本发明涉及油气开采的技术领域，特别涉及一种测试岩心的相对渗透率，用于模拟二次油气开采的设备和方法。
背景技术：
目前对温室气体的控制日益受到重视，二氧化碳作为温室气体的主要类型，通过地质封存进行减排的技术也逐步得到发展，通常将二氧化碳注入深部的咸水地层进行地质封存。在咸水层中进行二氧化碳地质封存时，从环境和安全的角度考虑，应关注封存注入过程中的最大注入速率、累积注入能力、运移范围等指标，这些指标取决于二氧化碳在咸水地层中的迁移能力。
在地层水和二氧化碳同时注入咸水层中时，多相流体与其中任一种单相流体的流动特征有所不同，多相流体的迁移能力要小于单相流体，油气生产行业最早研究了油水相对渗透率。在咸水层中进行二氧化碳地质封存最重要的是二氧化碳与地层水的相对渗透率，而相对渗透率很难确定，需要特殊的试验设计和装置。
国内目前开展相对渗透率研究的机构多是按照《岩石中两相相对渗透率测定方法》(SY/T 5345-2007)的要求，按不同的目的试制实验装置，主要用于模拟二次采油气，即注水采油气过程中水驱替地层原油、天然气的过程，通过相对渗透率的研究，确定注入水和原油、天然气在地层的运移情况，为油气田开发油藏模拟提供相对渗透率这个关键参数。现有的装置都能实现稳态法、非稳态法测油水相对渗透率，或是稳态法、非稳态法测试气液相对渗透率。由于咸水层地质封存二氧化碳作为一个新兴的研究课题，对其他形态的二氧化碳与咸水的相对渗透率研究尚属空白。
技术实现要素：
为解决上述的技术问题，本发明提出一种测试岩心相对渗透率的设备和方法，研究并测量超临界二氧化碳与咸水在岩心中的相对渗透率。
本发明提出一种测试岩心相对渗透率的设备，所述设备包括：
夹持单元，包括夹持器，所述夹持器具有用于夹持岩心的密封腔，及分别与所述密封腔连通的入口和出口；
二氧化碳供给单元，包括依次连接的增压泵、储存气态二氧化碳的第一储罐和储存液态二氧化碳的第二储罐，所述第二储罐的输出端与所述入口连接，通过加热保温器将所述气态二氧化碳加热并保温，在所述第二储罐中制备形成超临界二氧化碳，通过与所述第二储罐连接的二氧化碳注入泵将所述第二储罐中的超临界二氧化碳经所述入口注入所述岩心；
咸水供给单元，其与所述二氧化碳供给单元并联到所述入口，所述咸水供给单元包括依次连接的咸水注入泵和储存咸水溶液的咸水容器，通过所述咸水注入泵将所述咸水容器中的咸水溶液经所述入口注入所述岩心；
测量单元，包括与所述二氧化碳供给单元并联到所述入口的入口压力计、并联到所述出口的气液分离器和出口压力计、连接到所述气液分离器的输出端的气体流量计，及用于测量所述气液分离器分离出的液体质量的计量仪。
进一步地，所述加热保温器包括包裹在所述第一储罐外表面的第一加热垫，及包裹在所述第二储罐外表面的第二加热垫。
作为一种可实施的方式，所述二氧化碳注入泵和所述咸水注入泵均为柱塞泵。
本发明还提出一种测试岩心相对渗透率的方法，采用所述的测试岩心相对渗透率的设备，所述方法包括如下步骤：
步骤S10，将岩心夹持在夹持器的密封腔中，使用增压泵将第一储罐中的气态二氧化碳加压，使用加热保温器加热所述气态二氧化碳，直至所述气态二氧化碳的压强和温度达到临界条件，制备形成超临界二氧化碳并储存在第二储罐中；
步骤S20，使用咸水注入泵将咸水容器中储存的咸水溶液经入口注入到所述岩心中，直至所述咸水溶液在所述岩心中达到饱和状态；
步骤S30，继续注入所述咸水溶液，同时使用二氧化碳注入泵将所述第二储罐中的超临界二氧化碳注入到所述岩心中，直至所述咸水溶液和所述超临界二氧化碳在所述岩心中均达到饱和状态；
