GB T 28912-2012 岩石中两相流体相对渗透率测定方法.pdf

1、每昌ICS 75.020 E 12 中华人民共和国国家标准GB/T 28912-2012 岩石中两相流体相对渗透率测定方法Test method for two phase relative permeability in rock 2013-03-01实施2012-11-05发布a 发布中华人民共和国国家质量监督检验检茂总局中国国家标准化管理委员会如w气UBK:一咄mJ仲)肪产如GB/T 28912-2012 目次前言.1 1 范围-2 规范性引用文件.3 岩样准备3.1 岩样的保存和钻取.3.2 岩样的清洗3.3 岩样孔隙度和气体渗透率测定.3.4 岩样的饱和4 试验用流体-4. 1 试验

2、用油24.2 试验用水24.3 试验用气5 恢复岩石润湿性.2 6 油-水相对渗透率测定.6.1 稳态法油-水相对渗透率测定.2 6.2 非稳态法油-水相对渗透率测定7 气-液相对渗透率测定.8 7.1 稳态法水-气相对渗透率测定.8 7.2 非稳态法气-油(水)相对渗透率测定8 数据修约.12 9 报告内容及格式.附录A(资料性附录)岩石中两相流体相对渗透率测定报告格式.14 附录B(资料性附录)抽水相对渗透率测定报告图表格式附录c(资料性附录)气-油(水)相对渗透率测定报告图表格式. 18 附录D(资料性附录)水-气相对渗透率测定报告图表格式. 20 参考文献. . 22 GB/T 289

3、12-2012 目。吕本标准按照GB/T1. 1一2009给出的规则起草。本标准由全国石油天然气标准化技术委员会CSAC/TC355)提出并归口。本标准起草单位:提高石油采收率国家重点实验室(中国石油勘探开发研究院)。本标准主要起草人:张祖波、罗蔓莉、戴志坚、吕伟峰、洪颖。I GB/T 28912-2012 岩石中两相流体相对渗透率测定方法1 范围本标准规定了测定岩石中两相流体相对渗透率的基本原理、测定和计算方法以及计量仪器的技术指标。本标准适用于胶结砂岩岩样中两相流体相对渗透率的测定，其他类型多孔介质可参照执行。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅

4、注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。SY /T 5153 油藏岩石润湿性测定方法SY/T 5336 岩心分析方法3 岩样准备3. 1 岩样的保存和钻取3. 1. 1 选择有代表性的岩样，钻成直径大于或等于2.50cm的圆柱，长度不小于直径的1.5倍。3. 1.2 新鲜胶结岩样在井场可采取下列两种包装方式:a) 岩心出筒后先用聚乙烯膜包好，再用锡宿纸包裹后浸蜡密封;b) 在井场将岩心浸入浓度大于5%的NaCl水溶液中并密封。用浓度大于5%的NaCl水溶液或中性煤油作循环液钻取岩样，钻取的岩样浸泡在抽空的原油中密闭保存。3. 1.3 疏松岩

5、样在岩心出筒后先用干冰冷冻保存，用液氮作循环液钻取岩样。3.2 岩样的清洗岩样的清洗和烘干按SY/T5336的规定执行。3.3 岩样孔瞟度和气体语适率测定岩样孔隙度和气体渗透率测定按SY/T5336的规定执行，并用氮气法直接测定孔隙体积，上述参数重复测定两次，偏差在SY/T5336规定的范围内。3.4 岩样的饱和3.4.1 将烘干的岩样称重，抽真空饱和地层水。3.4.2 将饱和模拟地层水后的岩样称重，即可按式(1)求得有效孔隙体积。. ( 1 ) 式中:Vp一一岩样有效孔隙体积的数值，单位为毫升(mL);1 G/T 28912-2012 mj一一岩样饱和模拟地层水后的质量的数值，单位为克(g)

