CN112096357A - 稠油热采相对渗透率测试的产油量校正方法、装置及设备 - Google Patents
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Abstract
本说明书实施例公开了一种稠油热采相对渗透率测试的产油量校正方法、装置及设备，所述方法可以利用模拟设备，预先模拟分析当前稠油热采相对渗透率测试设备的岩心出口端管线的死油产出规律，并以此为基础，对当前稠油热采相对渗透率测试的产油量数据进行校正，以降低出口端管线内的死油体积对测试结果的影响，提高稠油热采相对渗透率测试结果的准确性，进而提高工业稠油热采生产预测结果的准确性以及可靠性。
Description
技术领域
本说明书涉及稠油热采相对渗透率测试技术领域，特别地，涉及一种稠油热采相对渗透率测试的产油量校正方法、装置及设备。
背景技术
热采是稠油油藏的重要开发方式，相对渗透率又是稠油油藏热采开发动态计算的重要基础数据。在稠油热采相对渗透率确定过程中，为了维持要求的饱和蒸汽温度通常需要在稠油热采相对渗透率测试所利用设备中增加背压装置，同时为了准确计量出口端流体产液量还要增加冷却装置，这样容易造成设备的岩心出口端管线的死油体积较大，甚至与岩心孔隙体积相当。死油体积如果处理方法不当，会严重影响相对渗透率分析结果的可靠性，进而影响稠油油藏的开发动态预测效果。
常规死油体积处理方法有直接减去法和比例减去法。但这些方法存在以下问题：直接减去法处理死油体积不符合稠油相渗实验出口端管线死油产出规律，严重影响了稠油热采相对渗透率确定的准确性。比例减除法处理死油体积虽然可以反映出口端原油产出的非活塞性，但是人为性比较强，缺乏可操作性。因此，目前亟需一种可以更加准确高效的稠油热采相对渗透率测试所利用设备的岩心出口端管线的死油体积处理方法，以准确校正稠油热采相对渗透率分析中的产油量，实现稠油热采相对渗透率的准确分析，进而保证稠油油藏的开发效果。
发明内容
本说明书实施例的目的在于提供一种稠油热采相对渗透率测试的产油量校正方法、装置及设备，可以有效提高稠油热采相对渗透率测试结果的可靠性，进而提高稠油油藏的开发动态预测效果
本说明书提供一种稠油热采相对渗透率测试的产油量校正方法、装置及设备是包括如下方式实现的：
一种稠油热采相对渗透率测试的产油量校正方法，包括：
获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线所对应的死油产出样本集；所述死油产出样本集基于所述岩心出口端管线所对应的模拟设备模拟测试得到；其中，所述死油产出样本集包括多个样本子集，所述样本子集包括一组原油黏度与驱替速度所对应的不同驱替时间下的产液量和产油量进行无量纲化得到的死油采出程度和无因次产液量数据；
将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度以及驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度与驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；将匹配出的样本子集中的死油采出程度和无因次产液量作为第一死油采出程度以及第一无因次产液量；
将所述匹配出的样本子集中最后一个驱替时间样本点所对应的第一死油采出程度作为第一死油最终采出程度；
获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线的总死油体积以及当前稠油热采相对渗透率测试结束后所述岩心出口端管线的残余油体积，根据所述总死油体积以及残余油体积计算得到所述当前稠油热采相对渗透率测试所对应的第二死油最终采出程度；
对所述匹配出的样本子集中第一死油采出程度和第一无因次产液量数据进行插值处理，得到所述当前稠油热采相对渗透率测试的第二无因次产液量所对应的第二死油采出程度；
根据所述总死油体积、第一死油最终采出程度、第二死油最终采出程度以及第二死油采出程度，确定第二无因次产液量所对应的死油产出体积；
根据所述第二无因次产液量所对应的死油产出体积对所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的产油体积进行校正，获得所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的校正后的产油体积。
本说明书所述方法的另一些实施例中，所述将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度以及驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度与驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集，包括：
将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度进行比对，匹配出至少一个样本子集作为第一匹配样本集；
将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度与第一匹配样本集中各样本子集所对应的驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集。
本说明书所述方法的另一些实施例中，所述死油产出样本集中的各样本子集对应的原油黏度数据包括μ0,μ1,...μi,...μn，其中，μ0＜μ1…＜μi…＜μn；
相应的，所述将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度与第一匹配样本集中各样本子集所对应的驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集，包括：
当
时，提取原油黏度μ0所对应的样本子集作为第一匹配样本集；
当
时，提取原油黏度μi所对应的样本子集作为第一匹配样本集；
当
时，提取原油黏度μn所对应的样本子集作为第一匹配样本集；
其中，μ表示当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度。
本说明书所述方法的另一些实施例中，所述死油产出样本集中的各样本子集对应的驱替速度数据包括Q0,Q1,...Qj,...Qm，其中，Q0＜Q1…＜Qj...＜Qm；
相应的，所述将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度与第一匹配样本集中各样本子集所对应的驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集，包括：
当