步骤S40，使用入口压力计测量所述入口的压力值，使用出口压力计测量出口的压力值，所述入口的压力值和所述出口的压力值均达到稳定状态时，停止注入所述咸水溶液和所述超临界二氧化碳；根据气体流量计和计量仪测出的数据，计算得出所述岩心的含水饱和度、所述岩心中所述咸水溶液的相对渗透率和所述岩心中所述超临界二氧化碳的相对渗透率。
进一步地，所述步骤S40中，通过重量法计算得出所述岩心的含水饱和度，根据公式Kwe＝(Qw×Uw×L)/[A×(P1-P2)]×100，Krw＝Kwe/Ko(Sws)依次计算得出所述咸水溶液的相对渗透率，根据公式Koe＝(Qo×Uo×L)/[A×(P1-P2)]×100，Kro＝Koe/Ko(Sws)依次计算得出所述超临界二氧化碳的相对渗透率；
其中，Kwe为所述咸水溶液的有效渗透率，Koe为所述超临界二氧化碳的有效渗透率，Qw为所述咸水溶液的流量，Uw为当前测试温度下咸水溶液的粘度，Qo为所述超临界二氧化碳的流量，Uo为当前测试温度下超临界二氧化碳的粘度，A为所述岩心的截面积，P1为所述入口的压力值，P2为所述出口的压力值，L为所述夹持器的长度，Krw为所述咸水溶液的相对渗透率，Kro为所述超临界二氧化碳的相对渗透率，Ko(Sws)为束缚水状态下的超临界二氧化碳的渗透率。
进一步地，所述步骤S30中，所述咸水溶液的流量与所述超临界二氧化碳的流量之和为一固定值。
作为一种可实施的方式，所述步骤S30中，所述咸水溶液的流量与所述超临界二氧化碳的流量之和为10毫升每分钟。
更进一步地，所述步骤S30中，所述咸水溶液的流量与所述超临界二氧化碳的流量分别按至少两种不同的比例注入到所述岩心中，分别执行所述步骤S40，计算得出按各比例注入时所述岩心的含水饱和度、所述咸水溶液的相对渗透率和所述超临界二氧化碳的相对渗透率。
更进一步地，在所述S40之后还设置步骤S50，根据按各比例注入时计算得出的所述岩心的含水饱和度、所述咸水溶液的相对渗透率和所述超临界二氧化碳的相对渗透率，分别建立所述咸水溶液的相对渗透率和所述超临界二氧化碳的相对渗透率随所述岩心的含水饱和度变化的曲线图。
更进一步地，所述步骤S30中，所述咸水注入泵的流量与所述二氧化碳注入泵的流量分别按9:1、7:3、5:5、3:7、1:9五种比例注入到所述岩心中。
进一步地，所述夹持器呈柱状，所述入口和所述出口沿所述夹持器的轴向分别设置在所述夹持器的两端；
所述测试岩心相对渗透率的设备还包括环压单元，所述环压单元包括置于所述夹持器外的环压跟踪泵和包裹在所述岩心侧表面上的密封胶套，所述环压跟踪泵通过管道与所述密封腔连通，通过所述环压跟踪泵向所述密封胶套的外侧施压，使所述密封胶套贴紧所述岩心，所述环压跟踪泵产生的环压大于所述入口的压强。
更进一步地，所述环压与所述入口的压强之间的差值大于或等于2兆帕。
进一步地，所述测试岩心相对渗透率的设备还包括与所述气液分离器并联到所述出口的回压单元，所述回压单元包括置于所述夹持器外的回压泵和设置在所述出口处且能产生塑性变形的挡片，使用所述回压泵向所述挡片施压，使所述挡片产生塑性变形并打开所述出口。
更进一步地，所述回压泵产生的回压大于7.38兆帕，在注入过程中，所述回压能随所述入口的压强的升高而升高，所述入口的压强与所述回压之间的差值为一恒定值。
本发明相比于现有技术的有益效果在于：本发明的测试岩心相对渗透率的设备和测试岩心相对渗透率的方法，研究并测量超临界二氧化碳与咸水在岩心中的相对渗透率，更好地模拟了咸水层中的真实情况，不仅可以更准确地评价咸水层封存二氧化碳的能力，还可以更准确地预测二氧化碳在咸水层中的运移范围，从而更准确地评价咸水层封存二氧化碳的安全性。
附图说明
图1为本发明的测试岩心相对渗透率的设备的示意图；
