CN110598167A - 低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法 - Google Patents

低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法 Download PDF

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    • Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping

Abstract

本发明提供一种低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法，包括：开展低渗透岩心最小启动压力梯度实验，获取地层油通过该低渗透岩心的最小启动压力值；开展非稳态条件油水相对渗透率实验；计算相邻两个时刻注入采出能力比，该值记作为Z值；根据JBN方法，计算含水饱和度及油、水相对渗透率曲线；计算不同含水饱和度下的考虑非线性渗流特征的油相相对渗透率曲线；计算不同含水饱和度下的水相相对渗透率曲线。该低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法综合考虑了低渗透油藏流体流动的非线性渗流特征和启动压力梯度存在的问题，为明确低渗透油藏渗流规律及完善低渗透油藏非线性渗流数值模拟技术奠定基础。

Description

低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法。
背景技术
研究结果表明，由于低渗透多孔介质孔隙几何形状的复杂性、流体性质的特殊性和同时受到流动条件的制约，使得流体在低渗透多孔介质中渗流特征不再符合传统的达西渗流规律，表现为明显的非线性渗流特征，同时具有一定的启动压力梯度。
油水两相相对渗透率曲线被广泛应用于油田开发动态分析、开发方案优化及油藏数值模拟技术中，其综合反映了储层中油水两相的渗流规律和基本特征。目前，油水相对渗透率的主要获取方法：(1)理论模型；(2)岩心实验测试。而岩心实验测试法较真实的反映流体在油藏中的流动特征而被研究人员广泛的认可。目前，实验测试油水相对渗透率的主要方法主要是稳态法和非稳态法。使用稳态法测试油水相对渗透率可以直接获取可靠的含水饱和度。然而，稳态法不适合油田开发的实际应用，测试油水相对渗透率需要更多的时间和更高的成本。测试油水相对渗透率的非稳态法是基于水驱油原理，描述了驱替过程中含水饱和度分布与时间和距离的关系。非稳态法可以分为等速法和恒压法。利用等速法测量低渗透岩心的油水相对渗透率时，由于岩心的孔隙度和渗透率低，导致驱替压力传播缓慢。较高的流速可以导致在注入端有较高的压力而出口端没有流体输出，而较低的流速可以导致较低的驱替压力差和较长的测试时间。
随着低渗透率油藏开发的发展，非稳态法的应用变得尤为重要，被研究人员广泛的采用。目前，使用非稳态法测试油水相对渗透率时，应用JBN方法处理实验数据。而JBN方法的主要理论基础是达西渗流规律和BL水驱油方程。当流体的渗流规律不再遵循达西渗流时，应用JBN方法计算低渗透油藏的油水相对渗透率必然产生较大的误差。
在申请号：201410221806.3的中国专利申请中公开了一种利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，通过物质平衡方法得到平均储层压力与平均含水饱和度，进而得到绝对渗透率与相对渗透率变化；利用束缚水饱和度和孔隙度的关系，预测束缚水饱和度的变化；将绝对渗透率和端点标定后的相对渗透率在同一状态下耦合，得到区域平均有效渗透率动态预测模型，进而得到有效渗透率曲线。请补充这个专利的缺点。该专利是针对煤层气藏中气水渗流规律建立的气水相对渗透率的处理方法，不适用于油藏。
在申请号：201810257741.6的中国专利申请中提供一种基于Harris模型的油相相对渗透率曲线表征方法，包括：选取能反映区块或油藏物性特征的典型油水相对渗透率曲线数据；对油相相对渗透率和含水饱和度进行标准化处理，判断标准化后的油相相对渗透率与含水饱和度之间的关系；基于Harris模型构建油相相对渗透率与含水饱和度关系曲线的函数表达式；应用最小二乘法求解构建油相相对渗透率与含水饱和度关系曲线的函数表达式中的系数。请补充这个专利的缺点。该专利是在已有油相相对渗透率曲线数据基础上，基于Harris模型构建油相相对渗透率与含水饱和度理论模型。该专利中仅建立了油相相对渗透率理论模型，未建立水相相对渗透率模型。
