CN110160932B - 一种油水相对渗透率曲线测试装置及测试方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种油水相对渗透率曲线测试装置及测试方法，通过油水均匀混合器对油、水进行搅拌混合，间隔收集产出液并测质量以及体积，计算产油速度、产水速度、油水相相对渗透，得到岩心的油水的相对渗透率曲线，本发明的稳态法油水相对渗透率曲线测试方法通过油水均匀混合器的高速搅拌作用，使油和水能够预先充分混合，从而使注入岩心的油水比例更加均匀、稳定，更能够准确的反映油水的真实流动状态，从而缩短测定时间，且本发明方法对实验数据的计量更加准确，精度更高，同时采用尺度较大的长岩心进行油藏室内模拟实验更加符合实际。

Description

一种油水相对渗透率曲线测试装置及测试方法

技术领域

本发明属于油气藏开发技术领域，具体涉及一种基于流体高度混合的稳态法油水相对渗透率曲线测试装置及其实验方法。

背景技术

相对渗透率是岩石-流体相互作用的动态特性参数，也是油藏开发计算中最重要的参数，稳态法是测量相对渗透率曲线的方法之一；稳态法测量相对渗透率的理论依据是一维达西渗流理论，并且忽略毛管压力和重力作用；试验时在总流量不变的条件下，将油水按一定流量比例同时恒速注入岩样，当驱替压力及油、水流量稳定时，岩样含水饱和度不再变化，此时油、水在岩样孔隙内的分布达到稳定状态，油和水的相对渗透率值是常数；测定岩样驱替压差及油、水流量此时可利用达西定律直接计算出岩样的油、水有效渗透率及相对渗透率值，用称重法或物质平衡法计算出岩样相应的平均含水饱和度；改变油水注入流量比例，就可得到一系列不同含水饱和度时的油、水相对渗透率值。

目前稳态法测量相对渗透率曲线的过程中，油水两相通过三通阀后汇入岩心，此方法存在的问题是油和水两种流体不能充分混合，导致注入的流体在岩心中形成不稳定的流动段塞，岩心中油水两相分布随机性大，且饱和度场稳定时间过长。采用目前方法测量的相渗曲线难以准确地反映真实的油水流动关系；因此有必要开发一种能够实现流体高度混合的稳态法油水相对渗透率曲线测试装置及其实验方法。

如申请号为CN201610100034.7的专利公开了一种岩石有效渗透率的测定装置及其使用方法，该测定装置包括两个恒速微量泵和两套并联的岩心夹持器，岩心夹持器设有流体通道，流体通道中段设有橡皮套；所述两个恒速微量泵汇入分流管道与两套并联的岩心夹持器的流入端连接，所述分流管道由主流入管和两条支流入管连接构成，主流入管上设有压力表一；所述两套并联的岩心夹持器的流出端连接有合流管道，所述合流管道由两条支流出管和主流出管连接构成，两条支流出管上各设有一个流量计，主流出管上设有压力表二，并连接有油水计量器。测试开始时，油、水同时各自经油恒速微量泵和水恒速微量泵泵入融汇在一起，再分别从第一岩心夹持器和第二岩心夹持器的左端进入，右端流出。此方法存在的问题是油和水不能充分混合导致注入的流体在岩心中形成不同的流通通道且注入的流体比例不稳定，因此，测得的油水相渗曲线不能准确地反映真实的油水流动关系、且油水达到稳态所需时间较长。

发明内容

本发明的目的是针对现有技术存在的问题，提供一种油水相对渗透率曲线测试装置及测试方法。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：

一种油水相对渗透率曲线测试装置，包括依次连接的注液管线、压力传感器三、阀门Ⅰ、油水均匀混合器、阀门Ⅱ、岩心夹持器及油水计量单元；所述岩心夹持器的中部通过管线与阀门Ⅲ、围压泵依次连接，所述岩心夹持器的两端通过管线连接有压差传感器；所述注液管线包括并列连接的注油管线和注水管线；所述注水管线上依次串接着压力传感器一、中间容器Ⅰ、驱替单元Ⅰ和液体源Ⅰ，注水管线的末端伸入液体源Ⅰ内，液体源Ⅰ内装有模拟地层水；所述注油管线上依次串接着压力传感器二、中间容器Ⅱ、驱替单元Ⅱ和液体源Ⅱ，注油管线的末端伸入液体源Ⅱ内，液体源Ⅱ内装有模拟地层油。

