CN106525690B - 致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了致密砂岩稳态法气水相渗曲线测定方法，包括以下步骤：岩心准备；模拟地层水；抽真空饱和模拟地层水；连接实验装置并加温至实验温度；放入岩心，加覆压、回压，测岩心质量、液相渗透率；建束缚水饱和度；控制气体流速并以较小流速注模拟地层水，待出口气流稳定后，增大液体流速进行下一点测量，直至驱替压力达最大设定值且出口气体流速降低至0.1mL/min，结束实验；根据改进的相渗公式，计算各测量点含水饱和度及相对渗透率。该方法模拟地层条件致密气藏生产过程两相渗流特征，考虑了温度对气水粘度影响，也考虑了覆压对岩心含水量的影响，束缚水饱和度及相对渗透率曲线更加准确可信，可为气藏生产评价提供高价值的数据。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气勘探开发技术中致密砂岩地层条件下稳态法气水相对渗透率曲线测定方法。
背景技术
气水相对渗透率是气田开发中的重要基础数据，目前气水相渗测试标准做法是依据标准SY/T5345-2007“岩石中两相流体相对渗透率测定方法”，在实验室温度条件下应用压缩空气或氮气和地层水(注入水)或标准盐水采用稳态法或非稳态法测得。
不同方法特征如下：非稳态法测量相对渗透率比稳态法快，但其数据计量、分析及解释比稳态法复杂，特别是对于非均质性较严重的岩心，非稳态法难以得到可靠的相对渗透率曲线；稳态法一般认为适合测定渗透率0.5mD以上的岩心，由于其相对渗透率计算基于达西方程，因此结果可信度高。因此，为了准确测定地层条件下致密砂岩气水相渗曲线及束缚水饱和度，吸收稳态法实验的优点建立了更加准确可信的致密砂岩气水相渗曲线测定方法。
专利申请号201310639669.0，公开了一种模拟地层温度压力条件下的非稳态法气水相对渗透率曲线测定装置及方法。该装置包括注入系统、恒温箱、岩心夹持器、围压泵、回压系统、三通阀等。该装置可有效模拟真实气藏地层的高温高压条件，并考虑了地层高温高压条件岩石及流体的影响，与传统非稳态法测量结果相比，可利用价值更高。但其采用全直径岩心测定气水相渗曲线，而常规岩心实验结果误差较大，不适用于常规岩心。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术的缺点，综合考虑温度对气水粘度影响，以及覆压对岩心含水量的影响，提供一种致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定方法。
为此，本发明提供了致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定方法，包括以下步骤：
步骤一：岩心准备
取钻井岩心进行加工、烘干，测量岩心的长度L、直径d、干重m；
步骤二：流体准备
配制模拟地层水并取纯度99.999％的高纯氮气，在实验温度K实验条件下分别测定模拟地层水粘度μw和氮气粘度μg；
步骤三：将岩心抽真空后饱和模拟地层水；
步骤四：连接致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定实验装置并调试，打开恒温箱加温至实验温度K实验并保持该温度稳定；
步骤五：将岩心装入实验装置的岩心夹持器，加覆压40～80MPa、回压0.5～1.5MPa，将模拟地层水以恒定流速注入岩心，待岩心入口端压力稳定后，测定饱和模拟地层水的岩心质量m0；
步骤六：利用氮气驱替饱和模拟地层水的岩心至束缚水状态，测定束缚水状态下的饱和度和气相有效渗透率
以高纯氮气驱替岩心，驱替过程中保持气体流速恒定，待入口端压力、出口端气体流速达到稳定状态后，记录岩心入口端压力p1、出口端压力p2及出口端气体流速qg，测定束缚水状态下岩心质量m1，并计算束缚水饱和度Swc及束缚水下的气相有效渗透率Kg(Swc)，
