CN105651963A - 岩心自吸毛管压力曲线测试装置、工作方法及控制器 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种岩心自吸毛管压力曲线测试装置、工作方法及控制器，该装置包括：岩心室，用于放置待测试岩心；油相单元，用于向岩心提供油相，完成岩心自吸毛管压力曲线测试的油驱水、水自吸和第二次油驱水过程，获得不同测试压力下油相注入收集量；水相单元，向岩心提供水相，完成岩心自吸毛管压力曲线测试的水驱油和油自吸过程，获得不同测试压力下水相注入收集量；控制单元，用于根据不同测试压力点下的注油量和注水量，油和水的收集量，以及岩心两端压力差得到岩心的自吸毛管压力曲线。上述技术方案一次性完整地得到了五个过程的岩心自吸毛管压力曲线，提高了测试的准确性和效率，降低了操作复杂度。

Description

岩心自吸毛管压力曲线测试装置、工作方法及控制器

技术领域

本发明涉及储层岩石的物性测试技术领域，特别涉及一种岩心自吸毛管压力曲线测试装置、工作方法及控制器。

背景技术

严格意义上，自然界中岩石经过成岩作用，油气充填成藏，后续地质变迁等因素影响后，不会存在绝对的亲油或亲水特性，一块岩心中一定会存在某一部分亲水，某一部分亲油，只是各自占有的比率存在差异，因此，虽然油层物理将岩石润湿性划分为水润湿，混合润湿以及油润湿三类，实质上都具备混合润湿特征(W.G.Anderson.wettabilityliteraturesurvey-part4:effectsofwettabilityoncapillarypressure[C].1987,SPE15271-PA)。

当前国内常用的岩石毛管压力曲线测试方法有三种：压汞法，离心机法，半渗透隔板法(中华人民共和国石油天然气行业标准《岩石毛管压力曲线的测定》，SY/T5346-2005)。众所周知，这三种测试方法都有各自的优缺点：①压汞法，优点是测试速度快，可测压力高，润湿相与非润湿相属性很明确，缺点也很多，比如不能真正意义上模拟实际油藏水驱油情况，无法直接应用于实际油藏，水银有毒，且实验所用岩心不能重复使用；②离心机法，优点速度快，实际水驱油曲线，缺点在于操作复杂，需要调换岩心；③半渗透隔板法，优点是最接近实际油藏条件下水驱油毛管压力曲线，缺点是时间长，每个压力点平衡时间不少于72个小时，最大毛管压力测试受半渗隔板突破压力限制。

然而，上述三种测试方法的缺点远不止这些。全套毛管压力曲线测试应该包括三个阶段：油驱水、水驱油、第二次油驱水；从曲线来看可分为5段：油驱水过程、水自吸过程、水驱油过程、油自吸过程、第二次油驱水过程，其中水自吸和水驱油过程属于水驱油阶段、油自吸和第二次油驱水过程属于第二次油驱水阶段。压汞法与半渗透隔板法都只能测出油驱水和水自吸两个过程，前者是因为所用材料限制，后者是由于半渗透隔板渗透率比较低，厚度大，润湿相通过缓慢，花费时间过长；离心机法不能测量水自吸和油自吸过程，因为离心力的作用，使得驱替出去的液体不能和岩心接触，阻止了自吸。之后有学者研发了上述常规测试方法与电阻率或者核磁共振测试联合确定毛管压力曲线等方法(蔡敏龙.岩心离心机毛管压力电阻率联测装置.中国石油集团西部钻探工程有限公司,2012,发明专利号：CN202255737U；蔡敏龙.半透隔板岩心毛管压力电阻率测量装置.中国石油集团西部钻探工程有限公司,2012,发明专利号：CN202256095U；赵江青.阵列式半渗透隔板毛管压力－电阻率联测仪,2006,发明专利号：CN2872359Y)，虽在测量精度上有所改进，却没能解决无法获取完整毛管压力曲线的本质问题。即便如此，上述三种方法测试的曲线依然大规模应用于实际，原因在于：①目前实验及仪器限制不能得到完整的三个阶段曲线；②对于中、高渗透率岩心，毛管压力作用极其微弱，油藏开发中远弱于粘滞力和重力作用，使用驱替曲线还是吮吸曲线，是否具有自吸过程都对结果影响不大。随着低渗透、特低渗透、乃至致密油气藏的开发，毛管力逐渐成为主要的作用力受到重视，因此，正确认知、获取以及使用毛管力曲线是十分必要的。

