岩石中两相流体相对渗透率测定方法

岩石中两相流体相对渗透率测定方法

国家标准 GB/T28912一2012 岩石中两相流体相对渗透率测定方法 TIestmethodfortwophaserelativepermeabilityinrock 2012-11-05发布 2013-03-01实施 国家质量监督检验检疫总局 发布 国家标准化管理委员会国家标准
GB/T28912一2012 目 次 前言 范围 规范性引用文件 岩样准备 3.1岩样的保存和钻取 3.2岩样的清洗 3.3岩样孔隙度和气体渗透率测定 岩样的饱和 3.4 试验用流体 试验用油 4.2 试验用水 试验用气 4.3 恢复岩石润湿性 油-水相对渗透率测定 6.1稳态法油-水相对渗透率测定 6.2非稳态法油-水相对渗透率测定 气-液相对渗透率测定 稳态法水-气相对渗透率测定 7.l 7.2非稳态法气-油(水)相对渗透率测定 数据修约 报告内容及格式 附录A(资料性附录岩石中两相流体相对渗透率测定报告格式 附录B(资料性附录)油-水相对渗透率测定报告图表格式 l6 附录c(资料性附录气油(水)相对渗透率测定报告图表格式 附录D(资料性附录水-气相对渗透率测定报告图表格式 20 参考文献 2:
GB/T28912一2012 前 言 本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草 本标准由全国石油天然气标准化技术委员会(S.AC/TC355)提出并归口 本标准起草单位;提高石油采收率国家重点实验室(石油勘探开发研究院 本标准主要起草人:张祖波、罗蔓莉、戴志坚、吕伟峰、洪颖
GB/T28912一2012 岩石中两相流体相对渗透率测定方法 范围 本标准规定了测定岩石中两相流体相对渗透率的基本原理、测定和计算方法以及计量仪器的技术 指标 本标准适用于胶结砂岩岩样中两相流体相对渗透率的测定,其他类型多孔介质可参照执行 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的 凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文 件 凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件 SY/T5153油藏岩石润湿性测定方法 sY/T5336岩心分析方法 岩样准备 3.1岩样的保存和钻取 3.1.1选择有代表性的岩样,钻成直径大于或等于2.50cm的圆柱,长度不小于直径的1.5倍 3.1.2新鲜胶结岩样在井场可采取下列两种包装方式 a)岩心出筒后先用聚乙烯膜包好,再用锡箔纸包裹后浸蜡密封 b 在井场将岩心浸人浓度大于5%的NaCl水溶液中并密封 用浓度大于5%的NaCl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/T5336的规定执行 3 岩样孔隙度和气体渗透率测定 3 岩样孔隙度和气体渗透率测定按SY/T5336的规定执行,并用氨气法直接测定孔隙体积，上述参 数重复测定两次,偏差在SY/T5336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 m V,= Dm 式中: -岩样有效孔隙体积的数值,单位为毫升(ml)
GB/T28912一2012 -岩样饱和模拟地层水后的质量的数值,单位为克(g) n -干岩样质量的数值.