其中，m1是步骤六测得的束缚水状态下岩心质量，m是步骤一测得的干岩心质量，m0是步骤五测得的饱和模拟地层水的岩心质量，
其中，pa是大气压力值，qg是步骤六测得的出口端气体流速，μg是步骤二测得的氮气粘度，L是步骤一测得的岩心的长度，p1是步骤六测得的岩心入口端压力，p2是步骤六测得的岩心出口端压力，K实验是步骤二或者步骤二的实验温度，K0是室温，A是岩心截面积，
A＝1/4πd2
其中，d是步骤一测得的岩心直径；
步骤七：相对渗透率测定
①保持步骤六驱替过程中的气体流速不变，同时将模拟地层水以恒定流速注入岩心，此处的流速小于步骤五中的注入流速；
②待入口端压力、出口端气体流速稳定后，记录岩心入口端压力、出口端压力、出口端气体流速；
③测定含水岩心质量mi；
④保持气体流速不变，逐次增大模拟地层水注入岩心的流速并记录，根据公式一和公式二计算每一次不同的流速对应的含水饱和度Swi、气相有效渗透率Kg(i)和液相渗透率Kw(i)，计算过程中，含水岩心质量为步骤③测得，岩心入口端压力、出口端压力、出口端气体流速均为步骤②测得，然后根据以下公式计算气相相对渗透率Krg(i)和液相相对渗透率Krw(i)，
其中，Kg(i)为步骤④计算得到的气相有效渗透率，Kg(Swc)为步骤六计算得到的束缚水下的气相有效渗透率，
其中，Kw(i)为步骤④计算得到的液相有效渗透率，Kg(Swc)为步骤六计算得到的束缚水下的气相有效渗透率，步骤③和步骤④中的i表示第i次增大模拟地层水注入岩心的流速，i＝2、3……，
⑤重复步骤④，当岩心入口端压力达到6MPa，且出口端气体流速降低到0.1ml/min后，停止实验；
步骤八：绘制气水相对渗透率曲线
以含水饱和度作为横坐标，气-水相对渗透率作为纵坐标，构成气水相对渗透率坐标系，将步骤④测得的不同的含水饱和度Swi对应的气相相对渗透率Krg(i)在气水相对渗透率坐标系上表示，用平滑的曲线将所有的气相相对渗透率Krg(i)连线得到气相相对渗透率曲线，然后将步骤④测得的不同的含水饱和度Swi对应的液相相对渗透率Krw(i)在气水相对渗透率坐标系上表示，用平滑的曲线将所有的液相相对渗透率Krw(i)连线得到液相相对渗透率曲线，完成气水相对渗透率曲线的绘制。
步骤一中所述岩心加工标准为直径25mm，长度60～80mm之间；烘干条件为在104℃下，烘干6小时以上。
步骤二中所述的模拟地层水是摩尔浓度为8％的氯化钾溶液。
步骤二和步骤四中所述的实验温度K实验在100℃～120℃之间。
致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定实验装置包括夹持有岩心的岩心夹持器，岩心夹持器的入口端连接有两根管线，分别是气驱管线和注液管线，出口端连接着测量管线，岩心夹持器中部通过管线连接着覆压泵，该管线上安装有压力传感器一；
气驱管线上依次串接着加湿器、单向阀一、气体流速控制器一、高压减压阀和氮气瓶，氮气瓶安装在气驱管线的末端，加湿器设在靠近岩心夹持器入口端的位置，岩心夹持器入口端安装着压力传感器二；
注液管线上依次串接着单向阀二、中间容器、驱替单元和液体源，注液管线的末端伸入液体源内，液体源内装有模拟地层水，单向阀二设在靠近岩心夹持器入口端的位置；
测量管线上串接着回压阀，末端连接着干燥器的入口端，干燥器的出口端连接着气体流量计，气体流量计连接着气体流速控制器二，所述的干燥器放置在冷凝装置内；
所述的岩心夹持器、加湿器和中间容器均放置在恒温箱内。
所述的驱替单元包括泵缸体、压力传感器三和三通阀，三通阀的一个端口连接着泵缸体，另外一个端口连接至中间容器输入端，第三个端口连接至液体源。
所述的驱替单元有两组，两组驱替单元并联接入中间容器输入端。