6、;mo 干岩样质量的数值，单位为克(g); Pw一一在测定温度下饱和岩样的模拟地层水的密度的数值，单位为克每立方厘米(g/cm3)。3.4.3 岩样饱和程度的判定:将岩样抽空饱和地层水后得到的孔隙体积与氮气法孔隙体积对比，二者数据应满足式(2)给出的关系。|(1-k)叫|2%. ( 2 ) 式中:VpHe十一氮气法孔隙体积的数值，单位为毫升(mL)。 hJaClzCaCl22MgCl2mtO习720.k0.4. / / 、./ / 4.3 试验用气1 经过加湿盹峭气或压缩空气，也可根据需要选用其他气体。 5 恢复岩石阳非新鲜岩样恢复润、性的方法掠SY/T5153的规定执行。6油柑对渗透率测定、

7、刘二二:二/ 6. 1 稳态法油，水相对渗透率测定6. 1. 1 原理稳态法测定油-水相对渗透率的基本理论依据是一维达西渗流理论，并且忽略毛管压力和重力作用，假设两相流体不互溶且不可压缩。试验时在总流量不变的条件下，将油水按一定流量比例同时恒速注入岩样，当进口、出口压力及油、水流量稳定时，岩样含水饱和度不再变化，此时油、水在岩样孔隙内的分布是均匀的，达到稳定状态，油和水的有效渗透率值是常数。因此可利用测定岩样进口、出口压力及油、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。用称重法或物质平衡法计算出岩样相应的平均含水饱和度。改变抽水注入流量比例，就可得到一系列不同含水饱和度

8、时的油、水相对渗透率值，并由此绘制出岩样的油【水相对渗透率曲线。6. 1. 2 试验流程和试验设备. 1. 2. 1 试验流程稳态法测定油-7.相对渗透率试验流程示意图见图1。说明:1一一-岩心夹持器;2一一围压泵;3一一水泵;4一一汹泵;5一一压力传感器56 过滤器;7-一-三通阀;8一一泊水分离器F9一一压差传感器;10一一回压阀。4 4 图1稳态法测定油-水相对潘造率试验流程示意图6. 1. 2. 2 试验设备及计量器具试验所用设备和计量器具及其技术指标如下za) 岩心夹持器;b) 驱替泵:流量精度l%;c) 压力传感器:精度0.5%;d) 油水分离器:0mLlO mL，分度值0.05m

9、L; GB/T 28912-2012 3 GB/T 28912-2012 e) 天平:感量为0.001g; f) 秒表:分度值为0.01S; g) 游标卡尺:分度值为0.02mmo 6. 1. 3 试验步骤6. 1. 3. 1 建立束缚水饱和度用油驱水法建立束缚水饱和度，先用低流速(一般为0.1mL/min)进行油驱水，然后逐渐增加驱替速度直至不出水为止。束缚水饱和度按式(3)计算:. ( 3 ) 6. 1. 3. 2. 1 6. 1. 3. 3 试验过程将油、水按设定的比例注入岩样，待流动稳定时，记录岩样进口、出口压力和油、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(

10、用物质平衡法时)。改变油水注入比例，重复上述试验步骤直至最后一个油水注入比结束试验。6. 1.4 稳定的评判依据在每一级油水流量比注入时，每一种流体至少应注入3倍岩样孔隙体积，并且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。6. 1.5 油水注入比例在总速度不变的条件下，油水按照表l中的比例数值注入。4 GB/T 28912-2012 表1油水注入比例油20 10 5 1 1 1 6. 1. 6 计算方法6. 1. 6. 1 用称重法计算含水饱和度用称重法求含水饱和度按式(5)计算:式中zSw ma-mo-VJO)1n w Vp(Pw-Po)一Sw 岩样含水饱和度的数值，%;mi一一

11、第i点含油水岩样的质量的数值，单位为克(g); mo一一干岩样的质量的数值，单位为克(g); Vp-一一一岩样有效孔隙体积的数值，单位为毫升(mL);水1 1 1 1 5 10 p。一一一在测定温度下模拟油的密度的数值，单位为克每立方厘米比/cm3); ( 5 ) w 在测定温度下饱和岩样的模拟地层水的密度的数值，单位为克每立方厘米(g/cm3)。6. 1. 6. 2 用物质平衡法计算含水饱和度用物质平衡法求含水饱和度按式(6)计算:Vi-V Sw=Sws+77100式中:Sw，一一束缚水饱和度的数值，%;Vi一一第i种油水比下油水稳定后计量管内泊的体积的数值，单位为毫升(mL); V。一一计