单位为克(e) o 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/em). p 3.4.3 二者 岩样饱和程度的判定;将岩样抽空饱和地层水后得到的孔隙体积与复气法孔隙体积对比 数据应满足式(2)给出的关系 )xI00%<2% I(- 式中: V， -氨气法孔隙体积的数值,单位为毫升(mL) p6 试验用流体 试验用油 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,并根据实际情况选择油水黏度比 选 用与原油配伍性好的精制油,避免发生沥青沉淀,试验用油在试验前应抽空过滤 试验用水 根据地层水和注人水的成分分析资料配制地层水和注人水或等矿化度的标准盐水 试验用水应在 试验前放置1d以上,然后用G5砂芯漏斗或0.45um微孔滤膜过滤除去杂质,并抽空 标准盐水配 方为: NaCl:CaCl :MgCl 6H.O=7:0.6:0.4 4.3试验用气 经过加湿处理的氮气或压缩空气,也可根据需要选用其他气体 恢复岩石润湿性 非新鲜岩样恢复润湿性的方法按sY/T5153的规定执行 油-水相对渗透率测定 6.1稳态法油-水相对渗透率测定 6.1.1原理 稳态法测定油-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 试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 注人岩样,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 改变油水注人流量比例,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
GB/T28912一2012 6.1.2试验流程和试验设备 6.1.2.1试验流程 稳态法测定油-水相对渗透率试验流程示意图见图1 说明 岩心火持器; 围压泵 水泵; 油泵 压力传感器; 过滤器; 三通阀; 油水分离器; -压差传感器; 回压阀 10 图1稳态法测定油-水相对渗透率试验流程示意图 6.1.2.2试验设备及计量器具 试验所用设备和计量器具及其技术指标如下 岩心夹持器 b)驱替泵:流量精度<1%; 压力传感器;精度<0.5%; D 油水分离器:0mL~10mL,分度值<0.05mL;
GB/T28912一2012 e)天平:感量为0.001g; f)秒表;分度值为0.01s; 游标卡尺:分度值为0.02 g mm 6.1.3试验步骤 建立束缚水饱和度 6.1.3.1 用油驱水法建立束缚水饱和度,先用低流速(一般为0.1mL/min)进行油驱水,然后逐渐增加驱替 速度直至不出水为止 束缚水饱和度按式(3)计算 V- 三×100 3 S一 式中 束缚水饱和度的数值,%; 5 岩石内被驱出水的体积的数值,单位为毫升(mL. V 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 将浸泡在原油中或中性煤油中的岩样在试验温度下恒温2h并抽空1h后,装人岩心夹持器 a 中,并在试验温度下恒温4h b)用试验油驱替达10倍孔隙体积后,测油相有效渗透率,连续测定3次,相对偏差小于3% 束 缚水饱和度下的油相有效渗透率按式(4)计算 "×1Io K.S= A- 式中: K.(S 束缚水状态下油相有效渗透率的数值,单位为毫达西mD) 油的流量的数值,单位为毫升每秒(mL/s); w 在测定温度下油的黏度的数值,单位为毫帕秒(mPa”s); 岩样长度的数值,单位为厘米(em); A 岩样截面积的数值,单位为平方厘米(em=); -岩样进口压力的数值,单位为兆帕(MPa); -岩样出口压力的数值,单位为兆帕(MPa). 6.1.3.2.2将建立了束缚水饱和度或经过恢复润湿性的岩样装人岩心夹持器中用试验油驱替达10倍 孔隙体积后,测定油相有效渗透率 其计算式和测量次数及相对偏差要求同新鲜岩样 6.1.3.3试验过程 将油、水按设定的比例注人岩样,待流动稳定时,记录岩样进口、出口压力和油、水流量,称量岩样质 量用称重法时)或计量油水分离器中的油,水量变化(用物质平衡法时) 改变油水注人比例,重复上述 试验步骤直至最后一个油水注人比结束试验 6.1.4稳定的评判依据 在每一级油水流量比注人时,每一种流体至少应注人3倍岩样孔隙体积,并且岩样两端的压差稳 定,同时满足以上两个条件时判定为稳定 6.1.5油水注入比例 在总速度不变的条件下,油水按照表1中的比例数值注人
