砂砾岩油藏油水相对渗透率曲线异常形态成因探讨

据水相相渗曲线形态将河南油田相渗曲线分为正常型、直线型、异Ｉ型及异Ⅱ型４类。重点对异形相渗曲线成因进行了探讨，认为微观孔隙结构的非均质性、１－７μｍ微粒堵喉为主要成因，注入水质为重要影响因素，渗透率及油水粘度比的影响较小。     

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。     

毛管压力相对渗透率曲线在二连地区的应用

各类岩石的储集性质不同程度地受孔隙结构的影响，并决定毛管压力曲线的特征。因此，研究毛管压力曲线和相对渗透率曲线是确定油藏高度、认识油水分布关系及确定储层含水率的重要方面。利用毛管压力曲线探讨了二连3个区块的孔隙结构特征，并且利用这些曲线估算出原始含油饱和度和油藏高度。     

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。     

一种确定油水相对渗透率曲线的新方法

提出了一种利用一口井的生产测井时间推移测井资料确定油水相对渗透率曲线的方法，该方法依据达西定律导出油水相对渗透率公式，根据物质平衡原理得出相应的含水饱和度公式，从而获得油水相对渗透率曲线，现场应用结果表明，该方法简便，实用，在非取心井获得的油水相对渗透率曲线能较好地反映油藏动态变化规律。     

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。     

低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征

摘要方法综合分析我国十余个低渗透油藏的毛管压力曲线和相对渗透率曲线,Ｊ（Ｓｗ）函数及Ｗｙｌｉｅ和Ｇａｒｄｎｅｒ公式,求出不同渗透率油藏的理论相对渗透率曲线。目的总结低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征,为其开发提供理论依据。结果低渗透油藏中孔隙度、束缚水饱和度、残余油饱和度及共渗点与储层渗透率有一定的关系,即随着渗透率的增大,孔隙度、束缚水饱和度增大,残余油饱和度减小,油水两相共渗区的范围变窄。结论低渗透砂岩油藏的油水相对渗透率曲线具有一定的特征,即随着含水饱和度的增加,油相相对渗透率急剧下降,水相相对渗透率变化不大。利用本文所采用的方法可为理论模型模拟计算（动态预测和储量计算）提供输入数据     

油藏数值模拟中油水相对渗透率曲线处理方法

油水相对渗透率曲线是油藏数值模拟工作最基础的资料之一。对油水相对渗透率的处理通常有3种方法。本文在其处理原理的基础上,剖析了这些方法的适用性。实例表明,对于非均质严重的油藏,相对渗透率端点标定的方法拟合精度最高。     

基于水驱特征曲线计算油水相对渗透率曲线的新方法

从一维两相渗流出发,通过引入一维非活塞式水驱油中采出程度与相渗饱和度的关系表达式,完善了两类水驱曲线公式推导,在油水相对渗透率曲线指数关系的基础上,统一了水驱曲线与油水相对渗透率曲线的相互求取,实现了利用动态数据求取实际油藏油水两相相对渗透率曲线的方法。利用数值实验手段对该方法进行了验证,理论分析以及反演结果表明:利用两种水驱曲线计算油水相对渗透率的方法是可行的,计算曲线与原始油水相对渗透率曲线基本一致。     

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。     

利用分形理论计算油水相对渗透率曲线

相对渗透率曲线是油藏工程和油藏数值模拟计算中的重要参数,该文在分流量方程的基础上,利用分形理论和生产数据,计算得到了油水两相相对渗透率曲线。通过油藏的具体实例,利用计算的相对渗透率曲线反推含水率,与实验室测定的含水率符合性好,表明可用该方法计算的相对渗透率曲线有较强的可靠性。     

油水相对渗透率曲线异常影响因素探讨

经常遇到的油水相对渗透率曲线异常现象给油藏开发带来很大的困扰,特别是试验因素引起的相对渗透率异常现象,更是会给油藏开发分析和设计传递错误的信息。在分析大量油水相对渗透率试验数据和试验条件的基础上,总结了典型的异常油水相对渗透率曲线的形态,从岩样的前期处理、试验流程、试验方法、试验数据处理等几个方面细致分析了引起油水相对渗透率曲线异常的因素,并利用数值模拟计算等方法对异常曲线的产生机理进行了初步研究,认为计算方法的适应性、岩心的固有特性、试验过程等因素都会导致曲线的异常。根据研究结果有针对性地提出了减少异常曲线产生的建议。     

