岩石两相流体相对渗透率测定方法

3、孔隙度、渗透率的测定
进行相对渗透率测试之前，先测量岩样的基础参数，包括长度、直径 、孔隙度、渗透率。上述参数重复测定两次，误差在规定的范围内。测定 方法按SY／T 5336的规定执行。
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三、岩样和流体准备
4、岩样饱和
将烘干的岩样称重，抽真空饱和模拟地层水。将饱和模拟地层水后的岩 样称重，即可按下式求得有效孔隙体积。
2、恢复润湿性的方法
建立束缚水的岩心用原油驱替精制油。 在地层温度条件下老化最少10天，具体步骤按SY/T 5153“油藏
岩石润湿性测定方法”的规定执行。
将老化好的岩心用精制油驱替干净待用。
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五、油-水相对渗透率测定
1、稳态法油-水相对渗透率测定 1)实验原理
2)实验流程
7 5 4
7
4 12 5
10
8 6 6
„„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„
因此可利用测定岩样进出口压差及油、水流量，由达西定律直接计算出
岩样的油、水有效渗透率及相对渗透率值。用称重法或物质平衡法计算 出岩样相应的平均含水饱和度。
改变油水注入流量比例，就可得到一系列不同含水饱和度时的油、水相
对渗透率值，并由此绘制出岩样的油－水相对渗透率曲线
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7－三通阀；8－油水分离器；9－压差传感器；10－回压阀。
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五、油-水相对渗透率测定
3)实验步骤
建立束缚水饱和度
用油驱水法建立束缚水饱和度，先用低流速（一般为0.1mL/min）进行油驱
水，逐渐增加驱替速度直至不出水为止。束缚水饱和度按下式计算：
缘推进理论为基础。忽略毛管压力和重力作用，假设两相不互溶流体不 可压缩，岩样任一横截面内油水饱和度是均匀的。
实验时不是同时向岩心中注入两种流体，而是将岩心事先用一种流体饱
和，用另一种流体进行驱替。在水驱油过程中，油水饱和度在多孔介质 中的分布是距离和时间的函数，这个过程称非稳定过程，与油田开发过 程一致。
用浓度大于5％的NaCl水溶液或中性煤油作循环液钻取岩样，钻取的岩样 浸泡在抽空的原油中密闭保存。 疏松岩样在岩心出筒后先用干冰冷冻保存，用液氮作循环液钻取岩样。
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三、岩样和流体准备
2、岩样清洗
岩心在测试之前，应该把岩样中原来存在的流体全部清除，一般通过 驱替或与各种溶剂抽提来除去烃类和盐份。岩样的清洗和烘干按SY／T 5336的规定执行。
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四、恢复岩石润湿性
Wendel和Morrow等人认为将清洗成强亲水的岩心用原油老化恢复其润湿
性后再用精制油测量相对渗透率，也能反映油层的实际。
我们实验室也做了四种条件下的相对渗透率测试的比较：
1）在地层温度（75℃）压力（15MPa）下、清洗过的岩心、活油； 2）在50℃常压下、清洗过的岩心、脱气原油； 3）在常温常压下、恢复润湿性的岩心，精制油； 4）在常温常压下、清洗过的岩心，精制油；
驱替达10倍孔隙体积后，测定油相有效渗透率。
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五、油-水相对渗透率测定
测油相有效渗透率时连续测定三次，相对误差小于3％。束缚水饱和度下的
油相有效渗透率按下式计算：
K o ( S ws )
实验过程：
qo o L 102 A( P1 P2 )
1
一、标准修订说明
本标准在SY/T 5843－1997《气水相对渗透率测定》、SY/T 6339 －1998《油气相对渗透率测定 非稳态法》和SY/T5345－1999《油水相
对渗透率测定》三个标准的基础上进行了整合并主要做了如下修订：
对岩样饱和程度的判断进行了修改，将原来的用孔隙度进行判断改为用孔 隙体积判断； 对相对渗透率的计算方法进行了合并整理，并增加原标准中遗漏的公式， 如非稳态油－水相对渗透率计算中的含油率