GB/T28912一2012 表1油水注入比例 油 水 20 1o 10 6.1.6计算方法 6.1.6.1用称重法计算含水饱和度 用称重法求含水饱和度按式(5)计算 m1no n S= ×100 V,pw p 式中: 岩样含水饱和度的数值,% S -第i点含油水岩样的质量的数值,单位为克(g) m 干岩样的质量的数值,单位为克(g); 岩样有效孔隙体积的数值,单位为毫升(mL); V 在测定温度下模拟油的密度的数值,单位为克每立方厘米(g/cem') p， 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/em) 6.1.6.2用物质平衡法计算含水饱和度 用物质平衡法求含水饱和度按式(6)计算 '一xin S =S十- 式中: 束缚水饱和度的数值,%; V 第i种油水比下油水稳定后计量管内油的体积的数值,单位为毫升(ml) -计量管中原始油的体积的数值,单位为毫升(mL) 6.1.6.3计算稳态法油-水相对渗透率 稳态法油-水相对渗透率按式(7),式8),式(9),式(10)计算 生丛L X10?" K一 产 一p . K ×10 -xT一万7 K K K 10 K K.(S 式中: -水相有效渗透率的数值,单位为毫达两(mD) K
GB/T28912一2012 水的流量的数值,单位为毫升每秒(mL/s):; gw 在测定温度下水的黏度的数值,单位为毫帕秒(mPas); A K -油相有效渗透率的数值,单位为毫达西(mD) 油相相对渗透率的数值,用小数表示; K K， 水相相对渗透率的数值,用小数表示 非稳态法油-水相对渗透率测定 6.2.1原理 非稳态法油-水相对渗透率是以Buckley-Le -维两相水驱油前缘推进理论为基础的 忽略 3Verett 毛管压力和重力作用,假设两相流体不互溶且不可压缩,岩样任一横截面内油水饱和度是均匀的 试验 时不是同时向岩心中注人两种流体,而是将岩心事先用一种流体饱和,用另一种流体进行驱替 在水驱 油过程中,油水饱和度在多孔介质中的分布是距离和时间的函数,这个过程被称为非稳定过程 按照模 拟条件的要求,在油藏岩样上进行恒压差或恒速度水驱油试验,在岩样出口端记录每种流体的产量和岩 样两端的压力差随时间的变化,用“J.B.N.”方法计算得到油-水相对渗透率,并绘制油-水相对渗透率与 含水饱和度的关系曲线 6.2.2驱动条件 为了使在实验室测定油-水相对渗透率时,减少末端效应影响,使所得相对渗透率曲线能代表油层 内油水渗流特征,除了所用岩样,油水性质、驱油历程等与油层条件相似外,在选择水驱油速度或驱替压 差试验条件方面,还应满足以下关系 当水驱油采用恒速法时,按式(11)确定注水速度 L丛wUw之 l1 式中: 岩样长度的数值,单位为厘米(cm); 在测定温度下水的黏度的数值,单位为毫帕秒(mPas); w 别 R,其中Q是流量,单位为毫升每分钟 -渗流速度的数值,单位为厘米每分钟(em/min) u U (mL/min);A是岩样截面积,单位为平方厘米(em'). 当水驱油采用恒压法时,按照开i<0.6确定初始驱替压差A,x按式(12)确定: 10o (12) T /K，7 式中: 毛管压力与驱替压力之比的数值 T -油、,水界面张力的数值,单位为毫牛每米(mN/m); dw 初始驱动压差的数值,单位为兆帕(MPa); K -岩样的空气渗透率的数值,单位为达西(D): 岩样的孔隙度的数值,% 夕 6.2.3试验流程和设备 6.2.3.1试验流程 非稳态法测定油-水相对渗透率试验流程示意图见图2 6.2.3.2试验设备及计量器具 试验所用设备和计量器具及其技术指标如下 岩心夹持器;
