CN110346258A - 一种致密岩石油相相对渗透率测定的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种致密岩石油相相对渗透率测定方法，步骤如下：S1、取致密岩石的圆柱形岩样；S2、将岩样切割为三段；S3、对第一段岩样进行油水毛管压力实验；S4、对第二段岩样进行恒速压汞实验；S5、测量第三段岩样的孔隙度φ_He、渗透率k、长度L、直径D、干重m₀和密度ρ；S6、将第三段岩样抽真空加压饱和MnCl₂溶液；S7、将饱和完成的第三段岩样开展油驱水实验，取出岩心进行老化；S8、将老化后的第三段岩样擦去表面油后称重记为m₂，同时用核磁共振仪获取岩样的T2谱曲线和核磁孔隙度；然后进行自吸水排油实验；最后进行数据处理。本发明的方法测试实验数据计量精度高，操作简单，充分利用的致密岩石的特性及相关渗流理论，具有较高的适用性。

Description

一种致密岩石油相相对渗透率测定的方法

技术领域

本发明涉及油气勘探开发技术领域，特别是一种致密岩石油相相对渗透率测定方法。

背景技术

致密油作为非常规油气勘探开发领域的一大新热点，已然成为我国未来重要的能源接替之一。油相相对渗透率曲线是认识致密油气藏油水流动特征的重要参数之一，有效确定岩石油相相对渗透率对油藏的采出程度、分析油井产水规律、提高采收率以及剩余油饱和度的研究均有重要意义。因此，众学者开展了大量针对油藏相对渗透率的研究，在分析多相流体间相互作用关系的基础上，形成了多种油相相对渗透率的确定的方法，但概括起来可分为室内实验、数值模拟和经验公式。

室内实验又包含稳态法和非稳态法两种，稳态法的基本理论是一维达西渗流理论，并且忽略了毛管压力和重力作用，假设两相流体互不相溶且不可压缩。试验时在总流量不变的条件下，将油水按一定流量比例同时恒速注入岩样，当进口、出口压力及油、水流量稳定时，岩样含水饱和度不再变化，此时可利用测定岩样进口、出口压力及油、水流量，由达西定律直接计算出岩样的油、水有效渗透率及相对渗透率值。非稳态法主要是以Buckley-Leverett一维两相水驱油前缘推进理论为基础的，同样该方法也忽略毛管压力和重力作用，假设两相流体互不相溶且不可压缩，岩样任一横截面内油水饱和度是均匀的。实验时将岩心事先饱和另一种流体，用另一种流体进行驱替，在岩样出口端记录每种流体的产量和岩样两端的压力差随时间的变化，最后用JBN方法计算得到油－水相对渗透率。

数值模拟包含主要通过历史拟合或者孔隙网络模拟两种方法，历史拟合是主要是通过设定油相和水相相对渗透率与含水饱和度间存在某种函数关系，该函数关系中有一定的待定参数，给定待定参数的初始值，利用差分方法求解给定条件下岩心内流体运动的渗流模型，计算岩心出口端的累计产油量(产水量)和驱替压差，不断调节待定参数的数值使得计算出的累计产油量和驱替压差与实测值之间的离差平方和最小，从而确定最优的一组待定参数。孔隙网络模拟主要是通过构建与多孔介质相对应得孔隙网络模型老研究储层的传导性质和模拟多孔介质内多相流的宏观物理性质(如相对渗透率、毛管压力等)。

经验公式是国内外学者通过统计大量的矿场资料和室内实验的结果，建立了相对渗透率与其它物理性质间的关系，通过获取储层的其它相关物理性质求解相对渗透率。

但是，现有的技术存在以下不足：

(1)稳态法虽然测试过程和数据处理简单，但该方法中岩心内流体的运动过程并不能代表油藏中实际的流体的运动，且该方法需要较长的测试周期，对仪器和计量装置的精度要求较高。

(2)非稳态法测试周期短，驱替过程与实际油藏相符，故而被广泛应用与室内实验，但该方法忽略了毛管压力影响，认为流体在岩心内是以等饱和面推进，而致密储层发育有大量的纳米级孔喉，储层孔隙结构复杂并非均质性强，且具有显著的毛管效应，因此，对于致密储层而言，利用非稳态的驱替数据获取的相对渗透率曲线往往出现异常。

(3)历史拟合法虽原理简单，但实际计算十分繁琐，计算量较大，需要大量的生产数据和储层评价结果。孔隙网络模拟的准确与否取决于对多孔介质孔隙结构和多孔介质内多相流体间的运输规律的认知，且该方法计算复杂，对计算机性能较高。