图2为通过本发明的测试岩心相对渗透率的设备测得的相对渗透率随岩心的含水饱和度变化的曲线图。
附图标记：
10-夹持器；12-入口；14-出口；20-二氧化碳供给单元；22-增压泵；
24-第一储罐；26-第二储罐；28-二氧化碳注入泵；
32-咸水容器；34-咸水注入泵；52-入口压力计；54-出口压力计；
56-气液分离器；57-气体流量计；58-计量仪；
62-第一加热垫；64-第二加热垫；72-环压跟踪泵；82-回压泵。
具体实施方式
以下结合附图，对本发明上述的和另外的技术特征和优点进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明的部分实施例，而不是全部实施例。
请参阅图1所示，一种测试岩心相对渗透率的设备，包括夹持单元、二氧化碳供给单元20、咸水供给单元和测量单元。
夹持单元包括夹持器10，夹持器10具有用于夹持岩心的密封腔，及分别与密封腔连通的入口12和出口14。二氧化碳供给单元20包括依次连接的增压泵22、储存气态二氧化碳的第一储罐24和储存液态二氧化碳的第二储罐26，第二储罐26的输出端与入口12连接，通过加热保温器将气态二氧化碳加热并保温，在第二储罐26中制备形成超临界二氧化碳，通过与第二储罐26连接的二氧化碳注入泵28将第二储罐26中的超临界二氧化碳经入口12注入岩心。咸水供给单元与二氧化碳供给单元并联到入口12，咸水供给单元包括依次连接的咸水注入泵34和储存咸水溶液的咸水容器32，通过咸水注入泵34将咸水容器32中的咸水溶液经入口12注入岩心。测量单元包括与二氧化碳供给单元并联到入口12的入口压力计52、并联到出口14的气液分离器56和出口压力计54、连接到气液分离器56的输出端的气体流量计57，及用于测量气液分离器56分离出的液体质量的计量仪58。
由于在实际的二氧化碳地质封存项目中，从安全性的考虑，选择深度较大的咸水层作为二氧化碳封存的地层(1000米～2000米，或更深)，温度压力条件已经达到二氧化碳的超临界条件。因此在深度较大的地层中，进行超临界二氧化碳与咸水相对渗透率的研究，相比较研究液态或气态二氧化碳与咸水相对渗透率，能更加准确的模拟和描述二氧化碳地下封存的实际情况，由此获得的参数(相对渗透率)，相应分析得到的二氧化碳运移分配规律更切合实际情况，能更加有效的提高二氧化碳地质注入的安全性。
当封存二氧化碳的咸水层深度大于800米，温度高于31.3摄氏度，压力高于7.38兆帕时，气态二氧化碳会转化为液态或超临界二氧化碳，因此，开展咸水层封存二氧化碳的研究时应针对液态或超临界二氧化碳与地层水(咸水)的相对渗透率进行。本发明提出一种针对超临界二氧化碳和咸水的相对渗透率的测量设备，能应用于二氧化碳在咸水层中地质封存的科学研究和工程项目。本发明采用超临界二氧化碳(气态二氧化碳转化为液态二氧化碳的临界状态)进行实验测量。相对渗透率是影响两相流体在地层中运移分布的重要参数，不仅可以评价咸水地层封存二氧化碳的能力，还可以预测二氧化碳在地层中的运移范围，评价咸水层封存二氧化碳的安全性，因此，准确测量超临界二氧化碳和咸水在岩心中的相对渗透率具有非常重要的意义。
本发明可实现超临界二氧化碳的制备，在气态二氧化碳进入夹持器10之前，通过加温加压的方式，使二氧化碳温度高于31.3摄氏度，且压力高于7.38兆帕，达到超临界状态。通过并联在入口12处的二氧化碳供给单元20和咸水供给单元，将超临界二氧化碳与咸水溶液同时驱替岩心，从而模拟咸水层地质封存二氧化碳时岩心中的微观情况，夹持器内温度高于31.3摄氏度、压力高于7.38兆帕，保证驱替过程二氧化碳保持超临界态。通过二氧化碳注入泵28和咸水注入泵34分别控制超临界二氧化碳和咸水溶液的注入流量，测量岩心在不同含水饱和度下对超临界二氧化碳和咸水溶液的相对渗透率，可通过夹持器10的出口14处的气体流量计57和计量仪58，对气液分离器56分离出的二氧化碳和咸水溶液分别进行计量。
