㈠ 相對滲透率曲線特徵
通過非穩態法水驅油相對滲透率曲線測定發現，扶楊油層油水流動具有以下特點:
一是扶余油層束縛水飽和度(Swi)和殘余油飽和度(Sor)均較高，分別為40.9%和22.0%。
二是在油相相對滲透率迅速下降的同時，水相相對滲透率上升速度十分緩慢。在Sor的水相相對滲透率僅0.1左右(圖5-46)。
圖5-46 岩心油、水相對滲透率曲線
㈡ 驅替實驗
（一）實驗簡介
實驗用油為現場脫水原油，黏度為4.19mPa·s。為避免產生水敏，飽和岩心以及水驅油過程均用礦化度為30×104mg/L的NaCl水溶液。實驗溫度為70℃。實驗岩心取自東濮凹陷深層高壓低滲砂岩油藏。實驗方法及實驗裝置採用岩石中兩相相對滲透率測定方法（SY/T 5345-2007）中的非穩態法測定油水相對滲透率及開展水（氣）驅油驅替實驗[153]。按模擬條件，在油藏岩石上進行恆速（水驅）或恆壓（氣驅）驅油實驗。水驅油實驗中，驅替速度分別為0.5,0.8,1.0,1.2mL/min，凈覆壓分別為2,10,20MPa。岩樣出口端記錄每種流體的產量和岩樣兩端壓力差隨時間的變化，整理實驗數據、繪制相對滲透率曲線、計算驅油效率和採收率。實驗過程如下：①將岩心抽真空飽和NaCl水溶液，計算飽和水量及孔隙體積。②用原油驅替含水岩心，不再出水時計量驅出的水量，計算束縛水飽和度和油相滲透率。③水（氮氣）驅油，用NaCl水溶液（氮氣）驅替含油岩心，驅替時以恆速（水驅）或恆壓（氣驅）的方式進行。驅替開始前，在岩樣入口建立一定的壓力（壓差值小於測油相滲透率時的壓差值）。記錄見水（氣）前的油、水量（油、氣量）以及注入壓差和驅替時間，記錄見水（氣）時的累積產油量、累積產液量，岩樣兩端的壓力差及驅替時間。④當不再出油時，測定水相（氣相）滲透率，結束實驗。
氣驅油過程及相對滲透率的計算方法與水驅油類似。相對於水驅油，氣驅中氮氣開始流動的端點意義不同，氣體開始流動前達到的最小飽和度值稱為氣體平衡飽和度，氣體飽和度大於此平衡飽和度時開始流動。氣驅油採用氣驅完畢後的氣體滲透率作為基準滲透率，水驅油採用束縛水狀態下的油相滲透率作為基準滲透率。
（二）實驗結果
選擇低滲、特低滲岩心樣品共5塊，按上述方法進行水（氣）驅油實驗。實驗數據整理如表6-3-1，表6-3-2所示。
表6-3-1 氣驅綜合數據表
表6-3-2 水驅綜合數據表
㈢ 非穩態法測材料的導熱性能加熱器電流一般為多少
導熱系數的測量方法很多，根據不同的測量對象和測量范圍有各種適用的方法。從傳熱機理上分，包括穩態法和非穩態法；穩態法包括平板法、護板法、熱流計法等；非穩態法又稱為瞬態法，包括熱線法、熱盤法、激光法等。
㈣ 大學物理實驗：用穩態法測不良導體的導熱系數的實驗裝置可以測量空氣的導熱系數嗎並說明理由
應該是不可測，良導體四周散失的熱量很多，不好平衡吧，空氣不會流動嗎？剛加熱的空氣，吹口氣，跑了沒法測
㈤ 大學物理實驗穩態法測量良導體的導熱系數。
在大學物理實驗級別上，只要是符合傅立葉熱傳遞定律，沒什麼不可以的。
所謂采專取一些措施和改變樣品屬的形狀，就是設法要保證試樣兩端的溫度差要足夠大以便於測量。對於不良導體，如橡膠，導熱系數在0.4左右，那麼橡膠盤兩個端面的溫度可以明顯的有足夠大的溫差可測；但如果是相同試樣尺寸的良導體，則試樣兩端面的溫差將非常小而無法准確測量。因此，為了增大良導體試樣兩端溫差的大小，就需要增大試樣的厚度，說白了，就是增大試樣的熱阻。
