CN109342287A - 一种气水稳态渗流的判定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种气水稳态渗流的判定方法。该判定方法包括：将岩心完全饱和水，气驱岩心至束缚水状态；对束缚水状态下的岩心进行核磁共振测试，获得第一T2谱，确定岩心束缚水状态下的渗透率；向岩心中注入不同气水比例的气水混合物，待岩心的进出口压力、进出口气、水的瞬时流量达到稳定，进行核磁共振测试，获得第二T2谱，确定不同含水状态下岩心的含水饱和度和渗透率，通过预定方法判定岩心的气水稳态渗流状态。本发明的气水稳态渗流的判定方法，能够对储气库注采运行过程中储层气水稳态渗流进行准确地判断和分析，以预测气井气的产能及产水规律，指导气井生产及工作制度安排。
Description
技术领域
本发明涉及一种含水气藏型储气库岩心实验方法，尤其涉及一种气水稳态渗流的判定方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
多数含水气藏型储气库均存在一定含水饱和度，在含水气藏未进入扩容建库时，气相、水相在储层孔隙中保持平衡。而当气藏处于扩容建库过程中后，随着地层压力不断升高，储层孔隙中气相对水相的驱替作用逐渐增强，当含水气藏储气库进入采气阶段，随着地层压力不断下降，储层孔隙中水相对气的驱替作用逐渐增强，储气库多周期注采运行中气、水两相往复驱替的渗流规律对于储气库生产运行工作十分重要。
在储气库扩容建库及注采运行过程中，储层气水稳态渗流状态判定为储气库地层压力变化条件下气水互驱渗流过程中准确获取渗流特征参数奠定基础。
目前气水稳态渗流判定方法，通常是通过岩心前后的气水流量和岩心入口压力来判定。
然而针对不同岩心的岩性、渗透率等参数都不同，因此岩心的气水流量和岩心入口流量的判定标准很难统一。现有的方法通常是通过岩心实验，通过经验积累，针对某一类岩心给一个特定的判断标准。通过经验给出的某一标准，只能得出与类型岩心相对应的一个静态的压力和流量。而储气库实际生产运行中，运行压力和注采流量是不断变化的。因此，现有的方法很难对储气库建库及注采运行过程中地层气水的稳态渗流进行准确判断和分析，以预测气井产能及产水规律，指导储气库生产及工作制度安排。
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气水稳态渗流的判定方法，能够对储气库建库及注采运行过程中地层气水的稳态渗流进行准确判断和分析，以预测储气库气井的产能和产水规律，指导储气库生产及工作制度安排。
为了实现上述技术目的，本发明提供了一种气水稳态渗流的判定方法，该判定方法包括以下步骤：
步骤一：将岩心完全饱和水后，气驱岩心至束缚水状态；
步骤二：对束缚水状态下的岩心进行核磁共振测试，获得第一T2谱，确定岩心束缚水状态下的渗透率；
步骤三：向岩心中注入不同气水比例的气水混合物，待岩心的进出口压力、进出口气、水的瞬时流量达到稳定，进行核磁共振测试，获得第二T2谱，确定不同含水状态下岩心的含水饱和度和渗透率，通过预定方法判定岩心的气水稳态渗流状态。
在本发明的判定方法中，优选地，采用的预定方法为：
当且，时，判定气水达到稳态渗流；
其中，Sn为第n次核磁共振第二T2曲线确定的含水饱和度，n≥1，无量纲；
Sn+1为第n+1次核磁共振第二T2曲线确定的含水饱和度，n≥1，无量纲；
Kn为第n次核磁共振第二T2曲线确定的岩心的渗透率，n≥1，单位为毫达西；
