[摘 要]相对渗透率是贯穿油气田开发全过程的重要参数，准确确定相对渗透率对于分析地下渗流规律、制定合理开发方案以及措施调整都有重要的意义。本文从影响相对渗透率因素出发，详细分析了各种计算方法的理论依据和实现步骤。在此基础上分析了各种方法的优点和不足，根据开发的不同阶段、掌握资料情况和应用的目的不同给出相应的推荐方法。 [关键词]相对渗透率；计算模型； 中图分类号：TE311 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）13-0326-01 一、相对渗透率的影响因素分析 大量研究表明，岩心的相对渗透率不是饱和度的唯一函数，它强烈地受储层润湿性的影响，同时还与流体饱和顺序、岩石孔隙结构、流体性质、实验温度、压差以及流动状态等有关，即相对渗透率是一个多因素影响的复杂函数。实验所测得的相对渗透率曲线，正是这些因素综合作用的结果。 1.1 储层性质的影响 1.1.1 岩石润湿性的影响 岩石表面润湿性有亲水、亲油之分。亲水岩石中由于界面张力产生的毛管力能自发吸水排油.在亲油岩石中能自发吸油排水。这样就造成润湿性不同岩石内油水分布不同，亲水岩石水分布在小孔隙或岩石表面或边角，亲油储层水呈水滴或在孔道中间。从而造成了相对渗透率曲线的不同：从强亲油到强亲水，油相相对渗透率逐渐增大，水相相对渗透率逐渐减小，共渗点向右移动。 1.1.2 岩石孔隙结构的影响 流体饱和度分布和流动通道直接与岩石孔隙大小，几何形态及其组合特征有关，因此孔隙结构直接影响相渗曲线。通常高渗透、高孔隙砂岩的两相共渗区范围大，束缚水饱和度低；低渗透、小孔隙砂岩则与此刚好相反。 1.1.3 岩石非均质（层理）的影响 在各向异性砂岩试验中发现，平行层理流动的相对渗透率值高于垂直层理流动的相应值。同时颗粒的大小形状、分布、方向性，以及孔隙分布，几何形态，岩石比面和后生作用等都会影响相对渗透率曲线。 1.1.4 初始润湿饱和度的影响 Caudle最先研究初始饱和度对油水相对渗透率曲线的影响。发现这种影响不仅仅是对初始点，而且也影响到相对渗透率曲线的形状，如图1所示。初始水饱和度的出现，使得油-水相对渗透率曲线向含油饱和度降低的方向移动，这种移动引起的残余油饱和度降低幅度约为初始水饱和度增加值的―半。 1.1.5 不可动第三相的影响 研究中经常把不可流动的水饱和度看成岩石的一部分。Owen在不同的天然岩样和清洗过的岩样上做试验，发现大多数情况不可流动的束缚水饱和度不影响气-油相对渗透率的比值。Stewant在灰岩里也看到了类似的结果，但另外一些研究发现不可流动束缚水饱和度对相对渗透率比值影响不明显，但对相对渗透率曲线有一定影响。图2比较了束缚水饱和度为15%-25%与束缚水饱和度为0时的油-气相对渗透率曲线。 1.2 流体性质的影响 1.2.1 粘度比的影响 20世纪50年代以前，一般认为相对渗透率与两相的粘度比无关。后来的研究表明：当粘度相差不大时，粘度比的影响可以忽略，但当非润湿相粘度很高、大大高于湿相时，非润湿相相对渗透率随粘度比（非润湿相/润湿相）增加而增加，润湿相相对渗透率与粘度比关系不大。另外粘度比的影响随孔隙半径增大而减小，当渗透率K>1D时，其影响可忽略不计。 1.2.2 界面张力的影响 相对渗透率曲线是表征流体与多孔介质以及流体与流体之间相互作用的综合参数。早期研究认为界面张力在27到72mN/m范围内变化时对相对渗透率曲线有影响但不明显。后来的大量实验表明低界面张力可以减少水湿岩样残余油饱和度。界面张力减少引起在同一饱和度条件下油相渗透率增加，这正是活性剂驱提高采收率的理论基础。 1.3 外因条件的影响 1.3.1 饱和历史的影响 从热力学观点看，两相流动过程是不可逆的，即从一个方向达到平衡状态与从另一方向达到平衡状态是不一致的，称为滞后现象。在油水相对渗透率曲线上体现出来是饱和顺序的影响，这种滞后现象主要是由毛管压力滞后引起的。通常把用润湿相驱替非润湿相过程测得的相对渗透率称作吸入相对渗透率，而把非润混相驱替润湿相过程测得的相对渗透率称作驱替相对渗透率。