CN110296931B - 一种致密砂岩油水相对渗透率信息的表征方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明属于石油化工技术领域，公开了一种致密砂岩油水相对渗透率信息的表征方法及系统，通过核磁共振装置与岩心夹持器装置有效连接，完成核磁共振技术监测下的致密砂岩水驱油过程；并利用重水驱替油；通过检测的正十二烷的T2谱中信号以及端口出液量求得绘制油水相渗曲；然后结合地质情况对地层中的水驱油过程进行综合分析。本发明利用T2谱求得岩心中的油、水含量，最终绘制出的油水相渗曲线较其他方法更为精确；实验过程中可在任一阶段进行核磁共振测试，无需取出岩心，所得实验结果更符合实际情况；本发明操作较为便捷，通过核磁共振测试可高度再现水驱油的全过程，对致密油的开发具有实际意义。
Description
技术领域
本发明属于石油化工技术领域，尤其涉及一种致密砂岩油水相对渗透率信息的表征方法及系统。
背景技术
目前，最接近的现有技术：
近些年，随着常规油气储量逐渐降低，致密油已转为国内外油气勘探开发的重点领域。其中，致密砂岩储层开发潜力和开发难度较大，已逐渐成为国内外油气田地质与开发专家们研究的焦点。致密砂岩储层一般孔隙度小于10％，渗透率小于0.1mD。致密砂岩储层的低-特低孔渗特点，使得水驱油过程不同于常规储层。相对渗透率是开发试验中一个重要的基本测量参数，现有的驱替实验方法主要针对中到高渗的油藏，由于致密砂岩储层具有物性、渗流规律复杂的特点，直接应用现有行业标准会有较大误差。
核磁共振技术(NMR)在测井技术和岩心分析中已经得到广泛应用，为油气的勘探和开发发挥重要作用。
综上所述，现有技术存在的问题是：
(1)致密砂岩孔隙结构复杂，孔隙空间狭小，水驱油实验不易于开展，油水两相渗透率计算复杂。
(2)基于现有实验装置对于岩心渗透率要求很高，一般渗透率大于0.2md的岩心才可以测定并计算油水相对渗透率，而致密砂岩孔隙度普遍在10％左右，渗透率低于0.1mD，因此目前实验装置不能满足实验需求。
(3)致密砂岩相渗的模拟研究方法有多种，常见的有网络模拟方法、分型几何预测法、格子玻尔兹曼模拟法等，然而这些模拟的方法或多或少都对真实岩心进行了简化，并且受计算能力限制往往模拟尺寸较小。
解决上述技术问题的难度：
致密砂岩孔渗很低，采用非稳态法需要建立足够大的驱替压力或驱替速度，从而降低因毛管力而产生的末端效应，许多研究者探究了不同的方法来减弱末端效应，虽然都有一定效果但还需进一步研究。
解决上述技术问题的意义：
本次研究采用改进后的非稳态法，利用先进的核磁——驱替连用装置通过阶段增压实现阶段性恒定高速驱替，有效减弱末端效，为低渗岩心相对渗透率研究提供新思路。
发明内容
针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种致密砂岩油水相对渗透率信息的表征方法及系统。本发明将核磁共振技术与水驱实验技术进行有效结合，提出采用核磁共振高压驱替联合实验的方式开展水驱油实验，采用阶段升压方式再现不同驱替压力下的水驱油过程，进而绘制油水相渗曲线。这种方法的优势在于利用T2谱求得岩心中的油、水含量，较其他方法更为精确。此外，实验过程中可在任一阶段进行核磁共振测试，无需取出岩心，所得实验结果更符合实际情况，操作也更简洁。
本发明是这样实现的，一种利用核磁-驱替联用装置测得实验数据求取致密砂岩油水相对渗透率进而分析水驱油过程的方法，通过核磁共振装置与岩心夹持器装置有效连接，完成核磁共振技术监测下的致密砂岩水驱油过程。该方法利用重水驱替油(正十二烷)。通过检测的正十二烷的T2谱中信号以及端口出液量求得绘制油水相渗曲，进而结合地质情况对地层中的水驱油过程进行综合评价。实验步骤包括：
步骤一，样品的预处理。
步骤二，核磁共振测试。
步骤三，核磁驱替实验。
