CN108717036A - 一种油藏注水过程中动态相渗曲线的实验评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种油藏注水过程中动态相渗曲线的实验评价方法，依次包括以下步骤：(1)实验材料的制备；(2)实验设备的准备；(3)进行动态驱替实验；(4)确定动态毛管压力；(5)确定动态相渗曲线。本评价方法考虑了注水过程中的动态毛管效应，利用水驱过程中测得的油相(水相)压力、出液端的产油流量和产液流量等，方便准确地计算动态相对渗透率，可为评价油藏开发效果提供准确的数据支持。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发室内实验技术领域，具体地涉及一种油藏注水过程中动态相渗曲线的实验评价方法。
背景技术
相对渗透率曲线(相渗曲线)是描述岩石-油-水相互影响的动态特性参数，是油藏开发计算中最重要的参数之一，其准确与否直接决定了油藏开发效果预测的精度。动态相渗曲线，即油水在油藏中渗流时,相对渗透率不仅是饱和度的函数,还是饱和度变化率的函数。通常情况下，相渗曲线的直接测定方法分为稳定法和不稳定法。稳定法测定相对渗透率曲线时，毛管压力达到平衡，流体流动达到平衡，饱和度分布不再随着时间变化，测得的相渗曲线为稳态相渗曲线。但是，实际的油水渗流过程是动态的，受到动态毛管效应的影响，与不稳定法过程对应，测得的相渗曲线为动态相渗曲线，其与稳态相渗曲线有较大差别。现有不稳定法评价注水过程中的动态相渗曲线时，没有考虑毛管压力的影响，导致计算的结果不能反映真实情况。因此需要相应的评价方法，考虑动态毛管压力的影响，准确评价油藏注水过程中实际油水在岩石中渗流时的动态相渗曲线。
发明内容
本发明的目的在于提供一种油藏注水过程中动态相渗曲线的评价方法，克服现有油藏动态相渗曲线实验评价方法的不足，能够准确地获取毛管力，计算油藏注水过程中的动态相对渗透率，为评价油藏注水开发效果提供准确的数据支持。
本发明的目的通过以下技术方案来实现：
一种油藏注水过程中动态相渗曲线的实验评价方法，该方法包括注水实验测试和动态相对渗透率的计算，依次包括以下步骤：
1.实验材料的制备：制备地层水、原油和驱替水，制作并筛选岩心，建立岩心原始含油、水饱和度；
2.实验设备的准备：采用油藏动态毛管力实验评价系统(申请号201710549353.0)，将岩心放入岩心夹持器，安装调试好实验设备后，加载围压并保持有效应力不变，升高温度至油藏温度，用模拟水排出管线中的空气；
3.进行动态驱替实验：以目的驱替压差注入驱替水，直到岩心不再出油为止，测试驱替过程中各个测试点的电阻率、各个测试点的油相(水相)压力、出液端的产油流量和产液流量，以及累积产油量和累积产液量；
4.确定动态毛管压力：采用油藏动态毛管效应评价实验数据处理方法(申请号201710549525.4)，计算得到动态毛管力；
5.确定动态相渗曲线：基于Johnson等(Johnson E F，Bossler D P，Bossler VO.Calculation of relative permeability from displacement experiments[J].Petroleum Transactions，AIME，1959，216:370-372.)计算非稳定流动状态下的油、水相对渗透率方法，耦合毛管压力，得到油-水相对渗透率计算方法为：
式中：fo(Sw)为含油率，无量纲；
为累积产油量，以孔隙体积的倍数表示，无量纲；
为累计产液量，以孔隙体积的倍数表示，无量纲；
Kro为油相相对渗透率，无量纲；
Krw为水相相对渗透率，无量纲；
I为相对注入能力，或称流动能力比，无量纲；
Q(t)为t时刻岩心出口端面产液流量，cm3/s；
Qo为初始时刻岩心出口端面产油流量，cm3/s；
Δpini为初始驱替压差，MPa；
Δp(t)为t时刻驱替压差，本文Δp(t)＝Δpo(MPa)；
pc为初始时的动态毛管压力，MPa；
pc(t)为t时刻的动态毛管压力，MPa。
本发明具有以下优点：
在评价动态相对渗透率时，考虑了注水过程中的动态毛管效应，利用水驱过程中测得的油相(水相)压力、出液端的产油流量和产液流量等，方便准确地计算动态相对渗透率，可为评价油藏开发效果提供准确的数据支持。
附图说明
图1为本一种油藏注水过程中动态相渗曲线的评价方法的流程图。
图2为按本发明方法所计算的具体实例的动态相渗曲线图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的，技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图和实验数据处理方法应用实例进一步说明本发明。显然，所描述的实施例是本发明一部分施例，不是全部实施例。对于本领域普通技术人员来说，在不付出创造性劳动的前提下，可以根据这些附图获得其他的附图。
具体如下：
如图1所示，为该动态相渗曲线评价方法的具体流程图，对某油藏岩心进行注水过程中动态相渗曲线评价实验，步骤如下：
1.实验材料的制备：制备地层水、原油和驱替水，制作并筛选岩心，建立岩心原始含油、水饱和度；
2.实验设备的准备：采用油藏动态毛管力实验评价系统(申请号201710549353.0)，将岩心放入岩心夹持器，安装调试好实验设备后，加载围压并保持有效应力不变，升高温度至油藏温度，用模拟水排出管线中的空气；
3.进行动态驱替实验：以目的驱替压差注入驱替水，直到岩心不再出油为止，测试驱替过程中各个测试点的电阻率、各个测试点的油相(水相)压力、出液端的产油流量和产液流量，以及累积产油量和累积产液量，某时刻数据如下：
4.确定动态毛管压力：
计算得初始动态毛管压力pc为0.1MPa，某时刻动态毛管压力pc(t)为1.3MPa
5.根据各个时刻的数据，确定某时刻动态相渗曲线：
如图2所示，为按此步骤计算得到的动态相对渗透率曲线。
Claims (1)
1.一种油藏注水过程中动态相渗曲线的实验评价方法，其特征在于，耦合毛管压力，得到油-水相对渗透率计算方法为：
式中：fo(Sw)为含油率，无量纲；
为累积产油量，以孔隙体积的倍数表示，无量纲；
为累计产液量，以孔隙体积的倍数表示，无量纲；
Kro为油相相对渗透率，无量纲；
Krw为水相相对渗透率，无量纲；
I为相对注入能力，或称流动能力比，无量纲；
Q(t)为t时刻岩心出口端面产液流量，cm3/s；
Qo为初始时刻岩心出口端面产油流量，cm3/s；
Δpini为初始驱替压差，MPa；
Δp(t)为t时刻驱替压差，本文Δp(t)＝Δpo(MPa)；
pc为初始时的动态毛管压力，MPa；
pc(t)为t时刻的动态毛管压力，MPa。
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