GB/T28912一2012 b驱替泵;流量精度<1%; 压力传感器;精度<0.5%; d 油水分离器:0mL~20mL,分度值0.05mL. e天平:感量为0.01g; 秒表;分度值为0.01s; f g 游标卡尺;分度值为0.02 mm 6.2.4试验步骤 6.2.4.1建立束缚水饱和度 按照6.1.3.2.1和6.1.3.2.2的步骤建立束缚水饱和度 6.2.4.2测定束缚水状态下的油相渗透率 测定束缚水状态下油相有效渗透率,连续测定3次,相对偏差小于3% 6.2.4.3试验过程 6.2.4.3.1按照驱替条件的要求,选择合适的驱替速度或驱替压差进行水驱油试验 6.2.4.3.2准确记录见水时间、见水时的累积产油量、累积产液量、驱替速度和岩样两端的驱替压差 10 O 10" 说明: 过滤器; 岩心夹持器; 10 烧杯; 围压泵; 三通阀; 11 天平; 水泵; -油水分离器; 12 -压差传感器; 两通阀 -回压阀 油系; 13 5- -压力传感器; 图2非稳态法测定油-水相对渗透率试验流程示意图
GB/T28912一2012 6.2.4.3.3见水初期,加密记录,根据出油量的多少选择时间间隔,随出油量的不断下降,逐渐加长记 录的时间间隔 含水率达到99.95%时或注水30倍孔隙体积后,测定残余油下的水相渗透率,结束 试验 6.2.4.3.4新鲜岩样应用DeanStark抽提法确定试验结束时的含水量、用物质平衡法计算束缚水饱 和度和相应的含水饱和度 6.2.5计算方法 非稳态法油-水相对渗透率和含水饱和度按式(13),式(14),式(15,式(16)进行计算 d. 13 f.(S.)一 dv(e) d[/ K=f.(S. 14 d1 丝二.s 15 K=K f.(S o 1-a"O 16 是器 =s, )-(of.(s s 式中: f.(S 含油率的数值,用小数表示; .() 无因次累积采油量的数值,以孔隙体积的倍数表示; V( 无因次累积采液量的数值,以孔隙体积的倍数表示; 油相相对渗透率的数值,用小数表示 K K 水相相对渗透率的数值,用小数表示; 相对注人能力的数值,又称流动能力比; Q(e) 时刻岩样出口端面产液流量的数值,恒速法试验时Q()=Q.,单位为立方厘米每秒 cm?/s); 初始时刻岩样出口端面产油流量的数值,单位为立方厘米每秒(em'/s); Q 初始驱动压差的数值,单位为兆帕(MPa); A 时刻暴替压差的数值,恒压法试验时心()=-A.,单位为兆帕(MMPa》 Ap( S 岩样出口端面含水饱和度的数值,用小数表示; 束缚水饱和度的数值,用小数表示 Sm 气-液相对渗透率测定 7.1稳态法水-气相对渗透率测定 7.1.1原理 稳态法水-气相对渗透率测定原理同6.1.1 7.1.2试验流程和设备 7.1.2.1试验流程 稳态法测定水-气相对渗透率流程示意图见图3
GB/T28912一2012 13 10 说明 过滤器; 岩心夹持器; 气体加湿中间容器; 围压泵; 三通阀; 12 调压阀; 水泵; 8 气水分离器 13 皂膜流量计; 气体质量流量计; 两通网 14 湿式流量计 5- 10 -压力传感器; 气源; 15 -压差传感器 图3稳态法测定水-气相对渗透率流程示意图 7.1.2.2试验设备及计量器具 试验所用设备和计量器具及其技术指标如下 a)岩心夹持器 b 驱替泵;流量精度<1%; e精密压力表或传感器;精度<0.4级 d)流量计:流量小于0.6mL/、时,采用皂膜流量计;流量大于0.6mL/s时.采用分度值 <0.01L/s的湿式流量计; 计量管:0mL10mL,分度值<0.05mL; 气水分离器;0nml10ml.,分度值<0.05mL g)天平;感量为0.001g; h)秒表;分度值为0.01s; 气压计;分度值为0.1kPa 7.1.3试验步骤 将已饱和模拟地层水的岩样装人岩心夹持器,用驱替系以一定的压力或流速使地层水通过岩 7.1.3.1 样,待岩样进出口的压差和出口流量稳定后,连续测定3次水相渗透率,其相对偏差小于3%
