储层岩石的相对渗透率
相对渗透率及相对渗透率曲线应用
(σ cosθ ) n Si K= φ∑ 2 2 i=1 (P )i C
2
引入校正系数λ 引入校正系数λ
dS K = 0.5(σ cosθ ) φλ∫ s=0 P2 C
2
s=1
作法如下： 作法如下： 测出毛管压力曲线（ 曲线）， ），作 测出毛管压力曲线（Pc ~ Sw 曲线），作 曲线， 成 1/ PC2 ~ Sw 曲线，并求出该曲线下包 面积，即可算出岩石的绝对渗透率。 面积，即可算出岩石的绝对渗透率。
2
对实际岩石,由达西公式得: 对实际岩石,由达西公式得: Q = KA∆P ×10 µL
则：
(σ cosθ )2 n VPi K= ∑(P )2 2AL i=1 C i
又设任一根毛管孔道体积V 与所有毛管孔道总体积V 又设任一根毛管孔道体积Vpi 与所有毛管孔道总体积Vp 的 比值为该毛管孔道在总的毛管系统中的饱和度, 比值为该毛管孔道在总的毛管系统中的饱和度,即: Si = Vpi / Vp ,Vp= Vpi / Si 所以: 所以: φ= Vp / AL = Vpi / ALSi , 则: Vpi = φ ALSi
设单根毛管体积为V, V 设单根毛管体积为V, 则 = πr
四.用毛管压力曲线计算相对渗透率曲线 基本理论: 基本理论: 4 πr ∆P 泊稷叶定律, 单根毛管内的流量为: 泊稷叶定律, 单根毛管内的流量为: q = 8µL
2
L,πr =V / L
2
从毛管力定义出发: 从毛管力定义出发: = 2σ cosθ , r2 = 4(σ cosθ ) P C r P2 C
第四节 储层岩石中的相对渗透率
• 一 相对渗透率和流度比
• 1、有效渗透率:当多相流体共存时，岩石对其中 有效渗透率:当多相流体共存时， 每一相流体的通过能力。 每一相流体的通过能力。 例：
关于储层渗透率几个概念
1.渗透率变异系数
单层内渗透率的标准差与渗透率平均值的比值。
用来表征油气储层的渗透率好坏的标量，较为经典的非均质性表征值。
2.渗透率级差
渗透率级差(K mn)是最大渗透率(K max)与最小渗透率(K min)的比值,表明渗透率的分布范围及差异程度：Kmn=Kmax/Kmin渗透率级差(K mn)大于l。
级差越大,表示储层孔隙空间的非均质性越强；越接近l,储层孔隙空间的均质性越好。
3.渗透率非均质系数
渗透率非均质系数(K k)是指单层平均渗透率(k)与单层最高渗透率(K max)的比值。
k k=k/K max
4．净毛比
一般而言，净毛比就是取净砂岩（有效厚度）与毛砂岩（砂岩厚度）的比值。
大庆油田长期以来都是采用有效厚度/砂岩厚度作为净毛比，近年来的油田开发实践证实：表外厚度（一类砂岩和二类砂岩）不仅具有可观的储量，而且能够形成产能，因此，净毛比的计算方法就必须进行变革，如果沿用传统的做法就必然丢失表外厚度这部分储量，油藏数值模拟结果也必然存在问题。
目前，有关净毛比求取方法有两种途径可选择使用：1、根据表外储层岩石物理属性和流体渗流特点，采用一定的系数（如1/3或1/4）折算成有效厚度，再用有效厚度/砂岩总厚度；2、采用砂地比（即砂岩总厚度/地层厚度）做为净毛比。
前者一般计算
的储量偏小一些，储量计算结果相对保守，而且人为的影响较大；后者一般计算的储量偏大一些，需要依据泥质百分含量模型和给出一定的孔隙度下限值辅助计算，以扣除泥质含量和无效孔隙的影响，这种方法比较客观，国外一般都采用这种计算方法。
第三节 储层岩石的渗透性
第三节储层岩石的渗透性（4学时）一、教学目的本章从实验的方法入手研究了孔隙介质中的流动规律以及岩石的渗透性。
