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渗透率及其测定渗透率：英文：intrinsic permeability释文：压力梯度为1时,动力黏滞系数为l的液体在介质中的渗透速度。
量纲为[[L2]。
是表征土或岩石本身传导液体能力的参数。
其大小与孔隙度、液体渗透方向上空隙的几何形状、颗粒大小以及排列方向等因素有关,而与在介质中运动的液体性质无关。
渗透率（k）用来表示渗透性的大小。
在一定压差下,岩石允许流体通过的性质称为渗透性；在一定压差下，岩石允许流体通过的能力叫渗透率。
分类：油藏空气渗透率/(m D) 气藏空气渗透率/(m D)特高≥1 000 ≥500高≥500～＜1 000 ≥100～＜500中≥50～＜500 ≥10～＜100低≥5～＜50 ≥1.0～＜10特低＜5 ＜1.0绝对渗透率用空气测定的介质渗透率叫绝对渗透率，也叫空气渗透率。
它反映介质的物理性质。
有效渗透率（相渗透率）英文：Effective permeability释文：在非饱和水流运动条件下的多孔介质的渗透率。
多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的渗透率叫该项流体的有效渗透率，又叫相渗透率。
相对渗透率多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的相渗透率与该介质的绝对渗透率的比值叫相对渗透率，用百分数表示。
孔隙渗透率是单根孔隙的渗透率,地层渗透率是孔隙渗透率折算到整个地层截面积之上的渗透率。
孔隙渗透率通常很大,但地层渗透率却不大。
地层渗透率是岩石孔隙特性的综合反映。
孔隙半径、孔隙密度和孔喉比对地层渗透率均产生影响。
孔喉比对渗透率的影响很大,喉道大小是制约渗透率的重要因素。
压汞仪是测定岩心孔径分布及计算渗透率等参数最便捷有效的工具。
从压汞仪软件上可以直接得到以下数据：•累积孔体积－压力或孔直径曲线•累积比表面积－压力或孔直径曲线•微分的孔体积－压力或孔直径曲线•孔分数－压力或孔直径：孔径分布图•颗粒大小分布（MS和SS理论）•孔曲率•渗透率•孔喉比•分形维数（表面粗糙度的指标）还可以计算得出以下孔隙结构特征参数：为了对不同类型的岩心的孔隙结构进行定量分析，根据恒速压汞实验结果，结合国内外近十年来恒速压汞的应用成果，我们对相关孔隙结构特征参数的定义如下。
相对渗透率计算的影响因素作者：杨洪元来源：《中国科技博览》2015年第13期[摘要]相对渗透率是贯穿油气田开发全过程的重要参数，准确确定相对渗透率对于分析地下渗流规律、制定合理开发方案以及措施调整都有重要的意义。
本文从影响相对渗透率因素出发，详细分析了各种计算方法的理论依据和实现步骤。
在此基础上分析了各种方法的优点和不足，根据开发的不同阶段、掌握资料情况和应用的目的不同给出相应的推荐方法。
[关键词]相对渗透率；计算模型；中图分类号：TE311 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）13-0326-01一、相对渗透率的影响因素分析大量研究表明，岩心的相对渗透率不是饱和度的唯一函数，它强烈地受储层润湿性的影响，同时还与流体饱和顺序、岩石孔隙结构、流体性质、实验温度、压差以及流动状态等有关，即相对渗透率是一个多因素影响的复杂函数。
实验所测得的相对渗透率曲线，正是这些因素综合作用的结果。
1.1 储层性质的影响1.1.1 岩石润湿性的影响岩石表面润湿性有亲水、亲油之分。
亲水岩石中由于界面张力产生的毛管力能自发吸水排油.在亲油岩石中能自发吸油排水。
这样就造成润湿性不同岩石内油水分布不同，亲水岩石水分布在小孔隙或岩石表面或边角，亲油储层水呈水滴或在孔道中间。
从而造成了相对渗透率曲线的不同：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，共渗点向右移动。
1.1.2 岩石孔隙结构的影响流体饱和度分布和流动通道直接与岩石孔隙大小，几何形态及其组合特征有关，因此孔隙结构直接影响相渗曲线。
通常高渗透、高孔隙砂岩的两相共渗区范围大，束缚水饱和度低；低渗透、小孔隙砂岩则与此刚好相反。
1.1.3 岩石非均质（层理）的影响在各向异性砂岩试验中发现，平行层理流动的相对渗透率值高于垂直层理流动的相应值。
同时颗粒的大小形状、分布、方向性，以及孔隙分布，几何形态，岩石比面和后生作用等都会影响相对渗透率曲线。
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。
3种计算渗透率变异系数方法的对比桂东旭【摘要】渗透率变异系数是描述油藏宏观非均质性的一个重要参数,目前有计算渗透率变异系数的方法有统计学理论公式法、Dykstra-Parsons定义法和 lorenz 系数法3种,通过详细介绍并对比不同方法的计算步骤与原理,给出了每种方法的优缺点和适用范围,并以东部层状砂岩油田7个处于特高含水开发阶段的区块为例进行验证和比较。
结果表明,统计学理论公式法与 Dykstra-Parsons 定义法得到的结果与实际地质认识稍有不同,lorenz系数法与地质认识相一致。
通过理论与实际对比分析推荐采用 lorenz 系数法来计算渗透率变异系数。
【期刊名称】《长江大学学报（自科版）农学卷》【年(卷),期】2014(000)009【总页数】3页(P84-86)【关键词】渗透率;变异系数;计算方法【作者】桂东旭【作者单位】中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712【正文语种】中文【中图分类】TE311.2储层宏观非均质性是储层非均质性的重要组成部分,主要是指储层岩性、物性、含油性以及砂体连通程度在纵向和横向上的变化特征,其中渗透率的变化对储层的宏观非均质性来说是一个重要影响因素,渗透率变异系数是表征储层渗透率非均质性的一个重要参数,也是影响油田采收率的一个重要因素,在油藏工程和地质研究中有着广泛的应用[1-2]。
目前主要有3种计算渗透率变异系数的方法,笔者对每种计算方法的计算步骤、原理和适用范围进行了评价对比,并以东部层状砂岩油田进入特高含水阶段的7个区块为例进行验证和比较,为合理准确测算渗透率变异系数和选择计算方法提供技术依据。
渗透率变异系数反映储层渗透率非均质程度,表示围绕渗透率集中趋势的离散程度。
一般来讲,渗透率变异系数大于0,其值越小,表明均质性越强;其值愈大,则表明非均质性愈强[3-4]。
目前有3种计算渗透率变异系数的方法。
标准变异系数[5]是一组数据的变异指标与其平均指标之比,它是一个相对变异指标。