12、量管中原始泊的体积的数值，单位为毫升(mL)。6. 1. 6. 3 计算稳态法油-水相对渗透率稳态法油-水相对渗透率按式(7)、式(8)、式(9)、式(10)计算:式中zkwe=qwwL102 A(1 - P2) K田=-qo。L102A(1 - P2) K = _ K但一-ro - Ko(Sw,) K一K立-W Ko(S附)Kwe一一水相有效渗透率的数值，单位为毫达西(mD);( 6 ) . ( 7 ) ( 8 ) . ( 9 ) ( 10 ) 5 GB/T 28912-2012 qw一一水的流量的数值，单位为毫升每秒(mL/s); 一一在测定温度下水的秸度的数值，单位为毫帕秒(mPa.s)

13、;Koe一一油相有效渗透率的数值，单位为毫达西(mD);Km一一-油相相对渗透率的数值，用小数表示;K,w 水相相对渗透率的数值，用小数表示。6.2 非稳态法油-水相对渗透率测定6.2.1 原理非稳态法油水相对渗透率是以Buckley-Leverett一维两相水驱油前缘推进理论为基础的。忽略毛管压力和重力作用，假设两相流体不互溶且不可压缩，岩样任一横截面内油水饱和度是均匀的。试验时不是同时向岩心中注入两种流体，而是将岩心事先用一种流体饱和，用另一种流体进行驱替。在水驱油过程中，油水饱和度在多孔介质中的分布是距离和时间的函数，这个过程被称为非稳定过程。按照模拟条件的要求，在油藏岩样上进行恒压差或

14、恒速度水驱油试验，在岩样出口端记录每种流体的产量和岩样两端的压力差随时间的变化，用J.B. N. 方法计算得到油-水相对渗透率，并绘制油水相对渗透率与含水饱和度的关系曲线。6.2.2 驱动条件为了使在实验室测定油-水相对渗透率时，减少末端效应影响，使所得相对渗透率曲线能代表油层内油水渗流特征，除了所用岩样、油水性质、驱油历程等与油层条件相似外，在选择水驱油速度或驱替压差试验条件方面，还应满足以下关系:当水驱油采用恒速法时，按式(11)确定注水速度:LwVw注1( 11 ) 式中:L一一岩样长度的数值，单位为厘米(cm); w一一在测定温度下水的薪度的数值，单位为毫帕秒(mPa.s); Q Vw

15、一一一渗流速度的数值，单位为厘米每分钟(cm/min)0 vw=王，其中Q是流量，单位为毫升每分钟(mL/min)叶是岩样截面积，单位为平方厘米(cm2)。当水驱油采用恒压法时，按照10.6确定初始驱替压差A丸，1按式(12)确定:10-3M 1(1 = _ 一.po .jK./ 式中:1 一一毛管压力与驱替压力之比的数值;ow一一油、水界面张力的数值，单位为毫牛每米(mN/m); A。一一初始驱动压差的数值，单位为兆帕(MPa); K.一一岩样的空气渗透率的数值，单位为达西(D); 一一一岩样的孔隙度的数值，%。6.2.3 试验流程和设备6.2.3. 1 试验流程非稳态法测定油-水相对渗透率

16、试验流程示意图见图2。6.2.3.2 试验设备及计量器具试验所用设备和计量器具及其技术指标如下:a) 岩心夹持器;6 ( 12 ) GB/T 28912-2012 b) 驱替泵:流量精度1%;c) 压力传感器:精度运0.5%; d) 油水分离器:0mL20 mL，分度值O.05 mL; e) 天平:感量为0.01g; f) 秒表:分度值为0.01S; g) 游标卡尺:分度值为0.02mm。6.2.4 试验步骤6.2.4. 1 建立束缚水饱和度按照6.1.3. 2. 1和6.1.3. 2. 2的步骤建立束缚水饱和度。6.2.4.2 测定束缚水状态下的油相渗透率测定束缚水状态下油相有效渗透率，连续