2001年，MarcFleury设计了一种基于离心机法测量自吸毛管压力曲线的装置(MarcFleury,GabrielRingot,PhilippePoulain.positiveimbibitioncapillarypressurecurvesusingthecentrifugeTechnique[J].PETROPHYSICS,2001,42(4):344-351.)。装置在设计上有很大创新，但也存在很多不足：①在测试自吸毛管压力曲线段的时候，将油水界面保持在岩心底部这步操作值得推敲，岩心自吸过程，由于内部孔喉差异，不会有均匀推进的油水界面，使用校正后的假定油水界面会导致公式计算的毛管力存在较大误差；②使用了陶瓷半渗透隔板，限制了可测压力范围，也严重影响了测试速度,单个压力点测试时间超过16小时。

现有岩心自吸毛管压力曲线测试方案，不能得到完整的五个过程的岩心自吸毛管压力曲线，测试的准确性和效率低，操作复杂。

发明内容

本发明实施例提供了一种岩心自吸毛管压力曲线测试装置，用以一次性完整地得到五个过程的岩心自吸毛管压力曲线，提高测试的准确性和效率，降低操作复杂度，该装置包括：

岩心室，用于放置待测试岩心；

油相单元，与所述岩心室的一端连通，用于以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的油驱水或第二次油驱水过程，获得不同压力下的注油量；或从岩心收集油，完成水自吸过程，获得不同压力下油的收集量；

水相单元，与所述岩心室的另一端连通，用于以不同压力，向待测试岩心注入水，完成水驱油过程，获得不同压力下的注水量；或从岩心收集水，完成油自吸过程，获得不同压力下水的收集量；

控制单元，与所述油相单元和水相单元连接，用于根据不同压力下的注油量和注水量，油和水的收集量，得到岩心的毛管压力曲线。

本发明实施例还提供了一种如上述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法，用以一次性完整地得到五个过程的岩心自吸毛管压力曲线，提高测试的准确性和效率，降低操作复杂度，该工作方法包括：

油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的油驱水过程，获得不同压力下的注油量；

油相单元从岩心收集油，完成水自吸过程，获得不同压力下油的收集量；

水相单元以不同压力，向待测试岩心注入水，完成水驱油过程，获得不同压力下的注水量；

水相单元从岩心收集水，完成油自吸过程，获得不同压力下水的收集量；

油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的第二次油驱水过程，获得不同压力下的注油量；

控制单元根据不同压力下的注油量和注水量，油和水的收集量，得到岩心的毛管压力曲线。

本发明实施例还提供了一种如上述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的控制器，用以一次性完整地得到五个过程的岩心自吸毛管压力曲线，提高测试的准确性和效率，降低操作复杂度，该控制器包括：

油驱水控制模块，用于控制油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的油驱水过程，获得不同压力下的注油量；

水自吸控制模块，用于控制油相单元从岩心收集油，完成水自吸过程，获得不同压力下油的收集量；

水驱油控制模块，用于控制水相单元以不同压力，向待测试岩心注入水，完成水驱油过程，获得不同压力下的注水量；

油自吸控制模块，用于控制水相单元从岩心收集水，完成油自吸过程，获得不同压力下水的收集量；

第二次油驱水控制模块，用于控制油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的第二次油驱水过程，获得不同压力下的注油量；

毛管压力曲线生成模块，用于根据不同压力下的注油量和注水量，油和水的收集量，得到岩心的毛管压力曲线。

与现有技术中毛管压力曲线的测试方法相比较，本发明实施例提供的技术方案能够一次性完整地测量三个阶段的岩心自吸毛管压力曲线，包括所有油驱水、水自吸、水驱油、油自吸、第二次油驱水五个过程；能满足油藏实际温度、压力条件下测量岩心动态毛管力曲线，保证了测试的准确性；测试时间短，提高了测试的效率；操作简单，测试过程不需要调换岩心或者装置。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：

图1是本发明实施例中岩心自吸毛管压力曲线测试装置的结构示意图；

图2是本发明实施例中岩心室的结构示意图；

图3是本发明实施例中岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法流程示意图；

图4是本发明实施例中岩心自吸毛管压力曲线测试的油驱水、油自吸和第二次油驱水过程示意图；

图5是本发明实施例中岩心自吸毛管压力曲线测试的水自吸或水驱油过程示意图；

图6是本发明实施例中岩心自吸毛管压力曲线测试装置的控制器的的结构示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施方式和附图，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