(4)经验公式是通过统计获取，每个公式均具有对应的适用对象，且含有大量的经验参数，因此，该方法可信度较低。

综上所述，由于致密储层岩石表现出较高的毛管压力，这种现象将使得岩心具有较强的自发吸入湿相流体的能力。现有的相对渗透率测定方法不能准确的测量致密储层岩石的相对渗透率。

发明内容

本发明的目的针对现有的相对渗透率测量方法不能准确测量致密储层岩石油相相对渗透率的技术缺陷，提供一种致密岩石油相相对渗透率测定方法。

本发明提供的致密岩石油相相对渗透率测定方法，包括如下步骤：

S1、取长度7-11cm，直径2-3cm的致密岩石的圆柱形岩样，并将岩样进行洗油、洗盐、烘干等处理。

S2、将清洗烘干的岩样切割为三段，第一段和第二段长度为2-3cm，第三段长度为3-5cm，然后再将三段岩样进行烘干。

S3、按国家标准GB/T 29171-2012《岩石毛管压力曲线的测定》对第一段岩样进行油水毛管压力实验，测定岩石毛管压力曲线，毛管压力记为P_cow。

S4、对第二段岩样进行恒速压汞实验测定孔喉分布特征。

S5、参照国家标准GB/T 29172-2012《岩心分析方法》测量第三段岩样的孔隙度φ_He、渗透率k、长度L、直径D、干重m₀和密度ρ，并计算孔隙体积V_p，

S6、测量完成后，先将第三段岩样抽真空至133Pa，在20MPa压力下加压饱和MnCl₂溶液48小时后，MnCl₂溶液的浓度大于50000ppm，测量岩样的质量，记为m₁，计算岩样的有效孔隙体积V_eff和有效孔隙度φ_eff，当岩样的有效孔隙度与气测孔隙度的相对误差小于2％时，即满足时，岩样饱和完成，否则按上述步骤重新饱和。计算岩样的有效孔隙体积V_eff和有效孔隙度φ_eff的公式如下：

式中，—MnCl₂溶液的密度。

S7、将饱和完成的第三段岩样放入岩心加持器中，连接驱替装置，并在岩心夹持器出口端接油水分离计量管；在恒压状态下，用实验用油开展油驱水实验，待驱至含油率达到99％时停止驱替，卸载围压和内压，取出岩心放入实验用油中进行老化，老化时间不少于10d。

S8、将老化后的第三段岩样擦去表面油后称重记为m₂，同时用核磁共振仪获取岩样的T2谱曲线和核磁孔隙度，其T2谱曲线的面积记为A₀，核磁孔隙度记为φ_NMR；测量完成后，将第三段岩样周边和底边缠绕一层生胶带使其与流体隔绝，只保持上端面处于敞开状态，然后将岩样放入自吸瓶中开展自吸水排油实验，每间隔一段时间取出岩样测量其T2谱曲线和重量，T2谱曲线的面积记为A_i，重量记为m_3i，同时记录每次测量的时间t_i，i＝1，2，3…，n-1，每次测量完成后将岩样重新封闭后放入自吸瓶中继续自吸，待自吸量连续24h不变后停止自吸，取出岩样再次测量其T2谱曲线和重量，其T2谱曲线面积记为A_n，重量记为m_3n。

S9、数据处理，具体包括如下步骤：

S91、流量的计算：

根据自吸水排油量实验过程中一定时间间隔内的T2谱曲线面积的变化，可以计算该段时间内的自吸水排油量。首先计算某一时间间隔内的可动流体饱和度ΔS_wi(小数)，计算公式如下：

