用于测试多个样本的设备和方法与流程

本发明涉及一种用于进行水驱（waterflooding）测试的方法和设备以及对多孔介质的多个样本的增强的采油技术。

背景技术：
早已知道，在一次开采过程期间仅可以开采储层中存在的总原油的一部分，这种一次过程导致石油在储层的天然能量之下被开采。储层通常采取具有足够孔隙度和渗透率的含油地下岩层的形式，以存储和传输流体，并且将石油与其相关联，例如保持在岩层的孔隙中或纹理之间。所谓的二次开采技术被用于迫使额外的石油离开储层，其最简单的方法是用以顶替液（也称为注入流体）形式的另一种介质，通常为水或气体，来进行直接置换。也可以使用增强的采油（EOR）技术。这种EOR技术的目的是，不仅恢复或维持储层压力，而且改善储层中的驱油，由此使储层的残余石油饱和度最小化，亦即，使储层中存在的石油体积最小化。在原始储层压力接近原油的泡点时，可以在油田寿命的早期使用二次或增强的采油技术，例如，在一次采油可能未发生时使用。“水驱”是最成功且广泛使用的二次开采方法之一。经由注入井将水在压力下注入到储层岩层中。注入的水起作用来帮助维持储层压力，并且在转移的石前方通过岩石朝向生产井扫过它，从该生产井开采石油。水驱中使用的水一般是来自天然源的盐水（例如海水）或可以是产出水（即与生产设施处的原油分开的水）。不过，所知道的是，在水驱期间使用较低盐度的注入水（例如微咸水（诸如江口水）或淡水（诸如河水或湖水）），与使用较高盐度的水（例如海水，产出水或蓄水层水）相比，能够提高开采的油量。还知道，减少较低盐度注入水的多价阳离子含量可能对采油具有影响。不过，较低盐度的水（诸如淡水）在井位处（例如在离岸油田处）常常是不可得的，并且必须通过使用脱盐技术诸如反向渗透或正向渗透，来减少水源水的总溶解盐（TDS）浓度和/或多价阳离子的浓度来产生。已知要通过这种方式处理的水源水包括海水、微咸水、产出水和蓄水层水。用作注入水的“低”盐度水通常具有在200到15000ppmv的范围中，优选在500到12000ppmv的范围中的总溶解固体含量（TDS）。在地层岩石包含膨胀粘土，尤其是蒙脱石粘土的情况下，低盐度水需要相对高的TDS，以便使粘土稳定，由此避免地层损害的风险。于是，在地层岩石包含足以导致地层损害的膨胀粘土量的情况下，低盐度水优选具有8000到15000ppmv，尤其是8000到12000ppmv的范围中的总溶解固体含量（TDS）。在地层包括不会导致地层损害的膨胀粘土量的情况下，水源水的TDS通常在200到8000ppmv的范围中，优选500到8000ppmv，例如1000到5000ppmv的范围中。如上所讨论的，低盐度水还具有典型为40ppmv或更少，优选少于35ppmv，更优选少于30ppmv，例如，少于25ppmv的多价阳离子的低浓度。不过，优选的是，低盐度水包含至少一些多价阳离子。于是，低盐度水的多价阳离子含量在5到40ppmv，优选10到40ppmv的范围中是可接受的。岩石的孔隙空间中存在的水（以下称为“地层水”）能够在组成方面有变化。在不执行一次开采或在一次开采之后立即注入顶替液的情况下，地层水将通常包括原生水，并且在先前的水驱之后注入顶替液的情况下，地层水将通常包括原生水和先前注入水（例如海水或产出水）的混合物。控制原油、岩层、注入液或顶替液和地层水之间的相互作用，以及它们对润湿性和采油的影响的因素涉及复杂且有时竞争的机制。当前，应用试验室岩心驱替（coreflood）测试（其中从储层移除岩石样本，并且然后在试验室中将其放在储层条件下用于测试）或单井化学示踪剂测试（其中经由注入井向地层中注入标记有适当化学示踪剂的流体并从同一井中产回）以便在诸如低盐度水驱的增强采油技术之后确定地层的残余油饱和度，并可以基于结果，做出关于以下的判定：增强采油技术（诸如使用低盐度水的水驱）是否是值得做的。这些测试是耗费时间的，并且在油田开发的规划阶段期间常常无法得到结果，这意味着生产设施中可能尚未包括用于处理注入水所需的装备。而且，这些测试的耗时性质意味着注入水的组成常常对于储层而言不是最佳的，即，尚未针对储层岩石、地层水和原油的特性进行优化。US2007/0009384涉及一种用于潜在催化剂的高吞吐量测试的设备，其适于利用多种分析方法，优选并行或快速相继地，来测试大量催化剂。这种设备具有反应器元件，其包括至少一个气体入口单元、多个反应室和至少一个约束单元。约束单元具有多个通道，其以这样的方式被布置，使得至少一个反应室与约束单元的至少一个通道直接接触。这种设备的优点是其允许迅速筛选潜在的催化剂。常规岩心驱替试验是使用岩心固定器之内包含的储层岩石的单个样本来执行的。将会有利的是设计一种高吞吐量岩心驱替设备，其将能够同时在不同条件下驱替多个岩心驱替样本。不过，上述高吞吐量设备由于需要液体入口和出口，将不适于本目的。对在诸如二次或三次模式中水驱的增强采油技术之后从含油地层获取的岩心样本的残余油饱和度的确定，由于在岩心驱替（例如水驱）之前将岩心样本带到储层条件下所消耗的时间长度而是耗时的。这意味着传统的岩心驱替测试钻机花费超过六个星期来执行单次岩心驱替试验。由于对导致增强采油的因素理解加深，需要同时执行多次岩心驱替试验，既用于发展对增强采油之后机制的理解，又用于优化注入流体（例如用于水驱的注入水）或要在油田中执行的增强采油技术。

技术实现要素：
在一种可能性中，提供了一种用于向多孔介质的多个样本中注入流体的设备，包括：用于多孔介质的样本的多个固定器，每个固定器包括套管以及第一和第二压盘，所述第一压盘具有用于注入流体的入口，以及所述第二压盘具有用于产出流体的出口，并且在使用时，在每个固定器中布置多孔介质的样本，使得每个固定器的第一压盘和第二压盘分别接触多孔介质的样本的第一和第二末端，每个第一压盘的入口与用于向布置于固定器中的多孔介质的样本中注入流体的注入管线流体相通，每个第二压盘的出口与用于移除从布置于固定器中的多孔介质的样本产出的流体的专用流出管线流体相通，用于分析向多孔介质的每个样本注入和/或从其移除的流体的分析器。在一些可能性中，该设备包括控制系统，其被耦合成从分析器接收测量数据并被配置成基于所述测量数据控制流体的注入。在一些可能性中，基于测量数据控制流体的注入包括基于与多孔介质的所述多个样本的中的另一个相关联的测量数据来控制向多孔介质的多个样本之一中注入流体。在一些可能性中，控制系统被配置成控制所述设备以执行以交错方式开始的同时并发注入（例如，具有注入之间的开始延迟）。本发明的这些范例具有以下优点，即可以使用试验中的来自第一次试验的试验数据来在已经完成所有试验之前通知/控制过程。此外，可以在试验之间共享诸如流体泵、储存器和分析器的资源。例如，如果所有样本被设置为同时进行，则可能有必要为每次试验提供完整的一组所有相关设备，因为它们都将处在给定数据上的相同阶段。此外，在当前情况下，发明人已经认识到以交错方式配置设备以开始试验能够进行故障检测，并因此通过使问题能够及早被检测到而提高吞吐量，由此减少对于有缺陷试验所损失的天数。在一些可能性中，该设备包括可操作成控制用于注入到多孔介质的样本中的流体供应的流体供应源，其中所述控制系统被配置成基于测量数据控制向多孔介质的所述多个样本中的至少一个的所述流体源。在一些可能性中，所述测量数据基于从布置于固定器中的多孔介质的样本移除的流体中的油量。在一些可能性中，所述控制器被配置成，如果从所述样本之一移除的流体中的油量小于选定的阈值水平，则停止向所述多个样本之一中注入流体。本发明的这些和其他范例具有如下优点，在进行很多试验的情况下，可以在它们完成时迅速停止试验，以使固定器能够用于另一个试验，从而提高设备的吞吐量。在一些可能性中，选定的阈值水平是如下之一：选定的浓度；选定的体积百分比；以及选定的流体质量百分比。在一种可能性中，提供了一种用于向多孔介质的多个样本中注入注入流体的岩心驱替测试方法，所述方法包括：在对应的多个压力容器的相应多个中布置多孔介质的多个样本，其中多孔介质的样本包括处于初始含水饱和度Swi的油和水，老化多孔介质的样本，使得所述样本处在混合润湿状态中；向多孔介质的每个样本中注入注入流体，移除从多孔介质的样本置换的流体，分析从多孔介质的每个样本置换的流体。在一些可能性中，分析包括确定从多孔介质的多个样本之一置换的流体中的油量，所述方法包括基于所述确定控制流体的注入。在一些可能性中，控制流体的注入包括如果从多个样本之一置换的流体中的油量少于选定阈值水平，则停止注入流体。在一些可能性中，该方法包括：响应于所述确定，从所述压力容器移除多孔介质的多个样本中的所述一个，并利用包括处于初始含水饱和度Swi的油和水的另一个样本来代替多个样本中的所述一个。在一些可能性中，该方法包括：在选定时间段内向所述多个样本中注入流体，其中利用具有不同属性的流体来注入至少两个样本；在选定时间段已经过去之后结束注入；基于所述分析，选择多个注入流体的属性；以及向第二多个样本中注入所述多个注入流体。在一些范例中，上文提到的设备的控制系统被配置成控制所述设备以执行此功能。本发明的这些和其他范例具有如下优点，基于一组流体的初期试验，可以在没有人为干预的情况下调整试验规程以识别感兴趣的特征和效果。