CN112417787A - 非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置及方法 - Google Patents

Abstract

本公开提供了一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置及方法，其中所述装置包括：二维多孔渗流微观模型；与二维多孔渗流微观模型的入口端连接的注入组件；设置于二维多孔渗流微观模型外侧的围压组件；设置于二维多孔渗流微观模型一侧的摄像部件；与二维多孔渗流微观模型的出口端连接的回压组件；以及，与二维多孔渗流微观模型的出口端连接的出口测压及回收组件。该装置能够更加准确地实现对致密油藏两相相对渗透率曲线的测定。

Description

非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置及方法

技术领域

本公开涉及石油与天然气勘探开发技术领域，尤其涉及一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置及方法。

背景技术

相对渗透率曲线体现了两种相态(气-油，油-水或气-水等)的流体在多孔介质中共同渗流时渗流能力的不同，是描述多孔介质中流体渗流规律的基础手段，在油气田开发和地下水渗流方面具有重要作用。

发明内容

一方面，提供一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置，包括：二维多孔渗流微观模型；与所述二维多孔渗流微观模型的入口端连接的注入组件；设置于所述二维多孔渗流微观模型外侧的围压组件；设置于所述二维多孔渗流微观模型一侧的摄像部件；与所述二维多孔渗流微观模型的出口端连接的回压组件；以及，与所述二维多孔渗流微观模型的出口端连接的出口测压及回收组件。

在本公开的至少一个实施例中，所述注入组件包括：入口压力泵；与所述入口压力泵的出口端连接的中间容器，所述中间容器包括并联设置的第一中间容器和第二中间容器，所述第一中间容器出口端连接有第一阀门，所述第二中间容器出口端连接有第二阀门；以及，设置于所述中间容器与所述二维多孔渗流微观模型的入口端之间的入口阀门和入口压力表。

在本公开的至少一个实施例中，所述围压组件包括：围绕所述二维多孔渗流微观模型设置的围压部件；与所述围压部件连接的围压压力泵；以及设置于所述围压部件与所述围压压力泵之间的围压压力表。

在本公开的至少一个实施例中，所述回压组件包括：与所述二维多孔渗流微观模型的出口端连接的回压阀；与所述回压阀连接的回压压力泵；以及，设置于所述回压阀与所述回压压力泵之间的回压压力表。

在本公开的至少一个实施例中，所述出口测压及回收组件包括：设置于所述二维多孔渗流微观模型的出口端与所述回压阀之间的出口阀门和出口压力表；以及，与所述回压阀连接的废液收集器。

另一方面，提供一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，所述方法包括：

S1，选取目标岩心，并根据所述目标岩心的结构制作至少一个二维多孔渗流微观模型；

S2，确定所述二维多孔渗流微观模型的启动压力梯度和边界效应造成的压力损失；

S3，采用如权利要求1～5任一项所述的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置，通过稳态法或非稳态法获取相对渗透率曲线参数；所述相对渗透率曲线参数包括：油相相对渗透率、水相相对渗透率和含油饱和度；其中，所述非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置中的二维多孔渗流微观模型由S1制作；

S4，根据相对渗透率曲线参数，绘制相对渗透率曲线。

在本公开的至少一个实施例中，S2包括：

S21，计算所述二维多孔渗流微观模型中不同孔径所占的比例，通过调和平均的方法计算所述二维多孔渗流微观模型对应的特征毛细管直径；

S22，根据特征毛细管直径制作相应的毛细管模型；

S23，利用所述毛细管模型测定油相在不同压力梯度下流动的边界层厚度，并绘制边界层厚度随压力梯度变化的曲线；

S24，利用所述毛细管模型分别测定油相、水相在不同压力梯度下的流量，并确定油相启动压力梯度和水相启动压力梯度。

在本公开的至少一个实施例中，考虑启动压力和边界层的油相渗流公式为

考虑启动压力的水相渗流公式为

式中，u_o为油相的流量，m/s；

U_w为水相的流量，m/s；

K_o为油相绝对渗透率，mD；

K_w为水相绝对渗透率，mD；

μ_o为油相粘度，mPa·s；

μ_w为水相粘度，mPa·s；

δ为边界层厚度，m；

r为特征毛细管半径，m；

为压力梯度，Pa/m；

τ_o为剪切应力，Pa；

G_o为油相启动压力梯度，Pa/m；

G_w为水相启动压力梯度，Pa/m；

令

则对于油水两相共存的情况，边界层造成的压力损失计算公式为

η_t＝η·S_o

式中，η为边界层造成的单位距离压力降，MPa/m；

η_t为在含油饱和度为S_o情况下的附加压降，MPa/m；

S_o为含油饱和度。

在本公开的至少一个实施例中，S3中，通过稳态法获取相对渗透率曲线参数包括：

S311，采用清洗液对二维多孔渗流微观模型进行清洗；其中，所述二维多孔渗流微观模型的数量为至少两个；

S312，将所述二维多孔渗流微观模型的润湿性调整为亲油性；

S313，按照预设注入油水体积比对一个二维多孔渗流微观模型进行驱替，至少驱至3倍孔隙体积；对所述二维多孔渗流微观模型中的油水面积变化情况进行图像采集，并对采集的图像进行灰度处理，根据灰度处理后的图像获取油水两相流体的分布情况；待所述二维多孔渗流微观模型中油水两相面积不再发生变化且压力不变时，获取油相面积、油水两相存在时的水相流量、油水两相存在时的油相流量以及所述二维多孔渗流微观模型的入口端与出口端之间的压力差，并计算该预设注入油水体积比对应的一组油相相渗透率、水相相渗透率；

S314，改变注入油水体积比，重复步骤S313，获取不同注入油水体积比分别对应的不同组油相相渗透率、水相相渗透率和油相面积；

S315，向另一个二维多孔渗流微观模型中注入水，待所述二维多孔渗流微观模型的入口端与出口端之间的压力差不变后，获取只有水相存在时的水相流量以及所述二维多孔渗流微观模型的入口端与出口端之间的压力差，并计算所述二维多孔渗流微观模型的绝对渗透率；