Kn+1为第n+1次核磁共振第二T2曲线确定的岩心的渗透率，n≥1，单位为毫达西。
在本发明的判定方法中，在步骤二中，将已经完全饱和模拟地层水的岩样装入岩心夹持器中，用驱体泵以一定的压力或流量使模拟地层水通过岩心，待岩心的进出口压力的压差和出口流量稳定后，进行核磁共振测试，获得第一T2谱。
在本发明的判定方法中，优选地，岩心的含水饱和度根据以下公式获得：
其中，Sx为岩心的含水饱和度，无量纲；
T2为核磁共振横向弛豫时间，单位为毫秒(ms)；
T2max、T2min分别为岩心在饱和水状态下核磁共振横向弛豫时间分布中第二T2的最大值和最小值，单位为毫秒(ms)；
T2Xmax、T2Xmin分别为岩心在不同含水状态下核磁共振横向弛豫时间分布中第二T2的最大值和最小值，单位为毫秒(ms)；
Y为核磁共振横向弛豫时间T2分布曲线某时刻的信号幅度。
在本发明的判定方法中，优选地，岩心的渗透率根据以下公式获得：
其中，Kx为岩心的渗透率数值，单位为毫达西(mD)；
φ为岩心的孔隙度；
T2XL为岩心在不同含水状态下岩心核磁共振横向弛豫时间的对数平均值；
a、b、c、d为待定系数，根据不同区域岩样实验数据确定。本领域人员可以根据多样品测试结果确定。
在本发明的判定方法中，优选地，待定系数a、b、c、d根据以下步骤获得：
利用达西定律确定岩心在不同含水状态下的渗透率数值KDX：
其中，qX为不同含水状态下气流量的数值，单位为毫升每秒(mL/s)；
μg为测定温度下气的粘度的数值，单位为毫帕秒(mPa·s)；
L为岩心的长度，单位为厘米(cm)；
A为岩心的截面积，单位为平方厘米(cm2)；
pX1为不同含水状态下岩心进口压力的数值，单位为兆帕(MPa)；
pX2为不同含水状态下岩心出口压力的数值，单位为兆帕(MPa)；
pa为大气压力的数值，单位为兆帕(MPa)；
进行多样品测试，绘制Kx与KDX的对应关系拟合曲线，修正a、b、c、d值，直至拟合公式R2≥0.99，获得待定系数a、b、c、d的具体数值。
在本发明的判定方法中，优选地，在步骤三中，向岩心中注入不同气水比例的气水混合物是指在总流量不变的条件下，水含量逐级递增、气含量逐级递减或水含量逐级递减、水含量逐级递增的形式改变气水比例。
比如，按以下方法注入：
实验过程中气、水按一定流量比例同时恒速注入岩样，例如：100:0、80:20、60:40、40:60、20:80、0:100，各气水比例的选择可不局限于以上数值，可以根据实际需求进行调整。但如没有特殊要求，最高数值(初始的流速比例)一般取100:0，即纯气注入；最低数值(实验设计的最低比例值)一般取0:100，即纯水注入。
在本发明的判定方法中，优选地，在步骤二中，按照以下步骤建立束缚水状态：
以一定的压力用加湿氮气或压缩空气驱水岩样束缚水状态，即出水流量≤0.1ml/h，建立岩心的束缚水状态。
在本发明的判定方法中，优选地，采用的岩心为规则的柱状岩心，岩心的直径为2.5cm，长度为5cm-10cm。
本发明还提供了一种气水稳态渗流曲线的确定方法，该确定方法包括以下步骤：
根据本发明的气水稳态渗流的判定方法确定稳态渗流；
确定不同含水状态的岩心在稳态渗流时含水饱和度和渗透率。
本发明的气水稳态渗流的判定方法，通过选择合适的实验用储气库岩心，将岩心完全饱和水，进行气水驱替实验，在每个气水体积流量比例下驱替实验过程中，对岩心进行核磁共振第二T2谱检测，根据第二T2谱的形态，判断气水稳态渗流状态，可以对储气库建库及注采运行过程中地层孔隙中气、水渗流特征进行分析评价，从而能够以预测储气库气井产能及产水规律，指导储气库生产及工作制度安排。