为此我们发明了一种新的低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种综合考虑了低渗透油藏流体流动的非线性渗流特征和启动压力梯度存在的问题的低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法，该低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法包括：步骤1，开展低渗透岩心最小启动压力梯度实验，获取地层油通过该低渗透岩心的最小启动压力值；步骤2，开展非稳态条件油水相对渗透率实验，记录不同时刻、不同驱替压力下的液量、油量、水量及累积液量、油量和水量这些实验数据信息；步骤3，计算相邻两个时刻注入采出能力比，该值记作为Z值；步骤4，根据JBN方法，计算含水饱和度及油、水相对渗透率曲线；步骤5，计算不同含水饱和度下的考虑非线性渗流特征的油相相对渗透率曲线；步骤6，计算不同含水饱和度下的水相相对渗透率曲线。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，测量岩心长度、横截面积孔隙度和渗透率这些常规岩心的基本参数及流体粘度和密度这些流体的常规参数，开展低渗透岩心最小启动压力梯度实验，获取地层油通过该低渗透岩心的最小启动压力值。
在步骤3中，计算相邻两个时刻注入采出能力比Z值的计算公式为：
其中：
式中，Q(t)为t时刻水的累积注入量，cm3；φ为低渗岩心的孔隙度，无因次；A为岩心的横截面积，cm2；L岩心的长度，cm；Wi为岩心的累积注入倍数，无因次；v为记录的岩心出口端的液体流出速度，cm/s；μo为地层油(或模拟油)的粘度，mPa·s；k为岩心的绝对渗透率，μm2；加载在岩心两端的驱替压力梯度，0.1MPa/cm；Z为注入采出能力比，无因次。
在步骤4中，根据JBN方法，计算含水饱和度swe，油相对渗透率曲线krod(swe)和水相对渗透率曲线krwd(swe)，其计算公式为：
式中，Z为注入采出能力比，无因次；swe为岩心出口端的含水饱和度；fo(swe)为岩心出口端含水饱和度为swe时的含油率，无因次；krwd(swe)为应用JBN方法计算的岩心出口含水饱和度为swe时的水相相对渗透率，无因次；krod(swe)为应用JBN方法计算的含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次。
在步骤5中，根据步骤1中获得的最小启动压力梯度Go、步骤3中的Z值及步骤4中得到的油相相对渗透率值krod(swe)，计算不同含水饱和度下的考虑非线性渗流特征的油相相对渗透率曲线kro(swe)。
在步骤5中，计算不同含水饱和度下的考虑非线性渗流特征的油相相对渗透率曲线kro(swe)的计算公式为
式中，Go为地层油通过低渗岩心的最小启动压力梯度，0.1MPa/cm；Z为注入采出能力比，无因次；krod(swe)为应用JBN方法计算的含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次；kro(swe)为考虑非线性渗流特征后且岩心出口端含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次；krw(swe)岩心出口端含水饱和度为swe时的水相相对渗透率，无因次，加载在岩心两端的驱替压力梯度，0.1MPa/cm；I为单位量纲。
在步骤6中，根据步骤4中得到的水相、油相相对渗透率值及步骤5中得到考虑非线性渗流特征的油相相对渗透率值，计算不同含水饱和度下的水相相对渗透率曲线。
在步骤6中，计算不同含水饱和度下的水相相对渗透率曲线的计算公式为：
式中，Go为地层油通过低渗岩心的最小启动压力梯度，0.1MPa/cm；加载在岩心两端的驱替压力梯度，0.1MPa/cm；krwd(swe)为应用JBN方法计算的岩心出口含水饱和度为swe时的水相相对渗透率，无因次；krod(swe)为应用JBN方法计算的含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次；kro(swe)为考虑非线性渗流特征后且岩心出口端含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次；krw(swe)岩心出口端含水饱和度为swe时的水相相对渗透率，无因次。