在一些范例中，该方法包括：在对应的多个压力容器中布置多孔介质的多个样本之前；用水饱和所述多孔介质的多个样本；以及从样本置换水以实现样本的选定水平的含水饱和度Swi；其中所述在对应的多个压力容器的相应多个中布置多孔介质的多个样本包括向所述对应多个压力容器转移处在选定水平的含水饱和度的多个样本。在一些可能性中，置换水以实现选定水平的含水饱和度Swi包括如下之一：向所述样本中注入非润湿相；或在非润湿流体下对所述样本进行离心作用。在一些可能性中，同时注入包括在至少一些注入的开始之间提供延迟。这里使用的含水饱和度/润湿一般包括利用诸如盐水的任何水流体的润湿/饱和。类似地，对水的引用应当被认为包括盐水、地层水或包括水的任何其他水溶液。这里描述了一种方法和设备，其可以被用作高吞吐量研究计划的一部分，以迅速筛选和排列用于含油储层的多个潜在水驱或增强采油方法，由此允许基于各种参数来优化用于水驱的注入水或用于增强采油方法的注入流体，各种参数诸如是储层岩石的化学和物理特性、与储层岩石相关联的地层水的化学特性、油的化学和物理特性、要用于水驱中的注入水的化学或物理特性、或要用于增强采油方法中的注入流体的化学或物理特性。还公开了一种并行老化岩心样本的过程，由此加快数据的采集。本发明还提供了一种方法和设备，其允许并行确定多个岩心塞样本对油和水两者的相对渗透率，由此加快这种数据的采集。这里描述了一种用于向多孔介质的多个样本中同时注入流体的设备，包括：用于多孔介质的样本的多个固定器，每个固定器包括套管以及第一和第二压盘，所述第一压盘具有用于注入流体的入口，以及所述第二压盘具有用于产出流体的出口，并且在使用时，在每个固定器中布置多孔介质的样本，使得每个固定器的第一压盘和第二压盘分别接触多孔介质的样本的第一和第二末端，每个第一压盘的入口与用于向布置于固定器中的多孔介质的样本注入流体的注入管线流体相通，每个第二压盘的出口与用于移除从布置于固定器中的多孔介质的样本产出的流体的专用流出管线流体相通，用于分析注入到多孔介质的每个样本中的流体的在线和/或离线分析装置，用于分析从多孔介质的每个样本移除的流体的在线和/或离线装置。如本公开的情境中的有技术的读者将理解，所描述的岩心驱替试验的持续时间典型地为几天或几十天左右，因此不要求精确的同时性。因此，如这里使用的，术语同时一般用于表示并发或并行执行测试的意思，例如，“同时”测试是在同一时间处于进行中的，即使它们可能在不同时间开始和结束。还公开了一种用于向多孔介质的多个样本中同时注入注入流体的方法，所述方法包括：向多孔介质的每个样本中注入注入流体，移除从多孔介质的样本置换的任何流体，分析注入多孔介质的每个样本中的流体，以及分析从多孔介质的每个样本移除的任何流体。这里还描述了一种计算机实现的方法，用于确定设备的一种或多种操作模式，该设备被布置成同时向多孔介质的多个样本中注入一种或多种注入流体，该方法包括如下步骤：在注入一种或多种注入流体之前，接收与一种或多种注入流体的一个或多个特性和/或多孔介质的一个或多个特性和/或多孔介质的孔隙空间之内存在的一种或多种流体的一个或多个特性相关联的测量数据；向计算机实现的软件部件中输入所述测量数据；执行软件部件以便生成指示向多个样本中注入一种或多种注入流体的一个或多个效果的数据；以及基于生成的数据确定设备的所述一个或多个操作模式。这里描述的是基于流体注入之前、期间和/或之后获取的测量数据，通过生成指示效果的数据，诸如流体释放分布图，来确定向多孔介质的多个样本中注入一种或多种流体的效果。这里还描述了一种计算机实现的方法，用于确定设备的一种或多种操作模式，该设备被布置成同时向多孔介质的多个样本中注入一种或多种注入流体，该方法包括如下步骤：接收指示向多个样本中注入一种或多种注入流体的一个或多个效果的数据；向配置成将所述一个或多个效果与所需效果进行比较的计算机实现的软件部件输入所述数据；执行软件部件以便生成与获得所需效果相关联的试验设计数据，试验设计数据指示向以下的改变：一种或多种注入流体的一个或多个特性；和/或多孔介质的一个或多个特性；和/或在注入一种或多种注入流体之前多孔介质的孔隙空间之内存在的一种或多种流体的一个或多个特性；以及基于试验设计数据确定设备的所述一个或多个操作模式。这里还描述了基于执行注入的已知效果与期望或优选效果的比较提供试验设计部件的适当算法以计划具有优化特性的进一步试验的方法，期望或优选效果诸如是通过流体注入所开采的改善的增产油量。附图说明图1是根据本发明的高吞吐量设备的示意图；图2a和2b示出了用于图1的设备中的流体流动管线布置的范例的示意图；图3示出了控制系统，其用于确定布置成控制图1的设备的控制器的一个或多个操作模式；图4示出了用于使用分析软件部件确定图1的设备的一个或多个操作模式的方法中执行的步骤；图5示出了用于使用试验设计软件部件确定图1的设备的一个或多个操作模式的方法中执行的步骤；以及图6示出了用于使用预测模型确定图1的设备的一个或多个操作模式的方法中执行的步骤。具体实施方式设备图1示出了一种高吞吐量设备，其用于对多孔介质的多个样本1同时执行驱替试验。图1示出了三个样本1，每个都包含在专用的压力安全壳固定器2中。不过，样本和固定器的数量不是关键性的。典型地，每个试验都是一式两份，优选一式三份地执行的，以便测试可再现性。例如，通过提供十八个样本1，可以一式三份地执行六组试验。典型地，固定器2在其第一和第二末端处包括第一和第二压盘3、4。图1示出了垂直布置的固定器2，其中固定器的入口5和出口6分别位于第一（上）和第二（下）压盘3，4上。不过，可能优选的是，入口5和出口6分别位于第二（下）和第一（上）压盘3，4上，以便向多孔样本中抵抗重力注入流体。替代地，可以水平布置固定器2，在这种情况下，入口5和出口6的位置是不重要的。优选地，入口5和出口6位于压盘上的中央。每条流出管线8都连接到每个固定器2的相应流体出口6。流出管线8优选与流出收集容器9流体相通，该流出收集容器9用于存储从多孔介质的样本1产出的流体。典型地，在每个流出管线8中提供专用的压力调节器10a，例如以阀门的形式，用于调节多孔介质的样本1之内的压力，压力调节器10a例如是背压调节器。馈送管线12也连接于流体源（例如包含流体的储存器14）和每个固定器2的入口5之间，使得流体能够从源14，流经馈送管线12，经由入口5，进入到固定器2中，通过样本1，并通过出口6和流出管线8离开固定器2，到达流出收集容器9。适当地，设备具有用于控制流体从源流经馈送管线进入到固定器中的速率的装置。可以提供一个或多个在线分析仪器7以便分析从每个样本1流动的流出流体。下文更详细地论述供本发明的设备使用的适当分析技术和仪器。设想可以将从每个样本1流动的流出流体的样本引导到一个或多个分析仪器7。替代地，一个或多个分析仪器7可以包括位于流出管线8上的至少一个探头、传感器或检测器，由此允许直接分析流经流出管线8的流体。如有必要，可以在流出管线8中提供端口，使得探头、传感器或检测器可以位于流出流之内（例如，pH探头或离子选择性探头）或可以在流出管线8中提供窗口，其中探头、传感器或检测器与窗口相邻定位，用于查询流经流出管线8的流体（例如，用于光谱分析技术）。例如，在红外（IR）分析的情况下，可以利用由IR源产生的IR辐射来照射流出流，并且可以使用IR检测器来检测通过该流透射的红外辐射（即，未被流出流吸收的）。在这种情况下，分析仪器可以是傅里叶变换（FT）IR分析仪器，其生成透射率或吸收率光谱，示出流出流体吸收IR辐射的波长。因此，在流出管线中提供对IR辐射（例如，蓝宝石或石英窗）透明的窗口，用于IR源和IR检测器两者。使用探头或检测器能够将用于每种检测技术的分析仪器的数目最小化，例如，可以使用单个IR分析仪器来从使用位于两个或更多流出管线8上的检测器采集的数据生成IR光谱。类似地，也可以提供一个或多个在线分析仪器11以便分析流经馈送管线12的流体。设想可以将馈送到每个样本1中的流体的样本引导到一个或多个分析仪器。替代地，一个或多个分析仪器11可以包括位于馈送管线12上的至少一个探头、传感器或检测器，由此允许使用上文关于流出管线8描述的技术来直接分析流经馈送管线12的流体。在馈送管线12和流出管线8中提供多路阀门10b，并且可以酌情打开和关闭这些阀门10b，以允许将流体样本分别经由取样管线12g和8a分别传递到分析仪器11和7。可以周期性发生流体的取样，以便依次将来自流管线12的样本和来自流出管线8的样本分别传递到分析仪器11和7。也可以提供液压泵10c以便从源14向馈送管线12供应流体。图1的设备具备分路管线13，其连接于馈送管线12和流出管线8之间。可以通过使用位于馈送管线12和流出管线8上的多路阀门10b来关闭固定器2的每个（包含多孔介质的样本1），由此允许经由分路管线13（在流体之间切换时）冲洗馈送管线12和流出管线8。如果需要，可以利用用于取样管线12g和8a的专用阀门和用于关闭固定器2并将流体引导到分路管线13中的专用阀门来替换多路阀门10b。关闭固定器2还允许从设备移除每个固定器2，以便例如通过NMR光普法分析其关联的多孔介质的样本。于是，可以将固定器2设计成可容易从高吞吐量设备移除，例如，借助于搭扣配合或快速释放配合或压缩型配合（未示出）。任选地，在流出管线8中提供另外的阀门，使得在正经由分路管线13将流体冲洗通过注入和流出管线12、8时，流体传递到废料收集容器（未示出）。