CN110130874A - 碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法及装置。该确定方法包括：选取方解石和白云石含量呈阶梯状分布的多组岩心；采用地层水饱和岩心，对多组岩心进行饱和油、造束缚水；采用不同盐度的驱替水分别对多组岩心进行驱替，拟合驱替过程中的油水相渗曲线；通过最小二乘法拟合油水相渗曲线系数随方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的关系式，确定油相相渗曲线系数、水相相渗曲线系数，进而确定油、水相渗曲线，完成对碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定。本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法及装置可以快速确定碳酸盐岩油藏的水驱开发时的油水相渗。

Description

碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法及装置
技术领域
本发明涉及一种碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的快速确定方法及装置，属于石油开采技术领域。
背景技术
油水相对渗透率曲线是油藏工程最重要的基础资料之一，被广泛应用于油田开发参数设计、动态分析、水淹层识别、剩余油评价以及油藏数值模拟等方面。目前，油水两相相对渗透率曲线主要通过用取心岩样在室内实验室测定，但现场取心数量有限，给多次测量相渗曲线带来困难。研究相对渗透率比较常用的方法还有利用测井资料估算、毛管压力曲线计算、水驱曲线计算、非稳态法计算以及相关经验公式等，但这些方法都有一定的局限性。
低盐度水驱是指注入水矿化度低于油藏原始地层水矿化度，通常在注入水矿化度低于5000mg/L时能取得较好的提高原油采收率的效果。低盐度水一般通过将采出的地层水或海水稀释而获得。低盐度水驱相较普通注水(高盐度水)开发来说，既能补充地层能量，又能有效改善油藏的润湿性，能比后者提高采收率5％-38％。根据国外学者的研究，一般认为，低盐度水驱相较高盐度水驱而言，油相相渗升高，水相相渗降低。但国外对低盐度水驱油水相渗的研究，也仅限于比较用两种不同盐度的水分别驱替时油水相渗的差别，而尚未有对油水相渗随注入水盐度变化而变化的关系的研究报道。且不同矿物组成的碳酸盐岩储层对低盐度水的响应不同，现有的研究没有考虑矿物组成的变化对碳酸盐岩低盐度水驱过程中油水相渗的影响。目前，对于低盐度水驱过程中碳酸盐岩油藏油水相渗随岩石矿物组分及注入水盐度的变化情况没有统一的定量化表征。
发明内容
为了解决现有技术中的问题，本发明的目的在于提供了一种可以快速确定碳酸盐岩油藏水驱开发时的油水相渗的方法。
为了实现上述技术目的，本发明提供了一种碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法，该确定方法包括以下步骤：
选取多组岩心，多组岩心的方解石和白云石的含量呈阶梯状分布；
采用地层水饱和岩心，对多组岩心进行饱和油、造束缚水；
采用不同盐度的驱替水分别对多组岩心进行驱替，拟合驱替过程中的油水相渗曲线；
通过最小二乘法确定油水相渗曲线系数随方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的关系式，确定油相相渗曲线系数、水相相渗曲线系数，进而确定油、水相渗曲线，完成对碳盐酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定。
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法，可以快速确定采用任意盐度的驱替水驱替时的油水相渗曲线，无须再进行油水相渗测定实验，从而为高效研究各种盐度的(尤其是低盐度)水驱作用下的油水相渗关系提供关键技术手段。
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法，包括选取多组岩心的步骤。选取岩心时，分别测量多组矿物组成不同、孔渗参数相近的碳酸盐岩岩心的方解石、白云石含量，以方解石、白云石含量相同的碳酸盐岩心为一组。
要求每组岩心中各个岩心样品的方解石、白云石含量相同，以岩石组分相同、孔渗参数相近的岩心作为平行样，控制变量保证岩石组分相同及孔渗参数相近，实验时以驱替水的盐度作为变量。
在本发明的一具体实施方式中，每组岩心中至少包括5个岩心样品，各个岩心样品中的方解石、白云石含量相同。
