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油水相对渗透率测定标准
油水相对渗透率测定标准主要是指在石油行业中对油水相对渗透率进行测定时需要遵循的技术要求和试验方法。
在我国，油水相对渗透率的测定主要参考以下标准：
1. 《油水相对渗透率测定》（GB/T 24481-2009）：该标准规定了油水相对渗透率测定的术语和定义、试验原理、试验方法、试验条件、试验步骤、结果计算和试验报告等内容。
2. 《测井资料综合解释》（石油工业出版社，2000年）：该教材详细介绍了油水相对渗透率的测定方法、原理和应用，以及测井资料的解释和评价方法。
3. 《油藏工程》（石油工业出版社，2002年）：该教材涵盖了油水相对渗透率测定在油藏工程中的应用，包括油藏动态分析、油藏数值模拟和油藏开发方案设计等方面。
4. 《石油地球物理勘探》（石油工业出版社，2006年）：该教材介绍了油水相对渗透率测定在石油地球物理勘探中的应用，包括测井资料的解释、油藏地质模型的建立和油藏
评价等方面。
遵循上述标准进行油水相对渗透率的测定，可以确保试验结果的准确性和可靠性，为油藏开发和生产提供科学依据。
油水相对渗透率测定稳态法【实验目的】（1）加深对相对渗透率概念的理解，掌握测定油水相对渗透率曲线的方法及数据处理方法。
（2）使学生综合运用已掌握的油藏物理实验基本知识，基本原理和实验技能，设计实验具体方案，独立完成实验并能够对实验结果进行分析。
【实验原理】油水以一定的流速同时注入岩心，在岩心两端产生压差，当油水流速恒定以后，岩心中的油水饱和度不再变化，根据达西定律，计算某一饱和度下油水相的渗透率，改变油水流速比，可计算不同饱和度下油水相的渗透率。
稳态法测定油水相对渗透率是将油水按一定流量比例同时恒速注入岩样，当进口、出口压力及油、水流量稳定时，岩样含水饱和度分布也已稳定，此时油、水在岩样孔隙内的分布是平衡的，岩样对油田水的有效渗透率值是常数。
因此，可利用测定岩样进口、出口压力及油、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饱和度值，改变油水注入流量比例，就可得到—系列不同含水饱和度时的油，水相对渗透率值，并可绘制岩样的油、水相对渗透率曲线【实验装置】油水相对渗透率测定仪图5-1 稳定流油水相对渗透率实验流程示意图1—过滤铭；2—储油罐；3—储水罐；4．—油泵；5—水泵；6—环压；7—岩心：8—压力传感器； 9—计量分离器。
【实验步骤】1、实验准备（1）岩样的清洗根据油藏的原始润湿性，选择清洗溶剂。
如果油藏原始润湿性为水湿，则用苯加酒精清洗岩样；如果油藏原始润湿性为油湿，则用四氯化碳、高标号(120号)溶剂汽油清洗岩样。
使用这些溶剂清洗后的岩样不用再恢复润湿性。
（2）实验用油水配制实验用油采用精制油或用新鲜脱气原油加中性煤油配制的模拟油。
对新鲜岩样采用精制油，对非新鲜岩样(恢复润湿性岩样)采用模拟油。
实验用的注入水或地层水(束缚水)均使用实际注入水、地层水或人工配制的注入水，地层水。
（3）岩心称干重，抽空饱和地层水，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和孔隙度。
油水相对渗透率数据归一化方法研究摘要:本文选取了具有代表性的相对渗透率曲线为例,从岩心相渗透数据出发,并在此基础上对对此进行归一化为油水相对渗透率曲线,从而归纳出两类典型的归一化相对渗透率曲线。
关键词:相对渗透率曲线归一化饱和度描述水驱油特征的基本曲线称作油水相对渗透率曲线。
在水驱油田中,油水相对渗透率所起到而对作用是作为油藏数值模拟工作和油藏工程计算的基本资料。
人们对油藏水驱油特征的认识以及各种计算的准确性受到油水相对渗透率曲线准确性的影响,从而计算取油藏有代表性的油水相对渗透率曲线的是非常重要的。
1 相对渗透率曲线归一化研究在一个油、水共存彼此均匀介质的具体油藏中,油、水相对渗透率曲线可以表现油、水的渗透特征。
作为水驱油理论,应用油藏工程和油藏数值模拟必要的基础数据,油水相对渗透率曲线是非常重要的。