为了避免复杂性，对于每组固定器（用于一式两份或一式三份地执行试验），优选向固定器中包含的每个样本1馈送同样的流体并基本同时在供应不同流体之间切换。分析仪器7，11、背压调节器10a、流量控制阀门10b和泵10c被连接到控制系统200和设备控制器223，如下文关于图3进一步所述。优选地，固定器2是圆柱形的，使得固定器2适于固定多孔介质的圆柱样本1。优选地，基本在中央布置第一和第二末端压盘3、4的入口5和出口6，由此确保向多孔介质的样本1中均匀注入流体。例如，可以由不锈钢、塑料材料（例如特氟隆TM或聚醚酮醚（PEEK）聚合物）、或由碳纤维形成压力安全壳固定器2。在意图使用NMR光谱法周期性分析多孔介质的样本的情况下，样本固定器2应当由非金属材料（例如塑料材料）或由碳纤维形成。典型地，多孔介质的每个样本1都具备橡胶套管（未示出），其在每个末端都是开放的。可以在橡胶套管的每个末端提供O形环（未示出），用于与压力安全壳固定器2一起形成液密密封，以便在橡胶套管的外表面和压力安全壳固定器2的内表面之间形成液密的环带。典型地，每个固定器2都具备用于加压流体的入口和出口（未示出），使得可以将加压流体传递到环带中，并由此在多孔介质的样本1上施加过载压力。典型地，过载压力在350到5000psi的范围中，例如，大约400psi。使用本发明的高吞吐量设备可以同时（并行）测试的多孔且可渗透介质的样本1数目取决于固定器2的数目。典型地，设备可以包括6到100个，优选12到75个，例如12到32个固定器。多孔介质的样本1应当能够渗透到注入到样本1中的流体。典型地，多孔介质的样本1可以是从正在研究中的储层的含碳氢化合物的地层移除的一个或多个岩心样本或从与正在研究的储层的地层岩石具有类似物理和化学特性的露出岩石获取的岩塞。典型地，岩心样本可以从砂岩地层或从碳酸盐岩地层（或砂岩或碳酸盐露出岩石）获取。在要使用本发明的高吞吐量设备和方法比较多个岩心塞时，优选的是，岩心塞是与岩心样本密切接近所钻取的，并且因此预计具有类似的岩石性质（化学和物理特性）。这样的岩塞被称为“姐妹岩塞”。不过，也可以使用本发明的设备和方法来比较来自从储层的不同位置获取的岩心样本的岩心塞，以确定跨越储层的岩石特性中的差异是否对水驱或增强采油（EOR）技术有影响。替代地或此外，多孔介质的样本可以包括优选由产出的沙子形成的沙袋；离子交换树脂颗粒（阳离子或阴离子交换树脂）袋，其被设计成模拟注入流体（具体而言，注入水）和储层尺度下的岩石表面之间的离子交换；亲水性或疏水性树脂颗粒袋（其被设计成模拟地层岩石的亲水性或疏水性表面）；合成岩石（例如二氧化硅）；沸石；或陶瓷材料。可以在形成沙袋之前将粘土（例如，高岭土、蒙脱石、叶蜡石、伊利石、绿幽灵（chorite）或海绿石型的粘土）与沙子混合。也可以将粘土沉积到沙袋上或沉积到合成岩石样本上。例如，可以将水泥石英与方解石结合，并且然后可以向合成岩石的表面上沉积粘土。多孔介质的样本1的尺寸取决于油检测限度。如果水中的油检测限度非常低，那么样本1的尺寸可以非常小。当前，水中的油检测限度是10ml的水中有0.1ml的油。如果期望在采油中检测到1%的增加，这要求样本对油具有10ml的最低可入孔隙体积。不过，为了快速筛选的目的，采油中5%的增加的最低检测限度（增产的采油）可能是可接受的。典型地，多孔介质的样本1的形状是圆柱形，优选具有在1到3英寸的范围中的直径，更优选地，1到2英寸，例如1到1.5英寸，并且具有在1到6英寸范围中的长度。对于每组试验，多孔介质的样本1具有基本相同的尺寸。优选将多孔介质的样本1加载到高吞吐量设备的多个固定器2的每个中。不过，固定器2的一个或多个可能是离线的，例如，用于维护。如上所讨论的，可以在设备中水平或垂直布置固定器2，使得流体在水平方向或垂直方向上流经样本。优选的是，水流体（例如地层水、注入水）在垂直方向上从每个样本1的下端流到上端。在油注入的情况下，优选的是，在垂直方向上油的流动从每个样本的下端到上端（在这种情况下，可以通过固定器2的出口向每个样本1中注入油）。典型地，用于并行试验组中的每个的多孔介质的孔隙空间内包含的流体（例如地层水和油）是相同的，但注入流体可以不同。不过，还设想的是，为每个试验采用的注入流体可以相同，并且多孔介质的一个或多个样本1、油或地层水可以不同。尽管在图中被示为圆盘形构件，但这仅仅是示意性的。如本公开的情境中的有技术读者将认识到的，压盘不需要具有特定形状，并且当然不需要是板状的。压盘的功能是在压力容器中包围测试样本以用于测试，并且任选地，允许流体进入和离开容器，并且进一步任选地向样本施加压力。在特别有利的范例中，可以由活塞提供压盘之一或两者。两个压盘不需要彼此相似。图2a示出了可以由图1的设备采用的流管线和歧管（manifold）的详细范例。在图2a的范例中，示出了两组的三个固定器2；不过，该设备可以具有额外的固定器组，例如，额外的四组到十组的三个固定器。为简单起见，未示出样本1、压盘3，4和用于每个固定器的入口5和出口6。为了避免流体的任何污染，优选的是，每种流体有专用的储存器14a、14b、14c。如果不提供专用储存器，将有必要在切换流体之前彻底清洁储存器。主供油管线12a从油源14a连接到主歧管15。专用供油管线12d（每个固定器2一个）经由分路歧管16通往用于每个固定器2的输入歧管17。类似地，用于地层水的主地层水馈送管线12b从地层水源14b连接到主歧管15，并且专用地层水馈送管线12e（每个固定器2一个）经由分路歧管16通往用于每个固定器2的输入歧管17。在图2a的范例中，可以提供多个注入流体源14c（示出了其中两个），它们与注入流体歧管18流体相通，这允许了注入流体源14c之一和主歧管15之间经由主注入流体馈送管线12c流体相通。例如，在要以三次模式驱替多个多孔样本1时，可以在第一流体源14c中存储合成海水或合成低盐度水，并且可以在第二流体源14c中存储正在研究的注入流体（例如，注入水）。专用注入流体馈送管线12f（每个固定器2一个）通过分路歧管16通往用于每个固定器2的输入歧管17。典型地，输入歧管17被布置于每个固定器2的第一压盘3上。可以在流管线中提供液压泵（未示出）。也可以酌情在流管线和/或分路歧管16和输入歧管17中提供阀门（未示出），以允许切换流体。输入歧管17操作成允许按照预定顺序（其可以由高吞吐量设备的试验设计软件部件所控制）将不同流体馈送到固定器2的第一压盘3的入口5中。提供分路管线13，使得可以当要在不同流体之间切换馈送时通过直接连接到流出管线8来冲洗主馈送管线12a、12b、12c和专用馈送管线12d、12e、12f。可以打开或关闭主馈送管线12a-c中的阀门以允许选定的流体流入到主歧管15中，到适当的专用馈送导管12d-f中，到输入歧管17中以及到样本1中。适当地，高吞吐量设备的控制系统（下文论述）确保阀门打开和关闭的正确顺序。对于不稳定状态的驱替试验，控制系统确保按照正确顺序向输入歧管17中注入单个流体。对于稳态驱替试验（例如，稳态相对渗透率试验），可以向样本1中注入油水混合物。控制系统确保按照期望比率（通过控制打开和关闭阀门的正确顺序和通过调整油和水的流率）来同时向样本1中注入油水混合物。可以设想用于向每个固定器2供应流体的其他布置。图2b中示出了替代布置的范例，其中可以打开或关闭馈送管线12a、12b和12c中的阀门（未示出）以允许选定的流体流入到主歧管15中以及流入到用于每个固定器2的专用馈送管线12中。单个专用馈送管线12均具备分路管线13，其允许冲洗主歧管15和专用馈送管线12，由此避免样本1的污染。不论用于向每个固定器2供应流体的布置如何，通常将多孔介质的样本1加热到期望的试验温度，例如，正在研究的储层的温度。可以通过在专用烘箱中布置每个固定器2（包含多孔介质的样本1）来实现将样本1加热到期望温度。替代，每个固定器2可以具备专用加热夹套。这些布置允许个别调整样本1的温度。如果期望在注入到多孔介质的样本1中之前将注入流体加热到期望的试验温度，还优选加热馈送管线12（或专用馈送管线12d、12e、12f）（例如，馈送管线12的最终部分可以位于烘箱中或馈送管线12的最终部分可以具备加热夹套。如果需要，可以在单个烘箱之内布置一些或全部固定器。例如，可以通过在单个烘箱之内布置一组固定器2，来将用于一式两份或一式三份执行试验的该组固定器2（及其多孔样本）加热到期望试验温度。在多孔介质的样本1是岩心样本的情况下，可以利用置于整个储层条件下的样本1，亦即，置于岩心样本所取自的储层的压力和温度下的样本1，来执行同时的岩心驱替试验；不过，如果需要，可以在储层温度下，但在更适当的试验室压力下执行岩心驱替试验。典型的储层温度在20到150℃的范围中，例如，40到90℃。适当的试验室岩心压力在4和50bar绝对值的范围中，优选地，10到20bar绝对值，例如，大约15bar绝对值。不过，应当将岩心维持在充分高的压力下，以防止气体爆发（溶解的气体在岩心中形成单独的气相），具体而言，在使用充气原油时。在使用沙袋、合成岩石、树脂袋、沸石或陶瓷材料进行机械学研究时，可以将多孔介质的样本维持在20到90℃的范围中的温度下和适当的试验室压力下（例如，在如上所述用于岩心驱替试验的试验室压力下）。多孔介质和流体样本的分析优选地，高吞吐量设备具备用于分析注入到多孔样本中的流体的样本的装置，以用于确定流体的一个或多个化学或物理特性。