S316，根据所述二维多孔渗流微观模型的绝对渗透率，以及每个注入油水体积比对应的一组油相相渗透率、水相相渗透率，分别计算各个注入油水体积比对应的油相相对渗透率、水相相对渗透率；根据每个注入油水体积比对应的含油面积，分别计算各个注入油水体积比对应的含油饱和度。

在本公开的至少一个实施例中，油相相渗透率的计算公式为

水相相渗透率的计算公式为

二维多孔渗流微观模型的绝对渗透率计算公式为

油相相对渗透率的计算公式为

水相相对渗透率的计算公式为

式中，A为流体所流过横截面的面积，m²；

q_w为油水两相存在时的水流量，cm³/s；

q_o为油水两相存在时的油流量，cm³/s；

q_w2为只有水存在时的水相流量，cm³/s；

Δp为二维多孔渗流微观模型入口端与出口端之间的压力差，Pa；

η_o为油相边界层造成的单位距离压力降，Pa/m；

η_t为在含油饱和度为S_o情况下的附加压降，Pa/m；

L为二维多孔渗流微观模型的长度，cm；

l为流体流过的路径的长度，cm；

G_o为油相启动压力梯度，Pa/m；

G_w为水相启动压力梯度，Pa/m；

μ_o为油相粘度，cp；

μ_w为水相粘度，cp；

K_o为油相相渗透率，m²；

K_w为水相相渗透率，m²；

K_ro为油相相对渗透率，小数；

K_rw为水相相对渗透率，小数；

K为二维多孔渗流微观模型的绝对渗透率，m²。

在本公开的至少一个实施例中，S3中，通过非稳态法获取相对渗透率曲线参数包括：

S321，采用清洗液对二维多孔渗流微观模型进行清洗；

S322，将所述二维多孔渗流微观模型的润湿性调整为亲油性；

S323，对所述二维多孔渗流微观模型饱和原油；

S324，以恒定速度采用水对所述二维多孔渗流微观模型中的原油进行驱替，驱替过程中对所述二维多孔渗流微观模型中的油水面积变化情况进行多次图像采集，并记录每次采集的图像对应的所述二维多孔渗流微观模型的入口端与出口端之间的压力差和图像采集时刻；待所述二维多孔渗流微观模型中油水两相面积不再发生变化时，停止驱替；

S325，对采集的各图像进行灰度处理，根据灰度处理后的图像获取油水两相流体在采集图像的时刻的分布情况；

S326，根据不同时刻对应的油水两相流体的分布情况，确定油相的体积流量和水相的体积流量；

S327，计算不同时刻对应的油相相对渗透率、水相相对渗透率和含油饱和度。

在本公开的至少一个实施例中，油相相对渗透率的计算公式为

水相相对渗透率的计算公式为

其中，

式中，K_ro为油相相对渗透率，小数；

K_rw为水相相对渗透率，小数；

f_o为含油率，小数；

W(t)为截止到t时刻无因次累积注入量，等于累积注入量与孔隙体积的比值，小数；

I_o为吸油能力，为表征油相流动能力大小的参数，小数；

I_w为吸水能力，为表征水相流动能力大小的参数，小数；

u_o(t)为产油速度，m/s；

u(t)为所述二维多孔渗流微观模型的入口端的注入速度，m/s；

u为初始时刻油水两相的流量，数值上等于注入流量，m/s；

u_b为t时刻油水两相的流量，m/s；

Δp为t时刻二维多孔渗流微观模型入口端与出口端之间的压力差，Pa；

Δp_b为初始时刻二维多孔渗流微观模型入口端与出口端之间的压力差，Pa；

η_t为在含油饱和度为S_o情况下的附加压降，Pa/m；

G_o为油相启动压力梯度，Pa/m；

G_w为水相启动压力梯度，Pa/m；

L为二维多孔渗流微观模型的长度，m。

在本公开的至少一个实施例中，S323包括：

保持所述非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的出口阀门打开，打开第二阀门和入口阀门，通过入口压力泵驱动第二中间容器中的原油进入所述二维多孔渗流微观模型，将所述二维多孔渗流微观模型中用来改变润湿性的原油驱替出来；

当原油的注入量与所述二维多孔渗流微观模型的孔隙体积相等且所述二维多孔渗流微观模型中各部位原油颜色一致时，饱和原油过程结束，关闭入口阀门。

在本公开的至少一个实施例中，所述清洗液包括重铬酸钾硫酸洗液，所述采用清洗液对二维多孔渗流微观模型进行清洗，包括：向所述二维多孔渗流微观模型中注入重铬酸钾硫酸洗液，对所述二维多孔渗流微观模型的孔道中杂质进行清洗。

在本公开的至少一个实施例中，将所述二维多孔渗流微观模型的润湿性调整为亲油性之前，S3还包括：检验所述非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的气密性。

在本公开的至少一个实施例中，所述检验所述非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的气密性，包括：

将所述出口阀门的出口端连接至真空泵；

打开所述非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的出口阀门，关闭其他阀门；

利用所述真空泵对所述二维多孔渗流微观模型抽至真空度为-0.1MPa后，静置2～3小时，判断所述二维多孔渗流微观模型内的压力是否发生变化；如果压力保持不变，则所述非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的气密性良好。

在本公开的至少一个实施例中，所述将所述二维多孔渗流微观模型的润湿性调整为亲油性，包括：

向所述二维多孔渗流微观模型中注入API度小于20的原油，注满后关闭所有阀门；

将所述二维多孔渗流微观模型在所述目标岩心所在储层的真实环境温度下放置3天，将所述二维多孔渗流微观模型的润湿性调整为亲油性。

附图说明

附图示出了本公开的示例性实施方式，并与其说明一起用于解释本公开的原理，其中包括了这些附图以提供对本公开的进一步理解，并且附图包括在本说明书中并构成本说明书的一部分。

图1为根据一些实施例的一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的结构示意图；

图2为根据一些实施例的一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法的边界层厚度随压力变化的曲线图；

