CN104568694A - 一种致密岩心气-水相对渗透率的测试方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种致密岩心气-水相对渗透率的测试方法，包括：(1)准备实验岩心，测量其孔隙度和克氏渗透率，确定弱化滑脱效应的最小回压；(2)利用地层水或模拟地层水在岩心中建立含水饱和度；(3)将岩心装入岩心夹持器，施加围压至原地有效应力或储层上覆压力，恒定驱替压力p₁，在岩心出口端施加回压p₂，测量岩心的气体流量；(4)测得岩心在不同含水饱和度下的气体流量，计算岩心的气相有效渗透率及气相相对渗透率；(5)在岩心中建立100％含水饱和度，测量岩心单位时间内的累积出水量；(6)计算岩心的水相有效渗透率及水相相对渗透率。本发明能真实反映原地条件下的气体渗流情况和模拟井下生产状态，具有广阔的市场前景。

Description

一种致密岩心气-水相对渗透率的测试方法

技术领域

本发明涉及石油与天然气勘探开发过程中的致密岩心气-水相对渗透率的测试方法，反映原地条件的气体渗流情况。

背景技术

岩石孔隙中存在多相流体流动时，各相流体之间会发生相互作用、干扰及影响。相对渗透率作为衡量某种流体通过岩石能力大小的直接指标，衡量各相流体的流动能力。孔隙度、渗透率和相对渗透率是开发实验中基本的测量参数，现有的获取相对渗透率的方法主要有实验测试和理论计算。相对渗透率曲线是油藏工程和油藏数值模拟的基础。随着低渗-致密气藏的不断发现以及对于此类型气藏开发技术水平的不断提高，及时获取储层样品相对渗透率曲线，以及开发过程中分析气-水相对渗透率曲线特征对于开发方案制定是十分必要的。目前石油行业对致密砂岩气藏相对渗透率的测定方法主要有：稳态法和非稳态法。

我国在2007年制定SY/T5843-2007《岩石中两相相对渗透率测定方法》规范岩石中两相流体相对渗透率实验，本标准中包括稳态和非稳态两种测定相对渗透率的方法。稳态法测试气-水相对渗透率适用于空气渗透率范围为(0.5～1000)×10^-3μm²的岩样；非稳态法测试气-水相对渗透率适用于空气渗透率大于0.01×10^-3μm²的岩样。

用SY/T5843-2007标准评价气测渗透率小于0.1×10^-3μm²的致密岩心存在以下不足：

一是实验误差大。致密岩心是指原地条件下渗透率小于0.1×10^-3μm²的岩心，对于致密岩心，流量小，目前的方法是根据岩心渗透率选用不同的驱替压力进行实验，然而实际上，同一油气藏中压力相同，与岩石渗透率无关，且岩石气体渗透率受滑脱效应影响，与驱替压力有关。因此，如果用传统的方法测试致密岩心的气-水相对渗透率，会导致不同渗透率岩样测试渗透率的滑脱效应不同，导致实验误差增大。

二是不能采用地层水或模拟地层水建立致密岩心低于束缚水以下的含水饱和度并测出此状态下的气相渗透率。采用目前方法只能获得大于束缚水饱和度的气-水相对渗透率曲线，采用驱替法或烘干法会导致岩心中盐增加，导致矿化度发生变化，受到盐敏等影响，导致实验误差增大。

三是不能校正气测渗透率。由于致密岩心中存在滑脱效应，需要校正气测渗透率，而传统的测试方法没有达到校正渗透率的作用。

四是耗时。实验流体通过岩心流速很低，压力很难通过岩心，要得到稳定压力下的流量需要大量时间。

五是不能模拟原地有效应力。目前方法多是基于驱替法改变岩心中含水饱和度，但是，致密岩心渗透率极低，驱替费时费力，另外，致密岩样具有应力敏感性，如果为了模拟原地有效应力而施加高的围压，将导致岩心渗透率更低，驱替实验更加难以进行。因此，目前方法测试致密岩心气水相对渗透率均是在较低围压下进行。

