CN108489878A - 一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法，主要包括非稳态法测定岩石相对渗透率、考虑末端效应的数值模拟模型建立、相渗曲线迭代修正三部分；其首先建立了考虑末端效应的一维岩心两相驱替数值模拟模型，然后结合室内实验在末端效应影响下测得的相渗曲线，基于数值模拟模型与迭代算法对相渗曲线进行校正，形成了一套完整的消除末端效应影响的相渗曲线校正方法。本发明有力地保证后期开发方案优选数值模拟过程中的动态预测贴近油藏实际。

Description

一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法

技术领域

本发明涉及油气田开发油气渗流技术领域，特别涉及室内实验非稳态法相渗曲线测定过程中，由于末端效应导致的致密页岩岩心相渗曲线的校正方法。

背景技术

在油气田勘探开发领域，相渗曲线是最基本的输入参数，相渗曲线的准确度关乎到后期开发方案预测过程中产量及生产动态预测的合理性与准确性。相渗曲线失之毫厘，开发动态预测会差之千里。相渗曲线的准确度尤为重要。相渗曲线通常是通过室内岩心驱替实验进行测量，非稳态法是测定油水相对渗透率比较常用的方法。该方法通常是用溶剂洗净岩样，烘干后抽空饱和水，求得孔隙度。然后用油驱替水，得到束缚水饱和度。接着进行水驱油实验。基于不同时间的岩心两端压差、驱出的油量和水量，利用JBN方法进行数据处理得到相渗曲线。但是此种方法得到的相渗曲线不能完全反应岩心实际的两相流动规律，与该岩心的客观的相渗曲线有一定的误差，主要原因有两个方面，一是在室内驱替实验过程中由于末端效应的影响，润湿相突破岩心末端时会出现一定的迟滞，导致测量的油水量有偏差；另一方面是在JBN数据处理过程没有考虑岩心中毛管力的影响，而致密页岩岩心中毛管力相对较大，影响不容忽视。为了保证相渗曲线可以反映致密页岩岩心的实际两相渗流规律，避免相渗曲线测量的误差在数值模拟工作中被放大，影响数值模拟预测的精度，必须消除末端效应对相渗曲线造成的影响，需要对常规实验室中非稳态法所测量的相渗曲线进行校正。

常规的不稳定法测量油水相对渗透率是以水驱油基本理论为基础，利用传统的JBN相渗计算方法进行相渗计算，该方法假设在水驱油过程中，油水饱和度在岩心中的分布是时间和距离的函数，没有考虑末端效应对岩心饱和度分布的影响，如图1所示。通过在水驱油过程中准确测量出恒定驱替压差下油、水流量，就可由贝克莱-列维尔特非活塞式驱油理论计算出岩心出口断面上任意时刻的含水饱和度及有效渗透率，具有测定速度快、设备简单、操作方便等优点。图2是非稳态法测量岩石相对渗透率的仪器。

