本标准规定了稠油油藏在高温条件下油一水、油一蒸汽相对渗透率及驱油效率的测定方法及技术要求。本标准适用于稠油油藏在热水驱、蒸汽驱条件下相对渗透率及驱油效率的测定。 SY/T 6315-2006 稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法 SY/T6315-2006 标准下载解压密码：www.bzxz.net

ICS75.020
备案号：18071—2006
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 6315-—2006
代替SY/T6315—1997，SY/T6384—1999稠油油藏高温相对渗透率及
驱油效率测定方法
Relative permeability and displacement efficiency test under thecondition of high temperature for heavy oil reservoir2006—07-10发布
国家发展和改革委员会
2007－01—01实施
规范性引用文件
实验原理
实验装置
实验准备
6实验程序
7实验结果的计算
8实验报告··
附录A（资料性附录）
附录B（资料性附录）
附录C（资料性附录）
附录D（资料性附录）
附录E（资料性附录）
附录F（资料性附录）
附录G（资料性附录)
附录H（资料性附录）
附录I(资料性附录)
附录J(资料性附录）
相对渗透率及驱油效率实验基础数据记录的格式比色法计量产油、产液量记录的格式相对渗透率及驱油效率实验记录的格式实验报告封面及首页的格式
原油粘温曲线图的格式
相对渗透率实验报告数据的格式驱油效率实验报告数据的格式
相对渗透率曲线图的格式
驱油效率曲线图的格式
含油饱和度及含水率与注人孔隙体积倍数曲线图的格式SY/T 6315--2006
SY/T6315-—2006
本标准整合修订并代替SY/T6315—1997《稠油油藏驱油效率的测定》和SY/T6384—1999《稠油油藏高温相对渗透率测定》。本标准与SY/T6315—1997，SY/T6384—1999相比，主要变化如下：一在实验装置中增加了对计量器具的技术要求；一在松散岩心的前处理上，删除了“用孔径0.9mm～0.074mm的筛网去掉粘土及大颗粒备用”的做法；
在模型饱和油和水（蒸汽）驱油的实验程序中，细化了实验步骤和技术要求；改进了比色分析计量产油量、产液量的计算方法；删除了水相渗透率测定的要求；增加了驱油效率实验报告数据格式的要求，本标准的附录A、附录B、附录 C、附录D、附录 E、附录F、附录G、附录 H、附录I和附录J都是资料性附录。
本标准由油气田开发专业标准化委员会提出并归口。本标准起草单位：中国石油辽河油田勘探开发研究院、中国石油勘探开发研究院。本标准主要起草人：刘宝良、沈德煌、张勇、刘其成、吴晓杰。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：SY/T6315—1997;
—SY/T6384—1999。
1范围
SY/T 6315--2006
稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法本标准规定了稠油油藏在高温条件下油一水、油一蒸汽相对渗透率及驱油效率的测定方法及技术要求。
本标准适用于稠油油藏在热水驱、蒸汽驱条件下相对渗透率及驱油效率的测定。2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。SY/T5336岩心常规分析方法
SY/T6316稠油油藏流体物性分析方法原油粘度测定3实验原理
