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[摘 要]本文在分析油藏条件下油水相对渗透率试验研究意义的基础上，分写对实验的影响因素、水分流量和水驱油效率对比实验等两个做如下论述。
[关键词]油田开发；油水相对渗透率；油水两相渗流
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）36-0281-01
受石油自身特质的影响，地面条件与油藏条件无论在温度上还是压力上都会存在较大差异，例如在压力的影响下，油藏岩石骨架及空隙内的流体分布会发生變法，尽而影响到油水两相渗流。本文在展开研究中，对油藏条件下的温度及压力进行了控制，通过实验来探析油水相对渗透率的相关影响因素，以供同行借鉴。
1.研究的意义
本实验在开展研究时，其意义主要体现在以下几个方面：首先，石油作为不可再生资源，在社会发展中占据主导地位，如何最大限度的利用石油资源、避免不必要的资源浪费，已成为当前石油企业发展中急需解决的问题，而该实验的开展，能够为石油开采提供相应的科学数据，将石油资源开采中的损失降到最低，避免不必要的成本损失与资源损失。其次，与其他资源相比，石油自身的特性要求其在开采后需要一个稳定的油藏区域，若区域达不到要求，将会造成石油资源自身的特性弱化，大大降低了石油的开采价值。最后，该实验的开展，能够将石油开采风险降到最低，避免不必要的安全事故，为石油企业的发展奠定基础。
2.实验影响因素
我国对社会生产力的发展不断进步，对原油的需求不断增加，为了提高我国的原油产量，更好的支持社会主义的建设，提高石油产品质量有着举足轻重的作用。
2.1 温度的影响因素
不同温度条件下油水相对渗透率测定结果表明，随着温度的升高，水饱和度也会加大。
残余油饱和度降低，减少了水和油的粘度比，从而提高油水两相在改变样本的分布。油水粘度比较高，油水很容易推水，束缚水饱和度低，与水驱难出油，剩余油饱和度较高；相反，油水粘度比低，将束缚水饱和度高，低残余油饱和度现象。
通过不同温度条件下，油水相对渗透率的近似油水粘度比结果表明，渗透速率，随着温度的升高，水油相渗透性的增加。这是因为在油藏温度下，成品油的温度压力低于正常的室内压力。因此，相对渗透率的确定，应模拟储层温度，条件必须有模拟油水粘度比储层条件下。
2.2 上覆压力系数
高压力水相对渗透率迅速增加，油相相对渗透率降低很快，原因是增加岩心孔隙结构变化的净上覆压力。从角度的孔喉结构点的压力，在相同压力条件一个结构的影响下，其核心地位也远大于结构部分，这就导致上覆压力系数严重恶化。不同覆压条件的确定管压力曲线平行样品（盖）的大气条件下的结果平台的曲线较长，高压均质条件下更好；力曲线变陡，均匀度较差上覆岩层压力是岩石渗流规律的影响，对主要功效是增强岩石的非均质性，渗透率越小，受影响的更大的程度上。岩体渗流特性是净上覆压力敏感，对上覆压力和孔隙压力，绝对值不敏感，所以油藏压力的模拟实验只能模拟净上覆压力。与地面条件的比较，高束缚水饱和度条件下储层的相对渗透率曲线，两相一个狭窄的区域，油水前缘低含水饱和度，含水上升率是很高的，最后，水会在原有的基础上相对渗透率增加，所以相对渗透率实验研究模拟油藏条件探讨。储层水驱油效率的条件下初始注入高于地面条件，达到一定的注入量少，地表条件下，水驱油效率低于地面条件。
2.3 个影响因素对流体性质
气油、盐和原油脱水与生理盐水的束缚水饱和度，残余油饱和度以及曲线的形状非常接近，但前者略高于后者，水相相对渗透率。分析人士认为，这是由于随着压力的增加，在饱和压力以上的气原油界面张力下降。相对渗透率曲线的特征比较看，成品油和原油和卤水，水湿，水湿盐水湿的转变，这是由于成品油和原油的减少相对湿样品湿度指数。
3.水流量和水驱油效率的比较试验
