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气相的相对渗透率只有轻微的影响。此外，他还说明了初始饱和度对水与油的相对渗透率的比值的影响，这与公布的用稳态动力学方法（Caudle等人，1951）或者Welge公式测量的两相流动有同样的趋势。后来，Donaldson和Dean（1966）使用同样的技术测量贝雷砂岩中的三相相对渗透率。在这些测量中油相等渗透率线凹向于100%含油饱和度的顶点。在此基础上，他们得出油相等渗透率线取决于多孔介质中所有相的饱和度。公布的水和气的等渗透率线不是直线，表明一些相的相对渗透率也受介质中其它相的饱和度分布的影响。
Saraf和Fatt（1967）针对三相流动系统里饱和度的测量使用NMR提出了一项新技术。他们发现湿相的相对渗透率只取决于它自身的饱和度，与其它相无关。发现油的等渗透率取决于水和油的饱和度。然而，在气相相对渗透率里没有具体趋势。在一般趋势的基础上，他们得出气体的相对渗透率只取决于总液体的饱和度。
Van Spronsen（1982）在贝雷砂岩中使用离心法测量三相系统里油、乙二醇溶液和空气的相对渗透率。这些测量值表明水和油的相对渗透率略凹向于他们各自的顶点。在他的论文里，没有气相相对渗透率的数据，只提供了两相相对渗透率的数据。之后，Saraf等人（1982）使用稳态和非稳态方法测量贝雷砂岩中异构烷烃溶剂,蒸馏水和氮气的三相相对渗透率。他们研究了几种不同的饱和方向。他们得出油相等渗透率线与其它两相饱和度无关，或者存在微弱的相关性。水和气的等渗透率线是直线且平行于等饱和度线。
Grader和O’Meara在3英尺长的玻璃珠子多孔介质中（粒度140—200）使用稳态和非稳态技术进行了一系列的测试。他们使用扩展的三相相对渗透率的Welge/JBN理论分析非稳态驱替的数据，他们采用物质平衡技术监测饱和度。为了降低粘性指进和末端效应的影响，他们使用三种液相（水，苯甲醇和癸烷）和不同的饱和历史。在这项研究里水的等渗透率线凹向于100%含水饱和度；苯甲醇的等渗透率线凸向于100%苯甲醇饱和度。癸烷的等渗透率线凸向于100%癸烷饱和度。在这些测试里稳态技术的结果与非稳态的测量值达成了很好的一致。
很多人对IFT（界面张力）对油相和驱替流体的相对渗透率的影响有很大的兴趣。在实验中显示出残余油和相对渗透率受界面张力变化的强烈影响。Bardon和Longeron(1980)，Asar和Handy(1988)，Tehrani等人(1997)公布了相对渗透
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率函数的临界界面张力值，低于这个值两相相对渗透率非常快的偏移。Bardon和Longeron(1980)发现油相相对渗透率随着界面张力从大约12.5mN/m降低到0.04mN/m线性增加，对于界面张力低于0.04mN/m时，油相相对渗透率曲线随着界面张力的进一步降低会非常快的偏移。之后，Asar和Handy(1988)表明凝析气藏里油相相对渗透率曲线随着界面张力降低到低于0.18mN/m接近于临界值时开始偏移。Cinar和Orr(2005)提供了关于三相中两两界面张力的变化对相对渗透率的影响的实验结果。他们使用三相模拟液系统—在两相之间某一相的行为显示出低界面张力，这种情形类似于在水存在时注气过程产生的多接触混溶。从三相模拟系统中取得的界面张力变化类似于油气水系统中的界面张力变化。他们做了4个实验，在实验里注入模拟气驱替油和水，湿相相对渗透率不受界面张力变化的影响，然而油相和气相的相对渗透率明显的受影响。他们发现相对于界面张力降低近100倍时，油相和气相的相对渗透率增加近10倍。Cinar等人（2007）做了润湿性对三相相对渗透率影响的进一步研究。在这项研究里，在油湿系统里的油相相对渗透率的形状类似于在水湿系统里水相相对渗透率的形状。不过，气相相对渗透率的形状在油湿系统里和水湿系统里是类似的，但是对于不同的润湿条件有不同的值。
