相对渗透率曲线的特征
两条曲线：湿相相对渗透率曲线
非湿相相对渗透率曲线
三个区域：单相油流区（Krw=0，Kro略低于1） 油水同流区
纯水流动区（Kro=0） 四个特征点：束缚水饱和度Swi点 残余油饱和度Sor点
残余油饱和度下水相相对渗透率Krw点 两条曲线的交点（等渗点）
（1）对两相流，湿相和非湿相都存在一个开始流动时的最低饱和度，当流体饱和度小于最低饱和度时，流体不能流动。湿相的最低饱和度大于非湿相最低饱和度。
（2）两相渗流时，毛管压力产生的贾敏效应使两相流体的渗滤能力都降低了，故两相流动的相对渗透率之和小于1；Krw + Kro为为最小值时，两 相相对渗透率相等。
（3）湿相和非湿相都随着本身饱和度增加，相对渗透率增加，但非湿相相对渗透率随饱和度增加的速率比湿相快。
影响相对渗透率的因素及其特点 （1）岩石孔隙结构的影响 ①高渗透、大孔隙砂岩的两相共渗区的范围大，束缚水饱和度低；
②渗透性差、连通性好的岩心共存水饱和度高，两相流覆盖饱和度的范围较窄； ③孔隙小、连通性不好的岩心Kro和Krw的终点都较小；
④同样都是大孔隙，连通性不好与连通性好的曲线特征差别较大，连通性不好者更接近于小孔隙连通性好的曲线特征。 （2）岩石润湿性的影响 从强亲油到强亲水，油相的相对渗透率逐渐增大，水相的相对渗透率逐渐减小，相对渗透率曲线交点依次右移。 （3）流体物性 ①流体粘度的影响。非润湿相粘度很高时，非润湿相相对渗透率随非湿相/湿相粘度比增加而增加，并且可以超过100%；而润湿相相对渗透率与粘度无关。 ②流体中表明活性物质的影响。
（4）油水饱和顺序（饱和历史）的影响 油水饱和顺序不同，会影响流体在岩石孔道中的分布，润湿特征及毛管压力特征也都会产生滞后现象。饱和顺序对非湿相相对渗透率的影响要远大于对湿相相对渗透率的影响，而湿相的驱替和吸入过程的相对渗透率曲线总是比较接近。 （5）温度对相对渗透率曲线的影响 ①温度升高，束缚水饱和度增高。
②温度升高，在相同的含水饱和度下，油相相对渗透率有所提高，水相相对渗透率略有降低。 ③岩石变得更加亲水。
油相相对渗透率提高的机理：温度升高，分子热运动增大，原油粘度降低，岩石表面吸附层变薄，流动孔道增大，流动阻力降低。
束缚水饱和度增加的原因：岩石表面的极性物质（油中）在高温下解吸，岩石表面亲水性增强，岩石变得更加水湿，原来隔着水膜的含油孔道转化为含水孔道。此外，温度升高导致岩石热膨胀，使孔隙结构发生变化，对相对渗透率也会有一定影响。
（6）驱动因素的影响 相对渗透率曲线的测定方法
直接测定法（稳态法、非稳态法），间接计算法（毛管力曲线计算法、矿场资料计算法、经验公式计算法）
相对渗透率曲线的应用
（1）计算油井产量、水油比和流度比
流度：流体的有效渗透率与其粘度的比值，表示该相流体流动的难易程度，其值越大，说明该相流体越容易流动。
流度比：驱替液的流体与被驱替液的流度之比。（一般指水油流度比）
（2）利用相对渗透率曲线分析油井产水规律 产水率：油水同产时产水量与总产液量的比值。3
地下产水率
地面产水率
①产水率fw随水油两相流度比的增大而增大。
②油越稠，即μo>>μw，则产水率fw越高，所以稠油油层一旦见水后，产水率就比较大。
③随着油藏含水饱和度Sw增大，产水率fw也升高，所以在油水过渡带不同位置的油井，其产水率也不同。油藏水淹后，油井产水率就逐渐升高。
④产水率fw对饱和度Sw的偏微分
的物理意义：当
含水饱和度增加单位数值（如1%）时，含水率变化的数
值，是fw (Sw)的曲线的斜率。当含水饱和度较低时，油井产水率开始增加不明显，以后则迅速增加；当油井产水率较高时，产水率增长速度又降低，即两头慢中间快。
（3）确定油水在储层中的垂向分布
（4）确定自由水面
自由水面：毛管力为零的水面，它是静止的、水平的。
（5）计算驱油效率和油藏水驱采收率
采收率：采出原油量与地下原始储量的比值，它是采出地下原油原始储量的百分数。
波及系数（波及效率）Ev：被工作剂驱扫过的油层体积百分数，表示注入工作剂在油层中的驱扫波及程度。
驱油效率（洗油效率）ED：在波及范围内驱替出的原油体积与工作剂的波及体积之比，在微观上表征原油被注入工作剂清洗的程度。
（6）判断岩心的润湿性
水湿特征：①束缚水饱和度Swi>20%~25%
②油、水相对渗透率曲线交点处的含水饱和度Sw>50% ③最大含水饱和度下的水相相对渗透率Krw<30% 油湿特征：①束缚水饱和度Swi<15%
②油、水相对渗透率曲线交点处的含水饱和度Sw<50%
③最大含水饱和度下的水相相对渗透率Krw>50%直至接近100% 提高采收率的措施
采收率是体积波及系数与驱油效率的乘积，波及系数Ev越大，驱油效率ED越高，则油藏原油采收率ER越大。提高油藏原油采收率必须从提高波及系数和驱油效率两方面入手，而提高驱油效率的关键是降低残余油饱和度。 在现场上，如聚合物驱就是通过提高注入水的粘度，改善水油流度比，从而提高波及系数和采收率；又如，表面活性剂驱通过降低油水界面张力，以提高驱油效率，从而达到提高采收率的目的。 残余油饱和度的影响因素
主要是由驱油的非活塞性所决定；在微观上，岩石的物性、孔隙结构、润湿性、流体性质、界面性质及人工建立的驱动情况等均影响残余油饱和度。对于水湿岩心，水驱油的残余油滴是否能流动，取决于油滴两端人工建立的压差和油滴弯液面上附加毛细管阻力，即取决于施加在油滴上的动力和阻力。
毛管数：油滴上的动力与阻力之比。
Δp/l—压力梯度，表示油滴受到的动力，Δp为施加在油滴上的压差，l为油滴长度
σ—油滴受到的阻力
1—P254）
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