对于低渗透油层要进行周期性的注水，这样不仅能够提高油气的开采效率，还能通过水压提高油田的低渗透程度，这是因为在周期性的注水形式中，注水压力能够提高渗透油层，并且以此来调高渗透油层的弹性能力，保持低渗透油层来降低稳定性，这样让低渗透油层的稳定状态变为不稳定状态，使统一区域的原油实现相互渗透。根据实验结果，对典型的油藏相对渗透率曲线的条件下线的特点是束缚水含量高，双水相区较窄，相位的上升和油迅速下降，端点相对渗透率。为了研究相对渗透率渗流场的变化，储层条件，地下水流在水驱油效率的实验研究。
3.1 比较水流量
油储层条件的束缚水饱和度以上的地面条件，油水两相的地下条件前水饱和度分，油水两相区平均含水饱和度低于地面条件位，含水上升快。这是由于岩体的净上覆压力的增加
心脏增大的微异质性，导致束缚水饱和度的增加，所以水的渗透性增加更快，油水前缘分布越不均匀，使前水饱和度减小。
低油相对渗透率条件下地下水的最终确定储层条件的确定，原因是温度的上升降低了毛应力的影响，而原油气提升核心亲爱的油。这两种影响会导致最终的水渗透性增加。
3.2 水驱油效率的比较
对油注入PV曲线油藏水驱油效率的条件下，是一个线性非均匀上升，水驱油效率变化明显高于初地面的条件下，当达到一定的注入率，变化率小于地面最后，水驱效率小于地面条件。这些差异的根本原因仍然是岩石的储集条件变化的均匀度，注射体积小，越来越多的水油了很快，达到一定的注入量，注入水沿大孔道的冲突更容易在渠道没有发挥提高驱油效率的主要作用是增加的，所以慢慢地，驱油效率低于地面条件。
总结
综上所述，随着社会经济的迅速发展，石油已成为人们日常生活、生产中必不可少的资源，开展油藏条件下油水相对渗透率试验，不仅能提高石油的提炼质量，还能从跟不上行节省石油的开采成本，发挥石油资源的最大价值，避免不必要的浪费。这就要求试验人员在开展研究时，能够从根本上对油水相对渗透率进行分析，确保数据的准确性与时效性，为我国石油行业的发展奠定基础。
参考文献
[1] 董平川，马志武，赵常生.储层相对渗透率评价方法[J].大庆石油地质与开发.2008（06）.
[2] 董晓军，于小龙.相对渗透率模型及应用分析[J].内蒙古石油化工. 2009（17）.
[3] 董淼，湛祥惠，徐良伟，曾鸣.三角形截面的相对渗透率计算公式[J]. 河南科技.2011（13）.
[4] 何坤.基于分形模型油水相对渗透率计算的新方法[J].科学技术与工程. 2012（27）.
[关键词]油田开发；油水相对渗透率；油水两相渗流
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）36-0281-01
受石油自身特质的影响，地面条件与油藏条件无论在温度上还是压力上都会存在较大差异，例如在压力的影响下，油藏岩石骨架及空隙内的流体分布会发生變法，尽而影响到油水两相渗流。本文在展开研究中，对油藏条件下的温度及压力进行了控制，通过实验来探析油水相对渗透率的相关影响因素，以供同行借鉴。
1.研究的意义
本实验在开展研究时，其意义主要体现在以下几个方面：首先，石油作为不可再生资源，在社会发展中占据主导地位，如何最大限度的利用石油资源、避免不必要的资源浪费，已成为当前石油企业发展中急需解决的问题，而该实验的开展，能够为石油开采提供相应的科学数据，将石油资源开采中的损失降到最低，避免不必要的成本损失与资源损失。其次，与其他资源相比，石油自身的特性要求其在开采后需要一个稳定的油藏区域，若区域达不到要求，将会造成石油资源自身的特性弱化，大大降低了石油的开采价值。最后，该实验的开展，能够将石油开采风险降到最低，避免不必要的安全事故，为石油企业的发展奠定基础。
2.实验影响因素
我国对社会生产力的发展不断进步，对原油的需求不断增加，为了提高我国的原油产量，更好的支持社会主义的建设，提高石油产品质量有着举足轻重的作用。
2.1 温度的影响因素
不同温度条件下油水相对渗透率测定结果表明，随着温度的升高，水饱和度也会加大。
残余油饱和度降低，减少了水和油的粘度比，从而提高油水两相在改变样本的分布。油水粘度比较高，油水很容易推水，束缚水饱和度低，与水驱难出油，剩余油饱和度较高；相反，油水粘度比低，将束缚水饱和度高，低残余油饱和度现象。
