相对渗透率曲线在油藏工程中广泛应用,是评估油气藏开发技术的一项关键指标。水驱的油水相对渗透率曲线通常采用稳态法或者非稳态法获取,气驱的气液相对渗透率曲线获取研究相对较少,使用稳态或者非稳态法获取较为困难。相比于在参数范围内顺序或者随机取值的人工拟合,优化算法根据模拟结果进行实时搜索和调整历史拟合过程中的可调参数,可有效地减少历史拟合的次数,大大地提高拟合效率。本研究提出了一种新的获取相渗曲线的方法。首先,选取了一组低渗透油藏的岩心实验数据,通过数值模拟建立岩心模型,同时选择Corey模型作为相对渗透率模型,确定可调参数。其次,通过编程将优化算法和数值模拟软件相结合,分别采用了五种不同的算法优化调整相渗曲线的可调参数,五种算法均有着较好的寻优能力,其中RSEA算法相较于其他算法可更快速跳出局部最优接近最优解。最后,本研究通过拟合低渗透/超低渗/砂砾岩心共计17组岩心CO2驱实验数据,成功获取了各类岩心的油水及气液相渗曲线,验证了本方法的有效性。由历史拟合方法获取的岩心油气水相渗具有如下特点:超低渗油藏（k＜1m D）的油水相渗曲线表现较强的亲水性;气液相渗曲线的油气两相区较油水两相流动区间有所增加;超低渗油水毛细管力较大,启动压力值在1-3 MPa之间。低渗透油藏（1m D＜k＜50m D）的油水相渗曲线有明显的低渗水驱油相渗特征,“双高”特征（束缚水/残余油饱和度均较高）明显;气液相渗曲线的气液两相区较油水两相流动区间有所增加;低渗油藏启动压力值在0-1 MPa之间,气液的毛管力在0-0.2MPa之间。砂砾岩油藏（k＞50m D）水相相对渗透率曲线呈上凸型;气液两相共渗范围在0.49-0.62,与油水两相流共渗范围相比,气液两相流的共渗区间范围更大,更有利于驱替出更多的原油。本研究基于岩心实验数据建立岩心尺度的数值模型,并通过自动历史拟合技术调整相渗曲线来拟合岩心CO2驱实验数据,从而获得的气液相渗曲线和毛管力曲线。该方法不仅可获取油水相渗曲线,还可有效地获取气液相渗曲线。