这些流体包括溶剂、地层水、油和正在研究的注入流体（即，同时的水驱试验中使用的注入水或同时的增强采油试验中使用的注入流体）。可以离线或在线地确定这些流体的化学或物理特性。在执行离线分析的情况下，获取流体的样本以用于后续分析。优选地，设备还具备用于分析从多孔介质产出的流体的样本（典型地为油和盐水）的装置，以用于确定所产出流体的一个或多个化学或物理性质。设备还具备用于分析多孔介质的样本1（例如，岩心样本）的装置，以为了化学和物理特性。可以使用一种或多种分析系统或仪器来确定注入到多孔介质的样本中的流体以及从多孔介质的样本1产出的流体的组成，以获得与注入流体和所产出流体的化学和/或物理特性有关的数据。尽管人工或半自动化学分析系统是可能的，但如下文关于图3所述，优选采用自动化系统来控制和分析使用一个或多个分析系统或仪器所采集的数据。一个或多个分析系统或仪器通常包括传感器、探头或检测器，以及用于检测由传感器、探头或检测器产生的信号的硬件。对于光谱技术，一个或多个分析系统或仪器典型地还包括电磁辐射源（例如，紫外、可见光或红外辐射）。优选地，在固定器2的紧上游和紧下游提供取样点。可以采用在线和离线分析技术两者。对于在线分析技术，分析仪器7、11的传感器、探头或检测器可以直接位于每个取样点处的高吞吐量设备的管道系统的上，例如，紧接固定器2的入口5之前或出口6之后。如上所讨论的，传感器、探头或检测器可以位于流体流中或与管道系统中的窗口相邻，使得传感器、探头或检测器能够采集关于流经管道系统的流体的分析数据。替代地，可能使高吞吐量设备自动化，使得通往每个固定器2的流体流的至少一部分或从每个固定器2移除的产出的流体或流出物的至少一部分依次被转向到分析仪器7、11，使得分析仪器7顺序分析正被馈送给多孔介质的每个样本的流体和/或分析仪器7顺序分析从多孔介质的每个样本1移除的产出流体或流出物。例如，选择器能够经由取样管线8a将流出流体从流出管线8之一选择性地传递到分析仪器7。类似地，选择器能够经由取样管线12g将来自馈送管线12之一的注入流体选择性地传递到分析仪器11。可以采用多个不同的在线分析仪器来用于分析流体的不同特性。对于离线分析技术，可以使高吞吐量设备自动化，以便以规则间隔经由取样端口移除流体的样本以用于离线分析。用于供本发明的高吞吐量设备使用的分析技术包括色谱技术和光谱技术。适当的色谱技术包括气相色谱法（GC）、高压液相色谱法（HPLC）或用于检测阴离子或阳离子的离子色谱法。适当的光谱技术包括质谱法（MS），诸如原子发射光谱法、原子吸收光谱法、傅里叶变换质谱分析法（FT-MS）、傅里叶变换离子回旋共振质谱分析法（FT-ICR-MS）和气相色谱法-质谱分析法（GC-MS）；红外（IR）光谱法；近红外（NIR）光谱法；拉曼光谱法；紫外线（UV）光谱法和紫外-可见光（UV-VIS）光谱法，包括使用荧光标记或发色团，其与要检测的化学成分相互作用，以在电磁波谱的UV或可见区产生信号，例如，离子载体可用于与特定阳离子或阴离子进行反应，由此允许使用荧光或变色来检测这些阳离子或阴离子；核磁共振（NMR）光谱法和电子自旋共振（ESR）光谱法。其他技术包括离子选择性探头，其可用于确定被取样的水或流经流管线的水（例如，地层水、注入水或从岩心产出的水）的总溶解固体含量或检测被取样的水或水流中的特定离子，用于检测金属离子的感应耦合等离子体（ICP）；检测电学性质，例如阻抗、电阻、介电常数等的pH探针、传感器，以及用于确定所产出流体的含油量的浊度测定法（nephlometry）。浊度测定技术涉及通过分析液体样本中的光散射来测量液体样本的混浊度。这些技术中的很多可以在线使用，诸如上文列出的色谱技术，以及以下的光谱技术：GC、HPLC、离子色谱法、IR、NIR、拉曼、UV、UV-VIS和浊度测定法。不过，质谱技术将需要对流体，通常为油进行取样，用于离线分析，同时对多孔介质1的样本进行NMR分析将需要从高吞吐量设备周期性移除固定器2并将其放在NMR光谱仪中。测试变量高吞吐量设备能够研究以下变量中的一个或多个：不同类型的多孔介质；地层水组成；油的组成；注入流体类型和组成（例如，注入水的组成）；温度（例如，储层温度）；压力（跨越多孔样本的差压以及多孔样本的孔隙空间之内的绝对压力）；随时间的产出流体组成（例如，产出水的组成或产出油的组成）；随时间的产出油量和/或产出油的总量。在采用“充气（live）”油的储层条件岩心驱替的情况下，气体-油的比率和/或气体的组成。多孔介质样本1可以是从储层的含碳氢化合物地层的样本获取的岩心塞，包括砂石和碳酸盐岩心塞；露出岩石的岩塞；包括由产出沙形成的沙袋的沙袋；树脂袋、人造岩石、陶瓷材料或沸石材料。如下文更详细所讨论的，为了驱替试验或增强采油试验，典型地利用地层水并且然后利用油来注入多孔介质的样本，并且然后优选对其进行老化。注入到多孔介质的样本中的地层水通常是原生水（最初处于储层中适当位置的水）。不过，在已经水驱储层的情况下，地层水可以具有存在于正在研究的储层中的水的组成（原生水和先前注入水的混合物）。注入到多孔介质的样本1中的油可以是从感兴趣的储层获取的罐存石油（STO）或“充气”油（与气体重组的STO，典型地，代表与生产设施处的油分离的气体的合成气体）。也可以采用其他合成油。例如，在原油中通常会发现包含一个或多个成分的有机溶剂，例如芳香族化合物、脂肪族化合物、酸、碱或沥青烯。使用合成油允许研究原油的不同成分结合到岩石表面的机制以及还研究从被研究的岩石表面（或从诸如离子交换树脂的相似材料的表面）置换原油的这些成分的机制。例如，可以研究原油的成分和注入流体中所含的添加剂之间的相互作用。典型地，用于合成油的基础有机溶剂是从C5到C20烷烃选择的，例如戊烷、己烷、庚烷、辛烷、壬烷、癸烷、十一烷、十二烯及其混合物。替代，假如这种基础油不含芳烃，可以采用脂肪质基础油。适当脂肪质基础油的范例是去极化的煤油。可以测试的注入流体包括变化的总溶解固体（TDS）含量（盐度）的基础盐水。例如，可以测试TDS在100到200000ppm范围中的盐水。可以测试的其他潜在注入流体包括蒸汽和气体。具体而言，气体可以是可混溶的气体，例如CO2、烃气（例如甲烷、乙烷或丙烷）或其混合物。替代地，气体可以是N2或空气。在可混溶CO2注入的情况下，应当如此选择CO2的温度与压力，使得CO2处于超临界状态。注入的超临界CO2将与固体介质中存在的油可混溶，由此降低油的粘度并从样本1中扫出更多的油。由于CO2可以与油混溶，可能有必要在确定产出油量之前减小流出物的压力，以驱散气态的CO2。获取表示例如绝对压力和差压、体积流体开采和开采的流体组成的测量数据。这样的SO2驱替典型地涉及相对小体积的流体，并且一些产出流体样本可以具有小于0.2cm3的体积。可混溶应用可以发生在宽范围的温度和压力上，但典型的温度大约为120℃（~400K），以及典型的压力为大约300bar。CO2驱替试验中使用的技术的一个范例涉及使产出流体达到储层温度和压力。然后通过调节阀使产出流体“闪蒸（flash）”（压力减小）到大气压和温度。然后收集分馏样本，以便由控制系统200的分析部件211进行组成分析。测量每种分馏物的质量，并且然后，使用原始充气原油密度和地层孔隙体积因子，可以确定储层条件下油的分馏体积。用于注入流体，尤其是用于注入水的适当添加剂包括阳离子、阴离子、聚合物、表面活性剂、碱金属、酸、微生物、胶体、粘土颗粒、纳米颗粒、微凝胶颗粒、聚合物颗粒及其混合物。可以在大的浓度范围上测试添加剂以确定最佳浓度，例如，5到20000ppm的范围中的浓度。注入流体中可以包括两种或更多种添加剂以测试添加剂之间的协同作用。可以通过监测跨越岩心塞的差压中的任何变化来测量可能由注入流体穿过岩心塞所产生的岩心塞的地层损害。典型地，差压中的增大指示地层损害，其中地层损害量与跨越岩心塞的初始差压与跨越岩心塞的最终差压（对于相同的流体粘度而言）之比相关。也可能有必要监测注入到岩心中的流体的粘度，以校正因各种注入流体的不同粘度而产生的差压中的变化。方法这里还公开了一种方法，用于同时向多孔介质的多个样本中注入注入流体，其中多孔介质的样本利用处于束缚含水饱和度Swi的油来进行饱和，该方法包括：使利用处于Swi的油饱和的多孔介质的样本老化，使得样本处于混合润湿状态；向多孔介质的每个样本中注入注入流体，移除从多孔介质的样本置换的任何流体，分析注入到多孔介质的每个样本中的流体，以及分析从多孔介质的每个样本移除的任何流体。这里还公开了一种方法，其中，多孔介质的样本1在例如其矿物成分、密度、孔隙度和物理尺度方面基本类似，并且甚至可以相同。类似地，用于使多孔介质的每个样本1达到束缚含水饱和度的地层水和油基本类似或相同。替代地或此外，在每个同时试验中采用的注入流体可以基本类似或相同，并且可以改变/控制一个或多个其他变量，例如，油的组成、地层水组成或多孔介质的类型。可以通过向多孔介质的样本1中注入不同的测试注入流体来以二次模式执行同时试验。替代地，向每个样本1中注入基线注入流体，例如，合成盐水，以使样本1达到第一残油饱和度Sor1。然后在三次模式中向多孔介质的样本1中注入不同的测试注入流体。如果在三次模式中未产生增产油，则样本1保持在第一残油饱和度。