CN109085104A - 一种致密气藏的气体相对渗透率的确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种致密气藏的气体相对渗透率的确定方法。该确定方法包括：在不同围压条件下，分别确定岩心的克氏渗透率和气测渗透率；对克氏渗透率和气测渗透率进行线性拟合，得到拟合参数；根据拟合参数对围压进行线性拟合，得到拟合参数与围压的函数关系；根据拟合参数与围压的函数关系，得到校正的克氏渗透率；根据校正的克氏渗透率，得到气体相对渗透率。本发明的方法是一种考虑滑脱效应的致密气藏的气体相对渗透率的确定方法。
Description
技术领域
本发明涉及一种考虑滑脱效应的致密气藏的气体渗透率的确定方法，属于油气藏开采技术领域。
背景技术
相对渗透率通常被用来表征储层的孔隙结构、饱和度分布和润湿性，气水相渗可以表征储层中气水的相对流动能力。因此，准确获得不同条件下气水相对渗透率，对于更好地了解储层中气体流动的内在规律十分重要。
在过去几十年，气体相对渗透率获得了很多关注。低渗透岩心中由于存在滑脱效应，在理论和实验上测量滑脱效应下的气测渗透率和气体相对渗透率付出了许多努力。在实验室，测定气水相对渗透率的方法通常有稳态法和非稳态法两种。稳态法具有准确率高，数据处理简单的特征；不过一般要求岩心渗透率高于0.5mD，且在实验过程中达到稳态条件非常耗时。非稳态法的优点是测试速度相对较快，要求岩心渗透率在0.01mD以上；但是容易产生末端效应，而且试验驱替压力较高、产出流体难以计量。
Rushing等(J.A.Rushing,K.E.Newsham,K.C.Fraassen.Measurement of theTwo-Phase Gas Slippage Phenomenon and Its Effect on Gas Relative Permeabilityin Tight Gas Sands[C]SPE Annual Technical Conference and Exhibition.Societyof Petroleum Engineers,2003.)提出在实验中如果没有考虑两相气体滑脱，气体相对渗透率会被高估，需要校正气测渗透率。此外，围压对气相渗透率和气体相对渗透率的影响显著。根据观察砂岩表明，围压可能会使渗透率导致明显下降。常用的测试气体相对渗透率的方法已经不适应低渗透岩心的测试需要，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。
申请号为201410799895.X的中国专利申请公开了一种致密岩心气-水相对渗透率的测试方法，包括：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；利用地层水或模拟地层水在岩心中建立含水饱和度；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；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；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；计算岩心的水相有效渗透率及水相相对渗透率。该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。
但是，该方法未考虑地层温度以及气液黏度变化对气体渗流的影响，难以模拟真实的地层情况；同时难以真正的克服滑脱效应，未考虑滑脱效应的影响。
申请号为201611094637.7的中国专利申请提供了致密砂岩稳态法气水相渗曲线测定方法，包括以下步骤：岩心准备；模拟地层水；抽真空饱和模拟地层水；连接实验装置并加温至实验温度；放入岩心，加覆压、回压，测岩心质量、液相渗透率；建束缚水饱和度；控制气体流速并以较小流速注模拟地层水，待出口气流稳定后，增大液体流速进行下一点测量，直至驱替压力达最大设定值且出口气体流速降低至0.1mL/min，结束实验；根据改进的相渗公式，计算各测量点含水饱和度及相对渗透率。该方法模拟地层条件致密气藏生产过程两相渗流特征，考虑了温度对气水粘度影响，也考虑了覆压对岩心含水量的影响，束缚水饱和度及相对渗透率曲线更加准确可信，可为气藏生产评价提供高价值的数据。