另一个主题是温度对相对渗透率曲线的影响，在过去的40年里已经受到重视。已经报道的大量的实验研究中的大部分是集中在两相相对渗透率和残余油饱和度的研究。虽然大量的研究报道了有显著的影响，但是对产生的这些影响的一般性或者对产生这些影响的可能的机理没有达成共识。还有一些关于温度对两相和三相相对渗透率影响的研究。在文献中，温度对相对渗透率和端点饱和度的影响有一些差异。然而，Ramey等人(1985)和Akin等人(1999)提供的实验研究表明相对渗透率与温度无关。Akin等人(1999)把温度对相对渗透率测量的影响的差异归因于一下参数：饱和度测量的误差，忽略毛细管压力和末端效应产生的误差，不同的油和盐水的润湿性变化产生的误差，涉及实验过程和计算所制定的假设，应用在目前的多相流条件下的不恰当的数学模型。Maini等人（1990）使用稳态和非稳态测量技术和Ottawa砂岩在高温下测量三相相对渗透率。他们发现水相和气相的相对渗透率只是它们自己饱和度的函数；不过，油相等渗透率线是多孔介质中所有相的函数。油相等渗透率线的滞后效应不是很显著，水相等渗透
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率线没有滞后效应。但是气相的滞后效应是很明显的。实验结果也显示了稳态和非稳态技术之间有很大的差异。
Oak等人（1990a）在水湿贝雷砂岩岩心中做了大量的两相和三相相对渗透率的测量来研究饱和历史对相对渗透率曲线的影响。在这些测试里使用稳态测量技术，并且使用X射线吸收法测量饱和度。在两个不同的饱和历史之间进行比较，发现相对渗透率与饱和度有不同的关系。他们得出湿相（例如水）的相对渗透率与饱和历史无关，它只取决于水相的饱和度。然而，他们发现中间湿相和非湿相的相对渗透率取决于不同饱和路径下的饱和历史。Oak（1990b）提供了收集的8个不同饱和历史的两相和三相测量值的大约1800个数据。在这些大量的数据的基础上，他得出水相和气相的相对渗透率主要取决于他们自己的饱和度，因此，对于这些相两相相对渗透率数据可以被用来生成三相相对渗透率曲线。然而，对于油相，他得出预测油相相对渗透率很复杂，并且它与所有相的饱和度和饱和历史有关。他指出初始流动所必需的临界含油饱和度对于两相数据和三相数据并不总是都一样。Oak（1991）在中间润湿贝雷砂岩中做了进一步的试验。与之前水湿岩心的研究对比，他发现气驱不能帮助降低含油饱和度低于水驱的残余油饱和度。
文献中大部分可利用的三相数据来自低压下气油之间非混相的系统。为了讨论压力的影响，和油藏条件下界面张力的变化，Dria等人（1993）在二氧化碳驱的条件下使用稳态技术测量三相相对渗透率。这些实验是在70℃和9.65MPa下水湿贝克山白云石岩心中进行的。在这项研究里，可以观察到每相的相对渗透率只取决于它们各自的饱和度。比较二氧化碳与油相（癸烷）的相对渗透率，显示出在同样的流动饱和度下，它们几乎是一样的，表明气体的润湿性接近于油相的润湿性。这个研究的结果也说明在相似的润湿性条件下在不同的岩心中三相流动条件下测量的二氧化碳的相对渗透率远远低于氮气的相对渗透率。在此基础上，他们得出相之间相行为对相的等渗透率线形状的影响占影响的主导地位，因此在测量相对渗透率时需要考虑这个影响。
Skauge和Larsen（1994）做了关于砂岩的非稳态WAG（水气交替驱替）的实验，并把它们与气驱与水驱实验相比较。他们使用三块不同润湿性的岩心：水湿、油湿和中间润湿。为了改变岩心的润湿性，他们用二甲基二氯硅烷己烷溶液
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处理岩心。对于水湿岩心，水的相对渗透率只是它自身的饱和度的函数，并且几乎没有滞后现象。当绘制在三元图中时，油的等渗透率线是凹的，没有得出油相相对渗透率滞后的结论。因为所有的驱替是趋向于降低含油饱和度。气相相对渗透率受饱和路径的强烈影响，并且趋向取决于其它相的饱和度。在油湿岩心里，水的相对渗透率表现出滞后，在最初的几次驱替里，油相相对渗透率主要是它自身饱和度的函数。然而，由于保持润湿性的问题，很难得出更多确定的结论。没有观察到岩心润湿性与圈闭的气体饱和度的相关性，不过，初始含气饱和度的增加导致了圈闭的气体饱和度的增加。与两相实验比较，三相流动实验导致了更低的残余油饱和度。在WAG驱替时，石油生产的模拟基于Stone的模型合理的拟合实验结果。