作为上述技术方案的进一步限定，所述的驱替单元Ⅰ包括ISCO泵Ⅰ和三通阀，三通阀的一个端口与ISCO泵Ⅰ连接，另外一个端口与中间容器Ⅰ的输入端连接，第三个端口与液体源Ⅰ连接；所述的驱替单元Ⅱ包括ISCO泵Ⅱ和三通阀，三通阀的一个端口与ISCO泵Ⅱ连接，另外一个端口与中间容器Ⅱ的输入端连接，第三个端口与液体源Ⅱ连接。

作为上述技术方案的进一步限定，所述油水均匀混合器包括密闭搅拌皿及磁力搅拌器，所述密闭搅拌皿置于磁力搅拌器上部。

作为上述技术方案的进一步限定，所述密闭搅拌皿包括磁转子、中空腔体及其相适配的上端盖、下端盖；所述中空腔体侧壁相对设有入口、出口，所述入口用于与阀门Ⅰ连接，所述出口用于与阀门Ⅱ连接；所述磁转子通过凸起固定于上端盖、下端盖中部的凹槽内。

作为上述技术方案的进一步限定，所述油水计量单元包括天平、量筒、摄像机，所述天平用于对量筒内产出液实时称重；所述摄像机用于实时拍摄量筒内产出液体积及天平称取的质量。

本发明还提供一种油水相对渗透率曲线的测试方法，包括如下步骤：

S1、配制模拟地层油、模拟地层水，并分别对其抽真空处理后装入中间容器Ⅰ和中间容器Ⅱ；

S2、测量岩心的横截面积A和孔隙体积V_pHe；

S3、将模拟地层水以恒定流速注入岩心，测定饱和模拟地层水的岩心质量m_s，计算有效孔隙体积V_p及岩心的饱和度S；

S4、利用模拟地层油驱替饱和模拟地层水的岩心至束缚水状态，测定束缚水状态下岩心的束缚水饱和度S_wc和油相渗透率k_o；

S5、将油水比例为i的模拟地层油、模拟地层水通过油水均匀混合器搅拌混合均匀，然后通入束缚水状态下的岩心，进行稳态法油水相渗驱替实验，通过压差传感器实时监测岩心驱替压差Δp_j，通过油水计量装置实时记录出口端的产出液质量m_j以及产出液体积V_j，计算产油速度q_oi、产水速度q_wi、油相相对渗透率k_roi和水相相对渗透k_rwi；

S6、取出岩心，去除岩心表面的浮油和浮水，称取岩心的重量m_i，并计算油水注入比例为i时岩心的含水饱和度S_wi；

S7、改变油水注入比例i，重复步骤S1～S6，获得不同油水注入比例下的油相相对渗透率、水相相对渗透率以及对应的含水饱和度。

作为上述技术方案的进一步限定，步骤S2中岩心的横截面积A和孔隙体积V_pHe通过以下方法获取：

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m₀、气测孔隙度φ及气测渗透率K后，计算岩心的横截面积A和氮气法孔隙体积V_pHe，其中，

V_pHe＝Al×φ (2)

作为上述技术方案的进一步限定，在步骤S3之前，先对岩心抽真空后接入饱和模拟地层水，然后连接至流体高度混合的稳态法油水相对渗透率曲线测定实验装置并调试，其中岩心的有效孔隙体积V_p及岩心饱和度S计算公式为，

其中，m₀为步骤S2测得的岩心干重，ρ_w为模拟地层水的密度，V_pHe为步骤S2测得的氮气法孔隙体积，且计算得出的岩心饱和度S需满足条件：|1-S|≤2％，否则重复步骤S3。

作为上述技术方案的进一步限定，步骤S4具体为：

利用模拟地层油驱替饱和模拟地层水的岩心至束缚水状态，用模拟地层油驱替岩心，待出口不再产水且产油速度达到稳定，记录此时出口的累计产水体积V_wc，出口产油速度q_oc，驱替压差Δp_c，最后得出束缚水状态下的饱和度S_wc及油相渗透率k_o，

