CN108680481A - 相对渗透率曲线测试方法和装置 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种相对渗透率曲线测试方法和装置，该方法通过使用隔离装置对待测岩心进行包覆，可以达到密封的目的，因此，在测试待测岩心的油水相对渗透曲线时，不需要再使用岩心夹持器夹持待测岩心，而是可以直接将待测岩心放置在电子天平上进行油、水注入和质量测量。因此，可以避免出现因将待测岩心从岩心夹持器中取出放回，导致电子天平所测量的待测岩心的质量并非待测岩心实际的质量的情况以及测量过程中流体损失的情况，进而提高了待测岩心不同含水饱和度对应的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率的精度和测试待测岩心不同含水饱和度对应的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率的效率。
Description
技术领域
本发明涉及油田探测技术，尤其涉及一种相对渗透率曲线测试方法和装置。
背景技术
油水相对渗透率曲线是油水两相渗流特征的综合反应，也是油水两相渗流过程中必须遵循的基本规律。油田开发进入高含水期后，储层中的油水分布规律及赋存状况与中低含水期相比有很大不同，储层中剩余油由之前的连续转变成非连续。这种现象会使得相对渗透率曲线形态特征发生较大改变，进而影响储层中油水流动规律及产液规律。因此，在编制油田开发方案、分析和预测油藏驱替动态时，油水相对渗透率曲线是不可缺少的实验资料。
目前，主要通过下述方法测试油水相对渗透率曲线。具体地，将与储层中的岩层物性一致的人造岩心放在岩心夹持器中，以通过岩心夹持器来密封人造岩心。然后，通过岩心夹持器的流体流入管线将油(例如精制油)、水按设定的比例恒速注入人造岩心。每注入一种比例后，将人造岩心从岩心夹持器取出放到电子天平上测量人造岩心的质量。通过改变油水比例，以及，每种比例对应的人造岩心的质量，可得到人造岩心不同含水饱和度对应的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率。基于这些油相的相对渗透率、水相的相对渗透率，可以绘制人造岩心的油水相对渗透率曲线。透过该油水相对渗透率曲线，可以反映出储层中的岩层(与人造岩心物性一致)的油水流动规律及产液规律。
然而，在将人造岩心从岩心夹持器中取出时，存在于人造岩心内部的流体(油和/或水)会有一部分流出，导致电子天平所测量的人造岩心的质量并非人造岩心实际的质量，进而导致所得到人造岩心不同含水饱和度对应的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率的精度较低。
发明内容
本发明提供一种相对渗透率曲线测试方法和装置，用于解决现有技术中所测定的人造岩心不同含水饱和度对应的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率的精度较低的技术问题。
本发明第一方面提供一种相对渗透率曲线测试方法，该方法包括：
所述方法应用于待测岩心，所述待测岩心外部设置有隔离装置，所述隔离装置包括：第一隔离层、第二隔离层、第一端盖、第二端盖、第一过滤装置、第二过滤装置、第一导管、第二导管，所述第一端盖设置有与所述第一导管形状适配的第一通孔，所述第二端盖设置有与所述第二导管形状适配的第二通孔；
所述第一隔离层包覆所述待测岩心形成第一壳体，所述第一端盖通过所述第一过滤装置覆盖在所述第一壳体的第一端，所述第二端盖通过所述第二过滤装置覆盖在所述第一壳体的第二端，所述第二隔离层包覆覆盖有所述第一端盖和所述第二端盖的第一壳体，所述第一导管穿设在所述第一通孔中，用于向所述待测岩心注入流体，所述第二导管穿设在所述第二通孔中，用于排出所述待测岩心流出的流体；
所述方法包括：
获取所述待测岩心的束缚水饱和度；
获取所述待测岩心在束缚水饱和度下的油相有效渗透率；
获取所述待测岩心在每种油水比例注入下的测试数据；
根据所述待测岩心的参数信息、所述待测岩心在每种油水比例注入下的测试数据、所述待测岩心在束缚水饱和度下的油相有效渗透率，确定所述待测岩心在每种所述油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率、含水饱和度；
根据所述待测岩心的束缚水饱和度，以及，所述待测岩心在每种所述油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率、含水饱和度，绘制所述待测岩心的油水相对渗透率曲线。
在一种可能的实施方式中，所述待测岩心的长度大于或等于预设长度。
在一种可能的实施方式中，所述预设长度为30厘米。
在一种可能的实施方式中，所述测试数据包括：当前油水比例注入下的油相的稳定流量、当前油水比例注入下的油的粘度、所述待测岩心在当前油水比例注入下的两端的压差、当前油水比例注入下的水相的稳定流量、当前油水比例注入下的水的粘度、所述待测岩心在当前油水比例注入下的质量、当前油水比例注入下的油的密度、当前油水比例注入下的水的密度。
