CN104912551B - 一种油水相渗曲线和驱油效率的标定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种油水相渗曲线和驱油效率的标定方法，包括以下步骤：1)进行室内油水相渗实验，结合实验基础参数，获得不同采样时刻下含水率、累计产油量、累计产水量等实验数据，绘制标定前的油水相渗曲线；2)采用张型广适水驱曲线对累计产油量和累计产水量进行拟合，求解可采储量；3)将可采储量和实验基础参数代入残余油饱和度表达式中，求解残余油饱和度；4)根据残余油饱和度和直线形式的水相相渗曲线指数式表达式，求解残余油饱和度对应的水相相对渗透率；5)将求解出的残余油饱和度及其对应的水相相对渗透率替换标定前油水相渗曲线中的残余油饱和度及其对应的水相相对渗透率，获得标定后的油水相渗曲线；6)根据求解出的残余油饱和度标定驱油效率。
Description
技术领域
本发明涉及一种多孔介质渗流研究参数的标定方法，尤其涉及一种油水相渗曲线和驱油效率的标定方法。
背景技术
相对渗透率曲线(以下简称相渗曲线或相渗)是岩石、流体相互作用的动态特征参数，是油藏开发中最为重要的基础资料之一。油水相渗曲线端点值决定了油田水驱开发的驱油效率，而根据油藏工程理论，油田水驱开发的最终采收率等于驱油效率与波及系数的乘积，也就是说，油水相渗曲线形态决定了油田水驱开发的动态特征。因此，在油田开发指标预测中，油水相渗曲线的测定必不可少，相渗曲线准确与否，直接决定油藏开发效果预测的精度。
近年来，国内外许多水驱油田开发后期出现了标定采收率大于驱油效率的“反常”现象：如大庆油田主力层位采收率预测为60％，其相渗预测驱油效率仅58％(据《大庆油田油水相对渗透率统计规律及其应用》-王曙光等-石油学报)；渤海和南海一些生产历史较长的油田也出现了类似的情况。
油水相渗曲线端点值包括束缚水饱和度和残余油饱和度，其中，束缚水饱和度相对确定，因此，驱油效率的“反常”就代表着实验测定残余油饱和度的“反常”。残余油饱和度的物理意义为含水率100％时的岩心含油饱和度。相渗实验过程中，含水率在达到95％～98％之后增长开始缓慢，要达到含水100％会经历一个很长的过程，而这个过程中累计产油量还会逐渐增加。模拟数据显示，实验33小时后含水率为99.98％，此时仅采出模型中可动油量的83％。理论上，含水达到100％需要时间趋于无穷大，因此室内水驱油实验无法直接测得真正的残余油饱和度。
为了确定残余油饱和度，目前有三种方法：
1、国内石油行业标准中推荐采用截断法计算残余油饱和度。现行相渗实验行业标准规定，水驱油相渗实验截止条件为“含水率达到99.95％或注水30倍孔隙体积(简称驱替30PV)”，将此时岩心内的含油饱和度视同为残余油饱和度。这种方法条件简单，实验室易于掌握，但实验截止时岩心中仍剩余一部分可动油未被采出而被视为“残余油”，造成残余油饱和度偏大。数值模拟结果表明，实验原油粘度在10mPa·s左右时，残余油饱和度截断误差在2.74％(按照含水率99.95％计算)～4.51％(按照驱替30PV计算)；原油粘度在50mPa·s左右时残余油饱和度的截断误差在7.26％(按照含水率99.95％计算)～9.15％(按照驱替30PV计算)。可见，由于原油粘度越高在特高含水阶段采出程度越高，原油粘度大于50mPa·s时使用截断法计算残余油饱和度误差较大。
2、外推求解法。为了减小截断法产生的误差，国内外很多学者探索了在水驱油相渗实验的基础上外推求解残余油饱和度的方法。1978年，Jones等人提出了图解法计算相对渗透率的方法。该方法原理清晰，可以获得较为可靠的外推残余油饱和度，但由于方法复杂，实验人员难以掌握，目前一般仅作为验证其它方法是否合理的标准。另外一些学者对Jones的方法进行了简化，一般采用简单方程拟合曲线的方法，如恒冠仁提出了采用3次多项式拟合曲线；李克文采用指数函数拟合曲线；Tao、侯晓春采用3次多项式与指数式相结合的方法拟合曲线。但以上拟合方法，仅是采用近似的数学公式逼近求解，其物理意义不明确，外推结果可靠程度较低，因此推广程度较差。