GB/T28912一2012 7.1.3.2用加湿氮气或压缩空气驱水,建立岩样的束缚水饱和度,并测量束缚水状态下气相有效渗透 率 束缚水饱和度与驱替速度有关,建立束缚水时的驱替速度应稍高于试验时的驱替速度 7.1.3.3将气、水按一定的比例注人岩样,水的速度逐渐增加,气的速度降低,使岩样含水饱和度增加， 等到流动稳定时,测定进、出口气.水压力和气.水流量以及含水岩样质量,并将数据填人原始记录表中 7.1.3.4试验至气相相对渗透率值小于0.005后,测定水相渗透率,然后结束试验 7.1.4计算方法 按照达西公式[式(18)、式(19)]计算气相,水相的有效渗透率 2g.丛L 18 K 10 X =A一T g..L 19 K= ×10? -产 式中: K,K -气相,水相有效渗透率的数值,用小数表示 大气压力的数值,单位为兆帕(MPa); p 人 气、水流量的数值,单位为毫升每秒mL/s); 、g 在测定温度下气,水的黏度的数值,单位为毫帕秒(mPas); 4`/Aw -岩样长度的数值,单位为厘米(cm); A 岩样截面积的数值,单位为平方厘米(enm'); 岩样进口压力的数值,单位为兆帕(MPa); -岩样出口压力的数值,单位为兆帕(MPa) 按照式(20),式(21)计算气、水相对渗透率 K， K K， 21 K.(S 式中: 气相相对渗透半的数值,用小数表示 K用 K 气相有效渗透率的数值,单位为毫达西(mD); K.(S. 束缚水状态下气相有效渗透率的数值,单位为毫达西(mD); K， 水相相对渗透率的数值,用小数表示; K -水相有效渗透率的数值,单位为毫达西(mD) 按照式(22)、式(23)计算含水、气饱和度 n o S ×100 22 Y" S =100 23 式中: 岩样含水饱和度的数值,%; S 第i点含水岩样的质量,单位为克(g); 1 干岩样的质量的数值,单位为克(g); mn 岩样含气饱和度的数值,% S 根据计算结果绘制水-气相对渗透率与含水饱和度的关系曲线 10o
GB/T28912一2012 7.2非稳态法气-油(水)相对渗透率测定 7.2.1原理 非稳态法气-油(水)相对渗透率测定原理同6.2.1 7.2.2试验流程和设备 7.2.2.1 试验流程 非稳态法测定气-油(水)相对渗透率流程示意图见图4 10 18 18 L8 说明 控制阀; 岩心夹持器; 三通阀; 13 围压泵 气水分离器; -湿式流量计; 14 3 驱替泵; 两通阀; 15 烧杯; l0 气体质量流量计; 气源; 16- -压差传感器; 压力传感器; 气体加湿中间容器 油体积计量管; 1l 过滤器; 12- -调压阀; 18- 水体积计量管 图4非稳态法测定气-油(水)相对渗透率流程示意图 7.2.2.2试验设备及计量器具 试验所用设备和计量器具及其技术指标如下 a)岩心夹持器; b驱替泵;流量精度<1%; c 精密压力表或传感器:精度<0.4级; d)油体积计量管;最小分度值为0.1mL 气体积计量管:最小分度值为0.1" e ml 湿式流量计;最小分度值为0.01L; 11
GB/T28912一2012 气水分离器0ml" 10ml,分度值<0.05ml g h 天平:感量为0.01g; i 秒表;分度值为0.01s; 气压计:分度值为0.1kPa j 7.2.3试验步骤 7.2.3.1将已饱和模拟地层水的岩样装人岩心夹持器,用驱替泵以一定的压力或流速使地层水通过岩 样,待驱替岩样进出口的压差和出口流量稳定后,连续测定3次水相渗透率,其相对偏差小于3% 此 水相渗透率作为水-气相对渗透率的基础值 7.2.3.2测定油-气相对渗透率时用油驱水的方法建立束缚水,直至不出水为止,或油驱替倍数达到 20倍孔隙体积以上,记录驱出的水量,计算岩样的含油饱和度和束缚水饱和度 7.2.3.3测定束缚水饱和度下油相的有效渗透率,待岩样进出口的压差和出口流量稳定后选3个压力 点进行测定,测量值之间的相对偏差小于3%,取其算术平均值 此油相有效渗透率作为油-气相对渗 透率的基础值 7.2.3.4根据空气渗透率、水相渗透率及束缚水条件下油的有效渗透率,选取合适的驱替压差,初始压 