通常情况下，碳酸盐岩中所含有的矿物种类数较少，主要为方解石及白云石，杂质含量很少。对碳酸盐岩所含矿物种类及含量进行测量后，将杂质含量较高的岩心进行剔除，以保证碳酸盐岩的纯度，即保证岩石中方解石及白云石的含量之和为100％。
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法，包括对多组岩心进行饱和油、造束缚水的步骤。
在本发明的一具体实施方式中，先将岩心进行清洗、烘干处理。之后用地层水饱和岩心，然后进行饱和油、造束缚水的过程。具体的饱和油、造束缚水的过程按照本领域常规的方式进行即可。
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法，包括采用不同盐度的驱替水分别对多组岩心进行驱替的步骤。
在本发明的一具体实施方式中，采用不同盐度的驱替水对多组岩心进行驱替时，以方解石和白云石含量相同的岩心为一组，针对方解石和白云石含量不同的岩心组分别进行多组驱替。
在本发明的一具体实施方式中，采用的不同盐度的驱替水可以为高盐度驱替水，也可以为低盐度驱替水。其中，驱替水的盐度低于500g/L。
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法，包括拟合驱替过程中的油水相渗曲线的步骤。
在本发明的一具体实施方式中，采用不同盐度的驱替水分别对多组岩心进行驱替后，通过JBN方法计算驱替过程中的油水相渗数据，通过改进的Willhite模型对油水相渗数据进行标准化，拟合得到油、水相渗曲线表示为：
Kro＝aolnSw+bo；Krw＝awlnSw+bw；
其中，Sw为含水饱和度，小数；ao为油相相渗曲线系数，bo为油相相渗曲线系数，aw为水相相渗曲线系数，bw为水相相渗曲线系数。
其中，JBN方法可参考：
(1)Johnson,E.F.,Bossler,D.P.and Naumann,V.O.Calculation of relativepermeability from displacement experiment[J].AIME,1959(216):370-372.
(2)Jones,S.C.,Roszelle,W.Q.Graphical techniques for determiningrelative permeability from displacement experiment[J].Journal of PetroleumTechnology,1978(5):807-817.
(3)中国国家标准化管理委员会.岩石中两相流体相对渗透率测定方法：GB/T28912—2012[S].北京：中国标准出版社，2013.
其中，改进的Willhite模型可参考：
《岩性油气藏》,水驱油藏相对渗透率曲线经验公式研究,2017年3期,王东琪,殷代印.
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法，包括通过最小二乘法确定油水相渗曲线系数随方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的关系式的步骤。
在本发明的一具体实施方式中，通过最小二乘法确定ao、bo、aw、bw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式。
在本发明的一具体实施方式中，通过最小二乘法分别拟合ao、bo、aw、bw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系，得到ao、bo、aw、bw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式；
结合待确定的油藏的驱替水盐度、方解石/白云石含量，确定油相相渗曲线系数、水相相渗曲线系数。
本发明的确定方法中，采用的最小二乘法是本领域常规的一种算法。通过最小化误差的平方和寻找数据的最佳函数匹配。
其中，油相相渗曲线系数ao随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式如下所示：
其中，ao为油相相渗曲线系数；
C为驱替水的盐度，mg/L；
R为岩石中方解石百分含量，小数。
其中，油相相渗曲线系数bo随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式如下所示：
其中，bo为油相相渗曲线系数；
C为注入水的盐度，mg/L；
R为岩石中方解石百分含量，小数。
其中，水相相渗曲线系数aw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式如下所示：