3、新增实验法。由于以上两种方法的种种问题，一些国外石油公司选择增加其它实验以确定残余油饱和度。壳牌公司Shehadeh K.Masalmeh采用离心实验法求解残余油饱和度，并且将该值与非稳态相渗实验相结合确定“完整的”相渗曲线。他的研究表明，离心实验法所获得的残余油饱和度较传统的非稳态法低15％左右，与北海油田长期水驱后的现场认识一致。该方法原理明确，但需要在相渗实验后进行离心实验，需要对同一块岩心重新洗油、饱和，容易造成非胶结岩心的孔渗参数发生变化，同时增加了实验成本，延长了实验时间，要求高，费用大，时间长。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种简单易行的油水相渗曲线和驱油效率的标定方法，可以在不改变现有油水相渗实验过程的基础上，快速获得更加精确的水驱稠油实验油水相渗曲线和驱油效率结果，成本低，效率高。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种油水相渗曲线和驱油效率的标定方法，包括以下步骤：
1)按照非稳态法进行室内油水相渗物理模拟实验，结合油水相渗实验基础参数，获得不同采样时刻t下阶段产油量Qo、阶段产水量Qw、含水率fw、累计产油量Np、累计产水量Wp和累计产液量Lp的实验数据，并绘制标定前的油水相渗曲线；
2)采用张型广适水驱曲线对累计产油量Np和累计产水量Wp进行拟合，求解岩心中的可采储量NR；
3)将步骤2)得到的可采储量NR和油水相渗实验基础参数代入水驱油相渗实验残余油饱和度表达式中，求解水驱油相渗实验的残余油饱和度Sor；
4)根据步骤3)得到的残余油饱和度Sor，以及直线形式的水相相渗曲线的指数式表达式，求解残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率Krw(Sor)；
5)将步骤3)得到的残余油饱和度Sor和步骤4)得到的残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率Krw(Sor)，替换步骤1)得到的标定前的油水相渗曲线中的残余油饱和度Sor及其对应的水相相对渗透率Krw(Sor)，获得标定后的油水相渗曲线；
6)根据步骤3)得到的残余油饱和度Sor标定驱油效率Ed。
所述步骤1)中的油水相渗实验基础参数包括：原油粘度μo、实验用水粘度μw、岩心孔隙体积Vp、束缚水饱和度Swc和岩心中的饱和油量N。
所述步骤2)中采用的张型广适水驱曲线的表达式为：
式中，a、q均为待定系数；ΔNp为阶段累计产油量，等于两相邻采样时刻t下累计产油量Np之间的差值；ΔWp为阶段累计产水量，等于两相邻采样时刻t下累计产水量Wp之间的差值。
所述步骤3)中采用的水驱油相渗实验残余油饱和度的表达式为：
所述步骤4)中采用的直线形式的水相相渗曲线的指数式表达式为：
ln Krw＝ln Krw(Sor)+nw ln Swd
其中，
式中，Krw为水相相对渗透率；nw为水相指数；Swd为归一化含水饱和度；Sw为任意的含水饱和度。
所述步骤6)中计算驱油效率Ed的公式为：
所述步骤2)采用张型广适水驱曲线求解岩心中可采储量NR的方法如下：
①将各采样时刻t下的含水率fw、累计产油量Np和累计产水量Wp实验数据分别绘制成Wp～Np关系图和fw～Np关系图，并分别标示为“Wp-实际”和“fw-实际”；
②赋予待定系数q一个初始值；
③将各采样时刻t下的累计产油量Np和累计产水量Wp实验数据绘制成Np～Np 2/Wp q关系图；
④采用张型广适水驱曲线表达式的第一表达式对Np～Np 2/Wp q关系图进行拟合，求解待定系数a和可采储量NR；
⑤将步骤④得到的待定系数a和可采储量NR，以及各采样时刻t下的累计产油量Np实验数据代入张型广适水驱曲线表达式的第二表达式，计算各采样时刻t下的累计产水量Wp，以计算的各采样时刻t下累计产水量Wp为依据绘制Wp～Np关系曲线，并标示为“Wp-计算”；将各采样时刻t下的累计产水量Wp计算数据和各采样时刻t下的累计产油量Np实验数据代入张型广适水驱曲线表达式的第三表达式中，计算各采样时刻t下的含水率fw，以计算的各采样时刻t下含水率fw为依据绘制fw～Np关系曲线并标示为“fw-计算”；