式中，φ_NMR—老化后第三段岩样核磁共振孔隙度，小数；

V_p—孔隙体积，cm³；

A_i，A_i+1—分别是自吸水排油实验中t_i和t_i+1时刻岩样的T2谱曲线的面积。

然后，计算某一时间间隔内自吸水排油量V_oi(cm³)公式如下：

V_oi＝ΔS_wi×V_p。

S92、压力的计算，具体如下：

(1)根据恒速压汞的孔喉分布特征和核磁共振曲线的分布特征，将每条T2谱所对应的弛豫时间转换为相应的孔喉大小，公式如下：

T_2i＝C_ir_NMRi

式中：T_2i—每条T2谱曲线的弛豫时间，ms；

C_i—每条T2谱曲线与孔喉半径间的转换系数，ms/μm；

r_NMRi—基于核磁共振转换后的孔喉半径，μm；

(2)拟合测量的油水毛管压力曲线的函数表达式，并利用该函数表达式计算(1)中获得的核磁孔喉半径所对应的毛管压力值P_cowi(MPa)，公式如下：

式中，C—基于毛管压力曲线拟合得到的参数。

(3)将每级孔喉对应的毛管压力值P_cowi进行加权平均，获得某段时间内的平均毛管压力

式中，f_i—每级孔喉所占的频率。

S93、相渗透率和相对渗透率计算：

(1)计算流体的渗流面积A(cm²)：

式中，D—第三段岩样的直径，cm；

(2)某一时间间隔油相渗透率k_oi(mD)：

式中，V_oi—某一时间间隔自吸水排油量，cm³；

μ_ow—油水粘度，mPa·s；

Δt_i—某一时间间隔，s；

L—第三段岩样长度，cm；

(3)相对渗透率的计算：

式中：k_roi—某一时间间隔油相相对渗透率，小数；

k—岩样的渗透率，mD。

S94、含水饱和度的计算：

(1)计算束缚水饱和度S_wc(小数)：

S_wc＝100-φ_NMR×V_p

(2)计算某一时间间隔的含水饱和度S_wi(小数)：

S_wi＝S_wc+ΔS_wi。

S95、根据计算出的含水饱和度和油相相对渗透率绘制油相相对渗透率曲线。

与现有技术相比，本发明的有益之处在于：

由于致密储层岩石表现出较高的毛管压力，这种现象将使得岩心具有较强的自发吸入湿相流体的能力，因此，本发明充分利用致密岩石的该项特性，利用每个时间间隔的T2谱曲线及其变化特征，获取相应时间段内的自吸水排油量，同时，结合每个阶段的T2谱曲线和恒速压汞结果，将T2谱信息有效的转化为孔喉信息，然后，利用油水毛管压力实验结果获取了相应阶段的驱替压力，最终利用达西渗流理论获取了岩心的油相相对渗透率，同时根据自吸增水的原理获取了相应的含水饱和度。该测定方法得到的实验数据计量精度高，操作简单，充分利用的致密岩石的特性及相关渗流理论，具有较高的适用性。

本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。

附图说明

图1、圆柱形岩样切割为三段的示意图。

图2、自吸水排油过程中各个时间段内T2谱曲线的变化。

图3、拟合测量的油水毛管压力曲线。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。

一种致密岩石油相相对渗透率测定方法，包括如下步骤：

S1、取长度9cm，直径2.5cm的致密岩石的圆柱形岩样，并将岩样进行洗油、洗盐、烘干等处理。

S2、按图1所示，将清洗烘干的岩样切割为三段，第一段和第二段长度为2.5cm，第三段长度为4cm，然后再将三段岩样放入烘箱中继续烘干1天。

S3、按国家标准GB/T 29171-2012《岩石毛管压力曲线的测定》对第一段岩样进行油水毛管压力实验，测定岩石毛管压力曲线，毛管压力记为P_cow。

S4、采用美国ASPE730型自动孔隙结构测试仪，对第二段岩样进行恒速压汞实验测定孔喉分布特征。

S5、参照国家标准GB/T 29172-2012《岩心分析方法》测量第三段岩样的孔隙度φ_He、渗透率k、长度L、直径D、干重m₀和密度ρ，并计算孔隙体积V_p，

S6、测量完成后，先将第三段岩样抽真空至133Pa，在20MPa压力下加压饱和MnCl₂溶液48小时后，MnCl₂溶液的浓度大于50000ppm，测量岩样的质量，记为m₁，计算岩样的有效孔隙体积V_eff和有效孔隙度φ_eff，计算岩样的有效孔隙体积V_eff和有效孔隙度φ_eff的公式如下：

当岩样的有效孔隙度与气测孔隙度的相对误差小于2％时，即满足时，岩样饱和完成，否则按上述步骤重新饱和。

S7、将饱和完成的第三段岩样放入岩心加持器中，连接驱替装置，并在岩心夹持器出口端接油水分离计量管；在恒压状态下，用实验用油开展油驱水实验，待驱至含油率达到99％时停止驱替，卸载围压和内压，取出岩心放入实验用油中进行老化，老化时间不少于10d。

