测试气水相对渗透率曲线的系统及方法与制作流程
气-水相对渗透率曲线预测方法综述
气-水相对渗透率曲线预测方法综述
气-水相对渗透率曲线是评价油藏渗透率和孔隙结构的重要指标，本文对气-水相对渗透率曲线预测方法进行综述。
一、经验模型法
经验模型法是最简单最常用的气-水相对渗透率预测方法之一，其核心
思想是通过对大量实验数据进行分析得到经验公式，从而对未知情况
进行预测。
经验模型法通常结合核磁共振、真空干燥、压汞等实验数据，针对不同的油藏类型建立不同的经验模型。
二、物理模型法
物理模型法是基于物理原理的气-水相对渗透率预测方法，根据Darcy
定律、管道流动方程等物理原理，建立数学模型对气-水相对渗透率进
行预测。
物理模型法通常需要考虑多个因素，如孔隙结构、渗透率、
岩石类型等。
三、人工神经网络模型法
人工神经网络模型法是一种基于模仿人类神经网络学习能力的气-水相
对渗透率预测方法。
该方法将气-水相对渗透率预测问题看作一个输入
-输出模型，通过不断调整神经网络的连接权重和节点阈值，实现对输
入数据的拟合和输出预测。
四、遗传算法优化模型
遗传算法优化模型是一种基于进化论思想的气-水相对渗透率预测方法。
该方法通过对一定量的基因序列进行随机变异和选择，优化出最佳的
预测模型。
该方法在预测精度和鲁棒性方面具有优势，但计算复杂度
较高。
综上所述，气-水相对渗透率曲线预测方法包括经验模型法、物
理模型法、人工神经网络模型法和遗传算法优化模型等多种方法。
在
实际应用中，要根据具体情况选择合适的方法，提高预测精度和可靠性。
渗透率实验设计
渗透率 测定实验方案设计1 实验目的： 1.1 标准方法简介渗透率测试标准为SY/T5336-1996和SY/T5336-2006，理论基础是达西定律。
标准中包括的渗透率检测方法主要有：气体稳态轴向流测渗透率和液体稳态轴向流测渗透率。
1.2本次实验所针对的方法，研究对象 本次实验主要针对气体稳态轴向流测试渗透率 2 实验原理用加压气体（氮气）在岩心两端建立压力差，使气体在岩样中流动，当气体通过岩样的流动状态稳定后，测定岩心两端的进、出口压力p 1和p 2及在此压差下对应的流量Q 。
按下式计算渗透率值：()1222100102-⨯-=p p A L p Q K a μ 式中：K a —气测渗透率，μm 2； p 0—大气压，MPa ，Q 0—在大气压p 0下气体的体积流量，cm 3/s ； μ—气体的粘度，mPa·s; L —岩样长度，cm ； A —岩样的截面积，cm 2;p1、p2—岩样进出口压力，MPa。
3 实验方案设计3.1实验条件（1）环境因素环境温度：环境温度范围在20±5℃。
环境湿度：环境相对湿度85%以下。
环境压力（大气压）：无具体要求。
（2）实验因素注：此表根据自己所涉及的实验而定，如果确定了的数值可直接填入。
3.2实验场所的选择实验场所能够合理放置孔渗检联测仪的试验台、氮气瓶、烘箱和电脑等设备，并且环境符合：温度20±5℃，相对湿度85%以下，其它无特殊要求。
3.3实验仪器与试剂设备和用品有：烘箱、干燥器皿、氮气气瓶、孔渗联测仪、电脑、书写用品、手套等。
3.4样品的制备钻取直径为Φ25mm，长度为25～80mm的岩样，再按照SY/T 5336-2006要求进行洗油、烘干。
3.5样品的选择钻取的岩样经过洗油、烘干后，选取岩样规则，两端面平整且与岩样轴向垂直，即可进行渗透率测试。
3.6实验步骤（1）仪器检漏，检测各接头与阀门及管线、岩心夹持器是否泄漏，具体检测方法详见化验中心《渗透率作业指导书》。
cmg汽水模型相渗曲线
cmg汽水模型相渗曲线
CMG汽水模型相渗曲线是指在压力驱动下，模拟砂岩中气体
和液体两相的流动情况的曲线。
该曲线用来描述气体和液体的相对渗透率随时间的变化。
在CMG汽水模型中，砂砾或砂岩储层被划分为单元网格，并
通过计算模拟两相流动的参数，如气体和液体的渗透率、饱和度和相对渗透率等。