⑥分别比较“Wp-计算”和“fw-计算”与“Wp-实际”和“fw-实际”的主要含水上升段的重合度，并判断“Wp-计算”的阶段末累产水量和“fw-计算”的阶段末含水率与实际值是否相等；
⑦如果步骤⑥中主要含水上升段的重合度低于95％，或“Wp-计算”的阶段末累产水量和“fw-计算”的阶段末含水率与实际值不相等，则改变待定系数q的取值，并重复实施步骤⑤、⑥，直至主要含水上升段重合度达到95％以上且“Wp-计算”的阶段末累产水量和“fw-计算”的阶段末含水率与实际值相等，从而确定一个可靠的待定系数q值；
⑧以步骤⑦确定的可靠的待定系数q值为依据，重新绘制Np～Np 2/Wp q关系图，并采用张型广适水驱曲线表达式的第一表达式对重新绘制的Np～Np 2/Wp q关系图进行拟合，求解新的待定系数a和新的可采储量NR，取新的待定系数a和新的可采储量NR值作为最终确定值。
所述步骤4)求解残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率Krw(Sor)的方法如下：
①根据步骤1)得到的室内油水相渗实验数据绘制水相相渗曲线；
②采用直线形式的水相相渗曲线的指数式表达式对水相相渗曲线进行拟合，得到直线形式的水相相渗曲线，则直线形式水相相渗曲线的截距即为指数形式的残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率ln Krw(Sor)，从而得到残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率Krw(Sor)。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明提出了一种油水相渗曲线和驱油效率的标定方法，通过对现有行业标准中的方法进行修正，在不改变实验过程及相渗其他参数处理方法的基础上，采用水驱曲线对残余油饱和度及其对应的水相相对渗透率进行合理标定，从而可以快速获得更加精确的油水相渗曲线和驱油效率的标定结果，方法原理清晰，定量化、可操作性强，便于使用，有效提高水驱稠油油藏方案预测的精度；2、本发明首次将水驱曲线应用于岩心尺度，实现了油藏工程方法和油层物理实验的有机结合，对解决其他类似问题具有较强的借鉴作用。
附图说明
图1是张型广适水驱曲线拟合过程示意图；
图2是累计水产量及含水量曲线拟合示意图；
图3是指数式水相相对渗透率表达式拟合结果示意图；
图4是本发明方法精度验证结果示意图；
图5是本发明方法应用于渤海某水驱稠油油田结果示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。
本发明提出了一种油水相渗曲线和驱油效率的标定方法，其包括以下步骤：
1)按照行业标准《SY/T 6315-2006，稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法》中的非稳态法进行室内油水相渗物理模拟实验，并结合油水相渗实验基础参数，获得不同采样时刻t下的阶段产油量Qo、阶段产水量Qw、含水率fw、累计产油量Np、累计产水量Wp和累计产液量Lp等实验数据；按照行业标准中规定的实验数据处理办法，绘制标定前的油水相渗曲线。
其中，上述油水相渗实验基础参数包括：原油粘度μo、实验用水粘度μw、岩心孔隙体积Vp、岩心中的饱和油量N和束缚水饱和度Swc。
2)采用张型广适水驱曲线对累计产油量Np、累计产水量Wp进行拟合，求解出岩心中的可采储量NR。
张型广适水驱曲线表达式为：
式中，a、q均为待定系数；ΔNp为阶段累计产油量，等于两相邻采样时刻t所测量得到的累计产油量Np之间的差值；ΔWp为阶段累计产水量，等于两相邻采样时刻t所测量得到的累计产水量Wp之间的差值。
采用张型广适水驱曲线求解岩心中可采储量NR具体步骤为：
①如图2所示，将步骤1)所得到的各采样时刻t下的含水率fw、累计产油量Np和累计产水量Wp实验数据分别绘制成Wp～Np关系图和fw～Np关系图，在图中上述实验数据以离散点的形式被绘制，并分别标示为“Wp-实际”和“fw-实际”。
②赋予待定系数q一个初始值(例如令q＝0.5)。
③如图1所示，将步骤1)所得到的各采样时刻t下的累计产油量Np和累计产水量Wp实验数据绘制成Np～Np 2/Wp q关系图，在图中上述数据以离散点的形式被绘制。