二、教学重点、难点达西定律，气体滑脱效应，渗透率的测定以及渗透率的影响因素三、教法说明课堂讲授和课外习题四、教学内容一、达西定律及岩石的绝对渗透率二、气体滑脱效应三、渗透率的测定四、影响渗透率的因素五、储层岩性参数的平均值处理（一）、达西定律及岩石的绝对渗透率1.达西实验和达西方程1856年，法国水利工程师达西（Darcy）利用人工砂体研究了水的渗滤，达西的试验表明：人工砂体单位面积水流的体积变化率Q/A，与进口和出口两端面间的水头差h1-h2=△H成正比，而与砂体的长度L成反比：Lh h K A Q L h h A Q 2121-'=-∞ 这就是某种名的达西方程。
K '——与多孔介质有关的常数Z=0，基准面。
如果用压力P 来代替水头h 则有()()g P Z h gP Z h Z h g P Z h g P ρρρρ222111222111+=+=∴-=-=代入上式得：()()l gl P P A K gl P P A K Q L g P P L K Lg P P Z Z K A Q ρρρρ+-''=⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛+-⋅'=∴-+⋅'=-+-⋅'=21212121211K ''——表示某种介质（K '）对某特定流体（P ）的渗透能力，它的大小由介质和流体两者性质而定。
由于K ''同时涉及到流体和介质的影响，所以人们总是希望将流体和介质的影响区分开来，于是在1930年，努定（Nutting ）提出：()LM gl P P KA Q M KK ⋅+-==''ρ21 将此式代入上式并考虑到水平流动中无重力影响，所以得出了达西定律的最简单形式。
()LM P P KA Q ⋅-=21 在上式中，A 、L 是岩石的几何尺寸，M 为流体的性质，△P 为外部条件。
相对渗透率计算的影响因素
相对渗透率计算的影响因素作者：杨洪元来源：《中国科技博览》2015年第13期[摘要]相对渗透率是贯穿油气田开发全过程的重要参数，准确确定相对渗透率对于分析地下渗流规律、制定合理开发方案以及措施调整都有重要的意义。
本文从影响相对渗透率因素出发，详细分析了各种计算方法的理论依据和实现步骤。
在此基础上分析了各种方法的优点和不足，根据开发的不同阶段、掌握资料情况和应用的目的不同给出相应的推荐方法。
[关键词]相对渗透率；计算模型；中图分类号：TE311 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）13-0326-01一、相对渗透率的影响因素分析大量研究表明，岩心的相对渗透率不是饱和度的唯一函数，它强烈地受储层润湿性的影响，同时还与流体饱和顺序、岩石孔隙结构、流体性质、实验温度、压差以及流动状态等有关，即相对渗透率是一个多因素影响的复杂函数。
实验所测得的相对渗透率曲线，正是这些因素综合作用的结果。
1.1 储层性质的影响1.1.1 岩石润湿性的影响岩石表面润湿性有亲水、亲油之分。
亲水岩石中由于界面张力产生的毛管力能自发吸水排油.在亲油岩石中能自发吸油排水。
这样就造成润湿性不同岩石内油水分布不同，亲水岩石水分布在小孔隙或岩石表面或边角，亲油储层水呈水滴或在孔道中间。
从而造成了相对渗透率曲线的不同：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，共渗点向右移动。
1.1.2 岩石孔隙结构的影响流体饱和度分布和流动通道直接与岩石孔隙大小，几何形态及其组合特征有关，因此孔隙结构直接影响相渗曲线。
通常高渗透、高孔隙砂岩的两相共渗区范围大，束缚水饱和度低；低渗透、小孔隙砂岩则与此刚好相反。
1.1.3 岩石非均质（层理）的影响在各向异性砂岩试验中发现，平行层理流动的相对渗透率值高于垂直层理流动的相应值。
同时颗粒的大小形状、分布、方向性，以及孔隙分布，几何形态，岩石比面和后生作用等都会影响相对渗透率曲线。
碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系研究
碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系研究首先，孔隙度是指岩石储层中空隙的相对含量，是描述岩石储层质量的重要指标之一、碳酸盐岩的孔隙度通常较低，主要由于碳酸盐岩具有良好的溶解能力，形成了特殊的溶蚀空隙和颗粒溶解孔洞，这些空隙尺寸较小，分布较为均匀。
因此，碳酸盐岩储层的孔隙度与其岩石中的岩石组分、岩石组构、溶蚀作用等因素密切相关。
研究表明，碳酸盐岩储层的孔隙度与矿物组成和溶孔结构之间存在较强的关联性。
矿物组成中含有较多的溶解性矿物，如方解石、白云石等，其碳酸盐矿物晶体结构容易被酸侵蚀，形成溶蚀空隙，从而提高了储层孔隙度。
此外，岩石组构也会对孔隙度造成影响，碳酸盐岩储层中存在着不同类型的孔隙，如溶蚀孔隙、晶间孔隙、溶蚀裂缝等，这些孔隙大小和分布情况直接影响储层的孔隙度。
其次，渗透率是指岩石储层中液体或气体通过岩石孔隙的能力，是评价岩石透水性和可渗性的重要参数。
碳酸盐岩的渗透率通常较低，主要由于碳酸盐岩的颗粒间隙较小，连接不畅，导致流体在岩石内的运动受到阻碍。
碳酸盐岩的渗透率与岩石孔隙度、孔隙连通性、孔隙分布等因素密切相关。
孔隙度是决定渗透率的重要因素之一，孔隙度越大，岩石内的液体或气体流动越容易，渗透率越高。
此外，孔隙连通性也是影响渗透率的重要因素之一，孔隙连通性差，流体在岩石内的运动受到限制，渗透率较低。
另外，孔隙分布的均匀性也会对渗透率产生影响，孔隙分布越均匀，渗透率越高。
碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系的研究对于评价油气藏的储集性能和开发潜力具有重要意义。
研究发现，碳酸盐岩储层孔隙度与渗透率之间存在一定的正相关关系，即储层孔隙度越大，渗透率越高。
这是因为碳酸盐岩储层中的孔隙度增大，岩石中的孔隙连通性增强，流体的运动和渗透能力提高，从而使渗透率增大。
然而，碳酸盐岩储层中的孔隙度与渗透率之间并不是简单的线性关系，还受到各种因素的综合影响，如储层孔隙结构、酸溶作用、压实作用等。
因此，通过综合分析储层的物性参数，才能更准确地评价碳酸盐岩油气藏的储层质量和开发潜力。
碎屑岩储层渗透率特征与评价方法研究
碎屑岩储层渗透率特征与评价方法研究引言：碎屑岩是一种具有较高含油或含气潜力的沉积岩，其储层渗透率是评价储层有效性的关键指标之一。
本文将探讨碎屑岩储层的渗透率特征及几种常用的评价方法。
一、碎屑岩储层的渗透率特征碎屑岩储层中的颗粒间隙和裂缝是渗流通道，对碎屑岩储层的渗透率起决定性作用。
其特征主要包括孔隙类型、孔隙度、孔隙连通性和储层厚度等。
1. 孔隙类型碎屑岩储层的孔隙类型多样，包括粒间孔隙、角砾石孔隙、溶洞和微裂缝等。
其中，粒间孔隙是常见的孔隙类型，可以通过形态分析和电镜观察进行鉴定。
2. 孔隙度孔隙度是指储层中孔隙的占据空间的比例，是评价储层孔隙性质的重要参数。
碎屑岩储层的孔隙度一般较低，通常在5%至20%之间。
3. 孔隙连通性碎屑岩储层的孔隙连通性是指储层中孔隙之间的连接性，影响着储层中流体的运移能力。
连通性好的储层，渗透率相对较高。
4. 储层厚度储层厚度是指储层纵向上的储集能力，对碎屑岩储层的渗透率有一定影响。
一般来说，储层厚度越大，渗透率越高。
二、常用的碎屑岩储层渗透率评价方法针对碎屑岩储层的复杂特征，科学家们提出了多种评价方法。
下面将介绍几种常用的方法。
1. 计算方法通过实验室制备岩心样品，进行测渗实验，得到渗透率数据。
然后，计算该储层的有效渗透率，可采用Archie方程、Timur方程或自然对数法进行计算。
2. 数学统计方法数学统计方法通过对现场地质数据和采样数据进行处理，建立获得渗透率分布的模型。