在一种可能的实施方式中，所述待测岩心的参数信息，包括：所述待测岩心的长度、所述待测岩心的截面积、所述待测岩心的孔隙体积。
本发明第二方面提供一种相对渗透率曲线测试装置，该装置包括：
所述装置应用于待测岩心，所述待测岩心外部设置有隔离装置，所述隔离装置包括：第一隔离层、第二隔离层、第一端盖、第二端盖、第一过滤装置、第二过滤装置、第一导管、第二导管，所述第一端盖设置有与所述第一导管形状适配的第一通孔，所述第二端盖设置有与所述第二导管形状适配的第二通孔；
所述第一隔离层包覆所述待测岩心形成第一壳体，所述第一端盖通过所述第一过滤装置覆盖在所述第一壳体的第一端，所述第二端盖通过所述第二过滤装置覆盖在所述第一壳体的第二端，所述第二隔离层包覆覆盖有所述第一端盖和所述第二端盖的第一壳体，所述第一导管穿设在所述第一通孔中，用于向所述待测岩心注入流体，所述第二导管穿设在所述第二通孔中，用于排出所述待测岩心流出的流体；
所述装置包括：
第一获取模块，用于获取所述待测岩心的束缚水饱和度；
第二获取模块，用于获取所述待测岩心在束缚水饱和度下的油相有效渗透率；
第三获取模块，用于获取所述待测岩心在每种油水比例注入下的测试数据；
计算模块，用于根据所述待测岩心的参数信息、所述待测岩心在每种油水比例注入下的测试数据、所述待测岩心在束缚水饱和度下的油相有效渗透率，确定所述待测岩心在每种所述油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率、含水饱和度；
绘制模块，根据所述待测岩心的束缚水饱和度，以及，所述待测岩心在每种所述油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率、含水饱和度，绘制所述待测岩心的油水相对渗透率曲线。
在一种可能的实施方式中，所述待测岩心的长度大于或等于预设长度。
在一种可能的实施方式中，所述预设长度为30厘米。
在一种可能的实施方式中，所述测试数据包括：当前油水比例注入下的油相的稳定流量、当前油水比例注入下的油的粘度、所述待测岩心在当前油水比例注入下的两端的压差、当前油水比例注入下的水相的稳定流量、当前油水比例注入下的水的粘度、所述待测岩心在当前油水比例注入下的质量、当前油水比例注入下的油的密度、当前油水比例注入下的水的密度。
在一种可能的实施方式中，所述待测岩心的参数信息，包括：所述待测岩心的长度、所述待测岩心的截面积、所述待测岩心的孔隙体积。
本发明第三方面提供一种相对渗透率曲线测试装置，该装置包括：至少一个处理器和存储器；
所述存储器存储计算机执行指令；所述至少一个处理器执行所述存储器存储的计算机执行指令，以执行第一方面任一项所述的方法。
本发明第四方面提供一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质中存储有程序指令，所述程序指令被处理器执行时实现第一方面任一项所述的方法。
本发明提供的相对渗透率曲线测试方法和装置，通过使用隔离装置对待测岩心进行包覆，可以达到密封的目的，因此，在测试待测岩心的油水相对渗透率曲线时，不需要再使用岩心夹持器夹持待测岩心，而是可以直接将待测岩心放置在电子天平上进行油、水注入和质量测量。因此，可以避免出现因将待测岩心从岩心夹持器中取出放回，导致电子天平所测量的待测岩心的质量并非待测岩心实际的质量的情况，进而提高了待测岩心不同含水饱和度对应的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率的精度。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明提供的一种隔离装置的结构示意图；
图2为本发明提供的待测岩心的测试装置的结构示意图；
图3为本发明提供的相对渗透率曲线测试方法的流程示意图；
图4为本发明提供的相对渗透率曲线测试装置的结构示意图；
图5为本发明提供的另一种相对渗透率曲线测试装置的结构示意图。
附图标记：
01：待测岩心； 02：第一隔离层；
03：第二隔离层； 04：第一端盖；
05：第二端盖； 06：第一过滤装置；
07：第二过滤装置； 08：第一导管；
09：第二导管； 10：第一通孔；
11：第二通孔； 12：平流泵；
13：平流泵； 14：活塞容器；
15：活塞容器； 16：六通阀；
17：压力传感器； 18：电子天平；
19：恒温箱； 20：油水分离器。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