其中，aw为水相相渗曲线系数；
C为注入水的盐度，mg/L；
R为岩石中方解石百分含量，小数。
其中，水相相渗曲线系数bw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式如下所示：
其中，bw为水相相渗曲线系数；
C为注入水的盐度，mg/L；
R为岩石中方解石百分含量，小数。
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法，包括确定油、水相渗曲线的步骤。
获取目标碳酸盐岩油藏岩石中的方解石含量R1，根据上述函数关系式(油水相渗曲线系数随方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的关系式)，分别计算当注入水盐度为C1时的油水相渗系数ao1、bo1、aw1、bw1，因此Kro＝ao1lnSw+bo1，Krw＝aw1lnSw+bw1即分别为该目标油藏以盐度为C1的驱替水水驱开发时的油、水相渗曲线表达式。
本发明又提供了一种碳酸盐岩油藏低盐度水驱中油水相渗的确定装置，该装置包括：
选取单元，用于多组选取岩心，不同组岩心的方解石和白云石的含量呈阶梯状分布；
模拟单元，用于饱和岩心，对多组岩心进行饱和油、造束缚水；
驱替单元，用于采用不同盐度的驱替水分别对多组岩心进行驱替，拟合驱替过程中的油水相渗曲线；
确定单元，用于确定油相相渗曲线系数、水相相渗曲线系数；
结果单元，用于确定油、水相渗曲线。
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定装置，可以快速确定采用任意盐度的驱替水驱替的油水相渗曲线，无须再进行油水相渗测定实验，从而为高效研究各种盐度的(尤其是低盐度)水驱作用下的油水相渗关系提供关键技术手段。
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定装置，在选取单元包括选取岩心的步骤。选取岩心时，分别测量多组矿物组成不同、孔渗参数相近的碳酸盐岩岩心的方解石、白云石含量，以方解石/白云石含量相同的碳酸盐为一组岩心。
要求每组中各个岩心样品的方解石、白云石含量相同，以岩石组分相同、孔渗参数相近的岩心作为平行样，用控制变量法保证岩石组分相同及孔渗参数相近，实验时以驱替水的盐度作为变量。
在本发明的一具体实施方式中，每组岩心中至少包括5个岩心样品，各个岩心样品中的方解石、白云石含量相同。
通常情况下，碳酸盐岩中所含有的矿物种类数较少，主要为方解石及白云石，杂质含量很少。对碳酸盐岩所含矿物种类及含量进行测量后，将杂质含量较高的岩心进行剔除，以保证碳酸盐岩的纯度，即保证岩石中方解石及白云石的含量之和为100％。
本发明的碳盐酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定装置，在模拟单元包括对多组岩心进行饱和油、造束缚水的步骤。
在本发明的一具体实施方式中，先将岩心进行清洗、烘干处理。之后用地层水饱和岩心，然后进行饱和油、造束缚水的过程。具体的饱和油、造束缚水的过程按照本领域常规的方式进行即可。
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定装置，在驱替单元包括采用不同盐度的驱替水分别对多组岩心进行驱替的步骤。
在本发明的一具体实施方式中，采用不同盐度的驱替水对多组岩心进行驱替时，以方解石和白云石含量相同的岩心为一组，针对方解石和白云石含量不同的岩心组分别进行多组驱替。
在本发明的一具体实施方式中，采用的不同盐度的驱替水可以为高盐度驱替水，也可以为低盐度驱替水。其中，驱替水的盐度低于500g/L。
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定装置，在驱替单元包括拟合驱替过程中的油水相渗曲线的步骤。
在本发明的一具体实施方式中，采用不同盐度的驱替水分别对多组岩心进行驱替后，通过JBN方法计算驱替过程中的油水相渗数据，通过改进的Willhite模型对油水相渗数据进行标准化，拟合得到油、水相渗曲线表示为：
Kro＝aolnSw+bo；Krw＝awlnSw+bw；
其中，Sw为含水饱和度，小数；ao为油相相渗曲线系数，bo为油相相渗曲线系数，aw为水相相渗曲线系数，bw为水相相渗曲线系数。
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定装置，在确定单元包括确定油相相渗曲线系数、水相相渗曲线系数的步骤。