非稳态法油水相渗测定的步骤如下：

1、将岩样洗净烘干、计量尺寸及干重。

2、将岩样抽空饱和水，称重法测量孔隙度，放入恒温箱内的岩心夹持器中，恒温至实验温度，一般放置时间大于4小时，水测岩石渗透率k_w。

3、用油驱至束缚水饱和度，一般10PV以上，老化一定时间，一般超过10天，在实验温度下测定束缚水下油相相对渗透率。

4、以恒定的驱替压差进行水驱油，测量不同时间岩心两端的压力差、累积产油、累积产水、水驱30PV后，测定残余油下水的相对渗透率。

5、根据非稳态法油水相渗测定的基本数据和贝克莱-列维尔特驱油机理可以推导得到油水相渗的计算公式，这种方法计算的相渗曲线传统称为JBN相渗曲线，具体计算公式如下：

式中：

k_ro——出口端饱和度下的油相相对渗透率；

k_rw——出口端饱和度下的水相相对渗透率；

S_we——出口端含水饱和度；

——无因次累积注水量；

V_t——累积注水量，cm³；

——无因次累积采油量；

V_p——岩样孔隙体积，cm³；

f_o(S_we)——出口端含油率；

f_w(S_we)——出口端含水率；

S_wi——共存水或束缚水饱和度；

μ_o——油相粘度，mPa·s；

μ_w——水相粘度，mPa·s；

I——任意时刻与初始时刻的流动能力比；

k——岩石绝对渗透率，μm²；

A——岩样渗流截面积，cm²；

L——岩样长度，cm；

Q(t)——t时刻出口端产液量，cm²/s；

Δp(t)——t时刻岩样两端出口压差，10^-1MPa；

针对渗透率较低的致密岩心，由于传统的非稳态法实验中驱替速度达不到克服末端效应的要求，同时致密岩心中毛管力效应更为明显。水驱油过程中一旦见水，其驱替过程中的饱和度剖面如图3所示，与常规的稳态法相渗测量方法的假设相差较大，使得末端效应对相渗测定的影响误差较大。目前还没有较好的方法针对非稳态法致密岩心相渗测定过程中末端效应的影响进行校正。

与室内驱替实验相比，数值模拟是一种更为直观的描述基本渗流机理和现象的基本方法。通过数值模拟计算描述油水渗流机理，在给定的边界条件下计算油水的运动规律和状态，同时也是可进行一维油藏岩心油水驱替模拟的一种有效方法。而目前常规的一维油藏油水驱替数值模拟模型中未考虑末端效应的影响。

发明内容

基于上述技术问题，本发明提供一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法。

本发明所采用的技术解决方案是：

一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法，包括以下步骤：

(1)非稳态法测定岩石相对渗透率

利用非稳态法相渗测定基本仪器，按照规范流程对岩心相对渗透率进行测定；基于非稳态法相渗测定所记录的时间、出油量、出水量，按照JBN方法对数据进行处理，得到实验室中有末端效应影响的相渗曲线；

(2)考虑末端效应的数值模拟模型建立

根据末端效应的产生机理，由于毛管力的不连续性，导致岩心末端润湿相积聚，含水饱和度上升；考虑毛管力的影响，根据达西定律和状态方程，可以得到油水两相的连续性方程：

辅助方程有：

S_o+S_w＝1

p_c＝p_o-p_w

初始条件有：

p(x,0)＝p_i

s_w(x,0)＝s_wc

岩心两端定压驱替,其边界条件有：

p|_x＝0＝p_in

p|_x＝L＝p_out

渗流微分方程：

结合毛管力计算公式，利用有限差分形式对上式进行差分离散，可得：

式中：

λ——总流动系数，λ＝λ_o+λ_w，其中λ_o＝kk_ro/μ_w，λ_w＝kk_rw/μ_w

p_w——水相压力，0.1MPa；

p_o——油相压力，0.1MPa；

p_c——毛管力，0.1MPa；

q_wv——水相源汇项，

q_ov——油相源汇项，

φ——岩心孔隙度；

s_w——含水饱和度；

s_o——含油饱和度；

p_i——岩心初始压力，0.1MPa；

s_wc——岩心束缚水饱和度；

p_in——岩心入口端压力，0.1MPa；

p_out——岩心出口端压力，0.1MPa；

q_v——表示油水的总流量，q_v＝q_o+q_w

上述未提及的字母可参见背景技术中的字母含义解释。

考虑末端效应的产生机理，在网格划分过程中，在岩心末端加上一段距离的虚拟网格，来模拟网格末端效应的作用区域，在末端虚拟网格内，考虑末端效应的产生机理，没有毛管力的影响，在末端虚拟网格中油水两相的相对渗透能力符合线性相渗的规律；

根据以上的考虑毛管力的渗流微分方程和末端效应影响区域的虚拟网格和相渗曲线，建立考虑末端效应影响的一维岩心油水两相驱替数值模拟模型，并利用IMPES方法进行压力和饱和度的求解，可以得到不同驱替时间岩心末端的出水量和出油量，将模拟得到的时间、出水量、出油量利用传统的JBN相渗曲线计算方法，可以得到模拟计算得到的有末端效应影响的相渗曲线；

(3)相渗曲线迭代修正

通过不断调整数值模拟模型中输入的相渗曲线，使根据模拟得到的产油量、产水量数据结合JBN方法得到的相渗曲线与实验室测量的相渗曲线趋于一致；此时数值模拟模型中输入的相渗曲线即为消除末端效应影响的相渗曲线。

上述方法中，相渗曲线迭代修正具体包括以下步骤：

(31)将实验测量得到的相渗参数Sw_i,Krw_i,Kro_i作为数值模拟模型中输入的相渗曲线的初始值，通过数值模拟模型计算得到不同时间的油水产量，利用JBN方法进行处理，得到利用模拟数据计算的实验相渗