如果从样本1产生增产或额外油，则样本1处在更低的第二残油饱和度Sor2。优选地，本发明的方法包括确定第一和第二残油饱和度（如下所述）。优选地，通过分别向多孔介质的两个或三个样本1中注入不同的测试注入流体来一式两份或一式三份地执行每个同时试验。控制系统软件通常，自动化系统包括控制系统200，其包括各种可编程软件部件或工具；参考图3，如下文进一步所述，提供了分析部件211和试验设计部件213，并且可以提供以数据采集部件215、预测模型217和优化部件219形式的进一步的软件部件。控制系统200包括常规的操作系统221和存储部件，例如连接中央处理单元（CPU）205、硬盘203、随机存取存储器（RAM）201、I/O和网络适配器207的系统总线，任选地，在网络N1上的网络适配器207，其促进连接到用户输入/输出装置和与诸如分析仪器和/或设备控制器223的其他装置互连，如下所述。RAM201包含操作系统软件221，其以已知方式控制处理系统200的低级操作。此外，在设备控制器223的控制下控制和/或分析向样本1中注入流体时，操作系统221向RAM201中加载软件部件211、213、215、217和219。可以利用能够存储在数据库DB1、DB2或操作性耦合到或连接到处理系统200的其他存储部件中的测量数据和/或预定数据来配置每个软件部件211、213、215、217、219。如下所讨论的，优选在利用处于束缚含水饱和度的油来饱和之前清洁多孔样本（具体而言，是岩心塞样本）。然后使用老化规程来对多孔样本进行老化。然后通过向样本1中注入注入流体来执行一组或多组驱替试验。可以在这些清洁、饱和、老化和驱替阶段中的每个之前、期间和/或之后，获取由控制系统200进行进一步分析所需的流体和多孔介质的特性的测量，以及在每个阶段处，设备和控制系统200的用户或操作员任选地能够检查测量数据并根据需要人工指示设备和/或控制系统200进行到下一个阶段。参考图4，示出了分析由控制系统200从分析仪器7、11和/或其他数据采集硬件接收的测量数据方面所涉及的步骤。测量数据可以包括如由适当定位的分析仪器7、11所直接测量的具体测量值。在步骤S401，由控制系统200，优选由数据采集部件215接收测量数据。数据采集部件215可以被配置成根据已知技术处理接收到的原始测量数据以获得特性值或从多个分离特性测量导出的值的比值。因此，如果有必要或优选地，可以由数据采集部件215或者替代地由分析部件211操控原始测量特性，以便在步骤S402生成适于输入到分析部件211的一个或多个特定计算算法中的测量数据。这样的操控可以仅包括测量单元转化或创建测量值的所需比值。在步骤S403，分析部件211根据例如以各种算法（其优选存储在存储部件DB1中并可以根据需要从存储部件DB1可访问，并根据所接收数据的参数自动执行）的形式的预定规则而执行。分析部件211被配置成分析试验中涉及的各种流体和材料的组成，例如，指示要用于每个同时试验的注入流体的化学特性的数据，并且还可以被配置成分析由控制系统200的数据采集部件215所接收的试验结果。更具体而言，根据规则，诸如用于清洁多孔介质的样本的规程（下文所讨论的）、老化规程（下文所讨论的）和分析规程，来编程分析部件211，以用于分析注入流体和产出流体，以便输出数据，诸如流体释放分布图和流体组成参数，如将参考步骤S404所述。在步骤S404中，分析部件211生成作为输出的分析数据，其指示基于测量数据的流体注入的效果。分析数据可以包括基于每个样本1的产出流体释放分布图（或组合来自类似样本的输出数据的单个产出释放分布图）；这样的流体释放分布图示出了随时间的产出（开采）油的组成和/或量和/或产出水的组成。分析部件211能够确定，例如，何时从样本开采不到更多油；以及何时从样本流出的产出注入流体（例如，产出水）的组成基本与注入流体的组成相同。也可以由分析部件211确定基于特定组试验参数从样本开采的增产油量。分析部件211能够通过检测正从样本开采的清洗溶剂何时与注入到样本中的溶剂具有基本相同的组成，具体而言，通过检测油的成分何时不再存在于正从样本开采的溶剂中，来确定多孔样本何时是清洁的。此外，分析部件能够确定多孔样本何时利用处于100%含水饱和度Sw=1的盐水所饱和，样本何时处于束缚含水饱和度Swi，以及样本何时利用处于Swi和初始含油饱和度Soi的油所饱和。例如，在注入盐水作为注入流体时，在流出管线8中的分析仪器7检测到存在盐水，优选以高于预定阈值量的盐水时，确定样本1处于Swi。分析部件211还可以例如通过分析针对每个多孔样本周期性获得的NMR数据来确定多孔样本的老化（下文所讨论的）何时完成。可以由分析部件211基于存储在可由分析部件211访问的查找表中的某些参数值或范围之间的映射来对测量数据做出解释。一旦分析部件211已经被执行并且生成了分析数据，由系统200的CPU205执行的软件在步骤S405基于分析数据来确定设备控制器223的一个或多个操作模式。分析部件211可以被配置成在生成和解释分析数据时确定一个或多个操作模式，或可以提供单独的软件部件（未示出）。如上所述，分析数据可以包括流体释放分布图，其示出随时间的产出油量（典型地，随时间的产出油的累积量），并且这可以由分析部件211所使用，以基于由分析部件211对分布图的解释来确定用于设备控制器223的未来操作模式。分析部件211能够访问查找表以基于这种数据来确定是否应将操作模式应用于设备控制器223。例如，如果分析采油分布图示出了采油体积上的急剧增加（例如，如果累积采油相对于时间分布图的梯度上存在显著增大或如果产出的油的体积高于阈值），则分析部件211可以经由查找表确定当前使用中的注入流体的注入应当继续，并且向设备控制器223发送包括继续注入注入流体的指令的操作模式。替代地，如果分析采油分布图指示在注入预定体积的注入流体（诸如30PV（孔隙体积，这里定义为多孔介质的样本1的孔隙空间的体积））之后，没有采油或没有显著量的采油，则查找表可以指示应当停止注入流体，因为其未产生足够体积的增产油，并且分析部件211将确定并应用适当的操作模式，指示设备控制器223停止当前注入。分析部件211还可以识别采油分布图中存在的任何拐点，其指示开采的增产油开始下降的时间点（例如，累积采油相对于时间分布图开始平稳；在这种情况下，分析部件211可以从查找表确定操作模式以继续注入预定的时间长度，或在该时间之后，注入预定体积的注入流体，诸如20PV，并且然后停止注入流体。在步骤S406，通过向设备控制器223发送操作模式，来应用操作模式，其中由与控制器223相关联的控制软件执行指令。控制软件允许，例如，远程致动阀门10a，10b和泵10c。因此利用适当规则来配置控制软件，使得可以与打开适当的阀门10a、10b同时，或在打开阀门10a、10b之内的适当时间段处，操作适当的泵10c。数据采集部件215可以此外或替代地生成操作模式，例如，以便指示高吞吐量设备将从每个固定器2输入和/或输出的流体的样本依次转向到分析仪器7、11，用于确定某些化学和/或物理参数。在分析仪器包括位于多个流出管线8之内或与多个流出管线8相邻的多个传感器、检测器或探头的情况下，分析部件211或数据采集部件215可以生成操作模式以指示分析仪器记录正由传感器、检测器或探头获取的数据，用于确定某些化学和/或物理参数。分析部件或数据采集部件215可以指示分析仪器7、11连续或间歇地采集这种数据。设想的是，用于两个或更多不同分析仪器的两个或更多不同的传感器、检测器或探头可以位于流出管线8之内，用于采集与流出流体的不同化学和/或物理特性相关联的数据。还设想的是，分析部件或数据采集部件215可以指示高吞吐量设备采集流经例如取样流管线8a、12g的流体的样本。流体的这种取样可以发生于例如取样管线8a，12g中的端口处，并且可以是人工的或自动的。因此，分析部件211或数据采集部件215可以向设备的操作员输出指令以获取样本或生成操作模式，以指示自动化取样设备获取流体的样本。参考图5，试验设计部件213被配置成从分析部件211算法的结果和/或由控制系统200接收的测量数据（步骤S501，其对应于图4的步骤S401或S404）识别并设计具有优化特性的另外的试验，优化的特性导致或改善需要的效果，诸如增产采油上的改善。于是，试验设计部件213可以将使用高吞吐量设备执行的用于不同试验的不同水平的增产采油相关到可变的试验参数，例如注入流体、油、地层水或多孔介质的化学组成或注入流体、油、地层水或多孔介质的物理参数。试验设计部件213然后可以识别针对注入流体的潜在的改进和优选最佳组成。因此，在步骤S502将所接收数据输入到试验设计部件213中，并且在步骤S503，根据例如以各种算法（其优选存储在存储部件DB2中并可以根据需要从存储部件DB2访问，并根据所接收数据的参数自动执行）形式的预定规则来执行试验设计部件213，以生成（步骤S504）试验设计数据。试验设计部件213可以被配置成相对于增产采油来排列已完成试验的结果并将这些结果与未来试验的所需效果相比较，诸如期望体积的开采油。试验设计部件213还被配置成将由分析部件211生成的一个或多个流体释放分布图相关到从每个样本1开采的增产油的测量。试验设计部件213还可以确定已完成试验的注入流体、产出流体、地层水、油或多孔介质的不同化学和/或物理特性与已知增产采油结果之间的相关性，由此允许试验设计部件的适当算法计划另外的试验，其优化用于多孔介质的样本的注入流体。