岩石中两相流体 相对渗透率测定方法
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宣贯内容
一、标准修订说明
二、标准的适用范围
三、岩样和流体准备
四、恢复岩石润湿性 五、油－水相对渗透率测定 六、气－液相对渗透率测定 七、报告内容和格式
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五、油-水相对渗透率测定
6)计算方法
用称重法计算含水饱和度：
Sw
mi m0 Vp o Vp ( w o )
100
用物质平衡法计算含水饱和度：
S w S ws
计算相对渗透率：
Vi Vo 100 Vp
K oe
qo o L 102 A( P1 P2 )
稳态法测定油－水相对渗透率的基本理论依据是一维达西渗流理论，并
且忽略毛管压力和重力作用，假设两相流体不互溶且不可压缩。
实验时在总流量不变的条件下，将油水按一定流量比例同时恒速注入岩
样，当岩心两端压差及油、水流量稳定时，岩样含水饱和度不再变化， 此时油、水在岩样孔隙内的分布是均匀的，达到稳定状态，油和水的有 效渗透率值是常数。
结论是前三种条件下测量的相对渗透率相近，而第四种条件下的测量结 果与前三种差别较大。
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四、恢复岩石润湿性
综上所述润湿性对相对渗透率的测量有影响，对非新鲜岩样清洗
后必须恢复其润湿性。地层条件下测量相对渗透率比较困难，采 用恢复润湿性的岩心和精制油的做法是可行的。
将油、水按设定的比例注入岩样，待流动稳定时，记录岩样两端压差和油、
水流量，称量岩样质量（用称重法时）或计量油水分离器中的油、水量变化 （用物质平衡法时）。
改变油水注入比例，重复上述实验的测量步骤直至最后一个油水注入比结束
实验。
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五、油-水相对渗透率测定
Vp
m1 m0
w
岩样饱和是否充分对测试至关重要，将岩样抽空饱和地层水后得到的孔隙 体积与氦气法孔隙体积对比，二者数据应满足以下关系：
(1
Vp VpHe
) 100 2％ ％
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三、岩样和流体准备
5、实验用流体 实验用油
采用精制油或用新鲜脱气、脱水原油加中性油配制模拟油，并根 据各油田的实际情况选择油水粘度比。选用与原油配伍性好的精制 油，避免发生沥青沉淀，实验用油在实验前应抽空过滤。
在岩石孔隙中流动而与岩石没有物理化学作用时所求得的渗透率 。通常则以气体渗透率为代表，又简称渗透率。它是岩石的自身 性质，与岩石孔隙结构有关。
有效渗透率－多相流体共存和流动于地层中时，其中某一相流体
Hale Waihona Puke 在岩石中通过能力的大小，就称为该相流体有效（相）渗透率。 它既和岩石自身的属性有关，又和流体饱和度及其在孔隙中的分 布有关，而后者又与润湿性以及饱和历史有关。
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二、标准的适用范围
相对渗透率－某一相流体的相对渗透率是指多相流体共存时，
该相流体的有效渗透率与绝对渗透率的比值。作为比值的分母 可以是空气绝对渗透率、100％水或油渗透率和束缚水状态下
油的渗透率。相对渗透率反映了油层中两相流体各自渗流能力
的变化规律，是预测油田水驱开发生产指标和动态变化情况的 极为重要的指标。
实验用水
根据地层水和注入水的成分分析资料配制地层水和注入水或等矿 化度的标准盐水。实验用水应在实验前放置1d以上，然后用G5玻璃 砂芯漏斗或0.45μ m微孔滤膜过滤除去杂质，并抽空。
实验用气
经过加湿处理的氮气或压缩空气。
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四、恢复岩石润湿性
1、润湿性对相对渗透率影响文献综述
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三、岩样和流体准备
1、岩样的保存和钻取
选择有代表性的岩样，钻成直径为2.50cm或3.80cm的圆柱，长度不小于
直径的1.5倍。 新鲜胶结岩样在岩心出筒后先用聚乙烯膜包好，再用锡箔纸包裹后浸蜡
密封，不允许长时间暴露在空气中，以避免氧化改变岩石的润湿性。