利用生产测井资料估算油水相对渗透率曲线

分析大庆油田9口密闭取心井128块岩心的油水相对渗透率曲线特征，得出大庆油田油水相对渗透率经验公式。根据流体渗流力学理论得到油层产水率与含水饱和度之间的关系式，利用生产测井获得的产油率、产水率和含水饱和度资料，可以确定关系式中的参数，得到油水相对渗透率曲线。用此方法得到的油水相对渗透率曲线与通过岩心分析得到的基本一致。图2表1参6     

相对渗透率特征曲线及其应用

对常见的相对渗透率曲线进行了分型,定义了Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3种形式相对渗透率曲线。对70条油水相对渗透率曲线进行分析发现,相对渗透率曲线具有一致的特征:在半对数坐标系中,以对数坐标表示相对渗透率,以普通坐标表示含水饱和度,经过校正均满足直线关系,将这种直线定义为相对渗透率特征曲线。3种形式相对渗透率曲线都具有相同形式的特征曲线方程,分别定义为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型相对渗透率特征曲线。在确定束缚水饱和度、最大含水饱和度、束缚水饱和度点油相相对渗透率与油层空气渗透率之间的关系后,可以在数值模拟中利用相对渗透率特征曲线方法对每个网格块进行计算,得到一条相对渗透率曲线,从而提高数值模拟的精度。     

用甲型水驱特征曲线计算油水相对渗透率曲线

应用甲型水驱特征曲线拟合计算油水相对渗透率曲线,具有比应用乙型水驱特征曲线计算更稳定、结果更可靠的优点,适应于对初期未做室内相对渗透率曲线实验的油田(或区块)进行比较与验证.     

注水开发油藏油水相对渗透率曲线特征评价

油水相对渗透率曲线是评价油水两相渗流的特征曲线,是油藏工程研究的重要内容。通过大量的岩心驱替实验,在建立油水相对渗透率计算模型的基础上,运用函数的凸凹性将相渗曲线划分为水相凹型、水相凸型、水相直线型3类。评价了相渗曲线类型与储层物性、共渗点、共渗范围、驱替效率、含水率及沉积相之间的关系。分析表明注水开发对相渗曲线变化影响较大,注水可改善水相凹型曲线岩心储层物性、有利于原油开采,而注水对水相凸型曲线岩心储层会产生不利影响。     

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。     

利用核磁共振T_2谱计算相对渗透率曲线方法研究

根据岩石毛细管束模型和磁场物理理论研究,推导出核磁共振T2谱与渗透率之间理论关系表达式。给出核磁共振T2谱计算储层渗透率中各参数的物理意义,并得出核磁共振T2谱计算储层相对渗透率计算公式。该公式与压汞曲线推导出的储层润湿相相对渗透率计算公式有一定的相似性,利用实验数据进行验证后取得良好效果,实现了储层动静态参数之间相互转换,进一步拓展核磁共振T2谱资料的应用范围,为储层特征评价、测井产能预测等提供一定的依据。     

确定油藏实际开采速度下的相对渗透率

介绍了用油藏实际开采速度作为岩心流动实验的驱替速度时，获得相对渗透率曲线的方法，用有限差分方法求解渗流方程组，建立的相对渗透率曲线模型是一不确定模型，有四个待定参数。用量优化方法使得累计产油量和岩心两端的压差的计算值与实测值之间的方差和最小，反求相对渗透率曲线模型的待定参数，从而确定相对渗透率曲线。这种方法克服了ＪＢＮ方法的局限，在求低渗岩心的相对渗透率曲线时充分显示它的优越性。     

一种新的非稳态油水相对渗透率曲线计算方法

油水相对渗透率曲线是一项重要的油田开发基础数据,实验室中常通过分析岩心非稳态驱替数据获得,其分析方法存在一定不足.为此,通过改进计算公式得到了一种非稳态法处理油水相对渗透率曲线的新计算方法,该方法能够克服前人有关数据拟合的过于简单或多项式拟合非单调性的缺点,且计算结果与相关参考文献的图解结果具有良好的一致性,易于编程求解,提高了计算的合理性和准确性.