图3为根据一些实施例的一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法的油相启动压力梯度图；

图4为根据一些实施例的一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法的T₀时刻二维多孔渗流微观模型中的油水面积变化情况示意图；

图5为根据一些实施例的一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法的T₁时刻二维多孔渗流微观模型中的油水面积变化情况示意图；

图6为根据一些实施例的一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法的T₂时刻二维多孔渗流微观模型中的油水面积变化情况示意图；

图7为根据一些实施例的一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法的相对渗透率曲线图；

图8为根据一些实施例的另一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法的相对渗透率曲线图。

附图标记：

1-入口压力泵，2-第一中间容器，3-第二中间容器，4-第一阀门，5-第二阀门，6-围压压力泵，7-入口压力表，8-入口阀门，9-二维多孔渗流微观模型，10-出口压力表，11-回压压力表，12-出口阀门，13-回压阀，14-回压压力泵，15-废液收集器，16-围压部件，17-围压压力表。

具体实施方式

下面结合附图和实施方式对本公开作进一步的详细说明。可以理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于解释相关内容，而非对本公开的限定。另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与本公开相关的部分。

需要说明的是，在不冲突的情况下，本公开中的实施方式及实施方式中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施方式来详细说明本公开。

在相关技术中，测定相对渗透率曲线的常用方法是稳态法和非稳态法。

稳态法通常为，在多孔介质的入口端按照一定的比例将两种相态的流体注入多孔介质中，当出口端两相流动状态稳定以后，通过达西渗流公式计算出每一相的渗透率；对于任意一相，将该相的渗透率与多孔介质的绝对渗透率相除即可得到该相的相对渗透率。再通过改变入口端注入的两相流体的比例，可以得到剩余的两相相对渗透率，并绘制相对渗透率曲线。

非稳态法的相对渗透率曲线是通过驱替实验得到的。在驱替实验中，先往多孔介质中饱和一相，再用另一相进行驱替，通过获取多孔介质出入口两端的压差和两相流体的流量数据，采用特定公式计算出两相的相对渗透率，并绘制相对渗透率曲线。

采用上述两种方法测定相对渗透率曲线的过程中，采用的多孔介质大多为实体岩心，各相流体在岩心中的渗流过程是不可见的，因而只能通过两相流体的流量间接描述渗流过程，实际的渗流过程只能通过最终的相渗曲线进行推测。

也就是说，传统相对渗透率曲线测定过程中凭借出口端的流量和压差数据获取相渗，无法直观观测渗流过程。由于各种微观界面现象对相渗曲线影响十分巨大，而传统的相对渗透率曲线测定方式只能获得结果，但是对造成这一结果的具体微观现象无法有效表征。并且，流量测量过程中由于管线连接复杂，存在测量误差较大的问题。此外，目前油田开发过程中，在水驱完成后，会有大量的剩余油被困在多孔介质中，后期会注入其他驱替剂，例如表面活性剂，所以除了水驱油相渗曲线，其他驱替剂的相渗曲线也至关重要。这些驱替剂的驱油机理与水驱油又完全不同，而传统水驱油实验无法直观发现这些机理对相渗的影响。

基于此，本公开提供了一种致密油藏微观渗流过程中两相相对渗透率曲线测定装置和方法。

如图1所示，本公开的一些实施例提供了一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置，包括：二维多孔渗流微观模型9；与二维多孔渗流微观模型9的入口端连接的注入组件；设置于二维多孔渗流微观模型9外侧的围压组件；设置于二维多孔渗流微观模型9一侧的摄像部件(图1中未示出)；与二维多孔渗流微观模型9的出口端连接的回压组件；以及，与二维多孔渗流微观模型9的出口端连接的出口测压及回收组件。

可选地，摄像部件例如为摄像机、显微镜等，摄像部件可以与图像处理装置、显示器等部件连接。该摄像部件能够对二维多孔渗流微观模型9的内部油水分布情况和驱替过程进行拍摄，并将拍摄的图像传输到图像处理装置(例如计算机处理器)，通过图像处理装置对所拍摄的图像进行识别和处理，得到所需的图像。例如，图像处理装置通过灰度处理二值化方法对摄像部件拍摄的图像进行处理，获得驱替过程中二维多孔渗流微观模型9内油水两相的平面分布。

本领域技术人员可以根据实际需要，通过内置于图像处理装置中的程序实现二值化过程，并通过设置有关键参数控制二值化的识别精度。可以理解的是，受拍摄光线影响，每张图片的参数配置也可以有所不同，因此在处理过程中可以通过对识别参数进行优化来满足识别精度要求。本公开一些实施例对此不做限定。

在一些实施例中，注入组件包括：入口压力泵1，与入口压力泵1的出口端连接的中间容器，以及，设置于中间容器与二维多孔渗流微观模型9的入口端之间的入口阀门8和入口压力表7。其中，中间容器包括并联设置的第一中间容器2和第二中间容器3，第一中间容器出口端连接有第一阀门4，第二中间容器3出口端连接有第二阀门5。示例性地，第一中间容器2可以用于容纳驱替所用的地层水或表面活性剂，第二中间容器3可以用于容纳原油。

在一些实施例中，围压组件包括：围绕二维多孔渗流微观模型9设置的围压部件16，与围压部件16连接的围压压力泵6，以及，设置于围压部件16与围压压力泵6之间的围压压力表17。对于所述围压部件16，可依据实际需要选择实验室常规围压装置对二维多孔渗流微观模型9施加围压，本公开对此不做限定。

在一些实施例中，回压组件包括：与二维多孔渗流微观模型9的出口端连接的回压阀13，与回压阀13连接的回压压力泵14，以及，设置于回压阀13与回压压力泵14之间的回压压力表11。

在一些实施例中，出口测压及回收组件包括：设置于二维多孔渗流微观模型9的出口端与回压阀13之间的出口阀门12和出口压力表10，以及，与回压阀13连接的废液收集器15。