图1是本发明实施例中岩心自吸毛管压力曲线测试装置的结构示意图，如图1所示，该装置包括：

岩心室14，用于放置待测试岩心15；

油相单元12，与岩心室14的一端连通，用于以不同压力，向待测试岩心15注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的油驱水或第二次油驱水过程，获得不同压力下的注油量；或从岩心收集油，完成水自吸过程，获得不同压力下油的收集量；

水相单元13，与岩心室14的另一端连通，用于以不同压力，向待测试岩心15注入水，完成水驱油过程，获得不同压力下的注水量；或从岩心收集水，完成油自吸过程，获得不同压力下水的收集量。

控制单元11，与油相单元12和水相单元13连接，用于根据不同压力下的注油量和注水量，油和水的收集量，得到岩心的毛管压力曲线。具体实施时，根据油驱水、水自吸、水驱油、油自吸、第二次油驱水的五个过程所有测试压力点对应的流量数据进行换算，得到对应压力值下岩心的含水饱和度，即可得到全套三个阶段(五个过程)对应的完整的毛管力曲线。

与现有技术中毛管压力曲线的测试方法相比较，本发明实施例提供的技术方案能够一次性完整地测量三个阶段的岩心自吸毛管压力曲线，包括所有油驱水、水自吸、水驱油、油自吸、第二次油驱水五个过程；能满足油藏实际温度、压力条件下测量岩心动态毛管力曲线，保证了测试的准确性；测试时间短，提高了测试的效率；操作简单，测试过程不需要调换岩心或者装置。

在一个实施例中，油相单元12可以包括：

油泵124，用于以不同压力，向待测试岩心中注入油，或从岩心收集油；

油相压力表126，与所述油泵124连接，用获得油泵的输出压力；将测量到的压力反馈给控制单元11；

油相计量器127，与所述油泵124连接，用于获得油泵的注油量及收集量；将测量到的注油量及油的收集量反馈给控制单元11。

具体实施时，油泵124具备通过加湿氮气逐渐调节输入压力大小的能力，如果输出压力不稳定，需增加稳压器。油相计量器127电线连接控制单元和油泵，记录油泵注入及收集油量，传输给控制单元，要求一段时间计量一次，参照中华人民共和国石油天然气行业标准(SY/T5346-2005)，连续两次读数差值小于孔隙体积的0.5％时，认为该点压力平衡。

在一个实施例中，油相单元12还可以包括：补偿油泵125，与油泵124连通，用于当油泵124的储油量不足时，给油泵124补充油。具体实施例时，补偿油泵125可以与控制单元11连接，用于根据控制单元11的控制，补偿所述油泵124损失的油量，由控制单元11协调匹配油量。

具体实施例时，如图1所示，油相单元12还可以包括：油泵控制阀121，用于控制连通油泵124管道的开启；补偿油泵控制阀122，用于控制连通补偿油泵125管道的开启；岩心室油相控制阀123，用于控制岩心室14与油泵124及补偿油泵125连通管道的开启。通过控制单元11控制油泵控制阀121，补偿油泵控制阀122和岩心室油相控制阀123的通断，来完成岩心自吸毛管压力曲线测试的五个测试过程。具体何时开启，何时关闭，详见下文该岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法中，毛管压力曲线测试的五个测试过程的描述。

在一个实施例中，水相单元13可以包括：

水泵134，用于用于以不同压力，向待测试岩心中注入水，或从岩心收集水；

水相压力表136，与所述水泵连接，用于获得水泵的输出压力；将测量到的压力反馈给控制单元11；

水相计量器137，与所述水泵连接，用于获得水泵的注水量及收集量，将测量到的注水量及水的收集量反馈给控制单元11。

具体实施时，水泵134具备通过加湿氮气逐渐调节输入压力大小的能力，如果输出压力不稳定，需增加稳压器。水相计量器137电线连接控制单元11和水泵134，记录水泵134注入及收集油量，传输给控制单元11，要求一段时间计量一次，参照中华人民共和国石油天然气行业标准(SY/T5346-2005)，连续两次读数差值小于孔隙体积的0.5％时，认为该点压力平衡。

在一个实施例中，水相单元13还可以包括：

补偿水泵135，与所述控制单元11连接，用于根据控制单元11的控制，补偿所述水泵134损失的水量。具体实施例时，补偿水泵135的主要作用是补偿水泵损失的水量，电线连接控制单元11，由控制单元11协调匹配水量。