通过不同温度条件下，油水相对渗透率的近似油水粘度比结果表明，渗透速率，随着温度的升高，水油相渗透性的增加。这是因为在油藏温度下，成品油的温度压力低于正常的室内压力。因此，相对渗透率的确定，应模拟储层温度，条件必须有模拟油水粘度比储层条件下。
2.2 上覆压力系数
高压力水相对渗透率迅速增加，油相相对渗透率降低很快，原因是增加岩心孔隙结构变化的净上覆压力。从角度的孔喉结构点的压力，在相同压力条件一个结构的影响下，其核心地位也远大于结构部分，这就导致上覆压力系数严重恶化。不同覆压条件的确定管压力曲线平行样品（盖）的大气条件下的结果平台的曲线较长，高压均质条件下更好；力曲线变陡，均匀度较差上覆岩层压力是岩石渗流规律的影响，对主要功效是增强岩石的非均质性，渗透率越小，受影响的更大的程度上。岩体渗流特性是净上覆压力敏感，对上覆压力和孔隙压力，绝对值不敏感，所以油藏压力的模拟实验只能模拟净上覆压力。与地面条件的比较，高束缚水饱和度条件下储层的相对渗透率曲线，两相一个狭窄的区域，油水前缘低含水饱和度，含水上升率是很高的，最后，水会在原有的基础上相对渗透率增加，所以相对渗透率实验研究模拟油藏条件探讨。储层水驱油效率的条件下初始注入高于地面条件，达到一定的注入量少，地表条件下，水驱油效率低于地面条件。
2.3 个影响因素对流体性质
气油、盐和原油脱水与生理盐水的束缚水饱和度，残余油饱和度以及曲线的形状非常接近，但前者略高于后者，水相相对渗透率。分析人士认为，这是由于随着压力的增加，在饱和压力以上的气原油界面张力下降。相对渗透率曲线的特征比较看，成品油和原油和卤水，水湿，水湿盐水湿的转变，这是由于成品油和原油的减少相对湿样品湿度指数。
3.水流量和水驱油效率的比较试验
对于低渗透油层要进行周期性的注水，这样不仅能够提高油气的开采效率，还能通过水压提高油田的低渗透程度，这是因为在周期性的注水形式中，注水压力能够提高渗透油层，并且以此来调高渗透油层的弹性能力，保持低渗透油层来降低稳定性，这样让低渗透油层的稳定状态变为不稳定状态，使统一区域的原油实现相互渗透。根据实验结果，对典型的油藏相对渗透率曲线的条件下线的特点是束缚水含量高，双水相区较窄，相位的上升和油迅速下降，端点相对渗透率。为了研究相对渗透率渗流场的变化，储层条件，地下水流在水驱油效率的实验研究。
3.1 比较水流量
油储层条件的束缚水饱和度以上的地面条件，油水两相的地下条件前水饱和度分，油水两相区平均含水饱和度低于地面条件位，含水上升快。这是由于岩体的净上覆压力的增加
心脏增大的微异质性，导致束缚水饱和度的增加，所以水的渗透性增加更快，油水前缘分布越不均匀，使前水饱和度减小。
低油相对渗透率条件下地下水的最终确定储层条件的确定，原因是温度的上升降低了毛应力的影响，而原油气提升核心亲爱的油。这两种影响会导致最终的水渗透性增加。
3.2 水驱油效率的比较
对油注入PV曲线油藏水驱油效率的条件下，是一个线性非均匀上升，水驱油效率变化明显高于初地面的条件下，当达到一定的注入率，变化率小于地面最后，水驱效率小于地面条件。这些差异的根本原因仍然是岩石的储集条件变化的均匀度，注射体积小，越来越多的水油了很快，达到一定的注入量，注入水沿大孔道的冲突更容易在渠道没有发挥提高驱油效率的主要作用是增加的，所以慢慢地，驱油效率低于地面条件。
总结
综上所述，随着社会经济的迅速发展，石油已成为人们日常生活、生产中必不可少的资源，开展油藏条件下油水相对渗透率试验，不仅能提高石油的提炼质量，还能从跟不上行节省石油的开采成本，发挥石油资源的最大价值，避免不必要的浪费。这就要求试验人员在开展研究时，能够从根本上对油水相对渗透率进行分析，确保数据的准确性与时效性，为我国石油行业的发展奠定基础。
参考文献
[1] 董平川，马志武，赵常生.储层相对渗透率评价方法[J].大庆石油地质与开发.2008（06）.
[2] 董晓军，于小龙.相对渗透率模型及应用分析[J].内蒙古石油化工. 2009（17）.
[3] 董淼，湛祥惠，徐良伟，曾鸣.三角形截面的相对渗透率计算公式[J]. 河南科技.2011（13）.
[4] 何坤.基于分形模型油水相对渗透率计算的新方法[J].科学技术与工程. 2012（27）.