17、测定3次，相对偏差小于3%。6.2.4.3 试验过程6.2.4.3. 1 按照驱替条件的要求，选择合适的驱替速度或驱替压差进行水驱油试验。6.2.4.3.2 准确记录见水时间、见水时的累积产油量、累积产液量、驱替速度和岩样两端的驱替压差。说明:1一一岩心夹持器;2一一围压泵;3一一水泵;4一一汹泵55一一压力传感器;4 4 6一一过滤器;7一一三通阀;8一一泊水分离器59一一两通阀;10一一烧杯;11一一天平;12一一压差传感器;13一一-回压阀。图2非稳态法测定油水相对渗透率试验流程示意图7 GB/T 28912-2012 6.2.4.3.3 见水初期，加密记录，根据出油量的多少选择时间间隔

18、，随出油量的不断下降，逐渐加长记录的时间间隔。含水率达到99.95%时或注水30倍孔隙体积后，测定残余油下的水相渗透率，结束试验。6.2.4.3.4 新鲜岩样应用DeanStark抽提法确定试验结束时的含水量、用物质平衡法计算束缚水饱和度和相应的含水饱和度。6.2.5 计算方法非稳态法油水相对渗透率和含水饱和度按式(13)、式(14)、式(15)、式(16)进行计算:式中:d Vo (t) !o(Sw) = -;了一d V(t) d1/ V(t) Kro =!o (Sw)一d1/1 V(t) w 1-!o(Sw) K=Km一rw -.u古!o(Sw) 1 = Qt) t:.。一一一Qo t:.

19、 p(t) S晌=Sw，十Vo(t)- V(t)!o(Sw) !o(Sw) 含油率的数值，用小数表示;Vo(t)一一一元因次累积采油量的数值，以孔隙体积的倍数表示;V(t) 二一元因次累积采液量的数值，以孔隙体积的倍数表示;Kro 一二油相相对渗透率的数值，用小数表示;Krw 一一水相相对渗透率的数值，用小数表示;I 一一相对注入能力的数值，又称流动能力比5( 13 ) . ( 14 ) ( 15 ) ( 16 ) ( 17 ) Q(t) 一-t时刻岩样出口端面产液流量的数值，恒速法试验时Q(t)=毡，单位为立方厘米每秒(cm3/s); Q。初始时刻岩样出口端面产油流量的数值，单位为立方厘米每

20、秒(cm3/s);t:.p。初始驱动压差的数值，单位为兆帕(MPa); t:. p(t) -t时刻驱替压差的数值，恒压法试验时A(t)= t:. po ，单位为兆帕(MPa); Swe 岩样出口端面含水饱和度的数值，用小数表示;Sw. 束缚水饱和度的数值，用小数表示。7 气-液相对渗透率测定7. 1 稳态法水-气相对渗透率测定7. 1. 1 原理稳态法水-气相对渗透率测定原理同6.1.1。7. 1. 2 试验流程和设备7. 1. 2. 1 试验流程稳态法测定水-气相对渗透率流程示意图见图3。8 10 说明21一岩心夹持器;2一一围压泵;3一一水泵;4 气体质量流量计;5 压力传感器;6一一过滤

21、器;7一三通阀;8 气水分离器39 两通阀;10 气源;GB/T 28912-2012 11一一气体加湿中间容器E12一一调压阀F13一皂膜流量计514 湿式流量计;15 压差传感器。图3稳态法测定水-气相对渗透率流程示意图7. 1. 2.2 试验设备及计量器具试验所用设备和计量器具及其技术指标如下zd 岩心夹持器;b) 驱替泵:流量精度1%;c) 精密压力表或传感器:精度:;0.4级;d)流量计:流量小于0.6mL/s时，采用皂膜流量计;流量大于O.6 mL/s时，采用分度值0.01 L/s的湿式流量计;e) 计量管:0mL10 mL，分度值:;0.05mL; f) 气水分离器:0mL10