可见，常用的测试气-水相对渗透率的方法已经不适应致密岩心的测试需要，形成一种新的适用于致密岩心气-水相对渗透率的测试方法对致密储层开发具有重要的意义。

发明内容

本发明的目的在于提供一种致密岩心气-水相对渗透率的测试方法，本方法可采用地层水或模拟地层水建立致密岩心低于束缚水以下的含水饱和度并测出此状态下的气相渗透率，通过施加回压，起到校正渗透率的作用，弱化气体渗流滑脱效应，使气-水相对渗透率曲线更加完善，更加真实地反映原地条件下的气体渗流情况和模拟井下生产状态，克服了现有两相流体相对渗透率测试方法中实验误差大、不能采用地层水或模拟地层水建立较低含水饱和度、不能校正渗透率、耗时等不足，具有广阔的市场前景。

为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。

通过气体渗流实验，施加不同回压，确定弱化滑脱效应的最小回压；基于毛管自吸法(游利军，康毅力，陈一健.致密砂岩含水饱和度建立新方法——毛管自吸法.西南石油学院学报，2005，27(1)：28-31)，利用地层水或模拟地层水建立含水饱和度，将岩样装入岩心夹持器，施加围压至原地有效应力或上覆压力，使气相相对渗透率能够在原地条件下测量；施加恒定驱替压力，在岩心出口端施加回压，测量特定含水饱和度岩样在恒定压差条件下的气体流量；通过测得不同含水饱和度下的气体流量，计算不同含水饱和度下的气相有效渗透率及气相相对渗透率；加压至地层压力，利用加压饱和法在岩心建立100％含水饱和度，通过测量岩心单位时间内的累积出水量，计算岩心水相有效渗透率及水相相对渗透率。

气相有效渗透率K_g为

$K_g=\frac{2Q_g{p}_0{\mathrm{\μ}}_{g}L}{A(p_1^2-p_2^2)}\×{10}^{-1}---\left(1\right)$

水相有效渗透率K_w为

$K_w=\frac{2Q_w{\mathrm{\μ}}_{w}L}{\mathrm{A\Δp}}\×{10}^{-1}---\left(2\right)$

气相相对渗透率K_rg为

K_rg＝K_g/K       (3)

水相相对渗透率K_rw为

K_rw＝K_w/K        (4)

式中Q_g、Q_w—在压差Δp(p₁-p₂)下通过岩心的气相和水相流量，cm³/s；

μ_g、μ_w—通过岩心的气相和水相的粘度，mPa·s；

A—岩心截面积，cm²；

L—岩心长度，cm。

K_g—气相有效渗透率，mD；

K_w—水相有效渗透率，mD；

K—干岩心的克氏渗透率，mD；

K_rg—气相相对渗透率；

K_rw—水相相对渗透率。

p₀—大气压力，MPa。

一种致密岩心气-水相对渗透率的测试方法，依次包括以下步骤：

(1)准备实验岩心，测量其孔隙度和克氏渗透率，确定弱化滑脱效应的最小回压；

确定弱化滑脱效应的最小回压过程如下：

①将岩心装入岩心夹持器，施加一定围压，将围压增加到原地有效应力；

②选择一定回压，在该回压条件下逐渐增大驱替压差，测定不同压差条件下渗透率，分析不同压差条件下渗透率变化幅度；

③逐渐增大回压，在每个回压条件下逐渐增大驱替压差，测定不同压差条件下渗透率，分析每个回压条件下变压差时渗透率变化幅度，当渗透率基本保持不变或渗透率变化小于3％，此时的回压认为是该岩样的界限压力，即弱化滑脱效应的最小回压。

若要确定一个地区岩心的界限压力，可以选取该地区不同储层类型代表性岩心，分别测试每个代表性岩心孔隙结构参数与界限压力，建立孔隙结构参数与界限压力关系，确定出该地区不同储层类型岩心的界限压力，即弱化该区岩心气体滑脱效应的最小回压。

