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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。
注水试验段类型分类
注水试验是一种用于探测油藏储层性质的方法。
在注水试验中，将水注入油藏，观察水的流动情况并分析其对储层的影响，从而推测油藏的物理性质和流体运动规律。
根据注水试验的不同目的和方法，可以将其分为以下几类段类型：
1. 静止段：静止段是指在注入一定量的水之后，油井内的水流速度达到稳定状态时，记录下的数据。
静止段可以用来获得储层渗透率、孔隙度等参数。
2. 渗透率测试段：在注水试验中，通常采用不同的注水压力来测试储层渗透率。
渗透率测试段是指在不同注水压力下，测量水流速度与压力的关系，并据此计算储层的渗透率。
3. 储层压力测试段：在注水试验中，可以通过监测注水压力变化来了解储层内部压力的变化情况。
储层压力测试段是指在注入一定量的水之后，记录下水压力与时间的变化曲线，并据此计算储层压力变化的速率和趋势。
4. 储层流量测试段：储层流量测试段是指在不同注水压力下，测量注水量与时间的关系，并据此计算储层的渗透率和油藏储量。
5. 油水相对渗透率测试段：在注水试验中，可以通过测量不同水相对渗透率来了解油藏的流体运动规律。
油水相对渗透率测试段是指在注入不同含水率的水后，
测量水和油的渗透率，并据此计算油水相对渗透率的变化趋势。
以上是注水试验段类型的一些基本分类，不同类型的试验段可以用于研究不同的油藏性质和流体运动规律。
19多孔介质多相流，或者说多相渗流，是石油开发的基础，相关研究显得十分重要。
在油气开采过程中多相流体的驱替现象非常普遍，其中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，在油气开发过程中发挥着重要作用。
与实验方法测量油水相对渗透率相比，数值模拟方法计算费用低廉，时间短，并且易于通过调节参数控制模拟中多孔介质的润湿性、各相饱和度等条件。
在数值模拟多孔介质多相流方面，格子玻尔兹曼方法（LBM）具有易并行、易编程、理论清晰易懂以及边界条件易处理等优点，因而在复杂多孔介质渗流问题的模拟中得到了很好的应用。
一、Shan-Chen多组分多相模型1. 模型介绍Shan和Chen在1993年提出一种多相多组分格子Boltzmann模型，利用伪势函数直接反映粒子间的相互作用。
假设有S 种不同的组分，则模型基本演化方程如（1）所示： （1） 其中1,......,k S =，表示不同组分， (),ki f t x 、(),eq ki f t x 为第k 类组分的分布函数和平衡态分布函数，第k 类组分的密度()(),,t f t ρ=∑x x 。
(),eq ki f t x 具体形式如（2）所示： （2）Shan-Chen模型通过作用在组分k 上的力F 来改变第k 类组分的平衡态速度eq k u ，进而反映粒子间的相互作用对整个系统的影响，eq k u 表达式如（3）所示： （3） （４）力F false不仅包括粒子间的相互作用力k F ，有时也包括流体与固体间的作用力ads F 、常体积力g F ，即k ads g =++F F F F 。
k F 、ads F 表达式如（5）、（6）、所示： （5） （6）其中kk G 是相互作用力强度参数；ads G 为组分k 与壁面相互作用强度参数;()i s +x c 为标记函数。
目前Shan-Chen模型中有效密度()k ψx 有很多形式，本文取()()k k ψρ=x x ，这样取值最简便，也可以得到不错的精度，相对应的状态方程形式如（7）所示： （7）2. 模型验证Laplace定律是计算流体力学中经典的验证程序，指在气体中的液滴或者液体中的气泡在稳定状态下，液滴或气泡内部的压力差p ∆与液滴或气泡的半径R 大小成反比，形式如（8）所示，其中i p 、o p 为液滴内外压力，σ为流场的表面张力系数： （8）Shan-Chen多相模型模拟结果如图1所示，可以看出p ∆与1/R 满足线性关系，说明模型可以准确模拟多相流问题。
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。
特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法课题研究基于特低渗透油田相对渗透率曲线测试的现有方法以及油田渗透曲线测试的实际需求，提出了利用磁场核磁共振设备建立低渗透的物理模拟实验，进行相对渗透率曲线测试的新方法。
并对深入分析研究了不同渗透条件下t2的几何平均值对驱油效率的影响关系，弥补了传统渗透率曲线测试方法对束缚水饱和度和参与油饱和度无法精准计算的弊端。
标签：特低渗透油田；驱油效率；渗透率曲线测试在渗透率曲线测试方法的研究中，我国油田把研究重点多放在高渗透储层岩样的测试研究中，并取得了多项研究成果。
但特低渗透油藏的相对渗透测试曲线确处于学术研究冷门区域。
同时多数研究处于理论分析以及定性描述方面，对测试技术本身的研究创新成果极少。
现在有的特低渗透油田相对渗透率曲线测试方法存在明显的弊端，对渗透率的端点值测试不够精准，对不同渗透率测试结果对最终曲线影响结果的测试也存在缺失。
导致上述问题出现除去技术本身问题外，与低渗透岩石样本渗透率以及孔隙都比较低，最终完成渗透过程的有效样本极少，测试时间长，同时由于渗透率较慢，测试流体需要在空气中存留较长时间，挥发现象严重，最终导致测试结果的误差范围增大，驱油效率计算失衡，丧失曲线测试的意义。
而利用地磁场核磁共振设备进行的物理渗透模拟实验可以从根本上上解决渗透率测试误差的问题。
一、测试原理及实验（一）基本原理该测试方法仍以模拟实验作为测试基础，选择目标测试区域的岩石样本作是样本。
新方法选择去氢模拟油和地层水作为实验用渗透测试介质。
首先，使用核磁共振设备测试岩石样本的介质渗透情况，并分别记录饱和水、束缚水、残余油状态下岩石样本T2的驰豫时间谱。
最后综合分析对比三类时间谱确定相对渗透曲线的两个端点值，完成曲线测试工作。
该方法使用去氢汽油作为作为实验介质，能有效降低模拟油对测试结果的影响，核磁设备的模拟信号来源全部为水。
同时受实验方法和测试原理决定，利用核磁共振设备可直接对岩石样本内部的流体渗透情况进行分析测试。
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。
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，（） 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。