本发明的有益效果：本发明提供的这种致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定方法，利用致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定实验装置测定地层条件下气藏生产过程中的气水相对渗透率曲线。测量结果表明一方面测量的束缚水饱和度比常规条件下的测量值要低，另一方面发现随着出水量的增加，即含水饱和度增加气相相对渗透率曲线急剧降低。这两方面的特征更加符合气藏生产过程中的实际情况，具有较高的参考价值。利用稳态法进行致密砂岩的气水相对渗透率曲线的测定，不仅考虑了温度对气水粘度影响，同时考虑了覆压对岩心含水量的影响，束缚水饱和度及相对渗透率曲线更加准确可信，可为气藏生产评价提供高价值的数据。
以下将结合附图对本发明做进一步详细说明。
附图说明
图1是致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定实验装置的示意图。
图2是测得的致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线。
附图标记说明：1、岩心夹持器；2、气驱管线；3、注液管线；4、测量管线；5、覆压泵；6、压力传感器一；7、加湿器；8、单向阀一；9、气体流速控制器；10、高压减压阀；11、氮气瓶；12、压力传感器二；13、单向阀二；14、中间容器；15、液体源；16、回压阀；17、干燥器；18、气体流量计；19、气体流速控制器二；20、冷凝装置；21、恒温箱；22、泵缸体；23、压力传感器三；24、三通阀。
具体实施方式
实施例1：
在考虑了温度对气水粘度影响，以及覆压对岩心含水量的影响下，为了使束缚水饱和度及相对渗透率曲线更加准确可信，为气藏生产评价提供高价值的数据，本实施例提供了一种致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一：岩心准备
取钻井岩心进行加工、烘干，测量岩心的长度L、直径d、干重m；
步骤二：流体准备
配制模拟地层水并取纯度99.999％的高纯氮气，在实验温度K实验条件下分别测定模拟地层水粘度μw和氮气粘度μg；
步骤三：将岩心抽真空后饱和模拟地层水；
步骤四：连接致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定实验装置并调试，打开恒温箱加温至实验温度K实验并保持该温度稳定；
步骤五：将岩心装入实验装置的岩心夹持器，加覆压40～80MPa、回压0.5～1.5MPa，将模拟地层水以恒定流速注入岩心，待岩心入口端压力稳定后，测定饱和模拟地层水的岩心质量m0；
步骤六：利用氮气驱替饱和模拟地层水的岩心至束缚水状态，测定束缚水状态下的饱和度和气相有效渗透率
以高纯氮气驱替岩心，驱替过程中保持气体流速恒定，待入口端压力、出口端气体流速达到稳定状态后，记录岩心入口端压力p1、出口端压力p2及出口端气体流速qg，测定束缚水状态下岩心质量m1，并计算束缚水饱和度Swc及束缚水下的气相有效渗透率Kg(Swc)，
其中，m1是步骤六测得的束缚水状态下岩心质量，m是步骤一测得的干岩心质量，m0是步骤五测得的饱和模拟地层水的岩心质量，
其中，pa是大气压力值，qg是步骤六测得的出口端气体流速，μg是步骤二测得的氮气粘度，L是步骤一测得的岩心的长度，p1是步骤六测得的岩心入口端压力，p2是步骤六测得的岩心出口端压力，K实验是步骤二或者步骤二的实验温度，K0是室温，A是岩心截面积，
A＝1/4πd2
其中，d是步骤一测得的岩心直径；
步骤七：相对渗透率测定
①保持步骤六驱替过程中的气体流速不变，同时将模拟地层水以恒定流速注入岩心，此处的流速小于步骤五中的注入流速；
②待入口端压力、出口端气体流速稳定后，记录岩心入口端压力、出口端压力、出口端气体流速；
③测定含水岩心质量mi；
④保持气体流速不变，逐次增大模拟地层水注入岩心的流速并记录，根据公式一和公式二计算每一次不同的流速对应的含水饱和度Swi、气相有效渗透率Kg(i)和液相渗透率Kw(i)，计算过程中，含水岩心质量为步骤③测得，岩心入口端压力、出口端压力、出口端气体流速均为步骤②测得，然后根据以下公式计算气相相对渗透率Krg(i)和液相相对渗透率Krw(i)，