步骤四，实验数据计算。
步骤五，实验数据处理。
进一步地，步骤一的具体过程如下：
采用氦气法测量致密砂岩岩心样品的孔隙度(Φ)和渗透率(k)：对样品进行切割处理，制备成直径为2.5cm，长度在2～3cm的柱样，并且岩心表面要确保光滑且端面水平。之后对样品进行洗油，有机溶剂为石油醚，压力为5MPa，温度为80℃，时间持续24小时。之后，对洗油后样品进行110℃，24小时的烘干处理。待其烘干结束后放至天平上称重3次取其平均值，然后将其放至核磁共振仪中进行核磁共振T2谱测试，测试2次。
进一步地，步骤二的具体过程如下：
首先测得烘干后的样品的其T1-T2谱图，然后先对样品进行油(正十二烷)驱干样的实验。驱替结束后取出放入装有正十二烷的烧杯中静置24h(充分饱和油)。
在水驱油实验开始之前，通过核磁共振测试对油进行标定，实现油的信号幅度与油的体积之间的转化。为实验结束后研究油体积的变化、孔隙度、含油饱和度和驱油效率奠定基础。标定步骤：
1)取出五只小号样品瓶称重并且分别测试五只小瓶的核磁共振T2谱。
2)分别量取0.3ml、0.6ml、1.0ml、1.5ml及2ml的正十二烷，放于样品瓶中，称量装有正十二烷后的瓶重。
3)分别对五只小瓶测试其核磁共振T2谱。并去小瓶和基底反演得到核磁共振T2谱。
4)将五只油瓶信号幅度分别求和得到油的体积与油的信号幅度的关系，进而可以对岩心中的可动油进行定量分析。
进一步地，步骤三的具体过程如下：
1)驱替时首先将处理好的岩心放入岩心夹持器中，测饱和油状态下的T1-T2谱。然后逐步升高围压至预设值。
2)设置进口端施加流体(重水)压力(阶段恒压实验)并测其T2谱。
3)当相邻两个T2谱信号幅度变化不明显，则升高驱替压力，重复这一过程。
4)当自由流体(T2＞100ms)处信号出现明显的变化时视为驱替开始，之后T2谱不再发生变化时驱替结束，在实验结束时再测一次T1-T2谱图
进一步地，步骤四的具体过程如下：
根据流体标定的标线方程组
可由核磁共振响应得到油的体积。当M0对应为初始饱和油状态下的孔隙中流体的核磁共振T2谱的信号幅度之和时，v油0即可近似代替为孔隙总体积。故通过核磁共振方法计算的孔隙度为：
驱替开始后，首先先将检测得到的油信号转换为油的体积，公式如下：
式中，v油代表油在岩心中所占的体积。i为T2＞100ms处信号，
为转换系数。实验认为最初饱和油状态为完全饱和状态，在驱替过程中，孔隙中水的体积为：
v水＝v岩×φNMR-v油，
式中，v水代表地层水在岩心中所占的体积。v岩为岩心体积，φ气为最初气测法测得的孔隙度，因此驱替过程中的饱和度sw和so的计算公式为：
进一步地，步骤五的具体过程如下：
利用非稳态法计算油水相对渗透率，其中水驱油过程
其中Kro(Sw)为油相相对渗透率，Sw为含水饱和度，fo(Sw)为含油率，V(t)为累积注水量，cm3。I为流动能力比。
其中Kro(Sw)为水相对渗透率。μw为水的粘度。μo为油的粘度。
根据步骤四以及步骤五可计算求得油水相对渗透率。
本发明的另一目的在于提供一种利用核磁-驱替联用装置测得实验数据求取致密砂岩油水相对渗透率进而分析水驱油过程系统通过核磁共振装置与岩心夹持器装置操作性地连接，完成核磁共振技术在线监测致密砂岩驱替过程。
综上所述，本发明的优点及积极效果为：
表1展示了本发明方法与现有技术的对比，本发明应用于非常规油气领域，应用核磁驱替联用装置模拟水驱油过程，通过测试T2谱中信号幅度，结合仪器端口检测到的总出液量求得油水相渗曲线。进而结合地质情况对地层中的水驱油过程进行综合评价。该方法驱替过程采用阶段升压方式，有效减少末端效应对实验结果的影响，并且实验全程无需取出岩心，实验结果更准确。该方法的提出对于非常规致密砂岩油气资源开发有重要应用价值。