其中，μ_o为模拟地层油粘度，q_oc为ISCO泵Ⅱ输入的模拟地层油的流速。

作为上述技术方案的进一步限定，步骤S5具体为：

(a)将岩心装入实验装置的岩心夹持器，加围压，保持步骤S4驱替过程中的模拟地层油流速不变，同时按油水比例为i将模拟地层水以恒定流速注入密闭搅拌皿，直至密闭搅拌皿完全排出内部的空气，充满油水混合液体；

(b)将密闭搅拌皿的出口端接入岩心夹持器，打开磁力搅拌器，进行稳态法油水相渗驱替实验，通过压差传感器实时监测岩心驱替压差Δp_j，通过油水计量装置实时记录出口端的产水速度和产油速度，具体记录方法为：间隔一定的时间Δt_j+1＝t_j+1-t_j，利用摄像机连续拍照，记录出口端第j秒的产出液的质量m_j以及产出液的体积V_j，计算Δt_j、Δt_j+1时间段内的累计产油体积、累计产水体积，

式中，j表示时间，j＝0，1，2，…(单位：s)，ρ_w为模拟地层水的密度，ρ_o为模拟地层油的密度，通过Δt_j时间段和Δt_j+1时间段的累计产油体积、累计产水体积，计算t_j+1时刻出口的产油速度q_oj+1、产水速度q_wj+1，

当t_j+1时刻与t_j时刻出口端的产水速度、产油速度以及岩心驱替压差不变时，即：

q_oj+1＝q_oj

q_wj+1＝q_wj

Δp_j+1＝Δp_j

可判断t_j+1时刻达到稳定状态，此时的产油速度记为q_oi(单位：mL/s)、产水速度记为q_wi(单位：mL/s)，驱替压差记为Δp_i(单位：mL/s)；

(c)根据达西定律计算油水注入比例为i时的油相相对渗透率k_roi、水相相对渗透率k_rwi，

式中，μ_o为模拟地层油粘度，μ_w为模拟地层水粘度，k_o为步骤S4计算得出的束缚水状态下的油相渗透率。

作为上述技术方案的进一步限定，步骤S6具体为：

称重法确定岩心在达到稳定状态后的含水饱和度S_wi，取出岩心，去除岩心表面的浮油和浮水，称取岩心的重量m_i；计算油水注入比例为i时岩心的含水饱和度S_wi，

与现有技术相比，本发明的有益效果是：

(1)本发明的稳态法油水相对渗透率曲线测试方法通过油水均匀混合器的高速搅拌作用，使油和水能够预先充分混合，产生均匀的油水液滴，从而使注入岩心的油水比例会更加连续、均匀、稳定，使岩心油水达到稳定状态的时间更短，更能够准确的反映油水的真实流动状态，从而缩短稳态法油水相对渗透率的测定时间，并提高稳态法油水相对渗透率的测定准确性。

(2)本发明的稳态法油水相对渗透率曲线测试装置，密闭搅拌皿的磁转子通过上下部凸起固定于腔体上端盖、下端盖中部的凹槽内，不仅能保证油水均匀混合，同时可防止转子发生震颤，提高测试过程中的稳定性。

(3)通过油水计量单元的量筒能够更精准的量取产出液的体积，并通过天平准确称量量筒中产出液的质量，同时通过摄像机实时拍摄记录产出液的质量、体积，然后通过计算得出实时产油速度、产水速度，使测定结果更加精确。

附图说明

图1为本发明一种油水相对渗透率曲线测试装置的示意图。

图2为本发明一种油水相对渗透率曲线测试装置的密闭搅拌皿的爆炸示意图。

图3为本发明一种油水相对渗透率曲线测试装置的密闭搅拌皿的结构示意图。

图4为本发明一种油水相对渗透率曲线测试装置的密闭搅拌皿的截面示意图。

图5为模拟地层油、模拟地层水两相由密闭搅拌皿经过磁力搅拌器搅拌前后状态对比图。

图中：1、ISCO泵Ⅰ；2、中间容器Ⅰ；3、压力传感器一；4、ISCO泵Ⅱ；5、中间容器Ⅱ；6、压力传感器二；7、压力传感器三；8、阀门Ⅰ；9、密闭搅拌皿；901、入口；902、出口；903、上端盖；904、下端盖；905、磁转子；906、凸起；907、凹槽；908、腔体；10、阀门Ⅱ；11、岩心夹持器；12、阀门Ⅲ；13、围压泵；14、磁力搅拌器；15、压差传感器；16、油水计量单元；161、天平；162、摄像机；163、量筒。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明；应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明；除非特别说明，本发明采用的试剂、方法和设备为本技术领域常规试剂、方法和设备。