目前，主要通过下述方法测试油水相对渗透率曲线。具体地，将与储层中的岩层物性一致的人造岩心放在岩心夹持器中，以通过岩心夹持器来密封人造岩心。然后通过岩心夹持器的流体流入管线将油(例如精制油)、水按设定的比例恒速注入人造岩心。每注入一种油水比例后，将人造岩心从岩心夹持器取出放到电子天平上测量人造岩心的质量。通过改变油水比例，以及，每种比例对应的人造岩心的质量，可得到人造岩心不同含水饱和度对应的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率。基于这些油相的相对渗透率、水相的相对渗透率，可以绘制人造岩心的油水相对渗透率曲线。透过该油水相对渗透率曲线，可以反映出储层中的岩层(与人造岩心物性一致)的油水流动规律及产液规律。
然而，在将人造岩心从岩心夹持器中取出时，存在于人造岩心内部的流体(油和/或水)会有一部分流出，导致电子天平所测量的人造岩心的质量并非人造岩心实际的质量，进而导致所得到人造岩心不同含水饱和度对应的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率的精度较低。
考虑到上述问题，本发明提供了一种相对渗透率曲线测试方法，该方法通过使用隔离装置对待测岩心进行包覆，可以达到密封的目的，因此，在测试待测岩心的油水相对渗透率曲线时，不需要再使用岩心夹持器夹持待测岩心，而是可以直接将待测岩心放置在电子天平上进行油、水注入和质量测量。因此，可以避免出现因将待测岩心从岩心夹持器中取出放回，导致电子天平所测量的待测岩心的质量并非待测岩心实际的质量的情况，进而提高了待测岩心不同含水饱和度对应的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率的精度。
可以理解，上述所说的待测岩心可以为与储层中的岩层物性一致的岩心，例如，人造岩心、或者、使用某一储层的岩层制作的岩心等。本发明对待测岩心形状不进行限定，例如，待测岩心可以为圆柱体、长方体等。当待测岩心为圆柱体时，待测岩心的直径例如可以为2.5厘米或3.8厘米，待测岩心的长度例如可以不小于待测岩心的直径的1.5倍。当待测岩心为长方体时，待测岩心的高度例如至少同时为待测岩心的长和宽的1.5倍。
下面通过具体的实施例对本发明的技术方案进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例不再赘述。
图1为本发明提供的一种隔离装置的结构示意图。如图1所示，待测岩心01外部设置的隔离装置包括：第一隔离层02、第二隔离层03、第一端盖04、第二端盖05、第一过滤装置06、第二过滤装置07、第一导管08、第二导管09，第一端盖设置有与第一导管形状适配的第一通孔10，第二端盖设置有与第二导管形状适配的第二通孔11。
第一隔离层02包覆待测岩心01形成第一壳体，第一端盖04通过第一过滤装置06覆盖在第一壳体的第一端，第二端盖05通过第二过滤装置07覆盖在第一壳体的第二端，第二隔离层03包覆覆盖有第一端盖04和第二端盖05的第一壳体，第一导管08穿设在所述第一通孔10中，用于向待测岩心01注入流体，第二导管09穿设在第二通孔11中，用于排出待测岩心01流出的流体。
第一隔离层02，例如可以由环氧树脂和固化剂按一定比例(例如环氧树脂：固化剂为50:1)混合而成，用于包裹待测岩心01，防止发生壁流现象。
第一过滤装置06和第二过滤装置07例如可以是纱网、不锈钢筛网，具体实现时根据对网孔目数要求选择合适的过滤装置，本发明对此不进行限定。第一过滤装置06和第二过滤装置07用于防止待测岩心01中的固状物体(待测岩心01中被流体冲刷出的颗粒)随流体(例如油和/或水)流出。
第一端盖04和第二端盖05例如可以为环氧树脂材质的端盖。
第一导管08穿设在第一通孔10中，第二导管09穿设在第二通孔11中。第一导管08和第二导管09的材质在本发明中不做限定，可根据具体实现时的要求选择，例如可选用钢管、塑料管。其中，第一导管08可以通过卡箍沟槽的方式固定在第一通孔10中，或者，第一导管08可以通过螺接的方式固定在第一通孔10中。例如，第一通孔10的内壁和第一导管08外壁设置有匹配的螺纹，因此，第一导管08可以通过螺接的方式固定在第一通孔10中。关于第二导管09如何固定在第二通孔11中可以参见第一导管08固定在第一通孔10中的描述，在此不再赘述。
第二隔离层03例如可以由环氧树脂和固化剂按一定比例(例如环氧树脂：固化剂为100:1)混合而成，用于包覆覆盖有第一端盖04和第二端盖05的第一壳体。
通过上述隔离装置可以对待测岩心01进行包覆，达到密封待测岩心01的目的。在对待测岩心01进行包覆后，可以使用如下测试装置获取绘制待测岩心01的油水相对渗透率曲线所需的数据。
图2为本发明提供的待测岩心的测试装置的结构示意图。如图2所示，该测试装置包括：平流泵12、平流泵13、活塞容器14、活塞容器15、六通阀16、压力传感器17、电子天平18、恒温箱19、油水分离器20。活塞容器14存储有油，活塞容器15存储有水。
平流泵12与活塞容器14的控制端连接，平流泵13与活塞容器15的控制端连接，活塞容器14的输出端与六通阀16的第一输入端连接，活塞容器15的输出端与六通阀16的第二输入端连接。压力传感器17设置在六通阀16的输出端。