作为一种可实施的方式，加热保温器包括包裹在第一储罐24外表面的第一加热垫62，及包裹在第二储罐26外表面的第二加热垫64。还可以将二氧化碳供给单元20、或者将第一储罐24和第二储罐26放置在恒温空间(本实施例中，恒温空间为一恒温箱)内，使温度持续保持在31.3摄氏度以上，从而使第二储罐26中的超临界二氧化碳保持稳定的状态。
作为一种可实施的方式，二氧化碳注入泵28和咸水注入泵34均为柱塞泵。本实施例中，计量仪58为电子天平。
本发明还提出一种测试岩心相对渗透率的方法，采用的测试岩心相对渗透率的设备，测试岩心相对渗透率的方法包括如下步骤：
步骤S10，将岩心夹持在夹持器10的密封腔中，使用增压泵22将第一储罐24中的气态二氧化碳加压，使用加热保温器加热气态二氧化碳，直至气态二氧化碳的压强和温度达到临界条件(达到超临界状态)，制备形成超临界二氧化碳并储存在第二储罐26中；
步骤S20，使用咸水注入泵34将咸水容器32中储存的咸水溶液经入口12注入到岩心中，直至咸水溶液在岩心中达到饱和状态；
步骤S30，继续注入咸水溶液，同时使用二氧化碳注入泵28将第二储罐26中的超临界二氧化碳注入到岩心中，直至咸水溶液和超临界二氧化碳在岩心中均达到饱和状态；
步骤S40，使用入口压力计52测量入口12的压力值，使用出口14压力计测量出口14的压力值，入口12的压力值和出口14的压力值均达到稳定状态时，停止注入咸水溶液和超临界二氧化碳；根据气体流量计57和计量仪58测出的数据，计算得出岩心的含水饱和度、岩心中咸水溶液的相对渗透率和岩心中超临界二氧化碳的相对渗透率。
通常当出口14处有流体渗出时，流体体积达到2-3倍的岩心孔隙体积之后，就可以判断咸水溶液和超临界二氧化碳在岩心中达到饱和；岩心孔隙体积的计算属于公知常识，此处不再赘述。在入口12的压力值和出口14的压力值在五分钟之内偏移变化小于0.1兆帕，即为达到稳定状态。
本发明的测试岩心相对渗透率的设备和测试岩心相对渗透率的方法，研究并测量超临界二氧化碳与咸水溶液在岩心中的相对渗透率，更好地模拟了咸水层中的真实情况，不仅可以更准确地评价咸水层封存二氧化碳的能力，还可以更准确地预测二氧化碳在咸水层中的运移范围，从而更准确地评价咸水层封存二氧化碳的安全性。
进一步地，步骤S40中，通过重量法计算得出岩心的含水饱和度，根据公式Kwe＝(Qw×Uw×L)/[A×(P1-P2)]×100，Krw＝Kwe/Ko(Sws)依次计算得出咸水溶液的相对渗透率，根据公式Koe＝(Qo×Uo×L)/[A×(P1-P2)]×100，Kro＝Koe/Ko(Sws)依次计算得出超临界二氧化碳的相对渗透率；
其中，Kwe为咸水溶液的有效渗透率，Koe为超临界二氧化碳的有效渗透率，Qw为咸水溶液的流量，Uw为当前测试温度下咸水溶液的粘度，Qo为超临界二氧化碳的流量，Uo为当前测试温度下超临界二氧化碳的粘度，A为岩心的截面积，P1为入口12的压力值，P2为出口14的压力值，L为夹持器10的长度，Krw为咸水溶液的相对渗透率，Kro为超临界二氧化碳的相对渗透率，Ko(Sws)为束缚水状态下的超临界二氧化碳的渗透率。
进一步地，步骤S30中，咸水溶液的流量与超临界二氧化碳的流量之和为一固定值。