以下具体实施方式中，一种油水相对渗透率曲线测试方法采用的测试装置，如图1～4所示，包括依次连接的注液管线、压力传感器三7、阀门Ⅰ8、油水均匀混合器、阀门Ⅱ10、岩心夹持器11及油水计量单元16；所述岩心夹持器11的中部通过管线与阀门Ⅲ12、围压泵13依次连接，所述岩心夹持器11的两端通过管线连接有压差传感器15；所述注液管线包括并列连接的注油管线和注水管线，所述注水管线上依次串接着压力传感器一3、中间容器Ⅰ2、驱替单元Ⅰ和液体源Ⅰ，注水管线的末端伸入液体源Ⅰ内，液体源Ⅰ内装有模拟地层水；所述注油管线上依次串接着压力传感器二6、中间容器Ⅱ5、驱替单元Ⅱ和液体源Ⅱ，注油管线的末端伸入液体源Ⅱ内，液体源Ⅱ内装有模拟地层油。

进一步的，所述的驱替单元Ⅰ包括ISCO泵Ⅰ1和三通阀，三通阀的一个端口与ISCO泵Ⅰ1连接，另外一个端口与中间容器Ⅰ2的输入端连接，第三个端口与液体源Ⅰ连接；所述的驱替单元Ⅱ包括ISCO泵Ⅱ4和三通阀，三通阀的一个端口与ISCO泵Ⅱ4连接，另外一个端口与中间容器Ⅱ5的输入端连接，第三个端口与液体源Ⅱ连接。

进一步的，所述油水均匀混合器包括密闭搅拌皿9及磁力搅拌器14，所述密闭搅拌皿9置于磁力搅拌器14上部。

进一步的，所述密闭搅拌皿9包括磁转子905、中空腔体908及其相适配的上端盖903、下端盖904；所述中空腔体908侧壁相对设有入口901、出口902，所述入口901用于与阀门Ⅰ8连接，所述出口902用于与阀门Ⅱ10连接；所述磁转子905通过凸起906固定于上端盖903、下端盖904中部的凹槽907内。

进一步的，所述油水计量单元16包括天平161、量筒163、摄像机162，所述天平161用于对量筒163内产出液实时称重；所述摄像机162用于实时拍摄量筒163内产出液体积及天平161称取的质量。

实施例1

一种油水相对渗透率曲线测试方法，包括如下步骤：

S1、配制模拟地层油、模拟地层水，并分别对其抽真空处理后装入中间容器Ⅰ和中间容器Ⅱ；

S2、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m₀、气测孔隙度φ及气测渗透率K后，计算岩心的横截面积A和氮气法孔隙体积V_pHe，其中，

V_pHe＝Al×φ (2)

S3、对岩心抽真空后饱和模拟地层水，然后连接至流体高度混合的稳态法油水相对渗透率曲线测定实验装置并调试，确定岩心的有效孔隙体积V_p及岩心饱和度S计算公式为，

其中，m₀为步骤S2测得的岩心干重，ρ_w为模拟地层水的密度，V_pHe为步骤S2测得的氮气法孔隙体积；

S4、利用模拟地层油驱替饱和模拟地层水的岩心至束缚水状态，，待出口不再产水且产油速度达到稳定，记录此时出口的累计产水体积V_wc，出口产油速度q_oc，驱替压差Δp_c，计算束缚水状态下岩心的束缚水饱和度S_wc和油相渗透率k_o，其中，

