在非稳态法油水相对渗透率试验过程中，经常会遇到油水相渗透曲线异常的现象，这些异常曲线形态各异，与岩心空气渗透率大小和岩心的非均质性过程无明显的关系，从表面上看似乎毫无规律。在试验中这些异常曲线一般只占一批测试样品中相当少的一部分，但有时也会遇到整批样品（同一口井同一层位的取样）的油水相渗曲线表现出比较一致的异常特征。这些异常现象长期以来一直困扰着试验工作者，也给油田开发工作人员正确使用油水相渗资料带来了很大的困难。

    导致油水相渗曲线异常的原因极其复杂，在整个相对渗透率试验过程中，从*初的岩样钻切前期处理到*后的试验数据计算处理要经过十几道工序，其中任何一个环节或某几个环节处理不当都可能引起相渗曲线异常，同时岩心及试验流体自身的某些固有特性也可能导致相渗曲线异常，对于后一类因素引起的异常曲线在一定程度上反映出矿场开发的实际情况，我们称之为“合理异常曲线”。但无论相渗曲线异常是否“合理”，由典型的异常油水相对渗透率曲线形态我们知道，油水相对渗透率是岩石的空气渗透率、孔隙结构、孔隙度、润湿性、油水粘度比及上覆压力等变量的函数，不同井不同层位，或同一口井同一层位的岩样，其油水相对渗透率均会有所不同，甚至用同一块岩样进行两次“同样”的试验，也很难得到两条完全相同的油水相渗曲线，因为我们根本无法找到两块影响相对渗透率函数诸多变量完全相同的岩样。但无论这些曲线如何千差万别，与这种形态有明显差异的，我们就称之为异常现象。目前，我们所遇到的比较有代表性的异常油水相渗曲线有五类：

１、“Ｓ”型曲线水相渗透率和油相渗透率均呈现“Ｓ”形，这类曲线经常会表现为相关岩样曲线的一致性异常。

２、“驼背”曲线曲线表现为在水驱替前期，油相渗透率下降缓慢，水相渗透率则快速上升，驱替一段时间（一般在见水点附近）油相渗透率迅速下降，水相渗透率则上升缓慢甚至呈下降趋势。

３、曲线末端点突变曲线主体形态正常，只是在*后一点（主要是水相）明显明显偏离主体曲线趋势，突然变大或变小。

４、曲线“低爬”在整个驱替过程中，油水两相渗透率都很低，水相渗透率呈微弱的上升趋势；束缚水状态下的油相渗透率就很低，水驱后又迅速下降。此类异常现象一般常见于低渗岩样试验中。

５、无曲线驱替过程中见水后再无油或极少有油产出，只能计算端点相对渗透率，没有过程点，无法绘制相渗曲线。当油水粘度比太低时极易出现这种情况。异常油水相对渗透率曲线绝大部分可以归纳到以上五种情况或同时具有其中某几类曲线的异常特征。此外，还有少数的油水共渗点严重偏离正常位置，油水同采区间过窄等异常现象，在此就不一一列举。

    异常曲线的影响因素通过对试验方法、计算方法以及大量有关的岩石物性和油水相对渗透率资料进行分析研究，我认为导致岩心相对渗透率曲线形态异常的因素主要有三个方面：

１、试验数据的计算处理存在一定的缺陷主要是计算过程中对边界值的处理不太合理。非稳态法进行油水相渗透试验所测得的试验数据通常是采用ＪＢＮ方法进行处理，这里所指的边界条件有两种情况：一是从拟合的直线上取值计算油水相渗时初始值的确定（左边界值），二是试验终期油水相渗的确定（右边界值）。

２、测试条件不满足

（1）超出了试验流程设计的测试范围非稳态法油水相渗试验流程没有统一的组建标准，因此，每一套流程因其压力源的稳压范围（或恒流范围）、恒温装置的控温精度、油水计量装置的测量精度、夹持器死体积的大小等因素的不同而具有不同的测试范围，超出此测试范围就会使测试结果超出试验允许误差，测试条件也不能满足试验要求。

（2）超出了达西定律的使用范围一般认为达西定律比较适用于空气渗透率在５×10-3μm2—１０×10-3μm2之间砂岩岩心油水相渗的测定，在低渗透特低渗油水相渗试验中，油水渗流易表现出非牛顿渗流特征。

（3）油水粘度比过低在水驱替过程中形成“活塞”驱替，得不到过程试验点。一般认为非稳态法相渗试验要求油水粘度比不低于４。

３、岩石孔道阻塞外部侵入的微粒、内部分散脱落向粒、矿物沉淀、微小液珠等颗粒随流体运移阻塞孔道，造成渗透率下降，产生的原因主要有：钻井取心岩心损害；前期处理不当，岩样被污染；试验用油中存在微小砂粒或因氧化形成有机沉淀；水化膨胀；速度敏感；水锁；注入水与地层水不配伍形成沉淀等等。每一类型的相渗曲线异常现象可能仅由某种单一的影响因素所致，也可能是几种因素共同影响的结果，单从异常曲线的形态或相关数据分析很难确定直接原因。