具体而言，试验设计部件213可以包括统计试验设计软件，其被配置成基于来自初筛选的初始输出数据来计划额外的试验。优选地，试验设计部件213使用统计相关方法，以便识别影响试验结果的因素。可以执行多元回归分析，并且可以建立能够对增产采油有贡献的每个参数的相应权重。影响增产采油的那些的某些参数将比其他对计算值更有贡献，并且这可以经由0到1的加权标度而捕获，对此，具有更高加权的参数比具有更低加权的那些参数更重要。多元回归分析使测量数据中由试验产生的误差影响最小化，并且因此可以计算最佳参数值或值的最佳范围，以供未来试验使用。可以采用定做的试验设计软件包或可以使用统计程序包，诸如JMP®（由SASInc供应）或STATISTICA（由StatSoftLtd供应）。例如，可以使用初始筛选（即初步的一组驱替试验）的结果来确定在向特定注入流体增加某种添加剂时是否存在任何增产采油；确定是否根本没有开采到任何油，或是否开采了超过预定阈值的油量。基于技术和经济因素，优选在注入流体中使用尽可能少的添加剂，不过，所使用的添加剂的量可能影响增产采油量。可以利用相对高浓度的添加剂来指示初始筛选，并且基于由分析部件211所生成的结果，试验设计部件213可以设计另外的试验以优化添加剂的浓度，通常通过减少添加剂的浓度。添加剂的初始浓度可以是25000ppm，并且基于通过初始筛选所开采的增产油的体积，由试验设计部件213做出确定，以利用具有10000ppm的更低添加剂浓度的注入流体来执行第二次筛选，并且相应地向设备控制器223发送为此效果的指令。如果第二次筛选期间开采的增产油未减少超过可接受的预定量，可以再次减少添加剂浓度。减少可以继续，直到开采的增产油不显著为止，并且可以进一步研究针对添加剂浓度的最佳值。分析和试验设计软件部件211、213中的每个还能够基于由其输出的数据来确定（步骤S505，其对应于步骤S405）包括操作模式的指令。在步骤S506（对应于步骤S406），通过向设备控制器223发送操作模式来应用操作模式，其中由与控制器223相关联的控制软件执行指令。设备控制器223执行操作模式以根据生成的试验设计数据来控制物理设备（例如，关闭阀门10a、10b，经由特定入口5注入流体，操作泵10c等）。试验设计部件213可以采取输入形式或结合预测水驱模型217而执行，类似于编号PCT/GB2010/001038的国际专利申请中描述的内容。预测模型217被配置成在进行任何物理试验之前，在使用表示注入水、油、多孔介质等的物理和/或化学特性的特定测量数据组时，生成预测数据，例如增产采油量的理论预测。替代地，与预定体积的油相比，向计算机实现的预测模型217中输入（步骤S602）所需量的增产置换油的预定阈值，以及输入从测量岩层、原油和地层水的一个或多个特性接收（步骤S601）的测量数据，并且在执行预测模型217（步骤S603）时，生成表示注入流体的一个或多个预测特性的预测数据（步骤S604）。例如，所生成的预测数据可以涉及输入到预测模型217中的置换至少预定阈值的增产置换油所需的顶替液的总溶解固体（TDS）含量和/或多价阳离子含量。于是，可以预测置换所需量的增产油所需要的注入流体的特性。可以在步骤S605使用预测模型217来验证由设备执行的试验符合初始预测，并且如果是这样的话，可以使用预测模型来辅助优化试验设计部件213的计算。替代地或此外，可以由优化部件219在步骤S606使用执行试验设计部件213所得到的相关性，以优化预测模型217的算法和约束。例如，如果初始试验不符合初始预测，可以在进行另外的试验之前识别和研究任何潜在误差，并且一旦识别了任何问题，可以重复试验。不过，如果在重复试验时获得相同一组结果，那么将有必要更新预测模型217以考虑额外的非预期结果。随着控制系统200积累了越来越多的测量数据，优化部件可以迭代地调整预测模型217的编程规则以优化其精确度。预测模型217可以包括统计软件包，诸如由SAS®JMP®提供的。例如，将相关数据编译到Microsoft®OfficeExcel电子数据表中，其通过使用SAS®JMP®软件包来打开。使用“Analyze，FitYbyX”函数来产生相对于所得到效益的值（例如，增产油百分比）的具体特性数据的一系列交会图（crossplot），例如，增产油百分比相对于油API的交会图或增产油百分比相对于注入水的钙浓度的交会图。然后使用交会图来构建高级图片，其特性是最相关的（即，产生最好的相关性）。可以使用向数据应用主成分分析的软件工具来确定向“FitModel”函数中输入哪些特性。替代地，可以人工做出特性的选择。然后将增产油百分比数据增加到“Y变量”，并且将其他选择的特性增加到“构造模型效果”。然后将模型结果输出到程序，诸如Microsoft®OfficeExcel，并且可以利用现有数据来应用测试拟合，以便验证模型。控制系统200优选提供图形用户界面（GUI）以许可用户增加输入，以便考虑或无视由试验设计部件213做出的自动设计。试验设计部件213能够根据一组预定规则为了有意义的统计相关性来分析从分析部件211输出的数据，并且然后将来自这种算法的输出可视地，例如图形地进行显示，以提示用户注意发现的相关性。GUI可以被配置成接收由试验设计部件213生成的数据，尤其是在步骤S503生成的指示各试验的数据，如上所述；不过，用户可以使用基于知识的评估来对此进行人工无视，以确定要执行的下一试验。例如，用户可能察觉到未编制到构成试验设计部件213的算法中的因素。由控制系统200接收的测量数据基于针对每个同时试验的地层水、油、测试注入流体、多孔介质的样本和从多孔介质的样本1产出的流体的测量化学和/或物理特性。测量数据可以包括如由一个或多个适当定位的分析仪器7、11直接测量的具体测量的化学或物理值，或化学或物理特性的比值，或可以包括根据已知技术从多个单独的化学或物理特性测量导出的值。可以在存储部件DB1、DB2中存储来自更早高吞吐量试验的数据，使得对于每次高吞吐量运行（同时的驱替试验），都可以由试验设计部件213将试验结果与从更早高吞吐量运行获得的结果相比较。从离线分析流体或多孔介质的化学或物理特性获得的数据也可以存储在控制系统200的存储部件DB1、DB2之内。试验设计部件213可以被配置成基于高吞吐量试验的结果，按照优先次序对不同注入流体，例如注入水，进行排序或排列。这些结果可以提示用户应当使用高吞吐量设备进行的另外的试验，以便针对特定储层（特定储层岩石、地层水和油）优化注入流体。替代地，考虑到诸如基本注入水的有效容积和与增产采油相比的添加剂成本的因素，软件可以提示用户注意用于给出良好水平的增产采油的储层的适当注入水。还也许可能的是，使多孔介质的每个样本1的测试流体的注入自动化。于是，可以继续注入测试流体，例如，水流体，直到固定器2下游的检测器用信号通知将不产出更多的油。可以按照二次模式执行利用水流体的驱替，其中由控制系统200基于从多孔介质的样本1产出的油量对不同的注入水进行排序。替代地，驱替可以按照三次模式，其中最初利用合成的或天然存在的高盐度水来驱替每个样本1，并确定产出的油量。然后利用不同类型的注入水来驱替岩心样本1以测试任何增产油的产出。如果在固定器2的下游检测到增产油产出，自动化系统将继续注入注入水，直到不产出更多的增产油。在测试期间可以相对于时间将注入流体的组成基本维持恒定。替代地，在已经利用特定注入水将多孔介质的样本1降低到残油饱和度之后，可以改变注入水的组成以确定是否可以从多孔介质的样本1开采额外的增产油。例如，可以在样本1已经达到残油饱和度之后提高用于注入水的添加剂的浓度，以查看添加剂的浓度上的增加是否导致更多的增产采油。额外数据可以离线地确定与多孔介质、地层水、油和注入流体的化学和/或物理特性相关的额外数据。例如，在多孔介质的样本1是岩心塞样本的情况下，通常使岩心受到化学分析以确定化学特性，诸如：储层岩石的全岩粘土含量，其可以由X射线衍射（XRD）、扫描电子显微术（SEM）或红外闪烁点计数所确定；岩石的粘土粒级的矿物含量，尤其是，蒙脱石型（例如蒙脱土）、叶蜡石型、高岭土型、伊利石型、绿泥石型和海绿石型的粘土，其可以由X射线衍射（XRD）或扫描电子显微术（SEM）所确定。也可以确定诸如孔隙度和渗透率的物理特性。通过向控制系统200的软件部件中输入这些化学和物理特性，可以确定这些特性与岩心驱替的结果之间的相关性。可以被测量以提供用于输入到控制系统200软件部件中的分析数据的其他优选或更具体的化学特性，包括：岩层的全岩XRD分析，包括储层岩石中所有矿物类型（包括粘土和过渡金属化合物，诸如氧化物和碳酸盐，例如，氧化铁、陨铁和斜长岩长石）；岩石的动电位。也可以为了化学和物理特性而分析要使用本发明的高吞吐量方法和设备测试的油。油的化学特性包括总酸值（TAN）；油的碱值；油的沥青烯和树脂成分的含量；油的总含氮量（ppmwt）以及油的碱性氮含量；油的总含硫量（ppmwt）；油的总含氧量ppmwt；总的油SARA分析（SARA代表饱和、芳香、树脂和沥青烯，并且是对样本1中每种类型的油成分存在多少的完整评估）；以及例如通过电喷射傅里叶变换离子回旋共振质谱分析法获得的质谱组成。