其中，μ_o为模拟地层油粘度，q_oc为ISCO泵Ⅱ输入的模拟地层油的流速；

S5、油水相对渗透率的测定：

(a)将岩心装入实验装置的岩心夹持器，加围压，保持步骤S4驱替过程中的模拟地层油流速不变，打开阀门Ⅲ，围压泵加围压，然后打开阀门Ⅰ和阀门Ⅱ，按油水注入比i设定泵的注入流量，起动ISCO泵Ⅰ、ISCO泵Ⅱ，对装有模拟地层水的中间容器Ⅰ和装有模拟地层油的中间容器Ⅱ加压，按油水比例i向磁力搅拌器中注入油和水，直至磁力搅拌器完全排出内部的空气，充满油水混合液体；

(b)将密闭搅拌皿的出口端接入岩心夹持器夹持的束缚水状态下的岩心，打开磁力搅拌器，进行稳态法油水相渗驱替实验，通过压差传感器实时监测岩心驱替压差Δp_j，通过油水计量装置实时记录出口端的产水速度和产油速度，具体记录方法为：间隔一定的时间Δt_j+1＝t_j+1-t_j，利用摄像机连续拍照，记录出口端第j秒的产出液的质量m_j以及产出液的体积V_j，计算Δt_j、Δt_j+1时间段内的累计产油体积、累计产水体积，

式中，j表示时间，j＝0，1，2，…(单位：s)，ρ_w为模拟地层水的密度，ρ_o为模拟地层油的密度，通过Δt_j时间段和Δt_j+1时间段的累计产油体积、累计产水体积，计算t_j+1时刻出口的产油速度q_oj+1、产水速度q_wj+1，

当t_j+1时刻与t_j时刻出口端的产水速度、产油速度以及岩心驱替压差不变时，即：

q_oj+1＝q_oj

q_wj+1＝q_wj

Δp_j+1＝Δp_j

可判断t_j+1时刻达到稳定状态，此时的产油速度记为q_oi(单位：mL/s)、产水速度记为q_wi(单位：mL/s)，驱替压差记为Δp_i(单位：mL/s)；

(c)根据达西定律计算油水注入比例为i时的油相相对渗透率k_roi、水相相对渗透率k_rwi，

式中，μ_o为模拟地层油粘度，μ_w为模拟地层水粘度，k_o为步骤S4计算得出的束缚水状态下的油相渗透率；

S6、称重法确定岩心在达到稳定状态后的含水饱和度S_wi，取出岩心，去除岩心表面的浮油和浮水，称取岩心的重量m_i；计算油水注入比例为i时岩心的含水饱和度S_wi，

S7、按照油水比例i＝20，10，5，1，0.2，0.1，0.05，0依次调整油水注入流量，重复步骤S1～S6，依次获得油水注入比例i＝20，10，5，1，0.2，0.1，0.05，0下的油相相对渗透率k_roi、水相相对渗透率k_rwi以及对应的含水饱和度S_wi，并绘制油水相对渗透率曲线。

为了直观地展现密闭搅拌皿磁力搅拌对油水两相流体的混合作用，本发明通过对比经过磁力搅拌前、后油水在管线中混合状态的照片。具体实验方法如下：

(1)模拟地层油(油相)选用无色煤油，水相选用模拟地层水(利用水溶性染色剂染红，便于观察)，以油水注入比例i＝0.25，设定泵的注入流量(油泵(ISCO泵Ⅱ)流量为0.5mL/min，水泵(ISCO泵Ⅰ)流量为2mL/min)，起动ISCO泵Ⅰ、ISCO泵Ⅱ，对装有染色后的模拟地层水的中间容器Ⅰ和装有模拟地层油的中间容器Ⅱ加压，按油水比例i＝0.25向密闭搅拌皿9的腔体908中注入油和水，直至密闭搅拌皿9中空气完全排出充满油水混合液体，此时密闭搅拌皿9的腔体908内油水体积比例应为i，停止ISCO泵Ⅰ、ISCO泵Ⅱ；