该方法以一维两相水驱油（蒸汽驱油）的基本理论为依据，描述稠油油藏的岩心在热水驱（蒸汽驱）过程中水（蒸汽）、油饱和度在多孔介质中的分布随距离和时间而变化的函数关系及注人倍数和驱油效率之间的函数关系。按照模拟条件的要求，在岩心模型上进行恒速的热水驱油（蒸汽驱油）实验，记录模型的出口端两相流体的产量和模型两端的压差随时间的变化。用JBN法或最优化历史拟合的数值模拟方法整理计算实验数据，得到油水（油一蒸汽）的相对渗透率与含水（液相）饱和度的关系曲线；用驱油效率计算方法整理计算实验数据，得到注入倍数与驱油效率的关系曲线。4实验装置
4.1岩心模型系统
填砂模型或柱塞模型，恒温箱。4.2注入系统
注人系统包括：
a）高压计量泵：精度≤±1.0%；b）油容器、水容器；
c）蒸汽发生器；
d）加湿砂管；
e）预热盘管；
f）手动计量泵。
4.3温度、压力测量控制系统
温度、压力测量控制系统包括：a）恒温箱：控温精度≤±2℃；b）差压传感器：测量精度±0.5%FS；c）压力传感器：测量精度≤±0.5%FSd）精密压力表：精度≤0.25级。SY/T6315--2006
4.4采集系统
采集系统包括：
a）冷却器；
b）回压阀：滞留体积≤0.2mL；c）气液分离器；
d）液样收集器；
e）湿式气体流量计：测量精度0.05%；f）氮气瓶；
g）电子秒表：分度值0.01s;
h）电子天平：感量0.01g：“
i）电子天平：感量0.001g，
j）紫外分光光度计：测光准确度≥士0.004Abs。4.5流程示意图
高温油一水（蒸汽）相对渗透率及驱油效率实验流程示意图如图1所示19
高压计量泵；
油容器；
一水容器；
一蒸汽发生器；
手动计量泵；
6—预热盘管
7-—加湿砂管；
岩心模型；
恒温箱；
冷凝器，
回压阀；
气液分离器：
液样收集器；下载标准就来标准下载网
湿式气体流量计：
一氮气瓶；
16，17，18-
差压、压力传感器；
19，20，21，22-
-精密压力表。
图1高温油一水（蒸汽）相对渗透率及驱油效率实验流程示意图14
5实验准备
5.1岩心处理
SY/T 6315—2006
5.1.1成型岩心的处理：成型岩心可直接进行钻取。对于冷冻成型的岩心，钻取后需经包封处理，岩样的直径为2.54cm或3.80cm，长度不小于直径的2.5倍。然后根据地层岩石的润湿性选择不同的抽提洗油方法，具体抽提方法按SY/T5336的规定执行。5.1.2松散岩心的处理：松散岩心直接进行抽提洗油，具体抽提方法按SY/T5336的规定执行。5.1.3岩心烘干：把洗好油的岩心放人烘箱中，在100℃～105℃条件下烘5h～8h后放人干燥器中待用。
5.2实验用油
5.2.1原油的过滤脱水：原油样品先用孔径0.045mm的不锈钢筛网在低于80℃温度下进行过滤，过滤后在低于120℃温度下进行脱水，含水低于0.5%为合格。5.2.2实验用油的配制：按油藏中油水粘度比相近的原则配制成模拟油，测定粘温曲线按SY/T6316的规定执行。
5.3实验用水
按地层水分析资料配制，也可用2%的KCI溶液作为实验用水，5.4模型的制备
5.4.1柱塞模型：测定空气渗透率按SY/T5336的规定执行，记录的格式参见表A.1。将岩心装人高温夹持器待用。
5.4.2填砂模型：对于松散岩样，采用填砂模型。模型应满足如下要求：a）岩心砂粒径分布与油层相近；b）孔隙度、渗透率与油层相近；c）模型长度与直径的比不小于3；d）润湿性与油层相同；
e）每次装砂的质量相同。