22、mL，分度值运0.05mL; g) 天平z感量为0.001g; h) 秒表:分度值为0.01s; i) 气压计:分度值为0.1kPa o 7. 1. 3 试验步骤7. 1. 3.1 将已饱和模拟地层水的岩样装人岩心夹持器，用驱替泵以一定的压力或流速使地层水通过岩样，待岩样进出口的压差和出口流量稳定后，连续测定3次水相渗透率，其相对偏差小于3%。9 GB/T 28912-2012 7. 1. 3.2 用加湿氮气或压缩空气驱水，建立岩样的束缚水饱和度，并测量束缚水状态下气相有效渗透率。束缚水饱和度与驱替速度有关，建立束缚水时的驱替速度应稍高于试验时的驱替速度。7. 1. 3.3 将气、水按一定的比

23、例注入岩样，水的速度逐渐增加，气的速度降低，使岩样含水饱和度增加，等到流动稳定时，测定进、出口气、水压力和气、水流量以及含水岩样质量，并将数据填入原始记录表中。7. 1. 3.4 试验至气相相对渗透率值小于0.005后，测定水相渗透率，然后结束试验。7.1.4 计算方法按照达西公式式(18)、式(19)J计算气相、水相的有效渗透率:qg、qwnu - 可J-z -A Hr- QA一a一且明一串户47飞-AA -凡。/. ( 18 ) . ( 19 ) g、w究，71t量的数值，单位为毫升偶、比/s) f在测定温度F气、水的蒙古度的数值，单位为毫帕秒(mPa.s) j 岩/样长度的数值，单位为厘

24、米(cm);斗一岩样截面积的数值，单位为平方厘米(川户1十一岩样进口尽力的数值4单位为兆帕(MPa); h 一岩样出口、力的数值，单位为兆帕(MPa)。按照式(20)、式(21)计算气、水相对渗透率司,-， K K-kwe 一w Kg(Sws 对渗透率的数值，用小数表示;L A / 式中:/ ir /Jhuy 升厅/ K ,g Kwe 按照式(22)、式(23)计算含水、气饱和度zSw=旦L二旦旦X100 VPPW Sg =100 - Sw .( 22 ) . ( 23 ) 式中zSw一一岩样含水饱和度的数值，%;mi一一第t点含水岩样的质量，单位为克(g);mo 干岩样的质量的数值，单位为克

25、(g); Sg一一岩样含气饱和度的数值，%。根据计算结果绘制水-气相对渗透率与含水饱和度的关系曲线。10 7.2 非稳态法气-油(水相对渗透率测定7.2.1 原理非稳态法气-油(水)相对渗透率测定原理同6.2.1。7.2.2 试验流程和设备7.2.2.1 试验流程非稳态法测定气-油(水)相对渗透率流程示意图见图4。说明:1一一岩心夹持、2一一一围压泵;3 驱替泵;4 气体质量流量计;5 压力传感器;6一一过滤器;/ / 3 二12一调压阀GB/T 28912一-20121由17 一_-18 水体积计量管。图4非稳态法测定气-油(水)相对渗透率流程示意图7.2.2.2 试验设备及计量器具试验所用

26、设备和计量器具及其技术指标如下zu 岩心夹持器;b) 驱替泵z流量精度1%;c) 精密压力表或传感器z精度运0.4级;d) 油体积计量管z最小分度值为0.1mL; e) 气体积计量管:最小分度值为0.1mL; f) 湿式流量计z最小分度值为0.01L; 11 GB/T 28912一-2012g) 气水分离器:0mL10 mL，分度值o.05 mL; h) 天平:感量为0.01g; i) 秒表:分度值为0.01S; j) 气压计z分度值为0.1kPa。7.2.3 试验步骤7.2.3. 1 将己饱和模拟地层水的岩样装入岩心夹持器，用驱替泵以一定的压力或流速使地层水通过岩样，待驱替岩样进出口的压差和