但是，该方法在稳态测量过程中耗时多，同时未考虑滑脱效应的影响，未对气体相对渗透率进行校正，容易产生较大的误差。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种考虑滑脱效应的致密气藏的气体相对渗透率的确定方法。
为了实现上述技术目的，本发明提供了一种致密气藏的气体相对渗透率的确定方法，该确定方法包括以下步骤：
在不同围压条件下，分别确定岩心的克氏渗透率和气测渗透率；
对克氏渗透率和气测渗透率进行线性拟合，得到拟合参数；
根据拟合参数对围压进行线性拟合，得到拟合参数与围压的函数关系；
根据拟合参数与围压的函数关系，得到校正的克氏渗透率；
根据校正的克氏渗透率，得到气体相对渗透率。
本发明的致密气藏的气体相对渗透率的确定方法是一种考虑了滑脱效应的致密气藏的气体相对渗透率的确定方法。该方法可以确定不同围压条件下的气体相对渗透率；为绘制致密气藏的气体相对渗透率曲线提供了一种有效且精确地的方法；对更好地了解非常规储层中气体流动的内在规律具有十分重要的意义。
附图说明
图1为实施例1中的两相驱替实验的装置的结构示意图。
图2为实施例1中的岩样1在不同围压下的气测渗透率曲线。
图3为实施例1中的岩样2在不同围压下的气测渗透率曲线。
图4为实施例1中的岩样3在不同围压下的气测渗透率曲线。
图5为实施例1中的岩样4在不同围压下的气测渗透率曲线。
图6为实施例1中的岩样5在不同围压下的气测渗透率曲线。
图7为实施例1中的岩样6在不同围压下的气测渗透率曲线。
图8为实施例1中的在不同围压条件下克氏渗透率和气测渗透率的曲线。
图9为实施例1中的校正前后的气水相对渗透率曲线。
主要附图符号说明：
1气源 2高压减压阀 3气体流量控制器 4控制设备 5加湿器6中间容器 7阀门 8岩心夹持器 9压力传感器 10水计量设备11气体流量计 12计量设备 13围压泵 14驱替泵15恒温箱
具体实施方式
为了对本发明实施方式的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整的描述，显然，所描述的实施方式是本发明的一部分实施方式，而不是全部的实施方式。基于本发明中的实施方式，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本发明保护的范围。
致密砂岩气简称致密气，指孔隙度低(<10％)、渗透率低(<0.5×10-3μm2或<0.1×10-3μm2)、含气饱和度低(<60％)、含水饱和度高(>40％)，天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的天然气。
滑脱效应：气测渗透率时，由于气—固间的分子作用力远比液—固间的分子作用力小，在管壁处的气体分子仍有部分处于运动状态；另一方面，相邻层的气体分子由于动量交换，连同管壁处的气体分子一起沿管壁方向作定向流动，管壁处流速不为零，形成了所谓的“气体滑脱效应”，又称“气体滑动效应”。“气体滑动效应”是气测渗透率与液测渗透率差别的原因。
渗透率是表示砂岩在一定压差下，允许流体通过的性能。
气测渗透率是指用气体来测定岩石绝对渗透率。
克氏渗透率是指经滑脱效应校正后获得的岩样渗透率。
绝对渗透率是岩石本身的固有特性，仅取决于多孔介质的孔隙结构，与流体或孔隙介质的外部几何尺寸无关。
气体相对渗透率是多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体在该饱和度下的渗透系数与该介质的饱和渗透系数的比值。
气体有效渗透率是指多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的渗透率叫该项流体的有效渗透率。
本发明的一个具体实施方式中的一种致密气藏的气体相对渗透率的确定方法，该确定方法可以包括以下步骤：
步骤一：在不同围压条件下，分别确定岩心的克氏渗透率和气测渗透率；
步骤二：对克氏渗透率和气测渗透率进行线性拟合，得到拟合参数；
步骤三：根据拟合参数对围压进行线性拟合，得到拟合参数与围压的函数关系；
步骤四：根据拟合参数与围压的函数关系，得到校正的克氏渗透率；
步骤五：根据校正的克氏渗透率，得到气体相对渗透率。