然后，根据Darcy定律和质量守恒方程，通过计算每个单元内的流量和压力变化，得到相渗曲线。
相渗曲线通常以气体渗透率和液体渗透率相对渗透率的形式呈现。
在初始阶段，曲线上气体相对渗透率较高，液体相对渗透率较低；随着时间的推移，气体相对渗透率逐渐下降，而液体相对渗透率逐渐上升。
两种相对渗透率的变化形式取决于砂岩储层的物理属性和流体性质，以及流动过程中的剪切和摩擦力。
相渗曲线是评估气体和液体在储层中流动行为的重要工具。
它可以帮助工程师和地质学家预测油藏或气藏中的渗透率、含水饱和度以及产量等参数，并优化开发方案和生产策略。
相对渗透率及相对渗透率曲线应用课件
相对渗透率是描述多相流体在多 孔介质中流动特性的重要参数， 对于油藏工程、采油工程和渗流 力学等领域具有重要意义。
计算方法
理论计算方法
基于达西定律和渗流力学理论，推导 相对渗透率公式。
实验测定方法
通过实验测定多相流体在多孔介质中 的渗透率，再计算相对渗透率。
影响因素
孔隙结构
孔隙结构直接影响多相流 体的流动特性，从而影响
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相对渗透率。
流体性质
流体的粘度、密度、界面 张力等性质对相对渗透率
有重要影响。
压力和饱和度
压力和饱和度变化会影响 流体在多孔介质中的流动 状态和分布，进而影响相
对渗透率。
02
相对渗透率曲线
曲线的绘制
确定研究区域
选择一个具有代表性的研究区域，可以是 油田、气田或水文地质单元。
收集数据
收集相关地层参数、流体性质、压力和温 度等数据。
根据相对渗透率曲线，可以确定最佳的堵水调剖措施，控制油井出 水。
井筒管理
01
确定合理的采油举升方式
根据相对渗透率曲线，可以判断油井的含水率变化情况，选择合适的采
油举升方式。
02
确定最佳的防蜡和防垢措施
根据相对渗透率曲线，可以判断油井的结蜡和结垢情况，选择合适的防
蜡和防垢措施。
03
确定最佳的井筒清蜡和清垢措施
根据相对渗透率曲线，可以判断油井的结蜡和结垢情况，选择合适的井
筒清蜡和清垢措施。
05
相对渗透率在油田开发管理中的应用
油田开发策略制定
确定油藏类型
根据相对渗透率曲线，判断油藏类型，如均质、多层、裂缝等， 为制定开发策略提供依据。
混凝土气体渗透率试验方法
混凝土气体渗透率试验方法混凝土气体渗透率是衡量混凝土防水性能的重要指标之一。
通过测量混凝土气体渗透率，可以评估混凝土密实程度和抗渗性能，为混凝土结构设计提供参考依据。
本文将介绍混凝土气体渗透率试验的方法及其操作步骤。
一、试验原理混凝土的气体渗透率是指单位时间内气体在混凝土中扩散的速率。
试验中常采用氦气作为渗透介质，氦气分子较小，可更易地渗透混凝土孔隙；氦气相对惰性，不会与混凝土中的成分发生化学反应。
混凝土气体渗透率的计算公式如下：Q=V×(P1-P2)×K/(Pm×t×A)Q表示气体在混凝土中的渗透量（cm3/s），V表示氦气的摩尔体积（22.4L/mol），P1-P2表示气体的压差（Pa），K表示气体在混凝土中的渗透系数（cm3/cm2sPa），Pm表示平均气体压力（Pa），t表示渗透时间（s），A表示混凝土截面积（cm2）。
二、试验设备1.气体渗透仪2.电子天平3.电子计时器4.混凝土切割机或锯条三、试验步骤1.混凝土样品制备从待测混凝土中制备出代表性混凝土样品，通常样品直径为100mm，高度为50mm。
样品表面平整，无明显裂纹和空洞，样品表面应用玻璃纸贴住，保持表面平整光滑。
2.充氦气将气体渗透仪中的氦气光管接到混凝土样品上，调整氦气进入混凝土孔隙的压力，一般控制在5至10kPa之间。
将空气从混凝土孔隙中排出，直至混凝土样品中只有充满氦气的状态。
3.测量气压将气体渗透仪上流量计阀门关闭，记录下气体压力计显示的读数Pm，此读数应当趋近于大气压力。
若Pm的测量值不稳定，可以适当调整进出氦气的流量和滤子。
