SY/T 5345-1999 油水相对渗透率测定 SY/T5345-1999 标准下载解压密码：www.bzxz.net

ICS 75.180.99
备案号：3085—1999
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5345—1999
油水相对渗透率测定
Oil -- water relative permeability measurement1999 - 05-17发布
国家石油和化学工业局
1999-12-01实施
SY/T 5345--1999
引用标准
试验月油
试验用水
建立岩样初始油水饱和状态
恢复岩石润湿性
稳态法汕水相对渗透率的测定
9非稳态汰油水相对渗透率的测定数据修约·
11报告内容及格式：
附录A（标准的附录）
附录 B（标准的附录）
稳态法油水相对渗透率测定报告格式·非稳态法油水相对渗透率测定报告格式SY/r5345—1999
本标准尼在SY5345一89《油水相对渗透率测定方法非稳态法》的基础上修订而成的，修订后的标准中增加了稳态法部分
本标准对 SY 5345—89 进行了以下主要修订：（1）軍新确定了标准的名称，删摔了《油水相对渗透率测定方法非稳态法》中的“方法非稳态法”，使之符台GB/T【.[1993的要求;(2)SY 5345—89的第1章、第2章按GB/T 1.1—1993的规定进行了修订;(3）SY5345-89中非稳态法和稳态法测定油水相对渗透率的岩样准备改为本标准第3章；（4）对SY5345-89的第3章送行了金面修改，增加了岩样钻取要求；(5）增加了第6章“建立岩样初始油水饱和状态”(6) 对 SY 5345一89的8.1.3.2和8.[.3.3 进行了修收;（7）对SY534589的第9章进行了适当缩编；(8）删除『SY5345—89的第10章；（9）增如了第8章“稳态法油水相对渗透率的测定”；（10）增加了稳态法和非稳态法的报告格式【见本标准的隔录A（标准的录）和附录B（标准的附录
本标准从生效之日起：同时代替SYS345-89。本标准的附录A、附录B都是标准的附录。本标准由中国石油天然气集幽公司提出。本标准由泊气讯开发专业标雅化萎会片寸。本标准起草单位：石油勘探开发科学研究院。本标起草人江义容戴志坚罗蔓莉洪颠张祖波贾芬淑本标准于1989年3月31日首次发布。1范围
中华人民共和国石油天然气行业标准油水相对渗透率测定
Oil - water relative permeability measurementSY/T5345—1999
代替SY5345—89
本标准规定了测定油水相对渗透率的基本原理、测定方法、资料处理和报告格式。本标准包括稳态法和非稳态法两种测定方法。稳态法适用丁测定空气渗透率范围为50×10-3~103×10-um的圆柱状岩样的油水相对渗透率；非意态法适用于测定渗透率人于5×10-3um2的圆柱状岩样的油水相对渗透率，
本标适用于胶结砂岩。非稳态水驱油试验中有恒压和恒速两种方法。这两种方法等效。2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准山版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。SY/T5153—-1999油藏岩石润性测定SY/T5336-1996岩心常规分析方法3岩样
3.1岩样钻取
岩样钻成圆柱形，直径为2.5cm或3.8cml，长度不小于直径的1.5倍。3.2新鲜宕样
3.2.1在并场选取所需的若心，采取下列两种包装方式中的任意·一种包装：a）岩心出箭后先用聚乙烯膜包好，再用锡箔纸包裹后浸蜡密封；b）在开场将岩心浸人自浓度（如5%）的NaCl水溶巾并密封3,2.2用饱和高浓度（如5%）的NCI水溶液或中性煤油作循环液钻取猎样，钻取的料样漫泡在抽空的原油中密闭保存。
3.3非新鲜岩样的清洗
根据油藏的原始润湿性，选择清洗溶剂，如果油藏原始润湿性为水凝，则用苯加酒精清洗岩样如果油藏原始润湿性为油湿，则用四氯化碳、高标号（120号）溶剂汽油清洗岩样。使用这些溶剂清洗后的岩样不用再恢复润湿性，不知地层原始润湿性的情况下，按SY/T5153的规定执行。4试验用油
4.1采用精制油或用新鲜脱气原油加中性煤油配制的模拟油，并根据各油田的实际情况选择油水粘度比。
4.2对新鲜岩样采用精制油，对非新鲜岩样（恢复润湿性岩样）采用模拟油。5 试验用水
实验用的注人水或地层水（束缚水）热用实际注人水、地层水或人工配制的注人水、地层水。国家石油和化学工业局19州一5一17批准1999-12-01实施
6建立岩样初始油水饱和状态
6.1岩样有效孔隙体积和孔源度测定6.1.1T样称重。
$Y/T 5345-—1999
6.t.2将岩样抽点空饱和模拟地层水，抽空饱和地层水的方法和要求按SY/T5336的规定执行。6.1.3将饱和模拟地层水后的岩样称重，即可按式（1）、式（2）求得有效孔隙体积和孔隙度。Vr
式中： mo
mi - m
干岩样质量，名：
岩样饱和模拟地层水后的质量，名：在测定游度下饱和岩样的模拟地层水的密度，g在m；Vp——岩详有效孔隙体积，cm；V——岩样总体积，cm2；
—岩样孔隙度，%。
6.1.4岩样饱和程度的判定：判定方法是检查岩样抽空饱和是否严格符合要求，或按以下方法进行，即将岩样抽空饱和地层水后得到的有效孔随度与气测孔隙度对比，二者数据应满足以下关系：4-,≤1%
式中：中*
气测孔隙度，%。
在低渗透岩样抽空饱和水时，建议先将岩样饱和CQ2，再抽空饱和水，使岩样充分饱和。6.2建立束缚水饱和度
