در مهندسی نفت، تراوایی نسبی یکی از پارامترهای مهم در توصیف خواص سنگ مخزن است که نشان دهنده قابلیت سنگ مخزن برای جابه‌جایی سیالات (نفت، گاز، آب و ...) است. برای اندازه‌گیری تراوایی نسبی، می‌توان از روش‌های مختلفی استفاده کرد. در زیر چند روش رایج برای اندازه‌گیری تراوایی نسبی در مهندسی نفت آمده است:
1. روش آزمایش مخزنی مستقیم (Direct Reservoir Testing): در این روش، نمونه‌ای از سنگ مخزن به طور مستقیم در مقابل تزریق سیال مخزنی قرار می‌گیرد. با نظارت بر جریان سیال تزریقی و تغییرات فشار در نمونه سنگ، تراوایی نسبی محاسبه می‌شود. این روش معمولاً در آزمایشگاه‌ها بر روی نمونه‌های سنگ انجام می‌شود.
2. روش آزمایش میکرومدل‌سازی (Microfluidic Modeling): در این روش، ساختار میکروپوروسیتهای سنگ مخزن با استفاده از تکنیک‌های میکرومدل‌سازی شبیه‌سازی می‌شود. سپس با تزریق سیالات مختلف در میکرومدل‌ها و نظارت بر جریان سیالات، تراوایی نسبی برآورد می‌شود. این روش امکان بررسی تأثیر عوامل مختلف مانند اندازه دانه‌ها، ترک‌ها و خواص سیالات را فراهم می‌کند.
3. روش آزمایش تزریق ستونی (Core Flooding Test): در این روش، نمونه‌ای از سنگ مخزن در قالب یک ستون سنگی در آزمایشگاه قرار می‌گیرد. سپس با تزریق سیالات مختلف از بالا به پایین ستون سنگی و نظارت بر جریان و فشار، تراوایی نسبی محاسبه می‌شود. این روش به عنوان یک روش آزمایشگاهی قابل انجام است.
4. روش تحلیل داده‌های تولید (Production Data Analysis): در این روش، با استفاده از داده‌های تولید واردات، مانند نرخ تولید، فشار تزریق و فشار خروجی، با استفاده از مدل‌ها و روابط ریاضی، تراوایی نسبی تخمین زده می‌شود. این روش معمولاً در مرحله تولید و بهره‌برداری مخزن مورد استفاده قرار می‌گیرد.
روش‌های دیگری نیز برای اندازه‌گیری تراوایی نسبی در مهندسی نفت وجود دارد، اما روش‌های فوق از جمله روش‌های رایج و استفاده شده می‌باشند. در هر صورت، انتخاب روش مناسب برای اندازه‌گیری تراوایی نسبی باید با توجه به نیازهای خاص مطالعه، شرایط مخزن، دسترسی به تجهیزات و تکنولوژی‌ها، و توانایی هزینه و زمان انجام گیرد.