4.测量混凝土样品重量将已测量重量的混凝土样品置于电子天平上，记录下样品质量M。
5.开启气体流量计将气体渗透仪中的流量计阀门开启，调整流量计出口氦气的流量，使其满足试验要求，一般控制在0.1至0.5L/min之间。
开始计时，渗透时间和流量应记录下来。
6.测量压力差在渗透时间结束后，关闭气体流量计，记录下氦气进出口的压力差读数，并计算出气体进出口的压力差值（P1-P2）。
相对渗透率及相对渗透率曲线应用
相对渗透率及相对渗透率曲线应⽤第四节储层岩75中的想对滲透率*-*相对冰遑率和流⼡⽐k 有败渗it 率：务多相渝体拱存对，岩⽯对其中备⼀相浇体的通2L 能⼒。
例：70%的饱和盐於，r ⽔的枯度为icp), 30%的饱和油， C 油的粘度为3cp),△ p=2at ,Qw=0.3cmVs,Qo=0.02cmVs, 计#⽔的有效券遗率Kw,油的有欢涣it 率Ko ⼼==0.225(“制Ko + Kw =0.27 ( pm2 ) < K 绘=0.375 ( pm^ )-两相渗透率之和⼩于绝对渗透率 ?这是为什么⽼？(})站⽔同对浇动对，诂⽔发⽣⼲扰。
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cmg汽水模型相渗曲线
cmg汽水模型相渗曲线
CMG汽水模型的相渗曲线用于描述在负压条件下，汽水在多孔介质中的相对渗透率随饱和度的变化关系。
相渗曲线通常呈现S型曲线，即随着饱和度的增加，相对渗透率呈现逐渐增加、逐渐饱和的过程。
在低饱和度时，相对渗透率较小或接近于0，主要受到两相流作用的限制，液相和气相之间的作用力较强，使得气相难以渗入多孔介质。
当饱和度逐渐增加时，相对渗透率开始迅速增加，此阶段的增加速度较快，主要原因是多孔介质中气相的连通性开始增强，气相能够更容易地渗入多孔介质。
随着饱和度的进一步增加，相对渗透率的增加速度逐渐减缓，直至趋于饱和，此时相对渗透率趋近于1，表示多孔介质中水相和气相的渗透能力基本相当，达到了平衡状态。
需要注意的是，不同的多孔介质结构和水气性质可能会导致相渗曲线的形状有所差异，因此在具体应用中需要根据实际条件进行调整和修正。
模型法计算油水两相相对渗透率曲线
模型法计算油水两相相对渗透率曲线，有分段
油水两相相对渗透率曲线是一种衡量オイル水双相系统中油气和水之间碳酸钙逆渗透效果的重要方法。
根据油水两相渗流模型，可以计算出油水两相相对渗透率曲线。
计算油水两相相对渗透率曲线的过程是，首先，确定油水两相的物理性质，实验室测得的油水渗透率和压力密度曲线，根据现有的传导方程来求解油水两相的渗透率及水压力。
其次，分析评价油水系统运行数据，确定油水系统的饱和浓度场和渗透率场，定义油水两相相对渗透率曲线，并确定曲线斜率。
油水两相相对渗透率曲线的研究成果和应用可以从三个方面体现，首先，这一模型可用于计算渗透效果，以及渗透效率系数的变化规律，从而来分析和估计渗透效果。
其次，油水两相相对渗透率曲线可用于研究和探讨油水两相系统中渗流与油水分离有关数量和梯度；最后，它也可以作为油水两相系统正确运行以及重要数据研究的基础数据。
油水两相相对渗透率曲线的正确计算，可以为油水两相系统的运行提供精确的参考，这对于精确控制和扩大油气的产量、发现水的上穿性以及优化管网的设计，都将有重要的意义。
油水相对渗透率曲线的实验测定
油水相对渗透率曲线的实验测定
油水相对渗透率曲线的实验测定包括以下几个步骤：
1.准备实验样品：首先，准备油水混合物样品，并在实验室中进行标定，确定样品的油水比例和渗透率。
2.设置实验装置：根据实验要求，设置渗透率测定装置，并将样品倒入测定装置中。
3.进行渗透率测定：通过渗透率测定装置，测定油水混合物的渗透率，并将测定结果记录在实验报告中。
4.绘制渗透率曲线：根据实验测定结果，绘制油水相对渗透率曲线，以便更准确地分析油水混合物的渗透率特征。
5.进行实验总结：根据实验结果，总结油水混合物的渗透率特征，并对实验结果进行分析和总结。
