文档介绍：国家标准-》岩石中两相流体相对渗透率测定方法
ICS 75(020 E 12
备案号:22018--2007
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
5345--2007 SY,T
53456339--1998代替SY纸
b)在井场将岩心浸入浓度大于5,的NaCl水溶液中并密封: 用浓度大于5,包裹后浸蜡密封。 的NaCI水溶液或中性煤油作循环液钻取岩样，钻取的岩样浸泡在抽空的原油中密闭保存。
3(1(3疏松岩样在岩心出筒后先用干冰冷冻保存，用液氮作循环液钻取岩样。
3(2岩样的清洗
岩样的清洗和烘干按SY,T 5336的规定执行。
3(3岩样孔隙度和气体渗透率测定
岩样孔隙度和气体渗透率测定按sY,T 5336的规定执行，并用氦气法直接测定孔隙体积，上述 参数重复测定两次，误差在规定的范围内。
3(4岩样的饱和
3(4(1将烘干的岩样称重，抽真空饱和模拟地层水。
3(4(2将饱和模拟地层水后的岩样称重，即可按式(1)求得有效孔隙体积。 1，:型!二型! ( 9 pW
式中:
U——岩样有效孔隙体积的数值，单位为立方厘米(cm3);
5345--2007 SY,T
‰ 干岩样质量的数值，单位为克(g);
m， 岩样饱和模拟地层水后的质量的数值，单位为克(g);
阳——在测定温度下饱和岩样的模拟地层水的密度的数值，单位为克每立方厘米(g,cm3)。 3(4(3岩样饱和程度的判定:判定抽空饱和是否严格符合要求，即岩样是否充分饱和。将岩样抽空 饱和地层水后得到的孔隙体积与氦气法7L隙体积对比，两者数据应满足以下关系:
0f),?2, (2) i(1一蒎)×1
式中:
VpHe——氦气法孔隙体积的数值，单位为立方厘米(cm3)。 4实验用流体 4(1实验用油 采用精制油或用新鲜脱气、脱水原油加中性煤油配制模拟油，并根据各油田的实际情
况选择油水
粘度比。选用与原油配伍性好的精制油，避免发生沥青沉淀，实验用油在实验前应抽空过滤。
根据地层水和注入水的成分分析资料配制地层水和注入水或等矿化度的标准盐水。实4(2实验用水
验用水应在
实验前放置1d以上，然后用G5玻璃砂芯漏斗或0 45“m微孔滤膜过滤除去杂质，并抽空。4(3实验用气 实验用气为经过加湿处理的氮气或
压缩空气。 5恢复岩石润湿性 非新鲜岩样恢复润湿性的方法按SY,T 5153的规定执行。
6油一水相对渗透率测定
6(1稳态法油一水相对渗透率测定
6(1(1原理
稳态法测定油一水相对渗透率的基本理论依据是一维达西渗流理论，并且忽略毛管压力和重力作 用，假设两相流体不互溶且不可压缩。实验时在总流量不变的条件下，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，岩样含水饱和度不再变化，此时油、水在岩样 孔隙内的分布是均匀的，达到稳定状态，油和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含水饱和度。改变油水注入流量比例，就可得到一系列不同含水 饱和度时的油、水相对渗透率值，并由此绘制出岩样的油水相对渗透率曲线。
6(1(2实验流程和实验设备
6(1(2(1实验流程 稳态法测定油水相对渗透率实验流程示意
图如图1所示。
6(1(2(2实验设备及计量器具 实验所用设备和
a)岩心夹持器。 计量器具及其技术指标如F:
b)驱替泵:流量精度为1,。 c)压力传感器:精
5,。d) 油水分离器:0mL,10mI。，分度度为0 05mL。 e)天平:感量为0 00019。 值为0 2
5345--2007 SY,T
1岩心夹持器;2一围压泵;3一水泵;4油泵;5一压力传感器;6一过滤器;7二通阀
8一油水分离器;9一压差传感器;10一圆压阁
图1稳态法测定油一水相对渗透率实验流程示意图
f)秒表:分度值为0(01s。
g)游标卡尺:分度值为0(02mm。
6(1(3实验步骤
6(1(3(1建立束缚水饱和度
1mL,min)进行油驱水，逐渐增加驱替 用油驱水法建立束缚水饱和度，先用低流速(一般为o
速度直至不出水为止。束缚水饱和度按式(3)计算:
((3) 100, ‰:豆尝 Xy p
式中: S。。——束缚水饱和度的数值，用百分数表示; v。——
岩石内被驱出水的体积的数值，单位为立方厘米(cm3)。
6(1(3(2测定束缚水状态下的油相渗透率
6(1(3(2(1新鲜岩样测定束缚水状态下的油相渗透率步骤如下:
a)将浸泡在原油中或煤油中的岩样在实验