附图说明
图1为本发明实施方式中的气水稳态渗流的判定方法及曲线的工艺流程图。
图2为本发明实施方式中的气水驱替比例设置流程图。
图3为本发明实施方式中的测试获得的第二T2谱。
图4为KDX与KX的对应关系曲线。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
渗流是指流体在孔隙介质中的流动。
T2谱(T2spectrum)是描述核磁化强度横向分量恢复过程的时间常数，又称为横向弛豫时间，可用来研究岩心中流体的渗流及分布特征。在岩心中流体稳定渗流状态下，T2谱所反映的岩心中流体的分布应处于稳定状态。
本发明一具体实施方式中提供了一种气水稳态渗流的判定方法，能够对储气库注采运行过程中储层气水稳态渗流进行准确测试和分析，以预测气井气的产能及产水规律，指导气井生产及工作制度安排。
请参阅图1，为本发明一具体实施方式中的一种气水稳态渗流的判定方法的工艺流程图。其中，岩心中气水两相稳态渗流动态的判定方法可以包括如下步骤：
S1:将岩心完全饱和水后，气驱岩心至束缚水状态；
S2:对束缚水状态下的岩心进行核磁共振测试，获得第一T2谱，确定岩心束缚水状态下的渗透率；
S3:向岩心中注入不同气水比例的气水混合物，待岩心的进出口压力、进出口气、水的瞬时流量达到稳定，进行核磁共振测试，获得第二T2谱，确定不同含水状态下岩心的含水饱和度和渗透率，通过预定方法判定岩心的气水稳态渗流状态。
在实验前，选择需要进行测试的岩心样品。岩心样品应选自储气库目的储层岩心，如果实验要求考虑地层水平方向的渗流特征，实验一般选择小柱塞岩心(直径为2.5或3.8cm，长度为5-10cm)，钻取的方式为垂直于全直径岩心柱(直径为10或7cm，长度为15-20cm)的圆周面钻取，即平行于地层的水平方向。但如果实验要求考虑地层垂直方向的渗流特征，可以选择全直径岩心作为样品，如选择小柱塞岩心，则应垂直于全直径岩心柱的端面钻取。另外，岩心在进行实验前，若岩心内含有流体，则需要进行岩心洗油和岩心烘干处理，以获得不含流体的干净的岩心。
在步骤S1中，将实验岩心完全饱和水后，气驱至束缚水状态。
利用抽真空方式饱和水：对岩心放入岩心夹持器中，一端接真空泵，开启真空泵抽至岩心达到负压，将岩心另一端与所需饱和的水连通，水在外界大气和岩心内部压差作用下，进入岩心。
通过气驱的方式达到束缚水状态：设定气体定压或定流量驱替岩心，至岩心达到束缚水状态。
在步骤S2中，对束缚水状态下的岩心进行核磁共振测试，获得第一T2谱，确定岩心束缚水状态下的渗透率；
具体地，岩心的渗透率根据以下公式获得：
其中，Kx为岩心的渗透率数值，单位为毫达西(mD)；
φ为岩心的孔隙度；
T2XL为岩心在不同含水状态下岩心核磁共振横向弛豫时间的对数平均值；
a、b、c、d为待定系数，根据不同区域岩样实验数据确定，并根据达西定律校正。
在更进一步的具体实施方式中，可以按照以下步骤建立束缚水状态：
以一定的压力用加湿氮气或压缩空气驱水岩样束缚水状态，即出水流量≤0.1ml/h，建立岩心的束缚水状态。
在步骤S3中，向岩心中注入不同气水比例的气水混合物，待岩心的进出口压力、进出口气、水的瞬时流量达到稳定，进行核磁共振测试，获得第二T2谱，如图3所示，确定不同含水状态下岩心的含水饱和度和渗透率，通过预定方法判定岩心的气水稳态渗流状态。