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五、油-水相对渗透率测定
2)实验流程
5 7 4
7
4 9 5 8
„„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„ „„„
6 6
1
10
5
7
3
2 7 3
5
1－岩心夹持器；2－围压泵；3－水泵；4油泵；5－压力传感器；6－过滤器；
按照模拟条件的要求，在油藏岩样上进行恒压差或恒速度水驱油实验，
在岩样出口端记录每种流体的产量和岩样两端的压力差随时间的变化， 用“J．B．N．”方法计算得到油－水相对渗透率，并绘制油－水相对 渗透率与含水饱和度的关系曲线。
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五、油-水相对渗透率测定
岩石的润湿性对相对渗透率的测量有影响，国内外学者对此进行了 深
入的研究。
Morgan和Mungan研究表明：采用储层液体作为实验流体可以使清洗以后
岩心的润湿性变化对相对渗透率影响降低到最小。地层条件下使用地层 流体测得相对渗透率才能反映地下多孔介质中油水两相的渗流情况。
Mungan对宾夕法尼亚地层岩心做了三种条件下的相对渗透率测量：
S ws
Vp Vw Vp
100
测定束缚水状态下的油相渗透率
如果是新鲜岩样，将浸泡在原油中的岩样在实验温度下恒温2h并抽空，装入
岩心夹持器中，并在实验温度下恒温4h。用实验油驱替至不出水或达10倍孔 隙体积后，测油相有效渗透率。
将建立了束缚水饱和度和经过恢复润湿性的岩样装入岩心夹持器中用实验油
K ro
K rw
K oe K o (S ws）
K we K o ( S ws )
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K we
qw w L 102 A( P1 P2 )
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五、油-水相对渗透率测定
2、非稳态法油-水相对渗透率测定 1)实验原理
非稳态法油－水相对渗透率是以Buckley－Leverett一维两相水驱油前
5mD的岩样，非稳态法气－水相对渗透率测定适用于空气渗透率大 于0.01mD的岩样。
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二、标准的适用范围
2、与渗透率有关的定义
岩石的渗透率根据其测定条件可分为绝对渗透率、有效（相） 渗透率和相对渗透率，定义如下：
绝对渗透率－绝对渗透率是指当只有一相流体(气体或单一液体)
f o (Sw ) dV o (t ) dV (t )
；
统一了原标准中对有效渗透率的测量误差，修改后相对误差不大于3％；
统一了原标准中数据修约的不同部分；
删除了原标准所有有关原始记录的格式附录，并将原标准的所有标准附录 改为资料性附录。
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二、标准的适用范围
1）在地层温度、压力下用保存完好的新鲜岩样，活油； 2）在地层温度、压力下用清洗过的岩心（在活油中老化6天），活油； 3）在常温常压下用清洗过的岩心，精制油。
结论是前两种条件下测量的相对渗透率几乎完全一致，都具有弱亲水性 质，而第三种条件下的测量结果与前两种差别较大，具有强亲水性质。
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4)稳定的判别依据
在每一级油水流量比注入时，每一种流体至少应该注入3倍岩样孔隙体
积，并且岩样两端的压差稳定，同时满足以上两个条件时判定为稳定。
5)油水注入比列
在总速度不变的条件下，油水按照以下比例注入：
油
20 10 5 1 1 1
水
1 1 1 1 5 10
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1、标准的适用范围
本标准适用于胶结砂岩岩样中两相流体相对渗透率的测定，其他类
型岩样可参照执行。
标准中包括稳态和非稳态两种测定相对渗透率方法，稳态法油－水
相对渗透率测定适用于空气渗透率大于50 mD的岩样，稳态法气－ 水相对渗透率测定适用于空气渗透率范围0.5mD～1000mD的岩样。
非稳态法油－水和气－油相对渗透率测定适用于空气渗透率大于