本公开提供的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置，利用可视化的二维多孔渗流微观模型9与摄像部件相结合，能够通过显微镜或摄像机等摄像部件直接观测驱替过程，并且能够通过对摄像部件拍摄到的图像进行识别，计算出相对渗透率曲线，同时结合微观图像，反映驱替过程中的渗流规律。本公开的一些实施例提供的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置能够实现相对渗透率曲线测定过程中的实验现象与实验规律的高效结合，解决了只能通过测定的相渗曲线反推渗流规律的问题，通过非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置进行微观渗流实验，能直接观测两相流动过程中的各种实验现象。此外，由于两相渗流面积可直接由图像处理所得，实验数据更加精确，减轻了常规驱替实验误差大的问题，精度高，反映的渗流规律更加准确。

本公开的一些实施例还提供一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，该方法包括S1～S4。

S1，选取目标岩心，并根据目标岩心的结构制作至少一个二维多孔渗流微观模型9。

示例性地，选取能够体现待研究储层特征的岩心，例如，待研究储层中为孔洞型岩心就选择孔洞充分发育的岩心；待研究储层中为裂缝型岩心就选择裂缝特别多的岩心，而避免选择那些除代表性孔隙以外还有其他类型孔隙的岩心，例如需去除裂缝型岩心中同时混有溶洞发育的岩心。

根据目标岩心的结构制作二维多孔渗流微观模型9的过程中，可以通过铸体薄片技术获取目标岩心的孔隙网络分布结构，并利用目标岩心的孔隙网络分布结构制作掩膜，通过光刻蚀和高温烧结的手段制作二维多孔渗流微观模型9。其中，铸体薄片是将有色液态胶在真空加压下注入岩石孔隙空间，待液态胶固化后磨制成的岩石薄片。由于岩石孔隙被有色胶充填，故在显微镜下十分醒目，容易辨认，为研究岩石孔隙大小、分布、孔隙类型、连通情况、组合特征及几何形态、平均孔喉比、平均孔隙半径、喉道、配位数、裂缝长度及宽度、裂隙率等提供了有效途径。

S2，确定二维多孔渗流微观模型9的启动压力梯度和边界效应造成的压力损失。

S3，采用上述任一实施例所述的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置，通过稳态法或非稳态法获取相对渗透率曲线参数；相对渗透率曲线参数包括：油相相对渗透率、水相相对渗透率以及含油饱和度。其中，所述非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置中的二维多孔渗流微观模型由S1制作。

S4，根据相对渗透率曲线参数，绘制相对渗透率曲线。

本公开一些实施例提供的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，利用可视化的二维多孔渗流微观模型9与摄像部件相结合，能够通过显微镜或摄像机等摄像部件直接观测驱替过程，并且能够通过对摄像部件拍摄到的图像进行识别，计算出相对渗透率曲线，同时结合微观图像，反映驱替过程中的渗流规律。本公开的一些实施例提供的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法能够实现相对渗透率曲线测定过程中的实验现象与实验规律的高效结合，解决了只能通过测定的相渗曲线反推渗流规律的问题，通过非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法进行微观渗流实验，能直接观测两相流动过程中的各种实验现象。另外，该方法在计算过程中考虑了致密油藏中可能出现的启动压力梯度和边界层造成的压力损失，使获取的实验数据更接近地层的真是情况，实验结果更加准确。此外，由于两相渗流面积可直接由图像处理所得，实验数据更加精确，减轻了常规驱替实验误差大的问题，精度高，反映的渗流规律更加准确。

在一些实施例中，S2包括S21～S24。

S21，计算二维多孔渗流微观模型9中不同孔径所占的比例，通过调和平均的方法计算二维多孔渗流微观模型9对应的特征毛细管直径。

此处，特征毛细管为根据二维多孔渗流微观模型9中毛细管直径的大小和分布频率，对不同孔径的毛细管取调和平均数计算得到的能够代表二维多孔渗流微观模型9的毛细管的特征的毛细管，其用来简化边界层厚度等参数的计算。

S22，根据特征毛细管直径制作相应的毛细管模型。

S23，利用毛细管模型测定油相在不同压力梯度下流动的边界层厚度(可通过显微镜观察)，并绘制边界层厚度随压力梯度变化的曲线，如图2所示。

S24，利用毛细管模型分别测定油相、水相在不同压力梯度下的流量，并确定油相启动压力梯度和水相启动压力梯度。以油相启动压力梯度为例，如图3所示，图中拟合直线与x轴的交点即为油相的启动压力梯度。水相启动压力梯度的确定与油相类似。

致密油藏由于孔道狭窄，给流体施加压力后，流体不会立即流动，而是当压力大于某一临界值以后才开始流动，这个临界值即为启动压力梯度。此外油属于非牛顿流体，在致密油藏条件下，油在固体表面滞留会形成边界层，边界层的厚度受压力影响，边界层的存在会造成附加压力降。由于水是牛顿流体，因此不考虑边界层的影响，只考虑压力梯度。而油相流动既考虑压力梯度，又考虑边界层影响。由于驱替时的压力没有全部作用于推动流体运动，其中一部分用于克服启动压力梯度，一部分用于克服边界层造成的阻力，因此需要把这些附加压力除去。

在一些实施例中，考虑启动压力和边界层的油相渗流公式为

考虑启动压力的水相渗流公式为

式中，u_o为油相的流量，m/s；

U_w为水相的流量，m/s；

K_o为油相绝对渗透率，mD；

K_w为水相绝对渗透率，mD；

μ_o为油相粘度，mPa·s；

μ_w为水相粘度，mPa·s；

δ为边界层厚度，m；

r为特征毛细管半径，m；

为压力梯度，Pa/m；

τ_o为剪切应力，Pa；

G_o为油相启动压力梯度，Pa/m；

G_w为水相启动压力梯度，Pa/m；

令

则对于油水两相共存的情况，边界层造成的压力损失计算公式为

η_t＝η·S_o (3)