时，将所述第一匹配样本集中驱替速度Q0所对应的样本子集作为所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；
当
时，将所述第一匹配样本集中驱替速度Qj所对应的样本子集作为所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；
当
时，将所述第一匹配样本集中驱替速度Qm所对应的样本子集作为所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；
其中，Q表示当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度。
本说明书所述方法的另一些实施例中，所述将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度以及驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度与驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集，包括：
将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的驱替速度进行比对，匹配出至少一个样本子集作为第二匹配样本集；
将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度与第二匹配样本集中各样本子集所对应的原油黏度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集。
本说明书所述方法的另一些实施例中，所述根据所述总死油体积、第一死油最终采出程度、第二死油最终采出程度以及第二死油采出程度，确定第二无因次产液量所对应的死油产出体积，包括：
根据下述公式确定第二无因次产液量所对应的死油产出体积：
其中，Vod表示第二无因次产液量所对应的死油产出体积，Vd表示总死油体积，η表示第二无因次产液量所对应的第二死油采出程度，ηmax表示第二死油最终采出程度，ηmax0表示第一死油最终采出程度。
本说明书所述方法的另一些实施例中，所述根据所述各第二无因次产液量所对应的死油产出体积对所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的产油体积进行校正，包括：
计算所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的产油体积与所述第二无因次产液量下的死油产出体积的差值，获得所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的校正后的产油体积。
本说明书所述方法的另一些实施例中，所述模拟设备包括驱替泵、油中间容器、水中间容器、六通阀、模拟管线、回压阀、回压泵、流体计量管、泠凝器、恒温箱及数据处理装置；其中，所述模拟管线用于模拟所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线；
所述驱替泵与油中间容器及水中间容器相连；所述油中间容器及水中间容器通过六通阀与模拟管线连通；所述模拟管线上安装有回压阀；所述回压阀还连接有回压泵，所述回压泵用于对模拟管线的回压阀施加压力；所述模拟管线的出口端安装有冷凝器以及流体计量管；所述冷凝器用于对模拟管线的出口端的液体进行冷却；所述流体计量管用于采集模拟管线的出口端驱替出的液体；所述油中间容器、六通阀、模拟管线以及回压阀位于恒温箱中，所述恒温箱用于对驱替过程中的原油进行温度控制；
相应的，利用回压泵给回压阀施加回压；使所述六通阀导通所述油中间容器和模拟管线，利用驱替泵驱替油中间容器中的原油，以使模拟管线饱和原油；使所述六通阀导通水中间容器和模拟管线，利用驱替泵驱替水中间容器中的水，以驱替模拟管线中饱和的原油；
所述数据处理装置记录不同驱替时间下所述流体计量管采集的累产液和累产油，进行无量纲化得到无因次产液量和死油采出程度；
改变原油粘度和驱替速度，重复上述步骤，得到不同原油粘度的原油在不同驱替速度下对应于不同驱替时间的无因次产液量和死油采出程度，作为所述死油产出样本集。
另一方面，本说明书实施例还提供一种稠油热采相对渗透率测试的产油量校正装置，包括：
数据获取模块，用于获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线所对应的死油产出样本集；所述死油产出样本集基于所述岩心出口端管线所对应的模拟设备模拟测试得到；其中，所述死油产出样本集包括多个样本子集，所述样本子集包括一组原油黏度与驱替速度所对应的不同驱替时间下的产液量和产油量进行无量纲化得到的死油采出程度和无因次产液量数据；
匹配模块，用于将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度以及驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度与驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；将匹配出的样本子集中的死油采出程度和无因次产液量作为第一死油采出程度以及第一无因次产液量；
第一采出程度确定模块，用于将所述匹配出的样本子集中最后一个驱替时间样本点所对应的第一死油采出程度作为第一死油最终采出程度；
第二采出程度确定模块，用于获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线的总死油体积以及当前稠油热采相对渗透率测试结束后所述岩心出口端管线的残余油体积，根据所述总死油体积以及残余油体积计算得到所述当前稠油热采相对渗透率测试所对应的第二死油最终采出程度；
插值处理模块，用于对所述匹配出的样本子集中第一死油采出程度和第一无因次产液量数据进行插值处理，得到所述当前稠油热采相对渗透率测试的第二无因次产液量所对应的第二死油采出程度；
死油产出确定模块，用于根据所述总死油体积、第一死油最终采出程度、第二死油最终采出程度以及第二死油采出程度，确定第二无因次产液量所对应的死油产出体积；
校正模块，用于根据所述第二无因次产液量所对应的死油产出体积对所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的产油体积进行校正，获得所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的校正后的产油体积。