恒温箱19两侧设置有隔离装置的第一导管08和第二导管09形状适配的通孔，电子天平18设置在恒温箱19内部，外部设置有隔离装置的待测岩心01放置在电子天平19上，隔离装置的第一导管08和第二导管09通过恒温箱19两侧的通孔延伸至恒温箱19外部，其中，第一导管08延伸至恒温箱19外部的一端与六通阀16的输出端连接，第二导管09延伸至恒温箱19外部的一端，用于将待测岩心01流出的流体排至油水分离器20中。
平流泵12，用于驱动活塞容器14中的油并控制油的流量。平流泵13，用于驱动活塞容器15中的水并控制水的流量。活塞容器14中驱动来出的油通过六通阀16进入隔离装置的第一导管08，以通过第一导管08流入待测岩心01中。活塞容器15中驱动出来的水通过六通阀16进入隔离装置的第一导管08，以通过第一导管08流入待测岩心01中。虽然上述图2示出的为六通阀，但是具体实现时也可以采用其他阀门来实现，例如三通阀、四通阀，具体可以根据所需连接的线路数量确定，本发明对此不进行限定。
压力传感器17，用于测量通过六通阀16的输出端流入待测岩心01的流体的压力。
电子天平18，用于测量待测岩心01的质量。具体实现时，在对待测岩心01设置隔离装置前，需要对待测岩心01进行烘干并测量待测岩心01的质量。在对待测岩心01设置隔离装置后，再次测量设置有隔离装置的待测岩心01的质量。将两个质量相减，即可得到设置在待测岩心01外部的隔离装置的质量。在后期使用电子天平18测量待测岩心01的质量的过程中，通过在电子天平18中设置隔离装置的质量，使得电子天平18通过测量设置有隔离装置的待测岩心01，仍然可以得到待测岩心01的质量。即，电子天平18可以将设置有隔离装置的待测岩心01的质量减去隔离装置的质量后得到的差值，作为待测岩心01的质量显示出来。
保温箱19用于保持待测岩心01的温度恒定。
油水分离器20用于将待测岩心01流出的流体进行油水分离，并分别读取油水体积。虽然上述图3示出的为油水分离器，但是具体实现时也可以采用其他带有体积体积刻度的容器来实现，例如量杯等，本发明对此不进行限定。
下面基于上述测试装置，对本发明提供的相对渗透率曲线测试方法进行说明。
图3为本发明提供的相对渗透率曲线测试方法的流程示意图。本发明所提供的方法的执行主体可以是具有处理功能的处理设备，例如：计算机、服务器等。如图3所示，该方法包括：
S101、获取待测岩心的束缚水饱和度。
具体地，测试人员可以先将外部设置有隔离装置的待测岩心01放在电子天平18上，测量外部设置有隔离装置的待测岩心01的质量。测试人员将外部设置有隔离装置的待测岩心01抽真空饱和“模拟地层水”，并将饱和模拟地层水后的外部设置有隔离装置的待测岩心01再次放在测试装置中的电子天平18上。
然后，测试人员可以通过测试装置，对饱和模拟地层水后的待测岩心01进行油驱替。具体实现时，测试人员可以通过平流泵12驱动活塞容器14向待测岩心01注入油，并通过平流泵12控制活塞容器14向待测岩心01注入油的流量，以对待测岩心01进行油驱水。在对待测岩心01进行油驱替出水时，活塞容器14中油的流量可以逐渐增加，直至待测岩心01不流出水。此时，测试人员可以关闭平流泵12，并通过油水分离器20读取待测岩心01流出的水的体积(即待测岩心01油驱替出水的体积)，并将待测岩心01油驱替出水的体积，以及，待测岩心01的孔隙体积输入至处理设备中。
处理设备在接收测试人员输入的待测岩心01的孔隙体积以及待测岩心01油驱替出水的体积后，可以通过公式(1)获取待测岩心01的束缚水饱和度。该公式(1)具体如下：
其中，Vp为待测岩心01的孔隙体积、Vw为待测岩心01油驱替出水的体积、Swc为待测岩心01的束缚水饱和度。上述Vp、Vw的单位相同，但是所使用的具体单位，本发明对上述体积的单位不进行限定。
S102、获取岩心在束缚水饱和度下的油相有效渗透率。
具体的，在获取到待测岩心的束缚水饱和度之后，测试人员可以通过测试装置，对建立了束缚水饱和度、以及、经过恢复润湿性的待测岩心进行油驱替。其中，关于上述如何恢复待测岩心的润湿性具体可以参见现有技术，在此不加赘述。
具体实现时，测试人员可以通过平流泵12驱动活塞容器14向待测岩心01注入的油，并通过平流泵12控制活塞容器14向待测岩心01注入的油的流量(例如通过设定平流泵12的流量参数，来使平流泵12控制活塞容器14的流量)。此时，活塞容器14向待测岩心01注入的油的流量保持不变。
在活塞容器14向待测岩心01注入的油达10倍待测岩心01孔隙体积后，测试人员可以通过读取平流泵12的流量参数，获取油相的流量(即活塞容器14向待测岩心01注入的油的流量)，通过读取压力传感器17的压力值，得到待测岩心01输入端的流体的压力(即流入待测岩心01的流体的压力)。然后，测试人员可以将上述油相的流量、油的粘度、待测岩心01输入端的流体的压力、待测岩心01的输出端的流体的压力(该压力值与大气压力值相同)、待测岩心01的长度以及待测岩心01的截面积输入至处理设备。