其中，Kg(i)为步骤④计算得到的气相有效渗透率，Kg(Swc)为步骤六计算得到的束缚水下的气相有效渗透率，
其中，Kw(i)为步骤④计算得到的液相有效渗透率，Kg(Swc)为步骤六计算得到的束缚水下的气相有效渗透率，步骤③和步骤④中的i表示第i次增大模拟地层水注入岩心的流速，i＝2、3……，
⑤重复步骤④，当岩心入口端压力达到6MPa，且出口端气体流速降低到0.1ml/min后，停止实验；
步骤八：绘制气水相对渗透率曲线
以含水饱和度作为横坐标，气-水相对渗透率作为纵坐标，构成气水相对渗透率坐标系，将步骤④测得的不同的含水饱和度Swi对应的气相相对渗透率Krg(i)在气水相对渗透率坐标系上表示，用平滑的曲线将所有的气相相对渗透率Krg(i)连线得到气相相对渗透率曲线，然后将步骤④测得的不同的含水饱和度Swi对应的液相相对渗透率Krw(i)在气水相对渗透率坐标系上表示，用平滑的曲线将所有的液相相对渗透率Krw(i)连线得到液相相对渗透率曲线，完成气水相对渗透率曲线的绘制。
本实施例在模拟地层条件下(温度100℃～120℃，覆压压力40～80MPa，岩心进出口生产压差2.6MPa)，经过多次反复试验，得出了以上的气水相对渗透率曲线的测定方法，具体的的实施过程，如下：
(1)岩心加工及基本物性测定：取钻井岩心并对其进行处理，岩心加工标准：直径25mm，长度60～80mm之间；温度控制在104℃，烘干岩样6小时以上；称重干岩样质量83.068g；游标卡尺测量岩心长度为75.46mm，直径25.14mm；隙度为10.79％，岩心渗透率为0.2130×10-3μm2；
(2)流体准备：配置模拟地层水(8％Kcl溶液)，测定模拟地层水在实验温度120℃条件下的粘度为0.2476mPa·s；实验温度120℃条件下的氮气粘度为0.0219mPa·s；
(3)将岩心抽真空后饱和模拟地层水；
(4)连接实验装置并调试，加温至120℃稳定；
(5)测定实验条件下岩心质量和液相渗透率。
①将饱和模拟地层水的岩心放入岩心夹持器，加覆压50MPa，保持实验温度150℃及50MPa围压四个小时以上；
②出口端回压设置为1MPa，模拟地层水以0.02ml/min注入岩心，待入口端压力稳定后，记录入口端压力3.203MPa；
③测定含水岩心质量85.548g；
(6)建立束缚水饱和度
①以4mL/min的气体流速驱替岩心，实时记录并观察两端压力变化及出口端气体流速，待入口端压力及出口端流量计计量的气体流速稳定后，记录入口端压力2.610MPa以及出口端气体流速4.02mL/min；
②测定含水岩心质量83.919g；
③参考公式一和公式二，计算束缚水饱和度及束缚水下的气相有效渗透率，并以此作为气水相对渗透率的基础值；
(7)相对渗透率测定
①入口端气体流速仍保持4mL/min，同时以0.0005ml/min的液体流速注入岩心；
②待入口端压力及出口端气体流速稳定后，记录气体流速3.99mL/min、液体流速0.0005ml/min，入口端压力2.892MPa；
③测定岩心质量84.097g；
④保持气体流速不变，逐次增大模拟地层水流速，测定下一测量点的含水饱和度及相对渗透率，此处的测量点是指第2、3……次增大模拟地层水流速，如步骤六是第1测量点，模拟地层水流速为0，步骤①时第二测量点，模拟地层水流速为0.0005ml/min，依次类推，表1即是根据此记录的表格；
⑤重复步骤④，当驱替压力(岩心入口端压力)达到最大6MPa，且出口端气体流速降低到0.1ml/min后，停止实验；
(8)根据表1记录的不同测量点的岩心质量、气体流速、液体流速以及入口端压力，计算得到表2所示的不同测量点的含水饱和度、有效渗透率及气水相对渗透率，并绘制图2所示的气水相对渗透率曲线。
m——干岩心质量，单位为克(g)；
m0——实验条件下饱和模拟地层水的岩心质量，单位为克(g)；