另一方面，本说明书实施例还提供一种模拟设备，所述设备包括驱替泵、油中间容器、水中间容器、六通阀、模拟管线、回压阀、回压泵、流体计量管、泠凝器以及恒温箱；其中，所述模拟管线用于模拟所述稠油热采相对渗透率测试设备的岩心出口端管线；其中，所述驱替泵与油中间容器及水中间容器相连；所述油中间容器及水中间容器通过六通阀与模拟管线连通；所述模拟管线上安装有回压阀；所述回压阀还连接有回压泵，所述回压泵用于对模拟管线的回压阀施加压力；所述模拟管线的出口端安装有冷凝器以及流体计量管；所述冷凝器用于对模拟管线的出口端的液体进行冷却；所述流体计量管用于采集模拟管线的出口端驱替出的液体；所述油中间容器、六通阀、模拟管线以及回压阀位于恒温箱中，所述恒温箱用于对驱替过程中的原油进行温度控制。
本说明书一个或多个实施例提供的稠油热采相对渗透率测试的产油量校正方法、装置及设备，可以模拟稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线的死油产出，预先获得当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线的死油产出规律，然后，确定出当前稠油热采相对渗透率测试在不同无因次产液量下死油采出程度。进而利用该确定出的死油采出程度对不同无因次产液量下的产油体积进行校正，准确获得不同无因次产液量下的校正后的产油体积。基于该校正后的产油体积可以提高稠油热采相对渗透率测试结果的可靠性，进而提高稠油油藏的开发动态预测效果。
附图说明
为了更清楚地说明本说明书实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本说明书中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附图中：
图1为本说明书提供的一种稠油热采相对渗透率测试的产油量校正方法实施例流程示意图；
图2为本说明书提供的一个实施例中的模拟设备示意图；
图3为本说明书提供的一个实施例中的死油产出曲线示意图；
图4为本说明书提供的一个实施例中使用本说明书实施例的方法校正后的数据计算得到的相对渗透率曲线示意图；
图5为本说明书提供的一个实施例中未使用本说明书实施例的方法校正的数据计算得到的相对渗透率曲线示意图；
图6为本说明书提供的一种稠油热采相对渗透率测试的产油量校正装置实施例的模块结构示意图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本说明书中的技术方案，下面将结合本说明书一个或多个实施例中的附图，对本说明书一个或多个实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是说明书一部分实施例，而不是全部的实施例。基于说明书一个或多个实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本说明书实施例方案保护的范围。
本说明书实施例中死油是指在稠油热采相对渗透率分析实验过程中，稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线中的原油。在稠油油藏高温相对渗透率确定过程中，由于原油粘度较高，实验温度高，实验设备的岩心出口端管线较长，管线内死油体积与岩心孔隙体积相当，当岩心体积较小时管线死油体积甚至还要大于岩心孔隙体积，使用常规简单扣除管线孔隙体积来修正产油体积的方法往往会使产油量计量产生较大误差，从而影响相对渗透率的测试结果。
图1是本说明书提供的所述稠油热采相对渗透率测试的产油量校正方法实施例流程示意图。
具体的一个实施例如图1所示，所述方法可以包括如下步骤：
S20：获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线所对应的死油产出样本集；所述死油产出样本集基于所述岩心出口端管线所对应的模拟设备模拟测试得到；其中，所述死油产出样本集包括多个样本子集，所述样本子集包括一组原油黏度与驱替速度在不同驱替时间下的产液量和产油量进行无量纲化得到的死油采出程度和无因次产液量数据。
可以获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的死油产出样本集。所述死油产出样本集可以包括多个样本子集。所述样本子集可以包括一组原油黏度与驱替速度所对应的不同驱替时间下的产液量和产油量进行无量纲化得到的死油采出程度和无因次产液量数据。
可以预先对当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备或者参数相似的设备或者该设备所对应的模拟设备进行死油产出分析处理，获得死油产出数据，构建死油产出样本集。一些实施方式中，可以利用该设备所对应的模拟设备进行死油产出分析处理。
如图2所示，图2表示本实例提供的一种用于收集稠油热采相对渗透率测试所利用设备的出口端管线的死油产出样本数据的模拟设备。如图2所示，该稠油热采相对渗透率测试模拟设备可以包括：驱替泵101；油中间容器102；水中间容器103；六通阀104；模拟管线105，该模拟管线用于模拟当前稠油热采相对渗透率测试分析时岩心出口端管线，以研究岩心出口端管线中的死油产出规律。所述模拟管线的长度以及孔隙大小可以与所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线相同。回压阀106；回压泵107；进口端压力传感器108；回压压力传感器109；数据采集系统110；流体计量管111；泠凝器112；恒温箱113。
按图2连接好各设备。所述驱替泵101与油中间容器102及水中间容器103相连。所述油中间容器102及水中间容器103通过六通阀104与模拟管线105连通。所述模拟管线105上安装有回压阀106。所述回压阀106还连接有回压泵107，所述回压泵107用于对模拟管线105的回压阀106施加压力。所述回压压力传感器109连接在回压泵107与回压阀106之间，用于获取回压泵107施加的压力。所述进口端压力传感器108与六通阀104连接，用于获取六通阀104端的压力。所述进口端压力传感器108以及所述回压压力传感器109与数据采集系统110相连，数据采集系统110用于获取六通阀104以及回压阀106端的压力，以进行实时调节。所述模拟管线105的出口端安装有冷凝器112以及流体计量管111。所述冷凝器112对模拟管线105的出口端的液体进行冷却。所述流体计量管111用于采集模拟管线105的出口端驱替出的液体，以进行后续分析。所述油中间容器102、六通阀104、模拟管线105、回压阀106位于恒温箱113中，以进行驱替过程中的原油进行温度控制。
利用回压泵107给回压阀106施加相对渗透率分析所要求的回压，六通阀104导通油中间容器102和模拟管线105。用驱替泵101驱替油中间容器102中的原油，给模拟管线105饱和原油，模拟管线内的饱和的油体积V即为模拟管线体积。六通阀104导通水中间容器103和模拟管线105，用驱替泵101驱替水中间容器103中的水，进而驱替模拟管线105中饱和的原油。