式中，η为边界层造成的单位距离压力降，MPa/m；

η_t为在含油饱和度为S_o情况下的附加压降，MPa/m；

S_o为含油饱和度。

在一些实施例中，S3中，通过稳态法获取相对渗透率曲线参数包括S311～S316。

S311，采用清洗液对二维多孔渗流微观模型9进行清洗；其中，二维多孔渗流微观模型9的数量为至少两个。

在制作二维多孔渗流微观模型9过程中容易混入玻璃杂质，以及，在二维多孔渗流微观模型9中钻注入孔时容易混入机油，因此玻璃杂质和机油等会对模型内部的孔隙造成堵塞，影响后续的润湿性改性和注入，进而影响实验结果。基于此，可以采用清洗液对二维多孔渗流微观模型9进行清洗。可选地，清洗液包括重铬酸钾硫酸洗液。采用清洗液对二维多孔渗流微观模型9进行清洗，包括：向二维多孔渗流微观模型9中注入重铬酸钾硫酸洗液，对二维多孔渗流微观模型9的孔道中杂质进行清洗。例如，可以利用入口压力泵1，通过第一中间容器2向二维多孔渗流微观模型9中注入重铬酸钾硫酸洗液，对二维多孔渗流微观模型9的孔道中杂质进行清洗。

S312，将二维多孔渗流微观模型9的润湿性调整为亲油性。

在一些实施例中，二维多孔渗流微观模型9为玻璃材质，有较强的亲水性，但地下岩石中的一部分会呈现亲油性，对于这类研究对象，需要对二维多孔渗流微观模型9的润湿性进行改变。示例性地，将二维多孔渗流微观模型9的润湿性调整为亲油性，包括：向二维多孔渗流微观模型9中注入重质原油(API度小于20的原油)，注满后关闭所有阀门；将二维多孔渗流微观模型9在目标岩心所在储层的真实环境温度下放置3天(例如，目标岩心所在储层的温度为200℃，则二维多孔渗流微观模型9需要在200℃的温度下放置3天)，从而将二维多孔渗流微观模型9的润湿性调整为亲油性。

S313，按照预设注入油水体积比(例如油水体积比20:1)对一个二维多孔渗流微观模型9进行驱替，至少驱至3倍孔隙体积；对二维多孔渗流微观模型9中的油水面积变化情况进行图像采集，并对采集的图像进行灰度处理，根据灰度处理后的图像获取油水两相流体的分布情况；待二维多孔渗流微观模型9中油水两相面积(油水面积通过图像识别的方式确定)不再发生变化且压力不变(驱替稳定后，非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置中所有压力表的压力都基本不再变化)时，获取油相面积、油水两相存在时的水相流量、油水两相存在时的油相流量以及二维多孔渗流微观模型9的入口端与出口端之间的压力差，并计算该预设注入油水体积比对应的一组油相相渗透率、水相相渗透率。

S314，改变注入油水体积比，重复步骤S313，获取不同注入油水体积比分别对应的不同组油相相渗透率、水相相渗透率和油相面积。

此处，采用的油水体积比例如为20:1，10:1，5:1，1:1，1:5，1:10等，在此基础上数据点越多越，得到的相对渗透率曲线结果越精确。

可以理解的是，在每次改变注入油水体积比时，需要对二维多孔渗流微观模型9进行清洗。示例性地，采用石油醚、酒精、氮气依次注入二维多孔渗流微观模型9中对二维多孔渗流微观模型9进行清洗，然后对二维多孔渗流微观模型9抽真空，以免前一次实验对后续的实验结果产生影响。

S315，向另一个二维多孔渗流微观模型9中注入水，待二维多孔渗流微观模型9的入口端与出口端之间的压力差不变后，获取只有水相存在时的水相流量以及二维多孔渗流微观模型9的入口端与出口端之间的压力差，并计算二维多孔渗流微观模型9的绝对渗透率。

S316，根据二维多孔渗流微观模型9的绝对渗透率，以及每个注入油水体积比对应的一组油相相渗透率、水相相渗透率，分别计算各个注入油水体积比对应的油相相对渗透率、水相相对渗透率；根据每个注入油水体积比对应的含油面积，分别计算各个注入油水体积比对应的含油饱和度。

在一些实施例中，将二维多孔渗流微观模型9的润湿性调整为亲油性之前，S3还包括：检验非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的气密性。

示例性地，检验非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的气密性，包括：将出口阀门12的出口端连接至真空泵；打开非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的出口阀门12，关闭其他阀门；利用真空泵对二维多孔渗流微观模型9抽至真空度为-0.1MPa后，静置2～3小时，判断二维多孔渗流微观模型9内的压力是否发生变化；如果压力保持不变，则非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的气密性良好，抽真空过程结束。

在一些实施例中，油相相渗透率的计算公式为

水相相渗透率的计算公式为

二维多孔渗流微观模型的绝对渗透率计算公式为

油相相对渗透率的计算公式为

水相相对渗透率的计算公式为

式中，A为流体所流过横截面的面积，m²；

q_w为油水两相存在时的水流量，cm³/s；

q_o为油水两相存在时的油流量，cm³/s；

q_w2为只有水存在时的水相流量，cm³/s；

Δp为二维多孔渗流微观模型入口端与出口端之间的压力差，Pa；

η_o为油相边界层造成的单位距离压力降，Pa/m；

η_t为在含油饱和度为S_o情况下的附加压降，Pa/m；

L为二维多孔渗流微观模型的长度，cm；

l为流体流过的路径的长度，cm；

G_o为油相启动压力梯度，Pa/m；

G_w为水相启动压力梯度，Pa/m；

μ_o为油相粘度，cp；

μ_w为水相粘度，cp；

K_o为油相相渗透率，m²；

K_w为水相相渗透率，m²；

K_ro为油相相对渗透率，小数；

K_rw为水相相对渗透率，小数；

K为二维多孔渗流微观模型9的绝对渗透率，m²。

作为示例，通过稳态法获取相对渗透率曲线参数，并根据相对渗透率曲线参数绘制出的相对渗透率曲线可参见图7。

在一些实施例中，S3中，通过非稳态法获取相对渗透率曲线参数包括S321～S327。

S321，采用清洗液对二维多孔渗流微观模型9进行清洗。

示例性地，清洗液包括重铬酸钾硫酸洗液。采用清洗液对二维多孔渗流微观模型9进行清洗，包括：向二维多孔渗流微观模型9中注入重铬酸钾硫酸洗液，对二维多孔渗流微观模型9的孔道中杂质进行清洗。