④采用公式(1)对Np～Np 2/Wp q关系图进行拟合，求解出待定系数a和可采储量NR。
⑤如图2所示，将步骤④得到的待定系数a和可采储量NR，以及各采样时刻t下的累计产油量Np实验数据代入公式(2)，算出各采样时刻t下的累计产水量Wp，然后以算出的各采样时刻t下累计产水量Wp为依据绘制Wp～Np关系曲线，并标示为“Wp-计算”；再将各采样时刻t下的累计产水量Wp计算数据和各采样时刻t下的累计产油量Np实验数据代入公式(3)中，算出各采样时刻t下的含水率fw，以算出的各采样时刻t下含水率fw为依据绘制fw～Np关系曲线，并标示为“fw-计算”。
⑥分别比较“Wp-计算”和“fw-计算”与“Wp-实际”和“fw-实际”的主要含水上升段的重合度，并判断“Wp-计算”的阶段末累产水量和“fw-计算”的阶段末含水率与实际值是否相等。
⑦如果步骤⑥中主要含水上升段的重合度低于95％，或“Wp-计算”的阶段末累产水量和“fw-计算”的阶段末含水率与实际值不相等，则改变待定系数q的取值，并重复实施步骤⑤、⑥，直至主要含水上升段重合度达到95％以上且“Wp-计算”的阶段末累产水量和“fw-计算”的阶段末含水率与实际值相等，从而确定一个可靠的待定系数q值。
⑧如图1所示，以步骤⑦所确定的可靠的待定系数q值为依据，重新绘制Np～Np 2/Wp q关系图，并采用公式(1)对重新绘制的Np～Np 2/Wp q关系图进行拟合，求解出新的待定系数a和新的可采储量NR，取此时的待定系数a和可采储量NR值作为最终确定值。
3)根据步骤2)确定的可采储量NR的最终取值，结合油水相渗实验基础参数，求解出水驱油相渗实验的残余油饱和度Sor。
根据残余油饱和度的定义，水驱油相渗实验的残余油饱和度可以表示为：
将步骤2)中确定的可采储量NR带入公式(4)中，束缚水饱和度Swc和岩心中的饱和油量N均为已知参数，从而计算得到水驱油相渗实验的残余油饱和度Sor。
4)根据步骤3)得到的残余油饱和度Sor，以及直线形式的水相相渗曲线的指数式表达式，求解出残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率Krw(Sor)。
水相相渗曲线的指数式表达式为：
对公式(5)两边取对数，可转化为直线形式的水相相渗曲线的指数式表达式：
ln Krw＝ln Krw(Sor)+nw ln Swd (6)
其中，
式中，Krw为水相对渗透率；nw为水相指数；Swd为归一化含水饱和度；Sw为任意的含水饱和度。
如图3所示，求解残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率Krw(Sor)的具体方法为：
①根据步骤1)得到的室内油水相渗实验数据绘制水相相渗曲线；
②采用直线形式的水相相渗曲线的指数式表达式对水相相渗曲线进行拟合，得到直线形式的水相相渗曲线，则该拟合曲线的截距即为指数形式的残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率ln Krw(Sor)(对应Sw＝1-Sor)。
5)将步骤3)中得到的残余油饱和度Sor和步骤4)中得到的残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率Krw(Sor)，替换步骤1)中得到的标定前的油水相渗曲线的残余油饱和度Sor及其对应的水相相对渗透率Krw(Sor)，获得标定后的油水相渗曲线。
6)根据步骤3)确定的残余油饱和度Sor标定驱油效率Ed。驱油效率Ed的标定表达式为：
本发明所根据的原理是采用张型广适水驱曲线对室内油水相渗实验数据进行拟合，求解出岩心中的可采储量NR，由可采储量NR求解出更精确的残余油饱和度Sor，采用水相相渗曲线指数式表达式求解出残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率Krw(Sor)，从而可以标定油水相渗曲线和驱油效率Ed。张型广适水驱曲线是基于油水两相渗流规律推导而来的近似理论公式，该曲线在中低含水阶段即可出现直线段，在高含水下不上翘，对含水100％下的可采储量NR预测精度较高，并且适用于各种含水上升类型。通过理论含水上升特征分析及大庆油田小井距注水试验验证，张型广适水驱在各类型水驱曲线中预测精度最高(误差1.81％)。