处理设备在接收到测试人员输入的油相的流量、油的粘度、待测岩心01输入端的流体的压力、待测岩心01的输出端的流体的压力(该压力值与大气压力值相同)、待测岩心01的长度以及待测岩心01的截面积后，可以通过公式(2)，获取待测岩心01在束缚水饱和度下的油相有效渗透率。该公式(2)具体如下：
其中，K(Swc)为待测岩心01在束缚水饱和度下的油相有效渗透率、Qo为油相的流量、μo为油的粘度、L为待测岩心01的长度、A为待测岩心01的截面积、ΔP为待测岩心01两端流体的压差，即，待测岩心01输入端的流体的压力(即流入待测岩心01的流体的压力)与待测岩心01的输出端的流体的压力(该压力值与大气压力值相同)的差值。
然后，测试人员可以继续对待测岩心01进行油驱替，并再次向处理设备输入当前进行油驱替时的油相的流量、油的粘度、待测岩心01输入端的流体的压力、待测岩心01的输出端的流体的压力(该压力值与大气压力值相同)、待测岩心01的长度以及待测岩心01的截面积。相应地，处理设备可以根据测试人员所输入的这些数据，再次获取待测岩心01的油相有效渗透率。
以此循环，当连续多次(例如3次)所测试的待测岩心01的油相有效渗透率之间的误差小于或等于预设误差阈值时，处理设备确定待测岩心01的油相有效渗透率可用。此时，处理设备可以将连续多次中的某一次所测试的待测岩心01的油相有效渗透率作为待测岩心01的油相有效渗透率，也可以将连续多次所测试的待测岩心01的油相有效渗透率的平均值作为待测岩心01的油相有效渗透率。
S103、获取待测岩心在每种油水比例注入下的测试数据。
具体的，在获取到待测岩心01在束缚水饱和度下的油相有效渗透率之后，测试人员可以通过测试装置，测试待测岩心01在每种油水比例注入下的测试数据。上述测试数据包括待测岩心01的质量、油相的流量(即活塞容器14向待测岩心01注入的油的流量)、水相的流量(即活塞容器15向待测岩心01注入的水的流量)、待测岩心01输入端的流体的压力(即流入待测岩心01的流体的压力)。
具体实现时，以其中一种油水比例为例，在待测岩心01输入端的流体的流速不变的情况下，测试人员可以按照该种油水比例，通过平流泵12驱动活塞容器14向待测岩心01注入的油，并通过平流泵12控制活塞容器14向待测岩心01注入的油的流量(例如通过设定平流泵12的流量参数，来使平流泵12控制活塞容器14的流量)。同时，测试人员可以按照该种油水比例，通过平流泵13驱动活塞容器15向待测岩心01注入的油，并通过平流泵13控制活塞容器15向待测岩心01注入的油的流量(例如通过设定平流泵13的流量参数，来使平流泵13控制活塞容器15的流量)。
当该种油水比例的流体至少注入3倍待测岩心01的孔隙体积，并且待测岩心01的输入端和输出端的流体的压差稳定时，说明待测岩心01内部的流体流动稳定。此时，测试人员可以通过读取平流泵12的流量参数，获取待测岩心01在该种油水比例注入下的油相的流量(即活塞容器14向待测岩心01注入的油的流量)。通过读取平流泵13的流量参数，获取待测岩心01在该种油水比例注入下的水相的流量(即活塞容器15向待测岩心01注入的水的流量)。通过读取压力传感器17的压力值，得到待测岩心01在该种油水比例注入下的输入端的流体的压力(即流入待测岩心01的流体的压力)。通过电子天平18得到待测岩心01在该种油水比例注入下的质量。
针对每种油、水比例，可以通过上述步骤得到待测岩心01在每种油水比例注入下的测试数据。其中，本发明不限定测试待测岩心01时所使用的多种油水比例的数量，以及，油、水的具体比例。例如，可以采用下述表1所示的油、水比例：
表1
测试人员在得到待测岩心01在每种油水比例注入下的测试数据之后，可以将这些测试数据输入至处理设备，以使处理设备可以获取到待测岩心01在每种油水比例注入下的测试数据。
S104、根据待测岩心的参数信息、待测岩心在每种油水比例注入下的测试数据、待测岩心在束缚水饱和度下的油相有效渗透率，确定待测岩心在每种油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率、含水饱和度。
上述参数信息例如可以包括待测岩心01的孔隙体积、待测岩心01的长度、待测岩心01的截面积。具体实现时，处理设备可以通过接收测试人员输入的参数信息，获取上述参数信息。
处理设备可以采用公式(3)，先计算待测岩心01在每种油水比例注入下的含水饱和度。公式(3)具体如下：
其中，mi表示待测岩心01在当前油水比例注入下的质量、Vp表示待测岩心01的孔隙体积、ρo表示油的密度、ρw表示水的密度、Sw表示待测岩心01在当前油水比例注入下含水饱和度。
处理设备可以根据待测岩心01的参数信息、待测岩心01在每种油水比例注入下的测试数据、待测岩心01在束缚水饱和度下的油相有效渗透率，采用公式(4)计算待测岩心01在每种油水比例注入下的油相的相对渗透率，采用公式(5)计算待测岩心01在每种油水比例注入下的水相的相对渗透率。公式(4)和公式(5)具体如下：