在本发明的一具体实施方式中，通过最小二乘法确定ao、bo、aw、bw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式。
在本发明的一具体实施方式中，通过最小二乘法分别拟合ao、bo、aw、bw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系，得到ao、bo、aw、bw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式。
其中，油相相渗曲线系数ao随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式如下所示：
其中，ao为油相相渗曲线系数；
C为驱替水的盐度，mg/L；
R为岩石中方解石百分含量，小数。
其中，油相相渗曲线系数bo随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式如下所示：
其中，bo为油相相渗曲线系数；
C为注入水的盐度，mg/L；
R为岩石中方解石百分含量，小数。
其中，水相相渗曲线系数aw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式如下所示：
其中，aw为水相相渗曲线系数；
C为注入水的盐度，mg/L；
R为岩石中方解石百分含量，小数。
其中，水相相渗曲线系数bw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式如下所示：
其中，bw为水相相渗曲线系数；
C为注入水的盐度，mg/L；
R为岩石中方解石百分含量，小数。
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定装置，在结果单元包括确定油、水相渗曲线的步骤。
获取目标碳酸盐岩油藏岩石中的方解石含量R1，根据上述函数关系式(油水相渗曲线系数随方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的关系式)，分别计算当注入水盐度为C1时的油水相渗系数ao1、bo1、aw1、bw1，因此Kro＝ao1lnSw+bo1，Krw＝aw1lnSw+bw1即分别为该目标油藏以盐度为C1的驱替水水驱开发时的油、水相渗曲线表达式。
本发明的碳盐酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法和装置，适用于用任意盐度的驱替水进行水驱开发的油藏，尤其适用于低盐度水驱。
本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法和装置，只需要获得目标碳酸盐岩油藏中方解石、白云石的含量，以及驱替水的盐度即可获得油水相渗系数ao、bo、aw、bw，从而确定驱替过程中的油水相渗曲线。操作方便快捷，结果准确，提高了碳酸盐岩油藏水驱开发时获得油水相渗曲线的效率，避免了现场岩芯难以获取以及实验过程繁杂的弊端，且能减小实验人员经验不足带来的实验误差。
附图说明
图1为实施例中的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定装置的结构示意图。
图2为实施例的纯白云石岩心用不同盐度的水驱替时获得的标准化油水相渗曲线图。
图3为实施例的方解石与白云石含量分别为25％、75％的岩心用不同盐度的水驱替时获得的标准化油水相渗曲线图。
图4为实施例的方解石与白云石含量分别为50％、50％的岩心用不同盐度的水驱替时获得的标准化油水相渗曲线图。
图5为实施例的方解石与白云石含量分别为75％、25％的岩心用不同盐度的水驱替时获得的标准化油水相渗曲线图。
图6为实施例的纯方解石岩心用不同盐度的水驱替时获得的标准化油水相渗曲线图。
图7为实施例的油相相渗曲线函数系数ao、bo随注入水盐度变化的关系图。
图8为实施例的水相相渗曲线函数系数aw、bw随注入水盐度变化的关系图。
图9为实施例的油相相渗曲线函数系数ao、bo随岩石中方解石含量变化的关系图。
图10为实施例的水相相渗曲线函数系数aw、bw随岩石中方解石含量变化的关系图。
图11为实施例的哈法亚油田Mishrif组用盐度为3000mg/L的注入水水驱开发时的油水相渗曲线图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例首先提供了一种碳盐酸盐岩油藏低盐度水驱中油水相渗的确定装置，其结构如图1所示，该装置包括：
选取单元，用于选取多组岩心，不同组岩心的方解石和白云石的含量呈阶梯状分布。
模拟单元，用于饱和岩心，对多组岩心进行饱和油、造束缚水。