填砂模型的装填分干装法和湿装法，记录的格式参见表A.1。具体做法如下：a）干装法：将模型竖起，上紧端盖的端朝下，在岩心砂两端都要加上一层孔径为0.045mm不锈钢筛网。视装入岩心砂的总量将岩心砂分成若干等份陆续装人，并用橡皮锤不断向下敲击夯实。装满后，上紧端盖。测定空气渗透率，测定方法按SY/T5336的规定执行。b）湿装法：将模型竖起，上紧端盖的一端朝下。在岩心砂两端都要加上一层孔径为0.045mm不锈钢筛网，视装人岩心砂的总量将岩心砂分成若于等份陆续装人，同时加人实验用水且始终保持水面高于砂面，并用橡皮锤不断敲击振动管壁。装满后，上紧端盖，5.5流程的准备
5.5.1按实验流程图接好实验流程。5.5.2用实验用水按流程设计压力对流程系统进行试压。试压1h，压力下降小于0.05MPa为合格。5.6产出液收集器的准备
取一定数量的具塞三角烧瓶，贴标签，标签上应注明井号、样号（模型号）、实验温度、序号。逐个称量并做好记录，记录的格式参见表B.1。6实验程序
6.1测定孔隙体积
6.1.1柱塞模型孔隙体积的测定
采用柱塞模型岩心孔隙体积测定的步骤如下：3
SY/T 6315—2006
a）将模型接人抽空流程，在真空度达到133.3Pa后，再连续抽空2h~5h；b）将装有实验用水的容器先抽空0.5h以上，用天平称量并做好记录；c）模型饱和水后，再用天平称量水容器并做好记录，记录的格式参见表A.1。6.1.2填砂模型孔隙体积的测定
6.1.2.1湿装岩样时：
a）先用丙酮或无水乙醇驱替出模型中的水，用干燥的氮气吹干；b）称量并做好记录；
c）接通抽空流程，在真空度达到133.3Pa后，再连续抽空2h～5h，饱和实验用水；d）用天平称量并做好记录，记录的格式参见表A.1。6.1.2.2干装岩样时的操作按6.1.2.1的b），c），d）执行。6.1.3孔隙体积的计算
填砂模型岩心孔隙体积的计算见式（1)：V,-W.-W.-v.
式中：
V。岩心的孔隙体积，单位为立方厘米（cm2）；W,饱和水后水容器质量，单位为克（g)；W2—饱和水前水容器质量，单位为克（g)；0w—模拟地层水的密度，单位为克每立方厘米（g/cm）；V。模型两端的滞留体积，单位为立方厘米（cm2）。柱塞模型岩心孔隙体积的计算见式（2)：V,-W.w.-v.
式中：
饱和水前模型的质量，单位为克（g）；W—饱和水后模型的质量，单位为克（g）。岩心孔隙度的计算见式（3）：
式中：
一岩心的孔隙度，以百分数表示；Ye×100%
Vb岩心的总体积，单位为立方厘米（cm）。6.2测定油相渗透率
6.2.1饱和油
饱和油按下列步骤进行：
a）将模型接人高温油一水（蒸汽）相对渗透率及驱油效率实验流程。根据实验温度设置出口回压，回压应高于该温度下水的饱和压力0.3MPa～1.0MPa。b）采用柱塞模型时应加环（围）压，环（围）压应高于模型人口压力2.0MPa～3.0MPa。c）开启恒温箱，将模型加热到实验温度。采用柱塞模型时注意环（围）压的变化，保持环（围）压稳定。当恒温箱温度到达设定温度后，恒温5h。d）将实验用油以恒定的低速注人岩心进行油驱水建立束缚水。采用柱塞模型时注意人口压力的变化，并保持环（围）压高于入口压力2.0MPa～3.0MPa。当压差稳定，适当提高注人速度驱替1.0倍～2.0倍孔隙体积后，记录此时的压差及从岩心中驱替出的累计水量，记录的格4
式参见表A.1。
6.2.2计算岩心油相渗透率
束缚水条件下岩心油相渗透率的计算见式（4）：K.(Sm)=g%×101.325
式中：
K。（S）一.岩心束缚水条件下Sm时的油相渗透率，单位为毫达西（mD)；Q。——注入速度，单位为立方厘米每秒（cm2/s）；o
实验用油的粘度，单位为毫帕秒（mPa·s）；L—岩心的长度，单位为厘米（cm)；A一岩心横截面积，单位为平方厘米（cm2）；Ap-一岩心两端的压差，单位为兆帕（MPa）。6.2.3计算岩心原始含油饱和度
岩心原始含油饱和度的计算见式（5）：S.
