【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及油气藏开发领域中的岩石物性测定，特别涉及一种疏松砂岩气、水相对渗透率测定方法。
技术介绍
1、气、水相对渗透率曲线是油气田开发研究领域必需的重要基础数据。目前油气田开发行业测试气、水相对渗透率主要是依据国家标准gbt28912-2012“岩石中两相流体相对渗透率测定方法”开展的。
2、然而，相较于普通砂岩，疏松砂岩具有特殊的物理特性，其岩石孔隙度大，岩样孔隙结构松散。研究表明，一方面岩样在外力作用下，受挤压易发生形变，从而引起岩样孔隙体积和渗透率大幅度变化；另一方面，岩样水驱过程中，由于岩石固结不充分，容易出砂，出砂不仅也引起岩样孔隙体积和渗透率的变化，还会引起产水量计量误差([1]张学友.疏松砂岩物性参数应力敏感性实验研究[d].中国石油大学,2008.[2]王小鲁,等.疏松砂岩出砂机理与出砂临界压差计算方法[j].天然气工业,2009,29(7):72-75.)。
技术实现思路
1、专利技术人发现，在相对渗透率测定中，样品有效孔隙体积和气驱水过程中净产水量的取值和计量都是相对渗透率曲线计算的关键参数。这些参数的误差必然导致最终相对渗透率曲线测试不准确，使得实验获得的相渗曲线不能反映样品真实气水流动规律。为了至少部分地解决现有技术存在的技术问题，专利技术人做出本专利技术，通过具体实施方式，提供一种疏松砂岩气、水相对渗透率测定方法，通过获取更为准确的有效孔隙体积，准确计量出砂体积，修正净产水量，提高了疏松砂岩气、水相对渗透率测定的准确度。
2、
3、将疏松砂岩岩样烘干称干重，对岩样饱和地层水后施加设定围压，得到岩样的湿重，根据所述干重和湿重计算岩样的有效孔隙体积；
4、按设定驱替压差对岩样开展非稳态法气驱水相对渗透率测定实验，得到产出砂水总体积和产出气的体积随时间的变化数据；
5、确定产出的砂水中砂的体积，根据产出的砂水总体积和其中砂的体积，确定产水体积校正系数，利用所述产水体积校正系数修正得到净产出水体积随时间的变化数据；
6、根据所述有效孔隙体积及净产出水、产出气的体积随时间的变化数据，确定岩样的含气饱和度、气相和水相相对渗透率随时间的变化数据。
7、第二方面，本专利技术实施例提供一种疏松砂岩相对渗透率确定方法，包括：
8、获取通过上述方法得到的疏松砂岩岩样的含气饱和度、气相和水相相对渗透率随时间的变化数据；
9、针对任一含气饱和度，通过得到的含气饱和度随时间的变化数据，确定该含气饱和度对应的时刻；
10、通过气相相对渗透率随时间的变化数据确定该时刻的气相相对渗透率，作为岩样在该含气饱和度条件下的气相相对渗透率；和/或，通过水相相对渗透率随时间的变化数据确定该时刻的水相相对渗透率，作为岩样在该含气饱和度条件下的水相相对渗透率。
11、本专利技术实施例提供的上述技术方案的有益效果至少包括：
12、本专利技术实施例提供的疏松砂岩气、水相对渗透率测定方法，通过改进实验流程，获取更为准确的有效孔隙体积；进而通过准确计量出砂体积，修正净产水量，从而提高了测到的岩样含气饱和度、气相和水相相对渗透率随时间的变化数据的准确度；能够更为准确测定疏松砂岩气、水两相相对渗透率曲线；对于研究气、水两相渗流理论，油气藏产水规律，油气藏高效开发均意义重大。
13、本专利技术的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本专利技术而了解。本专利技术的目的和其他优点可通过在所写的说明书、权利要求书、以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
14、下面通过附图和实施例，对本专利技术的技术方案做进一步的详细描述。
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1.一种疏松砂岩气、水相对渗透率测定方法，其特征在于，包括：
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述将疏松砂岩岩样烘干称干重前，还包括：
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述干重和湿重计算岩样的有效孔隙体积，具体包括：
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定产出的砂水中砂的体积，具体包括：
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述称重得到滤纸和砂的总质量后，还包括：
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据产出的砂水总体积和其中砂的体积，确定产水体积校正系数，具体包括：
7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述有效孔隙体积及所述净产出水、产出气的体积随时间的变化数据，确定岩样的含气饱和度、气、相和水相相对渗透率随时间的变化数据，具体包括：
8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，所述根据所述有效孔隙体积及净产出水、产出气的体积随时间的变化数据，分别确定无因次产水量、无因次气水总产量、含水率和相对注入能力随时间的变化数据，具体包括：
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