本发明的方法通过核磁共振装置与岩心夹持器装置操作性地连接，完成核磁共振技术在线监测致密砂岩驱替过程，实验过程中可在任一阶段进行核磁共振测试，无需取出岩心，所得实验结果更符合实际情况，也为致密油开发提供了帮助。
相比于现有技术，本发明的优势进一步包括：
利用T2谱求得岩心中的油、水含量，最终绘制出的油水相渗曲线较其他方法更为精确。
实验过程中可在任一阶段进行核磁共振测试，无需取出岩心，所得实验结果更符合实际情况。
操作较为便捷，通过核磁共振测试可高度再现水驱油的全过程，对致密油的开发具有实际意义。
表1
| 方法名称 | 传统稳态法 | 传统非稳态法 | 格子玻尔兹曼模拟法 | 本次研究方法 |
| 岩心尺度 | 厘米级 | 厘米级 | 毫米级 | 厘米级 |
| 实验孔隙度(％) | >15 | >10 | >5 | >5 |
| 实验渗透率(mD) | >50 | >0.2 | >0.05 | >0.05 |
| 实验效率 | 快 | 较快 | 慢 | 较快 |
| 驱替方式 | 恒速驱替 | 恒速驱替 | 恒速驱替 | 阶段升压驱替 |
本发明的实验表明：将样品制成为2.5cm，长度3cm的柱样。首先进行洗油处理并利用核磁装置检测岩石骨架信号信息，之后饱和油处理48小时(这里采用正十二烷代替原油)，之后开始水驱实验，开始设定驱替压力为0MPa，阶梯式提高驱替压力(即：提升压力后保持恒定高速驱替直到当前压力速度无法驱动孔隙空间的油，再次提高驱替压力)，每隔9分钟，记录孔隙中正十二烷的信号，并收集端口处流出液体做好记录，如图2所示，可以得到在不同压力下正十二烷信号分布。通过将岩石骨架信号、正十二烷的信号分别转化为岩石体积以及正十二烷体积，如图3、图4分别可以得到排出孔隙的油体积随时间变化以及排出孔隙的油体积随压力变化。收集记录仪器终端排出的液体体积，如图5、图6分别可以得到累计排液量随时间变化以及累计排液量随压力变化。进一步的可以得到孔隙中的含水饱和度随时间以及压力的变化关系，如图7、图8。最后根据步骤五中的公式计算可得到本样品的油水相渗曲线，如图9。
附图说明
图1是本发明实施例提供的致密砂岩油水相对渗透率信息的表征方法流程图。
图2是本发明实施例提供的不同压力下正十二烷信号分布图。
图3是本发明实施例提供的排出孔隙的油体积随时间变化图。
图4是本发明实施例提供的排出孔隙的油体积随压力变化图。
图5是本发明实施例提供的累计排液量随时间变化图。
图6是是本发明实施例提供的累计排液量随压力变化图。
图7是本发明实施例提供的孔隙内含水饱和度随时间变化图。
图8是本发明实施例提供的孔隙内含水饱和度随压力变化图。
图9是本发明实施例提供的油水相渗曲线图。
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。
致密砂岩孔隙结构复杂，孔隙空间狭小，水驱油实验不易于开展，油水两相渗透率计算复杂。
针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种致密砂岩油水相对渗透率信息的表征方法及装置，下面结合附图对本发明作详细的描述。
本发明实施例提供一种利用核磁-驱替联用装置测得实验数据求取致密砂岩油水相对渗透率进而分析水驱油过程的方法，通过核磁共振装置与岩心夹持器装置有效连接，完成核磁共振技术监测下的致密砂岩水驱油过程。该方法利用重水驱替油(正十二烷)。通过检测的正十二烷的T2谱中信号以及端口出液量求得绘制油水相渗曲，进而结合地质情况对地层中的水驱油过程进行综合评价。实验步骤包括：
步骤一，样品的预处理。
步骤二，核磁共振测试。
步骤三，核磁驱替实验。
步骤四，实验数据计算。
步骤五，实验数据处理。
在本发明实施例中，步骤一的具体过程如下：