需要说明的是，本发明的实施方式中的确定方法，在确定克氏渗透率和其他参数时，可以通过稳态法或非稳态法获得。在本发明的一具体实施方式中，通过稳态法确定。
在进行步骤一之前，还包括制备岩心的步骤。其中，岩心按照本领域常规的方式进行制备即可。对采用的岩心的尺寸没有特殊要求，比如，实验室用的短岩心即可。
具体地，在步骤一中，在不同围压条件下，分别确定岩心的克氏渗透率和气测渗透率。是通过岩心流动实验，选取不同的围压对岩心气测渗透率，然后根据气测渗透率获得岩心的克氏渗透率。
进一步地，气测渗透率根据如下公式获得：
其中，Kg为采用氮气测量的气测渗透率，mD；pg为大气压力，MPa；qg为气体流速，mL/s；μ为实验条件下的气体粘度，cP；L为岩心的长度，cm；A为岩心的端面积，cm2；p1为岩心入口端的压力，MPa；p2为岩心出口端的压力，MPa。上述参数均是通过测试可以获得的数据。根据实验中的压力和温度条件，可以相应地确定流体粘度。
进一步地，克氏渗透率根据如下公式获得：
其中，Kg是用氮气测量的气测渗透率，mD；K∞为克氏渗透率，mD；b是滑脱因子；pm为岩心两端的平均压力，mD。其中，滑脱因子取决于气体性质和岩石孔隙结构的常数。
具体地，在步骤二中，对克氏渗透率和气测渗透率进行线性拟合，得到拟合参数。进一步地，拟合参数通过以下公式获得：
Kg＝aK∞，
其中，Kg为用氮气测量的气测渗透率，mD；a为拟合参数；K∞为克氏渗透率，mD。
具体地，在步骤三中，根据拟合参数对围压进行线性拟合，得到拟合参数与围压的函数关系。
进一步地，拟合参数与围压的函数关系如下所示：
其中，a为拟合参数，mD；m为一个参数；n为另一个参数；Pcp为围压，单位为MPa。
更进一步地，在不同的围压下，根据不同的拟合参数，进行线性拟合。这里不同的围压的取值与获得岩心气测渗透率和克氏渗透率时采用的不同的围压的取值是相同。
具体地，在步骤四中，根据拟合参数与围压的函数关系，得到校正的克氏渗透率。
具体地，校正的克氏渗透率通过以下步骤获得：
根据公式Kg＝aK∞，及拟合参数与围压的关系，得到气测渗透率、围压和克氏渗透率的关系其中，Kg为用氮气测量的气测渗透率，mD；a为拟合参数；K∞为克氏渗透率，mD；m为一个参数；n为另一个参数；Pcp为围压，MPa。其中，m和n根据a与围压的数据关系，进行拟合得到拟合公式，根据拟合公式确定m，n的值。
具体地，在步骤五中，根据校正的克氏渗透率，得到气体相对渗透率。
更进一步地，气体相对渗透率根据如下公式获得：
其中，Krg为气体相对渗透率，mD；K∞为克氏渗透率，mD；Ka为绝对渗透率，mD。；其中，Ka为绝对渗透率，mD，Ka＝QμL/AΔp，Kg为气测渗透率，mD；Q为在压差ΔP时通过砂柱的流量，cm3/s；A为砂柱截面积，cm3；L为砂柱长度，cm；μ为通过砂柱的流体粘度，mPa·s；ΔP为流体通过砂柱前后的压力差，10-1MPa。
实施例1
本实施例提供了一种致密气藏的气体相对渗透率的确定方法，其可以包括以下步骤：
一、制备岩心
为了在实验室模拟储层条件，实验温度设置在25℃-90℃，实验围压为2.35MPa-50.00MPa。
在实验中采用的6个岩心样本的气测渗透率、孔隙度和几何参数在表1中列出。表1中的气测渗透率是通过在实验室条件下使用气体(氮气)测量的。
测量孔隙度的步骤如下：(1)在110℃下烘干岩样，8个小时；(2)称重烘干后的岩样；(3)使岩样真空；(4)用合成盐水饱和真空的岩样，并称重加湿后的岩样；(5)利用干燥和加湿的岩样重量的差异计算孔隙度。
表1
| 岩心编号 | 气测渗透率，mD | 孔隙度，％ | 长度，cm | 直径，cm |
| 1 | 0.0535 | 7.12 | 6.942 | 2.511 |
| 2 | 0.3427 | 12.39 | 7.215 | 2.517 |
| 3 | 0.2046 | 7.81 | 6.872 | 2.515 |
| 4 | 0.4264 | 10.97 | 6.928 | 2.509 |
| 5 | 0.1371 | 8.35 | 6.927 | 2.512 |
二、液体制备
将氯化钾(KCl)溶解于去离子水中，达到与地层水相同盐度，制备出浓度为8.0％的合成盐水。这能降低由于渗透率下降而导致的注入水与储层岩石之间发生反应的可能性。此外，采用纯度为99.999％的氮气驱替实验中的气相。
三、实验流程