归一化处理所选取的具有代表性的油水相对渗透率,可以得到能够代表油藏或油层的相对渗透曲线,对所得到的曲线进行分析求证,可以帮助理论分析、开发指标准确性预测。
多相流体的岩石,在同一时间,当流体多相流动的渗透性和延迟绝对渗透率比值是水和油的相对渗透率的饱和,虽然等于1,但是油水相对渗透率之和却不等于1,不仅如此,多相流体在岩石在同一时间,每个阶段流体相对渗透率之和同样小于1。
相对渗透率曲线能够表现相对渗透率和湿相流体饱和度关系,虽然两相流体不同,但是其相的相对渗透率曲线都有着相似的特征。
(1)开始流动的最低流动饱和度值存在于任何湿相和非湿相中,如果流体不能动则表示流体饱和度值小于该最低饱和度值,非湿相的最低流动饱和度值一般比湿相最低饱和度值要小。
(2)湿相饱和度和其相对渗透率必须同时达到100%,即只有在湿相饱和度达到100%时,其相对渗透率才能够达到100%,但是非湿相相对渗透率在非湿相饱和度未达到100%时依然能够达到100%。
(3)当两相同时流动时,两相相对渗透率的和小于1,此时等渗透点处达到最小值。
油水相对渗透率曲线应用油水两相相对渗透率曲线是油水两相渗流特征的综合反映，也是油水两相在渗流过程中，必须遵循的基本规律。
它在油田开发方案编制、油田开发专题研究、油藏数值模拟等方面得到了广泛应用。
因此，对油田开发来说，油水两相相对渗透率曲线既是一个重要的基础理论问题，也是一个广泛性的应用问题。
以下部分主要介绍油水相对渗透率的有关概念及其在实际工作中的应用。
一、油水两相渗流的基本原理天然或注水开发的油藏，正常情况下从水区到油区的油层中，其原始的油水饱和度是逐渐变化的，在水区与油区之间有一个油水过渡带。
生产过程中，当水渗入油区驱替原油时，由于油水流体性质的差异，如油水粘度差、密度差、毛细管现象及岩石的非均质等,使得水驱时水不可能将流过之岩石的可动油部分全部洗净，形成了油水两相区。
在驱替过程中，此两相区不断向生产井推进，当生产井见水后，很长时间内油水同时开采；水驱油试验过程中，出口端见水以后，也是长时间的油水同出。
从整个水驱油的过程可以看出，水驱油的过程为非活塞过程，油水前缘推进过程相当于一个漏的活塞冲程。
二、油水两相相对渗透率曲线【定义】在实验室中，用水驱替原油作出的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sw 的增加，油相相对渗透率kro减小，水相相对渗透率krw增大。
【说明】1、油水两相相对渗透率曲线共有五个特征点(如图2-1-1)：S wi：束缚水饱和度。
它对应着最大含油饱和度S oi，即原始含油饱和度，S oi=1-S wi；S or ：残余油饱和度。
它对应着最大含水饱和度S wmax，S wmax=1-S or；K romax ：束缚水条件下的油相相对渗透率(最大)；K rwmax ：残余油条件下的水相相对渗透率(最大)；等渗点：油相与水相相对渗透率曲线的交点。
2、油水两相渗流区的含油饱和度变化为ΔS o=1-S wi-S or=S oi-S or。
模型法计算油水两相相对渗透率曲线，有分段
油水两相相对渗透率曲线是一种衡量オイル水双相系统中油气和水之间碳酸钙逆渗透效果的重要方法。
根据油水两相渗流模型，可以计算出油水两相相对渗透率曲线。
计算油水两相相对渗透率曲线的过程是，首先，确定油水两相的物理性质，实验室测得的油水渗透率和压力密度曲线，根据现有的传导方程来求解油水两相的渗透率及水压力。
其次，分析评价油水系统运行数据，确定油水系统的饱和浓度场和渗透率场，定义油水两相相对渗透率曲线，并确定曲线斜率。
油水两相相对渗透率曲线的研究成果和应用可以从三个方面体现，首先，这一模型可用于计算渗透效果，以及渗透效率系数的变化规律，从而来分析和估计渗透效果。
其次，油水两相相对渗透率曲线可用于研究和探讨油水两相系统中渗流与油水分离有关数量和梯度；最后，它也可以作为油水两相系统正确运行以及重要数据研究的基础数据。
油水两相相对渗透率曲线的正确计算，可以为油水两相系统的运行提供精确的参考，这对于精确控制和扩大油气的产量、发现水的上穿性以及优化管网的设计，都将有重要的意义。
