CN101967970A - 油藏温度压力条件下测定岩心动态毛管压力的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种测定岩心动态毛管压力的方法，该方法包括步骤：将岩心清洗干净、烘干、抽空并饱和第一流体；采用岩心驱替设备，将饱和好的岩心放入岩心夹持器内，设置实验温度，并用第一流体将岩心上下游端管线死体积部分饱和完全，同时将回压设置为地层压力，保持恒压注入第一流体；当岩心上下游压差稳定后，停止注入第一流体，改为注入第二流体，且该第二流体是在与前述第一流体相同压差条件下注入岩心上游端管线，驱替上游端管线死体积中的第一流体，使其进入岩心；记录注入第二流体过程中岩心出口端累计流量随时间的变化，通过计算而测得动态毛管压力。本发明的方法过程简单，容易操作，且快速、准确。

Description

油藏温度压力条件下测定岩心动态毛管压力的方法

技术领域

本发明是关于一种测定岩心毛管压力的方法，具体是关于一种在油藏温度压力条件下测定岩心动态毛管压力的方法。

背景技术

毛管压力是指弯曲液面两侧非润湿相与润湿相的压力之差，它是平衡弯曲液面两侧压差的附加压力，它的方向指向弯曲面凹的方向。

国外学者研究表明：在多孔介质中，静态毛管压力只有当非混相流体界面处于静止状态或平衡状态才时等于非湿相和湿相的压差([1]Hassanizadeh S，Gray W.Thermodynamic basis of capillary pressure in porous media[J].Water Resources Research，1993，29(10)：3389-3405)，并且认为毛管压力是由非混相流体界面自由能改变引起([2]Hassanizadeh William G，Majid S.Mechanics and thermodynamics of multiphase flow in porous media including interphase boundaries[J].Advances in Water Resources，1990，13(4)：169-186；[3]Gray W，Hassanizadeh S.Unsaturated flow theory including interfacial phenomena[J].Water Resources Research，1991，27(8)：1855-1863；[4]Kalaydjian F.Dynamic capillary pressure curve for water/oil displacement in porous media：theory vs.experiment：proceedings of，1992[C])。处在运动状态的油水界面会由于驱替流速大小变化，导致油水界面在运动过程中的界面曲率发生变化，非湿相驱替湿相时，驱替流速越大，弯液面曲率越大，曲率半径越小，此时产生的毛管压力将大于静止状态条件下的毛管压力([5]Joekar-Niasar V，Hassanizadeh S，Leijnse A.Insights into the relationships among capillary pressure，saturation，interfacial area and relative permeability using pore-network modeling[J].Transport in Porous Media，2008，74(2)：201-219；[6]Hassanizadeh S，Celia M，Dahle H.Dynamic effect in the capillary pressure-saturation relationship and its impacts on unsaturated flow[J].Vadose Zone Journal，2002，1(1)：38；[7]Schultze B，Ippisch O，Huwe B，et al.Dynamic nonequilibrium during unsaturated water flow：proceedings of，1997[C]；[8]Pavone D.A Darcy′s Law Extension and a New Capillary Pressure Equation for Two-Phase Flow in Porous Media：proceedings of，1990[C]；[9]Weitz D，Stokes J，Ball R，et al.Dynamic capillary pressure inporous media：Origin of the viscous-fingering length scale[J].Physical Review Letters，1987，59(26)：2967-2970)。

目前岩石毛管压力的测定方法主要有以下三种([10]杨胜来，魏俊之.油层物理学[M].北京：石油工业出版社，2004：217-222)：半渗透隔板法、压汞法、离心法。它们都是利用驱动力与毛管压力相平衡，通过测定驱替压差来测算毛管压力。

半渗透隔板法是利用抽真空的方式来建立岩心两端的压差，在该压差作用下，岩样中的水通过半渗透隔板进入下部刻度管中。改变真空度的大小，也就可以获得不同的压差，但最高压差不超过0.1MPa。在压差的作用下，非润湿相流体(空气)驱走湿相流体(水)，从而使湿相饱和度降低。当驱替过程中某一驱替压力与毛管压力平衡时，毛管压力等于所加压差。通过测定压差得到毛管压力。