在进一步的具体实施方式中，步骤S3中采用的预定方法为：
当且，时，判定气水达到稳态渗流；
其中，Sn为第n次核磁共振第二T2曲线确定的含水饱和度，n≥1，无量纲；
Sn+1为第n+1次核磁共振第二T2曲线确定的含水饱和度，n≥1，无量纲；
Kn为第n次核磁共振第二T2曲线确定的岩心的渗透率，n≥1，单位为毫达西；
Kn+1为第n+1次核磁共振第二T2曲线确定的岩心的渗透率，n≥1，单位为毫达西。
在进一步的具体实施方式中，岩心的含水饱和度根据以下公式获得：
其中，Sx为岩心的含水饱和度，无量纲；
T2为核磁共振横向弛豫时间，单位为毫秒(ms)；
T2max、T2min分别为岩心在饱和水状态下核磁共振横向弛豫时间分布中第二T2的最大值和最小值，单位为毫秒(ms)；
T2Xmax、T2Xmin分别为岩心在不同含水状态下核磁共振横向弛豫时间分布中第二T2的最大值和最小值，单位为毫秒(ms)；
Y为核磁共振横向弛豫时间T2分布曲线某时刻的信号幅度。
在进一步的具体实施方式中，岩心的渗透率根据以下公式获得：
其中，Kx为岩心的渗透率数值，单位为毫达西(mD)；
φ为岩心的孔隙度；
T2XL为岩心在不同含水状态下岩心核磁共振横向弛豫时间的对数平均值；
a、b、c、d为待定系数，根据不同区域岩样实验数据确定。
在更进一步的具体实施方式中，待定系数a、b、c、d根据以下步骤获得：
利用达西定律确定岩心在不同含水状态下的渗透率数值KDX：
其中，qX为不同含水状态下气流量的数值，单位为毫升每秒(mL/s)；
μg为测定温度下气的粘度的数值，单位为毫帕秒(mPa·s)；
L为岩心的长度，单位为厘米(cm)；
A为岩心的截面积，单位为平方厘米(cm2)；
pX1为不同含水状态下岩心进口压力的数值，单位为兆帕(MPa)；
pX2为不同含水状态下岩心出口压力的数值，单位为兆帕(MPa)；
pa为大气压力的数值，单位为兆帕(MPa)；
进行多样品测试，绘制Kx与KDX的对应关系拟合曲线，修正a、b、c、d值，直至拟合公式R2≥0.99，获得待定系数a、b、c、d的具体数值。
如图4所示，基于核磁渗透率和达西定律两个公式，计算岩心在不同含水饱和度下的核磁渗透率Kx和达西定律渗透率KDX，绘制两渗透率值的相关曲线，并回归其线性关系曲线，得到其线性关系拟合公式，相关系数R2＝0.9909大于0.99，证明此时的核磁渗透率公式满足了方案要求。
在更进一步的具体实施方式中，向岩心中注入不同气水比例气水混合物是指在总流量不变的条件下，水含量逐级递增、气含量逐级递减或水含量逐级递减、水含量逐级递增的形式改变气水比例。
比如，如图2所示，具体按照以下步骤进行：
实验过程中气、水按一定流量比例同时恒速注入岩样，例如：100:0、80:20、60:40、40:60、20:80、0:100，各气水比例的选择可不局限于以上数值，可以根据实际需求进行调整。但如没有特殊要求，最高数值(初始的流速比例)一般取100:0，即纯气注入；最低数值(实验设计的最低比例值)一般取0:100，即纯水注入。
具体地，采用的岩心可以为规则的柱状岩心，比如，直径为2.5cm，长度为5cm-10cm的岩心。
在另一具体实施方式中，还提供了一种气水稳态渗流曲线的确定方法，该确定方法包括以下步骤：
根据一具体实施方式中的气水稳态渗流的判定方法确定稳态渗流；
确定不同含水状态的岩心在稳态渗流时含水饱和度和渗透率。