m1——束缚水状态下岩心质量，单位克(g)；
Swc——岩心束缚水饱和度(％)；
qg——氮气流量值，单位为毫升每秒(mL/s)；
qw——模拟地层水流量值，单位为毫升每秒(mL/s)；
μg——在测定温度下气的粘度，单位为毫帕秒(mPa·s)；
L——岩样长度的数值，单位厘米(cm)；
A——岩样截面积的数值，A＝1/4πd2，单位为平方厘米(cm2)；
p1——岩样进口压力的数值，单位为兆帕(MPa)；
p2——岩样出口压力的数值，单位为兆帕(MPa)；
pa——大气压力的数值，单位为兆帕(MPa)；
Kg(Swc)——束缚水状态下气相有效渗透率，单位为毫达西(mD)；
K实验——模拟地层温度，即实验温度，单位为K；
K0——室温，单位为K；
mi——第i测量点的岩心质量，单位克(g)；
Swi——岩样含水饱和度的数值，用百分数表示；
Kg(i)——第i测量点的气相有效渗透率，用毫达西表示；
Kw(i)——第i测量点的液相有效渗透率，用毫达西表示；
Krg(i)——第i测量点的气相相对渗透率，用小数表示；
Krw(i)——第i测量点的液相相对渗透率，用小数表示；
μw——实验条件下模拟地层水粘度，单位为毫帕秒(mPa·s)。
表1实验记录数据
表2实验计算数据
本实施例不同于常规的测曲线方法，常规的测气水相对渗透率曲线试先对岩心进行气驱，然后建立束缚水状态，而本实施例则是先建立束缚水状态，然后再气驱和注入模拟地层水，此种方法测得的曲线数据更加准确。致密砂岩稳态法气水相渗实验装置及方法可用于测定低渗致密岩心的气水相对渗透率曲线，不仅考虑了实际气藏的温度、覆压等条件，同时束缚水饱和度的测定及计算更加准确，为气藏评价及开发提供准确、高价值的气水相对渗透率曲线。
低渗致密储层在内的非常规油气资源是我国未来勘探开发的重点方向，而气水相渗是评价和研究气藏生产开发不可或缺的基础资料，准确测定气水相渗曲线十分重要，因此本发明将具有良好的应用前景。
实施例2：
在实施例1的基础上，需要说明的是，步骤一中所述岩心加工标准为直径25mm，长度60～80mm之间；烘干条件为在104℃下，烘干6小时以上。步骤二中所述的模拟地层水是摩尔浓度为8％的氯化钾溶液。步骤二和步骤四中所述的实验温度K实验在100℃～120℃之间。以上均是模拟的地层条件，在模拟地层水条件下，更加符合气藏生产过程中的实际情况，利用本实施例提供的致密砂岩稳态法气水相渗实验装置及方法，不仅考虑了实际气藏的温度、覆压等条件，同时束缚水饱和度的测定及计算更加准确，为气藏评价及开发提供准确、高价值的气水相对渗透率曲线。
实施例3：
在实施例1的基础上，致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定实验装置包括夹持有岩心的岩心夹持器1，岩心夹持器1的入口端连接有两根管线，分别是气驱管线2和注液管线3，出口端连接着测量管线4，岩心夹持器1中部通过管线连接着覆压泵5，该管线上安装有压力传感器一6；气驱管线2上依次串接着加湿器7、单向阀一8、气体流速控制器一9、高压减压阀10和氮气瓶11，氮气瓶11安装在气驱管线2的末端，加湿器7设在靠近岩心夹持器1入口端的位置，岩心夹持器1入口端安装着压力传感器二12；注液管线3上依次串接着单向阀二13、中间容器14、驱替单元和液体源15，注液管线3的末端伸入液体源15内，液体源15内装有模拟地层水，单向阀二13设在靠近岩心夹持器1入口端的位置；测量管线4上串接着回压阀16，末端连接着干燥器17的入口端，干燥器17的出口端连接着气体流量计18，气体流量计18连接着气体流速控制器二19，所述的干燥器17放置在冷凝装置20内；所述的岩心夹持器1、加湿器7和中间容器14均放置在恒温箱21内。
如图1所示，致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定实验装置的工作过程是：
