稳态法测定油水相对渗透率曲线
• 其他测定饱和度方法还有：
X射线和γ射线吸收法、电容测量法、核磁共振法、 真空蒸馏法以及微波吸收等方法。但这些除少数用于
三相相对渗透率测定外，没有普遍应用。
饱和Байду номын сангаас测定方法的比较：
外部测量方法（体积平衡和称重法）：它提供的 是平均值，不能显示饱和度剖面分布，并且其误差较 大。特别是岩芯体积小和死体积大时。
不计。 通常这些假设得不到满足，岩芯多半是非均质的，
相渗曲线及其应用(课堂PPT)
DIPR IPR1 Bo(1fw)
fw
11．用于数值模拟研究 12、判断油藏储层的润湿性 13、计算流度比 14．相渗曲线与水驱曲线的关系 15．确定油层中油水的饱和度分布、油 水接触面位置及产纯油的闭合高度
n
Swmax i
Swi i1 n ########Swmax i1 n
n
K i1 romax
n
Kromax i ######Krwmax i1
n
Krwmax n
i
（5）将平均标准化相对渗透率曲线上各分点的Sw*、Kro*、 Krw*，换算公式如下：
Sw Sw* Kro Sw
4、计算无因次采油（液）指数
计算无因次采油指数的公式为：
Jo'
fw
K'Kro(Sw) KKromax
如果不考虑注 水开发过程中绝对渗透率的变化，令
K=K’，则上式变为：
Jo'
fw
ห้องสมุดไป่ตู้
Kro Sw Kromax
无因次采液指数的计算公式为：
Jl
'(
fw)
J0 '
1
fw
fw
5、确定采出程度与含水的关系
dR
e
1.125
n
Ke o
0.148
dfw dR
b 1 Swi fw 1
相渗曲线及其应用 PPT课件
11．用于数值模拟研究 12、判断油藏储层的润湿性 13、计算流度比 14．相渗曲线与水驱曲线的关系 15．确定油层中油水的饱和度分布、油 水接触面位置及产纯油的闭合高度
Ed
b1
1 S
wi
1n
a
w o
1n
1 fw
1
1
S
wi
S
wi
（**）
由上式可求出不同含水下的驱油效率。当含水为极 限含水时，则可求得最终驱油效率。
4、计算无因次采油（液）指数
计算无因次采油指数的公式为：
Jo '
fw
K ' Kro (Sw ) KK ro max
如果不考虑注 水开发过程中绝对渗透率的变化，令
n
K
* ro
S
* w
k
K
* ro
(S
* w
)
k
i 1
n
i
n
K
* rw
(
S
* w
)百度文库
k
i 1
K
* rw
S
* w
n
k
i
（4）将各样品的Swi、Swmax、Kromax、Krwmax等特征值分别 进行算术平均，并将平均值作为平均相对渗透率曲线的特 征值。计算公式如下：
n
Swi i
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Sw *1 SS ww S i w Soi
SwSwi r SwmaxSwi
Kr*o Sw*
Kro Sw Kromax
Kr*wSw *
KrwSw Krwmax
（3）在标准化曲线上，将横坐标从0到1划分为n等分， 求取各分点处Sw*、各样品的Kro*(Sw*)和Krw*(Sw*)，从而 作出平均的标准化相对渗透率曲线。
孔隙分布的均匀性和孔隙形状等对相对渗透率曲线 也有影响。
实验表明，孔隙分布越均匀，油相相对渗透率越高， 而水相相对渗透率越低。
此外，因孔隙结构不同相对渗透率曲线是不同的。
（4）原油粘度的影响 （5）温度的影响
二、相渗曲线的处理（标准化）
1、多条曲线直接平均法
（1）选取具有代表性的油水相对渗透率曲线数据。 （2）根据以下公式分别对各岩心样品的实验数据进行标 准化处理，并绘制标准化后的油水相对渗透率曲线。
（2）建立岩心的束缚水饱和度（Swi）、残余油饱和度（ Sor）、残余油饱和度下的水相相对渗透率（Kromax）与空 气渗透率（K）的关系，并进wk.baidu.com线性回归，以求取回归系
数，建立回归关系式。
Swi a1 b1 lg K
Sor a2 b2 lg K
Srwmax a3 b3 lg K
（3）根据以下公式分别对Sw、Kro、Krw进行标准化处 理，以消除各相对渗透率曲线不同的Swi、Sor带来的影响 。
（3）岩石孔隙几何形态和大小分布的影响