式中：
Si岩心原始含油饱和度，以百分数表示；-饱和油量，单位为立方厘米（cm2）。V。
6.3热水（蒸汽）驱油
6.3.1确定驱动速度
按式（6）确定热水驱的驱动速度：×100%
Lμw·w≥1
式中：
实验温度下注入水的粘度，单位为毫帕秒（mPa·s）；渗流速度，单位为厘米每分钟（cm/min）。按经验公式（7）确定蒸汽驱的驱动速度：Us≥2V
式中：
每分钟注人蒸汽的体积，单位为立方厘米（cm\）。6.3.2驱替步骤及参数录取
热水（蒸汽）驱油按下列步骤进行：SY/T6315—2006
a）热水驱时，出口回压不需改变。蒸汽驱时，调整回压使之略低于该温度下水的饱和压力，确保整个驱替过程为蒸汽驱。
b）在模型两端建立一定的压差，压差值应不小于测定油相渗透率时的压差值。c）按确定的驱动速度恒速驱替，同时记录时间、产油量、产液量、进出口压力、压差及温度参数，记录的格式参见表C.1。采用柱塞模型时注意人口压力的变化，并保持环压高于人口压力 2. 0 MPa~3. 0MPa。
d）见水初期，加密记录。随着产油量的不断下降，逐渐加长记录的时间间隔。e）当含水率达到99.5%以上且压差稳定后方可测定残余油条件下的水相渗透率，实验结束。6.3.3计算残余油条件下的水相渗透率残余油条件下的水相渗透率的计算见式（8）：Qw= μw· L×101. 325
Kw(Sa):
SY/T6315--2006
式中：
Kw（S）·一残余油条件下S.时的水相渗透率，单位为毫达西（mD)；Qw一一注人速度，单位为立方厘米每秒（cm2/s）。6.3.4清洗岩心残余油
热水（蒸汽）驱油实验结束后，模型自然冷却至室温，用溶剂（环已烷）洗出模型中的残余油，同时收集清洗液，直至洗出液的颜色和溶剂的颜色相近为止。6.4产油量、产液量的计量方法
6.4.1蒸馏脱水法
向装有产出液的量筒或比色管中加人溶剂（汽油），充分摇动，待液面水平后，扣除所加溶剂量可获得产液量。采用加热蒸馏法在95℃～105℃下将水脱出，则可得产油量。6.4.2比色分析法
6.4.2.1测定油溶液质量分数与吸光度的标准曲线的步骤如下：a）取一洗净烘于的具塞三角烧瓶，用天平称量。b）取少量实验用油置于具塞三角烧瓶中，称量。c）加人适量的溶剂（环已烷），再称量，按式（9）计算油溶液的质量分数；C, = m2 -m,
式中：
C—油溶液的质量分数，以小数表示；mi—·空三角烧瓶质量，单位为克（g)；加人实验用油后三角烧瓶质量，单位为克（g）；m2
ms——加人溶剂后三角烧瓶质量，单位为克（g）。d）取不少于5个具塞三角烧瓶，贴上标签。(9)
e）用移液管取少量油溶液置于编号的具塞三角烧瓶中，称得移液量。加入不同量的溶剂（环已烷）配制成-系列不同质量分数的油溶液，按式（10）计算稀释后的油溶液质量分数：C·D.