如图4所示，将本发明方法应用于Jones论文中的实验数据，实验用油粘度为9.41mPa.s，得到的结果表明，应用本发明方法计算得到的残余油饱和度Sor及其对应的水相相对渗透率Krw(Sor)与采用Jones图解法和李克文方法得到的结果相近，较采用截断法得到的精度有所提高。
如图5所示，将本发明方法应用于渤海某水驱稠油油田油水相渗实验数据的处理，与原方法相比，可将实验驱油效率Ed由校正前的54.5％～64.4％提高至校正后的67.6％～73.5％，提高了近10％，更符合该油田实际生产情况，提升了采收率预测水平。
上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、设置位置及其连接方式等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。
Claims (6)
1.一种油水相渗曲线和驱油效率的标定方法，包括以下步骤：
1)按照非稳态法进行室内油水相渗物理模拟实验，结合油水相渗实验基础参数，获得不同采样时刻t下阶段产油量Qo、阶段产水量Qw、含水率fw、累计产油量Np、累计产水量Wp和累计产液量Lp的实验数据，并绘制标定前的油水相渗曲线；
2)采用张型广适水驱曲线对累计产油量Np和累计产水量Wp进行拟合，求解岩心中的可采储量NR；
其中，采用的张型广适水驱曲线的表达式为：
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<mo>&times;</mo>
<mn>100</mn>
<mi>%</mi>
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式中，a、q均为待定系数；ΔNp为阶段累计产油量，等于两相邻采样时刻t下累计产油量Np之间的差值；ΔWp为阶段累计产水量，等于两相邻采样时刻t下累计产水量Wp之间的差值；
采用张型广适水驱曲线求解岩心中可采储量NR的方法如下：
①将各采样时刻t下的含水率fw、累计产油量Np和累计产水量Wp实验数据分别绘制成Wp～Np关系图和fw～Np关系图，并分别标示为“Wp-实际”和“fw-实际”；
②赋予待定系数q一个初始值；
③将各采样时刻t下的累计产油量Np和累计产水量Wp实验数据绘制成Np～Np 2/Wp q关系图；
④采用张型广适水驱曲线表达式的第一表达式对Np～Np 2/Wp q关系图进行拟合，求解待定系数a和可采储量NR；
⑤将步骤④得到的待定系数a和可采储量NR，以及各采样时刻t下的累计产油量Np实验数据代入张型广适水驱曲线表达式的第二表达式，计算各采样时刻t下的累计产水量Wp，以计算的各采样时刻t下累计产水量Wp为依据绘制Wp～Np关系曲线，并标示为“Wp-计算”；将各采样时刻t下的累计产水量Wp计算数据和各采样时刻t下的累计产油量Np实验数据代入张型广适水驱曲线表达式的第三表达式中，计算各采样时刻t下的含水率fw，以计算的各采样时刻t下含水率fw为依据绘制fw～Np关系曲线并标示为“fw-计算”；
⑥分别比较“Wp-计算”和“fw-计算”与“Wp-实际”和“fw-实际”的主要含水上升段的重合度，并判断“Wp-计算”的阶段末累产水量和“fw-计算”的阶段末含水率与实际值是否相等；
⑦如果步骤⑥中主要含水上升段的重合度低于95％，或“Wp-计算”的阶段末累产水量和“fw-计算”的阶段末含水率与实际值不相等，则改变待定系数q的取值，并重复实施步骤⑤、⑥，直至主要含水上升段重合度达到95％以上且“Wp-计算”的阶段末累产水量和“fw-计算”的阶段末含水率与实际值相等，从而确定一个可靠的待定系数q值；
⑧以步骤⑦确定的可靠的待定系数q值为依据，重新绘制Np～Np 2/Wp q关系图，并采用张型广适水驱曲线表达式的第一表达式对重新绘制的Np～Np 2/Wp q关系图进行拟合，求解新的待定系数a和新的可采储量NR，取新的待定系数a和新的可采储量NR值作为最终确定值；
3)将步骤2)得到的可采储量NR和油水相渗实验基础参数代入水驱油相渗实验残余油饱和度表达式中，求解水驱油相渗实验的残余油饱和度Sor；