常用的方法有高斯模型、多重线性回归模型和随机模拟模型等。
3. 揭示物理机制方法此类方法通过揭示储层形成过程中的物理机制，分析渗流通道的建立过程从而估算渗透率。
例如，通过岩相、岩石成分、沉积环境等因素来预测渗透率，如计算颗粒间孔隙的孔隙度与连通性。
4. 尺度效应方法尺度效应是指储层属性在不同尺度下的变化规律。
通过分析不同尺度下的渗透率变化，可以建立尺度效应模型，预测和评价储层的渗透率。
总结：碎屑岩储层渗透率特征的研究与评价对于勘探和开发具有重要的指导作用。
一、名词解释
一、名词解释1、相对渗透率：当两相或多相流体在地层中流动时，岩石允许某一相流体通过的能力，定义为该相流体的相渗透率，其相渗透率与绝对渗透率之比为相对渗透率。
有效渗透率与绝对渗透率的比值称相对渗透率。
、岩性、厚度等变化造成2、平面非均质：储层在平面上由于储层物性（孔隙度、渗透率等）的平面差异称为平面非均质。
3、自然递减率：下阶段采油量在扣除新井及各种增产措施增加的产量之后与上阶段采油量之差值，再与上阶段采油量之比称自然递减率。
4、注采对应率：注水井与采油井之间连通的厚度占射开总厚度的比例5、剩余油饱和度：在一定的开采方式和开采阶段，尚未被采出而剩余在油层中的油的饱和度。
、岩性、厚度等变化造成6、纵向非均质：储层在纵向上由于储层物性（孔隙度、渗透率等）的层间差异称为纵向非均质。
7、采油指数：单位采油压差下油井的日产油量。
8、综合递减率：下阶段采油量扣除新井产量后与上阶段采油量的差值，再与上阶段采油量之比称为综合递减率。
9、生产压差：静压（目前地层压力）与油井生产时测得的流压的差值叫生产压差，又称采油压差。
在一般情况下，生产压差越大，产量越高。
10、经济可采储量：是指在一定技术经济条件下，出现经营亏损前的累积产油量。
经济可采储量可以定义为油田的累计现金流达到最大、年现金流为零时的油田全部累积产油量；在数值上，应等于目前的累积产油量和剩余经济可采储量之和。
1、沉积相：是指在特定的沉积环境形成的特定的岩石组合。
例如河流相、湖相等。
沉积单元级别划分是相对的。
应从油田开发实际出发进行沉积相级别划分。
比如，河流相为大相，辫状河、曲流河、网状河为亚相，曲流河的点坝、天然堤、决口扇等为微相。
2、沉积微相：指在亚相带范围内具有独特岩石结构、构造、厚度、韵律性等剖面上沉积特征及一定的平面配置规律的最小单元。
3、开发层系：为一套砂、泥岩间互的含油气层组合，在沉积盆地内可以对比的层系。
4、有效孔隙度：岩样中那些互相连通的且在一定压力条件下，流体在其中能够流动的孔隙体积与岩石总体积的比值，以百分数表示。
油层物理各节重点
题型：名词解释简答题画图题计算题（平时成绩40%+考试成绩60%）第一章储层流体的高压物性第一节油气藏烃类的相态特性1、单、双、多组分体系的相态特征单组分体系：两点:临界点C,三相共存点T三线:饱和蒸汽压线,溶点线,升华线三区:气相区,液相区,固相区临界温度:高于该温度，无论施加多大压力，气体不可液化 .临界压力:高于此压力，无论温度多少，液体和气体不会同时存在.泡点压力:温度一定，开始从液相中分离出第一批气泡的压力.露点压力:温度一定，开始从气相凝析出第一批液滴的压力.泡点线: 是等温降压时体系出现第一批气泡的轨迹线。
露点线: 是等温升压时体系中出现的第一批液滴的轨迹线饱和蒸汽压线:单组分的饱和蒸汽压线为泡点线和露点线的共同轨迹.分析1----2 3-----4相态变化多组分体系：（1）双组分体系的相图不再是一条单调曲线，而是一开口的环形曲线.（2）双组分体系的临界点不再是两相共存的最高压力和温度点, 而是泡点线和露点线的对接点.（3）双组分体系的两相区介于两纯组分的饱和蒸汽压曲线之间, 且临界压力高于各组分的临界压力,但临界温度确界于两组分的临界温度之间.（4）两组分中哪个组分的含量占优势,露点线或泡点线就靠近哪一组分的饱和蒸汽压线。