压汞法是以汞作为驱替介质的一种测量毛管压力曲线的常规方法，压汞法测量速度快。

离心法是一种间接测量毛管压力曲线的方法。用高速离心机所产生的离心力，作为外加的排驱压力来达到非湿相驱替湿相的目的。原理是将一块饱和湿相水的岩样装入充满非湿相流体油的岩样盒中，把岩样盒装在离心机上，离心机以一定的角速度旋转。由于岩样盒及岩心内两相流体密度不同，即使在旋转半径和角速度相同的条件下，油和水也将产生不同的离心力。在离心力的作用下，水将被甩离孔隙，而被油所取代。水油离心力差值与孔隙介质内流体两相间的毛管压力平衡。将离心力换算成相应的毛管压力，则水油之间所存在的离心压力差就等于排驱压力

半渗透隔板法、压汞法、离心法在毛管压力测试时存在着一个很大的缺陷：不能准确地反映实际地层条件下油水两相渗流过程中处于运动状态的油水界面产生的毛管压力。半渗透隔板法所需测试时间长，测试的压力低，不能模拟地层的压力条件；压汞法不能模拟地层的温度与压力条件，由于岩样在测试后已经被污染所以不能再次利用，而且汞有毒，一旦泄露，将危害操作人员健康，因此进行压汞实验时操作必须要小心谨慎，应用必要的防护措施；离心法计算起来比较麻烦，而且所需设备比较复杂。

发明内容

本发明的目的在于提供一种在地层温度压力条件下，测定低渗储层驱替过程中的动态毛管压力的方法，以快速、准确地测定岩心毛管压力大小，且实验方法过程简单，容易操作。

为达上述目的，本发明提供了一种测定岩心动态毛管压力的方法，其中主要是在油藏温度、压力条件下，采用恒压差工作模式，通过测定岩心出口端累计流量变化计算驱替时的动态毛管压力。

根据本发明的具体实施方案，本发明提供的测定岩心动态毛管压力的方法包括步骤：

将岩心清洗干净、烘干、抽空并饱和第一流体；

采用岩心驱替设备，将饱和好的岩心放入岩心夹持器内，设置实验温度，并用第一流体将岩心上下游端管线死体积部分饱和完全，同时将回压设置为地层压力，保持恒压注入第一流体；

当岩心上下游压差稳定后，停止注入第一流体，改为注入第二流体，且该第二流体是在与前述第一流体相同压差条件下注入岩心上游端管线，驱替上游端管线死体积中的第一流体，使其进入岩心；记录注入第二流体过程中岩心出口端累计流量随时间的变化，通过计算而测得动态毛管压力。

根据本发明的具体实施方案，所述第一流体与第二流体为非混相流体。

根据本发明的一具体实施方案，所述第一流体为湿相流体，第二流体为非湿相流体。本发明是测定非湿相驱替湿相时的动态毛管压力。

根据本发明的另一具体实施方案，所述第一流体为非湿相流体，第二流体为湿相流体。本发明是测定湿相驱替非湿相时的动态毛管压力。

根据本发明的具体实施方案，所述第一流体与第二流体的粘度应相当，即，所述非湿相流体与湿相流体的粘度相当，保证所述的驱替为活塞式驱替。例如，二者的粘度比可以是0.8～1.2，优选为0.9～1.1。

在本发明的一具体实施方案中，所述第一流体为水相，例如盐水等，第二流体为油相例如煤油等。在本发明的另一具体实施方案中，也可以是所述第一流体为油相，第二流体为水相。

根据本发明的具体实施方案，本发明中，是根据以下公式计算动态毛管压力：

$P_c^{\mathrm{threshold}}={\mathrm{\ΔP}}_t-{\mathrm{\ΔP}}_w,$ 其中：

${\mathrm{\ΔP}}_t=P_{\mathrm{nw}}^{\mathrm{inlet}}-P_w^{\mathrm{outlet}},$ 式中：

入口端流体压力；

出口端流体压力；

${\mathrm{\ΔP}}_w=\frac{\mathrm{\μ}}{K}\frac{L}{A}{Q}_w^{\mathrm{effctive}},$ 式中：第一流体有效流量；

