油藏条件下油水相对渗透率实验研究

用胜利油区孤东油田7—44—检245等井样品进行油水两相渗流规律单因素影响实验，结果表明：净上覆压力增大改变孔隙结构(主要影响喉道)，水相相对渗透率上升较快而油相相对渗透率下降较快，是影响渗流规律主要的因素；温度增高改变油水黏度比，使束缚水饱和度增大、残余油饱和度减小，但在相同油水黏度比条件下，温度升高对相对渗透率的影响很小；在30MPa、80℃条件下，精制油与盐水、脱水脱气原油与盐水的油水黏度比相近，含气原油与盐水的油水黏度比略高，三者相对渗透率曲线形态相近，含气原油与盐水的水相相对渗透率略高于脱水脱气原油与盐水的。用胜利油区5个油田不同层位的样品，进行地层与地面条件下相对渗透率测定对比实验的结果，地层条件下的束缚水饱和度高、两相区窄、油水两相前缘含水饱和度低、含水上升快以及最终水相相对渗透率高；地层条件下的水驱油效率在注水初期高于地面条件，达到一定的注入倍数后低于地面条件，最终水驱油效率小于地面条件。进行相对渗透率实验研究时，应该模拟油藏条件，由于渗流特性对上覆压力和孔隙压力的绝对值不敏感，可以只模拟油藏的净上覆压力。     

测定油水相对渗透率曲线的稳态法

用稳态法测定油水相对渗透率曲线的一个关键问题是如何方便、精确地测量岩心中的含水饱和度。本文提出了一套新的饱和度测试方法。该方法同时具有操作方便、精度较高等优点,特别适用于在常温、常压条件下对基本渗流规律进行研究时测定岩心中的含水饱和度。     

一种处理油水相对渗透率曲线的新方法

对现有的处理油水相对渗透率的方法提出了一种改进方法。新方法的基础是归一化和平均相对渗透率曲线。利用束缚水饱和度、残余油饱和度、残余油饱和度下的水相相对渗透率与空气渗透率的关系和归一化平均相对渗透率曲线,可以得出不同空气渗透率下的油水相对渗透率曲线,其中油相相对渗透率曲线形状不变,而水相相对渗透率曲线的形状随空气渗透率的变化而变化。     

确定不稳定试验油水相对渗透率曲线的新方法

本文根据贝克莱－勒韦尔特驱油机理和不稳定试验数据，推导出了岩石出口端含水饱和度和油、水相对渗透率的计算公式。据此提出了一种新的确定不稳定试验油水相对渗透率曲线的新方法。实例计算结果表明，该方法具有方便，实用，精确度高的特性。     

确定平均油水相对渗透率曲线的方法

油水相对渗透率曲线是油藏工程计算和油藏模拟研究必不可少的资料。为此，本研究油水相对渗透率曲线的标准化方法，使用拉格朗日插值法求解，并提出确定平均油水相对渗透率曲线的方法，为油藏工程计算及油藏模拟研究提供具有代表性的油水相对渗透率曲线。     

油水相对渗透率曲线的实验测定

油水相对渗透率曲线是编制油田开发方案及油藏动态预测的重要实验资料和依据。本文探讨了各种岩性的岩心及不同性质的流体室内测定油水相对渗透率曲线的最合理的方法,得到了一些很有意义的结论。     

精确计算相对渗透率的方法

用非稳态法进行驱替实验来获得原始实验数据，对数据计算处理后进行曲线拟合，根据拟合曲线求导后得到相对渗透率值，其值的精确程度与选取什么样的数学模型作为拟合函数及曲线拟合时拟合程度是否高密切相关。采用琼斯所作的恒速水驱油试验数据和胜利油田具有代表性的某一岩心试验数据，论证平均含水饱和度与无因次累积注水量的关系为单调上升函数，平均有效粘度与无因次累积注水量的关系为单调下降函数，说明对这２类函数关系的拟合函数的要求是曲线光滑。目前普遍使用多项式进行拟合。高阶多项式拟合函数拐点多，波动严重，据此计算出来的相对渗透率值误差大，在相渗曲线图上表现为曲线出现振荡，不光滑。低阶多项式的拟合系数又太小，据此求得的相对渗透率值不精确。若试验数据完全呈单调性或只有个别数据点形成拐点，可以对拐点或剔除或调整，以保证曲线的单调光滑，再采用三次样条函数进行曲线拟合。这种拟合函数通过绝大多数数据点，拟合程度最高，从而保证了相对渗透率值的精确性。对拐点多、波动剧烈的试验数据，应该从对数函数和指数函数中选取拟合程度最高的函数作为拟合函数，以保证求取的相对渗透率值精确。图３表１参４（郭海莉摘）     

确定聚合物／油体系相对渗透率曲线的新方法

聚合物／油相对渗透率曲线是研究多相渗流规律和进行油田动态预测的重要依据。由于聚合物溶液在多孔介质中流动的复杂性，其粘度随流速而改变，因此，常规的确定油／水相对渗透率的方法不适合聚合物／油体系。文中提出了一种确定聚合物／油相对渗透率曲线的新方法，该方法首先测定达西粘度与剪切速率关系曲线，进而将两相流动时不同饱和度所对应的聚合物渗流速度转变为剪切速率，根据达西粘度与剪切速率关系曲线查得相应的达西粘度，     