其中，Kro(Sw)为待测岩心01在当前油水比例注入下的油相的有效渗透率、Krw(Sw)待测岩心01在当前油水比例注入下的水相的有效渗透率、K(Swc)表示待测岩心01在束缚水饱和度下的油相的有效渗透率、Qo为待测岩心01在当前油水比例注入下的油相的流量、μo为待测岩心01在当前油水比例注入下的油的粘度、Qw为待测岩心01在当前油水比例注入下的水相的流量、μw为待测岩心01在当前油水比例注入下的水的粘度、为待测岩心01的长度、A为待测岩心01的截面积、ΔP为待测岩心01在当前油水比例注入下两端流体的压差。可以理解，每种油水比例下的μo可以相同，也可以不同。相应地，每种油水比例下的μw可以相同，也可以不同。
S105、根据待测岩心的束缚水饱和度，以及，待测岩心在每种油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率、含水饱和度，绘制待测岩心的油水相对渗透率曲线。
具体的，油水相对渗透率曲线坐标系的横坐标为含水饱和度，纵坐标为相对渗透率。其中，横坐标的起点为待测岩心01的束缚水饱和度。
在绘制待测岩心01的油水相对渗透率曲线时，将待测岩心01在每种油水比例注入下的含水饱和度作为该种油水比例注入下的横坐标点，待测岩心01在该种油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率作为该种油水比例注入下的纵坐标点。通过这些横坐标点和纵坐标点，在油水相对渗透率曲线坐标系中标记待测岩心01在每种油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率在油水相对渗透率曲线坐标系中的位置。最后，将所有油水比例注入下的油相的相对渗透率依次连接，得到待测岩心01的油相的相对渗透率曲线。将所有油水比例注入下的水相的相对渗透率依次连接，得到待测岩心01的水相的相对渗透率曲线。透过该油水相对渗透率曲线，可以反映出储层中的岩层(与待测岩心物性一致)的油水流动规律及产液规律，以使得油田开发人员可以通过该油水相对渗透率曲线，编制油田开发方案、分析和预测油藏驱替动态。
需要说明的是，在测试待测岩心的油水相对渗透率曲线时，流体在待测岩心内流动时会受毛管力作用，但流体从待测岩心的端面流出后就没有毛管力作用，即毛管失去了连续性。在进行不同油水比例注入待测岩心的测试过程中，由于水的流动能力比油的流动能力强，这种情况会导致油在距待测岩心出口端一段距离内滞留，造成这一区域内的含油饱和度偏高、含水饱和度偏低，进而导致待测岩心的含水饱和度偏低。
另外，当待测岩心处于高含水期时，流体流动阻力减弱，尤其是水的流动能力增强，若待测岩心长度较短，则待测岩心两端的压差变化不明显，导致所测量的待测岩心的油相的相对渗透率和水相的相对渗透率变化也不明显。
当待测岩心的长度大于或等于预设长度时，可以改善待测岩心的含水饱和度偏低的情况，以及，可以改善待测岩心两端的压差变化不明显的情况。因此，本发明通过选取长度大于或等于预设长度的待测岩心进行上述计算，可以提高处理设备所确定的待测岩心在每种油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率、含水饱和度的准确率，进而提高所绘制的待测岩心的油水相对相对渗透率曲线的精度。
可以理解，上述所说的预设长度具体可以根据测试需求设定，例如，该预设长度例如可以为30厘米、24厘米、35厘米等。
本发明提供的相对渗透率曲线测试方法，通过使用隔离装置对待测岩心进行包覆，可以达到密封的目的，因此，在测试待测岩心的油水相对渗透率曲线时，不需要再使用岩心夹持器夹持待测岩心，而是可以直接将待测岩心放置在电子天平上进行油、水注入和质量测量。因此，可以避免出现因将待测岩心从岩心夹持器中取出放回，导致电子天平所测量的待测岩心的质量并非待测岩心实际的质量的情况，进而提高了待测岩心不同含水饱和度对应的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率的精度。
本领域普通技术人员可以理解：实现上述方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成，前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，执行包括上述方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：ROM、RAM、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
图4为本发明提供的相对渗透率曲线测试装置的结构示意图。该相对渗透率曲线测试装置可以通过软件、硬件或者两者的结合实现处理设备的部分或者全部。该装置应用于待测岩心，待测岩心外部设置有隔离装置，隔离装置包括：第一隔离层、第二隔离层、第一端盖、第二端盖、第一过滤装置、第二过滤装置、第一导管、第二导管，第一端盖设置有与第一导管形状适配的第一通孔，第二端盖设置有与第二导管形状适配的第二通孔；
