A novel method for computing two-phase relative permeability curves from the results of spontaneous imbibition experiments is presented. Using a specially constructed imbibition cell and an X-ray Computed Tomography (CT) scanner, we obtain accurate measurement of saturation profiles along the length of cores as a function of time. The saturation profile history allows direct computation of the relative permeability for both phases from a single experiment when used in combination with a previously measured capillary pressure curve. Results are unique within experimental error. The proposed procedure works equally well for spontaneous and forced cocurrent imbibition. It was tested thoroughly using synthetic and experimental spontaneous imbibition data, for water–air and water–oil systems. Study showed that the pressure-gradient history can be neglected during calculations of air–water relative permeability; however, pressure-gradient data improves the accuracy of measurement for viscous oil flowing at high water saturation. Test results are described within the paper. Advantages include the incorporation of capillary forces and no requirement for steady-state conditions. This method is useful to measure imbibition relative permeability curves, especially in low permeability rocks at relatively low wetting phase saturations. In such systems, it is laborious to reach multiple steady states and capillary forces are significant so that classical unsteady-state techniques do not apply

روشی جدیدی جهت محاسبه ی منحنی های تراوایی نسبی دو فازی از نتایج آزمایش های آشام خودبخودی ارایه شده است. با استفاده از یک سلول آشام ویژه ساخته شده و اسکنر محاسبه ی پرتو نگاری اشعه ایکس CT))، ما اندازه پیری دقیقی از پروفایل های اشباع بر حسب زمان در طول مغزه ها بدست آوردیم. تاریخچه ی پروفایل اشباع اجازه ی محاسبه ی مستقیم تراوایی نسبی برای هر دو فاز را از یک آزمایش؛ زمانی که در ترکیب با یک منحنی از قبل اندازه گیری شده ی فشار مویینگی مورد استفاده قرار گیرد، را می دهد. خطای آزمایش ها یکه هستند. روند پیشنهادی برای آشام هم جهت خودبخودی و اجباری یکسان هستند. این روند با استفاده از داده های سنتزی و آزمایشگاهی آشام خودبخودی برای سیستم های آب-هوا و آب-نفت تست شدند. مطالعه نشان داد که تاریخچه ی گرادیان فشاری می تواند طی محاسبات تراوایی نسبی آب- هوا نادیده گرفته شود؛ هر چند، داده های پرادیان فشاری، دقت اندازه گیری ها را برای جریان ویسکوز نفت در اشباع های بالای آب بهبود می بخشد. نتایج در مقاله مورد بحث قرار گرفته اند. مزایای این روش عبارتند از: الحاق نیرو های مویینگی و عدم نیاز به داشتن شرایط پایا برای انجام آزمایش. این روش جهت اندازه گیری منحنی های تراوایی نسبی آشام، بویژه در سنگ های با تراوایی کم در اشباع فاز تر شونده نسبتا کم؛ مفید است. در چنین سیستم هایی رسیدن به پایداری چند گانه  دشوار است و فشار های مویینگی چشم گیرند، بنابراین تکنیک های کلاسیک ناپایدار بکار بده نمی شوند.

1-مقدمه

شبیه سازی جریان چند فازی درون محیط متخلخل نیازمند دانستن توابع تراوایی نسبی می باشد. این توابع جهت تخمین: تولید پذیری، تزریق پذیری و بازیافت نهایی از مخازن نفت جهت محاسبه و برنامه ریزی فرآیند های تولید ضروری است. بنابراین، اندازه گیری های آزمایشگاهی تراوایی نسبی یا مدلسازی تجربی و تیوری آن، یک موضوع مهم در مدل سازی مخازن می باشد...