采用氦气法测量致密砂岩岩心样品的孔隙度(Φ)和渗透率(k)：对样品进行切割处理，制备成直径为2.5cm，长度在2～3cm的柱样，并且岩心表面要确保光滑且端面水平。之后对样品进行洗油，有机溶剂为石油醚，压力为5MPa，温度为80℃，时间持续24小时。之后，对洗油后样品进行110℃，24小时的烘干处理。待其烘干结束后放至天平上称重3次取其平均值，然后将其放至核磁共振仪中进行核磁共振T2谱测试，测试2次。
在本发明实施例中，步骤二的具体过程如下：
首先测得烘干后的样品的其T1-T2谱图，然后先对样品进行油(正十二烷)驱干样的实验。驱替结束后取出放入装有正十二烷的烧杯中静置24h(充分饱和油)。
在水驱油实验开始之前，通过核磁共振测试对油进行标定，实现油的信号幅度与油的体积之间的转化。为实验结束后研究油体积的变化、孔隙度、含油饱和度和驱油效率奠定基础。标定步骤：
1)取出五只小号样品瓶称重并且分别测试五只小瓶的核磁共振T2谱。
2)分别量取0.3ml、0.6ml、1.0ml、1.5ml及2ml的正十二烷，放于样品瓶中，称量装有正十二烷后的瓶重。
3)分别对五只小瓶测试其核磁共振T2谱。并去小瓶和基底反演得到核磁共振T2谱。
4)将五只油瓶信号幅度分别求和得到油的体积与油的信号幅度的关系，进而可以对岩心中的可动油进行定量分析。
在本发明实施例中，步骤三的具体过程如下：
1)驱替时首先将处理好的岩心放入岩心夹持器中，测饱和油状态下的T1-T2谱。然后逐步升高围压至预设值。
2)设置进口端施加流体(重水)压力(阶段恒压实验)并测其T2谱。
3)当相邻两个T2谱信号幅度变化不明显，则升高驱替压力，重复这一过程。
4)当自由流体(T2＞100ms)处信号出现明显的变化时视为驱替开始，之后T2谱不再发生变化时驱替结束，在实验结束时再测一次T1-T2谱图。
在本发明实施例中，步骤四的具体过程如下：
根据流体标定的标线方程组
可由核磁共振响应得到油的体积。当M0对应为初始饱和油状态下的孔隙中流体的核磁共振T2谱的信号幅度之和时，v油0即可近似代替为孔隙总体积。故通过核磁共振方法计算的孔隙度为：
驱替开始后，首先先将检测得到的油信号转换为油的体积，公式如下：
式中，v油代表油在岩心中所占的体积。i为T2＞100ms处信号，
为转换系数。实验认为最初饱和油状态为完全饱和状态，在驱替过程中，孔隙中水的体积为：
v水＝v岩×φNMR-v油。
式中，v水代表地层水在岩心中所占的体积。v岩为岩心体积，φ气为最初气测法测得的孔隙度，因此驱替过程中的饱和度sw和so的计算公式为：
在本发明实施例中，步骤五的具体过程如下：
利用非稳态法计算油水相对渗透率，其中水驱油过程
其中Kro(Sw)为油相相对渗透率，Sw为含水饱和度，fo(Sw)为含油率，V(t)为累积注水量，cm3。I为流动能力比。
其中Kro(Sw)为水相对渗透率。μw为水的粘度。μo为油的粘度。
在本发明实施例中，根据步骤四以及步骤五可计算求得油水相对渗透率。
下面结合具体实施例对本发明作进一步描述。
实施例
如图1所示，本发明实施例提供的利用核磁-驱替联用装置测得实验数据求取致密砂岩油水相对渗透率进而分析水驱油过程的方法，通过核磁共振装置与岩心夹持器装置有效连接，完成核磁共振技术监测下的致密砂岩水驱油过程。该方法利用重水驱替油(正十二烷)。通过检测的正十二烷的T2谱中信号以及端口出液量求得绘制油水相渗曲，进而结合地质情况对地层中的水驱油过程进行综合评价。具体步骤包括：
步骤一，样品的预处理：
采用氦气法测量致密砂岩岩心样品的孔隙度(Φ)和渗透率(k)：对样品进行切割处理，制备成直径为2.5cm，长度在2～3cm的柱样，并且岩心表面要确保光滑且端面水平。之后对样品进行洗油，有机溶剂为石油醚，压力为5MPa，温度为80℃，时间持续24小时。之后，对洗油后样品进行110℃，24小时的烘干处理。待其烘干结束后放至天平上称重3次取其平均值，然后将其放至核磁共振仪中进行核磁共振T2谱测试，测试2次。
步骤二，核磁共振测试：