相对渗透率曲线的标准化处理方法
S or
——残余油饱和度
标准化油相相对渗透率：
* K ro
Ko K（ o SW i）
K W ——含水饱和度
Ko
SW SW
时的水相渗透率
——含水饱和度
时的油相渗透率
——残余油条件下的水相渗透率 KW （S or） ——束缚水条件下的油相渗透率 K（ o S Wi）
显然，每一块标准化曲线的含水饱和度和相对渗透率的变化范围都是从0→100%。
相对渗透率曲线
标准化处理
1、把常规的相对渗透率曲线换算成“标准化”的相对渗透 率曲线 （每块岩心一个标准化相渗曲线）
式中
标准化的计算公式为：
标准化含水饱和度：
SW
——含水饱和度
SWD * rw来自SW SW i 1 SWi Sor
SWi
——束缚水饱和度
标准化水相相对渗透率：
K
KW KW （S or）
一、标准化方法的介绍
2、将”标准化”曲线平均之后 ，再换算成常规的相对渗透 率曲线（每块岩心的标准化相渗曲线求平均） 。
将求得的
， KW （S or） SWi ， Sor ， K（ o S Wi）
代入前面的标准化公式，
将标准化平均值曲线再换算成常规的平均值相对渗透率曲线。
1
1 0.9 0.8 0.7
相对渗透率
0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2
0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2
0.1 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
图1：均值标准化相对渗透率曲线
含水饱和度
图2：常规的平均值相渗曲线
气体渗透率的测定
中国石油大学 油层物理 实验报告实验日期： 成绩：班级： 学号： 姓名： 教师：同组者：岩石气体渗透率的测定一．实验目的1.巩固渗透率的概念，掌握气测渗透率原理2.掌握气体渗透率仪的流程和实验步骤二．实验原理渗透率的大小表示岩石允许流体通过能力的大小。
根据达西公式，气体渗透率的计算公式为：三．实验流程有关的常数； 与压力 孔板压差计高度， ； 孔板流量计常数， 大气压力下的流量 气体的粘度，大气压力， 岩心入口及出口压力，， ； 岩样长度， 岩样截面积， ； 气体渗透率， 式中 则 ； 令 13 3 0 0 21 2 2 3 or 0 2 22 10 2 3 2 22 1 0 0 P C ; mm h / cm ; / cm ; mpa ; Mpa 1 .0 ; Mpa 1 .0 P P cm ; c A 10 :200 , 200 Q Q ) ( P 2000 C ) 10( 1000 )( 2 K - - - - ⋅ - - - - - - = = - = ⨯ - =- - w orw or w s Q s Q s P L mm K ALh CQ K h P P m P P A L Q P μ μ μ μ μ四．实验步骤3.测量岩样的长度和直径，将岩样装入岩心夹持器，把换向阀指向环亚，关闭环压放空阀，缓慢打开气源阀，使环压表指针达1Mpa以上。
4.关闭汞柱阀及中间水柱阀，打开孔板放空阀，控制供气压力为0.2-0.3Mpa。
5.选取数值最大的孔板，插入岩心出口端，关闭孔板放空阀6.缓慢调节供气阀，建立适当的C值（15-6之间最好），使孔板水柱在100-200mm之间，如果水柱高度不够，则需要调换孔板。
7.待孔板压差计液面稳定后，记录孔板水柱高度，C值，孔板流量计读数。
8.调节供压阀，测量3组不同压差下的渗透率值9.调节供压阀，将C表压力将至0.，打开孔板放空阀，取下孔板，关闭气源阀，打开环压放空阀，取出岩心。