所述模拟设备还可以包括数据处理装置，数据处理装置可以记录不同驱替时间t下累产液VL和累产油Vo。改变原油粘度和驱替速度，重复上述步骤，得到不同原油粘度μ0,μ1,...μi,...μn的原油在不同驱替速度Q0,Q1,...Qj,...Qm下对应于不同驱替时间t的累产液VL和累产油Vo数据。
将累产液VL和累产油Vo与模拟管线105饱和油体积V之比，可得到模拟管线中不同原油粘度的原油在不同驱替速度下对应的死油采出程度η0＝Vo/V、无因次产液量VL＝VL/V的数据，从而获得岩心出口端管线所对应的死油产出样本集。
可以将一组原油黏度与驱替速度(μi,Qj)所对应的死油采出程度和无因次产液量数据作为一个样本子集，构建当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线所对应的死油产出样本集。相应的，死油产出样本集可以包括n×m个样本子集，其中，m和n均为大于等于1的正整数。
S22：将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度以及驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度与驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；将匹配出的样本子集中的死油采出程度和无因次产液量作为第一死油采出程度以及第一无因次产液量。
每一个样本子集对应一组原油黏度及驱替速度数据，可以通过比对当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度以及驱替速度数据与各样本子集对应一组原油黏度及驱替速度数据，筛选出原油黏度以及驱替速度最接近的样本子集，作为当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集。
一些实施例中，可以将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度进行比对，匹配出至少一个样本子集作为第一匹配样本集；将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度与第一匹配样本集中各样本子集所对应的驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集。
所述死油产出样本集中的各样本子集对应的原油黏度数据可以包括μ0,μ1,...μi,...μn，其中，μ0＜μ1...＜μi...＜μn。相应的，所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度进行比对，匹配出至少一个样本子集作为第一匹配样本集，可以包括：
当
时，提取原油黏度μ0所对应的样本子集作为第一匹配样本集；
当
时，提取原油黏度μi所对应的样本子集作为第一匹配样本集；
当
时，提取原油黏度μn所对应的样本子集作为第一匹配样本集；
其中，μ表示当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度。
所述死油产出样本集中的各样本子集对应的驱替速度数据可以包括Q0,Q1,...Qj,...Qm，其中，Q0＜Q1...＜Qj...＜Qm。相应的，所述将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度与第一匹配样本集中各样本子集所对应的驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集，包括：
当
时，将所述第一匹配样本集中驱替速度Q0所对应的样本子集作为所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；
当
时，将所述第一匹配样本集中驱替速度Qj所对应的样本子集作为所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；
当
时，将所述第一匹配样本集中驱替速度Qm所对应的样本子集作为所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；
其中，Q表示当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度。
另一些实施例中，还可以将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的驱替速度进行比对，匹配出至少一个样本子集作为第二匹配样本集；将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度与第二匹配样本集中各样本子集所对应的原油黏度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集。
所述将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的驱替速度进行比对，匹配出至少一个样本子集作为第二匹配样本集，可以包括：
当
时，提取驱替速度Q0所对应的样本子集作为第二匹配样本集；
当
时，提取驱替速度Qj所对应的样本子集作为第二匹配样本集；
当
时，提取驱替速度Qm所对应的样本子集作为第二匹配样本集；
其中，Q表示当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度。
所述将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度与第二匹配样本集中各样本子集所对应的驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集，可以包括：
当
时，将所述第二匹配样本集中原油黏度μ0所对应的样本子集作为所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；
当
时，将所述第二匹配样本集中原油黏度μi所对应的样本子集作为所述当前稠油热所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；
当
时，将所述第二匹配样本集中原油黏度μn所对应的样本子集作为所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；
其中，μ表示当前稠油热所利用的原油黏度。
S24：将所述匹配出的样本子集中最后一个驱替时间样本点所对应的第一死油采出程度作为第一死油最终采出程度。
S26：获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线的总死油体积以及当前稠油热采相对渗透率测试结束后所述岩心出口端管线的残余油体积，根据所述总死油体积以及残余油体积计算得到所述当前稠油热采相对渗透率测试所对应的第二死油最终采出程度。