实验表明，这两种过程所求得的相对渗透率曲线形态差别很大（如图3所示）代表了两种不同饱和历史对相对渗透率曲线的影响。为了使实验的结果能代表油藏的实际情况，必须要根据油藏流体实际过程来确定使用吸入还是驱替相对渗透率。大量实验表明饱和顺序对非湿相相对渗透率的影响远大于对湿相相对渗透率的影响，湿相的驱替和吸入相渗曲线比较接近。 1.3.2 温度的影响 关于温度对相对渗透率的影响目前还存在争议。普遍的观点认为温度对油、气、水相对渗透率都会产生影响，特别是对热力采油时，岩石表面吸附层变薄，流动通道增大，流动阻力降低，使得油相相对渗透率提高。实验结论为：①温度升高，束缚水饱和度增高，等渗点右移；②温度升高，相同含水饱和度下，油相相对渗透率提高，水相相对渗透率略有降低；③高温使岩石变得更加水湿。 1.3.3 上覆岩层压力的影响 有研究表明上覆岩层压力小于3000psi时对相对渗透率影响很小。当地层上覆压力为34.5MPa（5000psi）时就可以看到油-水相对渗透率比常温、常压下的要低。变化幅度与岩石渗透率类似，究其原因主要是压力引起孔隙结构的变化。实际中多大上覆压力才会对相对渗透率发生影响，与岩石性质有关，因此对于高压地层应尽量模拟实际压力测定相对渗透率曲线。 1.3.4 驱动因素的影响 驱动因素包括驱替压力和流动速度等。一般概括为“π准数”，π准数表示微观毛管压力梯度和驱动压力梯度的比值。只要驱替压力不使流速达到使流体产生惯性力的程度，驱替相相对渗透率曲线与压力梯度无关。但当π值从2×102变为108后，随π值的减小，两相的相对渗透率都增大，两相共渗范围变宽。 最后需要指出的是油藏相对渗透率的实际形态往往不是单一因素起作用的，是各种因素的综合结果。上述影响因素之间同时又是相互影响的，例如温度可能会引起岩石孔隙结构、流体粘度比、表面张力等多方面变化。总之影响相对渗透率的因素是多方面的，在分析和使用相对渗透率曲线时必须注意实验测试条件和计算适应范围是否与地层实际情况一致。
[摘 要]相对渗透率是贯穿油气田开发全过程的重要参数，准确确定相对渗透率对于分析地下渗流规律、制定合理开发方案以及措施调整都有重要的意义。本文从影响相对渗透率因素出发，详细分析了各种计算方法的理论依据和实现步骤。在此基础上分析了各种方法的优点和不足，根据开发的不同阶段、掌握资料情况和应用的目的不同给出相应的推荐方法。 [关键词]相对渗透率；计算模型； 中图分类号：TE311 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）13-0326-01 一、相对渗透率的影响因素分析 大量研究表明，岩心的相对渗透率不是饱和度的唯一函数，它强烈地受储层润湿性的影响，同时还与流体饱和顺序、岩石孔隙结构、流体性质、实验温度、压差以及流动状态等有关，即相对渗透率是一个多因素影响的复杂函数。实验所测得的相对渗透率曲线，正是这些因素综合作用的结果。 1.1 储层性质的影响 1.1.1 岩石润湿性的影响 岩石表面润湿性有亲水、亲油之分。亲水岩石中由于界面张力产生的毛管力能自发吸水排油.在亲油岩石中能自发吸油排水。这样就造成润湿性不同岩石内油水分布不同，亲水岩石水分布在小孔隙或岩石表面或边角，亲油储层水呈水滴或在孔道中间。从而造成了相对渗透率曲线的不同：从强亲油到强亲水，油相相对渗透率逐渐增大，水相相对渗透率逐渐减小，共渗点向右移动。 1.1.2 岩石孔隙结构的影响 流体饱和度分布和流动通道直接与岩石孔隙大小，几何形态及其组合特征有关，因此孔隙结构直接影响相渗曲线。通常高渗透、高孔隙砂岩的两相共渗区范围大，束缚水饱和度低；低渗透、小孔隙砂岩则与此刚好相反。 1.1.3 岩石非均质（层理）的影响 在各向异性砂岩试验中发现，平行层理流动的相对渗透率值高于垂直层理流动的相应值。同时颗粒的大小形状、分布、方向性，以及孔隙分布，几何形态，岩石比面和后生作用等都会影响相对渗透率曲线。 1.1.4 初始润湿饱和度的影响 Caudle最先研究初始饱和度对油水相对渗透率曲线的影响。