用油驱水法建立哀水佗和度。束缚水饱和度按式（4）计算；Ye- Vmi×100
式中： Sui一束缚水饱和度,%;
-岩石内被驱出水的体积，cm。
了恢复岩石润湿性
恢复岩石润湿性的方法按SY5153的规定执行。8稳态法油水相对渗透率的测定
8.1原埋
.·[3]
稳态法测定油水相烂渗透率是将油水按一定流量比例同时恒速注入岩样，当进凹、口压力及油、水流稳定时．岩样含水饱和度分布也巴稳定，此时油，小在岩样孔隙内的分布是平衡的，岩样对油和水的有效渗透率值是常数。因此，可利测定岩样进，出门医力及油，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，用称重法或翎质平衡法计算出岩样相应的平均饱和度值。改变油注人流量比例，就可得到··系列不同含水饱和度时的注、水相双渗透率值，并可绘制若样的油、水相对渗透率曲线「见附录A（标准的附录）图AI18.2实验流和实验设备
8.2.1实验流样
稳态法测定油水相对渗透率流程示意图见图1。8.2.2实验设备和量器具
a）岩心夹持器：
SY/T 5345—1999
[—-过滤器：2—储油罐3—储水：4—油泵；5-水泵；6--环压7—岩心8--压力传感器：9计最分离器图！稳定流油水相对渗透率实验流程示意图b）循环泵，流量精度为1%，
c）压力传感器：测量误差为0.4%F-S：测量腔小的精密压力传感器，测误差为0.45%F·Sd）玻璃油水分离器；0 --10ml-，分度值为0.05ml;e）电子天：分度值为0.0001g=
f）电子秒表：分度值为0.01s；g）游标卡尺：分度值为0.02mm；h）空盒气压计：分度值为 15Paa8.3油水对渗透率测定步骤
8,3.1束缚水状态下的油相渗透率的测定。8.3.1.1新鲜岩样：
a）将浸泡在原油中或煤油中的岩样在试验温度下恒温2h并抽空1h后，装入岩心夹持器中，并在试验温度下恒温4h.
b）用精制油驱替达【倍孔院体积后，测油相有效渗透率。束缚水饱和度下的油相有效渗透率按式（5）计算：
式中;Kas)
Kus) = Apr=p ×10-
束缚水饱和度条件下的相有效渗透率：?：4--—油流，nl/s；
红—在测定温度下注的粘度，m!a*：一奖样K度，rm;
A一一若样截面积，mr;
—样进压（），MP
P2——岩样出压力（表），MPr
测定束继水条件下的油粗有效渗透率时，连续测定一诈，荣缚水时油相有效渗透率的树对误差小3%，
8.3.1.2非新鲜岩样：将建立了束缚水饱和度（或经过恢复润湿性）的客烊装入岩心持帮中月实3
SY/T5345—1999
验油驱替达10倍孔隙体积唇，测油相有效渗透率，其计算公式和测量次数及偏差要求同新鲜岩样(见8.3.1.1)
8.3.2将油、水按设定的比例注人岩样，等到流动稳定时记录岩样进口、出口乐力和油、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）8.3.3改变油水注入比例，重复8.3.1.2试验的测量直至结束试验。8,4稳定的评判依据
a）在每一级油水流量比注人时，每一种液体至少应该注入岩样3倍孔隙体积；b）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，8.5油水注入比例
在总速度不变的条件下，油水按照以下比例注人！油
8.石油水相对渗透率及含水饱和度确定8.6.1用称重法求含水饱和度
S. - miv-VCe × 100
V(pw-pu)
岩样含水饱稚度，%：
式中 Sw
任一刻的含油水岩样的质量，g；在测定温度下模拟油的密度，/cm。8.6.2用物质平衡法确定岩样含水饱和度-(6)
用此种方法确定岩样窝水饱和度的前提是计量岩样进口、出口压力必须用精密的压力传感器，保证整个回路出引端计量油水较为准确，Su- Sxi
式中：V。一计量管中原始油的体积，cm;V- V。× 100
V第i种油水比下油水稳定后计量管内油的体积。(mSi
一束缚水炮和度，%
8,6.3 油水相对渗透率计算
按式【8）·式（11）计藓油、水相对渗透率。qwwL
Kw\ A(t-b) × 10-
K= Atpr- p2)
式中：qw
水流晕mL/s;
SY/T 5345—1999
Kn=Ksisu)
在测定温度下油的粘度，ml'a'si在测定溢度下水的粘度，Ina-s;Kw——水相有效渗透率，um：
一水相相对渗透率；
泊相有效渗透率，μm；
油相对渗透率。
9．非稳态法油水相对渗遥率的测定9.1、原理
非稳态油水相对渗透率是以一维水驱油理论为基本点。在水驱油过程中，水、油饱和度在多孔介质中的分布是距离和时间的函数，这个过程称非稳定过程。按照模拟条件的要求，在油藏岩样上进行恒压差或恒速度的水驱注试验，在岩样出口端记录每种流体的产量和若样两端的压力差随时间的变化，用“3.B.V.”方法整理试验数据、得到油水相对渗透率，并可绘油、水相对渗透率与含水饱和度的关系曲线［览附录B（标准的附录）图B1]。9.2驱动条件
9.2.1恒速法
恒速法按式（12）确定注水速度：L-uwVl
式中：1-岩样长度，cm:
注人水粘度，mPa's;
一渗流速度，cm/mino
9.2.2恒压法
恒压法安元10.6确定初始驱动所差△0：10-3g
武中：
驱动压差与毛管压差之比：
油，水界面张力，mN/m;
K。—岩样的空气渗透率．um2；一岩样的孔隙度，粥;
Ap—初始驱动压差，MPa
9.3恒速试验与恒压试验的主要设备和流程9.3.1实验流程
实验流程见图2.