可以获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线的总死油体积以及当前稠油热采相对渗透率测试结束后所述岩心出口端管线的残余油体积。岩心出口端管线的总死油体积Vd可以为管线的孔隙体积。一些实施方式中，可以对管线进行抽真空，并对管线进行用水饱和，然后，用氮气进行驱替，通过称量驱替的水来确定管线的孔隙体积。当出口端含水率达到99％或者累产液量达到15倍的出口端管线的孔隙体积时，可以停止驱替。当前稠油热采相对渗透率测试分析所对应的驱替结束后，可以用溶剂清洗出口端管线，然后，可以利用如比色法或色谱法确定出口端管线中的残余油量，获得出口端管线内的残余油体积Vor。
然后，可以根据总死油体积Vd和残余油体积Vor计算获出口端管线的死油最终采出程度ηmax：
为了便于区分表述，可以将该死油最终采出程度ηmax定义为第二死油最终采出程度。
S28：对所述匹配出的样本子集中第一死油采出程度和第一无因次产液量数据进行插值处理，得到所述当前稠油热采相对渗透率测试的第二无因次产液量所对应的第二死油采出程度。
在匹配出当前稠油热采相对渗透率测试所对应的样本子集后，可以对匹配出的样本子集中第一死油采出程度和第一无因次产液量数据进行插值处理，获得所述当前稠油热采相对渗透率测试的第二无因次产液量所对应的第二死油采出程度。即获得当前稠油热采相对渗透率测试理论上的死油最终采出程度以及不同无因次产液量理论上所对应的死油采出程度。其中，所述第二无因次产液量为当前稠油热采相对渗透率测试在不同驱替时间下的累产液量与饱和油体积的比值。
S210：根据所述总死油体积、第一死油最终采出程度、第二死油最终采出程度以及第二死油采出程度，确定第二无因次产液量所对应的死油产出体积。
可以根据总死油体积、第一死油最终采出程度、第二死油最终采出程度以及第二无因次产液量所对应的第二死油采出程度，确定所述第二无因次产液量所对应的死油产出体积。第一死油最终采出程度根据样本数据确定，表征了当前稠油热采相对渗透率测试理论上的死油最终采出率。所述第二死油最终采出程度表征了当前稠油热采相对渗透率测试处理实际上的死油最终采出率。通过分析第一死油最终采出程度、第二死油最终采出程度的差异，在此基础上，根据上述理论上确定的各第二无因次产液量所对应的第二死油采出程度，可以准确的确定当前稠油热采相对渗透率测试实际的死油采出程度。进一步，再结合总死油体积，可以准确定量的确定出各第二无因次产液量所对应的死油产出体积。
一些实施例中，可以根据下述公式确定第二无因次产液量所对应的死油产出体积：
其中，Vod表示第二无因次产液量所对应的死油产出体积，Vd表示总死油体积，η表示第二无因次产液量所对应的第二死油采出程度，ηmax表示第二死油最终采出程度，ηmax0表示第一死油最终采出程度。
S212：根据各第二无因次产液量所对应的死油产出体积对所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的产油体积进行校正，获得所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的校正后的产油体积。
可以根据所述第二无因次产液量所对应的死油产出体积对所述第二无因次产液量所对应的产油体积进行校正，获得所述第二无因次产液量所对应的校正后的产油体积。一些实施例中，如可以计算所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的产油体积与所述第二无因次产液量下的死油产出体积的差值，获得所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的校正后的产油体积。或者，也可以基于实际情况，通过其他处理方式进行校正处理。
另一些实施例中，可以根据所述校正后的产油体积确定所述当前稠油热采相对渗透率测试的相对渗透率测试结果。通过上述实施例提供的方法得到的产油量校正方法，可以使得产油量校正过程更符合稠油热采相对渗透率测试中死油的产出规律，同时，还可以避免校正结果的随意性以及不准确性，进而提高稠油热采相对渗透率测试分析结果的可靠性，保证工区实际稠油的产出率。
基于上述实施例提供的方案，本说明书还提供一个具体实例，以进一步对上述实施例提供的方案的实用性以及效果进行说明。本实例基于稠油热采相对渗透率测试的相对渗透率分析进行，当然，具体实施时本说明书实施例提供的方案并不仅限于相对渗透率分析，也可以应用于其他应用场景。基于图2所述的模拟设备进行样本集数据的收集。
(1)确定实际热采相对渗透率分析实验装置的出口端管线总死油体积Vd和实验结束后管线中残余油体积Vor。其中，出口端管线总死油体积Vd可以为出口端管线的空隙体积，残余油体积Vor可以在实验结束后，用溶剂清洗出口端管线，用比色法或色谱法确定出口端管线中的残余油量，获得残余油体积Vor。
(2)根据总死油体积Vd和管线残余油体积Vor计算出口端管线的死油最终产出程度
(3)根据实际热采相对渗透率分析实验用原油粘度μ与样本集对应的系列原油粘度μi进行匹配，如果
选择与μ0对应的不同驱替速度下对应的死油采出程度η0与无因次产液量
的数据，作为第一匹配样本集；如果
选择与μi对应的不同驱替速度下对应的死油采出程度η0与无因次产液量
的数据，作为第一匹配样本集；当
时，选择与μn对应的不同驱替速度下对应的死油采出程度η0与无因次产液量
的数据，作为第一匹配样本集。
(4)在执行完步骤(3)后，基于步骤(3)匹配出的第一匹配样本集，进一步匹配实际热采相对渗透率分析实验用驱替速度Q对应的死油采出程度η0与无因次产液量
的数据。匹配方法如下：如果
从第一匹配样本集中选择与Q0对应的死油采出程度η0与无因次产液量
的数据，作为后续分析用数据；如果
从第一匹配样本集中选择与Qj对应的死油采出程度η0与无因次产液量
的数据，作为后续分析用数据；当
时，从第一匹配样本集中选择与Qm对应的死油采出程度η0与无因次产液量
的数据，作为后续分析用数据。
(5)根据步骤(4)匹配的原油粘度μ和驱替速度Q对应的死油采出程度η0与无因次产液量
的数据，选择该数据中无因次产液量最大值
对应的死油采出程度η0，作为死油最终采出程度ηmax0。
(6)根据步骤(4)匹配的原油粘度μ和驱替速度Q对应的死油采出程度η0与无因次产液量
的数据，插值计算实际稠油热采相对渗透率分析实验过程中各无因次产液量对应的死油产出程度η。
(7)根据
计算实际稠油热采相对渗透率实验中不同无因次产液量下对应的死油产出体积。
(8)对实际稠油热采相对渗透率实验得到的不同无因次产液量所对应的产油体积Vo分别减除对应的死油产出体积Vod进行校正，获得实际稠油热采相对渗透率实验的各无因次产液量所对应的校正后的产油体积。
(9)根据校正后的产油体积进行稠油热采相对渗透率的分析。