驱替单元，用于采用不同盐度的低盐度水分别对多组岩心进行驱替，通过JBN方法计算驱替过程中的油水相渗数据，通过改进的Willhite模型对油水相渗数据进行标准化，拟合得到油、水相渗曲线为：
Kro＝aolnSw+bo；Krw＝awlnSw+bw；
其中，Sw为含水饱和度，小数；ao为油相相渗曲线系数，bo为油相相渗曲线系数，aw为水相相渗曲线系数，bw为水相相渗曲线系数。
确定单元，用于确定ao、bo、aw、bw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式，确定油相相渗曲线系数、水相相渗曲线系数；
结果单元，用于根据ao、bo、aw、bw，确定油、水相渗曲线。
本实施例又提供了一种碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法，该确定方法包括以下步骤：
(1)选取多组矿物组成不同、孔渗参数相近的实验用碳酸盐岩，并分别测量其方解石、白云石含量，在每组方解石、白云石含量相同的碳酸盐岩中获取多个岩心。
(2)将岩心依次进行清洗，烘干处理，采用地层水饱和岩心，并进行饱和油、束缚水的过程。
(3)采用不同盐度的低盐度水对每组相同矿物组成的岩心进行驱替，用JBN方法计算驱替过程中的油水相渗数据，然后用改进的Willhite模型对相渗数据进行标准化，将油水相渗曲线表示为Kro＝aolnSw+bo，Krw＝awlnSw+bw。
其中，Sw为含水饱和度，小数；ao为油相相渗曲线系数，bo为油相相渗曲线系数，aw为水相相渗曲线系数，bw为水相相渗曲线系数。
(4)用最小二乘法分别拟合油水相渗曲线函数系数ao、bo、aw、bw随岩石中方解石/白云石含量、盐水盐度变化的函数关系，得到油水相渗系数ao、bo、aw、bw随岩石中方解石/白云石含量、盐水盐度变化的函数关系式：
式中：ao为油相相渗曲线系数；bo为油相相渗曲线系数；aw为水相相渗曲线系数；bw为水相相渗曲线系数；C是注入水的盐度，mg/L；R为岩石中方解石百分含量，小数。
(5)获取目标碳酸盐岩油藏岩石中的方解石含量R1，根据上述函数关系式，分别计算当注入水盐度为C1时的油水相渗系数ao1、bo1、aw1、bw1，因此Kro＝ao1lnSw+bo1，Krw＝aw1lnSw+bw1，即分别为该目标油藏以盐度为C1的注入水水驱开发时的油、水相渗曲线表达式。
图2为纯白云石岩心用不同盐度的水驱替时获得的标准化油水相渗曲线图。图3为方解石与白云石含量分别为25％、75％的岩心用不同盐度的水驱替时获得的标准化油水相渗曲线图。图4为方解石与白云石含量分别为50％、50％的岩心用不同盐度的水驱替时获得的标准化油水相渗曲线图。图5为方解石与白云石含量分别为75％、25％的岩心用不同盐度的水驱替时获得的标准化油水相渗曲线图。图6为纯方解石岩心用不同盐度的水驱替时获得的标准化油水相渗曲线图。
图2至图6说明对于碳酸盐岩来说，随着注入水盐度的降低，油相相渗先升高后降低，水相相渗先降低后升高，并且岩石中方解石/白云石含量不同时，相同盐度下的油水相渗曲线也不同。
图7为油相相渗曲线函数系数ao、bo随注入水盐度变化的关系图。图8为水相相渗曲线函数系数aw、bw随注入水盐度变化的关系图。
图7和图8说明油水相渗曲线函数系数随盐度的变化呈非线性变化，通过该系数随盐度的变化关系能够更为直观地展现油水相渗曲线随盐度的变化情况。
图9为油相相渗曲线函数系数ao、bo随岩石中方解石含量变化的关系图。图10为实施例的水相相渗曲线函数系数aw、bw随岩石中方解石含量变化的关系图。
图9和图10说明油水相渗曲线函数系数随岩石中方解石含量的变化基本呈线性变化，通过该系数随岩石中方解石含量的变化关系能够更为直观地展现油水相渗曲线随岩石中方解石含量的变化情况。
以伊拉克哈法亚油田Mishrif组为例，哈法亚油田Mishrif组为纯灰岩储层，方解石含量为100％，即R1＝1.00。地层水选用米桑油田地层水。驱替水的盐度分别为238460.5mg/L、11923mg/L、4769.2mg/L、2384.6mg/L、1192.3mg/L或476.9mg/L。
若哈法亚油田若用盐度为3000mg/L的注入水进行水驱开发，则需将R1＝1.00，C1＝3000mg/L带入上式，得到R1＝1.00，C1＝3000mg/L时的油水相渗系数ao1＝-0.59183、bo1＝-0.18065、aw1＝0.32982、bw1＝0.56138，便可得到油水相渗曲线的函数表达式Kro＝-0.59183lnSw-0.18065，Krw＝0.32982lnSw+0.56138，并可以根据函数表达式做出图11所示的油水相渗曲线。