在高于饱和压力采油的情况下，一般可以把油井产纯油时的有效渗透率近似是地当作绝对渗透率，以后计算相对渗透率时都有以它为准，因此，首先要估算本井的绝对渗透率的近似值。
当本井开始产水以前，根据指示曲线，以及采油指数与油层流动系数的经验关系，假定井底为完善的，可以大致地估算本井的油层流动系数如下：流动系数（KH/U）=产油指数（J）/5；井的产能为KH有效渗透率（K）=KH/H则任一时间的油、水相对渗透率可以通过产油和产水指数计算如下：油的相对渗透率--------K0/K=当时的产油指数/见水前的产油指数；水的相对渗透率-------KW/K=当时的产水指数/见水前的产油指数×水的粘度/油的粘度多层迭加的似相对渗透率曲线中水相相对渗透率曲线向上弓的，而单层与之相反。
注水条件下油水同层生产井的产状分析：以面积注水试验井组为例说明在人式注水采油时，如何在开采初期利用生产资料确定本井的油层相对渗透率曲线，并进一步用它来预测未来的油井产状。
采出程度=-（S W-S WO）/（1-S WO）；含油饱和度S O=1-S W。
不同时间井底完善系数和完善程度的估算：井底完善系数是指生产压差和压力恢复曲线代表斜率的比值。
ΔP/I=（油层静压井底流压）/（压力恢复曲线的斜率）理论和实践证明：在一般正规井网情况下，完善井的完善系数约为7左右。
完善程度是另一种用来表现井底完善程度的概念。
它代表的是理想井完善系数和实际完善系数的比值。
如果井底是完善的，则完善程度等于1。
大于1是超完善；小于1则是不完善。
各阶段有效渗透率和相对渗透率的估算：以无水采油期的油相渗透率为基准渗透率（以压力恢复曲线为资料）等到油井开始产水后，根据油、水产量分别计算油、水两相的流动系数、流度、有效渗透率和相对渗透率。
模拟相对渗透率曲线的绘制1、油、水相渗透率随油、水饱和度变化的数据表首先算出每次测压力恢复曲线时本井供油面积内的油、水饱和度（S0和Sw）的近似值。
油水相对渗透率测定
稳态法
【实验目的】
（1）加深对相对渗透率概念的理解，掌握测定油水相对渗透率曲线的方法及数据处理方法。
（2）使学生综合运用已掌握的油藏物理实验基本知识，基本原理和实验技能，设计实验具体方案，独立完成实验并能够对实验结果进行分析。
【实验原理】
油水以一定的流速同时注入岩心，在岩心两端产生压差，当油水流速恒定以后，岩心中的油水饱和度不再变化，根据达西定律，计算某一饱和度下油水相的渗透率，改变油水流速比，可计算不同饱和度下油水相的渗透率。
稳态法测定油水相对渗透率是将油水按一定流量比例同时恒速注入岩样，当进口、出口压力及油、水流量稳定时，岩样含水饱和度分布也已稳定，此时油、水在岩样孔隙内的分布是平衡的，岩样对油田水的有效渗透率值是常数。
因此，可利用测定岩样进口、出口压力及油、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饱和度值，改变油水注入流量比例，就可得到—系列不同含水饱和度时的油，水相对渗透率值，并可绘制岩样的油、水相对渗透率曲线
【实验装置】
油水相对渗透率测定仪
图5-1 稳定流油水相对渗透率实验流程示意图
1—过滤铭；2—储油罐；3—储水罐；4．—油泵；5—水泵；6—环压；7—岩心：8—压力传感器； 9—计量分离器。
【实验步骤】
1、实验准备
（1）岩样的清洗
根据油藏的原始润湿性，选择清洗溶剂。
如果油藏原始润湿性为水湿，则用苯加酒精清洗岩样；如果油藏原始润湿性为油湿，则用四氯化碳、高标号(120号)溶剂汽油清洗岩样。
使用这些溶剂清洗后的岩样不用再恢复润湿性。
（2）实验用油水配制
实验用油采用精制油或用新鲜脱气原油加中性煤油配制的模拟油。
对新鲜岩样采用精制油，对非新鲜岩样(恢复润湿性岩样)采用模拟油。
实验用的注入水或地层水(束缚水)均使用实际注入水、地层水或人工配制的注入水，地层水。
（3）岩心称干重，抽空饱和地层水，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和孔隙度。
