CN101968419B - 油藏温度压力条件下测定岩心毛管压力和润湿性的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种测定岩心毛管压力和润湿性的方法，该方法包括：将岩样清洗干净、烘干、抽空并饱和第一流体；将饱和好的岩心放入岩心驱替设备的岩心夹持器内，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，同时设置压力，保持恒压注入第一流体；当岩心上下游压差和岩心出口端流量稳定后，在相同注入压力条件下改为注入第二流体；待第二流体流入岩心入口端端面后，将岩心的下游端阀门关闭，记录岩心上、下游端压力及压差的变化；根据岩心上、下游端压力或压差判断岩心毛管压力和润湿性。本发明的方法可在地层温度压力条件下同时测定岩心毛管压力和润湿性，过程简单，容易操作，且快速、准确。
Description
技术领域
本发明是关于一种测定岩心毛管压力和润湿性的方法，具体是关于一种在油藏温度压力条件下测定低渗、超低渗或特低渗岩心毛管压力和润湿性的方法。
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。目前岩石毛管压力的测定方法主要有以下三种([1]SY/T 5346-2005；[2]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、压汞法、离心法在毛管压力测试时存在着一个很大的缺陷：测试结果不是真正意义上的静态毛管压力，因为测定毛管力时，流体处于运动状态，由于接触角滞后等原因造成测试结果与真正的静态毛管压力之间存在一定的差别。此外，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。
岩石润湿性是岩石矿物与油藏流体相互作用的结果，是一种综合特性，它也是储层基本特性参数之一。岩石的润湿性决定油藏流体在岩石孔道内的微观分布和原始分布状态，也决定地层注入流体渗流的难易程度及驱油效率等，在提高油田开发效果、选择提高采收率方法等方面都具有重要意义。
润湿性的测定方法有多种，目前室内岩心润湿性测定方法大体上可分为两类：一类是定量测量方法，包括接触角测量法([3]Adamson A W.Physical Chemistry ofSurface(fourth edition)[M].New York：John wiley and Sons，1982：332-368；[4]Johnson R E，Dettre R H.Wettability and contact angles[A].Matijevic E.Surface and Colloid Science[C].New York：Wiley Interscience，1969：2，85-153；[5]Good R J.Contact angles and the surfacefree energy of solids[A].Good R J，Stromberg R R.Surface and Colloid Science[C].NewYork：Plenum Press，1979：11，1-29；[6]Neumann A W，Good R J.Techniques of measuringcontact angles[A].Good R J，Stromberg R R.Surface and Colloid Science[C].New York：Plenum Press，1979：11，31-91；[7]Popiel W J.Introduction to Colloid Science[M].Hicksville，New York：Exposition Press，1978)、Amott法([8]Cuiec L E et al.Determination of the wettability of a sample of reservoir rock[J].Rev Inst Franc du Petrole，1978：33(5)：705-728)、美国矿业局(USBM)润湿性指数法、自动渗吸法、NMR张弛法；另一类是定性测定方法，主要包括低温电子扫描(Cryo-SEM)法、Wilhelmy动力板法、微孔膜测定法、相对渗透率曲线法。然而，这些润湿性的测定方法，大多是测量方式复杂，要求实验人员具有较高的实验技能和较强的专业知识，其中有些方法实验难度很大，并且实验周期较长，有些方法需要特殊的实验设备才能完成，有些方法由于测定结果的影响因素较多，误差较大，难以满足快速、准确确定岩石润湿性的要求。
