两相流体相对渗透率测定
一、核心原理：当两种流体在岩石孔隙中 “赛跑”
相对渗透率是描述多相流体在多孔介质中渗流能力的相对指标，反映某一相流体（如油或水）在混合流动时的渗透率与岩石绝对渗透率（单相流体单独流动时的渗透率）的比值。其本质逻辑源于：
岩石孔隙是由无数大小不一的孔喉组成的复杂网络，当两相流体（如油和水）同时存在时，会因黏附力、毛管力和流体黏度差异产生 “竞争流动”：
润湿性强的流体（如水对亲水岩石）易附着在孔隙壁面，形成薄膜，限制另一相流体（如油）的流动空间；
毛管力会在小孔隙中阻碍非润湿相流体（如油）的渗流，类似 “狭窄通道堵车”。
二、主流测定方法：稳态法与非稳态法的 “动静之争”
1. 稳态法（精准但耗时的 “静态博弈”）
原理：让两相流体以恒定比例同时注入岩石样品，待流量和压力差稳定后，分别测量每一相的流量，通过渗流规律反推相对渗透率。
操作要点：
样品准备：选取柱状岩芯（直径 2.5cm 左右），测定绝对渗透率后，饱和润湿相流体（如水）；
分级驱替：从高油饱和度开始，逐步增加水的注入比例（如油：水 = 9:1、7:3 等），每级流量稳定后（通常持续数小时至数天），记录油、水的产出量及进出口压力差；
关键逻辑：稳定状态下，每一相的渗流符合达西定律（虽不写公式，但需理解：流量与压力差、渗透率成正比，与黏度成反比）。
优势：数据精度高，可直接获取各饱和度下的相对渗透率值，适用于研究流体黏度比、润湿性对渗流的影响。
2. 非稳态法（动态模拟的 “驱替竞赛”）
原理：用一相流体（如 water）驱替岩石中已饱和的另一相流体（如 oil），通过记录不同时间点的产出量和压力变化，间接计算相对渗透率曲线。
典型场景：水驱油试验
岩芯先饱和油，测量初始油饱和度；
以恒定流速注入水，驱替孔隙中的油，同步记录：
产出端的油、水体积随时间的变化（如产水率从 0 逐渐上升至 100%）；
驱替过程中的压力波动（反映孔隙中流体分布变化）；
利用 “Buckley - Leverett 理论”（虽不展开公式，但需知：通过产出曲线反推不同位置的饱和度分布）计算相对渗透率。
优势：更贴近油田实际驱替过程（如注水开发），试验周期短（数小时至 1 天），适用于评价采收率。
三、试验全流程：从岩芯到曲线的关键环节
样品预处理
岩芯切割：沿层理方向取芯，避免裂隙影响，表面打磨光滑以减少流体绕流；
清洁与烘干：用溶剂（如三氯乙烷）去除有机质，105℃烘干 24 小时，测量干重与体积。
绝对渗透率测定
用单相流体（如氮气或煤油）测定岩石的绝对渗透率，作为相对渗透率的基准（如 K₀=100mD）。
流体饱和与驱替
稳态法：按预设比例同时注入油和水，待进出口流量差 < 5% 时视为稳定；
非稳态法：以水驱油为例，注入速度需控制在避免岩芯冲刷（如 0.5mL/min），实时记录产液量。
数据处理与曲线绘制
稳态法：直接计算各相流量对应的相对渗透率（如 Kro=Qo×μo×L/(ΔP×A×K₀)，文字描述逻辑：流量 × 黏度 × 长度 ÷（压力差 × 截面积 × 绝对渗透率））；
非稳态法：通过产出曲线拐点、累积流量等参数，用图解法或数值法拟合相对渗透率曲线；
曲线形态：油相相对渗透率（Kro）随水饱和度（Sw）增加而递减，水相相对渗透率（Krw）随 Sw 增加而递增，两者之和通常小于 1（因流体间相互干扰）。
四、曲线解析：从形态到参数的工程密码
特征参数提取
束缚水饱和度（Swc）：Kro 开始下降时的最小水饱和度（此时水以薄膜状存在，不参与流动）；
残余油饱和度（Sor）：Krw 趋于稳定时的最大油饱和度（水驱后无法采出的油）；
端点相对渗透率：Sw=Swc 时的 Kro（端点油相渗透率，反映原始油藏渗流能力），及 So=Sor 时的 Krw（端点水相渗透率，影响水驱效率）。
曲线形态与储层性质关联
陡降型 Kro 曲线：如亲水砂岩，水易沿孔壁流动，油相通道快速被压缩，表现为 “见水后产油量骤降”；
缓降型 Kro 曲线：如亲油碳酸盐岩，油附着在孔壁，水在孔隙中央流动，产油量递减更平缓。
五、工程应用：从油田开发到地下水治理的 “流量指南”
油气藏动态预测：
绘制 “含水率 - 采出程度” 曲线，估算油田开发中后期的产液量（如 Krw/Kro=1 时的含水率约为 50%，对应中产期）；
优化注采方案：根据相对渗透率曲线，确定最佳注水速度（避免高速注水导致油相通道过早堵塞）。
提高采收率技术：
评价化学驱效果（如注入表面活性剂改变润湿性，使 Kro 曲线右移、Sor 降低）；
设计气驱或 CO₂驱方案（气体相对渗透率曲线与液体形态不同，需单独测定）。
水文地质与环境工程：
模拟污染物在地下含水层中的迁移（如石油泄漏时，油相相对渗透率低的区域更易形成污染滞留带）；
评估地热储层中汽水两相流的能量传递效率（蒸汽相对渗透率影响热流体的产出温度）。
六、试验注意事项：避开数据 “陷阱” 的关键细节
润湿性控制：
岩石表面亲油或亲水会显著改变相对渗透率曲线（如亲油岩石的 Kro 在高 Sw 时下降更慢），需先用 Amott 指数法测定润湿性，或在试验中使用仿生流体（如模拟地层水矿化度）；
流体黏度匹配：
稳态法中油与水的黏度比需接近地层实际（如 μo/μw=5~10），否则会因 “黏性指进” 导致数据失真（类似蜂蜜与水混合流动时的窜流现象）；
非稳态法的假设局限：
该方法基于 “活塞式驱替” 假设（水均匀推进），但实际岩石孔喉不均，可能出现 “绕流”（部分油被孤立无法驱替），需结合 CT 扫描等手段验证驱替前缘形态。
相对渗透率曲线是连接岩石微观孔隙结构与宏观渗流行为的关键纽带，从实验室的岩芯驱替试验到油田的千万吨级开采决策，其数据支撑着 “如何让更多油流出地层” 的核心命题。
理解这一曲线，就像掌握了流体在岩石迷宫中 “赛跑” 的规则，为资源开发与环境保护提供精准的流量控制方案。