本发明的气水稳态渗流的判定方法可以对储气库注采运行过程中储层含水变化规律进行量化评价，从而能够预测气井气的产能及产水规律，指导气井生产及工作制度安排。
Claims (8)
1.一种气水稳态渗流的判定方法，其特征在于，该判定方法包括以下步骤：
步骤一：将岩心完全饱和水后，气驱至束缚水状态；
步骤二：对束缚水状态下的岩心进行核磁共振测试，获得第一T2谱，确定岩心束缚水状态下的渗透率；
步骤三：向岩心中注入不同气水比例的气水混合物，待岩心的进出口压力、进出口气、水的瞬时流量达到稳定，进行核磁共振测试，获得第二T2谱，确定不同含水状态下岩心的含水饱和度和渗透率，通过预定方法判定岩心的气水稳态渗流状态。
2.根据权利要求1所述的判定方法，其特征在于，所述预定方法为：
当且，时，判定气水达到稳态渗流，
其中，Sn为第n次核磁共振第二T2曲线确定的含水饱和度，n≥1，无量纲；
Sn+1为第n+1次核磁共振第二T2曲线确定的含水饱和度，n≥1，无量纲；
Kn为第n次核磁共振第二T2曲线确定的岩心的渗透率，n≥1，单位为毫达西；
Kn+1为第n+1次核磁共振第二T2曲线确定的岩心的渗透率，n≥1，单位为毫达西。
3.根据权利要求1或2所述的判定方法，其特征在于，岩心的含水饱和度根据以下公式获得：
其中，Sx为岩心的含水饱和度，无量纲；
T2为核磁共振横向弛豫时间，单位为毫秒(ms)；
T2max、T2min分别为岩心在饱和水状态下核磁共振横向弛豫时间分布中第二T2的最大值和最小值，单位为毫秒(ms)；
T2Xmax、T2Xmin分别为岩心在不同含水状态下核磁共振横向弛豫时间分布中第二T2的最大值和最小值，单位为毫秒(ms)；
Y为核磁共振横向弛豫时间第二T2分布曲线某时刻的信号幅度。
4.根据权利要求1或2所述的判定方法，其特征在于，岩心的渗透率根据以下公式获得：
其中，Kx为岩心的渗透率数值，单位为毫达西(mD)；
φ为岩心的孔隙度；
T2XL为岩心在不同含水状态下岩心核磁共振横向弛豫时间的对数平均值；
a、b、c、d为待定系数，根据不同区域岩样实验数据确定。
5.根据权利要求4所述的判定方法，其特征在于，所述待定系数a、b、c、d根据以下步骤获得：
利用达西定律确定岩心在不同含水状态下的渗透率数值KDX：
其中，qX为不同含水状态下气流量的数值，单位为毫升每秒；
μg为测定温度下气的粘度的数值，单位为毫帕秒；
L为岩心的长度，单位为厘米；
A为岩心的截面积，单位为平方厘米；
pX1为不同含水状态下岩心进口压力的数值，单位为兆帕；
pX2为不同含水状态下岩心出口压力的数值，单位为兆帕；
pa为大气压力的数值，单位为兆帕；
进行多样品测试，绘制Kx与KDX的对应关系拟合曲线，修正a、b、c、d值，直至拟合公式R2≥0.99，获得待定系数a、b、c、d的具体数值。
6.根据权利要求1所述的判定方法，其特征在于，在步骤三中，向岩心中注入不同气水比例的气水混合物是指在总流量不变的条件下，水含量逐级递增、气含量逐级递减或水含量逐级递减、水含量逐级递增的形式改变气水比例。
7.根据权利要求1所述的判定方法，其特征在于，在步骤一中，按照以下步骤建立束缚水状态：
以一定的压力用加湿氮气或压缩空气驱水岩样束缚水状态，即出水流量≤0.1ml/h，建立岩心的束缚水状态。
8.根据权利要求1所述的判定方法，其特征在于，所述岩心为规则的柱状岩心，所述岩心的直径为2.5cm，长度为5cm-10cm。
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