具体实施例时，如图1所示，水相单元13还可以包括：水泵控制阀131，用于控制连通水泵134管道的开启；补偿水泵控制阀132，用于控制连通补偿水泵135管道的开启；岩心室水相控制阀133，用于控制岩心室14与水泵134及补偿水泵135连通管道的开启。通过控制单元11控制水泵控制阀131，补偿水泵控制阀132和岩心室水相控制阀133的通断，来完成岩心自吸毛管压力曲线测试的五个测试过程。具体何时开启，何时关闭，详见下文该岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法中，毛管压力曲线测试的五个测试过程的描述。

图2是本发明实施例中岩心室的结构示意图，如图2所示，岩心室14可以包括：一个岩心夹持器21、一个油相注入收集口22、一个水相注入收集口23、一个温度传感器24、一个围压入口25、一张亲油聚合物半渗透微孔膜26、一张饱和油相亲油滤片27、一张饱和水相亲水滤纸28、一张亲水聚合物半渗透微孔膜29、岩心室内放置的待测试岩心210、一个胶套211。下面对岩心室14的结构及各个部件的作用详细介绍如下。

发明人发现，聚合物半渗透微孔薄膜的应用，虽然在突破压力上没有很大提高，却能保证润湿相流体高速通过，大幅节省了测试时间，革新了半渗透隔板法测岩心自吸毛管压力曲线的弊端。

在一个实施例中，如图岩心室14可以包括：

亲油聚合物半渗透微孔膜26，设置在油相单元12与待测试岩心210之间，用于允许油通过，阻止水流过；

亲水聚合物半渗透微孔膜29，设置在水相单元13与待测试岩心210之间，用于允许水通过，阻止油流过。

具体实施时，亲油聚合物半渗透微孔膜26设计直径可以为2.54cm或者3.81cm，能承受突破最大突破压力视材料而定，一般要求最好能高于或者接近岩心测试所需最高压力，厚度可以设计为0.006mm。

具体实施时，亲水半渗透微孔膜29设计可以为直径2.54cm或者3.81cm，能承受突破最大突破压力视材料而定，一般要求最好能高于或者接近岩心测试所需最高压力，厚度设计可以为0.006mm。

由于本发明实施例使用了聚合物半渗透微孔膜替代现有技术中的陶瓷半渗隔板，有效增大润湿相流通速度，测试时间短。

具体实施时，岩心夹持器21用于放置岩心210，完成测试过程，保证测试环境条件；油相注入收集口22位于油相单元12与岩心室14之间，用于保证油相在油相单元12与岩心室14之间的流动；水相注入收集口23位于水相单元13与岩心室14之间，用于保证水相在水相单元13与岩心室14之间的流动；温度传感器24，电线连接控制单元11，用于传递岩心夹持器21中温度变化信息，适时调节围压入口25输入状态；胶套211放置岩心夹持器21里，两头连通油相注入收集口22和水相注入收集口23，中间依次放置亲油聚合物半渗透微孔膜26、饱和油相亲油滤片27、岩心210、饱和水相亲水滤纸28、亲水聚合物半渗透微孔膜29，用于保证测试驱替、自吸过程，传递岩心夹持器21中围压及温度。

具体实施时，所述岩心夹持器21用于放置岩心，完成测试过程，保证测试环境条件，要求最大围压为69MPa，能提供最高温度为150℃，测定过程中，岩心室内温度变化值不超过±2℃；所述岩心夹持器设计尺寸标准为能够放置直径2.54cm或者3.81cm，长度大于2.5cm的岩心。所述胶套设计大小直径可以为2.54cm或者3.81cm，长度可以为大于2.5cm。

在一个实施例中，岩心室14还可以包括：

饱和油相亲油滤片27，设置在所述亲油聚合物半渗透微孔膜26与待测试岩心210之间，用于亲油聚合物半渗透微孔膜与待测试岩心的充分接触；

饱和水相亲水滤纸28，设置在所述亲水聚合物半渗透微孔膜29与待测试岩心210之间，用于亲水聚合物半渗透微孔膜与待测试岩心的充分接触。

具体实施时，所述饱和油相亲油滤片27设计直径可以为2.54cm或者3.81cm。所述饱和水相亲水滤纸28设计直径可以为2.54cm或者3.81cm。

具体实施时，岩心自吸毛管压力曲线测试装置还包括：围压入口25，与所述岩心室14连通，用于当岩心室内围压变化超过预设压力值，或当岩心室内温度变化超过预设温度值时，调节岩心室内的围压及温度。围压入口25连通岩心室14，用于保证岩心室14内围压及温度，一般为储层实际条件取值。

基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了如上述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法，如下面的实施例所述。由于该工作方法问题的原理与岩心自吸毛管压力曲线测试装置相似，因此该工作方法的实施可以参见岩心自吸毛管压力曲线测试装置的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。