在这个部分，采用稳态实验测量克氏渗透率。保持其他条件不变，分别定量测量6个岩样在不同围压条件下的克氏渗透率。给出的平均压力不同，测量的气体渗透率会改变。
为了达到稳态流动，在每个测量点将进出口的压力和出口端的流量稳定30min，当平均压力超过岩样所需而增大时，注入压力与围压是同时增大的，反之亦然。在高温条件下测量克氏渗透率，需要在温度控制系统中以给定的温度(即90℃)加热岩样5个小时。此外，由于气体粘度会随温度的上升而上升，渗透率计算采用的气体粘度需要相应地与实验温度适应。相反合成盐水的黏度随温度的改变很小。至于高温高压下的克氏渗透率测量，可以缓慢地增加围压以消除应力敏感性的影响。
通过开展两相驱替实验为例，采用的两相驱替实验装置如图1所示，装置包括液体源、高压驱替泵14、高压气驱单元、围压泵13、回压阀、岩心夹持器8、气体流量控制器3、气体流量计11、干燥器。液体源置于中间容器6中；岩心夹持器8设置有进入端、输出端和围压口，高压驱替泵14、高压气驱单元分别与岩心夹持器的进入端相连通，围压泵13与围压口相连通，测量单元与输出端相连通。其中，高压气驱单元包括高压气源1、高压减压阀2、气体流量控制器3和加湿器5，高压气源依次与高压减压阀2、气体流量控制器3和加湿器5相连通；加湿器5与岩心夹持器8的进入端相连通；其中，岩心夹持器的两端设置有压力传感器9；加湿器5与中间容器6连通。其中，加湿器5与中间容器6和岩心夹持器8的连接管线上设置有阀门7。岩心夹持器8与水计量设备10连通，水计量设备10通过气体流量计11与计量设备12连通。岩心夹持器8与围压泵13连通。高压驱替泵14包括压力传感器和泵缸体，泵缸体的输入端与液体源相连接，泵缸体的输出端与岩心加持器8的进入端相连通，压力传感器与泵缸体连接；气体流量控制器3与控制设备4连接，通过控制设备4控制流量。测量设备包括精密电子天平、干燥器、冷凝装置、气体流量计11，干燥器放置在冷凝设备中，干燥器的入口端依次与回压阀、岩心夹持器8出口端相连通，干燥器出口端依次与冷凝设备、气体流量计11相连通。其中，加湿器5、中间容器6和岩心夹持器8设置在恒温箱15的内部。
稳态流动实验的详细步骤介绍如下：
(1)制备合成盐水和氮气，并注入合成盐水至瓶中；
(2)使岩样保持真空12个小时，并在30.0MPa下注入合成盐水12个小时使岩样饱和；
(3)将饱和的岩样放置在岩心夹持器中，通过温度控制器程序升温以增加实验温度，同时在这一步中加载围压。
(4)注入合成盐水直到注入压力稳定，并记录岩样入口端和出口端的压力与产液率以确定岩样的绝对渗透率；
(5)以0.10MPa的出口端压力，注入氮气直到没有盐水产生，记录气体流动率和注入压力以计算有效气体渗透率，在束缚水饱和度下(Swi)；
(6)考虑注入压力低于4.50MPa，合成盐水和气体以特定的速率比注入，直到流动稳定。采用两个标准来确定是否达到稳定流动：a)注入压力在入口端保持稳定以及b)气体流速在出口端恒定；
(7)达到稳定流动后，记录注入压力、气体和水的流速以分别确定相应的有效气相和水相渗透率。需要注意气和水的黏度是动态变化的。通过称重产水体积来确定某一时间的含水饱和度；
(8)通过动态改变气水流速比，还可以在气水相渗曲线上得到更多的点，并重复(6)—(7)；
(9)当气体相对渗透率低于0.005时，结束实验。
四、相对渗透率的确定
考虑到在致密储层中，滑脱效应与气体流动有关，根据在岩样中不同平均压力(pm)下气测渗透率的公式：
考虑到致密储层的高温和高有效应力，岩样1-6的克氏渗透率分别在5个围压条件下测量得到，如图2、图3、图4、图5、图6、图7所示。
由于克氏渗透率与温度无关，克氏渗透率和气测渗透率在特定围压条件下的线性关系可由数学表达式表示。图8展示了在不同围压条件下，岩样1-6的气测渗透率和克氏渗透率的线性关系。
kg＝0.6288k∞，R2＝0.9914
kg＝0.3717k∞，R2＝0.9911
kg＝0.2025k∞，R2＝0.9752
kg＝0.087k∞，R2＝0.8893
kg＝0.0437k∞，R2＝0.9015
根据公式Kg＝aK∞，进一步拟合参数a与围压的关系，从而得到气测渗透率、围压和克氏渗透率的关系。
a＝0.0165pcp 0.8818，R2＝0.9462
kg＝0.0165pcp 0.8818k∞
