Die relative Permeabilitätskurve beim Polymerfluten ist eine wichtige Grundlage für die Prognose von Entwicklungskennzahlen bei Polymerflut-Ölfeldern. Aufgrund des Mangels an experimentellen Daten zur relativen Permeabilität beim Polymerfluten im Offshore-Ölfeld L, was zu einer geringeren Genauigkeit der numerischen Simulation führt, wurde die instationäre Methode verwendet, um die relative Permeabilitätskurve zu bestimmen. Es wurden die Formmerkmale der relativen Permeabilitätskurven bei unterschiedlichen Kernpermeabilitäten und Polymerkonzentrationen verglichen und die Veränderungsregeln zusammengefasst. Die Versuchsergebnisse zeigen, dass mit zunehmender Kernpermeabilität die relative Permeabilität der Ölphase bei gleicher Wassersättigung abnimmt und die Restöl-Sättigung sinkt; mit steigender Polymerkonzentration nimmt die relative Permeabilität der Ölphase bei gleicher Wassersättigung zu und die Restöl-Sättigung sinkt; in der frühen Phase des Polymerflutens sinkt die Restöl-Sättigung schnell, während sich die Abnahmegeschwindigkeit in der mittleren und späten Phase deutlich verlangsamt. Die Forschungsergebnisse können als Leitfaden und Grundlage für die präzise numerische Simulation von Offshore-Polymer-Ölfeldern und die Entwicklung von Entwicklungsplänen dienen.

Polymerfluten; relative Permeabilität; Polymerkonzentration; Permeabilitätsbestimmung