w p m m V ρ0
1-=
100⨯=t p
V V φ
式中：0m ——干岩样质量，g ；1m ——岩样饱和模拟地层水后的质量，g ； w ρ——在测定温度下饱和岩样的模拟地层水的密度，g ／cm 3； p V ——岩样有效孔隙体积，cm 3； t V ——岩样总体积，cm 3； φ——岩样孔隙度，％。
岩样饱和程度的判定：判定方法是检查岩样抽空饱和是否严格符合要求，或按以下方法进行，即将岩样抽空饱和地层水后得到的有效孔隙度与气测孔隙度对比，二者数据应满足以下关系：
%1≤-g φφ
式中：g φ——气测孔隙度，％。
（4）建立束缚水饱和度
油驱水造束缚水，驱替10倍孔隙体积，记录驱出水量，测量油相渗透率。
束缚水饱和度按式(4-7)计算： 100⨯-=p wi
p wi V V V S
式中：wi S ——束缚水饱和度，％； wi V ——岩石内被驱出水的体积，cm 3。
（5）束缚水状态下的油相渗透率的测定。
新鲜岩样：
a ）将浸泡在原油中或煤油中的岩样在试验强度下恒温2h 并抽空1h 后．装入岩心兴持器中，并在试验温度下恒温4h 。
b ）用精制油驱替达10倍孔隙体积后，测油相有效渗透率。
束缚水饱和度下的油相有效渗透率按下式计算：
()()
12110-⨯-=p p A L q K o o s o wi μ ()wi s o K ——束缚水饱和区条件下的油相有效渗透率，2m μ； o q ——油流量，mL ／s ；
o μ——实验温度下油的粘度，（mPa.s ） L ——岩样长度，cm, A ——岩样截面积，cm 2： 1p ——岩样进口压力，MPa ； 2p ——岩样出口压力，MPa 。
测定束缚水条件下的油相有效渗透率时，连续测定三次，束缚水时油相有效渗透率的相对误差小于3％。
非新鲜岩样：
a) 将建立了束缚水饱和度（或经过恢复润湿)的岩样装入岩心夹持器中用实验油驱替达10倍孔隙体积后，测油相有效渗透率。
其计算公式和测量次数及偏差要求同新鲜岩样。
b) 将油、水按设定的比例注入岩样，等到流动稳定时记录岩样进口、出口压力和油、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)。
稳定的评判依据 ：a)在每一级油水流量比注人时，每一种液体至少应该注入岩样3倍孔隙体积；b)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。
c) 改变油水注入比例，重复步骤（2），直至结束试验。
在总速度不变的条件下，油水按照以下比例注入：
油 水
20 1
10 1
5 1
1 1
1 5
1 10
0 1
【数据处理】
1、岩心含水饱和度确定
a) 用称重法求含水饱和度
()1001⨯-*=-=o w p o
p i w V V m m S ρρρ
式中：w S ——岩样含水饱和度，％； i m ——任一刻的含油水岩样的质量，g ；
o ρ——在测定温度下模拟油的密度，g ／cm 3。
b) 用物质平衡法确定岩样含水饱和度
用此种方法确定岩样含水饱和度的前提是计量岩样进口、出口压力必须用精密的压力传感器，保证整个回路出口端计量油水较为准确。
100⨯-+=p
o i wi w V V V S S 式中：o V ——计量管中原始油的体积，cm 3； i V ——第i 种油水比下油水稳定后计量管内油的体积，cm 3； wi S ——束缚水饱和度，％。
2、油水相对渗透率计算
按式(4-11)～式(4-13)计算油、水相对渗透率
()
12110-⨯-=p p A L q K w w w μ ()
12110-⨯-=p p A L q K o o o μ ()wi S o w rw K K K =
式中：w q ——水流量，mL ／s ； o μ——在测定温度下油的粘度，mPa ·s ； w μ——在测定温度下水的粘度，mPa ·s ； w K ——水相有效渗透率，μm 2； rw K ——水相相对渗透率； o K ——油相有效渗透率，μm 2 ；ro K ——油相相对渗透率。