當然，這只是大學物理實驗所進行的改變，這在實際工程測量中是基本不可能的，因為試樣厚度增大勢必會增加試樣側面的熱損失，嚴重影響導熱系數測量誤差。
㈥ 什麼叫穩態法測量固體導熱系數
測量固體的導熱系數有兩種方法：穩態法和非穩態法（即瞬態法）。
穩態法就是當待測試樣上溫度分布達到穩定後，通過測量試樣內的溫度分布和穿過試樣的熱流來測出導熱系數。最簡單的就是將固體試樣製成一塊厚度均勻的平板，放在一個絕熱的裝置里，從試樣一側加熱，在另一側散熱，試樣四周嚴格絕熱保溫。用一個補償加熱器維持裝置內的溫度穩定。試樣應該較大，以便能適用一維導熱假設。穩態導熱的基本公式為：
Q = A * k * dT/dx （1）
其中Q為試樣導熱速率（W）；A為試樣正面面積（m2)； k為要測定的導熱系數(W/m.K)；dT為沿著試樣厚度方向兩個熱電偶之間的溫差（C）；dx為沿著偶讀方向兩個熱電偶之間的距離(m)。dT/dx稱為溫度梯度。這樣，待測試樣的導熱系數為：
k = (Q / A) / (dT/dx) （2）
穩態法通常要求試樣質地均勻、乾燥（含濕會影響測定精度）、平直、表面光滑。如果採用電加熱，Q就是指電加熱裝置的瓦數（W）。但是，用於散熱補償的另一個小加熱功率不應算在Q內，因為這一部分熱流並未穿過試樣正面傳導到另一側。
㈦ 水合物滲透率的測定
滲透率是反映多孔介質的滲流能力的參數，是影響天然氣水合物分解後的產氣速度的重要因素。因此，在天然氣水合物的開采利用階段，含水合物沉積層的滲透率以及初始天然氣水合物飽和度、生產壓力等都將對天然氣水合物的開采效果產生重要影響。
實驗裝置
實驗裝置的水合物生成與驅替部分採用同一個容器，即水合物生成後可以立即進行驅替試驗，測定該種狀態下的滲透率。容器的溫度由外部夾套中的冷卻水控制，溫度范圍為-30℃至室溫。容器的最高工作壓力為30MPa，工作溫度范圍為-30～30℃，內徑為60mm。驅替壓差採用高靜壓差壓變送器，同時採用壓力感測器測量兩端的壓力，以便在壓差超出差壓感測器的測量范圍時，可以直接測量兩端壓力以求出壓差。由於壓力感測器的精度等級為0.05，所以在30MPa的量程下，其最小解析度為15kPa，差壓感測器的量程應取150kPa。趨替動力採用MOSTB精密平流泵，在雙機輪替的工作模式下，可以確保驅替壓力波動小於0.01MPa，同時，通過計算機控制系統設定泵的控制參數及取回數據。圖75.12為整個裝置系統的示意圖:
圖75.12 水合物滲透率測定裝置示意圖
實驗技術與方法
在實驗裝置內可模擬低溫高壓環境下在沉積物中生成天然氣水合物，實驗過程中使用TDR技術測量沉積物中的含水量，以此確定沉積物中天然氣水合物的飽和度，在不同天然氣水合物飽和度情況下，測量水的滲透率。水合物與容器內壁間採用導熱橡膠套隔開，目的是阻斷水合物與容器內壁間可能的流道，以確保驅替液體確實是通過水合物的內部通道。考慮到TDR的測量精度，確定的反應區長度取為150mm，TDR探針同時作為熱電阻的載體。在測定的反應區外，考慮到不能產生管道阻塞的現象，兩端必須保持有不生成水合物的區域，這兩個區域設定為50mm，具體試驗中的長度由TDR測試結果實測計算得出。具體實驗步驟如下:
1)反應容器內預先裝填好沉積物並壓實;系統抽真空後，在飽和水容器中，制備指定壓力下的飽和水。此時的壓力將在整個水合物生成過程中穩定不變。
2)背壓閥全開，啟動平流泵，使飽和水在系統中循環流動，以便飽和水充分浸潤沉積物。
3)關閉平流泵，同時關閉反應容器兩端的閥門以穩定容器內壓力，啟動製冷，開始水合物的生成。同時採集溫度及TDR數據。