    模拟计算正如前面所说，导致油水相渗曲线的原因是极其复杂的，而且许多影响因素在试验过程中难以克服或难以控制模拟，所以很难用试验的方法找出导致曲线异常的直接原因，应用数值模拟则可以很好地解决这一问题。在这里重点针对水化膨胀、微粒运转等因素对相渗曲线的影响进行探讨。数学模式仍然采用推演的ＪＢＮ方法，即在忽略重力和毛管压力的条件下，油和水的相参渗透率
   分别用下列公式计算：Kroμofo2/[AK△P/（qL）（AK△P/-Qid（qL）/]（１）

                                      Krwμwfw2/[AK）△P/（qL）-Qid（AK△P/（qL））/]（２）

    为了使问题间化，采用一种简单的两相流动管状模型来描述孔隙堵塞变化情况，孔道阻塞只对毛管数的产生影响，在保持流量不变的情况下，驱替压力与孔道阻塞程度成正比变化。按中等伤害程度情况（伤害率７０％）进行模拟。岩心的伤害率可由式（１）计算：S=（KL-K*）/KL（３）

    又达西公式K=LQμ/A△P（４）根据假设，伤害前后流量保持不变，这样（LQμ/A△P1-LQμ/A△P2）/LQμ/A△P1=70%于是△P2=△P1/30%（5）

    其中Ｓ－伤害率，ＫＬ－液相渗透率，Ｋ*－岩心损害后的液相渗透率△P1—损害前驱替压力，△P2—损害后驱替压力式（３）表明，当岩心伤害率为７０％时，水驱替试验的驱替压力要上升到原来的10／３倍。分析试验过程，孔道阻塞大致分为四种情况：

１．测定基础渗透率时岩样喉道已阻塞；

２．水驱替过程逐渐阻塞；

３．水驱替中后期产生阻塞；

４．只在测定基础渗透率时发生“阻塞”一基础渗透率测定值偏小。对以上四种情况分别进行模拟计算，得出四条异常的油水相渗曲线。实例以下试验研究水敏对相渗曲线产生哪些影响.所谓水敏是指与地层不配伍的外来流体进入地层后引起的粘土膨胀、分散运移，导致渗透率下降的现象。试验选用CB油田砂岩岩心。从室内敏感性评价情况来看，ＣＢ油田储层只有中等水敏，伤害率３５％－７０％，考虑到室内评价试验是将岩心清洗成强亲水，与岩石不配伍的注入水可与岩石表面充分接触，而实际储层岩石表面吸附有极性物质，部分岩石表面被油膜所包裹，所以储层的实际水敏性程度可能更弱一些。试验用水分别采用与储层岩石配伍的地层水和与储层岩石不配伍的地表水。采用非稳态法进行油水相渗试验，试验数据采用ＪＢＮ方法进行处理。

    尽管储层的水敏程度不是很强，但对油水渗流特征仍有很不利的影响。用未作防膨处理的地表水作驱替用水进行相渗试验，得到的相渗曲线产生了明显的异常现象。对比正常曲线可以看出，试验过程中发生水化膨胀，渗流特征主要有以下几个方面的变化：

1.油相相对渗透率下降很快，水相相对渗透率则上升缓慢。这一渗特征岩心的水化膨胀过程主要发生在水驱过程前期。

2.水相相对渗透率曲线出现严重的驼背现象；

3.油水等渗点左移，曲线形态上表现出一定的亲油特性（并非岩石的实际润湿性为亲油）；

4.油水同渗区间变窄；以上特点对开发生产极其不利，发生水敏后，储层的油水渗流能力明显降低，同时，采油很快进入高含水期。

    讨论在这里重点分别讨论数据处理边界值确立不当和岩石孔道阻塞两因素所引起的相渗曲线异常现象。

１.试验数据处理边界值确立不当对油水渗曲线的影响

（1）左边界值对油水相渗曲线的影响采用ＪＢＮ方法计算油水相渗首先对累计时间、累计产油量、累计产液量、驱替压力等试验数据进行处理，线形回归求出直线方程LgΦ=a1Lg（Φ）+b1（6）LgΦ=a2Lg（Φγ）+b2（7）然后给出一系列的Φ值，根据方程求出相应的Φγ和Ｙ值。所说的左边界就是指初始值Φ1。计算程度中确定初始Φ值的通常作法是事先给定为６－８之间的某一值Φ1（通常为１０），这样作的结果有可能将实测点的油水渗流规律外延到见水点之前，从而导致曲线呈“Ｓ”型。合理的作法是将Φ1定义为：Φ1=V/Vo1（8）