27、出口流量稳定后，连续测定3次水相渗透率，其相对偏差小于3%。此水相渗透率作为水气相对渗透率的基础值。7.2.3.2 测定油-气相对渗透率时用油驱水的方法建立束缚水，直至不出水为止，或油驱替倍数达到20倍孔隙体积以上，记录驱出的水量，计算岩样的含油饱和度和束缚水饱和度。7.2.3.3 测定束缚水饱和度下油相的有效渗透率，待岩样进出口的压差和出口流量稳定后选3个压力点进行测定，测量值之间的相对偏差小于3%，取其算术平均值。此油相有效渗透率作为油气相对渗透率的基础值。7.2.3.4 根据空气渗透率、水相渗透率及束缚水条件下油的有效渗透率，选取合适的驱替压差，初始压差应保证既能克服末端效应又不产生紊流

28、，初始气驱油(水)产出速度在7mL/ min 30 mL/ min之间为宜。7.2.3.5 调整好出口油(水)、气体积计量系统，开始气驱油(水)，记录各个时刻的驱替压力、产油量、产气量。7.2.3.6 气驱油(水)至残余油(水)状态，测定残余状态下气相有效渗透率后结束试验。7.2.3.7 在残余油(水)状态下，完成气的有效渗透率测定后，在1/2和1/4驱替压力下分别测定气的有效渗透率，判断是否产生紊流。如果低压力下的有效渗透率高于驱替压力下的有效渗透率的10%，则发生紊流。7.2.4 计算方法气体通过岩心，当压力从岩样的进口1变化到出口如时，气体的体积亦随之变化，因此应采用平均体积流量。按照式

29、(24)将岩样出口压力下测量的累积流体总产量值修正到岩样平均压力下的值。2a Vi二t.Vo(时i+Vi-l十一一一-一-t.V2i ( 24 ) WJ I l-l !:l.十2户ag 式中zk 一i时刻的累积油(水)气产量的数值，单位为毫升(mL); t.Vz一-z一1到t时刻的油(水增量的数值，单位为毫升(mL);Vi-1 一-i-1时刻的累积油(水)气产量的数值，单位为毫升(mL); 一一大气压力的数值，单位为兆帕(MPa); t.p 一一驱替压差的数值，单位为兆帕(MPa); t.Vgi 一一大气压下测得的某一时间间隔的气增量的数值，单位为毫升(mL)。将油(水)气总产量按式(24)修

30、正后，采用式(13)、式(14)、式(15)、式(16)计算非稳态油-水相对渗透率的方法进行计算，其中驱替相为气体，被驱替相为油(水)。8 数据修约8. 1 岩样长度值修约到3位小数，单位为厘米(cm)。8.2 岩样直径值修约到3位小数，单位为厘米(cm)。12 8.3 岩样面积值修约到3位小数，单位为平方厘米(cm2)。8.4 岩样体积值修约到3位小数，单位为立方厘米(cm3)。8.5 岩样孔隙度值以百分数表示修约到1位小数。GB/T 28912一-20128.6 岩样空气渗透率及岩样油相和水相的有效渗透率值修约成3位有效位数，单位为毫达西(mD)。8. 7 岩样油相和水相的相对渗透率值修约

31、到3位小数。8.8 岩样饱和度值以百分数表示修约到1位小数。9 报告内容及格式9. 1 报告内容应包括:a) 岩心数量及其基本情况;b) 试验所用油、气、水的性质;c) 试验所用仪器和试验方法;d) 数据表格和图;e) 其他需要说明的内容。9.2 报告封面格式参见附录A。9.3 报告首页格式参见附录Ao9.4 油水相对渗透率测定报告格式参见附录B。9.5 气-油(水)相对渗透率测定报告格式参见附录C。9.6 水-气相对渗透率测定报告格式参见附录D。13 GB/T 28912-2012 附录A(资料性附录)岩石中两相流体相对渗透率测定报告格式岩石中两相流体相对渗透率测定报告封面、首页格式见图A.