美国矿业局(USBM)润湿性指数法：Donaldson等人于1969年提出用USBM实验测量岩心的平均润湿性([9]Donaldson E C，Thomas R D，Lorenz P B.Wettabilitydetermination and its effect on recovery efficiency[J].Soc PetrolEngrs J，1969：13-20；[10]Donaldson E C.Oil-water-rock wettability measurement[A].ProcAmerican Chemical Soc，Div of Petroleum Chemistry[C].1981，26(1)：110-122)。该方法的原理是通过做功使一种流体驱替另一种流体，润湿流体从岩心中驱替非润湿流体所需要的功要小于相反驱替所需要的功。已经证明，所需要的功正比于毛管压力曲线下面对应的面积([11]Morrow N R.Thermodynamics of capillary action in porousmedia[J].Ind Eng Chem，1970，6(1)：32-56)。这样，通过离心求得吸入和驱替毛细管压力曲线，并用曲线下的面积之比的对数W＝lg(A1/A2)即润湿指数来表示孔隙介质的润湿性。式中的A1和A2分别是油驱和盐水驱油曲线下面的面积。当W大于零时岩心为水湿，当W小于零时岩心为油湿。润湿性指数接近于零表明岩心具有中性润湿性。W的绝对值越大，润湿性偏向越大([12]Anderson W G.Wettability literature survey-part2：wettabilitymeasurement[J].J Petrol Technol，1986：1246-1262)。美国矿业局(USBM)润湿性指数法缺点是实验过程比较复杂，难以模拟地层的高温高压条件。
利用相对渗透率测定油藏润湿性的方法很多，概括起来主要有以下三种。第一种以Craig得出的经验法则([13]Craig F F.The reservoir engineering aspect ofwaterflooding[A].Monograph Series SPE[C].Richardson，TX，1971，3：12-44)为基础，可区分强水湿和强油湿岩心。第二种是油水相对渗透率和油气相对渗透率联合鉴定法，是阿莫科公司研究中心推荐的方法，将油水相对渗透率曲线和油气相对渗透率曲线的两条油相线画在同一张图上，如果两条油相线重合(或非常接近重合)，则岩样亲油；如果油相线不重合，则岩样亲水。第三种是相对渗透率曲线回线鉴定法，相对渗透率曲线的形态与流体的微观分布状态有很大关系，而流体饱和次序的改变所形成的润湿滞后会影响流体的微观分布，使驱替相对渗透率曲线和吸入相对渗透率曲线在形态上产生很大差异，如果油相回线分开，而水相回线重合，岩样亲水；反之，如果油相回线重合，而水相回线分开，则岩样亲油。相对渗透率法仅仅适用于区分强水湿和强油湿岩心，润湿性的小变化用这些方法很难检测出来。相渗曲线测定方法实验周期比较长，而且对于低渗透岩心来说，由于相渗曲线测算公式中忽略毛管压力对渗流的影响，使得相渗曲线的可信度降低。
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同时测定岩心毛管压力和润湿性的方法，以快速、准确地测定岩心毛管压力大小和相对润湿性。
为达上述目的，本发明提供了一种测定岩心毛管压力和润湿性的方法，其中是通过测定油藏温度压力条件下岩心上下游端压差来确定处于静止状态的油水界面产生的毛管压力大小和岩石的相对润湿性。
本发明提供了一种测定岩心毛管压力的方法，该方法包括步骤：
将岩样清洗干净、烘干、抽空并饱和第一流体；
将饱和好的岩心放入岩心驱替设备的岩心夹持器内，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；
当岩心上下游压差和岩心出口端流量稳定后，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注入压力条件下注入；
待第二流体流入岩心入口端端面后，将岩心的下游端阀门关闭，观察岩心上、下游端压力及压差的变化；
待岩心上、下游端压力及压差的变化稳定时，根据岩心上、下游端压力或压差测定岩心毛管压力。
本发明还提供了一种测定岩石相对润湿性的方法，该方法包括步骤：
将岩样清洗干净、烘干、抽空并饱和第一流体；
将饱和好的岩心放入岩心驱替设备的岩心夹持器内，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；
当岩心上下游压差和岩心出口端流量稳定后，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注入压力条件下注入；
待第二流体流入岩心入口端端面后，将岩心的下游端阀门关闭，观察岩心上、下游端压力及压差的变化；
待岩心上、下游端压力及压差的变化稳定时，根据岩心上、下游端压力或压差判断岩石的相对润湿性。
本发明的测定原理是：当一相流体渗入岩心与另一相流体相遇时，由于非混相流体界面的存在，产生毛管压力。特别是在低渗、超低渗或特低渗岩心中，孔喉半径通常小于1微米，此时毛管压力一般大于20psi，表现为岩心上下游端压力不相等。本发明就是通过测定岩心两端的压力差来确定测试条件下非混相流体在多孔介质中的毛管压力大小，同时确定岩心的相对润湿性。因为润湿性不同的岩心，油水界面在岩石孔道中的状态不同，静态毛管压力的方向不同，因此可以通过静态毛管压力的方向来判断岩石的润湿性。
根据本发明的具体实施方案，当所述第二流体进入岩心后，由于毛管力的存在，岩心中将形成油水界面，阻力增加，在定压差驱替时，流速降低。因此，可根据第二流体累积流量-时间关系曲线判断第二种流体进入岩心的时间。具体地，本发明中，可在注入第二流体后，观察第二流体累积流量随时间的变化，根据累积流量-时间关系曲线，当累积流量出现拐点时，即说明第二流体流入了岩心入口端端面。