第一隔离层包覆待测岩心形成第一壳体，第一端盖通过第一过滤装置覆盖在第一壳体的第一端，第二端盖通过第二过滤装置覆盖在第一壳体的第二端，第二隔离层包覆覆盖有第一端盖和第二端盖的第一壳体，第一导管穿设在第一通孔中，用于向待测岩心注入流体，第二导管穿设在第二通孔中，用于排出待测岩心流出的流体。
如图4所示，该相对渗透率曲线测试装置可以包括：第一获取模块21、第二获取模块22、第三获取模块23、计算模块24以及绘制模块25。其中，
第一获取模块21，用于获取所述待测岩心的束缚水饱和度；
第二获取模块22，用于获取所述待测岩心在束缚水饱和度下的油相有效渗透率；
第三获取模块23，用于获取所述待测岩心在每种油水比例注入下的测试数据；
计算模块24，用于根据所述待测岩心的参数信息、所述待测岩心在每种油水比例注入下的测试数据、所述待测岩心在束缚水饱和度下的油相有效渗透率，确定所述待测岩心在每种所述油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率、含水饱和度；
绘制模块25，根据所述待测岩心的束缚水饱和度，以及，所述待测岩心在每种所述油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率、含水饱和度，绘制所述待测岩心的油水相对渗透率曲线。
可选的，所述待测岩心的长度大于或等于预设长度。
可选的，所述预设长度为30厘米。
可选的，所述测试数据包括：当前油水比例注入下的油相的稳定流量、当前油水比例注入下的油的粘度、所述待测岩心在当前油水比例注入下的两端的压差、当前油水比例注入下的水相的稳定流量、当前油水比例注入下的水的粘度、所述待测岩心在当前油水比例注入下的质量、当前油水比例注入下的油的密度、当前油水比例注入下的水的密度。
可选的，所述待测岩心的参数信息，包括：所述待测岩心的长度、所述待测岩心的截面积、所述待测岩心的孔隙体积。
本发明提供的相对渗透率曲线测试装置，可以执行上述方法实施例，其实现原理和技术效果类似，在此不再赘述。
图5为本发明提供的另一种相对渗透率曲线测试装置的结构示意图。如图5所示，该相对渗透率曲线测试装置可以包括：至少一个处理器26和存储器27。图5示出的是以一个处理器为例的相对渗透率曲线测试装置，其中，
存储器27，用于存放程序。具体地，程序可以包括程序代码，所述程序代码包括计算机操作指令。存储器27可能包含高速RAM存储器，也可能还包括非易失性存储器(non-volatile memory)，例如至少一个磁盘存储器。
处理器26用于执行所述存储器27存储的计算机执行指令，以实现上述实施例中的油水相对渗透率曲线测试方法，其实现原理和技术效果类似，在此不再赘述。
其中，处理器26可能是一个中央处理器(Central Processing Unit，简称为CPU)，或者是特定集成电路(Application Specific Integrated Circuit，简称为ASIC)，或者是被配置成实施本申请实施例的一个或多个集成电路。
可选的，在具体实现上，如果通信接口、存储器27和处理器26独立实现，则通信接口、存储器27和处理器26可以通过总线相互连接并完成相互间的通信。所述总线可以是工业标准体系结构(Industry Standard Architecture，简称为ISA)总线、外部设备互连(Peripheral Component，简称为PCI)总线或扩展工业标准体系结构(Extended IndustryStandard Architecture，简称为EISA)总线等。所述总线可以分为地址总线、数据总线、控制总线等，但并不表示仅有一根总线或一种类型的总线。
可选的，在具体实现上，如果通信接口、存储器27和处理器26集成在一块芯片上实现，则通信接口、存储器27和处理器26可以通过内部接口完成相同间的通信。
本发明还提供了一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质可以包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random AccessMemory)、磁盘或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。具体的，该计算机可读存储介质中存储有程序指令，程序指令用于上述实施例中的方法。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (10)
1.一种相对渗透率曲线测试方法，其特征在于，所述方法应用于待测岩心，所述待测岩心外部设置有隔离装置，所述隔离装置包括：第一隔离层、第二隔离层、第一端盖、第二端盖、第一过滤装置、第二过滤装置、第一导管、第二导管，所述第一端盖设置有与所述第一导管形状适配的第一通孔，所述第二端盖设置有与所述第二导管形状适配的第二通孔；
