油水相对渗透率测定仪用外部注水或注气驱油过程中测得不同时刻的岩心两端压差、出口端的各相流体流量，然后用数学公式计算求得相对渗透率。在此过程中，含水饱和度在岩样内的分布是时间和地点的函数。所以把过程称为非稳态过程。在非稳态方法测定相对渗透率实验时，油水相对渗透率测定仪必须满足下列条件：⑴.实验过程中要施加足够大的压力梯度以减少毛细管压力的作用；⑵.岩心是均质的；⑶.在试验的全过程中流体性质不变。实验可以在均质的柱塞岩样上进行，通常认为相对渗透率与油水粘度比无关，因而，为了使水驱油实验造成早见水、含水采油期长的驱替过程，通常用稠油作实验用油（美国岩心公司建议用17MPa•S的精制油）。二、实验过程试验在较高的注入速度下进行（采用恒速或恒压法）、直到含水99.9%为止。采用恒速成法时，注水速度按LμwV≥1确定。式中的L为岩样长度（㎝）；μw为注水粘（MPa•S）；V为渗透率速度（㎝/min）。采用恒压法时，注水压差点按π1≤0.6确定，式中 ，σow为油水界面张力，mN/m；K为空气渗透率，μm2；ф为孔隙度（分数）；△P为压差（MPa）。按时记录岩样出口端每种流体的排出量和岩样两端的压差，通常实验结束时累积的注入倍数要达到几十，甚至几百倍孔隙体积。当水油比较低时，可为此值对应的油饱和度值是残余油饱和度。但在一般情况下，是把基础注水实验求得的残余油饱和度值作为渗透率的残余油饱和度值。三、有关资料的整理方法1．JBN方法基本公式： 式中：Kro(Swe) 出口端饱和度时油相相对渗透率； Krw(Swe) 出口端饱和度时水相相对渗透率； Swe 出口端含水饱和度，小数； 式中：I——流动能力； K——岩样空气渗透率μm2； A——岩样截面积，㎝2；L——岩样长度，cm；Q（t）——t时刻出口端流量，cm3/S；△P（t）——t时刻岩样端压差，mPa；fo ——含油率，小数；fw ——含水率，小数；μw ——水粘度，mPa•Sμo ——油粘度，mPa•S2．记录步骤记录水驱油资料（见表一）并绘制出Vo、△P、Vt与累积时间的关系曲线。根据光滑曲线查出光滑后一定时间间隔△t所对应的Vo、△P、及Vt的值，表一 水驱油记录表格油田： 岩样号： 井号： 测试人： 层位： 测试日期： 起止时间h/min间隔时间mim累积时间min阶段产油cm3累积产油cm3阶段产液cm3累积产液cm3压差MPa注水倍数注水速度cm3/min试验温度备注根据表一的顺序逐渐计算出Krw(Swe)、Kro(Swe)与Swe的值。把Swe用含水饱和度符号Sw表示，绘制Kro(Sw)、Krw(Sw)与Sw关系的曲线。四、实验的主要设备和流程1．恒速泵流量范围：0.001～12mL/min，工作压力：60MPa，用于恒速驱。2．高压调压阀TY-5型压力调节器，调压范围：0～10MPa，用于恒压驱。3．低压调压阀型号Q261，调压范围： 0～0.8MPa，进口压力小于1.2MPa，用于恒压驱。4．中间容器用于储存水、模拟油、煤油等介质。型号ZR－2型，容积：100mL，压力：50MPa、60MPa（恒压用）。5．岩心夹持器型号TY－4型，适用岩心：ф25×25～80，工作压力：50MPa，环压：60MPa6．环压泵型号JB-3型，手动操作，工作压力：60MPa、7．恒温箱工作温度：150℃，控温精度：±1℃，热风循环，内胆不锈钢，工作室尺寸：1000×700×800㎜8．压力测量环压驱替压力均采用压力变送器测量，压力表显示压力值。9．管阀件采用DW3系列阀门及管件、管线，耐压60MPa。五、安全及注意事项1．仪器要有安全可靠的接地，以防漏电伤人；2．仪器各部件有其工作压力，使用时要格外小心，切不可过其量程，尤其使用气体加压时更要注意安全，以防损坏设备，伤击操作人员。3．当使用低压调压阀时，高压调压阀出口压力（也就是低压调压阀入口压力），要小于1.2MPa，切不可过高，否则打坏低压调压阀。在使用高压调压阀驱替，不使用低压调压阀时，低压调压阀两端的截止阀必须关死，否则低压调压阀会打爆。4．仪器可手动自动操作，实验前应设计好流程走向，任何一阀门开关失误会导致实验失败。