（5）两组分的浓度越接近则两相区的面积越大，两组分的组成有一组分的含量占绝对优势，两相区就越窄长.（6）两组分系统中，组成系统的物质不同其临界点也不同，而且分子结构越相近的两组分，其临界点轨迹曲线越扁平。
如果两组的挥发性和分子量差别愈大时，临界点轨迹所包围的面积愈大，临界凝析压力也愈高.2、等温反凝析现象的解释当体系处于A点时体系为单一气相。
当压力降至B点时，由于压力下降，烃分子距离加大，因而分子引力下降，这时被气态轻烃分子吸引的(或分散到轻烃分子中的)液态重烃分子离析出来，因而产生了第一批液滴。
而当压力进一步下降到D点时，由于气态轻烃分子的距离进一步增大，分子引力进一步减弱，因而就把液态重烃分子全部离析出来，这时在体系中就凝析出最多的液态烃而形成凝析油。
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相渗透率和相对渗透率的概念一、达西实验和达西方程1856年，法国水利工程师达西（Darcy ）利用人工砂体研究了水的渗滤，达西的试验表明：人工砂体单位面积水流的体积变化率Q/A ，与进口和出口两端面间的水头差h 1-h 2=△H 成正比，而与砂本的长度L 成反比，即Lh h K A QLh h A Q 2121-'=-∞这就是某种名的达西方程。
K '——与多孔介质有关的常数 Z=0，基准面。
如果用压力P 来代替水头h 则有()()gP Z h g P Z h Z h g P Z h g P ρρρρ222111222111+=+=∴-=-=代入上式得：()()lgl P P A K gl P P A K Q L g P P L K L gP P Z Z K AQρρρρ+-''=⎪⎪⎭⎫⎝⎛+-⋅'=∴-+⋅'=-+-⋅'=21212121211K ''——表示某种介质（K '）对某特定流体（P ）的渗透能力，它的大小由介质和流体两者性质而定。
由于K ''同时涉及到流体和介质的影响，所以人们总是希望将流体和介质的影响区分开来，于是在1930年，努定（Nutting ）提出：()LM gl P P KA Q MKK ⋅+-==''ρ21将此式代入上式并考虑到水平流动中无重力影响，所以得出了达西定律的最简单形式。
()LM P P KA Q ⋅-=21在上式中，A 、L 是岩石的几何尺寸，M 为流体的性质，△P 为外部条件。
当这些条件（即A 、L 、M 、△P ）一定时，流体通过量的大小就决定于比例常数K ，这个K 我们就称它为岩石的绝对渗透率。
A ——岩石心的截面积，cm 2L ——岩石长度，cmM ——通过流体的粘度，CP △P ——岩心两端的压差，atmQ ——在△P 下，流体通过岩心的流量，cm 3/S K ——岩石的渗透率，达西值得注意的是：达西定律的假设前提：①流体与岩石之间不发生任何物理——化学反应②渗流介质中只存在一种流体，即岩石要100%的饱和某种流体 ③流动必须是在层流范围之内岩石的渗透率K 为岩石自身的性质，它主要取决于喉道的大小及其形势，而与所通过流体的性质无关。
二、相对渗透率的概念为描述多相流体在岩石中的渗流特征，必须引入相渗透率和相对渗透率。
相渗透率或称有效渗透率，是岩石-流体相互作用的动态特性参数，也是油藏开发计算中最重要的参数之一。
多相流体共存和流动时，岩石对某一相流体的通过能力大小，称为该相流体的相渗透率或者有效渗透率。
有效渗透率不仅与岩石本身的性质有关，还与各相流体的饱和度有关。
油、气、水各相的有效（相）渗透率分别记作Ko ，K g ，K w 。
2.1单相流体渗流——绝对渗透率绝对渗透率是岩心中100%被一种流体所饱和时测定的渗透率。
绝对渗透率只是岩石本身的一种属性，不随通过其中的流体的性质而变化。