图3是本发明实施例中岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法流程示意图；如图3所述，该工作方法包括如下步骤：

步骤101：油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的油驱水过程，获得不同压力下的注油量；

步骤102：油相单元从岩心收集油，完成水自吸过程，获得不同压力下油的收集量；

步骤103：水相单元以不同压力，向待测试岩心注入水，完成水驱油过程，获得不同压力下的注水量；

步骤104：水相单元从岩心收集水，完成油自吸过程，获得不同压力下水的收集量；

步骤105：油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的第二次油驱水过程，获得不同压力下的注油量；

步骤106：控制单元根据不同压力下的注油量和注水量，油和水的收集量，得到岩心的毛管压力曲线。

具体实施时，在上述步骤101之前，还可以包括预处理步骤，所述预处理步骤即毛管压力测试前准备工作，包括有测试亲油聚合物半渗透微孔膜26以及亲水聚合物半渗透微孔膜29突破压力；检查装置封闭性；将所测岩心210饱和地层水；将亲油聚合物半渗透微孔膜26、饱和油相亲油滤片27、饱和地层水岩心210、饱和水相亲水滤纸28、亲水聚合物半渗透微孔膜29按照特定顺序装入胶套211中，再将胶套211放置于岩心加持器21中，连入油相注入收集口22以及水相注入收集口23。下面就开始了岩心自吸毛管压力曲线的测试过程，对测试的五个过程详细介绍如下。

具体实施时，上述步骤101即为岩心自吸毛管压力曲线测试的油驱水步骤，图4是本发明实施例中岩心自吸毛管压力曲线测试的油驱水、油自吸和第二次油驱水过程示意图，如图4所示，油驱水的具体实施过程可以包括：打开油泵控制阀121、岩心室油相控制阀123、水泵控制阀131、岩心室水相控制阀133，控制单元11通过对油泵124添加湿氮气逐步增加油相压力到第一个测试压力点，保持水泵134压力为0，分别监控油及水流量；当油及水瞬时流量为0，且保持较长时间(设定为5-10min)，则认定达到平衡条件，通过计量油损失量(注油量)来换算岩心平均含水饱和度；在保持围压及温度不变的前提下进行下一个压力点测试，直至增加油泵124压力，总流量变化量占孔隙体积倍数小于0.5％。该步骤中亲水聚合物半渗透微孔膜29阻止了油从岩心210中渗透出来。

具体实施时，上述步骤102即为岩心自吸毛管压力曲线测试的水自吸步骤，图5是本发明实施例中岩心自吸毛管压力曲线测试的水自吸或水驱油过程示意图，如图5所示，水自吸的具体实施过程可以包括：控制单元11通过控制对油泵124逐步降低油相压力，水相注入收集口23处水在毛管力作用下自吸入岩心，油通过油相注入收集口22反排入油泵124，分别监控油及水流量，当油及水瞬时流量为0，且保持较长时间(设定为5-10min)，则认定达到平衡条件；在保持围压及温度不变的前提下进行下一个压力点测试，获取不同压力下的油的收集量，直至油泵124压力降低为0。该步骤中亲油聚合物半渗透微孔膜26阻止了水从岩心210中自吸出来。

具体实施时，上述步骤103即为岩心自吸毛管压力曲线测试的水驱油步骤，如图5所示，水驱油的具体实施过程可以包括：控制单元11通过对水泵134添加湿氮气逐步增加油相压力，到第一个测试压力点，保持油泵124压力为0，分别监控油及水流量；当油及水瞬时流量为0，且保持较长时间，则认定达到平衡条件，通过计量水损失量(注水量)来换算岩心平均含水饱和度；在保持围压及温度不变的前提下进行下一个压力点测试，直至增加水泵134的压力，总流量变化量占孔隙体积倍数小于0.5％，该步骤中亲油聚合物半渗透微孔膜26阻止了水从岩心210中渗透出来。

具体实施时，上述步骤104即为岩心自吸毛管压力曲线测试的油自吸步骤，如图4所示，油自吸的具体实施过程可以包括：控制单元11通过对水泵134逐步降低水泵134的压力，油相注入收集口22处油在毛管力作用下自吸入岩心，水通过水相注入收集口23反排入水泵134，分别监控油及水流量，当油及水瞬时流量为0，且保持较长时间(设定为5-10min)，则认定达到平衡条件；在保持围压及温度不变的前提下进行下一个压力点测试，获取不同压力下水的收集量，直至水泵134的压力降低为0。该步骤中聚合物亲水半渗透微孔膜29阻止了油从岩心210中自吸出来。