μ：第一流体粘度；

K：第一流体渗透率；

L：岩心长度；

A：岩心截面积。

本发明的测定原理是：基于毛管压力的定义，毛管压力可以视为非湿相与湿相之间的压差。因此，本发明的测定方法中，采用恒压差驱替模式，在饱和好湿相流体的岩石两端建立恒定的压差，以下以非湿相驱替湿相为例进行说明(当采用湿相驱替非湿相时原理相同)，当第二流体(非湿相流体)进入岩心入口端端面后，其岩心内部压力剖面可以描述如下(请结合参见图1所示)。

${\mathrm{\ΔP}}_t=P_{\mathrm{nw}}^{\mathrm{inlet}}-P_w^{\mathrm{outlet}}=P_{\mathrm{nw}}^{\mathrm{inlet}}-P_{\mathrm{nw}}^{\mathrm{fr}}+P_{\mathrm{nw}}^{\mathrm{fr}}-P_w^{\mathrm{fr}}+P_w^{\mathrm{fr}}-P_w^{\mathrm{outlet}}---\left(1\right)$

${\mathrm{\ΔP}}_t={\mathrm{\ΔP}}_{\mathrm{nw}}+P_c^{\mathrm{fr}}+{\mathrm{\ΔP}}_w={\mathrm{\ΔP}}_{\mathrm{nw}}+P_c^{\mathrm{threshold}}+{\mathrm{\ΔP}}_w---\left(2\right)$

ΔP_nw：第二流体(非湿相流体)渗入到岩心部分的压力降；

ΔP_w：岩心中第一流体(湿相流体)的压力降；

毛管压力值，等于毛管门限压力(threshold capillary pressure)；

入口端第二流体(非湿相流体)压力；

出口端第一流体(湿相流体)压力；

油水界面处第二流体(非湿相流体)压力；

油水界面处第一流体(湿相流体)压力；

当第二流体(非湿相流体)进入岩心上游端后，为了计算非混相流体界面在多孔介质中运动时产生的毛管压力，假设条件如下：

(1)由于驱替速度低，并且渗入岩心端面的第二流体(非湿相流体)(3-5ml)仅占岩心孔隙体积(125-130ml)的2％-3％。经计算，第二流体(非湿相流体)在岩心入口端的压力损失不到总压差的3％，因此可以假设第二流体(非湿相流体)在岩心上游端端面处时的压力损失可以忽略，即ΔP_nw＝0。

(2)在低流速驱替条件下，考虑到第二流体(非湿相，煤油)粘度为1.53cP，第一流体(湿相，标准盐水)粘度为1.35cP油水粘度比约为1.1，假设非湿相驱替湿相为活塞式驱替。

(3)流体在岩心中的渗流符合达西定律。

(4)当第二流体(非湿相流体)进入岩心上游端时，由于毛管压力的存在，第一流体(湿相流体)会增加一个反向的作用力，这将减少第一流体(湿相流体)的有效驱替压差，导致出口端的流量降低，此时第一流体(湿相流体)的有效驱替压差可以用达西公式计算如下：

${\mathrm{\ΔP}}_w=\frac{\mathrm{\μ}}{K}\frac{L}{A}{Q}_w^{\mathrm{effctive}}---\left(3\right)$

式中：

第一流体(湿相流体)有效流量，即，是指当非湿相流体流入岩心入口端后，此时在岩心出口端测定出的流量(由于非湿相刚进入岩心入口端，所以从岩心出口端流出的流体为湿相流体)；

μ：第一流体(湿相流体)粘度；

K：第一流体(湿相流体)渗透率；

L：岩心长度；

A：岩心截面积。

因此，动态毛管压力计算如下：

$P_c^{\mathrm{threshold}}={\mathrm{\ΔP}}_t-{\mathrm{\ΔP}}_w---\left(4\right)$

根据本发明的具体实施方案，所述岩心为低渗、特低渗、超低渗多孔介质岩心。本发明可以对低渗、特低渗、超低渗岩石的毛管压力进行准确测定。针对同一渗流流体，多孔介质喉道半径越小，岩心渗透率越低，两相流体界面张力越大，毛管压力表现越明显，也更加容易测得。

应用本发明的方法，在整个测定过程中，应保持岩心上下游端压差恒定。

本发明是在油藏温度、压力条件下，采用恒压差工作模式，在第二流体刚进入岩心入口端端面时，由于驱替相的压降很小，可以忽略。通过测定岩心出口端累计流量变化计算驱替时的动态毛管压力。