(32)计算模拟得到的实验相渗与实验室测量的实验相渗误差，

(33)判断误差Δkrw、Δkro是否满足精度要求ε，如果不满足，将输入的油藏相渗根据误差进行调整；计算方法为：重复步骤(31)，可得到第二次根据模拟数据计算的实验相渗循环迭代，直到误差满足精度要求；

(34)误差满足精度要求时，输入的油藏相渗即为考虑末端效应对岩心流动的影响校正后的岩心相渗曲线。

本发明的有益技术效果如下：

第一，基于末端效应的产生机理，建立了考虑末端效应的一维岩心两相驱替数值模拟模型，本发明考虑毛管力对岩心中油水两相渗流规律的影响，利用虚拟网格模拟末端效应的影响区域，并利用线性相渗对末端效应影响区域流动规律进行表征，对末端效应的影响效果进行了模拟分析。

第二，基于考虑末端效应的一维岩心两相驱替数值模拟模型与数学迭代逼近算法，将室内实验测量的实验相渗进行了校正，根据模拟得到的实验相渗与驱替模拟得到的实验相渗的误差，不断对油藏数值模拟输入的油藏相渗进行迭代调整，直至满足误差精度要求，完成对实验相渗的校正。

第三，本发明是在传统实验装置与实验数据的基础上，结合油藏数值模拟方法对实验数据进行进一步处理，不需要耐压程度较高的实验仪器，有力地降低了实验成本。

第四，本发明可以进一步推广，为渗透率较低的低渗透、超低渗透岩心、致密岩心、页岩岩心的非稳态法相渗测定实验提供了较为切实可行的误差校正方法，使得相渗曲线更加贴近油藏实际，可以反映油藏中油水两相真实的渗流规律，有力地保证了后期开发方案设计及优化过程中数值模拟工作的精确度和可信度。

附图说明

下面结合附图与具体实施方式对本发明作进一步说明：

图1所示为传统非稳态法相渗测定中假设岩心中含水饱和度的分布示意图；其中S_or-残余油饱和度，S_wf-水驱前缘含水饱和度，S_wc-束缚水饱和度，t₁、t₂、t₃、t₄、t₅分别代表不同时刻的含水饱和度剖面。

图2所示为非稳态法测量岩石相对渗透率的仪器；1-高压平流泵，2-手动计量泵，3-六通筏，4-带活塞的水容器，5-带活塞的油容器，6-压力表，7-岩心夹持器，8-油水分离器，9-压力传感器组，10-压力显示仪，11-压力记录仪；

图3所示为末端效应影响下的致密岩心中含水饱和度的实际分布示意图；其中S_or-残余油饱和度，S_wf-水驱前缘含水饱和度，S_wc-束缚水饱和度，t₁、t₂、t₃、t₄、t₅分别代表不同时刻的含水饱和度剖面。

图4所示为本发明所提供的考虑末端效应的致密岩心非稳态法相渗测定及校正方法流程图；

图5所示为数值模拟模型中末端效应影响区域及末端虚拟网格示意图；

图6所示为数值模拟模型中末端效应影响区域线性相渗示意图；

图7所示为迭代逼近算法流程图；

图8所示为室内实验中1#岩心非稳态法测得的实验相渗；

图9所示为利用本发明校正后的消除末端效应影响的油藏相渗；

图10为校正前后岩心实验相渗和油藏相渗的对比图。

具体实施方式

本发明考虑末端效应的影响机理及效果，首先建立了考虑末端效应的一维岩心两相驱替数值模拟模型。然后结合室内实验在末端效应影响下测得的相渗曲线，基于数值模拟模型与迭代算法对相渗曲线进行校正，形成了一套完整的消除末端效应影响的相渗曲线校正方法，有力地保证后期开发方案优选数值模拟过程中的动态预测贴近油藏实际。