对同一块岩心分别用本说明书实施例提供的方法和常规方法进行的稠油热采相对渗透率分析，并构建相对渗透率曲线，如图3、图4、图5所示。图3表示利用本说明书实施例提供的方法确定的死油产出曲线。图4表示利用本说明书实施例提供的方法得到的相对渗透率曲线。图5表示利用常规处理方法得到的相对渗透率曲线。其中，Kro表示原油相对渗透率，Krw表示水相对渗透率，fw表示含水率。对比图4和图5可以看出，常规方法处理得到的相对渗透率曲线有异常，而本说明书实施例提供的方法处理得到的相对渗透率曲线连续性好，没有异常点。可以说明本说明书实施例提供的方法更符合稠油热采相对渗透率测试所利用设备的岩心出口端管线的死油产出规律，同时，还可以避免常规稠油热采相对渗透率分析过程中死油处理的随意性以及不准确性，提高稠油热采相对渗透率测试分析结果的可靠性，进而提高油田稠油热采的采出率。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。具体的可以参照前述相关处理相关实施例的描述，在此不做一一赘述。
上述对本说明书特定实施例进行了描述。其它实施例在所附权利要求书的范围内。在一些情况下，在权利要求书中记载的动作或步骤可以按照不同于实施例中的顺序来执行并且仍然可以实现期望的结果。另外，在附图中描绘的过程不一定要求示出的特定顺序或者连续顺序才能实现期望的结果。在某些实施方式中，多任务处理和并行处理也是可以的或者可能是有利的。
本说明书一个或多个实施例提供的稠油热采相对渗透率测试的产油量校正方法，可以通过预先分析当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的死油产出规律，获得当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的死油产出样本数据，然后，基于样本数据确定出当前稠油热采相对渗透率测试在不同无因次产液量下理论死油采出程度以及死油最终采出程度。然后，通过分析比对当前稠油热采相对渗透率测试实际的死油最终采出程度与理论的死油最终采出程度的差异，并以此为基础，结合不同无因次产液量下理论死油采出程度以及设备的总死油体积，准确定量的确定出当前稠油热采相对渗透率测试在不同无因次产液量下的死油采出程度，进而利用该确定出的死油采出程度对不同无因次产液量下的产油体积进行校正，可以准确获得不同无因次产液量下的校正后的产油体积。基于该准确校正后的产油体积可以提高稠油热采相对渗透率测试结果的准确性，进而保证稠油油藏的开发效果。
基于上述所述的稠油热采相对渗透率测试的产油量校正方法，本说明书一个或多个实施例还提供一种稠油热采相对渗透率测试的产油量校正装置。所述的装置可以包括使用了本说明书实施例所述方法的系统、软件(应用)、模块、组件、服务器等并结合必要的实施硬件的装置。基于同一创新构思，本说明书实施例提供的一个或多个实施例中的装置如下面的实施例所述。由于装置解决问题的实现方案与方法相似，因此本说明书实施例具体的装置的实施可以参见前述方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。具体的，图6表示说明书提供的一种稠油热采相对渗透率测试的产油量校正装置实施例的模块结构示意图，如图6所示，所述装置可以包括：
数据获取模块602，可以用于获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线所对应的死油产出样本集；所述死油产出样本集基于所述岩心出口端管线所对应的模拟设备模拟测试得到；其中，所述死油产出样本集包括多个样本子集，所述样本子集包括一组原油黏度与驱替速度所对应的不同驱替时间下的产液量和产油量进行无量纲化得到的死油采出程度和无因次产液量数据。
匹配模块604，可以用于将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度以及驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度与驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；将匹配出的样本子集中的死油采出程度和无因次产液量作为第一死油采出程度以及第一无因次产液量。
第一采出程度确定模块606，可以用于将所述匹配出的样本子集中最后一个驱替时间样本点所对应的第一死油采出程度作为第一死油最终采出程度。
第二采出程度确定模块608，可以用于获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线的总死油体积以及当前稠油热采相对渗透率测试结束后所述岩心出口端管线的残余油体积，根据所述总死油体积以及残余油体积计算得到所述当前稠油热采相对渗透率测试所对应的第二死油最终采出程度。
插值处理模块610，可以用于对所述匹配出的样本子集中第一死油采出程度和第一无因次产液量数据进行插值处理，得到所述当前稠油热采相对渗透率测试的第二无因次产液量所对应的第二死油采出程度。
死油产出确定模块612，可以用于根据所述总死油体积、第一死油最终采出程度、第二死油最终采出程度以及第二死油采出程度，确定第二无因次产液量所对应的死油产出体积。
校正模块614，可以用于根据所述第二无因次产液量所对应的死油产出体积对所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的产油体积进行校正，获得所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的校正后的产油体积。
另一些实施例中，所述装置还可以包括渗透率确定装置，可以用于根据所述各第二无因次产液量所对应的校正后的产油体积确定所述当前稠油热采相对渗透率测试的相对渗透率。
需要说明的，上述所述的装置根据方法实施例的描述还可以包括其他的实施方式。具体的实现方式可以参照相关方法实施例的描述，在此不作一一赘述。
本说明书一个或多个实施例提供的稠油热采相对渗透率测试的产油量校正装置，可以通过预先分析当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的死油产出规律，获得当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的死油产出样本数据，然后，基于样本数据确定出当前稠油热采相对渗透率测试在不同无因次产液量下理论死油采出程度以及死油最终采出程度。然后，通过分析比对当前稠油热采相对渗透率测试实际的死油最终采出程度与理论的死油最终采出程度的差异，并以此为基础，结合不同无因次产液量下理论死油采出程度以及设备的总死油体积，准确定量的确定出当前稠油热采相对渗透率测试在不同无因次产液量下的死油采出程度，进而利用该确定出的死油采出程度对不同无因次产液量下的产油体积进行校正，准确获得不同无因次产液量下的校正后的产油体积。基于该准确校正后的产油体积可以提高稠油热采相对渗透率测试结果的准确性，保证稠油油藏的开发效果。