油的物理特性包括油的美国石油组织（API）重力（相对密度）和储层温度和压力下的油粘度，标准条件下的油粘度（例如，可以在20℃、25℃和30℃下进行粘度测量）。可以根据需要考虑油的额外参数，以便配置试验设计部件213，将岩心驱替设备的结果与使用试验设计规程改变的不同变量相关，不同变量包括：油的倾注点温度（℃）；油的浊点温度（℃）；油在15℃或某个其他标准温度下的密度（g/ml）；油的沸点分布（wt%）；油的沸点分布（℃）；油的表面张力（mN/m）；油/盐水的界面张力（mN/m）；以及油/淡水的界面张力（mN/m）。类似地，可以使用本发明的高吞吐量方法和设备以及输入到试验设计部件213中的数据来测试地层水和任何注入水的化学特性。这些化学特性包括：总溶解固体含量（TDS）、总多价阳离子浓度、地层和注入水中自然存在的个别阳离子（例如钠、钾、镁、钙、钡和铁）的浓度、地层和注入水中自然存在的个别阴离子（例如硫酸盐、磷酸盐、硝酸盐、亚硝酸盐）的浓度、以及水的pH值。注入水的化学特性还可以包括添加剂的浓度，添加剂诸如是阴离子（例如用于微生物增强采油（MEOR）的阴离子）、阳离子（例如用于交联聚合物的阳离子）、表面活性剂和聚合物。用于多孔介质样本的清洁和老化过程优选在使用本发明的高吞吐量设备执行同时驱替试验之前清洁多孔介质的样本1，例如岩心塞。例如，在样本1是岩心塞或由产出沙形成的沙袋的情况下，它们可能最初在其孔隙内包含很多物质，例如地层水、钻探泥浆、原油。如果认为有必要，通过用溶剂（典型地为甲苯，继之以甲醇）冲洗样本1，来清洁多孔介质的多个样本1（每个都布置于固定器2之一之内），直到已经从样本1冲洗掉所有油为止。在岩心包含活性粘土，诸如蒙脱石粘土的情况下，优选利用煤油和异丙醇来清洁岩心，这与更常见的溶剂（甲苯和甲醇）相反，以免通过粘土的活动化作用人为改变岩心的绝对渗透率。如果交替溶剂多次，增强了清洁过程。在执行高吞吐量试验之前利用溶剂清洁样本1时，在线分析溶剂可被用于检测固定器2紧上游和紧下游溶剂之间的差异（例如，以检测由已经从多孔介质的样本1洗提的化学杂质（例如，油成分）产生的流出物中的信号）。在注入的溶剂和流出溶剂的化学特性之间没有差异时，认为多孔介质的样本1是清洁的。如上所讨论的，可能有必要在清洗溶剂之间切换以实现样本1的有效清洁。可以通过使用与设备控制器223相关联的控制溶剂之间切换的软件，例如打开和关闭通往不同溶剂存储容器（例如储存器14）的阀门的软件，来使样本1的清洁自动化，由此控制溶剂流经多孔介质的样本1。优选地，这种软件在从分析部件211接收的操作模式指示从样本1洗提的溶剂中没有化学杂质时终止多孔介质的个别样本1的清洁。一旦已经清洁了样本1（如果有必要），然后利用已知组成的盐水来使它们饱和，该盐水可以意在模拟正在研究的储层中存在的原生水或地层水（例如，原生水和诸如海水或产出水的先前注入水的混合物）。原生水表示在从源岩向储层岩石中迁移油之前储层中最初存在的水。于是，合成地层盐水的组成可能根据正在研究的储层而变化。在利用盐水完全饱和样本1时，就是说它们处在100%的含水饱和度（Sw=1）。典型地，可以通过在真空下（例如使用吸滤器组件）迫使盐水通过样本1来使多孔介质的样本1达到100%的含水饱和度。这种吸滤器组件可以与高吞吐量设备分离，在这种情况下，从设备移除固定器2，以便可以将多孔介质的样本放在吸滤器组件中。替代地，可以将固定器2保持在高吞吐量设备中，在这种情况下，可以打开位于每条流出管线8上的阀门以将固定器2及其关联的样本1连接到真空管线，并且可以将合成地层盐水馈送到固定器2的入口5。还设想的是，可以仅在足够长的时间段内通过样本1注入盐水（其中固定器2保持在高吞吐量设备中）来确保100%的含水饱和度。下一步涉及将岩心初次排水到束缚含盐水饱和度Swi（也称为初始含水饱和度）。可以通过注入并驱使非润湿相或油经过多孔介质的样本1来执行这种排水，样本1最初用盐水100%饱和。可以使用限制性多孔板技术来实现将样本1恢复到束缚或初始含水饱和度（Swi）的步骤。典型地，多孔介质的样本1均被布置于多孔板上，多孔板具有的渗透率至少比样本1的渗透率低一到两个数量级。重要的是，多孔板和样本1之间存在良好的接触，典型地，可以通过在多孔板和样本1之间插入滤纸（其可以包括诸如纤维玻璃的芯吸介质）来确保这种接触。这还有助于确保多孔介质与水润湿的表面接触。每个样本1被典型地基本垂直地布置于多孔板上，其中通过圆柱样本的纵轴与垂直轴对准。一旦在多孔板上安装了样本1，就在恒压下向样本1中注入非润湿相，诸如空气、氮或矿物油，或诸如有机油、原油或其蒸馏部分的油，诸如煤油（在下文中的“油相”），以从样本置换一部分原生盐水（或地层水），并通过多孔板，由此提供期望的水相与非润湿相或油相的比值。由于在恒压下注入非润湿相或油相，且样本1和多孔板之间的渗透率有很大差异，且板是完全水润湿的，所以注入的非润湿相或油相不能从多孔介质的样本1流出。在利用非润湿相或油相在束缚含水饱和度下饱和样本1时，将不再从样本1产出水，并且将岩心定义为处于Swi。如果油相是原油，现在用原油在Swi下饱和样本1。如果采用非润湿相或油相是除原油之外的油，通过在恒压下向样本1中注入原油来使用原油从样本1置换非润湿相或油相，仅留下水和原油占据样本1的孔隙空间。现在用原油在Swi下饱和样本1，并且使样本1处于初始含油饱和度（Soi）。如果通过注入和驱使煤油经过多孔介质的样本（其最初用盐水100%饱和）来采集Swi，通常在利用油置换甲苯之前通过甲苯缓冲来置换煤油。使用甲苯缓冲来防止来自原油的沥青烯的沉积，这在如果原油接触煤油的情况下可能另外发生。如果通过注入气体（例如惰性气体，诸如氮）经过多孔介质的样本（其最初用原生盐水或地层水100%饱和）来采集Swi，然后典型地利用原油（在背压下）置换气体以达到初始含油饱和度（Soi）。不过，可以使用油（除原油之外）来置换气体（例如，煤油），并且接下来利用原油来置换这种油。典型地，使用非润湿相或油相（除原油之外）来采集Swi，其中原油是粘性的，因此不容易从多孔介质的样本的孔隙空间置换地层水。在正采用岩心塞的情况下，典型地从获得岩心样本1的储层获取原油。原油可以是“脱气”油或已经与气体重新结合的“充气”油。在原油是“充气”油的情况下，由于设备和岩心中维持高压的原因，气体保持在溶液中。如果需要，可以使用单独的多孔板设备来执行将样本1驱使到初始或束缚含水饱和度。然后将处于初始含水饱和度Swi的样本加载到固定器2中。不过，还设想的是，可以初始设置高吞吐量设备，使得多孔介质的样本1被布置在具有末端多孔板而非末端压盘3、4的固定器2中。在清洁样本1并使样本达到Swi之后，然后利用压盘3、4替换多孔板，以用于高吞吐量驱替测试。还可能使用离心技术来使多孔介质的样本1达到Swi。于是，将用水100%饱和的多孔介质的多个样本1（Sw=1）放在多个离心管中。然后在将管放在离心机中之前，将油添加到管中。在离心作用之后，多孔介质的样本1将处在Swi，并且该管将包含油和水两者。替代地，可以通过在非润湿气体的覆盖层下对样本1进行离心作用来实现Swi，在这种情况下，然后有必要利用原油（任选地经由中间油）置换非润湿相。这种技术适于岩心的样本1和小沙袋（其中，沙袋被包含在套管之内，所述套管在每个末端处具有熔块（frit），以允许油从沙袋的孔隙空间置换一部分水）。然后将处于初始含油饱和度（Soi）的多孔介质的样本1加载到高吞吐量设备的固定器2中。可以选择初始油相饱和度水平（Soi）以重复在储层之内很可能发现的条件，例如，通过改变向用于多孔板技术的样本1中注入的油的压力或改变离心机的旋转速度。例如，可以向以所需量的样本1添加油，以给出从0.4到0.9，例如，0.5到0.7的初始含油饱和度水平。在试验室中，可能使用上述控制系统200的软件部件来控制条件，使得初始含油饱和度水平（Soi）和初始含水饱和度（Swi）之和等于一，即Soi+Swi=1。这意味着，多孔介质的孔隙完全充满且仅包含油和水。不过，通常，更可能的是Soi+Swi将稍微小于一，因为其他相，诸如空气，可能以少量存在于孔隙之内。不过，出于高吞吐量试验的目的，Soi和Swi之和被假定等于一。然后向处于Swi的多孔介质的样本1施加350到5000psi，例如，大约400psi的标称过载压力。于是，加载到每个固定器2中的多孔介质的每个样本1都具备在每端开放的橡胶套管。样本第一和第二端的O形环与固定器2形成液密密封。在压力下向橡胶套管和固定器2的内壁之间形成的环带中注入流体，使得向橡胶套管并因此向多孔介质的样本的侧壁施加大约400psi的过载压力。这是针对多孔介质的样本1的安全壳压力。向环带中注入的流体可以是水、液压油或气体，典型地为惰性气体，诸如氮气。多孔介质样本的老化然后在期望的试验温度下，例如储层温度和期望的试验压力下老化（任由其平衡）处在初始含水饱和度（Swi）和初始含油饱和度（Soi）的多孔介质的多个样本1（例如，岩心塞样本）。在足以使样本1恢复到储层中通常遇到的润湿性条件的时间段内应用老化过程。在老化过程期间，任选地由“新鲜”油周期性替代油，例如，可以在老化过程期间每星期更新1到2个孔隙体积的油。在这个老化过程期间，随时间推移，利用油替换最初与多孔介质的孔隙表面（例如，岩石表面）接触的水的比例，这为试验中的后续步骤给出了多孔介质（例如，岩石）的润湿性的更实际表现。