4)水合物生成結束後，可開始水滲透率的測試。設定驅替壓力差，動態控制平流泵出口壓力，保持壓差恆定。紀錄壓差、流量，以及溫度和TDR數據。
5)通過下列公式計算含水合物樣品的水滲透率:
岩石礦物分析第四分冊資源與環境調查分析技術
式中:ka為水滲透率，μm2;qw為水的流量，mL/s;μw為測定溫度下水的黏度，mPa·s;L為試樣的長度，cm;A為試樣截面積，cm2;p1為試樣進口壓力，MPa;p2為試樣出口壓力，MPa。
6)同時，根據TDR波形，計算多孔介質中水合物的飽和度，由此得出不同水合物飽和度情況下試樣的水滲透率，了解水滲透率隨水合物飽和度的變化趨勢。
㈧ 地層條件下油藏岩石滲流特徵研究
王建孫志剛
摘要介紹了地層條件下測定油水相對滲透率的流程與方法。實驗研究了壓力、溫度和流體性質對油水相對滲透率測定結果的影響。以勝坨油田2-3-J1503井為例，給出了地面條件及地層條件下的典型相滲透率曲線，並對測定結果的差異進行了討論。
關鍵詞地層條件滲流特徵測定方法影響機理
一、引言
室內實驗得到的岩石滲透率、油水兩相相對滲透率等參數廣泛應用於油藏數值模擬、最終採收率和含水量上升率計算中。目前，這類參數都是在地面條件下測定的，存在著地面條件和油藏條件的差異。本次研究的目的就在於探索油藏條件下滲流參數測定方法，深入研究其影響機理，提高室內實驗成果的整體水平。
二、影響因素研究
1.壓力對岩石滲流的影響
目前，對上覆地層壓力的影響問題看法不一。Wilson等人的研究表明，在地層溫度和上覆壓力為34.5MPa時，測得的油水有效滲透率比常溫、常壓下要低；Merliss等人則認為上覆壓力對相對滲透率的影響主要是由於界面張力的變化所引起[1]。
為研究壓力對油水相對滲透率的影響，進行了地層壓力和常壓條件下的油水相對滲透率對比實驗。使用兩組平行樣品，分別在凈上覆壓力為2MPa（地面條件）和20MPa（地層條件）條件下測定其油水相對滲透率。為得到有代表性的相對滲透率曲線，將同組樣品所測定的相對滲透率曲線先進行標准化處理，後求取平均相對滲透率曲線（圖1）。
圖1兩種條件下的平均相滲曲線圖
由圖1可見，在地層壓力條件下，由於上覆壓力的增大，使得相滲曲線中束縛水飽和度增大，油水兩相區寬度減小；高壓下的水相相對滲透率上升較快，油相相對滲透率下降較快，這是由於上覆壓力改變了岩心的孔隙結構，在上覆壓力的作用下，岩心的非均質性增強，油水前緣分布更加不均，造成水相的上升和油相的下降都增快的結果。
2.溫度對岩石滲流的影響
針對油藏溫度與常溫條件下油水相對滲透率是否存在差別，進行了兩類實驗研究。一類使用同一種油水在不同溫度下測定油水相對滲透率；另一類是使用不同油水，保證在不同的溫度時具有接近的油水粘度比條件下測定油水相對滲透率。所用岩心都是膠結好、均質程度高的平行樣。
圖2不同溫度和不同油水粘度比條件下的油水相滲曲線圖
（1）相同種油水，不同溫度和油水粘度比條件下的相滲曲線對比
用自配油－3%KCl水分別在20℃、70℃和90℃條件下進行了油水相對滲透率測定。隨著溫度的升高，束縛水飽和度增大，殘余油飽和度減小（圖2）。這是由於溫度的升高使得油水粘度比減小，從而改變了樣品中油水兩相的分布。高油水粘度比時，油更易將水驅出，因此束縛水較低，而水較難將油驅出，因此殘余油較高；相反，在低油水粘度比時，就會出現高束縛水飽和度，低殘余油飽和度的現象。
（2）不同溫度相同油水粘度比的油水相滲曲線對比