应用油水相对渗透率曲线和动态数据确定水驱波及状况

应用油水相对渗透率曲线及油藏动态生产数据，提出了油藏和单井水驱波及状况的计算方法，建立了相关的数学模型。应用此方法对胡状集油田的水驱波及状况进行了分析，其结果和实际情况符合程度较高。     

稳态法测定油水相对渗透率的实用方法

通过实验室内水驱油相对渗透率测定的研究,对石油天然气行业标准(SY/T 5345-1999)油水相对渗透测定中稳态法的实验步骤以及物质平衡法计算平均含水饱和度做了改进,使实验更简便易行,数据能够满足现场及数值模拟的要求。     

高凝油/水相对渗透率的确定

高凝油／水相对渗透率是研究高凝油多相渗流规律和进行油田动态预测的重要依据。由于高凝油在低于其析蜡点的某一温度下，呈非牛顿流作的流动特征，故常规的确定油／水相对渗透率的方法不完全适全于高凝油／水体系。文中以辽河油田沈北高凝油为样品，采用加压式细管流变仪，确定了高凝油在不同温度下的流变性。证明沈北高凝油在低于析蜡点某一温度下，是幂律流体，推导了关于蜡沉积所产生的岩石渗透率降低系数的计算公式。依据高凝油流变性及石蜡在岩石孔道表面的沉积两个因素，修正了常规计算油水相对渗透率的JBN方法。利用修正的公式计算了高凝油／水的相对渗透率，得到了准确反映高凝油渗流规律的结果。     

计算相渗曲线的新方法--甲型水驱曲线法

应用甲型水驱特征曲线计算油水相对渗透率曲线，具有比乙型水驱特征曲线计算更稳定、结果更可靠的优点。因此，对初期未做室内相对渗透率曲线实验的油田（或区块）来说，用本文所介绍的方法可以拟合出一条实际相对渗透率曲线。     

新型油水相渗数学模型的建立及应用

针对Willhite油水相渗数学模型拟合油水两相渗流数据误差较大的问题,提出了一种新型油水相渗数学模型。新模型在进行油相和水相相渗曲线拟合时,均可利用含单变量的多元线性回归求得最优解,尤其在拟合弓背式水相相渗曲线时,待定参数最优估值与常见凹型水相相渗曲线待定参数最优估值差值小,使得算术平均法确定的多个岩样的标准水相相渗曲线基本位于所有岩样水相相渗曲线的中部。在得到标准油水两相相渗曲线后,结合油井见水后的Welge方程,利用水驱油解析法,确定了水驱前缘含水饱和度、水驱前缘后平均含水饱和度、含水率、驱油效率等参数的计算式,为水驱规律研究提供了一种新的方法。     

一种计算低渗透油藏相对渗透率曲线方法

研究人员曾提出用生产数据计算相对渗透率曲线,但所述方法只适用于中、高渗透油藏,因为低渗透油藏存在启动压力梯度而不适用。文中在考虑低渗透油藏的特性和渗流理论的基础上,做出了相应改进,提出了一种新方法,反映了低渗透油藏实际的生产动态,这样获得的曲线能够真正代表油藏的平均性质。该方法克服了以往研究的局限性,不仅能获得相对渗透率比值,还能获得低渗透油藏的有效启动压力梯度。在此基础上,还可以对油田的综合含水率进行有效预测。     

储集层相对渗透率曲线形态及开采特征

不同形态油水相对渗透率曲线反映了在水驱开发过程中油藏储集层孔隙结构的变化,也反映了油水分布状态,以及油水运动规律与开采特征。虽然油水相对渗透率曲线形态千变万化,但根据油田实际资料大致可划分为五类,即水相上凹型、水相直线型、水相下凹型、水相上凸型和水相靠椅型。各类曲线形态差异大,特征明显,并且相应的各类开采特点也不同。对应地可把储集层分为五大类,即中高渗孔隙流动系统、低渗孔隙流动系统、低渗敏感性孔陈流动系统、低渗裂缝性流动系统、高导流裂缝流动系统。如果油藏开发的初期就能充分认识油水相对渗透率曲线形态,能深刻揭示这种特点所反映的油藏储集层特征及其在开发过程中的变化,以及油水在不同饱和度下的分布与运动规律,这对今后油藏开发具有先期战略性的指导意义。     

一种确定地层垂向渗透率的新方法

介绍了球形流和径向流渗流模型在FMT地层测试中的应用,提出了一种在均质各向异性地层中确定水平渗透率和垂直渗透率的新方法,并用现场实例进行了验证,其计算结果和岩心分析渗透率基本吻合.     

新疆宝浪油田相对渗透率曲线研究

宝浪油田储集层的岩石,在仅有束缚水而无自由水的条件下,油相渗流需要一个较高的启动压力梯度;油藏相对渗透率曲线形态类型较多,以直线为主;一般相对渗透率曲线具有束缚水饱和度较高、残余油饱和度较低以及残余油状态相对渗透率较高、两相流动区间较宽的特点;孔喉组合模式以及注入水质,对相对渗透率曲线有重要影响。     

确定油水同层原始含油饱和度的新方法

G油田P油层是主要受岩性控制的构造一岩性油藏,油水同层比较发育。该区油水同层与油层的物性、电性相近,应用电阻率和孔隙度计算原始含油饱和度的常规方法不适用。以测井理论为基础,依据密闭取心井资料建立油层的原始含油饱和度解释模型,并采用相渗分析技术对油层的含油饱和度模型进行校正,实现了油水同层的原始含油饱和度的准确计算,为确定复杂油水同层的原始含油饱和度提供了新的方法。