相对渗透率实验_如何测试相对渗透率曲线

渗透率怎么算

Q=KΔPA/μL。

式中：Q——单位时间内流体通过岩石的流量，cm3/s；A——液体通过岩石的截面积，cm2；

μ——液体的粘度，ΔP——液体通过岩石前后的压差，MPa；

渗透率单位和相对渗透率

其大小与孔隙度、液体渗透方向上孔隙的几何形状、颗粒大小以及排列方向等因素有关，渗透率（k）用来表示渗透性的大小。

与有效渗透率一样，相对渗透率的大小与液体饱和度有关。同一多孔介质中不同流体在某一饱和度下的相对渗透率之和永远小于1。根据测得的不同饱和度下的相对渗透率值绘制的相对渗透率与饱和度的关系曲线，称相对渗透率曲线。

eclipse相对渗透率曲线怎么做

首先，如果有岩心分析数据的话，把岩心分析数据的孔隙度和渗透率做回归，得到一个公式，如果可信度比较高的话，就用这个这个公式根据已经求的的孔隙度曲线求渗透率。第二，可以根据每个地方的经验公式求。第三，可以根据公式求，如timur公式等。

注入表面活性剂前后相对渗透率曲线

目前所测的相对渗透率曲线都是油水两相的基本相对渗透率曲线，那么，注入表面活性剂后油水的相对渗透率曲线是否会发生变化? 如果注入表面活性剂后相对渗透率曲线上的两相渗流区间变大，那么说明表面活性剂有利于延长油水两相流区间，从而对开发有利。先进行室内岩心的普通相对渗透曲线测试，驱油到不出油为止，然后注入表面活性剂再进行相对渗透率曲线测试。实验结果如图6.9、图6.10 所示。

从图6.9 和图6.10 可以看出：注剂前后的相对渗透率曲线有一定的变化，两相区间在注剂后有明显的增宽，由38%增宽到43%。这个幅度不明显、变化幅度不大并不意味着表面活性剂的作用不明显，而主要是因为室内条件下的实验驱替效率比较高，残余油相对较少，因此，再注剂后能剥离的油就很少。

图6.9 注剂前相对渗透率曲线

图6.10 注剂后相渗曲线图

从图6.11 和图6.12 可以看出，注剂后的驱油效率比较明显，从注剂前的55%增加到60.5%。

图6.11 注剂前各参数与注入倍数的关系

图6.12 注剂后各参数与注入倍数的关系图

上面的实验可以验证一个重要的理论，即表面活性剂除了前面实验讲到的能降低表面张力外，还能改变润湿性。残余油在水驱作用下已经不能剥离岩石表面时，表面活性剂的注入改变了岩石的润湿性，将部分原油剥离出来，从而提高了采收率。