4)根据步骤3)得到的残余油饱和度Sor，以及直线形式的水相相渗曲线的指数式表达式，求解残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率Krw(Sor)；
5)将步骤3)得到的残余油饱和度Sor和步骤4)得到的残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率Krw(Sor)，替换步骤1)得到的标定前的油水相渗曲线中的残余油饱和度Sor及其对应的水相相对渗透率Krw(Sor)，获得标定后的油水相渗曲线；
6)根据步骤3)得到的残余油饱和度Sor标定驱油效率Ed。
2.如权利要求1所述的一种油水相渗曲线和驱油效率的标定方法，其特征在于：所述步骤1)中的油水相渗实验基础参数包括：原油粘度μo、实验用水粘度μw、岩心孔隙体积Vp、束缚水饱和度Swc和岩心中的饱和油量N。
3.如权利要求1所述的一种油水相渗曲线和驱油效率的标定方法，其特征在于：所述步骤3)中采用的水驱油相渗实验残余油饱和度的表达式为：
<mrow>
<msub>
<mi>S</mi>
<mrow>
<mi>o</mi>
<mi>r</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>=</mo>
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<mi>N</mi>
<mi>R</mi>
</msub>
<mi>N</mi>
</mfrac>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>.</mo>
</mrow>
4.如权利要求1所述的一种油水相渗曲线和驱油效率的标定方法，其特征在于：所述步骤4)中采用的直线形式的水相相渗曲线的指数式表达式为：
lnKrw＝lnKrw(Sor)+nwlnSwd
其中，
<mrow>
<msub>
<mi>S</mi>
<mrow>
<mi>w</mi>
<mi>d</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>=</mo>
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<mi>o</mi>
<mi>r</mi>
</mrow>
</msub>
</mrow>
</mfrac>
</mrow>
式中，Krw为水相相对渗透率；nw为水相指数；Swd为归一化含水饱和度；Sw为任意的含水饱和度。
5.如权利要求1所述的一种油水相渗曲线和驱油效率的标定方法，其特征在于：所述步骤6)中计算驱油效率Ed的公式为：
<mrow>
<msub>
<mi>E</mi>
<mi>d</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<mn>1</mn>
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<mrow>
<mi>w</mi>
<mi>c</mi>
</mrow>
</msub>
</mrow>
</mfrac>
<mo>.</mo>
</mrow>
6.如权利要求4所述的一种油水相渗曲线和驱油效率的标定方法，其特征在于，所述步骤4)求解残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率Krw(Sor)的方法如下：
①根据步骤1)得到的室内油水相渗实验数据绘制水相相渗曲线；
②采用直线形式的水相相渗曲线的指数式表达式对水相相渗曲线进行拟合，得到直线形式的水相相渗曲线，则直线形式水相相渗曲线的截距即为指数形式的残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率lnKrw(Sor)，从而得到残余油饱和度Sor对应的水相相对渗透率Krw(Sor)。
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