在颗粒分选好、孔隙大小相对均匀、连通性好的情况 下，大颗粒大孔隙砂岩与小颗粒小孔隙砂岩的相对渗透率曲 线有明显差别。 1）孔隙小、连通性不好的Kro和Krw的终点都较小； 2）孔隙小、连通性不好的两相流覆盖饱和度的范围较窄； 3）孔隙小、连通性不好的Swi高，而大孔隙者Swi较小； 4）同样都是大孔隙，连通性不好与连通性好的曲线特征差 别较大；连通性不好者更近似于小孔隙连通性好的特征。
lgKr*w lgKr*o
algSw * blg1Sw *
（5）取Sw*=0，0.1，0.2，…，0.9，1.0。由公式计算出平 均的Krw*、Kro*值，并绘制标准化平均相对渗透率曲线。
（6）根据油藏的平均空气渗透率，利用回归关系式，求 取Swi、Sor、Krwmax。
（7）利用求得的Krw*、Kro* 、Swi、Sor、 Krwmax ，根 据以下公式求取油藏的特征参数：
S
* w
S w S wi 1 S wi S or
K
* rw
S
* w
K rw S w K rw S or
K
* ro
S
* w
K ro S w K ro S wi
K ro
Sw
（4）根据下列公式求取回归系数a、b。
K
* rw
Sw*
a
K
* ro
1
S
* w
b
Krw
0.6
0.4
0.2
0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Sw
2、影响相渗曲线的主要因素
油水相渗曲线能够综合反映油水两相的渗流特征。但 影响相对渗透率曲线形状的因素较多，下面将讨论几个主 要的影响因素。
（1）饱和历程的影响——滞后现象
润湿相驱替非润湿相的过程中测得的相对渗透率称为吸 入相对渗透率 非润湿相驱替润湿相过程中测得的相对渗透率称为驱替 相对渗透率
相渗曲线及其应用
主要内容
油水两相相对渗透率曲线 相对渗透率曲线的处理（标准化） 相对渗透率曲线的应用
一、油水两相相对渗透率曲线
1、概念
油相和水相相对 渗透率与含水饱和度 的关系曲线，称为油 水两相相对渗透率曲 线。随着含水饱和度 的增加，油相相对渗 透率减小，水相相对 渗透率增大。
Kr
1
0.8
Kro
K rw
a1 1
Sw S
wi
S
wi
S or
a2
b
K ro
1 1
S S
w wi
S or S or
（*）
lg
Krw
lg
a1
a2
lg1SSwwi
Swi Sor
lg
Kro
blg11SSwwi
Sor Sor
回归系数a1、 a2、及b。
（3）利用下式求取Sw、Sor、Swi的平均值。
n
K
* ro
S
* w
k
K
* ro
(
S
* w
)
k
i1
n
i
n
K
* rw
(
S
* w
)
k
i 1
K
* rw
S
* w
n
k
i
（4）将各样品的Swi、Swmax、Kromax、Krwmax等特征值分别 进行算术平均，并将平均值作为平均相对渗透率曲线的特 征值。计算公式如下：
n
Swi
i
利用右式的计算结果， 根据（*）式可求取油藏的 平均油水相对渗透率。
吸入过程的非润湿相相对渗透率低于排驱过程的非润湿 相相对渗透率 润湿相的驱替和吸入过程的相对渗透率曲线总是比较接 近，可以重合
（2）岩石表面润湿性的影响
1）强亲水岩石油水相渗曲线的等渗点的Sw大于50％，而强 亲油者小于50％； 2）亲水岩石油水相渗曲线的Swi一般大于20％，亲油者小 于15％； 3）亲水岩石油水相渗曲线在最大含水饱和度（完全水淹） 时，Krwmax一般小于30％。
Swmax Kr*o
Swi Swi Sw* Kromax
Krw Sw Kr*w Sw* Krwmax
（6）根据上述公式，作出油藏的平均相对渗透率曲线。
2、与束缚水饱和度相关法
此方法是利用各油藏的空气渗透率K来求油水相对渗
透率曲线的特征值。
（1）选择具有代表性的油水相对渗透率曲线。
Sw Sw*
Krw Sw
1Swi Sor Swi Kr*w Sw* Krw Sor
Kro Sw
Kr*o Sw* Kro Swi
（8）根据上式的计算结果，绘制油藏的平均油水相对渗 透率曲线。
3、利用公式拟合相对渗透率方法
（1）选取具有代表性的油水相对渗透率曲线。 （2）利用以下公式分别对油、水相对渗透率曲线进行回归：
n
Swmax i
Swi i1 n ########Swmax i1 n
n
K i1 romax
n
Kromax i ######Krwmax i1
n
Krwmax n
i
（5）将平均标准化相对渗透率曲线上各分点的Sw*、Kro*、 Krw*，换算公式如下：
Sw Sw* Kro Sw