(2)基于毛管自吸法利用地层水或模拟地层水在岩心中建立含水饱和度，抽真空后静置，以保证水在岩心中均匀分布；

(3)将岩心装入岩心夹持器，施加围压至原地有效应力或储层上覆压力，恒定驱替压力p₁，在岩心出口端施加回压p₂，该回压大于或等于弱化滑脱效应的最小回压，用气体流量计测量特定含水饱和度岩心在恒定压差Δp＝p₁-p₂下的气体流量；

(4)利用毛管自吸法依次增加到下一级含水饱和度，测得岩心在不同含水饱和度下的气体流量Q_g，利用下式计算岩心不同含水饱和度下的气相有效渗透率K_g及气相相对渗透率K_rg：

$K_g=\frac{2Q_g{p}_0{\mathrm{\μ}}_{g}L}{A(p_1^2-p_2^2)}\×{10}^{-1}$

K_rg＝K_g/K

式中Q_g—在压差Δp下通过岩心的气相流量，cm³/s，

μ_g—通过岩心的气相粘度，mPa·s，

A—岩心截面积，cm²，

L—岩心长度，cm，

K—干岩心的克氏渗透率，mD，

p₀—大气压力，MPa；

(5)将岩心抽真空，利用加压饱和法在岩心中建立100％含水饱和度，然后装入岩心夹持器，施加围压至原地有效应力或储层上覆压力，恒定驱替压力p₁，在岩心出口端施加回压p₂，该回压大于或等于弱化滑脱效应的最小回压，测量岩心在恒定压差Δp＝p₁-p₂下单位时间内的累积出水量Q_w；

(6)利用下式计算岩心的水相有效渗透率K_w及水相相对渗透率K_rw：

$K_w=\frac{2Q_w{\mathrm{\μ}}_{w}L}{\mathrm{A\Δp}}\×{10}^{-1}$

K_rw＝K_w/K

式中Q_w—在压差Δp下通过岩心的水相流量，cm³/s，

μ_w—通过岩心的水相粘度，mPa·s，

A—岩心截面积，cm²，

L—岩心长度，cm，

K—干岩心的克氏渗透率，mD。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

(1)采用地层水或模拟地层水建立低于束缚水饱和度的含水饱和度并测出此状态下的气相渗透率，克服了驱替法不能利用地层水在致密岩心中建立低于束缚水饱和度的含水饱和度的问题，也解决了烘干法或风干法建立含水饱和度过程中导致岩心水相矿化度升高的问题；

(2)通过施加回压测试不同含水饱和度下的气相渗透率，弱化滑脱效应对气相渗透率的影响，减少克氏回归的麻烦，可实现单个驱替压力条件下获取该含水饱和度下克氏渗透率，并能更加真实地反映原地条件下的气体渗流情况，模拟井下生产状态，更适用于致密岩心气-水相对渗透率的测试，可较准确地、快速地获得致密岩心气-水相对渗透率曲线；

(3)可以测试高围压条件下的相对渗透率，由于致密砂岩微裂缝比较发育，喉道为片状或弯片状喉道，应力敏感性强，在常规应力条件下孔隙结构不同与原地有效应力下孔隙结构，因此相对渗透率也存在差异，而该发明通过自吸增水法建立含水饱和度，建立含水饱和度过程与围压无关，可以测定原地高有效应力下气相相对渗透率。

附图说明

图1是一种致密岩心气-水相对渗透率的测试方法流程图。

图中：1.氮气瓶，2.压力表或压力传感器一，3.围压控制系统，4.岩心夹持器，5.压力表或压力传感器二，6.回压阀，7.气体流量计，8.量筒。

具体实施方式

下面通过附图进一步说明本发明。

参看图1。

本发明一种致密岩心气-水相对渗透率的测试方法，通过图1所述的流程装置进行测试，该装置主要由氮气瓶1、围压控制系统3、岩心夹持器4、回压阀6、气体流量计7和量筒8组成，所述岩心夹持器4的入口端通过压力表或压力传感器一2连接氮气瓶1，出口端通过压力表或压力传感器二5连接回压阀6，岩心夹持器4连接围压控制系统3，回压阀6分别连接气体流量计7和量筒8。