根据本发明的具体实施方案，其中，在将岩心的下游端阀门关闭后，当岩心上、下游端压力及压差稳定时，上、下游端压差即为岩心毛管压力。
根据本发明的具体实施方案，其中，在将岩心的下游端阀门关闭后，当岩心上、下游端压力及压差稳定时，上、下游端压力高的一侧的流体为非湿相。即，如果上游端压力高于下游端，说明上游端流体为非湿相，如果下游端压力高于上游端，说明下游端流体为非湿相。
根据本发明的具体实施方案，所述岩心为低渗、超低渗或特低渗多孔介质岩心。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，毛管压力表现越明显，也更加容易测得。
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。在本发明的一具体实施方案中，所述第一流体为油相，所述第二流体为水相。在本发明的另一具体实施方案中，所述第一流体为水相，所述第二流体为油相。
应用本发明的方法，在整个测定过程中，应保持岩心上游端压力恒定。
应用本发明的方法，在单相渗流时由于没有非混相流体界面，不存在毛管压力，所以当关闭岩心下游端阀门后，岩心中的流体在压差作用下流入岩心下游端管线死体积，导致岩心下游端压力逐渐上升并最终与岩心上游端压力相等，压差为0。当有非混相流体流入岩心上游端时，由于两相界面的存在而产生毛管压力。此时关闭岩心下游端阀门，同样，在压差的作用下，岩心中的流体将流入岩心下游端管线死体积，导致岩心下游端压力逐渐上升，并最终稳定。此时，岩心上下游压差与非混相流体在多孔介质中产生的毛管压力相平衡。由于低渗、特低渗、超低渗多孔介质岩心喉道半径小，与中高渗多孔介质相比，低渗、特低渗、超低渗毛管压力表现明显，更加容易测得。并且通过岩心两端的压差可以判断毛管压力的大小和方向，即可判断岩心的相对润湿性。
综上所述，本发明所述的测定岩石相对润湿性的方法可以在特定的油藏(高温高压)条件下，同时实现测定岩心毛管压力和相对润湿性。实验设备比较简单，不需要特殊的实验设备，只需要一套岩心驱替设备即可，应注意所选用驱替设备的泵应稳定，压差与压力传感器的精度比较高。本发明的方法测定过程比较简单，只需要稳定上游压力，关闭下游端的阀门，记录上下游端压力与压差的变化，即可得到油水两相在岩石中的静态毛管压力。由于低渗、特低渗、超低渗透岩心的孔喉细小，静态毛管压力相对较大，润湿性不同的岩心静态毛管压力差别较大，所以利用静态毛管压力来判断岩石的相对润湿性是可信的。
附图说明
图1为本发明的测定岩心毛管压力和润湿性的方法的流程示意图。
图2为实施例1中单相水静态毛管压力测试数据图表。
图3为湿相驱替非湿相时毛管压力示意图。
图4为非湿相驱替湿相时毛管压力示意图。
图5为本发明实施例2中1#岩心静态毛管压力测试曲线(岩心水湿，水驱油)。
图6为本发明实施例2中3#岩心静态毛管压力测试曲线(岩心油湿，水驱油)。
图7为本发明实施例3中2#岩心静态毛管压力测试曲线(岩心水湿，油驱水)。
图8为本发明实施例3中4#岩心静态毛管压力测试曲线(岩心油湿，油驱水)。
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、单相水静态毛管压力测实验
本实施例的实验过程请结合参见图1所示。
实验所用岩心驱替设备采用美国岩心公司AFS300TM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。
实验过程主要步骤包括：
取岩样(31#岩心)用水清洗干净、烘干、抽空并充分饱和水；
将饱和好的岩心放入岩心驱替设备的岩心夹持器内，放入实验烘箱中，设置实验温度60℃，并用水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17.24MPa(2500psi)，保持恒压注入进行单相水驱替实验；
当岩心上下游压差和岩心出口端流量稳定后，将岩心的下游端阀门关闭，记录岩心上、下游端压力及压差的变化。
实验数据记录请参见图2。
本实施例中，由于是单相渗流，没有非混相流体界面，不存在毛管压力，所以当关闭岩心下游端阀门后，岩心中的流体在压差作用下流入岩心下游端管线死体积，导致岩心下游端压力逐渐上升并最终与岩心上游端压力相等，压差为0。
实施例2、水驱油岩心静态毛管压力及润湿性测试实验
请结合参见图1所示，本实施例的实验过程主要步骤包括：
取岩样(岩心号：1#)洗油、烘干、抽空并充分饱和原油；
将饱和好的岩心放入岩心夹持器内，将岩心夹持器放入实验烘箱中，设置实验温度60℃，并用原油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2500psi，保持恒压注入原油；
当岩心上下游压差和岩心出口端流量稳定后，关闭注油阀门，打开水相阀门，让水相流体在相同注入压力条件下流入岩心；
确定水相流体流入岩心入口端端面后，将岩心的下游端阀门关闭，记录岩心上、下游端压力及压差的变化。
另取3#岩样，进行上述水驱油实验，测定岩心静态毛管压力及润湿性。