根据本发明的测定方法，处在运动状态的油水界面会由于驱替压差的作用，导致油水界面在运动过程中的界面曲率半径比静止状态小，此时产生的毛管压力将大于静止状态条件下的毛管压力。

综上所述，本发明提供了一种测定储层动态毛管压力的新方法，可以在油藏(高温高压)条件下，实现岩石动态毛管压力的测定。实验设备简单，只需要一套岩心驱替设备即可，要求驱替设备的泵比较稳定(如果没有高精度的泵也可以用一股的气瓶代替)，压差与压力传感器的精度比较高。实验过程简单，只需要进行恒压差驱替，记录岩心出口端累计流量，通过计算即可得到动态毛管压力的大小。由于地下油水渗流是处于运动状态，所以本发明提出的毛管压力动态测试方法，完全可以测定驱替过程中处于运动状态油水界面的毛管压力大小。本发明的方法更能真实反应油藏条件下油水毛管压力大小，对研究超低渗毛管压力对渗流阻力影响有很大意义。

附图说明

图1为本发明的动态毛管压力测试原理图。

图2为本发明的动态毛管压力测试流程(AFS300^TM)示意图。

图3为本发明一具体实施例的测定方法中累计流量随时间的变化曲线(1#)。

图4为本发明另一具体实施例的测定方法中累计流量随时间的变化曲线(2#)。

图5为本发明另一具体实施例的测定方法中累计流量随时间的变化曲线(3#)。

图6为本发明另一具体实施例的测定方法中累计流量随时间的变化曲线(4#)。

具体实施方式

下面通过具体实施例进一步详细说明本发明的测定方法的特点及所具有的技术效果，但本发明并不因此而受到任何限制。

实施例1

本实施例的测定方法请结合参见图2所示。

测定方法中所用岩心驱替设备采用美国岩心公司AFS300^TM全自动驱替系统。该系统包括压力制动控制系统和数据自动采集系统。回压系统、围压系统是通过高精度多级柱塞驱替泵(TELEDYNE ISCO(A Teledyne Technologies Company)100-DX)以恒压模式控制。注入驱替系统根据实验要求可以设置为恒流速或恒压驱替模式。数据自动采集系统在对系统各部分压力自动采集的同时，能自动实现恒流速和恒压驱替模式，并完成相应数据分析。其中压差传感器压力测量范围0-125psi。

测定方法主要步骤包括：

(1)取岩心(岩心编号：1#，岩心参数请参见表1)用水清洗干净、烘干、抽空并充分饱和标准盐水；

(2)将饱和好的岩心放入岩心夹持器内，打开烘箱，设置实验温度60℃，并用标准盐水将岩心上下游端管线死体积部分完全饱和，同时将回压设置为地层压力2000psi，在此条件下，记录压差与流速，从而计算岩心单相渗透率；

(3)待岩心上下游压差稳定后，关闭岩心上游端水相入口阀门，同时开启油相(煤油)入口端阀门，使得油相在同一压差条件下进入岩心上游端管线，开始驱替上游端管线死体积中的标准盐水，使其进入岩心；

(4)当油相还未流入到岩心入口端面时，在整个岩心孔隙中流动的是第一流体(盐水)，此时岩心两端的压差为ΔP_t，记录岩心出口端累计流量随时间的变化情况(开启煤油入口阀门时便开始计时)。由于系统在恒压差模式下驱替，驱替流速稳定，因此累计流量与时间成线性关系。当油相将岩心上游端管线死体积部分驱替尽后，煤油开始进入岩心入口端端面，此时在多孔介质中开始存在油水界面。继续测量不同时间岩心出口端的累计流量(数据请参见表2及图3所示)。实验结果表明：当油相进入岩心入口端端面时，岩心出口端累计流量随时间的变化率降低，与单相饱和渗流时的累计流量有一拐点，累计流量增长曲线斜率减小，流速降低。根据公式(3)可以发现，岩心出口端流量的降低是由湿相流体压差减小造成。又由于岩心两端的总压差没有发生变化，根据图1所示意的非饱和渗流岩心压力剖面图和公式(4)可以知道：第一流体压差降低是由于非混相渗流中产生毛管阻力的原因，从而导致第一相流体的有效驱替压差降低，流量减小。因此也可以根据公式(3)、(4)计算出此时的动态毛管压力。