差应保证既能克服末端效应又不产生紊流,初始气驱油(水)产出速度在7ml/min一30mL/" 1之间 min 为宜 7.2.3.5调整好出口油(水)、气体积计量系统,开始气驱油(水),记录各个时刻的驱替压力、产油量、产 气量 7.2.3.6气驱油(水)至残余油(水)状态,测定残余状态下气相有效渗透率后结束试验 7.2.3.7在残余油(水)状态下,完成气的有效渗透率测定后,在1/2和1/4驱替压力下分别测定气的 有效渗透率,判断是否产生紊流 如果低压力下的有效渗透率高于驱替压力下的有效渗透率的10%， 则发生紊流 7.2.4计算方法 气体通过岩心,当压力从岩样的进口户变化到出口p时,气体的体积亦随之变化,因此应采用平均 体积流量 按照式(24)将岩样出口压力下测量的累积流体总产量值修正到岩样平均压力下的值 2p V，=V十V-十 -AV (24 p干2？ 式中 时刻的累积油(水)气产量的数值,单位为毫升(mL). V AV -1到i时刻的油(水)增量的数值,单位为毫升(mL); 以w)n V-1 i一l时刻的累积油(水)气产量的数值,单位为毫升(ml); 大气压力的数值,单位为兆帕(MPa); -驱替压差的数值,单位为兆帕(MPa); Ap AV 大气压下测得的某一时间间隔的气增量的数值,单位为毫升(mL 将油(水)气总产量按式(24)修正后,采用式(13),式(14),式(15,式(16)计算非稳态油-水相对渗 透率的方法进行计算,其中驱替相为气体,被驱替相为油(水). 数据修约 岩样长度值修约到3位小数,单位为厘米(cm) 岩样直径值修约到3位小数,单位为厘米(e cm 12
GB/T28912一2012 8.3岩样面积值修约到3位小数,单位为平方厘米em 8.4岩样体积值修约到3位小数,单位为立方厘米(em'). 8.5岩样孔隙度值以百分数表示修约到1位小数 8.6岩样空气渗透率及岩样油相和水相的有效渗透率值修约成3位有效位数,单位为毫达西(mD) 8.7岩样油相和水相的相对渗透率值修约到3位小数 8.8 岩样饱和度值以百分数表示修约到1位小数 报告内容及格式 9.1报告内容应包括 岩心数量及其基本情况." a 试验所用油、 b 、气、水的性质; 试验所用仪器和试验方法" c) d 数据表格和图 e)其他需要说明的内容 9.2报告封面格式参见附录A 报告首页格式参见附录A 9.3 油-水相对渗透率测定报告格式参见附录B 4 9. 9.5气-油(水)相对渗透率测定报告格式参见附录c 9.6水-气相对渗透率测定报告格式参见附录D 13
GB/I28912一2012 样品类型: 执行标准名称 主要检测仪器名称及编号 检测温度 测试人: 校核人: 技术负责人: 图A.2报告首页格式 15
GB/T28912一2012 附 录 B 资料性附录 油-水相对渗透率测定报告图表格式 油-水相对渗透率测定报告的格式见表B.1及图B.1 表B.1油-水相对渗透率测定数据表格式 油-水相对渗透率数据 非稳态法稳态法 样号 % 孔隙度: 油田: 空 气渗透率 mD 井号 油的黏度" mPa s 层位: 水的黏度 mPas % 束缚水饱和度 深度 m 温度 油的有效渗透率: mD 水饱和度 相对渗透率比值 水相对渗透率 油相对渗透率 Sw/% K/K K， 16
GB/T28912一2012 油-水相对渗透率曲线 非稳态法稳态法 1.0 样号 0.9 孔原度 % 空气渗透率 mD 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 a.3 0.2 0.1 0.0 20 100 10 60 80 含水他和度/% 图B.1油-水相对渗透率曲线图 17