（2）右边界值对油水相渗曲线的影响右边界值的确定习惯约定：连续测定出三个试验点不出油则认为此时油相渗透率为０，水相渗透率则根据达西公式按单相流体渗流求取*后三点的平均值。这里存在两个问题：其一，此时油相渗透率不可能为０，对于不同的岩心也不可能仅仅用驱替多少倍体积来保证试验终期油相渗透率趋近于零，那么以此为前提条件计算出的水相渗透率就存在一定的偏差；其二，根据体积流量试验我们知道，有的岩心的单相流体渗流能力会随驱替倍数的增加而发生较大的变化，在有油滴存在的情况下，这一现象将更为明显，因此作为“孤点”计算出的边界水相渗透率就可能偏离趋势线。以上两种因素所引起的异常曲线特征是右端点突变。

    根据以上缺陷和开发使用数据的实际需要，右边界值确定为含水率９８％时的油水相对渗透率。

２.利用模拟计算结果对异常曲线的影响因素作出初步的判断测定基础渗透率时岩样喉道已阻塞主要有３方面的因素：钻井取心或钻切样过程中岩心被污染；钻井取心或钻切样过程发生水化膨胀；原油中含有一定的固相颗粒或原油脱气后在试验条件下存在析蜡现象，这些因素对相渗透试验的影响具有一定的隐藏性，因为相渗曲线无明显的异常特征，只是油相相渗曲线略呈“Ｓ”性，但其油相有效渗透率特别低，一般不到空气渗透率的１０％，若用空气渗透率作为基础渗透率，则异常现象十分突出，油水两相渗透率曲线均低爬在坐标横轴上；水驱替中后期产生阻塞主要是水冲刷、水锁等因素固液相颗粒堵塞喉道所引起，表现为油水两相均产生一定的“驼背”现象；基础渗透率测定值偏小主要是测定基础渗透率时围压过高（远高于水驱替压力）或测定基础渗透率时试验温度不恒定，使得试验用油实际粘度偏高。异常现象突出地表现为油相相对渗透率曲线呈“Ｓ”形，水相相对渗透率上升较快，终点相相对渗透率过分偏高。要减少油水相渗曲线异常现象地产生，关键就在于找到引起异常的原因，根据以上办法，再结合实际的相关资料（如岩心处理过程信息、孔渗资料、试验流体资料、敏感性评价试验等），可以十分有效的找出引起异常的主要原因，从而油针对性地采取对策。

结论：

１.采用JBN及其推演的方法处理油水相渗试验数据时,要确定合理的边界值,否则将可能导致严重的异常曲线。

２.采用模拟计算的方法可有效地帮助寻找一些异常相渗曲线的影响因素。

３.相渗曲线是一个综合因素的反应，岩心和试验用流体的物性，试验中从岩心的前期处理、试验条件的确定、试验测试直至*后的数据处理，每一个环节都可能引起相渗曲线异常。

４.因岩心或试验流体的固有特性所引起的异常现象，反映了储层油水渗流的客观情况，若试验某环节处理不当造成相渗曲线异常则会提供错误信息。但无论是哪种情况，在油水相渗试验中都要尽量减少异常现象的产生。油水相渗曲线异常影响因素及减少异常现象产生的对策曲线特征产生原因解决办法“S“形液、油量计量不同步重点针对见水点进行校正计算处理时边界条件确定不合理参照见水点含水饱和度确定左边界值水化膨胀试验用水使用地层水或标准盐水，或者在试验用水中加入合适的防膨离子或防膨剂水驱替试验时的围压大于测基础渗透率时的围压在基础渗透率测试和水驱替试验过程中尽量保持围压基本一致驼背外来固相颗粒侵入，如钻井取心或室内取样污染；试验用油过滤处理及保存不当等从岩心中心部位钻取岩样柱塞；刷除岩样柱塞端面沙尘；使用新鲜油样并经精细过滤，或使用成品油作为试验用油速度敏感根据速敏结果合理控制驱替速度水敏试验用水使用地层水或标准盐水，或者在试验用水中加入合适的防膨离子水锁降低油水界面张力；适当增大驱替压力岩样柱塞未经老化处理饱和原油老化恢复岩石润湿性低爬原油经致密岩心过滤粘度变小建议改用精制油外来固相颗粒侵入从岩心中心部位钻取岩样柱塞；刷除岩样柱塞端面沙尘；使用新鲜油样，并经精细过滤。水敏试验用水使用地层水或标准盐水，或者在试验用水中加入合适的防膨离子速度敏感根据速敏结果合理控制驱替速度试验用油弥散、乳化适当降低驱替速度或改用流变特性稳定的成品油，如正十四烷等。末端点突变水冲刷作用适当降低驱替速度；对突变点按曲线趋势进行修正无曲线油水粘度比过低适当提高油水粘度比或改用稳态法进行试验。

原创作者：海安县石油科研仪器有限公司