检测项目

流体相对渗透率：

• 油相相对渗透率：初始值（Kr_oq）、终点值（参照SY/T5345）
• 水相相对渗透率：初始值（Kr_wi）、终点值（Kr_wr），端点梯度≥0.01

• 孔隙度：φ值（范围10-30%）
• 绝对渗透率：K_a（单位mD，精度±0.5mD）

• 初始饱和度：S_wi（残余油饱和度≤15%）
• 流体饱和度比：油水比（范围1:1至3:1）

• 高温渗透率：温度范围20-150℃（Kr变化率±5%）
• 压力效应：围压范围500-5000psi

• 稳态驱替：流速控制（0.1-10ml/min）
• 非稳态驱替：注入压力梯度（ΔP≥0.5MPa）

• 端点相对渗透率：Kr_orw（油水系统）
• 残余饱和度：S_or（≤20%，参照APIRP40）

• 气水相对渗透率：Kr_g/Kr_w比值（误差±0.02）
• 油水气三元系统：相渗透率交互作用

• 孔隙分布均匀性：变异系数≤0.3
• 渗透率各向异性：K_v/K_h比值（范围0.5-2.0）

• 粘度比：μ_o/μ_w（范围1-10）
• 界面张力：IFT值（单位mN/m，参照GB/T29171）

• 渗透率曲线拟合：R²≥0.98
• 饱和度测量误差：ΔS_w≤±2%

检测范围

1.砂岩储层岩心：孔隙度15-25%，检测重点为油水相对渗透率曲线稳态分析

2.碳酸盐岩样品：高孔隙度（20-35%），侧重气水相对渗透率非稳态测试

3.页岩岩心：超低渗透率（0.001-0.1mD），核心检测油相渗透率端点值

4.人造多孔介质：玻璃珠或陶瓷模型，重点校准流体饱和过程

5.致密气藏岩样：渗透率0.01-1mD，专注气水相对渗透率高温效应

6.油砂样品：高粘度油体系，检测油水渗透率比驱替效率

7.煤层岩心：甲烷-水系统，核心测量气相对渗透率梯度

8.火山岩储层：裂缝发育，侧重非均质性对渗透率影响

9.含水层介质：淡水-盐水系统，检测水相相对渗透率端点

10.复合材料模型：聚合物涂层岩心，重点评估界面张力效应

检测方法

国际标准：

• ISO15156-3:2015石油天然气工业材料选择用于酸性环境相对渗透率测定
• APIRP40推荐实践用于岩石相对渗透率稳态测试方法
• ASTMD4404-18多孔介质非稳态相对渗透率测定规程

• SY/T5345-2007岩石相对渗透率测定方法（稳态法）
• GB/T29171-2012岩心分析中相对渗透率测定非稳态法
• SY/T6338-2016致密储层相对渗透率测试方法

检测设备

1.岩心夹持器：CoreHold-500型（压力范围0-10000psi，温度范围-20-200℃）

2.渗透率测试系统：PermSys-1000（精度±0.5%，流速范围0.01-100ml/min）

3.高压泵：HPump-200（压力精度±0.1MPa，流量分辨率0.01ml/min）

4.饱和度测量仪：SatScan-300（误差±1%，分辨率0.1%）

5.恒温箱：TempCon-150（温度控制±0.5℃，范围-30-150℃）

6.压力传感器：PressSense-50（量程0-100MPa，精度±0.05%）

7.数据采集系统：DataLog-X（采样率10kHz，存储容量1TB）

8.流体注入单元：FluidInject-80（多相流体切换，死体积≤0.1ml）

9.孔隙度分析仪：PoroMeasure-40（测量范围5-40%，精度±0.2%）

10.围压加载装置：ConfinePress-6000（轴向压力10000psi，径向均匀性≥98%）

11.真空饱和系统：VacSat-100（真空度≤0.01Pa，饱和效率≥99%）

12.显微镜成像系统：MicroImage-5x（分辨率5μm，用于孔隙结构验证）

13.电子天平：BalancePro-0.001（精度0.001g，用于质量法饱和度测定）

14.流量计：FlowMeter-10（量程0.1-100ml/min，误差±0.1%）

15.温度控制器：TempReg-200（PID控制，稳定性±0.1℃）