本发明的目的在于基于数值模拟和数学迭代算法，提供一种考虑末端效应影响的相渗测量误差的校正方法，减小室内非稳态岩心相渗测定实验中，尤其是致密岩心中由于末端效应导致的误差。主要解决的技术问题如下：一、根据传统的室内岩心相渗非稳态测定实验数据，传统的JBN相渗计算方法中饱和度剖面的理想假设如图1所示，而实际岩心驱替实验中由于末端效应的影响，其饱和度剖面分布与假设相差较大，导致所测量的相渗曲线有较大误差；二、目前在实验中针对减小末端效应的措施主要为两种方法，第一种是提高流速，但在具体实验操作中可以发现，对于中高渗岩心来说，传统的增加流速驱动可以降低末端效应的影响，而对于致密岩心，由于其渗透率较低，难以达到消除末端效应的流速；第二种是三段岩心法，通过在岩心末端加一段人造岩心或天然岩心，来消除末端效应的影响；但对于致密岩心相渗测定实验来说，由于流速较低，流速计量需要十分精确，三段岩心法无法保证相渗测定实验中的精确度。需要在考虑末端效应的影响下对相对渗透率进行校正，而目前在实验操作过程中没有切实可用的校正方法。三、目前利用数值模拟技术对于末端效应影响下的一维岩心油水两相驱替模拟模型尚未成熟，末端效应对相渗曲线的影响程度并不明确。需要考虑末端效应的产水机理及影响效果，建立考虑末端效应影响的一维油水两相驱替数值模拟模型，明确末端效应对相渗曲线的影响。

本发明所提供的考虑末端效应的非稳态法相渗测定及校正方法主要流程如图4所示。整个方法中涉及到实验中的相渗曲线、数值模拟模型中的相渗曲线、以及考虑末端效应校正前后的相渗曲线。为了便于区分各相渗曲线，首先要明确不同相渗曲线的含义及特点。根据室内实验所测量记录的数据，再利用JBN方法处理得到的相渗曲线是有末端效应影响的相渗曲线，这条相渗曲线经过室内实验是可以测得的，但是不能代表岩心中的两相流体的真实流动规律；需要求取的是可以代表岩心中两相流体真实流动规律的相渗曲线，即消除末端效应影响的相渗曲线。而在相应的数值模拟模型中，需要输入一条相渗曲线，这条输入的相渗曲线控制着岩心数值模拟过程中的两相流动规律，是无末端效应影响的相渗曲线；而通过考虑末端效应产生机理、基于数值模拟模型计算得到的产油量、产水量，利用JBN方法计算得到的是有末端效应影响的相渗曲线。利用通过数值模拟模型可以得到输入的相渗曲线(无末端效应影响)与输出的相渗曲线(有末端效应影响)之间的相互对应关系；通过数值迭代，不断调整输入的相渗曲线，使输出的相渗曲线与实验室测量得到的相渗曲线一致，此时输入的相渗曲线为校正后的无末端效应的相渗曲线。

本发明所提供的一种考虑末端效应的非稳态法相渗测定及校正方法，主要包括非稳态法测定岩石相对渗透率、考虑末端效应的数值模拟模型建立、相渗曲线迭代修正三部分。

1、利用非稳态法相渗测定基本仪器，按照规范流程对岩心相渗进行测定，基本仪器如图2所示；

2、基于非稳态法相渗测定所记录的时间、出油量、出水量，按照JBN方法对数据进行处理，得到实验室中有末端效应影响的相渗曲线；

3、考虑末端效应影响的一维油水两相驱替数值模拟模型。根据末端效应的产生机理，由于毛管力的不连续性，导致岩心末端润湿相积聚，含水饱和度上升，如图3所示。考虑毛管力的影响，根据达西定律和状态方程，可以得到油水两相的连续性方程：

辅助方程有：

S_o+S_w＝1

p_c＝p_o-p_w

初始条件有：

p(x,0)＝p_i

s_w(x,0)＝s_wc

岩心两端定压驱替,其边界条件有：

p|_x＝0＝p_in

p|_x＝L＝p_out

渗流微分方程：

结合毛管力计算公式，利用有限差分形式对上式进行差分离散，可得：

式中：

λ——总流动系数，λ＝λ_o+λ_w，其中λ_o＝kk_ro/μ_w，λ_w＝kk_rw/μ_w；

p_w——水相压力，0.1MPa；

p_o——油相压力，0.1MPa；

p_c——毛管力，0.1MPa；

q_wv——水相源汇项；

q_ov——油相源汇项；

φ——岩心孔隙度；

s_w——含水饱和度；

s_o——含油饱和度；

p_i——岩心初始压力，0.1MPa；

s_wc——岩心束缚水饱和度；

p_in——岩心入口端压力，0.1MPa；

p_out——岩心出口端压力，0.1MPa；

q_v——表示油水的总流量，q_v＝q_o+q_w；

上式中未提及的字母可参见背景技术中的字母含义解释。

考虑末端效应的产生机理，因为末端效应影响范围主要是岩心驱替的末端，在网格划分过程中，在岩心末端加上一段距离的虚拟网格，来模拟网格末端效应的作用区域，如图5所示。在末端虚拟网格内，考虑末端效应的产生机理，没有毛管力的影响，在末端虚拟网格中油水两相的相对渗透能力符合线性相渗的规律，如图6所示。