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图片简介:本技术介绍了一种测试气水相对渗透率曲线的系统及方法，系统包括岩心夹持器，岩心夹持器的围压出口端到围压入口端之间串联第一回压阀、工质瓶、循环泵、加热器，岩心夹持器的入口端设置一号并联管线、二号并联管线、三号并联管线，一号并联管线连接中间容器、恒速恒压泵，二号并联管线连接加湿器、稳压器、减压阀、气瓶；三号并联管线设放空阀；岩心夹持器的出口端设第一并联管线、第二并联管线，第一并联管线连真空泵，第二并联管线连第二回压阀、计量装置。
方法包括：S1、准备；S2、岩心饱和地层水；S3、岩心束缚水状态下气相有效渗透率测定；S4、气水相对渗透率测定；S5、岩心残余气状态下水相有效渗透率测定；S6、气水相对渗透率曲线绘制。
技术要求1.一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的系统，包括岩心夹持器、核磁共振装置，所述核磁共振装置用于检测岩心夹持器内的岩心，所述岩心夹持器具有入口端、出口端、围压入口端、围压出口端，所述岩心夹持器的入口端、出口端均设有阀门，常态下，所述岩心夹持器入口端、出口端的阀门处于关闭状态，其特征在于：所述岩心夹持器的围压出口端到围压入口端之间依次串联第一回压阀、工质瓶、循环泵、加热器，并形成环路，所述第一回压阀连接用于控制第一回压阀压力的第一回压泵，所述工质瓶内装有用于核磁共振驱替实验中施加围压的液体工质；所述岩心夹持器的入口端设置一号并联管线、二号并联管线、三号并联管线，所述一号并联管线依次连接有中间容器、恒速恒压泵，所述中间容器中装有实验地层水；所述二号并联管线依次连接有加湿器、稳压器、减压阀、气瓶；所述三号并联管线设置放空阀；所述岩心夹持器的出口端设置第一并联管线、第二并联管线，所述第一并联管线连接真空泵，所述第二并联管线依次连接第二回压阀、用于计量液体的计量装置，所述计量装置连接有气体流量计，所述第二回压阀连接用于控制第二回压阀压力的第二回压泵。
2.根据权利要求1所述的一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的系统，其特征在于，还包括计算机控制终端，所述计算机控制终端与核磁共振装置、恒速恒压泵、循环泵、加热器、第一回压泵、第二回压泵、计量装置连接。
3.根据权利要求1所述的一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的系统，其特征在于，所述中间容器中的实验地层水根据实际气藏实验地层水矿物组分配置。
4.一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的方法，其特征在于，包括权利要求1-3任一所述的一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的系统，方法包括以下步骤：S1、实验准备S2、岩心饱和实验地层水S21、将岩心装入岩心夹持器，启动循环泵、加热器和第一回压泵，设置循环泵驱替压力、第一回压阀压力和加热器温度，循环泵的驱替压力略高于回压阀压力，建立测试所需的温度压力条件；S22、打开放空阀，启动恒速恒压泵恒压驱替，驱替压力低于围压，用实验地层水排空恒速恒压泵出口端管线中的空气，然后关闭放空阀，使恒速恒压泵出口端管线流体压力达到恒速恒压泵的驱替压力后，关闭恒速恒压泵；S23、打开岩心夹持器出口端的阀门，启动真空泵，将岩心抽真空，然后关闭出口端阀门，关闭真空泵；S24、启动恒速恒压泵，相同压力恒压驱替，打开岩心夹持器入口端阀门，使岩心饱和实验地层水，然后关闭岩心夹持器入口端阀门，关闭恒速恒压泵；S25、采用核磁共振检测饱和水状态下岩心的T2图谱；S3、岩心束缚水状态下的气相有效渗透率测定S31、打开放空阀、气瓶，用气体排空气瓶出口端管线中的实验地层水，然后关闭放空阀，待气瓶出口端管线中的流体压力稳定后，打开岩心夹持器入口端阀门和岩心夹持器出口端阀门，恒压驱替，直至计量装置显示结果不再变化；S32、采用核磁共振检测束缚水状态下岩心的T2图谱，计