選擇在18℃、60℃和120℃條件下具有相近油水粘度比的三種自配油/3%KCl，進行油水相對滲透率測定。從測定結果看出，不再出現「隨著溫度的升高，束縛水飽和度增大，殘余油飽和度減小」的現象，而是三條相對滲透率曲線基本接近。只是隨著溫度的升高，油水相對滲透率略有增大（圖3）。這是因為在油藏溫度下，精製油/鹽水的毛管壓力要低於常溫條件的毛管壓力。因此，在進行相對滲透率實驗時，最好選用模擬油藏溫度。實驗條件達不到時，必須模擬油藏油水粘度比。
圖3不同溫度、相同油水粘度比條件下的油水相滲曲線
3.流體對岩石滲流的影響
實驗室進行岩石滲流研究大多採用精煉油。為了研究不同油品對兩相滲流的影響，進行了精製油、脫氣原油和含氣原油的對比實驗。實驗結果看出，用三種油品所做的相對滲透率曲線基本接近（圖4）。其原因是：①實驗是在油藏溫度下進行，原油中的膠質、瀝青質不會析出阻塞孔道；②實驗所用的樣品是新鮮天然岩心，且樣品清洗未破壞岩心原始潤濕性；③三條相滲曲線是在相近的油水粘度比條件下測定完成的。
含氣原油/鹽水的油水兩相相對滲透率要略高於脫氣原油/鹽水。這是含氣原油在飽和壓力以上隨壓力的升高界面張力降低所造成的[2]。
圖4精製油、脫氣原油和含氣原油的相滲曲線圖
精製油/鹽水與原油/鹽水的相對滲透率曲線之間存在差別，但差別不大。其原因是原油降低了樣品的相對潤濕指數，使樣品的潤濕性從水濕趨向弱水濕[3]。
綜上所述，研究油藏條件下的岩石滲流問題，應該使用油層壓力和油層溫度條件下的含氣原油，也可以使用相同粘度的脫氣原油來代替含氣原油。在條件達不到時，使用精製油。
三、地層條件下岩石相對滲透率的測定
對岩石滲流影響因素的分析表明，在研究模擬地層條件下岩石滲流時，必須模擬油藏岩石的凈上覆壓力；模擬油藏油水粘度比的同時應該同時模擬地層溫度並且使用含氣原油，也可以使用相同粘度的脫氣原油來代替含氣原油；試驗用水可使用現場地層水、注入水或由實驗室根據水分析資料配製而成的鹽水。
進行地層條件下油水相對滲透率測定的具體步驟如下。
第一，校對岩樣清單，記錄油藏壓力、油藏溫度、油水粘度比以及樣品的井段、距頂。
第二，檢查所有儀器設備。
第三，按SY/T5336標准，測定岩樣的空氣滲透率。
第四，測定岩樣的孔隙體積和孔隙度：①將樣品裝入高壓夾持器，圍壓加至地層凈上覆壓力，抽真空1h-2h；②將夾持器進口連接高精度計量泵，開泵，恆壓方式建立一定壓力；③待泵壓穩定後，將泵出體積項清零，打開夾持器進口閥，待壓力再次恆定後，讀出泵的泵出體積數，此數即樣品孔隙體積。
第五，測定岩樣的含油飽和度和束縛水飽和度：①將夾持器的出口端與高壓油水分離器連接，調節回壓控制旋鈕，將高壓分離器出口回壓加至含氣原油泡點壓力以上；②泵入鹽水，直至回壓閥出口流出液體，系統的流壓高於泡點壓力；③打開油容器出口，將高壓油水分離器充滿實驗所用的油水，使油水界面處於分離器的中下部，關閉分離器下部出口，打開上部出口，待整個系統的壓力平衡後，油水分離器清零，進行油驅水；④不斷提高注入速度，直到分離器刻度不再增加，記下此點，減去飽和油死體積就是原始油體積，從而可計算出含油飽和度和束縛水飽和度。
第六，測定束縛水飽和度下油相滲透率：由低到高選擇3個壓力點進行測定，並在其壓力、流速穩定後測定油相滲透率，測量值之間的相對偏差小於5%時，取其算術平均值。
第七，進行水驅油的油水相對滲透率測定（非穩態恆速法）：①關閉分離器上部出口，打開下部出口，待系統壓力平衡後，將油水分離器清零，記下出口天平刻度；②注水驅油，記錄各個時刻的驅替壓力、分離器讀數和電子天平讀數。