以上实施例说明，本发明的碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法及装置，操作方便快捷，结果准确，提高了碳酸盐岩油藏水驱开发时获得油水相渗曲线的效率，避免了现场岩芯难以获取以及实验过程繁杂的弊端，且能减小实验人员经验不足带来的实验误差。

Claims (10)

1.一种碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定方法，其特征在于，该确定方法包括以下步骤：
选取多组岩心，不同组岩心的方解石和白云石的含量呈阶梯状分布；
采用地层水饱和岩心，对多组岩心分别进行饱和油、造束缚水；
采用不同盐度的驱替水分别对多组岩心进行驱替，拟合驱替过程中的油水相渗曲线；
通过最小二乘法确定油水相渗曲线系数随方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的关系式，确定油相相渗曲线系数、水相相渗曲线系数，进而确定油、水相渗曲线，完成对碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定。
2.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，采用不同盐度的驱替水分别对多组岩心进行驱替后，通过JBN方法计算驱替过程中的油水相渗数据，通过改进的Willhite模型对油水相渗数据进行标准化，拟合得到油、水相渗曲线为：
Kro＝aolnSw+bo；Krw＝awlnSw+bw；
其中，Sw为含水饱和度，小数；ao为油相相渗曲线系数，bo为油相相渗曲线系数，aw为水相相渗曲线系数，bw为水相相渗曲线系数。
3.根据权利要求2所述的确定方法，其特征在于，通过最小二乘法分别拟合ao、bo、aw、bw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系，得到ao、bo、aw、bw随岩石中方解石含量、白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式；
结合待确定的油藏的驱替水盐度、方解石/白云石含量，确定油相相渗曲线系数、水相相渗曲线系数。
4.根据权利要求3所述的确定方法，其特征在于，油相相渗曲线系数ao随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式如下所示：
其中，ao为油相相渗曲线系数；
C为驱替水的盐度，mg/L；
R为岩石中方解石百分含量，小数。
5.根据权利要求3所述的确定方法，其特征在于，油相相渗曲线系数bo随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式如下所示：
其中，bo为油相相渗曲线系数；
C为驱替水的盐度，mg/L；
R为岩石中方解石百分含量，小数。
6.根据权利要求3所述的确定方法，其特征在于，水相相渗曲线系数aw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式如下所示：
其中，aw为水相相渗曲线系数；
C为驱替水的盐度，mg/L；
R为岩石中方解石百分含量，小数。
7.根据权利要求3所述的确定方法，其特征在于，水相相渗曲线系数bw随岩石中方解石/白云石含量、驱替水盐度变化的函数关系式如下所示：
其中，bw为水相相渗曲线系数；
C为驱替水的盐度，mg/L；
R为岩石中方解石百分含量，小数。
8.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，所述驱替水的盐度低于500g/L。
9.一种碳酸盐岩油藏水驱中油水相渗的确定装置，其特征在于，该确定装置包括：
选取单元，用于选取多组岩心，不同组岩心的方解石和白云石的含量呈阶梯状分布；
模拟单元，用于饱和岩心，对多组岩心进行饱和油、造束缚水；
驱替单元，用于采用不同盐度的驱替水分别对多组岩心进行驱替，拟合驱替过程中的油水相渗曲线；
确定单元，用于确定油相相渗曲线系数、水相相渗曲线系数；
结果单元，用于确定油、水相渗曲线。
10.根据权利要求9所述的确定装置，其特征在于，所述驱替单元中，通过JBN方法计算驱替过程中的油水相渗数据，通过改进的Willhite模型对油水相渗数据进行标准化，拟合得到油、水相渗曲线为：
Kro＝aolnSw+bo；Krw＝awlnSw+bw；
其中，Sw为含水饱和度，小数；ao为油相相渗曲线系数，bo为油相相渗曲线系数，aw为水相相渗曲线系数，bw为水相相渗曲线系数。
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