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满宗通相对渗透率的影响因素及测量相对渗透率曲线应注意的一些问题岩石孔隙结构的影响由于流体饱和度的分布及流动渠道直接与岩石孔隙大小，几何形态及其组合特征有关，因而孔隙结构会直接影响相渗曲线。影响因素润湿性的影响从强亲油到强亲水，油相相对渗透率逐渐增大，水相相对渗透率逐渐减小，相对渗透率交点右移。亲水：水在小孔隙或岩石表面或边角；亲油：水呈水滴或在孔道中间流体形态的影响有表面活性剂存在时，油水相态有三种：油为分散相，油为分散介质，乳化状态。油水在孔隙介质中共同渗流，分散介质的渗流能力会大于分散相。流体粘度比的影响饱和历程的影响——滞后现象温度的影响驱替速度和界面张力的影响测量相对渗透率曲线的方法①稳态非②非稳态法稳态法测定相对渗透率曲线应注意的问题：1、饱和度测定要准确2、消除末端效应。末端效应是由于毛细管力突变引起的。出口段饱和度必须达到平衡饱和度才有润湿相流体流出。末端效应随流速加快而减小。1、基于黏度比对相对渗透率影响不大的假设，为了照顾毛细管作用和粘性指进的影响，以及黏度比太小得不到完整曲线的问题，所以测量时可以与油田实际黏度比不同，综合考虑，适当选择黏度比。2、岩样尽量选择均质，其孔隙结构，矿物组成要有代表性非稳态法测定相对渗透率曲线应注意的问题：减小末端效应的方法：宾夕凡尼亚法该方法是把岩芯放在两段与试验岩样类似的岩样之间，使毛细管连续而消除末端效应。这种装置也有利于两相流体在进入岩样前充分混合。其缺点是必须把岩样取下秤重测定饱和度。