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3.4 储层岩石的相对渗透率
第四节 储层岩石中的相对渗透率;解：
Ko + Kw =0.27 ( μm2 ) K绝=0.375 ( μm2 )
两相渗透率之和小于绝对渗透率
这是为什么呢？
（1）油水同时流动时，油水发生干扰。
（2)毛管阻力对渗透率的影响。
（3）贾敏效应。
（4）静止液滴或珠泡所产生的附加阻力。
;2、相对渗透率;;二 相对渗透率曲线;三 相对渗透率的影响因素;2.岩石润湿性的影响
①亲水岩石：
等渗点含水饱和度大 于50％；
②亲油岩石：
等渗点含水饱和度小于50％。
随接触角增加，油相相对透率依次降低，水相相对渗透率依次升高。;; 3.流体粘度的影响
非湿相粘度很高时，非湿相相对渗透率可以大于100％，而润湿相相对渗透率与粘度无关。
粘度比的影响随孔隙半径增大而减小，K1μm2时，粘度比的影响可以忽略。
; 4.油水饱和顺序（饱和历史）的影响; 另一些研究者（如Osoba,J.S等，1951）所得结果表明不管是润湿相还是非润湿相都受饱和顺序的影响。非湿相的吸入相对渗透率总是小于它的排驱相对渗透率，而润湿相的排驱相对渗透率也总是小于它的吸入相对渗透率。;5.温度对相对渗透率的影响
;4．毛管力的影响;五 相对渗透率曲线的应用;1、计算产水率fw
;六 相对渗透率曲线的测定;二.非稳态法
又分为恒速法和恒压法
三.末端效应
定义：在岩心端面，由于毛细管孔道突然失去连续性而引起的距岩心端面一定范围内湿相饱和度偏高和出口见水出现短暂滞后的现象。
消除办法：
1.增大流速，减少末端效应当影响范围；
2.增加实验岩心长度，降低末端效应存在长度占岩心总长度的百分数；
3.三段岩心法。;;; 则：
又设任一根毛管孔道体积Vpi 与所有毛管孔道总体积Vp 的比值为该毛管孔道在总的毛管系统中的饱和度,即:
Si = Vpi / Vp ,Vp= Vpi / Si
所以: ?= Vp / AL = Vpi / ALSi , 则: Vpi = ? ALSi
引入校正系数?
;;;
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