所述第一隔离层包覆所述待测岩心形成第一壳体，所述第一端盖通过所述第一过滤装置覆盖在所述第一壳体的第一端，所述第二端盖通过所述第二过滤装置覆盖在所述第一壳体的第二端，所述第二隔离层包覆覆盖有所述第一端盖和所述第二端盖的第一壳体，所述第一导管穿设在所述第一通孔中，用于向所述待测岩心注入流体，所述第二导管穿设在所述第二通孔中，用于排出所述待测岩心流出的流体；
所述方法包括：
获取所述待测岩心的束缚水饱和度；
获取所述待测岩心在束缚水饱和度下的油相有效渗透率；
获取所述待测岩心在每种油水比例注入下的测试数据；
根据所述待测岩心的参数信息、所述待测岩心在每种油水比例注入下的测试数据、所述待测岩心在束缚水饱和度下的油相有效渗透率，确定所述待测岩心在每种所述油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率、含水饱和度；
根据所述待测岩心的束缚水饱和度，以及，所述待测岩心在每种所述油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率、含水饱和度，绘制所述待测岩心的油水相对渗透率曲线。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述待测岩心的长度大于或等于预设长度。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述预设长度为30厘米。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述测试数据包括：
当前油水比例注入下的油相的稳定流量、当前油水比例注入下的油的粘度、所述待测岩心在当前油水比例注入下的两端的压差、当前油水比例注入下的水相的稳定流量、当前油水比例注入下的水的粘度、所述待测岩心在当前油水比例注入下的质量、当前油水比例注入下的油的密度、当前油水比例注入下的水的密度。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述待测岩心的参数信息，包括：
所述待测岩心的长度、所述待测岩心的截面积、所述待测岩心的孔隙体积。
6.一种相对渗透率曲线测试装置，其特征在于，所述装置应用于待测岩心，所述待测岩心外部设置有隔离装置，所述隔离装置包括：第一隔离层、第二隔离层、第一端盖、第二端盖、第一过滤装置、第二过滤装置、第一导管、第二导管，所述第一端盖设置有与所述第一导管形状适配的第一通孔，所述第二端盖设置有与所述第二导管形状适配的第二通孔；
所述第一隔离层包覆所述待测岩心形成第一壳体，所述第一端盖通过所述第一过滤装置覆盖在所述第一壳体的第一端，所述第二端盖通过所述第二过滤装置覆盖在所述第一壳体的第二端，所述第二隔离层包覆覆盖有所述第一端盖和所述第二端盖的第一壳体，所述第一导管穿设在所述第一通孔中，用于向所述待测岩心注入流体，所述第二导管穿设在所述第二通孔中，用于排出所述待测岩心流出的流体；
所述装置包括：
第一获取模块，用于获取所述待测岩心的束缚水饱和度；
第二获取模块，用于获取所述待测岩心在束缚水饱和度下的油相有效渗透率；
第三获取模块，用于获取所述待测岩心在每种油水比例注入下的测试数据；
计算模块，用于根据所述待测岩心的参数信息、所述待测岩心在每种油水比例注入下的测试数据、所述待测岩心在束缚水饱和度下的油相有效渗透率，确定所述待测岩心在每种所述油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率、含水饱和度；
绘制模块，根据所述待测岩心的束缚水饱和度，以及，所述待测岩心在每种所述油水比例注入下的油相的相对渗透率、水相的相对渗透率、含水饱和度，绘制所述待测岩心的油水相对渗透率曲线。
7.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述待测岩心的长度大于或等于预设长度。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述预设长度为30厘米。
9.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述测试数据包括：
当前油水比例注入下的油相的稳定流量、当前油水比例注入下的油的粘度、所述待测岩心在当前油水比例注入下的两端的压差、当前油水比例注入下的水相的稳定流量、当前油水比例注入下的水的粘度、所述待测岩心在当前油水比例注入下的质量、当前油水比例注入下的油的密度、当前油水比例注入下的水的密度。
10.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述待测岩心的参数信息，包括：
所述待测岩心的长度、所述待测岩心的截面积、所述待测岩心的孔隙体积。
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