S8、将老化后的第三段岩样擦去表面油后称重记为m₂，同时用核磁共振仪获取岩样的T2谱曲线和核磁孔隙度，其T2谱曲线的面积记为A₀，核磁孔隙度记为φ_NMR；测量完成后，将第三段岩样周边和底边缠绕一层生胶带使其与流体隔绝，只保持上端面处于敞开状态，然后将岩样放入自吸瓶中开展自吸水排油实验，每间隔一段时间取出岩样测量其T2谱曲线和重量，T2谱曲线的面积记为A_i，重量记为m_3i，同时记录每次测量的时间t_i，i＝1，2，3…，n-1，每次测量完成后将岩样重新封闭后放入自吸瓶中继续自吸，待自吸量连续24h不变后停止自吸，取出岩样再次测量其T2谱曲线和重量，其T2谱曲线面积记为A_n，重量记为m_3n。

S9、数据处理，具体包括如下步骤：

S91、流量的计算：

如图2所示，是自吸水排油过程中各个时间段内T2谱曲线的变化。根据自吸水排油量实验过程中一定时间间隔内的T2谱曲线面积的变化，可以计算该段时间内的自吸水排油量。首先计算某一时间间隔内的可动流体饱和度ΔS_wi(小数)，计算公式如下：

式中，φ_NMR—老化后第三段岩样核磁共振孔隙度，小数；V_p—孔隙体积，cm³；A_i、A_i+1—分别是自吸水排油实验中t_i和t_i+1时刻岩样的T2谱曲线的面积。

然后，计算某一时间间隔内自吸水排油量V_oi(cm³)公式如下：

V_oi＝ΔS_wi×V_p。

S92、压力的计算，具体如下：

(1)根据恒速压汞的孔喉分布特征和核磁共振曲线(图2)的分布特征，将每条T2谱所对应的弛豫时间转换为相应的孔喉大小，公式如下：

T_2i＝C_ir_NMRi

式中：T_2i—每条T2谱曲线的弛豫时间，ms；C_i—每条T2谱曲线与孔喉半径间的转换系数，ms/μm；r_NMRi—基于核磁共振转换后的孔喉半径，μm。

(2)拟合测量的油水毛管压力曲线的函数表达式(图3)，并利用该函数表达式计算(1)中获得的核磁孔喉半径所对应的毛管压力值P_cowi(MPa)，公式如下：

式中，C—基于毛管压力曲线拟合得到的参数。

(3)将每级孔喉对应的毛管压力值P_cowi进行加权平均，获得某段时间内的平均毛管压力

式中，f_i—每级孔喉所占的频率。

S93、相渗透率和相对渗透率计算：

(1)计算流体的渗流面积A(cm²)：

式中，D—第三段岩样的直径，cm；

(2)某一时间间隔油相渗透率k_oi(mD)：

式中，V_oi—某一时间间隔自吸水排油量，cm³；μ_ow—油水粘度，mPa·s；Δt_i—某一时间间隔，s；L—第三段岩样长度，cm。

(3)相对渗透率的计算：

式中：k_roi—某一时间间隔油相相对渗透率，小数；k—岩样的渗透率，mD。

S94、含水饱和度的计算：

(1)计算束缚水饱和度S_wc(小数)：

S_wc＝100-φ_NMR×V_p。

(2)计算某一时间间隔的含水饱和度S_wi(小数)：

S_wi＝S_wc+ΔS_wi。

S95、根据上述公式计算出的含水饱和度和油相相对渗透率绘制油相相对渗透率曲线。

综上所述，本发明基于致密岩石的岩心具有较强的自发吸入湿相流体的能力的特点，提供了一种适用于致密岩石油相相对渗透率测定方法，该方法得到的实验数据计量精度高，操作简单，充分利用的致密岩石的特性及相关渗流理论，具有较高的适用性。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (9)

1.一种致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，包括如下步骤：

S1、取致密岩石的长度大于7cm的圆柱形岩样，并进行清洗烘干处理；

S2、将岩样切割为三段，将三段岩样再次烘干；

S3、对第一段岩样进行油水毛管压力实验，测定岩石毛管压力曲线，毛管压力记为P_cow；

S4、对第二段岩样进行恒速压汞实验测定孔喉分布特征；

S5、测量第三段岩样的孔隙度φ_He、渗透率k、长度L、直径D、干重m₀和密度ρ，并计算孔隙体积V_p；

S6、测量完成后，将第三段岩样抽真空加压饱和MnCl₂溶液，饱和完成后测得第三段岩样质量m₁；

S7、将饱和完成的第三段岩样放入岩心加持器中，连接驱替装置，并在岩心夹持器出口端接油水分离计量管；在恒压状态下，用实验用油开展油驱水实验，待驱至含油率达到99％时停止驱替，卸载围压和内压，取出岩心放入实验用油中进行老化；