算岩心束缚水饱和度；S33、采用气体流量计，记录当前驱替压差下气体流量，计算岩心在束缚水状态下的气相有效渗透率；S34、关闭岩心夹持器入口端阀门、岩心夹持器出口端阀门、气瓶和气体流量计；S4、气水相对渗透率测定S41、启动恒速恒压泵和第二回压泵，设置恒速恒压泵的驱替压力和第二回压阀的压力，以恒定驱替压差，采用水驱气直至岩心夹持器的出口端不再产生气泡，记录岩心夹持器入口端和岩心夹持器出口端在不同时间节点的压力、实验地层水流量和岩心的T2图谱，计算不同时间节点岩心水饱和度以及对应的水相有效渗透率；S42、根据不同时间节点岩心水饱和度的变化情况，计算出不同时间节点岩心中的气量变化率，从而计算出不同时刻的气流量以及气相有效渗透率；S5、岩心残余气状态下的水相有效渗透率测定S51、检测残余气状态下岩心的T2图谱，计算岩心残余气饱和度；S52、以恒定压力驱替实验地层水，计量当前驱替压差下实验地层水流量，计算岩心在残余气状态下的水相有效渗透率；S6、气水相对渗透率曲线绘制以岩心含水饱和度值为横坐标，以相对渗透率值为纵坐标，建立直角坐标系，采用平滑曲线分别绘制不同岩心含水饱和度对应的气相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。
5.根据权利要求4所述的一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的方法，其特征在于，S33中，连续计算三次岩心在束缚水状态下的气相有效渗透率，并使相对误差小于3％。
6.根据权利要求4所述的一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的方法，其特征在于，S52中，连续计算三次岩心在残余气状态下的水相有效渗透率，并使相对误差小于3％。
技术说明书一种测试气水相对渗透率曲线的系统及方法技术领域本技术涉及石油与天然气领域，特别涉及一种测试气水相对渗透率曲线的系统及方法。
背景技术气水相对渗透率曲线是水驱气藏开发工程中不可或缺的资料，是计算水驱气效率，预测气藏开发指标，分析气藏开发动态，研究气水两相渗流物理特征和开展气藏数值模拟研究的重要基础。
目前，我国气水相对渗透率曲线室内实验测试主要根据现行的中华人民共和国石油天然气行业标准(SY/T5345-2007“岩石中两相流体相对渗透率测定方法”)和中华人民共和国国家标准(GB/T28912-2012“岩石中两相流体相对渗透率测定方法”)。
前述标准中，气水相对渗透率曲线的测试方法主要有稳态法和非稳态气驱水法两类。
其中：稳态法的基本原理是一维达西渗流，其实验过程要求必须在保证不产生紊流的条件下，采用较大的驱替压差以消除实验过程中末端效应的影响，标准中规定被测试的岩心气测渗透率需大于0.5mD，因此其适用范围有限。
此外，稳态法还存在实验测试周期长以及流体饱和度确定过程较为复杂的不足。
非稳态气驱水法的理论基础是Buckley-Leverett的水驱油前缘推进理论。
其实验测试过程中，流体在多孔介质中分布是时间和空间的函数，致使出口端记录数据是不断变化的，相对渗透率曲线测试结果的可靠性受计算方法和计算过程的精度影响很大，且存在数据处理过程复杂的不足。
同时，该理论的假设条件中要求不考虑流体的可压缩性，这对于油水这类微可压缩流体而言是可行的，但对于气体这类可压缩流体是不可行的。
此外，在实际气藏开发过程都是水驱气，而非气驱水，且气水相对渗透率曲线受流体饱和顺序影响很大，采用非稳态气驱水法测试出的相对渗透率曲线对实际水驱气藏开发的指导意义不大。
技术内容本技术提供一种测试气水相对渗透率曲线的系统及方法，本技术不仅符合水驱气藏的实际开发过程，而且有效地克服了现有方法的不足。