具体实施时，上述步骤105即为岩心自吸毛管压力曲线测试的第二次油驱水步骤，如图4所示，第二次油驱水的具体实施过程可以包括：控制单元11通过对油泵124添加湿氮气，逐步增加油相压力到第一个测试压力点，保持水泵134压力为0，分别监控油及水流量；当油及水瞬时流量为0且保持较长时间，则认定达到平衡条件，通过计量油损失量(注油量)来换算岩心平均含水饱和度；在保持围压及温度不变的前提下进行下一个压力点测试，直至增加油泵124压力，总流量变化量占孔隙体积倍数小于0.5％。该步骤中亲水半渗透微孔膜29阻止了油从岩心210中渗透出来。

在上述描述的五个测试过程中，所涉及装置部分很多，包括控制单元11、油相压力表126、油相计量器127、水相压力表136、水相计量器137、补偿油泵控制阀122、补偿水泵控制阀132、温度传感器24、围压入口25，数据通过采集、识别判断后通过控制单元11对各部分进行协调，保证检测步骤(测试的五个过程)顺利进行。

控制单元11的数据采集识别包含：

数据采集步骤：主要在控制单元11中进行，包括三个方面的信息采集，一是油泵124及水泵134压力数据采集，二是油泵124和水泵134流量变化数据采集，三是岩心室14温度及围压数据采集，整个采集过程贯穿检测步骤全过程(测试的五个过程)。

数据识别步骤：主要在控制单元11中进行，分析识别包括三个方面信息：

一是对油泵124及水泵134的压力及流量变化数据分析识别，整个检测步骤(五个过程)中，当油及水瞬时流量为0且保持较长时间(设定为5-10min)，则认定达到平衡条件，进行下一个压力点测试；当油泵124或者水泵134增压时，总流量变化量占孔隙体积倍数小于0.5％，则认定所属的驱替步骤完毕，进入下一个步骤；当油泵124或者水泵134减压时，油泵124或者水泵134对应压力值为0时，则认定所属的自吸步骤完毕，进入下一个步骤；

二是对油泵124及水泵134储存流体体积的分析识别，当流体储量不足时，则通过控制单元11开启补偿油泵控制阀122或者补偿水泵控制阀132进行流体补偿；

三是对岩心室14温度和围压数据分析和识别，当围压数据变化超过0.5Mpa或者温度变化超过2℃时，通过控制单元11调节温度和压力到实验值。

数据处理步骤：主要在控制单元11中进行，通过收集检测步骤油驱水、水自吸、水驱油、油自吸、第二次油驱水的五个过程所有测试压力点对应的流量数据进行换算，得到对应压力值下岩心的含水饱和度，即可得到全套三个阶段对应的毛管力曲线。

在一个实施例中，在岩心自吸毛管压力测试的油驱水、水自吸、水驱油、油自吸和第二次油驱水过程中，当油及水在预设时间段内，瞬时流量为零，确定达到平衡条件后，水相单元或油相单元进行下一个压力点测试。

在一个实施例中，在油驱水、第二次油驱水或水驱油过程中，当水和油的总流量变化量与岩心孔隙体积比值小于0.5％时，当前油驱水、第二次油驱水或水驱油过程完毕，水相单元或油相单元进行下一个测试过程。

在一个实施例中，在水自吸或油自吸过程中，当油泵或水泵的压力值为零时，当前水自吸或油自吸过程完毕，水相单元或油相单元进行下一个测试过程。

在一个实施例中，上述岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法还包括：

当油泵的储油量不足时，补偿油泵给油泵补充油；

当水泵的储水量不足时，补偿水泵给水泵补充水。

在一个实施例中，上述岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法还包括：

当岩心室内围压变化超过预设压力值，或当岩心室内温度变化超过预设温度值时，控制单元调节岩心室内的围压及温度。

基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了如上述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的控制器，如下面的实施例所述。由于该控制器问题的原理与岩心自吸毛管压力曲线测试装置及工作方法相似，因此该控制器的实施可以参见岩心自吸毛管压力曲线测试装置及工作方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。

图6是本发明实施例中岩心自吸毛管压力曲线测试装置的控制器的的结构示意图，如图6所示，该控制器包括：

油驱水控制模块10，用于控制油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的油驱水过程，获得不同压力下的注油量；