9.3.2实验设备及计量器具
a）岩心夹持器；
b）循环泵：流量精度为1%；
）压力传感器：测阜误差为0.4%FS：测量腔小的精密压力传感器，测量误差为0.45%F·S；d）玻璃油水分离器：0～10mL，分度值为0.05mL：e）定值器。
9.4测定的主要步骤
9.4.1恒速法bzxz.net
9.4.1.1新鲜岩样同8.3.1.1
9.4.1.2非新鲜岩样同8.3.1.2h
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9.4.1.3 水驱油：
2）水驱油开始前，在岩样人口建立·亲的压力（压差值小于测油相有效渗透率时的压差值）。b）实验应记录见水前的无水期产油量，准确记录见水时间，水时的累积产油量、累积产液量、岩样两端的压力差
c）见水初期，加密记录，根据出油量的多少选择时闯间隔，随出量的不断下驿，逐渐加长记录的时间间隔。注水30倍孔隙体积后（或含水率到99.95%时），测残余油时的水相渗透率。d）新鲜岩样必须用DeanStark抛提测定试验结束时的含水量，用物质平衡法计算束缚水饱和度。
保温箱
1-高压岩心夹持器；2—压力传感器：3—高压容器：4—闸门座：5—高压盘管；6—高压定值器（恒压法用)：7—高压计量泵，8-油水分离器；9一过滤器图2非稳定流油水相对渗透率实验流程示意图9.4.2恒压法
9.4.2.1水驱油时，按元；≤0.6训算初始压差，保持恒斥差注水。9.4.2.2准确记录见水时间，见水时的累积产液量、累积产油量、累积注永时间。9.4.2.3其他步骤与恒速法相同，9.5资料整
基本公式如下：
Kruis, = Ka e Tus)
Sw- Swi + Vn) -fus.
式中：Knxs）油相相对谬透率；S
岩样含水饱和度；
含油率；
Swe——出口端水饱和度;
SY/T 5345—1999
V\量纲的累积注水量（V/V，此处 V.代表岩样的有效孔隙体积)：x？——量纲一的累积采油量（VV。);Krs)
水相相对渗透率；
一流动能力比；
Sw——束缚水含水饱和度；
在测定温度下水的粘度，mla's；一在测定温度下油的粘度，mPa's。恒压实验时：
恒速文验时：
式中：Q)-
-t 时出山产筱量，cm；
Qoit—一初始产液量，cmt：
一t 时刻压差，MPa:
Ap(t)-
-初始压差，MPa。
按式（13）式（15）用微机计算油、水相对渗透率和对应的含水饱和度及含水率，10数据修约
将岩样长度值修约到2位小数（cm）。将岩样直径值修约到2位小数（cm)。10.2
将岩样面积值修约到2位小数（cm2）。10.4将岩样体积值修约到2位小数（cmm2）。10.5将岩样孔隙度值修约到1位小数（%），-(17)
·(18)
10.6将岩样渗透率及右样油相和水相的有效渗透率值修约成3位有效位数（用科学记数法表示10-3μm2)。
10.7将岩样油相和水相的相对渗透率值修约到3位小数，10.8将岩样饱和度值修约到1位小数（%）11报告内容及格式
11.1稳态汰沸水相对渗透率测定报告格式见附录A（标准的附录）。11.2非稳态法汕水对渗透率测定报告格式见附录B（标准的附录）。A1报告封面格式
SY/T 5345—1999
附录A
（标准的附录）
稳态法油水相对添透率测定报告格式稳态法油水相对渗透率测定报告地
岩样快数：
送样单位：
检测依据：
技术负资：
报告口期：
(測定单位)
报告首页格式
本报告共
页，共测定岩样
检测主要设备及编号：
其他说明：
测定人：
校核人：
SY/T 5345—1999
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