S322，将二维多孔渗流微观模型9的润湿性调整为亲油性。

示例性地，将二维多孔渗流微观模型9的润湿性调整为亲油性，包括：向二维多孔渗流微观模型9中注入API度小于20的原油，注满后关闭所有阀门；将二维多孔渗流微观模型9在目标岩心所在储层的真实环境温度下放置3天，将二维多孔渗流微观模型9的润湿性调整为亲油性。

S323，对二维多孔渗流微观模型9饱和原油。

示例性地，S323包括：保持非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的出口阀门12打开，打开第二阀门5和入口阀门8，通过第一中间容器21驱动第二中间容器3中的原油(目标岩心所处地下环境的原油)进入二维多孔渗流微观模型9，将二维多孔渗流微观模型9中用来改变润湿性的原油驱替出来，可选地，驱替速度保持在0.005ml/min；当原油的注入量与二维多孔渗流微观模型9的孔隙体积相等且二维多孔渗流微观模型9中各部位原油颜色一致时，饱和原油过程结束，关闭入口阀门8。

S324，以恒定速度(例如0.005ml/min～0.05ml/min)采用水对二维多孔渗流微观模型9中的原油进行驱替，驱替过程中对二维多孔渗流微观模型9中的油水面积变化情况进行多次图像采集，并记录每次采集的图像对应的二维多孔渗流微观模型9的入口端与出口端之间的压力差和图像采集时刻；待二维多孔渗流微观模型9中油水两相面积不再发生变化时，停止驱替。

示例性地，将二维多孔渗流微观模型9的入口端与第一中间容器(内有地层水)的出口端连接，开启注入泵，以恒定速度的方式进行驱替，实验过程使用高清晰度摄像机对二维多孔渗流微观模型9中的水油分布情况进行拍摄，并记录二维多孔渗流微观模型9两端的压差以及拍摄时间。当二维多孔渗流微观模型9中的油水两相图像长时间(3到5分钟)保持不变时，水驱油实验结束，关闭所有阀门。

目前油田开发过程中，在水驱完成后，会有大量的剩余油被困在多孔介质中，后期会注入其他驱替剂，例如表面活性剂，所以除了水驱油相渗曲线，其他驱替剂的相渗曲线也至关重要。可以理解的是，如果实际油田水驱完成之后采用表面活性剂驱替，S324中，则可以在第一中间容器中放置表面活性剂，采用表面活性剂驱替二维多孔渗流微观模型9中的原油。表面活性剂等驱替剂的驱油机理与水驱油并不相同，而传统水驱油实验无法直观发现这些机理对相渗的影响，因此采用本公开一些实施例提供的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，能够更好的观察到表面活性剂等驱替剂驱替时对相渗的影响。

S325，对采集的各图像进行灰度处理，根据灰度处理后的图像获取油水两相流体在采集图像的时刻的分布情况。

S326，根据不同时刻对应的油水两相流体的分布情况，确定油相的体积流量和水相的体积流量。

对采集的各图像进行灰度处理的过程中，先将图像处理为图像帧，再根据一定时间间隔选取关键图像帧，所有的数据都从这些关键帧中获得。其中对于选取关键图像帧，由于实验过程中会拍摄大量图片，从而增大图像识别和计算的工作量，因此可以适当删减一部分图片。例如，在注入水未到达二维多孔渗流微观模型9出口端时，每隔3～4张图片选择一个关键图像帧；在二维多孔渗流微观模型9出口端出水后，每间隔一张图片选择一个关键图像帧；在驱替接近尾声时，每隔5～6张图片选择一个关键图像帧，从而能够在保证所采集数据的精确度的同时，大大减少数据处理的工作量。关键图像帧的数据处理通过灰度图法进行处理。对于不同时刻采集的图像，通过扫描各图像，获得在采集图像的时刻油水两相分别所具有的面积。

示例性地，如图4～6所示，图4～6分别示出了T₀、T₁、T₂时刻二维多孔渗流微观模型9中的油水面积变化情况，经灰度处理后，图中黑色部分即为油相的分布情况。由图中可以看出，从T₀时刻到T₂时刻，油相面积从T₀时刻的7232655个像素点，到T₁时刻的706065个像素点，再到T_,2时刻的599887像素点，油相面积在水的驱替下逐渐减少。

通过将油水两相的面积分别与孔道高度相乘，即分别可得到该时刻油水两相的体积。之后，通过计算上一时刻的油相体积与这一时刻的油相体积之差，便可以得到油相体积变化量，进而可以得到油相体积流量；同理，通过计算上一时刻的水相体积与这一时刻的水相体积之差，便可以得到油相体积变化量，进而可以得到油相体积流量。

S327，计算不同时刻对应的油相相对渗透率、水相相对渗透率和含油饱和度。

在一些实施例中，与稳态法类似，非稳态法中，将二维多孔渗流微观模型9的润湿性调整为亲油性之前，S3还包括：检验非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的气密性。

示例性地，检验非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的气密性，包括：将出口阀门12的出口端连接至真空泵；打开非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的出口阀门12，关闭其他阀门；利用真空泵对二维多孔渗流微观模型9抽至真空度为-0.1MPa后，静置2～3小时，判断二维多孔渗流微观模型9内的压力是否发生变化；如果压力保持不变，则非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的气密性良好。