S8、将老化后的第三段岩样擦去表面油后称重记为m₂，同时用核磁共振仪获取岩样的T2谱曲线和核磁孔隙度，其T2谱曲线的面积记为A₀，核磁孔隙度记为φ_NMR；测量完成后，将第三段岩样周边和底边缠绕一层生胶带使其与流体隔绝，只保持上端面处于敞开状态，然后将岩样放入自吸瓶中开展自吸水排油实验，每间隔一段时间取出岩样测量其T2谱曲线和重量，T2谱曲线的面积记为A_i，重量记为m_3i，同时记录每次测量的时间t_i，i＝1，2，3…，n-1，每次测量完成后将岩样重新封闭后放入自吸瓶中继续自吸，待自吸量连续24h不变后停止自吸，取出岩样再次测量其T2谱曲线和重量，其T2谱曲线面积记为A_n，重量记为m_3n；

S9、数据处理，具体包括如下步骤：

S91、流量的计算：某一时间间隔内的可动流体饱和度ΔS_wi和自吸水排油量V_oi计算公式分别如下：

V_oi＝ΔS_wi×V_p

式中，φ_NMR—老化后第三段岩样核磁共振孔隙度；

V_p—孔隙体积，cm³；

A_i，A_i+1—分别是自吸水排油实验中t_i和t_i+1时刻岩样的T2谱曲线的面积；

S92、压力的计算，具体如下：

(1)根据恒速压汞的孔喉分布特征和核磁共振曲线的分布特征，将每条T2谱所对应的弛豫时间转换为相应的孔喉大小，公式如下：

T_2i＝C_ir_NMRi

式中：T_2i—每条T2谱曲线的弛豫时间，ms；

C_i—每条T2谱曲线与孔喉半径间的转换系数，ms/μm；

r_NMRi—基于核磁共振转换后的孔喉半径，μm；

(2)拟合测量的油水毛管压力曲线的函数表达式，并利用该函数表达式计算(1)中获得的核磁孔喉半径所对应的毛管压力值P_cowi，公式如下：

(3)将每级孔喉对应的毛管压力值P_cowi进行加权平均，获得某段时间内的平均毛管压力

式中，f_i—每级孔喉所占的频率；

S93、相渗透率和相对渗透率计算：

(1)计算流体的渗流面积A：

式中，D第三段岩样的直径；

(2)某一时间间隔油相渗透率k_oi：

式中，V_oi—某一时间间隔自吸水排油量，cm³；

μ_ow—油水粘度，mPa·s；

Δt_i—某一时间间隔，s；

L—第三段岩样长度，cm；

(3)相对渗透率的计算：

式中：k_roi—某一时间间隔相对渗透率，小数；

k—岩样的渗透率，mD；

S94、含水饱和度的计算：

(1)计算束缚水饱和度S_wc：

S_wc＝100-φ_NMR×V_p

(2)计算某一时间间隔的含水饱和度S_wi：

S_wi＝S_wc+ΔS_wi

S95、绘制油相相对渗透率曲线。

2.如权利要求1所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，所述步骤S5中，孔隙体积V_p计算公式为：

3.如权利要求1所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，所述步骤S6具体是：先将第三段岩样抽真空至133Pa，在20MPa压力下加压饱和MnCl₂溶液48小时后，测量岩样的质量，记为m₁，计算岩样的有效孔隙体积V_eff和有效孔隙度φ_eff，当满足时，岩样饱和完成，否则按上述步骤重新饱和。

4.如权利要求3所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，计算岩样的有效孔隙体积V_eff和有效孔隙度φ_eff的公式如下：

式中，—MnCl₂溶液的密度。

5.如权利要求3所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，所述MnCl₂溶液的浓度大于50000ppm。

6.如权利要求1所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，所述步骤S1中，圆柱形岩样长度7-11cm，直径2-3cm。

7.如权利要求1所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，所述步骤S2中，第一段和第二段长度为2-3cm，第三段长度为3-5cm。

8.如权利要求1所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，按国家标准GB/T 29171-2012《岩石毛管压力曲线的测定》对第一段岩样进行油水毛管压力实验。

9.如权利要求1所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，步骤S7中，老化时间不少于10d。