例：设有一块砂岩岩心，长度 L=3cm ，截面积A=2 cm 2，其中只有粘度为M=1CP 的水通过，在压差△P=2atm 下通过岩石的流量Q=0.5cm 3/S ，根据上面所讲的达西定律得375.022315.0=⨯⨯⨯=∆⋅=P A QML K 达西如果上面这块岩心不是用盐水通过，而是用粘度M=3CP 的油通过，在同样压差△P=2atm的条件下它的流量Q=0.167cm 3/S ，同理375.02233167.0=⨯⨯⨯=∆⋅=P A QML K 达西很显然，岩石的绝对渗透率K 并不因为所通过流体的不同而有所改变，即岩石的渗透率是其自身性质的一种量度，通常为一常数，即岩石确定，K 值也就确定。
2.2多相流体渗流当岩石中有两种以上流体共流时，其中某一相流体的通过能力称为某相的相渗透率或某相的有效渗透率。
12221001110)(2,10,10---⨯-=⨯∆=⨯∆=P P A LP Q K PA LQ K P A L Q K g gW W W O O O μμμ达西定律是针对单相流动情况而建立的，当岩石中存在多相流动是，只要应用某相流动的参数，仍可采用达西公式计算该相的有效渗透率，这样多相流动中所产生的各种附加阻力都反映在该相流体的有效渗透率的数值上。
有效渗透率既和岩石自身的属性有关，又与流体饱和度及其在孔隙中的分布状况有关，而后者又和润湿以及饱和历史有关。
因此，相渗透率是岩石流体相互作用的动态特性。
多相渗流时，流体之间相互干扰，流动阻力增大，出现如毛管力、附着力和各种液阻现象引起的附加阻力，因此同一岩石的有效渗透率之和总是小于该岩石的绝对渗透率。
2.3相对渗透率相对渗透率是多相流体共存时，每一相流体的有效渗透率与一个基准渗透率的比值。
相对渗透率实际是将有效渗透率无因次化，从而可以对比各相流动能力相对于单相流动能力的比例。
作为分母的基准渗透率通常取三者之一：（1）空气绝对渗透率；（2）100%饱和地层水时的水相渗透率；（3）束缚水饱和度下的油相渗透率。
同一岩石的相对渗透率之和总是小于100%。
理论与实验表明，相对渗透率与流体饱和度有密切关系，相对渗透率和饱和度之间的关系曲线称为相对渗透率曲线（简称相渗曲线），通常是由实验测出。
相对渗透率曲线特征及影响因素一、相对渗透率曲线定义相对渗透率与饱和度之间的关系曲线，称为相对渗透率曲线。
二、相对渗透率曲线特征(1)典型的油水相对渗透率曲线为X型交叉曲线。
其纵坐标为两相各自的相对渗透率Kri(Kro，Krw )，横坐标为Sw 从0 →1 增加，So 从1→0 减小。
即:Sw : 0 20 40 60 80 100 (%)So : 100 80 60 40 20 0 (%)(2)Kri = Ki / K分母K: A、用气测的岩石绝对渗透率K∞。
B、用100% 饱和地层水的岩石渗透率。
C、用端点渗透率,即在残余油饱和度Sor 下,测得的水相渗透率Kw,记为Kw0 ; 在束缚水饱和度Swi下,测得的油相渗透率Ko,记为Ko0 。
在采用微乳液体驱油时，对于油.水.和微乳液这三相体系, 在同一饱和度下，可以对比各相流体的流动能力的强弱。
(3)两相相对渗透率曲线(该曲线分为三个区域)A区：称为单相(纯油) 流动区。
曲线特征为：Sw < Swi , 1-Swi < So < 1; Krw=0 , Kro 很高且接近1，稍有下降。
地下情况：水不流动，水占据孔隙边角处及颗粒表面，对油流动影响很小，Kro 下降很小。
油则处于大的易流动的流通网络中。
原因：若岩石亲水,则水以水膜的形式覆盖于岩石颗粒表面及滞留在极小孔隙中,没有足够大的压差是不能流动的,油占据主要的流通通道,因此Kro受水的影响很小。
B 区：称为油水同流区(共渗区)。
曲线特征为: Swi < Sw < 1- Sor ,随着Sw 的增大，Krw 增加和Kro下降。