32、l、图A.2。分析测定报告检测项目档案号送样单位油井田号样品块数报告页数报告日期(测定单位)图A.l报告封面格式14 GB/T 28912一-2012样品类型:执行标准名称:主要检测仪器名称及编号:检测温度:测试人:校核人:技术负责人:圄A.2报告首页格式15 GB/T 28912-2012 附录B(资料性附录)油田水相对渗透率测定报告图表格式油-水相对渗透率测定报告的格式见表B.1及图B.1o表B.1油-水相对渗透率测定数据表格式泊-水相对渗透率数据非稳态法(稳态法)样号:孔隙度:% 油田:空气渗透率zmD 井号:泊的秸度zmPa S 层位:水的秸度zmPa S 深度:口1束缚水饱和度z%

33、温度:.C 泊的有效渗透率zmD 水饱和度相对渗透率比值水相对渗透率泊相对渗透率Sw/% Kw/Kro K.w Kro 16 1. 0 0.9 0.8 o. 7 0.3 0.0 0 泊-水相对渗透率曲线非稳态法(稳态法)含水饱和度/%图B.1油-水相对语适率曲线图GB/T 28912-2012 100 17 GB/T 28912一-2012附录C(资料性附录)气-油(水)相对渗透事测定报告图表格式气-油(水)相对渗透率测定报告的格式见表C.l及图C.L表C.1气-油(水)相对渗透率测定数据表格式气泊(水)相对渗透率数据非稳态法样号:孔隙度=% 油田:空气渗透率:mD 井号:泊(7JO的秸度:m

34、Pa. s 层位:气的秸度zmPa. s 深度21 束缚水饱和度2% 温度: 泊的有效渗透率:mD 水相渗透率:mD 气饱和度相对渗透率比值气相对渗透率泊(水)相对渗透率5./% K,./Kro(K.) K ,. Kro(K.) 18 GB/T 28912-2012 气-泊(水)相对渗透率曲线非稳态法1. 0 ii 之二;:、;/ 0.3 / / / 0.0 0 40 贪气饱貌13(1%100 19 GB/T 28912-2012 附录D(资料性附录)水-气相对渗透率测定报告图表格式水气相对渗透率测定报告的格式见表D.l及图D.l。表D.1水气相对渗透率测定数据表格式水-气相对渗透率数据稳态法

35、样号:孔隙度:% 泊因:空气渗透率:mD 井号:气的教度:mPa. s 层位2水的教度:mPa. s 深度=盯1束缚水饱和度:% 温度z 气的有效渗透率:mD 水饱和度相对渗透率比值水相对渗透率气相对渗透率5 w /% K/K电K K哩L一一一20 告非由司1. 0 0.9 0.8 0.7 0.6 要0.5E 旷争斗0.4 0.3 0.2 0.1 0.0 0 20 水-气相对渗透率曲线稳态法样号:孔隙度:% 空气渗透率mD|飞卜一一一/ 三二 40 60 80 含水饱和度1%图D.1水-气相对渗透率曲线图GB/T 28912-2012 100 21 GB/T 28912-2012 参考文献lJ

36、 洪世锋.油藏物理基础.北京:石油工业出版社，1985.2J 何更生.油层物理.北京:石油工业出版社，1994.3J 黄代国.油藏岩心分析和采油机理试验论文集.北京=石油工业出版社，2002.4J 罗垫潭.油层物理.北京:地质出版社，1985.5J 中国石油天然气总公司劳资局.油层物理试验工.北京:石油工业出版社，1997.6J Sp巳cialCore Analysis. Core Laboratories, Inc. ,1982. 7J Fundamental Core Analysis. Core Laboratories, Inc. ,1982. 8J SCAL Training Cou

37、rse. Core Laboratories, Inc. ,1982. 9J L. A. Rapoport and W. J. Leas. Properties of Linear Waterfloods. Petroleum Transactions, AIME, Vo1l 98 , 1953. 22 . NFONiNFmNH益。华人民共和国家标准岩石中两相流体相对渗透率测定方法GB/T 28912-2012 国中* 中国标准出版社出版发行北京市朝阳区和平里西街甲2号(100013)北京市西城区三里河北街16号(100045)网址总编室:(010)64275323发行中心:(010)51780235读者服务部:(010)68523946中国标准出版社秦皇岛印刷厂印刷各地新华书店经销* 印张1.75 字数45千字2013年2月第一次印刷开本880X12301/16 2013年2月第一版4峰书号:155066. 1-46287 27.00元如有印装差错由本社发行中心调换版权专有侵权必究举报电话:(010)68510107定价打印日期:2013年3月14日F002A