本实施例中，由于是采用非混相流体进行驱替，当有非混相流体流入岩心上游端时，由于两相界面的存在而产生毛管压力。此时关闭岩心下游端阀门，同样，在压差的作用下，岩心中的流体将流入岩心下游端管线死体积，导致岩心下游端压力逐渐上升，并最终稳定。此时，岩心上下游压差与非混相流体在多孔介质中产生的毛管压力相平衡，并且通过岩心两端的压差可以判断毛管压力的大小和方向，即可判断岩心的相对润湿性。如果岩心上游端压力高于岩心下游端压力，则上游端流体为非湿相，相反为湿相。
关于湿相驱替非湿相时毛管压力示意图请结合参见图3所示，非湿相驱替湿相时毛管压力示意图请结合参见图4所示。
本实施例1#岩样的实验数据记录请参见图5及表1。3#岩样实验数据记录请参见图6及表1。本实施例的1#岩心为水湿，3#岩心为油湿。
实施例3、油驱水岩心静态毛管压力及润湿性测试实验
再请结合参见图1所示，本实施例的实验过程主要步骤包括：
取岩样(岩心号：2#)用水清洗干净、烘干、抽空并充分饱和水；
将饱和好的岩心放入岩心夹持器内，岩心夹持器放入实验烘箱中，设置实验温度为60℃，并用水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2500psi，保持恒压注入水；
当岩心上下游压差和岩心出口端流量稳定后，关闭注水阀门，打开油相阀门，让原油流体在相同注入压力条件下流入岩心；
确定油相流体流入岩心入口端端面后，将岩心的下游端阀门关闭，记录岩心上、下游端压力及压差的变化。
另取4#岩样，进行上述油驱水实验，测定岩心静态毛管压力及润湿性。
本实施例2#岩样的实验数据记录请参见图7及表1。4#岩样实验数据记录请参见图8及表1。本实施例的2#岩心为水湿，4#岩心为油湿。
接触角法与Amott润湿指数法验证本发明的准确性
本发明中，还采用常规的接触角法与Amott润湿指数法对本发明中的1#、2#、3#、4#岩样分别进行了测试，结果请参见表1，与利用本发明的方法所测结果一致。
表1
Claims (10)
1.一种测定岩心毛管压力的方法，其中是通过测定油藏温度压力条件下岩心上下游端压差来确定处于静止状态的油水界面产生的毛管压力大小，该方法包括步骤：
将岩样清洗干净、烘干、抽空并饱和第一流体；
将饱和好的岩心放入岩心驱替设备的岩心夹持器内，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；
当岩心上下游压差和岩心出口端流量稳定后，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注入压力条件下注入；
待第二流体流入岩心入口端端面后，将岩心的下游端阀门关闭，观察岩心上、下游端压力及压差的变化；
待岩心上、下游端压力及压差的变化稳定时，根据岩心上、下游端压力或压差测定岩心毛管压力。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，在将岩心的下游端阀门关闭后，当岩心上、下游端压力及压差稳定时，上、下游端压差即为岩心毛管压力。
3.一种测定岩石相对润湿性的方法，其中是通过测定油藏温度压力条件下岩心上下游端压差来确定处于静止状态的油水界面产生的毛管压力大小和岩石的相对润湿性，该方法包括步骤：
将岩样清洗干净、烘干、抽空并饱和第一流体；
将饱和好的岩心放入岩心驱替设备的岩心夹持器内，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；
当岩心上下游压差和岩心出口端流量稳定后，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注入压力条件下注入；
待第二流体流入岩心入口端端面后，将岩心的下游端阀门关闭，观察岩心上、下游端压力及压差的变化；
待岩心上、下游端压力及压差的变化稳定时，根据岩心上、下游端压力或压差判断岩石的相对润湿性。
4.根据权利要求3所述的方法，其中，在将岩心的下游端阀门关闭后，当岩心上、下游端压力及压差稳定时，上、下游端压力高的一侧的流体为非湿相。
5.根据权利要求1或3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。
6.根据权利要求1或3所述的方法，其中，所述第一流体与第二流体为非混相流体。
7.根据权利要求1或3所述的方法，其中，所述第一流体为油相，所述第二流体为水相。
8.根据权利要求1或3所述的方法，其中，所述第一流体为水相，所述第二流体为油相。
9.根据权利要求1或3所述的方法，其中，在整个过程中，保持岩心上游端压力恒定。
10.根据权利要求1或3所述的方法，其中，在注入第二流体后，观察第二流体累积流量随时间的变化，根据累积流量-时间关系曲线，当累积流量出现拐点时，即说明第二流体流入了岩心入口端端面。
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| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101968419A (zh) | 2011-02-09 |
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