本说明书还提供一种模拟设备，所述设备可以包括驱替泵、油中间容器、水中间容器、六通阀、模拟管线、回压阀、回压泵、流体计量管、泠凝器以及恒温箱。其中，所述模拟管线用于模拟型所述稠油热采相对渗透率测试设备的岩心出口端管线。其中，所述驱替泵与油中间容器及水中间容器相连。所述油中间容器及水中间容器通过六通阀与模拟管线连通。所述模拟管线上安装有回压阀。所述回压阀还连接有回压泵，所述回压泵用于对模拟管线的回压阀施加压力。所述模拟管线的出口端安装有冷凝器以及流体计量管。所述冷凝器用于对模拟管线的出口端的液体进行冷却。所述流体计量管用于采集模拟管线的出口端驱替出的液体。所述油中间容器、六通阀、模拟管线以及回压阀位于恒温箱中，所述恒温箱用于对驱替过程中的原油进行温度控制。
需要说明的，上述所述的模拟设备根据上述方法实施例的描述还可以包括其他的实施方式，具体的实现方式可以参照相关方法实施例的描述，在此不作一一赘述。
还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、商品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、商品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法或者设备中还存在另外的相同要素。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本说明书的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述并不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
以上所述仅为本说明书的实施例而已，并不用于限制本说明书。对于本领域技术人员来说，本说明书可以有各种更改和变化。凡在本说明书的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本说明书的权利要求范围之内。
Claims (10)
1.一种稠油热采相对渗透率测试的产油量校正方法，其特征在于，包括：
获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线所对应的死油产出样本集；所述死油产出样本集基于所述岩心出口端管线所对应的模拟设备模拟测试得到；其中，所述死油产出样本集包括多个样本子集，所述样本子集包括一组原油黏度与驱替速度在不同驱替时间下的产液量和产油量进行无量纲化得到的死油采出程度和无因次产液量数据；
将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度以及驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度与驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；将匹配出的样本子集中的死油采出程度和无因次产液量作为第一死油采出程度以及第一无因次产液量；
将所述匹配出的样本子集中最后一个驱替时间样本点所对应的第一死油采出程度作为第一死油最终采出程度；
获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线的总死油体积以及当前稠油热采相对渗透率测试结束后所述岩心出口端管线的残余油体积，根据所述总死油体积以及残余油体积计算得到所述当前稠油热采相对渗透率测试所对应的第二死油最终采出程度；
对所述匹配出的样本子集中第一死油采出程度和第一无因次产液量数据进行插值处理，得到所述当前稠油热采相对渗透率测试的第二无因次产液量所对应的第二死油采出程度；
根据所述总死油体积、第一死油最终采出程度、第二死油最终采出程度以及第二死油采出程度，确定第二无因次产液量所对应的死油产出体积；
根据所述第二无因次产液量所对应的死油产出体积对所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的产油体积进行校正，获得所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的校正后的产油体积。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度以及驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度与驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集，包括：
将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度进行比对，匹配出至少一个样本子集作为第一匹配样本集；
将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度与第一匹配样本集中各样本子集所对应的驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述死油产出样本集中的各样本子集对应的原油黏度数据包括μ0,μ1,…μi,…μn，其中，μ0＜μ1...＜μi…＜μn；
相应的，所述将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度进行比对，匹配出至少一个样本子集作为第一匹配样本集，包括：
当
时，提取原油黏度μ0所对应的样本子集作为第一匹配样本集；
当
时，提取原油黏度μi所对应的样本子集作为第一匹配样本集；
当
时，提取原油黏度μn所对应的样本子集作为第一匹配样本集；
其中，μ表示当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述死油产出样本集中的各样本子集对应的驱替速度数据包括Q0,Q1,…Qj,…Qm，其中，Q0＜Q1…＜Qj…＜Qm；
相应的，所述将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度与第一匹配样本集中各样本子集所对应的驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集，包括：
当
时，将所述第一匹配样本集中驱替速度Q0所对应的样本子集作为所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；
当
时，将所述第一匹配样本集中驱替速度Qj所对应的样本子集作为所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；