作为一种可实施的方式，步骤S30中，咸水溶液的流量与超临界二氧化碳的流量之和为10毫升每分钟。流量之和应根据岩心的渗透能力进行取值，渗透能力较弱的岩心取值相对较小，避免流量过大导致与真实地层差别过大，从而使模拟失真。
更进一步地，步骤S30中，咸水溶液的流量与超临界二氧化碳的流量分别按至少两种不同的比例注入到岩心中，分别执行步骤S40，计算得出按各比例注入时岩心的含水饱和度、咸水溶液的相对渗透率和超临界二氧化碳的相对渗透率。
更进一步地，在S40之后还设置步骤S50，根据按各比例注入时计算得出的岩心的含水饱和度、咸水溶液的相对渗透率和超临界二氧化碳的相对渗透率，分别建立咸水溶液的相对渗透率和超临界二氧化碳的相对渗透率随岩心的含水饱和度变化的曲线图，如图2所示。
更进一步地，步骤S30中，咸水注入泵34的流量与二氧化碳注入泵28的流量分别按9:1、7:3、5:5、3:7、1:9五种比例注入到岩心中。
进一步地，夹持器10呈柱状，入口12和出口14沿夹持器10的轴向分别设置在夹持器10的两端。测试岩心相对渗透率的设备还包括环压单元，环压单元包括置于夹持器10外的环压跟踪泵72和包裹在岩心侧表面上的密封胶套，环压跟踪泵72通过管道与密封腔连通，通过环压跟踪泵72向密封胶套的外侧施压，使密封胶套贴紧岩心，环压跟踪泵72产生的环压大于入口12的压强。
更进一步地，环压与入口12的压强之间的差值大于或等于2兆帕。从而保证密封胶套贴紧岩心，防止注入夹持器10的空腔中的流体发生侧漏，无法通过岩心并最终到达出口14处。通常环压与入口12的压强之间的差值优选为2兆帕，此差值越大，密封胶套与岩心贴合更紧密。
进一步地，测试岩心相对渗透率的设备还包括与气液分离器56并联到出口14的回压单元，回压单元包括置于夹持器10外的回压泵82和设置在出口14处且能产生塑性变形的挡片，使用回压泵82向挡片施压，使挡片产生塑性变形并打开出口14。本实施例中，挡片为一弹性薄片，回压泵82为一手摇泵，手摇泵的转动使弹性薄片关闭出口14，当入口12处的压力大于出口14处的压力时，弹性薄片产生塑性变形从而打开出口。
更进一步地，回压泵82产生的回压大于7.38兆帕，在注入过程中，回压能随入口12的压强的升高而升高，入口12的压强与回压之间的差值为一恒定值，使出口14的开度保持一致，此恒定值一般为2兆帕。
本实施例中，对某油田某咸水层地层岩心进行测试，该岩心为细砂岩，孔隙度15％，气测渗透率0.54毫达。根据某油田咸水层地层水的化验结果配置咸水溶液，设定两个柱塞泵的压强大于15兆帕，通过柱塞泵将咸水溶液注入到夹持器10的岩心中，控制围压维持比入口12(注入端)的压强大2兆帕，直至入口12的压强达到15兆帕，围压达到17兆帕，直至稳定。
测试岩心相对渗透率的设备中夹持器10规格为：φ25mm和φ38mm；夹持器10能承受的环压的最大值为50兆帕，回压的最大值为50兆帕。测试岩心相对渗透率的设备的最高工作温度为150℃，控温精度±1℃。高精度柱塞泵(咸水注入泵34和二氧化碳注入泵28)的流量控制范围0.01-60毫升每分钟，最大工作压力60兆帕，并具有恒压恒流驱替功能。气体流量计57的气体计量精度为±1.5％R，计量仪58的计量精度为0.0001g。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步的详细说明，应当理解，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围。特别指出，对于本领域技术人员来说，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。