地下情况：油水同时流动，相互作用，相互干扰，阻力效应最明显，Kro + Krw出现最低值。
(i)当Sw 较小时，水容易被油流冲断，失去连续性，容易产生液阻效应，使Kro急剧下降。
(ii)当Sw较大时，油容易被水流冲断，失去连续性，容易产生油滴或油珠，从而造成液阻效应，使Kro下降。
(iii)当Sw适中时，油水沿各自的一套渠道流动。
C区：称为纯水流动区。
曲线特征为：1-Sor < Sw < 1, Kro = 0, Krw ≠0但变化急剧。
地下情况：油失去连续性成为孤立油滴，分布于湿相水中，滞留于孔隙内。
原因：油滴在水流中会产生液阻效应，对水流造成很大的阻力。
当So从0 →15%时，使得Krw急剧下降，从100% → 60%。
总结：两相相对渗透率曲线都具有如下的一般特征：(A)任何一相流体要流动时,其饱和度必须大于一个最小饱和度。
即：Sw>Swi ,So > Sor, Sg > Sgr(B) 当非湿相饱和度未达到100% 时, 其Krnw 几乎可以达到1(100%); 而湿相饱和度必须达到100% 时, 其Krnw才能达到100% 。
(C)两相共渗时,尽管∑Si=1,但∑Kri<1而且出现∑Kri的最小值。
(4)、三相存在的相对渗透率A、用三角相图来描述O-G-W各相的Kro,Krg,Krw。
B、把三相简化为两相——湿相和非湿相，当Sg 较小时，把O+G ——烃类视为非湿相，水视为湿相；当Sw较小时，把水当成岩石颗粒固相，油视为湿相，气视为非湿相。
三、影响相对渗透率的因素(1) 岩石润湿性的影响岩石润湿性对相对渗透率影响的总的趋势是随着岩心由强亲水转化为强亲油,油的相对渗透率趋于降低。
根据不同润湿性，油水在岩石中的分布不同。
亲水岩石，水分布在细小孔隙.死孔隙或颗粒表面上,水的这种分布方式使得它对油的渗透率影响很小。
亲油岩石在相同的So下，水以水滴或连续水流的形式分布在孔道中阻碍着油的渗流，油本身以油膜附着于颗粒表面或在小孔隙中，使得Kro 降低。
测油藏岩石的相对渗透率曲线时，应该选用能代表油藏岩石润湿性的岩心。
(2)油水饱和顺序(饱和历史)的影响饱和顺序——是指测定相对渗透率的实验过程是采用驱替过程还是吸入过程。
实验1：将亲水岩心，先饱和水，用油驱替水，得到驱替相对渗透率曲线；实验2：将同一一块亲水岩心，先饱和油，用水驱替油，得到吸入相对渗透率曲线。
注意：对于湿相流体在驱替和吸入两过程中，其Krw 曲线重合，因为它只是湿相流体饱和度的函数；而非湿相流体的Krnw 曲线有较大的差异；吸入过程的相对渗透率总是小于驱替过程的相对渗透率的数值。
这种现象称为滞后现象。
由于饱和顺序对所测相对渗透率影响较大，因此，做实验时，应该根据油田上的实际开采情况即是驱替过程还是吸入过程来做，以便得到符合实际的Kri ~ Sw 曲线。
(3)岩石孔隙结构的影响K 高，r 大的地层，油水两相共渗区大，Swi 小；K 低，r 小的地层，油水两相共渗区小，Swi 大。
因为大孔道具有比小孔道更大的渗流通道，油水不能流动的小孔道很少。
(4)温度对相对渗透率的影响P 图 3- 94 ，A.温度升高, 束缚水饱和度增大。
两相Kri 曲线相交的交点向右移动。
原因：A.亲油岩石表面吸附的极性物质在高温下解附,使水吸附在岩石表面; B.岩石亲水性增强,接触角减小,含油孔道转化为含水孔道; C.温度升高,岩石膨胀,孔隙结构改变;D. 温度改变,油水粘度比改变。
从而使相对渗透率曲线改变。
(5)其它因素的影响 — µo ,π准数 π= σ /K ∆P总之：在分析和使用相对渗透率曲线时必须注意实验的测试条件是否与地层情况相一致。
应尽量在保持地层条件如岩石润湿性、流体、 温度、压力、及驱替过程的情况下进行测试,才能较真实地反应地下渗流规律。