当
时，将所述第一匹配样本集中驱替速度Qm所对应的样本子集作为所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；
其中，Q表示当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度以及驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度与驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集，包括：
将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的驱替速度进行比对，匹配出至少一个样本子集作为第二匹配样本集；
将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度与第二匹配样本集中各样本子集所对应的原油黏度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述总死油体积、第一死油最终采出程度、第二死油最终采出程度以及第二死油采出程度，确定第二无因次产液量所对应的死油产出体积，包括：
根据下述公式确定第二无因次产液量所对应的死油产出体积：
其中，Vod表示第二无因次产液量所对应的死油产出体积，Vd表示总死油体积，η表示第二无因次产液量所对应的第二死油采出程度，ηmax表示第二死油最终采出程度，ηmax0表示第一死油最终采出程度。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述第二无因次产液量所对应的死油产出体积对所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的产油体积进行校正，包括：
计算所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的产油体积与所述第二无因次产液量下的死油产出体积的差值，获得所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的校正后的产油体积。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述模拟设备包括驱替泵、油中间容器、水中间容器、六通阀、模拟管线、回压阀、回压泵、流体计量管、泠凝器、恒温箱及数据处理装置；其中，所述模拟管线用于模拟所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线；
所述驱替泵与油中间容器及水中间容器相连；所述油中间容器及水中间容器通过六通阀与模拟管线连通；所述模拟管线上安装有回压阀；所述回压阀还连接有回压泵，所述回压泵用于对模拟管线的回压阀施加压力；所述模拟管线的出口端安装有冷凝器以及流体计量管；所述冷凝器用于对模拟管线的出口端的液体进行冷却；所述流体计量管用于采集模拟管线的出口端驱替出的液体；所述油中间容器、六通阀、模拟管线以及回压阀位于恒温箱中，所述恒温箱用于对驱替过程中的原油进行温度控制；
相应的，执行下述步骤得到无因次产液量和死油采出程度：利用回压泵给回压阀施加回压；使所述六通阀导通所述油中间容器和模拟管线，利用驱替泵驱替油中间容器中的原油，以使模拟管线饱和原油；使所述六通阀导通水中间容器和模拟管线，利用驱替泵驱替水中间容器中的水，以驱替模拟管线中饱和的原油；
所述数据处理装置记录不同驱替时间下所述流体计量管采集的累产液和累产油，进行无量纲化得到无因次产液量和死油采出程度；
改变原油粘度和驱替速度，重复上述步骤，得到不同原油粘度的原油在不同驱替速度下对应于不同驱替时间的无因次产液量和死油采出程度，作为所述死油产出样本集。
9.一种稠油热采相对渗透率测试的产油量校正装置，其特征在于，包括：
数据获取模块，用于获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线所对应的死油产出样本集；所述死油产出样本集基于所述岩心出口端管线所对应的模拟设备模拟测试得到；其中，所述死油产出样本集包括多个样本子集，所述样本子集包括一组原油黏度与驱替速度所对应的不同驱替时间下的产液量和产油量进行无量纲化得到的死油采出程度和无因次产液量数据；
匹配模块，用于将所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度以及驱替速度与死油产出样本集中各样本子集所对应的原油黏度与驱替速度进行比对，匹配出所述当前稠油热采相对渗透率测试所利用的原油黏度和驱替速度所对应的样本子集；将匹配出的样本子集中的死油采出程度和无因次产液量作为第一死油采出程度以及第一无因次产液量；
第一采出程度确定模块，用于将所述匹配出的样本子集中最后一个驱替时间样本点所对应的第一死油采出程度作为第一死油最终采出程度；
第二采出程度确定模块，用于获取当前稠油热采相对渗透率测试所利用的设备的岩心出口端管线的总死油体积以及当前稠油热采相对渗透率测试结束后所述岩心出口端管线的残余油体积，根据所述总死油体积以及残余油体积计算得到所述当前稠油热采相对渗透率测试所对应的第二死油最终采出程度；
插值处理模块，用于对所述匹配出的样本子集中第一死油采出程度和第一无因次产液量数据进行插值处理，得到所述当前稠油热采相对渗透率测试的第二无因次产液量所对应的第二死油采出程度；
死油产出确定模块，用于根据所述总死油体积、第一死油最终采出程度、第二死油最终采出程度以及第二死油采出程度，确定第二无因次产液量所对应的死油产出体积；
校正模块，用于根据所述第二无因次产液量所对应的死油产出体积对所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的产油体积进行校正，获得所述当前稠油热采相对渗透率测试在第二无因次产液量下的校正后的产油体积。
10.一种模拟设备，其特征在于，所述设备包括驱替泵、油中间容器、水中间容器、六通阀、模拟管线、回压阀、回压泵、流体计量管、泠凝器以及恒温箱；其中，
所述模拟管线用于模拟稠油热采相对渗透率测试设备的岩心出口端管线；
所述驱替泵与油中间容器及水中间容器相连；
所述油中间容器及水中间容器通过六通阀与模拟管线连通；
所述模拟管线上安装有回压阀；
所述回压阀还连接有回压泵，所述回压泵用于对模拟管线的回压阀施加压力；
所述模拟管线的出口端安装有冷凝器以及流体计量管；
所述冷凝器用于对模拟管线的出口端的液体进行冷却；
所述流体计量管用于采集模拟管线的出口端驱替出的液体；
所述油中间容器、六通阀、模拟管线以及回压阀位于恒温箱中，所述恒温箱用于对驱替过程中的原油进行温度控制。
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