例如，将认识到，在将样本1用水相（即在添加任何油之前）100%饱和时，水相将占据样本的整个孔隙体积。考虑单个孔隙，在油最初存在于处于Swi的样本1中时，油一般将已经从孔隙的体积区域置换水相，使得水保持与孔隙表面接触。在老化期间，油和水将在孔隙之内重新分布，例如，使得孔隙表面的一部分被油接触。因此，在老化之后，孔隙将处于混合润湿状态。润湿性控制流体在储层中的分布，并且因此对流动行为、残油饱和度和相对渗透率施加基本影响。因此，润湿性还对储层性能具有基本影响。在目前的情况下，发明人已经认识到，最期望的是多孔介质的每个样本1之内的润湿性分布代表储层。他们已经进一步认识到，在将样本1用于任何后继驱替试验之前，应当允许老化过程按常规进行。如果老化未完成或未基本完成，那么基于这种后续试验结果的任何预测可能都倾向于具有更高程度的误差，因为样本将不会密切重复储层条件。样本1的完整或充分老化可能花费很长的时间段，例如有时大约为几个星期甚至几个月，特别是三到六个星期。可以使用NMR光谱法来监测多孔介质的样本1的老化，如编号GB1007694.1的共同未决的英国专利申请中所述的，在这种情况下，用于样本1的固定器2应当由塑料材料形成。于是，周期性关闭包含多孔介质的样本的固定器2并将其从高吞吐量设备移除，以便进行离线NMR分析。于是，在驱替试验的情况下，在注入流体的注入之前，多孔介质的样本的孔隙空间中包含的流体是油和地层水。确定对于油和水的孔隙体积优选地，作为准备规程的一部分，可以在多孔介质的每个样本1上执行额外测试，以确定在Sw=1下的每个样本1的对于水的可进入孔隙体积以及在Swi下对于油的可进入孔隙体积。这允许相对于注入的水体积确定（孔隙体积中的）增产采油（并转化成油的孔隙体积）。于是，可以将产出油的体积（ml）除以油孔隙体积，并且也可以将注入水的体积（ml）除以油孔隙体积。这样允许直接比较针对同时驱替试验的增产油产出。可以通过注入包括示踪剂，典型为碘化物或锂的盐水来获得Sw=1下对于水的可进入孔隙体积。然后例如，使用感应耦合等离子体检测器（ICP）或密度计，为了碘化物或锂的浓度而分析从每个样本1移除的流出物，并使用针对注入的盐水体积的浓度分布图（C/C0）来提供对于水的样本1的可进入孔隙体积的估计（其中C是流出物中示踪剂的浓度，以及C0是注入盐水中示踪剂的浓度）。在将注入流体切换到不包含示踪剂的盐水时，可以通过测量流出物中示踪剂浓度上的下降来获得第二测量值。于是，孔隙体积是在C/C0为0.5时注入的盐水体积。可以将总的孔隙体积近似为水孔隙体积和油孔隙体积之和。因此，油孔隙体积=1-水孔隙体积。替代地，可以通过向岩心中注入包含示踪剂（典型地为碘十二烷（iodododecane）或癸基磺）的油，来针对多孔介质的每个样本1直接确定在对于在Swi下的油的可进入孔隙体积。为了示踪剂（C）的浓度而分析流出物，并且使用针对注入油的体积的浓度分布图（C/C0），以与用于确定对于水的可进入孔隙体积类似的方式，来提供对于在Swi下的油的可进入孔隙体积的估计（其中C0是注入油中示踪剂的浓度）。在将注入流体切换到不包含示踪剂的油时，可以通过测量流出物的示踪剂浓度上的下降来获得第二测量值。同时驱替试验可以在三次模式中针对每个样本1，通过以恒定流率向每个样本1中注入注入流体，例如已知组成的盐水（例如合成海水或合成低盐度水）来执行同时驱替试验，直到从岩心将不再产出油为止。岩心现在处在第一残油饱和度Sor1。从每个岩心产出的流出物可以被取样以用于离线分析，或者可以使用一个或多个在线分析仪器7、11来被分析。还确定产出油的体积。这些是控制驱替，以用于与利用各种测试注入流体，例如，各种注入水（三次模式驱替）的后续岩心驱替进行比较。在这一点上，可以将盐水切换到已经掺杂了诸如碘化物或锂的掺杂剂的类似组成的盐水。例如，可以利用碘化物离子替换初始盐水中的一部分氯离子，或者可以利用锂离子替换初始盐水中的一部分钠离子。如上所述，然后确定在这种初始水驱（二次开采）之后对于多孔介质的样本1的水的可进入孔隙体积。由于盐水具有与二次开采期间使用的盐水的组成类似的组成，所以在这种测试期间将观察不到增产采油。可以从这种初始水驱之后的水孔隙体积确定这种控制驱替之后的残油饱和度Sor1（即Sor1=（1-二次开采之后的水孔隙体积)）。也可以使用这种初始水驱中产出的油量，以及初始含油饱和度（Soi）的值，来确定Sor1的值。于是，Sor1=（Soi-二次开采期间产出的油的孔隙体积）。然后在足够长的时间段内样本1中注入与初始盐水具有不同组成的测试注入流体，以确定是否观察到任何增产采油。如果从一个或多个样本1产出了油，将继续注入测试注入流体，直到停止产出油。然后确定产出的增产油量。在这个阶段，如上所述，也可以通过使用具有与测试水性注入流体的组成类似的组成的盐水，来确定岩心的对于水的可进入孔隙体积。如果利用测试注入流体尚不存在增产采油，Sor2将与Sor1相同。如果已经存在增产采油，从利用测试注入流体的三次开采之后水的孔隙体积或从三次开采期间产出的增产油量确定Sor2的值。于是，Sor2=（1-三次开采之后的水孔隙体积）或Sor2=（Soi-二次和三次开采期间产出的油的总孔隙体积）或Sor2=（Sor1-三次开采期间产出的油的孔隙体积）。在三次采油模式中向多孔介质的不同样本1中注入不同注入水时获得的额外或增产油量是与针对“基本”油置换（或开采）体积的预定油体积相比，按照例如百分比、分数或体积的置换或开采的油量，用于使用诸如合成高盐度流体的基本注入水的基本水驱。这个基值是来自标准物理条件（诸如注入压力、所采用基本注入流体的体积和注入速率）下岩心的流出物中开采的油量。典型地，将额外或增产油量表达为预定基值的百分比或分数。替代地，可以通过省略利用合成盐水将样本水驱到Sor1的步骤，在二次模式中测试样本1。相反，直接利用测试注入流体，例如，测试注入水，来驱替样本。这将允许通过确定是否从岩心产出油来对测试注入流体进行粗筛选。典型地，在1到40ml/小时，优选4到10ml/小时，例如，3到5ml/小时的范围中的流率下，优选大约4ml/小时，向每个岩心中注入针对每个同时岩心驱替试验所采用的注入流体（例如注入水），以便对应于典型的储层前缘推进速率。储层前缘推进速率取决于向注入井中注入注入流体的速率以及流体所注入的面积（距注入井的半径以及注入的流体所跨越的储层间隔）。典型的前缘推进速率大约为每天1英尺。所有的开采都随着注入速率而变化。因此，出于比较的目的，多次试验的注入速率应当相同。典型地，在已经完成同时岩心驱替试验之后，丢弃或通过返回清洁规程重新使用多孔介质的样本1，例如岩心样本1。如本公开情境中的有技术读者将理解的，所描述的岩心驱替试验的持续时间通常在几天或几十天左右，因此不要求精确的同时性。因此，如这里使用的，术语同时一般用于表示并发或并行执行测试的意思，例如，“同时”测试是在同一时间处于进行中的，即使它们可以在不同时间开始和结束。确定对于油和水的多孔介质的样本的相对渗透率除了针对不同的EOR技术确定增产采油之外，本发明的设备还能够同时测量确定对于油和水的多孔介质的多个样本1的相对渗透率所需的数据。可以执行这些测量作为同时驱替试验的一部分。于是，也可以使用高吞吐量设备来获得针对多孔介质的样本1，具体而言，针对岩心塞的相对渗透率数据，此数据指示在考虑储层之内的粘度、绝对渗透率和压力梯度之后油和水能够穿过储层底层岩石的相对容易程度。在每次岩心驱替试验的开始时，在Swi下，水的相对渗透率为零（水是不动的），而油的相对渗透率处在其最大值。在每次岩心驱替试验的结束时，在Soi下，油的相对渗透率为零（不再能够移动任何油），并且水的相对渗透率处在其最大值。用于确定对于油和水的岩心的相对渗透率的方法是本领域的技术人员熟知的。这些方法包括稳态和非稳态技术两者。这样的方法需要为岩心测量含油饱和度分布图（也称为随时间的采油分布图）以及还有如下的“静态”参数：油和地层水的流体粘度、岩芯岩石的孔隙度及其总（绝对）孔隙体积、对于流经岩心的100%的油或100%的水的岩芯岩石的绝对渗透率、注入压力、跨越岩心的差压、岩心的温度、以及通过岩心的流率。因此进行这些“静态参数”的测量。常规的在线测量装备，例如，用于确定岩心的含油饱和度的γ射线衰减监测装备（GASM）对于高吞吐量设备是不可行的，因为需要多个γ射线源以及GASM装备的尺寸。相反，可以通过监测随时间从岩心产出的油量来确定含油饱和度分布图。将这个油量转化成油孔隙体积，由此提供随时间的岩心的含油饱和度（Soi-孔隙体积中的油产出）。此外，通过并行的岩心驱替试验，可以随时间进行差压测量。可以向分析部件211中输入这些测量结果以允许确定相对渗透率曲线（其中分析部件211包括确定相对渗透率曲线所需的前述描述的额外“静态”属性）。因此，可以相对于每个岩心样本1布置一个或多个压力传感器，以测量输入到每个岩心中和从每个岩心输出的流体的绝对压力，进一步布置这些或额外的传感器以测量跨越每个岩心的长度的差压。也可以提供温度传感器来测量和监测岩心和流管线温度。可以控制布置成向注入流管线12中注入流体的泵，使得注入流体的流率和注入流体压力是已知的。典型地，在已经清洁岩心样本1之后确定岩心样本1的绝对渗透率（Kwabs）和样本1的绝对孔隙体积。