四、地面條件下和地層條件下實驗結果的對比和討論
通過實驗研究，分別就平行樣（天然岩心）在地面條件下和地層條件下的滲流特徵進行了對比分析，取得了一定的規律性認識。
1.單相滲流規律
研究方法是測定樣品在不同凈上覆壓力下的有效滲透率，將測得的結果按二次多項式擬合，截距設定為地面滲透率。將得到的一系列系數進行數理統計，得到不同岩性的有效滲透率隨凈上覆壓力變化的變化規律。表1為勝坨油田2-3-J1503井10塊樣品有效滲透率與凈上覆壓力關系式。
表1有效滲透率與凈上覆壓力關系式以及三個系數的統計表
將2-3-J1503井樣品作為反映該區塊岩石性質的一個整體，將其有效滲透率與凈上覆壓力關系式中的系數進行數理統計，統計方法如圖5、6所示。
統計後得到關系式：b=67.6a；Ko=42.88b。其相關系數分別為0.9924和0.9745。
將 a,b代換，有效滲透率與凈上覆壓力的統計規律如下：
勝利油區勘探開發論文集
式中：Kob——層上覆壓力下的樣品有效滲透率，10－3μm2；
pc——地層凈上覆壓力，MPa；
Ko——地面條件下的樣品有效滲透率，10-3μm2。
圖5b—a關系圖
圖6Ko—b關系圖
利用公式（1），根據實際油藏的凈覆蓋壓力以及地面條件下的有效滲透率可預測油藏的地層有效滲透率。而公式（2）反映的是油藏岩石無因次滲透率隨凈上覆壓力的變化規律。
2.兩相滲流規律
利用平行樣品，分別測定它們在地面條件下和地層條件下的相對滲透率曲線，將每塊樣品的相對滲透率曲線進行標准化處理，求取平均相對滲透率曲線。以勝坨油田2-3-J1503井樣品為例，結果見圖7。
由圖7可見，兩種條件下的相滲曲線在束縛水飽和度、兩相區寬度以及曲線形態上都存在一定的差異。為更加清楚地分析認識地層條件與地面條件的區別，繪制其平均分流量曲線（圖8）。
由圖8可以清楚地看出，地層條件下的束縛水飽和度（Swi）高於地面條件；地層條件下的油水兩相的前緣含水飽和度（Swf）低於地面條件；地層條件下的油水兩相區平均含水飽和度
圖7地層條件下和地面條件下平均油水相對滲透率對比曲線圖
圖7中，地面條件下測定的最終水相相對滲透率要低於地層條件下測定的最終水相相對滲透率。其原因是實驗條件中，溫度的升高降低了毛管力的影響[4]，同時，含氣原油改變岩心的潤濕性，這兩種影響都會造成最終水相滲透率的增高[3]。
圖8 地層條件下和地面條件下水分流量對比曲線圖
Swi—束縛水飽和度；Swf—前緣含水飽和度；
五、結論
凈上覆壓力是影響岩石滲流規律的主要因素。
對岩石有效滲透率與凈上覆壓力所做出的統計規律具有一定的推廣應用價值。
與地面條件相比，地層條件下的相對滲透率曲線存在著「三高兩低」的規律，即束縛水飽和度高，油水兩相的前緣含水飽和度低，油水兩相區平均含水飽和度低，含水量上升率高以及最終水相相對滲透率高。因此，在進行油水相對滲透率實驗時，應該模擬地層條件。
通過對地層條件下油藏岩石滲流特徵的分析研究，可以推斷，在進行其他的開發試驗時同樣也存在地層條件下與地面條件下測量結果的差異，也存在如何再現油藏真實條件的問題。這將是開發試驗研究需要認真研究解決的重大問題之一。
致謝 在研究過程中，得到院機關有關科室，尤其是計劃科的領導提供了支持和幫助，本室的老專家宗習武、李樹濃、塗富華等給予了悉心指導在此表示衷心感謝。
主要參考文獻
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