在一些实施例中，油相相对渗透率的计算公式为

水相相对渗透率的计算公式为

其中，

式中，K_ro为油相相对渗透率，小数；

K_rw为水相相对渗透率，小数；

f_o为含油率，小数；

W(t)为截止到t时刻无因次累积注入量，等于累积注入量与孔隙体积的比值，小数；

I_o为吸油能力，为表征油相流动能力大小的参数，小数；

I_w为吸水能力，为表征水相流动能力大小的参数，小数；

u_o(t)为产油速度，m/s；u_o(t)可通过单位时间二维多孔渗流微观模型内黑色面积的减少得到；

u(t)为二维多孔渗流微观模型的入口端的注入速度，m/s；

u为初始时刻油水两相的流量，数值上等于注入流量，m/s；

u_b为t时刻油水两相的流量，m/s；

Δp为t时刻二维多孔渗流微观模型入口端与出口端之间的压力差，Pa；

Δp_b为初始时刻二维多孔渗流微观模型入口端与出口端之间的压力差，Pa；

η_t为在含油饱和度为S_o情况下的附加压降，Pa/m；

G_o为油相启动压力梯度，Pa/m；

G_w为水相启动压力梯度，Pa/m；

L为二维多孔渗流微观模型的长度，m。

本公开一些实施例提供的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，可以实现相渗曲线测量过程的可视化，通过高精度摄像设备，捕捉驱替过程中的油水分布情况和规律，明确相渗曲线中每一点所对应的实际油水分布特征，特别是对某些特殊形态的相渗曲线，能直观展现造成特殊形态的原因，能够将相渗曲线与其所对应的渗流规律有机统一起来，不再通过结果来假设反推原因，而是直接观测。例如，图8所示为根据本公开一些实施例提供的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法所获得的相对渗透率曲线图。该图为同一岩心在压裂前后的相渗曲线对比，可以看出，压裂后，渗流通道变宽，水相的相渗曲线会向上突起，与原来未压裂的不同，这就是一种特殊形态的相渗曲线。

此外，在测试中，不同类型的孔隙也会形成不同形态的相渗曲线，而且测试过程中，岩石颗粒的剥离也会使曲线形态发生变化，注入不同流体，比如聚合物，也会使形态变化。本公开一些实施例提供的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，能够直观地展现造成曲线形态变化的原因，能够将相渗曲线与其所对应的渗流规律有机统一起来，不再通过结果来假设反推原因，而是直接观测。

在传统的相渗曲线测定过程中，受连接管线复杂等因素影响，有很多测量误差是不明确的，从而导致测定的相渗曲线会受到影响。本公开一些实施例提供的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置和方法，通过将相渗曲线测定从不可视化改进到可视化，看到即所得，能够有效减小测量误差，消除了由于不可视化造成的误差消除困难问题。

在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例/方式”、“一些实施例/方式”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例/方式或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本申请的至少一个实施例/方式或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例/方式或示例。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/方式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/方式或示例以及不同实施例/方式或示例的特征进行结合和组合。

此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本公开的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。“和/或”仅仅是描述关联对象的关联关系，表示三种关系，例如，A和/或B，表示为：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。术语“上”、“下”、“左”、“右”、“内”、“外”、“前端”、“后端”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本公开的限制。同时，在本公开的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电性连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本公开中的具体含义。

本领域的技术人员应当理解，上述实施方式仅仅是为了清楚地说明本公开，而并非是对本公开的范围进行限定。对于所属领域的技术人员而言，在上述公开的基础上还可以做出其它变化或变型，并且这些变化或变型仍处于本公开的范围内。

Claims (10)

1.一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置，其特征在于，包括：

二维多孔渗流微观模型；

与所述二维多孔渗流微观模型的入口端连接的注入组件；

设置于所述二维多孔渗流微观模型外侧的围压组件；

设置于所述二维多孔渗流微观模型一侧的摄像部件；

与所述二维多孔渗流微观模型的出口端连接的回压组件；以及，

与所述二维多孔渗流微观模型的出口端连接的出口测压及回收组件。

2.一种非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，其特征在于，所述方法包括：

S1，选取目标岩心，并根据所述目标岩心的结构制作至少一个二维多孔渗流微观模型；

S2，确定所述二维多孔渗流微观模型的启动压力梯度和边界效应造成的压力损失；

S3，采用如权利要求1所述的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置，通过稳态法或非稳态法获取相对渗透率曲线参数；所述相对渗透率曲线参数包括：油相相对渗透率、水相相对渗透率和含油饱和度；其中，所述非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置中的二维多孔渗流微观模型由S1制作；

S4，根据相对渗透率曲线参数，绘制相对渗透率曲线。

3.根据权利要求2所述的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，其特征在于，S2包括：

S21，计算所述二维多孔渗流微观模型中不同孔径所占的比例，通过调和平均的方法计算所述二维多孔渗流微观模型对应的特征毛细管直径；

S22，根据特征毛细管直径制作相应的毛细管模型；

S23，利用所述毛细管模型测定油相在不同压力梯度下流动的边界层厚度，并绘制边界层厚度随压力梯度变化的曲线；

S24，利用所述毛细管模型分别测定油相、水相在不同压力梯度下的流量，并确定油相启动压力梯度和水相启动压力梯度。

4.根据权利要求3所述的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，其特征在于，考虑启动压力和边界层的油相渗流公式为

考虑启动压力的水相渗流公式为

式中，u为油相的流量，m/s；

U_w为水相的流量，m/s；

K_o为油相绝对渗透率，mD；

K_w为水相绝对渗透率，mD；

μ_o为油相粘度，mPa·s；

μ_w为水相粘度，mPa·s；

δ为边界层厚度，m；

r为特征毛细管半径，m；

为压力梯度，Pa/m；

τ_o为剪切应力，Pa；

G_o为油相启动压力梯度，Pa/m；

G_w为水相启动压力梯度，Pa/m；

令

则对于油水两相共存的情况，边界层造成的压力损失计算公式为η_t＝η·S_o

式中，η为边界层造成的单位距离压力降，MPa/m；

η_t为在含油饱和度为S_o情况下的附加压降，MPa/m；

S_o为含油饱和度。

5.根据权利要求2所述的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，其特征在于，S3中，通过稳态法获取相对渗透率曲线参数包括：