本发明通过施加不同回压开展气体流动实验，确定弱化滑脱效应的最小回压，通过自吸增水法和抽真空加压饱和法利用地层水或模拟地层水建立不同含水饱和度，恒定驱替压力和回压，测试不同含水饱和度下的气-水相对渗透率曲线，保证了实验结果的准确性，并且实验可在原地有效应力条件下进行，消除致密岩心应力敏感性的影响，实验在恒定驱替压力和回压条件下进行能更加真实地模拟原地条件下的气体渗流情况，更好地反映井下生产状态。

对本领域普通技术人员来说，可以根据上述说明加以改进或变换，而所有这些改进和变换都应属于本发明要求的保护范围。

Claims (2)

1.一种致密岩心气-水相对渗透率的测试方法，依次包括以下步骤：

(1)准备实验岩心，测量其孔隙度和克氏渗透率，确定弱化滑脱效应的最小回压；

(2)基于毛管自吸法利用地层水或模拟地层水在岩心中建立含水饱和度，抽真空后静置，以保证水在岩心中均匀分布；

(3)将岩心装入岩心夹持器，施加围压至原地有效应力或储层上覆压力，恒定驱替压力p₁，在岩心出口端施加回压p₂，该回压大于或等于弱化滑脱效应的最小回压，测量特定含水饱和度岩心在恒定压差Δp＝p₁-p₂下的气体流量；

(4)利用毛管自吸法依次增加到下一级含水饱和度，测得岩心在不同含水饱和度下的气体流量Q_g，利用下式计算岩心不同含水饱和度下的气相有效渗透率K_g及气相相对渗透率K_rg：

$K_g=\frac{2Q_g{p}_0{\mathrm{\μ}}_{g}L}{A(p_1^2-p_2^2)}\×{10}^{-1}$

K_rg＝K_g/K

式中Q_g—在压差Δp下通过岩心的气相流量，cm³/s，

μ_g—通过岩心的气相粘度，mPa·s，

A—岩心截面积，cm²，

L—岩心长度，cm，

K—干岩心的克氏渗透率，mD，

p₀—大气压力，MPa；

(5)将岩心抽真空，利用加压饱和法在岩心中建立100％含水饱和度，然后装入岩心夹持器，施加围压至原地有效应力或储层上覆压力，恒定驱替压力p₁，在岩心出口端施加回压p₂，该回压大于或等于弱化滑脱效应的最小回压，测量岩心在恒定压差Δp＝p₁-p₂下单位时间内的累积出水量Q_w；

(6)利用下式计算岩心的水相有效渗透率K_w及水相相对渗透率K_rw：

$K_w=\frac{2Q_w{\mathrm{\μ}}_{w}L}{\mathrm{A\Δp}}\×{10}^{-1}$

K_rw＝K_w/K

式中Q_w—在压差Δp下通过岩心的水相流量，cm³/s，

μ_w—通过岩心的水相粘度，mPa·s，

A—岩心截面积，cm²，

L—岩心长度，cm，

K—干岩心的克氏渗透率，mD。

2.如权利要求1所述的致密岩心气-水相对渗透率的测试方法，其特征在于，所述确定弱化滑脱效应的最小回压，过程如下：

①将岩心装入岩心夹持器，施加围压，将围压增加到原地有效应力；

②选择一定回压，在该回压条件下逐渐增大驱替压差，测定不同压差条件下渗透率，分析不同压差条件下渗透率变化幅度；

③逐渐增大回压，在每个回压条件下逐渐增大驱替压差，测定不同压差条件下渗透率，分析每个回压条件下变压差时渗透率变化幅度，当渗透率基本保持不变或渗透率变化小于3％，此时的回压是弱化滑脱效应的最小回压。