(2)打开磁力搅拌器开关，再打开ISCO泵Ⅰ、ISCO泵Ⅱ，观察密闭搅拌皿9入口901连接管线、出口902连接管线中的混合油水情况；

(3)待密闭搅拌皿9入口901、出口902两端油水达到稳定状态后，拍摄入口901连接管线、出口902连接管线中油水混合情况，结果如图5所示。

从图5中可以看出，在油水注入比例i＝0.25的情况下，入口901连接管线中油水呈段塞状的油水两相，经过密闭搅拌皿9磁力搅拌混合后，出口902连接管线中油水两相均匀混合，油段变为油珠均匀地分散在水相中，从而使注入岩心的油水比例会更加连续、均匀、稳定，因此，可使岩心油水达到稳定状态的时间更短，更能够准确的反映油水的真实流动状态，从而缩短稳态法油水相对渗透率的测定时间，并提高稳态法油水相对渗透率的测定准确性。

以上所述，仅为本发明的说明实施例，并非对本发明任何形式上和实质上的限制，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员，在不脱离本发明方法的前提下，做出的若干改进和补充也应视为本发明的保护范围；凡熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明精神和范围的情况下，利用以上所揭示的技术内容做出的些许更改、修饰与演变的等同变化，均为本发明的等效实施例；同时，凡依据本发明的实质技术对上述实施例所做的任何等同变化的更改、修饰与演变，均仍属于本发明的保护范围。

Claims (7)

1.一种油水相对渗透率曲线测试装置，其特征在于，包括依次连接的注液管线、压力传感器三(7)、阀门Ⅰ(8)、油水均匀混合器、阀门Ⅱ(10)、岩心夹持器(11)及油水计量单元(16)；所述岩心夹持器(11)的中部通过管线与阀门Ⅲ(12)、围压泵(13)依次连接，所述岩心夹持器(11)的两端通过管线连接有压差传感器(15)；所述注液管线包括并列连接的注油管线和注水管线，所述注水管线上依次串接着压力传感器一(3)、中间容器Ⅰ(2)、驱替单元Ⅰ和液体源Ⅰ，注水管线的末端伸入液体源Ⅰ内，液体源Ⅰ内装有模拟地层水；所述注油管线上依次串接着压力传感器二(6)、中间容器Ⅱ(5)、驱替单元Ⅱ和液体源Ⅱ，注油管线的末端伸入液体源Ⅱ内，液体源Ⅱ内装有模拟地层油；

所述油水均匀混合器包括密闭搅拌皿(9)及磁力搅拌器(14)，所述密闭搅拌皿(9)置于磁力搅拌器(14)上部；所述密闭搅拌皿(9)包括磁转子(905)、中空腔体(908)及其相适配的上端盖(903)、下端盖(904)；所述中空腔体(908)侧壁相对设有入口(901)、出口(902)，所述入口(901)用于与阀门Ⅰ(8)连接，所述出口(902)用于与阀门Ⅱ(10)连接；所述磁转子(905)通过凸起(906)固定于上端盖(903)和下端盖(904)中部的凹槽(907)内；

所述的驱替单元Ⅰ包括ISCO泵Ⅰ(1)和三通阀，三通阀的一个端口与ISCO泵Ⅰ(1)连接，另外一个端口与中间容器Ⅰ(2)的输入端连接，第三个端口与液体源Ⅰ连接；所述的驱替单元Ⅱ包括ISCO泵Ⅱ(4)和三通阀，三通阀的一个端口与ISCO泵Ⅱ(4)连接，另外一个端口与中间容器Ⅱ(5)的输入端连接，第三个端口与液体源Ⅱ连接。

2.根据权利要求1所述的一种油水相对渗透率曲线测试装置，其特征在于，所述油水计量单元(16)包括天平(161)、量筒(163)、摄像机(162)，所述天平(161)用于对量筒(163)内产出液实时称重；所述摄像机(162)用于实时拍摄量筒(163)内产出液体积及天平(161)称取的质量。