本技术的目的是这样实现的：一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的系统，包括岩心夹持器、核磁共振装置，所述核磁共振装置用于检测岩心夹持器内的岩心，所述岩心夹持器具有入口端、出口端、围压入口端、围压出口端，所述岩心夹持器的入口端、出口端均设有阀门，常态下，所述岩心夹持器入口端、出口端的阀门处于关闭状态，所述岩心夹持器的围压出口端到围压入口端之间依次串联第一回压阀、工质瓶、循环泵、加热器，并形成环路，所述第一回压阀连接用于控制第一回压阀压力的第一回压泵，所述工质瓶内装有用于核磁共振驱替实验中施加围压的液体工质；所述岩心夹持器的入口端设置一号并联管线、二号并联管线、三号并联管线，所述一号并联管线依次连接有中间容器、恒速恒压泵，所述中间容器中装有实验地层水；所述二号并联管线依次连接有加湿器、稳压器、减压阀、气瓶；所述三号并联管线设置放空阀；所述岩心夹持器的出口端设置第一并联管线、第二并联管线，所述第一并联管线连接真空泵，所述第二并联管线依次连接第二回压阀、用于计量液体的计量装置，所述计量装置连接有气体流量计，所述第二回压阀连接用于控制第二回压阀压力的第二回压泵。
优选地，还包括计算机控制终端，所述计算机控制终端与核磁共振装置、恒速恒压泵、循环泵、加热器、第一回压泵、第二回压泵、计量装置连接。
优选地，所述中间容器中的实验地层水根据实际气藏实验地层水矿物组分配置。
一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的方法，包括一种非稳态水驱气法测试气水相对渗透率曲线的系统，方法包括以下步骤：S1、实验准备S2、岩心饱和实验地层水S21、将岩心装入岩心夹持器，启动循环泵、加热器和第一回压泵，设置循环泵驱替压力、第一回压阀压力和加热器温度，循环泵的驱替压力高于回压阀压力，建立测试所需的温度压力条件；S22、打开放空阀，启动恒速恒压泵恒压驱替，驱替压力低于围压，用实验地层水排空恒速恒压泵出口端管线中的空气，然后关闭放空阀，使恒速恒压泵出口端管线内流体压力达到恒速恒压泵的驱替压力后，关闭恒速恒压泵；S23、打开岩心夹持器出口端的阀门，启动真空泵，将岩心抽真空，然后关闭出口端阀门，关闭真空泵；S24、启动恒速恒压泵，相同压力恒压驱替，打开岩心夹持器入口端阀门，使岩心饱和实验地层水，然后关闭岩心夹持器入口端阀门，关闭恒速恒压泵；S25、采用核磁共振检测饱和水状态下岩心的T2图谱；S3、岩心束缚水状态下的气相有效渗透率测定S31、打开放空阀、气瓶，用气体排空气瓶出口端管线中的实验地层水，然后关闭放空阀，待气瓶出口端管线中的流体压力稳定后，打开岩心夹持器入口端阀门和岩心夹持器出口端阀门，恒压驱替，直至计量装置显示结果不再变化；S32、采用核磁共振检测束缚水状态下岩心的T2图谱，计算岩心束缚水饱和度；S33、采用气体流量计，记录当前驱替压差下气体流量，计算岩心在束缚水状态下的气相有效渗透率；S34、关闭岩心夹持器入口端阀门、岩心夹持器出口端阀门、气瓶和气体流量计；S4、气水相对渗透率测定S41、启动恒速恒压泵和第二回压泵，设置恒速恒压泵的驱替压力和第二回压阀的压力，以恒定驱替压差，采用水驱气直至岩心夹持器的出口端不再产生气泡，记录岩心夹持器入口端和岩心夹持器出口端在不同时间节点的压力、实验地层水流量和岩心的T2图谱，计算不同时间节点岩心水饱和度以及对应的水相有效渗透率；S42、根据不同时间节点岩心水饱和度的变化情况，计算出不同时间节点岩心中的气量变化率，从而计算出不同时刻的气流量以及气相有效渗透率；S5、岩心残余气状态下的水相有效渗透率测定S51、检测残余气状态下岩心的T2图谱，计算岩心残余气饱和度；S52、以恒定压力驱替实验地层水，计量当前驱替压差下实验地层水流量，计算岩心在残余气状态下的水相有效渗透率；S6、气水相对渗透率曲线绘制以岩心含水饱和度值为横坐标，以相对渗透率值为纵坐标，建立直角坐标系，采用平滑曲线分别绘制不同岩心含水饱和度对应的气相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。