根据以上的考虑毛管力的渗流微分方程和末端效应影响区域的虚拟网格和相渗曲线，建立了考虑末端效应影响的一维岩心油水两相驱替数值模拟模型，并利用IMPES方法进行压力和饱和度的求解，可以得到不同驱替时间岩心末端的出水量和出油量，将模拟得到的时间、出水量、出油量等利用传统的JBN相渗曲线计算方法，可以得到模拟计算得到的有末端效应影响的相渗曲线。

4、相渗曲线迭代。通过不断调整数值模拟模型中输入的相渗曲线，使根据模拟得到的产油量、产水量等数据结合JBN方法得到的相渗曲线与实验室测量的相渗曲线趋于一致。此时数值模拟模型中输入的相渗曲线即为消除末端效应影响的相渗曲线。具体数学迭代逼近算法如图7所示，步骤如下：

步骤401，将实验测量得到的相渗参数Sw_i,Krw_i,Kro_i作为数值模拟模型中输入的相渗曲线的初始值通过数值模拟模型计算得到不同时间的油水产量，利用JBN方法进行处理，得到利用模拟数据计算的实验相渗

步骤402，计算模拟得到的实验相渗与实验室测量的实验相渗误差，

步骤403，判断误差Δkrw、Δkro是否满足精度要求ε，如果不满足，将输入的油藏相渗根据误差进行调整。计算方法为：重复步骤401，可得到第二次根据模拟数据计算的实验相渗循环迭代，直到误差满足精度要求。本发明中所设置的精度要求ε优选为0.05。

步骤404，误差满足精度要求时，输入的油藏相渗即为考虑末端效应对岩心流动的影响校正后的岩心相渗曲线。

下面结合具体应用实例对本发明进行说明：

参考测量岩石相对渗透率规范流程对某区块1#致密岩心进行洗油、烘干、测定孔隙度等预处理工作，该岩心的基本参数如表1(岩心基本参数统计表)所示。

表1

利用图2所示的非稳态法测量岩石相对渗透率的仪器及规范流程对岩心进行相渗测定，实验中采取的定压驱替，两端压差为0.1MPa，并根据JBN方法对数据进行处理，如表2(非稳态法实验测量数据及JBN处理数据过程参数统计表)所示，绘制岩心的相渗曲线，如图8所示。

表2

建立考虑末端效应的一维岩心非稳态油水两相驱替数值模拟模型，将实验得到的岩心相渗曲线作为数值模拟模型中输入的油藏相渗初始值，通过不断迭代对输入的油藏相渗进行调整，直到根据数值模拟得到的实验相渗与实验测量得到的实验相渗的误差满足精度要求。此时输入的油藏相渗如图9所示，即为消除末端效应影响的相渗曲线。

校正前后的相渗曲线如图10所示，分析对比可知在两相流动区域，尤其是含水饱和度较高时，校正后的水相相对渗透率有一定程度的降低，而油相相对渗透率稍稍升高，校正前后相渗曲线有一定程度的差异。

本发明的有益效果在于：第一，基于末端效应的产生机理，建立了考虑末端效应的一维岩心两相驱替数值模拟模型，本发明考虑毛管力对岩心中油水两相渗流规律的影响，利用虚拟网格模拟末端效应的影响区域，并利用线性相渗对末端效应影响区域流动规律进行表征，对末端效应的影响效果进行了模拟分析；第二，基于考虑末端效应的一维岩心两相驱替数值模拟模型与数学迭代逼近算法，将室内实验测量的实验相渗进行了校正，根据模拟得到的实验相渗与驱替模拟得到的实验相渗的误差，不断对油藏数值模拟输入的油藏相渗进行迭代调整，直至满足误差精度要求，完成对实验相渗的校正。第三，本发明是在传统实验装置与实验数据的基础上，结合油藏数值模拟方法对实验数据进行进一步处理，不需要耐压程度较高的实验仪器，有力地降低了实验成本。第四，本方法可以进一步推广，为渗透率较低的低渗透、超低渗透岩心、致密岩心、页岩岩心的非稳态法相渗测定实验提供了较为切实可行的误差校正方法，使得相渗曲线更加贴近油藏实际，可以反映油藏中油水两相真实的渗流规律，有力地保证了后期开发方案设计及优化过程中数值模拟工作的精确度和可信度。