Ca:= c D. +x
式中：
C2:—第i个稀释后的油溶液的质量分数，以10-“表示；D;--第i个移液量，单位为克（g)；X;一一第i个二次稀释量，单位为克（g）。.（10）
f）在紫外分光光度计上逐个测定油溶液的吸光度，即可得到油溶液质量分数与吸光度关系的标准曲线。
6.4.2.2驱替产出液比色分析的步骤如下，记录的格式参见表B.1。a）将装有产出液的具塞三角烧瓶逐个称量；b）加入适量的溶剂（环已烷），待油样完全溶解，逐个称量；c）取与装有产出液数量相同的具塞三角烧瓶，编号贴上标签：d）用移液管移适量的油溶液到对应编号的具塞三角烧瓶中，称量；e）加入适量的溶剂（环己烷），称量；f）在紫外分光光度计上逐个测定油溶液的吸光度。6.4.2.3产油量、产液量和岩心残余油量的计算如下：a）任一时间间隔内的产油量的计算见式（11)：qoi
(mcs - m + qoi) · DF : (CT: -b)mDi·K.100
（11)
用迭代法整理得出式（12)：
其中：
式中：
SY/T6315—2006
4o = ([(mci - m) - N; - M + mci -ms] . Ni - M, +mc -ms) . N, - MN: = DF(CT - 6)
mx·K.106
任一时间间隔内的产油量，单位为克（g）；mc一加人溶剂后三角烧瓶质量，单位为克（g）；mB.-装有产出液的三角烧瓶质量，单位为克（g）；DF:-
一二次稀释量，单位为克（g）；油溶液的吸光度，以小数表示；-油溶液质量分数与吸光度的标准曲线的截距；mp
移液量，单位为克（g）；
K———油溶液质量分数与吸光度的标准曲线的斜率。b）任一时间间隔内的产水量的计算见式（15）：qwi = mBi - mAi - Qoi
式中：
Qmi———任一时间间隔内的产水量，单位为克（g)；mAi
空三角烧瓶质量，单位为克（g）。c）任一时间间隔内的产液量的计算见式（16)：qi= mBi - mAi
式中：
任一时间间隔内的产液量，单位为克（g）。qi
d）岩心残余油量的计算见式（17）：mor
式中：
(Cor - Aer) · DFor · (CTor -b)mDor · K× 106
mor—岩心中残余油量，单位为克（g）；Cor——装有清洗液的容器质量，单位为克（g)；Ar——空容器质量，单位为克（g)；DF—二次稀释量，单位为克（g)；CTer-清洗液的吸光度，以小数表示；mDor
移液量，单位为克（g)。
7实验结果的计算
7.1相对渗透率的计算方法
7.1.1JBN法
7.1.1.1油一水相对渗透率的计算油一水相对渗透率的计算见式（18）～式（22）：Kr(Sw)= fo(Sw)
（12)
·（13)
SY/T6315—2006
式中：
Km(Suw) = K(Su). fo(S)
μof(Sw)
Swe = Swi + Vot) - fo(Sw)V()1
fw(Sw)=
1, = p
K（Sw）-——水饱和度为Sw时的油相相对渗透率，以小数表示；-水饱和度为Sw时的含油率，以小数表示；f。(S)-
Sw—含水饱和度，以小数表示；Va)—一无量纲累积注水量（V/V。，V.为孔隙体积，以小数表示）；Von
无量纲累积采油量（V/Vp，V.为孔隙体积，以小数表示）；Kw（Sw）
水饱和度为S时的水相相对渗透率，以小数表示；出口端含水饱和度，以小数表示；束缚水饱和度，以小数表示；
fw（Sw）-
水饱和度为S.时的含水率，以小数表示；-水的粘度，单位为毫帕秒（mPa·s）；pw
I——流动能力比，以小数表示；Ap。一初始压差，单位为兆帕（MPa)；一t时刻压差，单位为兆帕（MPa）。Ap.
7.1.1.2油一蒸汽相对渗透率的计算（湿氮气代替水蒸气驱油时）(19)
计算油一蒸汽相对渗透率和计算油一水相对渗透率的方法相同。但在计算蒸汽体积流量时，要考虑氮气和蒸汽的总流量，计算粘度时，应该用当量粘度。计算步骤如下：
a）室温下的纯氮气流量的计算见式（23）：Qn,=0.93197Q
式中：
室温下的纯氮气流量，单位为立方厘米每秒（cm2/s）；QN
Q一室温下湿式气体流量计计量的气体总流量，单位为立方厘米每秒（cm2/s）。b）实验条件下的氮气流量的计算见式（24)：- pi· Q?. t2
式中：
Qm——实验条件下的氮气流量，单位为立方厘米每秒（cm /s)；p
岩样出口端氮气分压，单位为兆帕（MPa）；实验压力，单位为兆帕（MPa）；p2
测氮气流量时室温，单位为摄氏度（℃）；实验温度，单位为摄氏度（℃）。c）单位体积氮气所带走的蒸汽量的计算见式（25）：(A +B)×1. 6031×10-8
式中：
（25）
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