氮气瓶11内的氮气经过高压减压阀10减压后通过单向阀一8进入加湿器7内，气体流速控制器一9用于记录和控制经过气驱管线2的氮气的流量和流速，加湿器7对氮气进行加湿，目的是为了避免干氮气对实验精准度带来的影响，氮气经过加湿后进入岩心夹持器1内岩心，岩心夹持器1入口的压力传感器二12是为了监测并记录入口端的氮气气压，氮气经过气驱管线2输入岩心夹持器1后，再开启驱替单元，液体源15内的模拟地层水经过驱替单元泵入中间容器14内，然后再由中间容器14、单向阀二13进入岩心夹持器1内，需要说明的是，岩心的覆压是由覆压泵5施加的，由压力传感器一6记录覆压泵5施加给岩心的压力，氮气经过驱替岩心后，残余气体由岩心夹持器1出口端的测量管线4输出进入干燥器17，岩心夹持器1出口端的回压阀16设置为1MPa，冷凝装置20可对干燥器17的气体进行冷凝，干燥器17的出口端连接着气体流量计18，气体流量计18连接着气体流速控制器二19，气体流量计18用于计量岩心夹持器1出口端的气体流量，气体流速控制器二19用于监测控制气体流量计18。
需要说明的是，以上实验设备以及计量器均选用的是市场上可直接购得的现有结构。
实施例4：
在实施例3的基础上，所述的驱替单元包括泵缸体22、压力传感器三23和三通阀24，三通阀24的一个端口连接着泵缸体22，另外一个端口连接至中间容器14输入端，第三个端口连接至液体源15，具体的连接关系如图1所示。
实施例5：
在实施例4的基础上，如图1所示，所述的驱替单元有两组，两组驱替单元并联接入中间容器14输入端。驱替单元之所以设置为两组，是因为整个试验耗时较长，当其中一组不能使用时，为了不影响试验进度，保证试验的正常进行，可使用另外一组驱替单元，确保实验持续进行。
本发明的效果是：可利用稳态法进行致密砂岩的气水相对渗透率曲线的测定，不仅考虑了温度对气水粘度影响，同时考虑了覆压对岩心含水量的影响，束缚水饱和度及相对渗透率曲线更加准确可信，可为气藏生产评价提供高价值的数据。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。本实施例没有详细叙述的部件和结构属本行业的公知部件和常用结构或常用手段，这里不一一叙述。
Claims (1)
1.致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一：岩心准备
取钻井岩心进行加工、烘干，测量岩心的长度L、直径d、干重m；
步骤二：流体准备
配制模拟地层水并取纯度99.999％的高纯氮气，在实验温度K实验条件下分别测定模拟地层水粘度μw和氮气粘度μg；
步骤三：将岩心抽真空后饱和模拟地层水；
步骤四：连接致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定实验装置并调试，打开恒温箱加温至实验温度K实验并保持该温度稳定；
步骤五：将岩心装入实验装置的岩心夹持器，加覆压40～80MPa、回压0.5～1.5MPa，将模拟地层水以恒定流速注入岩心，待岩心入口端压力稳定后，测定饱和模拟地层水的岩心质量m0；
步骤六：利用氮气驱替饱和模拟地层水的岩心至束缚水状态，测定束缚水状态下的饱和度和气相有效渗透率
以高纯氮气驱替岩心，驱替过程中保持气体流速恒定，待入口端压力、出口端气体流速达到稳定状态后，记录岩心入口端压力p1、出口端压力p2及出口端气体流速qg，测定束缚水状态下岩心质量m1，并计算束缚水饱和度Swc及束缚水下的气相有效渗透率Kg(Swc)，
其中，m1是步骤六测得的束缚水状态下岩心质量，m是步骤一测得的干岩心质量，m0是步骤五测得的饱和模拟地层水的岩心质量，
其中，pa是大气压力值，qg是步骤六测得的出口端气体流速，μg是步骤二测得的氮气粘度，L是步骤一测得的岩心的长度，p1是步骤六测得的岩心入口端压力，p2是步骤六测得的岩心出口端压力，K实验是步骤二或者步骤四的实验温度，K0是室温，A是岩心截面积，A＝1/4πd2