Eleri等人（1995）在贝雷砂岩岩心和Clashach砂岩岩心中使用X射线计算机断层扫描，一个非破坏成像技术测定流体的分布。其目的是研究滞后效应和初始含水饱和度对相对渗透率的影响。他们观察到稳态和非稳态的水相相对渗透率的测量值的滞后现象，不过，在非稳态测试中，滞后现象更明显。经过一系列的稳态测试之后，注意到岩心油湿性已经变得减弱了，归因于在精制油流动时原油极性化合物的剥离。初始含水饱和度没有影响水相相对渗透率的端点值。作者不能得出三相相对渗透率滞后现象的结论。
Baker（1995）提供了收集的大量的油湿，水湿和中间润湿砂岩的三相相对渗透率的数据；后两者也包含了Oak（1990和1991）的数据。油湿岩心是天然油湿的，绝对渗透率在126md和208md之间。X射线吸收法用来测量盐水和十二烷的饱和度；气体饱和度作为补集来计算。Baker的研究主要进一步确定之前研究者的意见关于油相相对渗透率与其它相饱和度的相关性。润湿相的三相相对渗透率被认为是它们自身饱和度的函数，可以忽略它们的滞后现象。非湿相的相对渗透率取决于该相的饱和度和饱和历史。中间湿相的相对渗透率——油在水湿的介质里和水在油湿的介质里——取决于不止一个饱和度，并且滞后现象更加明显。在水湿实验里，油的等渗透率线的形状是凹的，油的等渗透率线的曲率随着油湿性的增加而降低。他也观察到对于水湿岩心Stone模型Ⅰ比饱和度加权插值更合适，反之对于中间润湿和油湿岩心也是一样的。
Kalaydjian等人（1997）研究了气存在时油在水面上扩展的影响。油扩展
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系数（S）是水/气，水/油和油/气的界面张力的函数：
S??WG???WO??OG? （1）
这里?是流体两两之间的界面张力。如果这个系数是正值，那么油会在水表面平铺开，这有助于油相的连续性和能够导致更低的残余油饱和度。在这个研究里，两种不同的油用来引进正扩展系数（Isopar M）和负扩展系数（Soltrol 170）。我们发现对于油注入时，油相相对渗透率在正扩展系数的情况下低于在负扩展系数情况下的高油相相对渗透率。他们得出在负扩展系数的条件下，油相扩展在水膜上与气体相比表现为湿相。在气体注入的情况下，我们发现在正扩展系数下气体的相对渗透率高于负扩展系数下的相对渗透率。在排驱过程期间，也就是在含气饱和度增加期间；发现在负扩展系数下的油相相对渗透率低于正扩展系数下的油相相对渗透率，这归因于液压连续性的缺失。
2.2 油气水三相相对渗透率的理论研究
相对渗透率的影响因素有流体的饱和度、岩石的润湿性、滞后效应、孔隙度、渗透率以及温度、粘度和初始润湿相饱和度等的影响。
流体在孔隙介质中的微观分布受岩石优先润湿程度的影响很大。在强水湿的介质中，水相饱和度不高时，大部分水处在死孔隙里、小毛细管里和颗粒表面上；在强油湿的介质中，水相饱和度不高时，水处在大孔隙的中心，而油附在颗粒的表面并占据较小的毛细管。因此，在强水湿条件下，束缚水饱和度下的非润湿相的有效渗透率近似等于岩石的绝对渗透率；而在强油湿条件下，束缚水饱和度下的油相有效渗透率被大孔隙中的水滴大大降低了。随着岩石对水的优先润湿程度的降低，一定饱和度下的油相相对渗透率下降，而水相相对渗透率增高。
滞后效应是指孔隙介质对一种流体在一定饱和度下的相对渗透率依赖于该饱和度是从高值达到的还是从低值达到的。滞后现象与岩石的孔隙大小分布和胶结性有关。有两种不同类型的三相相对渗透率数据：①排驱型；②吸渗型。排驱指饱和度变化的方向是润湿相饱和度减少；吸渗则指润湿相饱和度增加。两相系统的研究表明，滞后在非润湿相相对渗透率中表现更为突出，而润湿相相对渗透率的滞后是很小的，有时很难同正常的实验误差区分开来。
流体的饱和度是相对渗透率的主要影响因素。Leverett和lewis(1941)在实
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