发现这种影响不仅仅是对初始点，而且也影响到相对渗透率曲线的形状，如图1所示。初始水饱和度的出现，使得油-水相对渗透率曲线向含油饱和度降低的方向移动，这种移动引起的残余油饱和度降低幅度约为初始水饱和度增加值的―半。 1.1.5 不可动第三相的影响 研究中经常把不可流动的水饱和度看成岩石的一部分。Owen在不同的天然岩样和清洗过的岩样上做试验，发现大多数情况不可流动的束缚水饱和度不影响气-油相对渗透率的比值。Stewant在灰岩里也看到了类似的结果，但另外一些研究发现不可流动束缚水饱和度对相对渗透率比值影响不明显，但对相对渗透率曲线有一定影响。图2比较了束缚水饱和度为15%-25%与束缚水饱和度为0时的油-气相对渗透率曲线。 1.2 流体性质的影响 1.2.1 粘度比的影响 20世纪50年代以前，一般认为相对渗透率与两相的粘度比无关。后来的研究表明：当粘度相差不大时，粘度比的影响可以忽略，但当非润湿相粘度很高、大大高于湿相时，非润湿相相对渗透率随粘度比（非润湿相/润湿相）增加而增加，润湿相相对渗透率与粘度比关系不大。另外粘度比的影响随孔隙半径增大而减小，当渗透率K>1D时，其影响可忽略不计。 1.2.2 界面张力的影响 相对渗透率曲线是表征流体与多孔介质以及流体与流体之间相互作用的综合参数。早期研究认为界面张力在27到72mN/m范围内变化时对相对渗透率曲线有影响但不明显。后来的大量实验表明低界面张力可以减少水湿岩样残余油饱和度。界面张力减少引起在同一饱和度条件下油相渗透率增加，这正是活性剂驱提高采收率的理论基础。 1.3 外因条件的影响 1.3.1 饱和历史的影响 从热力学观点看，两相流动过程是不可逆的，即从一个方向达到平衡状态与从另一方向达到平衡状态是不一致的，称为滞后现象。在油水相对渗透率曲线上体现出来是饱和顺序的影响，这种滞后现象主要是由毛管压力滞后引起的。通常把用润湿相驱替非润湿相过程测得的相对渗透率称作吸入相对渗透率，而把非润混相驱替润湿相过程测得的相对渗透率称作驱替相对渗透率。实验表明，这两种过程所求得的相对渗透率曲线形态差别很大（如图3所示）代表了两种不同饱和历史对相对渗透率曲线的影响。为了使实验的结果能代表油藏的实际情况，必须要根据油藏流体实际过程来确定使用吸入还是驱替相对渗透率。大量实验表明饱和顺序对非湿相相对渗透率的影响远大于对湿相相对渗透率的影响，湿相的驱替和吸入相渗曲线比较接近。 1.3.2 温度的影响 关于温度对相对渗透率的影响目前还存在争议。普遍的观点认为温度对油、气、水相对渗透率都会产生影响，特别是对热力采油时，岩石表面吸附层变薄，流动通道增大，流动阻力降低，使得油相相对渗透率提高。实验结论为：①温度升高，束缚水饱和度增高，等渗点右移；②温度升高，相同含水饱和度下，油相相对渗透率提高，水相相对渗透率略有降低；③高温使岩石变得更加水湿。 1.3.3 上覆岩层压力的影响 有研究表明上覆岩层压力小于3000psi时对相对渗透率影响很小。当地层上覆压力为34.5MPa（5000psi）时就可以看到油-水相对渗透率比常温、常压下的要低。变化幅度与岩石渗透率类似，究其原因主要是压力引起孔隙结构的变化。实际中多大上覆压力才会对相对渗透率发生影响，与岩石性质有关，因此对于高压地层应尽量模拟实际压力测定相对渗透率曲线。 1.3.4 驱动因素的影响 驱动因素包括驱替压力和流动速度等。一般概括为“π准数”，π准数表示微观毛管压力梯度和驱动压力梯度的比值。只要驱替压力不使流速达到使流体产生惯性力的程度，驱替相相对渗透率曲线与压力梯度无关。但当π值从2×102变为108后，随π值的减小，两相的相对渗透率都增大，两相共渗范围变宽。 最后需要指出的是油藏相对渗透率的实际形态往往不是单一因素起作用的，是各种因素的综合结果。上述影响因素之间同时又是相互影响的，例如温度可能会引起岩石孔隙结构、流体粘度比、表面张力等多方面变化。总之影响相对渗透率的因素是多方面的，在分析和使用相对渗透率曲线时必须注意实验测试条件和计算适应范围是否与地层实际情况一致。