GB/T28912一2012 附 录 c 资料性附录 气-油(水)相对渗透率测定报告图表格式 气-油(水)相对渗透率测定报告的格式见表C.1及图c.1 表c.1气-油(水)相对渗透率测定数据表格式 气-油(水)相对渗透率数据 非稳态法 样号 % 孔隙度: 油田: 空 气渗透率 mD 井号 油(水)的黏度 mPa s 层位: 气的黏度 mPas 束缚水饱和度 深度 m 温度 油的有效渗透率 mD 水相渗透率: mD 气饱和度 相对渗透率比值 气相对渗透率 油水)相对渗透率 S./% Km/K(K K(K) K 18
GB/T28912一2012 气-油(水)相对渗透率曲线 非稳态法 .0 样号 0.9 孔欧度 % 空气漆透率: mD 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 a.3 0.2 0.1 0.0 20 40 60 80 100 含气饱和度/% 图c.1气-油(水)相对渗透率曲线图 19
GB/T28912一2012 附 录 D 资料性附录 水-气相对渗透率测定报告图表格式 水-气相对渗透率测定报告的格式见表D.1及图D.1 表D.1水-气相对渗透率测定数据表格式 水-气相对渗透率数据 稳态法 样号 % 孔隙度: 油田: 空 气渗透率 mD 井号 气的黏度" mPa s 层位: 水的黏度 mPas % 束缚水饱和度 深度 m 温度 气的有效渗透率: mD 水饱和度 相对渗透率比值 水相对渗透率 气相对渗透率 S % K/K， K， K 2o0
GB/T28912一2012 水-气相对渗透率曲绒 稳态法 1.0 样号 0.9 孔歇度 mD 空气渗透率 0.8 0.7 0.6 0.5 0.3 0.2 0.1 0.0 20 40 60 100 含水饱和度/"% 图D.1水-气相对渗透率曲线图 21
GB/T28912一2012 参 考 文 献 [1]洪世铎.油藏物理基础.北京:石油工业出版社,1985. [2]何更生 油层物理.北京,石油工业出版社,199A [ 黄代国.油藏岩心分析和采油机理试验论文集.北京;石油工业出版社,2002. 4]罗盐潭.油层物理.北京;地质出版社,18s [ 石油天然气总公司劳资局.油层物理试验工.北京:石油工业出版社,1997. [o SpecialCoreAnalysis.Corelaboratories，lIne.,1982. FundamentalCoreAnalysis.CoreLaboratories，lnc,1982. [87 SCALTrainingCourse.CoreIaboratories，Inc.,1982 [叮 LA.RapoportandW.J.Leas.PropertiesofLinearWaterfloods.PetroleumTransactions AIME，Vol198,1953. 22

岩石中两相流体相对渗透率测定方法GB/T28912-2012

相对渗透率是指在多孔介质中，不同相流体（如水和油）在相同条件下通过孔隙的能力比值。岩石中两相流体相对渗透率是指岩石中不同相流体在相同条件下通过孔隙的能力比值。

为保证测量的准确性，需要进行标准化的测定方法。GB/T28912-2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》就是针对这一问题发布的标准。该标准规定了测定岩石中两种以上流体相对渗透率的方法和步骤。

该标准要求使用稳定状态法进行测量。具体而言，需要将已饱和的岩心样品放置于浸泡液中，通过测量样品两侧压力差及流量等参数，计算得出不同相流体在样品中的相对渗透率。

除了稳定状态法，该标准还介绍了一些其他方法和测试步骤。例如，在稳态法的基础上，可以采用周期性函数法或者脉冲法来进行测量；同时还需要进行数据处理和分析，得到最终的结果。

总之，《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》标准的发布，为岩石中多相流体的测量提供了规范和依据，有助于保证实验测量的准确性和可比性。

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