首先测得烘干后的样品的其T1-T2谱图，然后先对样品进行油(正十二烷)驱干样的实验。驱替结束后取出放入装有正十二烷的烧杯中静置24h(充分饱和油)。
在水驱油实验开始之前，通过核磁共振测试对油进行标定，实现油的信号幅度与油的体积之间的转化。为实验结束后研究油体积的变化、孔隙度、含油饱和度和驱油效率奠定基础。标定步骤：
1)取出五只小号样品瓶称重并且分别测试五只小瓶的核磁共振T2谱。
2)分别量取0.3ml、0.6ml、1.0ml、1.5ml及2ml的正十二烷，放于样品瓶中，称量装有正十二烷后的瓶重。
3)分别对五只小瓶测试其核磁共振T2谱。并去小瓶和基底反演得到核磁共振T2谱。
4)将五只油瓶信号幅度分别求和得到油的体积与油的信号幅度的关系，进而可以对岩心中的可动油进行定量分析。
步骤三，核磁驱替实验：
1)驱替时首先将处理好的岩心放入岩心夹持器中，测饱和油状态下的T1-T2谱。然后逐步升高围压至预设值。
2)设置进口端施加流体(重水)压力(阶段恒压实验)并测其T2谱。
3)当相邻两个T2谱信号幅度变化不明显，则升高驱替压力，重复这一过程。
4)当自由流体(T2＞100ms)处信号出现明显的变化时视为驱替开始，之后T2谱不再发生变化时驱替结束，在实验结束时再测一次T1-T2谱图。
步骤四，实验数据计算：
如图2，根据流体标定的标线方程组
可由核磁共振响应得到油的体积。当M0对应为初始饱和油状态下的孔隙中流体的核磁共振T2谱的信号幅度之和时，v油0即可近似代替为孔隙总体积。故通过核磁共振方法计算的孔隙度为：
驱替开始后，首先先将检测得到的油信号转换为油的体积，如图3-4，公式如下：
式中，v油代表油在岩心中所占的体积。i为T2＞100ms处信号，
为转换系数。实验认为最初饱和油状态为完全饱和状态，在驱替过程中，孔隙中水的体积为：
v水＝v岩×φNMR-v油。
式中，v水代表地层水在岩心中所占的体积。v岩为岩心体积，φ气为最初气测法测得的孔隙度，因此驱替过程中的饱和度sw和so的计算公式为：
步骤五，实验数据处理：
如图5-图8，计算油水相对渗透率，其中水驱油过程
其中Kro(Sw)为油相相对渗透率，Sw为含水饱和度，fo(Sw)为含油率，V(t)为累积注水量，cm3。I为流动能力比。
其中Kro(Sw)为水相对渗透率。μw为水的粘度。μo为油的粘度。
如图9所示，根据步骤四以及步骤五可计算求得油水相对渗透率。
下面结合实验过程对本发明作进一步描述。
实验
选取龙虎泡地区高台子油层致密砂岩样品进行实验验证，其中样品孔隙度为5.79％，渗透率为0.18mD。将样品制成为2.5cm，长度3cm的柱样。首先进行洗油处理并利用核磁装置检测岩石骨架信号信息，之后饱和油处理48小时(这里采用正十二烷代替原油)，之后开始水驱实验，开始设定驱替压力为0MPa，阶梯式提高驱替压力(即：提升压力后保持恒定高速驱替直到当前压力速度无法驱动孔隙空间的油，再次提高驱替压力)，每隔9分钟，记录孔隙中正十二烷的信号，并收集端口处流出液体做好记录，如图2所示，可以得到在不同压力下正十二烷信号分布。通过将岩石骨架信号、正十二烷的信号分别转化为岩石体积以及正十二烷体积，如图3、图4分别可以得到排出孔隙的油体积随时间变化以及排出孔隙的油体积随压力变化。收集记录仪器终端排出的液体体积，如图5、图6分别可以得到累计排液量随时间变化以及累计排液量随压力变化。进一步的可以得到孔隙中的含水饱和度随时间以及压力的变化关系，如图7、图8。最后根据步骤五中的公式计算可得到本样品的油水相渗曲线，如图9。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (3)
1.一种利用核磁-驱替联用装置测得实验数据求取致密砂岩油水相对渗透率进而分析水驱油过程的方法，其特征在于，所述利用核磁-驱替联用装置测得实验数据求取致密砂岩油水相对渗透率进而分析水驱油过程的方法，通过核磁共振装置与岩心夹持器装置有效连接，完成核磁共振技术监测下的致密砂岩水驱油过程；