水自吸控制模块20，用于控制油相单元从岩心收集油，完成水自吸过程，获得不同压力下油的收集量；

水驱油控制模块30，用于控制水相单元以不同压力，向待测试岩心注入水，完成水驱油过程，获得不同压力下的注水量；

油自吸控制模块40，用于控制水相单元从岩心收集水，完成油自吸过程，获得不同压力下水的收集量；

第二次油驱水控制模块50，用于控制油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的第二次油驱水过程，获得不同压力下的注油量；

毛管压力曲线生成模块60，用于根据不同压力下的注油量和注水量，油和水的收集量，得到岩心的毛管压力曲线。

在一个实施例中，上述控制器还包括：

压力点测试控制模块，用于在岩心自吸毛管压力测试的油驱水、水自吸、水驱油、油自吸和第二次油驱水过程中，当油及水在预设时间段内，瞬时流量为零，确定达到平衡条件后，控制水相单元或油相单元进行下一个压力点测试。

在一个实施例中，上述控制器还包括：

驱替过程控制模块，用于在油驱水、第二次油驱水或水驱油过程中，当水和油的总流量变化量与岩心孔隙体积比值小于0.5％时，当前油驱水、第二次油驱水或水驱油过程完毕，控制水相单元或油相单元进行下一个测试过程。

在一个实施例中，上述控制器还包括：

自吸过程控制模块，用于在水自吸或油自吸过程中，当油泵或水泵的压力值为零时，当前水自吸或油自吸过程完毕，控制水相单元或油相单元进行下一个测试过程。

在一个实施例中，上述控制器还包括：

油相补充控制模块，用于当油泵的储油量不足时，控制补偿油泵给油泵补充油；

水相补充控制模块，用于当水泵的储水量不足时，控制补偿水泵给水泵补充水。

在一个实施例中，上述控制器还包括：

岩心室围压及温度调节模块，用于当岩心室内围压变化超过预设压力值，或当岩心室内温度变化超过预设温度值时，调节岩心室内的围压及温度。

本发明对于现有技术的效果在于，通过本发明的毛管压力曲线测量的装置及方法能够一次性完整的测量三个阶段的岩心自吸毛管压力曲线，包括所有油驱水、水自吸、水驱油、油自吸、第二次油驱水五个过程；能满足油藏实际温度、压力条件下测量岩心动态毛管力曲线；测试时间短，使用聚合物半渗透微孔膜替代陶瓷半渗隔板，有效增大润湿相流通速度；操作简单，测试过程不需要调换岩心或者装置。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明实施例可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (20)

1.一种岩心自吸毛管压力曲线测试装置，其特征在于，包括：

岩心室，用于放置待测试岩心；

油相单元，与所述岩心室的一端连通，用于以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的油驱水或第二次油驱水过程，获得不同压力下的注油量；或从岩心收集油，完成水自吸过程，获得不同压力下油的收集量；

水相单元，与所述岩心室的另一端连通，用于以不同压力，向待测试岩心注入水，完成水驱油过程，获得不同压力下的注水量；或从岩心收集水，完成油自吸过程，获得不同压力下水的收集量；