上述方式中未述及的部分采取或借鉴已有技术即可实现。

以上对本发明的原理及实施方式进行了阐述，并提供了使用案例，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (2)

1.一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法，其特征在于包括以下步骤：

(1)非稳态法测定岩石相对渗透率

利用非稳态法相渗测定基本仪器，按照规范流程对岩心相对渗透率进行测定；基于非稳态法相渗测定所记录的时间、出油量、出水量，按照JBN方法对数据进行处理，得到实验室中有末端效应影响的相渗曲线；

(2)考虑末端效应的数值模拟模型建立

根据末端效应的产生机理，由于毛管力的不连续性，导致岩心末端润湿相积聚，含水饱和度上升；考虑毛管力的影响，根据达西定律和状态方程，可以得到油水两相的连续性方程：

辅助方程有：

S_o+S_w＝1

p_c＝p_o-p_w

初始条件有：

p(x,0)＝p_i

s_w(x,0)＝s_wc

岩心两端定压驱替,其边界条件有：

p|_x＝0＝p_in

|_x＝L＝p_out

渗流微分方程：

结合毛管力计算公式，利用有限差分形式对上式进行差分离散，可得：

式中：

λ——总流动系数，λ＝λ_o+λ_w，其中λ_o＝kk_ro/μ_w，λ_w＝kk_rw/μ_w

p_w——水相压力，0.1MPa；

p_o——油相压力，0.1MPa；

p_c——毛管力，0.1MPa；

q_wv——水相源汇项，

q_ov——油相源汇项，

φ——岩心孔隙度；

s_w——含水饱和度；

s_o——含油饱和度；

p_i——岩心初始压力，0.1MPa；

s_wc——岩心束缚水饱和度；

p_in——岩心入口端压力，0.1MPa；

p_out——岩心出口端压力，0.1MPa；

q_v——表示油水的总流量，q_v＝q_o+q_w

考虑末端效应的产生机理，在网格划分过程中，在岩心末端加上一段距离的虚拟网格，来模拟网格末端效应的作用区域，在末端虚拟网格内，考虑末端效应的产生机理，没有毛管力的影响，在末端虚拟网格中油水两相的相对渗透能力符合线性相渗的规律；

根据以上的考虑毛管力的渗流微分方程和末端效应影响区域的虚拟网格和相渗曲线，建立考虑末端效应影响的一维岩心油水两相驱替数值模拟模型，并利用IMPES方法进行压力和饱和度的求解，可以得到不同驱替时间岩心末端的出水量和出油量，将模拟得到的时间、出水量、出油量利用传统的JBN相渗曲线计算方法，可以得到模拟计算得到的有末端效应影响的相渗曲线；

(3)相渗曲线迭代修正

通过不断调整数值模拟模型中输入的相渗曲线，使根据模拟得到的产油量、产水量数据结合JBN方法得到的相渗曲线与实验室测量的相渗曲线趋于一致；此时数值模拟模型中输入的相渗曲线即为消除末端效应影响的相渗曲线。

2.根据权利要求1所述的一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法，其特征在于，相渗曲线迭代修正具体包括以下步骤：

(31)将实验测量得到的相渗参数Sw_i,Krw_i,Kro_i作为数值模拟模型中输入的相渗曲线的初始值，通过数值模拟模型计算得到不同时间的油水产量，利用JBN方法进行处理，得到利用模拟数据计算的实验相渗

(32)计算模拟得到的实验相渗与实验室测量的实验相渗误差，

(33)判断误差Δkrw、Δkro是否满足精度要求ε，如果不满足，将输入的油藏相渗根据误差进行调整；计算方法为：重复步骤(31)，可得到第二次根据模拟数据计算的实验相渗循环迭代，直到误差满足精度要求；

(34)误差满足精度要求时，输入的油藏相渗即为考虑末端效应对岩心流动的影响校正后的岩心相渗曲线。