通过在围压为2.35MPa条件下的稳态驱替实验测量了岩样4的气水相对渗透率。在驱替过程中，出口端的压力限制在0.10MPa时，进口端的围压采用2.35MPa。根据测量压力和生产数据，可由公式计算得到岩样4的气水相对渗透率，并绘制相对渗透率曲线。为了最小化实验中的单数点，采用回归曲线来表示渗透率的不同。
随后，运用前面得到的校正关系来校正的有效气相渗透率和确定不同含水饱和度下的克氏渗透率。校正的气体相对渗透率如图9所示，实验计算数据见表2。需要指出，在束缚水饱和度下校正后的气体相对渗透率下降到比1.0小。这个现象说明，如果在确定相对渗透率的过程中没有考虑滑脱效应，气体相对渗透率将会被高估。
表2
以上实施例说明，本发明的致密气藏的气体相对渗透率的确定方法可以准确的确定不同围压条件下的气体相对渗透率。
Claims (10)
1.一种致密气藏的气体相对渗透率的确定方法，其特征在于，该确定方法包括以下步骤：
在不同围压条件下，分别确定岩心的克氏渗透率和气测渗透率；
对克氏渗透率和气测渗透率进行线性拟合，得到拟合参数；
根据所述拟合参数对围压进行线性拟合，得到拟合参数与围压的函数关系；
根据所述拟合参数与围压的函数关系，得到校正的克氏渗透率；
根据所述的校正的克氏渗透率，得到所述的气体相对渗透率。
2.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，所述拟合参数通过以下公式获得：
Kg＝aK∞；
其中，Kg为气测渗透率，mD；
a为拟合参数；
K∞为克氏渗透率，mD。
3.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，根据所述拟合参数对围压进行线性拟合后，得到的拟合参数与围压的函数关系如下所示：
其中，a为拟合参数，mD；
m为一个参数；
n为另一个参数；
Pcp为围压，单位为MPa。
4.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，根据所述拟合参数与围压的函数关系，通过如下步骤得到校正的克氏渗透率：
根据公式Kg＝aK∞，及拟合参数与围压的关系，得到气测渗透率、围压和克氏渗透率的关系；其中，Kg为气测渗透率，mD；a为拟合参数；K∞为克氏渗透率，mD；
根据气测渗透率、围压，获得的克氏渗透率为校正的克氏渗透率。
5.根据权利要求4所述的确定方法，其特征在于，所述气测渗透率、围压和克氏渗透率的关系如下式所示：
其中，Kg为气测渗透率，mD；
K∞为克氏渗透率，mD；
m为一个参数；
n为另一个参数；
Pcp为围压，MPa。
6.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，所述气体相对渗透率根据如下公式获得：
其中，Krg为气体相对渗透率，mD；
K∞为克氏渗透率，mD；
Ka为绝对渗透率，mD。
7.根据权利要求6所述的确定方法，其特征在于，绝对渗透率根据如下公式获得：
Ka＝QμL/AΔp；
其中，Ka为绝对渗透率，mD；
Q为在压差ΔP时通过砂柱的流量，cm3/s；
A为砂柱截面积，cm3；
L为砂柱长度，cm；
μ为通过砂柱的流体粘度，mPa·s；
ΔP为流体通过砂柱前后的压力差，10-1MPa。
8.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，所述气测渗透率根据如下公式获得：
其中，Kg为气测渗透率，mD；
pg为大气压力，MPa；
qg为气体流速，mL/s；
μ为实验条件下的气体粘度，cP；
L为岩心的长度，cm；
A为岩心的端面积，cm2；
p1为岩心入口端的压力，MPa；
p2为岩心出口端的压力，MPa。
9.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，所述克氏渗透率根据如下公式获得：
其中，Kg为气测渗透率，mD；
K∞为克氏渗透率，mD；
b为滑脱因子；
Pm为岩心两端的平均压力，mD。
10.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，该确定方法还包括制备岩心的步骤。
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