控制单元，与所述油相单元和水相单元连接，用于根据不同压力下的注油量和注水量，油和水的收集量，以及岩心两端压力差，得到岩心的毛管压力曲线。

2.如权利要求1所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置，其特征在于，所述油相单元包括：

油泵，用于以不同压力，向待测试岩心中注入油，或从岩心收集油；

油相压力表，与所述油泵连接，用获得油泵的输出压力；

油相计量器，与所述油泵连接，用于获得油泵的注油量及收集量。

3.如权利要求2所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置，其特征在于，所述油相单元还包括：

补偿油泵，与所述油泵连通，用于当油泵的储油量不足时，给油泵补充油。

4.如权利要求1所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置，其特征在于，所述水相单元包括：

水泵，用于以不同压力，向待测试岩心中注入水，或从岩心收集水；

水相压力表，与所述水泵连接，用于获得水泵的输出压力；

水相计量器，与所述水泵连接，用于获得水泵的注水量及收集量。

5.如权利要求4所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置，其特征在于，所述水相单元还包括：

补偿水泵，与所述水泵连通，用于当水泵的储油量不足时，给水泵补充水。

6.如权利要求1所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置，其特征在于，所述岩心室包括：

亲油聚合物半渗透微孔膜，设置在所述油相单元与待测试岩心之间，用于允许油通过，阻止水流过；

亲水聚合物半渗透微孔膜，设置在所述水相单元与待测试岩心之间，用于允许水通过，阻止油流过。

7.如权利要求6所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置，其特征在于，所述岩心室还包括：

饱和油相亲油滤片，设置在所述亲油聚合物半渗透微孔膜与待测试岩心之间，用于亲油聚合物半渗透微孔膜与待测试岩心的充分接触；

饱和水相亲水滤纸，设置在所述亲水聚合物半渗透微孔膜与待测试岩心之间，用于亲水聚合物半渗透微孔膜与待测试岩心的充分接触。

8.如权利要求1所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置，其特征在于，还包括：

围压入口，与所述岩心室连通，用于当岩心室内围压变化超过预设压力值，或当岩心室内温度变化超过预设温度值时，调节岩心室内的围压及温度。

9.一种如权利要求1至8任一项所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法，其特征在于，包括：

油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的油驱水过程，获得不同压力下的注油量；

油相单元从岩心收集油，完成水自吸过程，获得不同压力下油的收集量；

水相单元以不同压力，向待测试岩心注入水，完成水驱油过程，获得不同压力下的注水量；

水相单元从岩心收集水，完成油自吸过程，获得不同压力下水的收集量；

油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的第二次油驱水过程，获得不同压力下的注油量；

控制单元根据不同压力下的注油量和注水量，油和水的收集量，得到岩心的毛管压力曲线。

10.如权利要求9所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法，其特征在于，在岩心自吸毛管压力测试的油驱水、水自吸、水驱油、油自吸和第二次油驱水过程中，当油及水在预设时间段内，瞬时流量为零，确定达到平衡条件后，水相单元或油相单元进行下一个压力点测试。

11.如权利要求9所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法，其特征在于，在油驱水、第二次油驱水或水驱油过程中，当水和油的总流量变化量与岩心孔隙体积比值小于0.5％时，当前油驱水、第二次油驱水或水驱油过程完毕，水相单元或油相单元进行下一个测试过程。

12.如权利要求9所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法，其特征在于，在水自吸或油自吸过程中，当油泵或水泵的压力值为零时，当前水自吸或油自吸过程完毕，水相单元或油相单元进行下一个测试过程。

13.如权利要求9所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法，其特征在于，还包括：

当油泵的储油量不足时，补偿油泵给油泵补充油；

当水泵的储水量不足时，补偿水泵给水泵补充水。

14.如权利要求9所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法，其特征在于，还包括：

当岩心室内围压变化超过预设压力值，或当岩心室内温度变化超过预设温度值时，控制单元调节岩心室内的围压及温度。

15.一种用于如权利要求1至8任一项所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的控制器，其特征在于，包括：

油驱水控制模块，用于控制油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的油驱水过程，获得不同压力下的注油量；

水自吸控制模块，用于控制油相单元从岩心收集油，完成水自吸过程，获得不同压力下油的收集量；

水驱油控制模块，用于控制水相单元以不同压力，向待测试岩心注入水，完成水驱油过程，获得不同压力下的注水量；

油自吸控制模块，用于控制水相单元从岩心收集水，完成油自吸过程，获得不同压力下水的收集量；

第二次油驱水控制模块，用于控制油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的第二次油驱水过程，获得不同压力下的注油量；

毛管压力曲线生成模块，用于根据不同压力下的注油量和注水量，油和水的收集量，得到岩心的毛管压力曲线。

16.如权利要求15所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的控制器，其特征在于，还包括：

压力点测试控制模块，用于在岩心自吸毛管压力测试的油驱水、水自吸、水驱油、油自吸和第二次油驱水过程中，当油及水在预设时间段内，瞬时流量为零，确定达到平衡条件后，控制水相单元或油相单元进行下一个压力点测试。

17.如权利要求15所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的控制器，其特征在于，还包括：

驱替过程控制模块，用于在油驱水、第二次油驱水或水驱油过程中，当水和油的总流量变化量与岩心孔隙体积比值小于0.5％时，当前油驱水、第二次油驱水或水驱油过程完毕，控制水相单元或油相单元进行下一个测试过程。

18.如权利要求15所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的控制器，其特征在于，还包括：

自吸过程控制模块，用于在水自吸或油自吸过程中，当油泵或水泵的压力值为零时，当前水自吸或油自吸过程完毕，控制水相单元或油相单元进行下一个测试过程。

19.如权利要求15所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的控制器，其特征在于，还包括：

油相补充控制模块，用于当油泵的储油量不足时，控制补偿油泵给油泵补充油；

水相补充控制模块，用于当水泵的储水量不足时，控制补偿水泵给水泵补充水。

20.如权利要求15所述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的控制器，其特征在于，还包括：

岩心室围压及温度调节模块，用于当岩心室内围压变化超过预设压力值，或当岩心室内温度变化超过预设温度值时，调节岩心室内的围压及温度。