本实施例的计算结果请参见表1。在动态驱替条件下，超低渗岩心1#的毛管压力为28.43psi，是静态毛管压力的1.20倍(关于静态毛管压力的测定可参见申请号为201010287604.0、申请日为2010年9月20日、发明名称为“油藏温度压力条件下测定岩心毛管压力和润湿性的方法”的发明专利申请)。

实施例2

本实施例中是对2#岩心的动态毛管压力进行测定。岩心参数请参见表1。测定方法同实施例1。

本实施例中的累计流量随时间的变化数据请参见表2，变化曲线请参见图4。

本实施例的计算结果请参见表1。在动态驱替条件下，超低渗岩心2#的毛管压力为74.40psi，是静态毛管压力的1.56倍。

实施例3

本实施例中是对3#岩心的动态毛管压力进行测定。岩心参数请参见表1。测定方法中，是以标准盐水驱替煤油，其他操作基本同实施例1。

本实施例中的累计流量随时间的变化数据请参见表2，变化曲线请参见图5。

本实施例的计算结果请参见表1。在动态驱替条件下，超低渗岩心3#的毛管压力为33.55psi。

实施例4

本实施例中是对4#岩心的动态毛管压力进行测定。岩心参数请参见表1。测定方法中，是以标准盐水驱替煤油，其他操作基本同实施例1。

本实施例中的累计流量随时间的变化数据请参见表2，变化曲线请参见图6。

本实施例的计算结果请参见表1。在动态驱替条件下，超低渗岩心4#的毛管压力为25.40psi。

表1岩心参数及非饱和渗流毛管压力特征

注：有效流量就是累计流量与时间关系曲线中，拐点后的流量数据，可以根据拐点后曲线的斜率计算得出。

表2岩心累计流量数据

Claims (10)

1.一种测定岩心动态毛管压力的方法，该方法包括步骤：

将岩心清洗干净、烘干、抽空并饱和第一流体；

采用岩心驱替设备，将饱和好的岩心放入岩心夹持器内，设置实验温度，并用第一流体将岩心上下游端管线死体积部分饱和完全，同时将回压设置为地层压力，保持恒压注入第一流体；

当岩心上下游压差稳定后，停止注入第一流体，改为注入第二流体，且该第二流体是在与前述第一流体相同压差条件下注入岩心上游端管线，驱替上游端管线死体积中的第一流体，使其进入岩心；记录注入第二流体过程中岩心出口端累计流量随时间的变化，通过计算而测得动态毛管压力。

2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一流体与第二流体为非混相流体。

3.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一流体为湿相流体，第二流体为非湿相流体。

4.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一流体为非湿相流体，第二流体为湿相流体。

5.根据权利要求3或4所述的方法，其中，所述非湿相流体与湿相流体的粘度相当，所述的驱替为活塞式驱替。

6.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一流体为水相，第二流体为油相；或者，所述第一流体为油相，第二流体为水相。

7.根据权利要求1所述的方法，其中，根据以下公式计算动态毛管压力：

$P_c^{\mathrm{threshold}}={\mathrm{\ΔP}}_t-{\mathrm{\ΔP}}_w,$ 其中：

${\mathrm{\ΔP}}_t=P_{\mathrm{nw}}^{\mathrm{inlet}}-P_w^{\mathrm{outlet}},$ 式中：

入口端流体压力；

出口端流体压力；

${\mathrm{\ΔP}}_w=\frac{\mathrm{\μ}}{K}\frac{L}{A}{Q}_w^{\mathrm{effctive}},$ 式中：

第一流体有效流量；

μ：第一流体粘度；

K：第一流体渗透率；

L：岩心长度；

A：岩心截面积。

8.根据权利要求5所述的方法，该方法还包括：

在注入第一流体时，记录岩心上下游端压差与流速，从而计算岩心第一流体渗透率。

9.根据权利要求1所述的方法，其中，所述岩心为低渗、超低渗或特低渗多孔介质岩心。

10.根据权利要求1所述的方法，其中，在测定过程中保持岩心上下游端压差恒定。

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