3.采用权利要求1-2中任一项所述的装置进行油水相对渗透率曲线的测试方法，其特征在于，包括如下步骤：

S1、配制模拟地层油、模拟地层水，并分别对其抽真空处理后装入中间容器Ⅰ和中间容器Ⅱ；

S2、测量岩心的横截面积A和孔隙体积V_pHe；

S3、将模拟地层水以恒定流速注入岩心，测定饱和模拟地层水的岩心质量m_s，计算有效孔隙体积V_p岩心的饱和度S；

S4、利用模拟地层油驱替饱和模拟地层水的岩心至束缚水状态，测定束缚水状态下岩心的束缚水饱和度S_wc和油相渗透率k_o；

S5、将油水比例为i的模拟地层油、模拟地层水通过油水均匀混合器搅拌混合均匀，然后通入束缚水状态下的岩心，进行稳态法油水相渗驱替实验，通过压差传感器实时监测岩心驱替压差Δp_j，通过油水计量装置实时记录出口端的产出液质量m_j以及产出液体积V_j，计算产油速度q_oi、产水速度q_wi、油相相对渗透率k_roi和水相相对渗透k_rwi；

S6、取出岩心，去除岩心表面的浮油和浮水，称取岩心的重量m_i，并计算油水注入比例为i时岩心的含水饱和度S_wi；

S7、改变油水注入比例i，重复步骤S1～S6，获得不同油水注入比例下的油相相对渗透率、水相相对渗透率以及对应的含水饱和度。

4.根据权利要求3所述的装置进行油水相对渗透率曲线的测试方法，其特征在于，步骤S2中岩心的横截面积A和孔隙体积V_pHe通过以下方法获取：

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m₀、气测孔隙度φ及气测渗透率K后，计算岩心的横截面积A和氮气法孔隙体积V_pHe，其中，

V_pHe＝Al×φ (2)。

5.根据权利要求3所述的装置进行油水相对渗透率曲线的测试方法，其特征在于，在步骤S3之前，先对岩心抽真空后接入饱和模拟地层水，然后连接至流体高度混合的稳态法油水相对渗透率曲线测定实验装置并调试，其中岩心的有效孔隙体积V_p及岩心饱和度S计算公式为，

其中，m₀为步骤S2测得的岩心干重，ρ_w为模拟地层水的密度，V_pHe为步骤S2测得的氮气法孔隙体积。

6.根据权利要求5所述的装置进行油水相对渗透率曲线的测试方法，其特征在于，步骤S4具体为：

利用模拟地层油驱替饱和模拟地层水的岩心至束缚水状态，用模拟地层油驱替岩心，待出口不再产水且产油速度达到稳定，记录此时出口的累计产水体积V_wc，出口产油速度q_oc，驱替压差Δp_c，最后得出束缚水状态下的饱和度S_wc及油相渗透率k_o，

其中，μ_o为模拟地层油粘度。

7.根据权利要求3所述的装置进行油水相对渗透率曲线的测试方法，其特征在于，步骤S5具体为：

(a)将岩心装入实验装置的岩心夹持器，加围压，保持步骤S4驱替过程中的模拟地层油流速不变，同时按油水比例为i将模拟地层水以恒定流速注入密闭搅拌皿，直至密闭搅拌皿完全排出内部的空气，充满油水混合液体；

(b)将密闭搅拌皿的出口端接入岩心夹持器，打开磁力搅拌器，进行稳态法油水相渗驱替实验，通过压差传感器实时监测岩心驱替压差Δp_j，通过油水计量装置实时记录出口端的产水速度和产油速度，具体记录方法为：间隔一定的时间Δt_j+1＝t_j+1-t_j，利用摄像机连续拍照，记录出口端第j秒的产出液的质量m_j以及产出液的体积V_j，计算Δt_j和Δt_j+1时间段内的累计产油体积、累计产水体积，

式中，j表示时间，j＝0，1，2，…，ρ_w为模拟地层水的密度，ρ_o为模拟地层油的密度，通过Δt_j时间段和Δt_j+1时间段的累计产油体积、累计产水体积，计算t_j+1时刻出口的产油速度q_oj+1、产水速度q_wj+1，

当tj+₁时刻与t_j时刻出口端的产水速度、产油速度以及岩心驱替压差不变时，说明岩心达到稳定状态，此时的产油速度记为q_oi、产水速度记为q_wi，驱替压差记为Δp_i；

(c)根据达西定律计算油水注入比例为i时的油相相对渗透率k_roi、水相相对渗透率k_rwi，

式中，μ_o为模拟地层油粘度，μ_w为模拟地层水粘度，k_o为步骤S6计算得出的束缚水状态下的油相渗透率。