中国石油大学（华东）硕士学位论文开题报告及文献总结
3.2 非混相气驱机理
非混相驱采油的主要机理是：有限量的蒸发和抽提；降低原油粘度；原油膨胀；降低界面张力。
非混相驱的特征是：
（1）注入溶剂时，一些溶于油藏流体中，一些保留为上相，因此形成两相体系；
（2）形成的上相向前运移，与更多的油藏流体接触，从油藏流体中抽提（萃取）出一些中间烃组分，或原油从溶剂中抽提一部分烃组成。上相抽提的组分不足排驱前缘达到混相。
（3）由于高的流度，上相继续在前面流动，一些溶解于（油藏流体），更多的是从原油中抽提或从上相凝析中间烃组分，但永远不到单相体系；
（4）上相流体早期突破，因此原油采收率很低。
4. 油藏相对渗透率的实验方法
4.1 稳态法
关于稳定状态法，国内外学者提出了很多具有代表性的方法，如宾夕法尼亚法、单岩心动力法、不动流体法、Hassler法、Hafford法、分散注入法等等，这些方法虽然操作规程各有不同，但他们的共同点都是求取在某个特定饱和度下的油水的压力和流量值，然后利用达西定律直接求得油水两相的相对渗透率。这种方法的特点是实验过程简单、求取方法直接。但是不足之处是为了到达特定的饱和度和流量所需要的稳定时间过长，而且岩石渗透率越低，达到稳定所需要的时间越长。这种方法与现场所提出的高速高效开发油田的要求是格格不入的，因此，稳定法测相对渗透率仅仅只能停留在实验室研究层面上，没有太大的工业应用价值。
4.2 非稳态法
不稳定法是为克服稳定法测定时间过长而提出的，但是不稳定法的数学分析是非常困难的，这种方法首先是由Buckley和Leverett提出，并由Johnson等人推
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广，得到了根据不稳定状态数据计算各个相的相对渗透率的方法，有时又称JBN法。不稳定法是以水驱油基本理论（贝克莱---列维尔特驱油机理）为基础，并假设在水驱油过程中，油水饱和度在岩心中的分布是时间和距离的函数。因此，在岩石某一截面上的流量、有效渗透率也随饱和度的变化而改变。这样，只要在水驱油过程中能准确地测量出恒定压力下油水流量或恒定流量下的进口压力，即可计算出两相相对渗透率随饱和度的变化值。由于油水饱和度的大小及分布随时间和距离而变化，整个驱替过程为不稳定过程，所以称该方法为不稳定法。
4.3 毛管压力法
根据毛管压力数据计算相对渗透率所使用的方法是对非润湿相（气）驱替润湿相（油或水）地排驱情况发展出来的。所以该方法的应用通常仅限于储层由排驱过程开采的气—油或气—水系统。虽然在水—油系统中也能用毛管压力数据计算相对渗透率，但是方法的精度是不确定的，这是因为在水湿岩石中水驱油的过程是吸渗过程而不是排驱过程。当岩心太小或者岩心的渗透率太低以至于作流动实验不实际时，如果该岩心还能够用于作压汞实验，那么用本方法测两相相对渗透率是很效的。一些研究者利用毛管压力曲线数据导出了估算相对渗透率的方程式，其中Burdine导出的结果如下：
krwt?SL?Swi???1?Swi??1?SL???1?Swi??????????SLdSwdswdSwdSwSwi12Pc2Pc2Pc2Pc???
Swi1krnwtSL1
Swi上式中：krwt-----------湿相相对渗透率 krnw---------非湿相相对渗透率 t SL-----------毛管力曲线上某点对应的湿相饱和度 Swi----------毛管力曲线上的最小湿相饱和度 pc----------毛管力曲线上某点所对应毛管力
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5. 油气水三相相对渗透率的国内外研究现状
5.1 油气水三相相对渗透率的实验研究
早在1941年Leverett和Lewis就公布了三相相对渗透率的实验测量。Leverett和Lewis进行了紧密的人造砂岩中稳态三相相对渗透率的测量。在这些实验里，盐水（氯化钠），氮气，煤油（粘度1.67mpa.s）和煤油—机油（粘度18.2mpa.s）用来测定三相相对渗透率，并且测定粘度对等渗透率线的影响。这项研究显示了测定的水相相对渗透率只与含水饱和度有关。在同样的含气饱和度下，三相系统中的气相等渗透率略小于两相中的，但是仍然是它自身饱和度的函数。然而，在油相等渗透率图里，能观察到更复杂的行为。在同样的含油饱和度下，油相等渗透率好像在一些区域里高于两相的相对渗透率，在另外的区域里低于两相的相对渗透率。观察到的所有组分的等渗透率的这些趋势都与油相粘度无关。
Corey等人（1956）在贝雷砂岩中使用赫斯勒的毛细管压力方法公布了三相相对渗透率测量的结果。在这些实验里，基于油相等渗透率线的曲率他们观测到油相等渗透率取决于所有存在相的饱和度。气相等渗透率线是直线，暗示了这些等渗透率线只是含气饱和度的函数。因为在这些测量中他们使用的技术，所以不能测量水的等渗透率。实际上，产生的这些等渗透率线是基于在水湿系统里油气两相流动时水相相对渗透率等于油相相对渗透率的假设。在这个研究里水的等渗透率线是直线并且平行于水的等饱和度线。
Sarem（1966）尝试使用与稳态方法相比耗时少、灵巧的非稳态技术修正相对渗透率的测量技术。他也将Buckley和Leverett（1942）建立的理论从两相流动扩展到三相流动，并且取得饱和度方程。与Welge的方法兼容的演变的新方法用来预测两相流动系统里驱替相的饱和度。然后，他研究了饱和历史对每相等渗透率线的影响。他观察到初始饱和度的条件影响油和水的等渗透率线，但是对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
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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。他们发现湿相相对渗透率只取决于含水饱和度，与其它相无关。发现油的三相相对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。相的等渗透率线的形状对于其它相的存在比较不敏感。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
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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。他们发现相比界面张力近100倍的降低而油相和气相的相对渗透率近10倍的增加。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
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