并利用重水驱替油；通过检测的正十二烷的T2谱中信号以及端口出液量求得绘制油水相渗曲；
然后结合地质情况对地层中的水驱油过程进行综合分析；
步骤一具体包括：
采用氦气法测量致密砂岩岩心样品的孔隙度Φ和渗透率k：对样品进行切割处理，制备成直径为2.5cm，长度在2～3cm的柱样，并且岩心表面要确保光滑且端面水平；之后对样品进行洗油，有机溶剂为石油醚，压力为5MPa，温度为80℃，时间持续24小时；之后，对洗油后样品进行110℃，24小时的烘干处理；待其烘干结束后放至天平上称重3次取平均值，然后放至核磁共振仪中进行核磁共振T2谱测试，测试2次；
步骤二具体包括：
首先测得烘干后的样品的T1-T2谱图；
再通过核磁共振测试对油进行标定，实现油的信号幅度与油的体积之间的转化；
然后先对样品进行油驱干样的实验；驱替结束后取出放入装有正十二烷的烧杯中静置24h；
所述利用核磁-驱替联用装置测得实验数据求取致密砂岩油水相对渗透率进而分析水驱油过程的方法具体包括以下步骤：
步骤一，样品的预处理；
步骤二，核磁共振测试；
步骤三，核磁驱替实验；
步骤四，实验数据计算；
步骤五，实验数据处理；
标定步骤包括：
1)取出五只小号样品瓶称重并且分别测试五只小瓶的核磁共振T2谱；
2)分别量取0.3ml、0.6ml、1.0ml、1.5ml及2ml的正十二烷，放于样品瓶中，称量装有正十二烷后的瓶重；
3)分别对五只小瓶测试核磁共振T2谱；并去小瓶和基底反演得到核磁共振T2谱；
4)将五只油瓶信号幅度分别求和得到油的体积与油的信号幅度的关系，进而可对岩心中的可动油进行定量分析；
步骤三具体包括：
1)驱替时首先将处理好的岩心放入岩心夹持器中，测饱和油状态下的T1-T2谱；然后逐步升高围压至预设值；
2)设置进口端施加流体压力并测T2谱；
3)当相邻两个T2谱信号幅度变化不明显，则升高驱替压力，重复这一过程；
4)当T2＞100ms的自由流体处信号出现明显的变化时视为驱替开始，T2谱不再发生变化时驱替结束，实验结束时再测一次T1-T2谱图；
步骤四具体包括：
根据流体标定的标线方程组
由核磁共振响应得到油的体积；当M0对应为初始饱和油状态下的孔隙中流体的核磁共振T2谱的信号幅度之和时，v油0即代替为孔隙总体积；通过核磁共振方法计算的孔隙度为：
驱替开始后，首先先将检测得到的油信号转换为油的体积，公式如下：
式中，v油代表油在岩心中所占的体积；i为T2＞100ms处信号，
为转换系数；实验认为最初饱和油状态为完全饱和状态，在驱替过程中，孔隙中水的体积为：
v水＝v岩×φNMR-v油；
式中，v水代表地层水在岩心中所占的体积；v岩为岩心体积，φ气为最初气测法测得的孔隙度，驱替过程中的饱和度sw和so的计算公式为：
2.如权利要求1所述的利用核磁-驱替联用装置测得实验数据求取致密砂岩油水相对渗透率进而分析水驱油过程的方法，其特征在于，步骤五具体包括：
利用非稳态法计算油水相对渗透率，水驱油过程为：
其中Kro(Sw)为油相相对渗透率，Sw为含水饱和度，fo(Sw)为含油率，V(t)为累积注水量，cm3；I为流动能力比；
其中Kro(Sw)为水相对渗透率；μw为水的粘度；μo为油的粘度。
3.一种实施权利要求1所述利用核磁-驱替联用装置测得实验数据求取致密砂岩油水相对渗透率进而分析水驱油过程的方法的利用核磁-驱替联用装置测得实验数据求取致密砂岩油水相对渗透率进而分析水驱油过程系统，其特征在于，所述利用核磁-驱替联用装置测得实验数据求取致密砂岩油水相对渗透率进而分析水驱油过程系统通过核磁共振装置与岩心夹持器装置操作性地连接，完成核磁共振技术在线监测致密砂岩驱替过程。
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