表9 压汞原始资料记录表

水银毛管压力 测点 pc 30.1兆帕 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 0 0.1 0.2 0.4 0.8 1.6 3.2 6.4 12.8 25.6 51.2 102.4 孔喉半径 r 微 米 ∞ 75.000 37.50 18.750 9.375 4.688 2.344 1.172 0.586 0.293 0.147 0.037 水银饱和度SHg(%) 仪器空白值 （厘米3） 计量泵读数 (厘米3) 进入岩样的体积(厘米3) 水银饱和度SHg(%) 岩样总孔隙体积: 厘米3 样品号: 岩 样 孔 隙 度: % 井 号: -32 岩 样 渗 透 率: 310μm 层 位: 样品分析人: 审核: 日期:

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实验十 相对渗透率的测定

一、稳态法水—油相对渗透率测定 1．原理

稳态法测水-油相对渗透率是将水、油按一定流量比例同时恒速注入岩样，当进出口压力及油、水流量稳定时，岩样中油-水饱和度分布也已稳定，测定进、出口压力及油、水流量以及相应的油水饱和度，然后直接用达西定律计算求得水-油相对渗透率。改变注入水油比例，建立新的平衡，求得另一饱和度下的油、水相对渗透率值，最后绘制出油-水相对渗透率与岩样饱和度的关系曲线。

油水相对渗透率的计算公式：

Krw?Kro?KwKKoK （1） （2）

（3）

Kw?Qw?wLA?PKo?Qo?0LA?P （4）

式中：Krw——水的相对渗透率（小数）； Kro——油的相对渗透率（小数）； K——岩样绝对渗透率，310-3μm2； Kw——水的有效渗透率，310-3μm2； Ko——油的有效渗透率，310-3μm2； Qo和Qw——分别为油和水的流量，cm3/s；

L——岩样长度，cm； A——岩样截面积，cm2；

ΔP——岩样进、出口压差，MPa。

2．实验设备及流程

实验设备及流程见图20和图21。 如图所示，在稳态实验里岩心夹持器的进口端和出口端均有一混合头，注入端混

图20 稳态水—油相对渗透率

实验流程示意图

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合头使注入的油和水能充分混合后注入岩心，出口端混合头能使岩心里产出的油和水量计量正确（图21）。

图21 稳态水—油相对渗透率测定过程示意图（吸入法）

3．实验步骤

（1）将已饱和模拟地层水的岩样装入岩心夹持器，用模拟油驱水，建立岩样的原始束缚水饱和度。

（2）选取某一油水比，用两台恒速泵按所选水油比同时将油水注入岩心（选取的速度要足够大，足以消除或降低毛细管压力的作用），直到流动稳定（压差不变），并且出口端产出的水油比与注入端相同时，测定进出口压差及油、水流量，将数据填入原始记录表10中。

（3）把岩心从岩心夹持器中取下，称重以求得岩样里的油水饱和度。 （4）把称重后的岩样重新装入岩心夹持器，改变油水比，重复步骤（2）（3），求得另一饱和度下的油、水相对渗透率值，整个实验一般要取10个饱和度值。

（5）实验至油相相对渗透率值小于0.005后，测出残余油状态下的水相渗透率，然后结束实验。

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说明：此实验可以做吸入过程（水饱和度增加），也可以做驱替过程（油饱和度增加）的油水相对渗透率曲线。

近期又发展了一些新的求岩心内饱和度的方法，如电阻率方法、核磁共振法、CT扫描法及物质平衡方法等，这些方法可以加快实验过程，提高实验精度。

4．油水相对渗透率计算

按（1）~（4）式计算油水的有效渗透率和相对渗透率，依据称重数据及油水密度数据计算油水饱和度。利用各实验计算点绘制油水相对渗透率曲线。基础数据和计算结果用表11和表12。

表10 稳态法油水相对渗透率测定原始记录表

岩样号： 大气压： 测定日期： 环境 温度 ℃ 记录 时间 环压MPa 进口压力MPa 油 水 出口 压力 MPa 油流量 时间 体积 s cm3 水流量 时间 体积 s cm3 岩样 质量 g 校核人： 复算人： 分析人： 第 页

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