S311，采用清洗液对二维多孔渗流微观模型进行清洗；其中，所述二维多孔渗流微观模型的数量为至少两个；

S312，将所述二维多孔渗流微观模型的润湿性调整为亲油性；

S313，按照预设注入油水体积比对一个二维多孔渗流微观模型进行驱替，至少驱至3倍孔隙体积；对所述二维多孔渗流微观模型中的油水面积变化情况进行图像采集，并对采集的图像进行灰度处理，根据灰度处理后的图像获取油水两相流体的分布情况；待所述二维多孔渗流微观模型中油水两相面积不再发生变化且压力不变时，获取油相面积、油水两相存在时的水相流量、油水两相存在时的油相流量以及所述二维多孔渗流微观模型的入口端与出口端之间的压力差，并计算该预设注入油水体积比对应的一组油相相渗透率、水相相渗透率；

S314，改变注入油水体积比，重复步骤S313，获取不同注入油水体积比分别对应的不同组油相相渗透率、水相相渗透率和油相面积；

S315，向另一个二维多孔渗流微观模型中注入水，待所述二维多孔渗流微观模型的入口端与出口端之间的压力差不变后，获取只有水相存在时的水相流量以及所述二维多孔渗流微观模型的入口端与出口端之间的压力差，并计算所述二维多孔渗流微观模型的绝对渗透率；

S316，根据所述二维多孔渗流微观模型的绝对渗透率，以及每个注入油水体积比对应的一组油相相渗透率、水相相渗透率，分别计算各个注入油水体积比对应的油相相对渗透率、水相相对渗透率；根据每个注入油水体积比对应的含油面积，分别计算各个注入油水体积比对应的含油饱和度。

6.根据权利要求5所述的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，其特征在于，油相相渗透率的计算公式为

水相相渗透率的计算公式为

二维多孔渗流微观模型的绝对渗透率计算公式为

油相相对渗透率的计算公式为

水相相对渗透率的计算公式为

式中，A为流体所流过横截面的面积，m²；

q_w为油水两相存在时的水流量，cm³/s；

q_o为油水两相存在时的油流量，cm³/s；

q_w2为只有水存在时的水相流量，cm³/s；

Δp为二维多孔渗流微观模型入口端与出口端之间的压力差，Pa；

η_o为油相边界层造成的单位距离压力降，Pa/m；

η_t为在含油饱和度为S_o情况下的附加压降，Pa/m；

L为二维多孔渗流微观模型的长度，cm；

l为流体流过的路径的长度，cm；

G_o为油相启动压力梯度，Pa/m；

G_w为水相启动压力梯度，Pa/m；

μ_o为油相粘度，cp；

μ_w为水相粘度，cp；

K_o为油相相渗透率，m²；

K_w为水相相渗透率，m²；

K_ro为油相相对渗透率，小数；

K_rw为水相相对渗透率，小数；

K为二维多孔渗流微观模型的绝对渗透率，m²。

7.根据权利要求2所述的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，其特征在于，S3中，通过非稳态法获取相对渗透率曲线参数包括：

S321，采用清洗液对二维多孔渗流微观模型进行清洗；

S322，将所述二维多孔渗流微观模型的润湿性调整为亲油性；

S323，对所述二维多孔渗流微观模型饱和原油；

S324，以恒定速度采用水对所述二维多孔渗流微观模型中的原油进行驱替，驱替过程中对所述二维多孔渗流微观模型中的油水面积变化情况进行多次图像采集，并记录每次采集的图像对应的所述二维多孔渗流微观模型的入口端与出口端之间的压力差和图像采集时刻；待所述二维多孔渗流微观模型中油水两相面积不再发生变化时，停止驱替；

S325，对采集的各图像进行灰度处理，根据灰度处理后的图像获取油水两相流体在采集图像的时刻的分布情况；

S326，根据不同时刻对应的油水两相流体的分布情况，确定油相的体积流量和水相的体积流量；

S327，计算不同时刻对应的油相相对渗透率、水相相对渗透率和含油饱和度。

8.根据权利要求7所述的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，其特征在于，油相相对渗透率的计算公式为

水相相对渗透率的计算公式为

其中，

式中，K_ro为油相相对渗透率，小数；

K_rw为水相相对渗透率，小数；

f_o为含油率，小数；

W(t)为截止到t时刻无因次累积注入量，等于累积注入量与孔隙体积的比值，小数；

I_o为吸油能力，为表征油相流动能力大小的参数，小数；

I_w为吸水能力，为表征水相流动能力大小的参数，小数；

u_o(t)为产油速度，m/s；

u(t)为所述二维多孔渗流微观模型的入口端的注入速度，m/s；

u为初始时刻油水两相的流量，数值上等于注入流量，m/s；

u_b为t时刻油水两相的流量，m/s；

Δp为t时刻二维多孔渗流微观模型入口端与出口端之间的压力差，Pa；

Δp_b为初始时刻二维多孔渗流微观模型入口端与出口端之间的压力差，Pa；

η_t为在含油饱和度为S_o情况下的附加压降，Pa/m；

G_o为油相启动压力梯度，Pa/m；

G_w为水相启动压力梯度，Pa/m；

L为二维多孔渗流微观模型的长度，m。

9.根据权利要求7所述的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，其特征在于，S323包括：

保持所述非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置的出口阀门打开，打开第二阀门和入口阀门，通过入口压力泵驱动第二中间容器中的原油进入所述二维多孔渗流微观模型，将所述二维多孔渗流微观模型中用来改变润湿性的原油驱替出来；

当原油的注入量与所述二维多孔渗流微观模型的孔隙体积相等且所述二维多孔渗流微观模型中各部位原油颜色一致时，饱和原油过程结束，关闭入口阀门。

10.根据权利要求5或7所述的非常规油藏两相相对渗透率曲线测定方法，其特征在于，所述将所述二维多孔渗流微观模型的润湿性调整为亲油性，包括：

向所述二维多孔渗流微观模型中注入API度小于20的原油，注满后关闭所有阀门；

将所述二维多孔渗流微观模型在所述目标岩心所在储层的真实环境温度下放置3天，将所述二维多孔渗流微观模型的润湿性调整为亲油性。

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