其中，d是步骤一测得的岩心直径；
步骤七：相对渗透率测定
①保持步骤六驱替过程中的气体流速不变，同时将模拟地层水以恒定流速注入岩心，此处的流速小于步骤五中的注入流速；
②待入口端压力、出口端气体流速稳定后，记录岩心入口端压力、出口端压力、出口端气体流速；
③测定含水岩心质量mi；
④保持气体流速不变，逐次增大模拟地层水注入岩心的流速并记录，根据公式一和公式二计算每一次不同的流速对应的含水饱和度Swi、气相有效渗透率Kg(i)和液相渗透率Kw(i)，计算过程中，含水岩心质量为步骤③测得，岩心入口端压力、出口端压力、出口端气体流速均为步骤②测得，然后根据以下公式计算气相相对渗透率Krg(i)和液相相对渗透率Krw(i)，
其中，Kg(i)为步骤④计算得到的气相有效渗透率，Kg(Swc)为步骤六计算得到的束缚水下的气相有效渗透率，
其中，Kw(i)为步骤④计算得到的液相有效渗透率，Kg(Swc)为步骤六计算得到的束缚水下的气相有效渗透率，步骤③和步骤④中的i表示第i次增大模拟地层水注入岩心的流速，i＝2、3……，
⑤重复步骤④，当岩心入口端压力达到6MPa，且出口端气体流速降低到0.1ml/min后，停止实验；
步骤八：绘制气水相对渗透率曲线
以含水饱和度作为横坐标，气-水相对渗透率作为纵坐标，构成气水相对渗透率坐标系，将步骤④测得的不同的含水饱和度Swi对应的气相相对渗透率Krg(i)在气水相对渗透率坐标系上表示，用平滑的曲线将所有的气相相对渗透率Krg(i)连线得到气相相对渗透率曲线，然后将步骤④测得的不同的含水饱和度Swi对应的液相相对渗透率Krw(i)在气水相对渗透率坐标系上表示，用平滑的曲线将所有的液相相对渗透率Krw(i)连线得到液相相对渗透率曲线，完成气水相对渗透率曲线的绘制；
步骤一中所述岩心加工标准为直径25mm，长度60～80mm之间；烘干条件为在104℃下，烘干6小时以上；
步骤二中所述的模拟地层水是摩尔浓度为8％的氯化钾溶液；
步骤二和步骤四中所述的实验温度K实验在100℃～120℃之间；
致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定实验装置包括夹持有岩心的岩心夹持器(1)，岩心夹持器(1)的入口端连接有两根管线，分别是气驱管线(2)和注液管线(3)，出口端连接着测量管线(4)，岩心夹持器(1)中部通过管线连接着覆压泵(5)，该管线上安装有压力传感器一(6)；
气驱管线(2)上依次串接着加湿器(7)、单向阀一(8)、气体流速控制器一(9)、高压减压阀(10)和氮气瓶(11)，氮气瓶(11)安装在气驱管线(2)的末端，加湿器(7)设在靠近岩心夹持器(1)入口端的位置，岩心夹持器(1)入口端安装着压力传感器二(12)；
注液管线(3)上依次串接着单向阀二(13)、中间容器(14)、驱替单元和液体源(15)，注液管线(3)的末端伸入液体源(15)内，液体源(15)内装有模拟地层水，单向阀二(13)设在靠近岩心夹持器(1)入口端的位置；
测量管线(4)上串接着回压阀(16)，末端连接着干燥器(17)的入口端，干燥器(17)的出口端连接着气体流量计(18)，气体流量计(18)连接着气体流速控制器二(19)，所述的干燥器(17)放置在冷凝装置(20)内；
所述的岩心夹持器(1)、加湿器(7)和中间容器(14)均放置在恒温箱(21)内；
所述的驱替单元包括泵缸体(22)、压力传感器三(23)和三通阀(24)，三通阀(24)的一个端口连接着泵缸体(22)，另外一个端口连接至中间容器(14)输入端，第三个端口连接至液体源(15)；
所述的驱替单元有两组，两组驱替单元并联接入中间容器(14)输入端；
该方法先建立束缚水状态，然后再气驱和注入模拟地层水，综合考虑温度对气水粘度影响，以及覆压对岩心含水量的影响，束缚水饱和度及相对渗透率曲线更加准确可信。
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