流体在低渗透多孔介质中渗流特征不再符合传统的达西渗流规律，表现为明显的非线性渗流特征，同时具有一定的启动压力梯度。目前，实验室内广泛使用的是非稳态的JBN方法处理油水相对渗透率实验数据。而JBN方法的主要理论基础是达西渗流规律和BL水驱油方程。当低渗透储层中流体的规律不再遵循传统的达西渗流规律情况下，应用JBN方法计算低渗透油藏的油水相对渗透率必然产生较大的误差。
本发明中的低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法，综合考虑了低渗透油藏流体流动的非线性渗流特征和存在启动压力梯度的问题，而目前实验室内广泛使用的JBN方法均没有考虑启动压力梯度及非线性渗流特征。本发明中提出的低渗透油藏油水相对渗透率处理方法，解决了现有JBN方法在处理低渗透油藏水油相对渗透率实验数据处理方面存在的技术难题，为明确低渗透油藏渗流规律及完善低渗透油藏非线性渗流数值模拟技术奠定基础。
附图说明
图1为本发明的低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明的一具体实施例中基于JBN方法和考虑非线性渗流特征的油水相对渗透率曲线对比图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。
本发明的低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法包括了以下步骤：
在步骤1中，测量岩心长度、横截面积孔隙度和渗透率等常规岩心的基本参数及流体粘度和密度等流体的常规参数，开展低渗透岩心最小启动压力梯度实验，获取地层油(或模拟油)通过该低渗透岩心的最小启动压力值Go。
在步骤2中，开展非稳态条件油水相对渗透率实验，记录不同时刻、不同驱替压力下的液量、油量、水量及累积液量、油量和水量等实验数据信息。
在步骤3中，计算相邻两个时刻注入采出能力比，该值记作为Z值，其计算公式为
其中：
在步骤4中，根据JBN方法，计算含水饱和度swe，油相对渗透率曲线krod(swe)和水相对渗透率曲线krwd(swe)，其计算公式为
在步骤5中，根据步骤1中获得的最小启动压力梯度Go、步骤3中的Z值及步骤4中得到的油相相对渗透率值krod(swe)，计算不同含水饱和度下的考虑非线性渗流特征的油相相对渗透率曲线kro(swe)，其计算公式为
步骤6，根据步骤4中得到的水相、油相相对渗透率值及步骤5中得到考虑非线性渗流特征的油相相对渗透率值，计算不同含水饱和度下的水相相对渗透率曲线，其计算公式为
式中，Go为地层油通过低渗岩心的最小启动压力梯度，0.1MPa/cm；Q(t)为t时刻水的累积注入量，cm3；φ为低渗岩心的孔隙度，无因次；A为岩心的横截面积，cm2；L岩心的长度，cm；Wi为岩心的累积注入倍数，无因次；v为记录的岩心出口端的液体流出速度，cm/s；μo为地层油(或模拟油)的粘度，mPa·s；k为岩心的绝对渗透率，μm2；加载在岩心两端的驱替压力梯度，0.1MPa/cm；Z为注入采出能力比，无因次；swe为岩心出口端的含水饱和度；fo(swe)为岩心出口端含水饱和度为swe时的含油率，无因次；krwd(swe)为应用JBN方法计算的岩心出口含水饱和度为swe时的水相相对渗透率，无因次；krod(swe)为应用JBN方法计算的含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次；kro(swe)为考虑非线性渗流特征后且岩心出口端含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次；krw(swe)岩心出口端含水饱和度为swe时的水相相对渗透率，无因次。
以下为应用本发明的一具体实施例，如图1所示，图1为本发明的低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法的流程图。
在步骤101中，测量岩心长度、横截面积孔隙度和渗透率等常规岩心的基本参数及流体粘度和密度等流体的常规参数；开展地层油通过低渗透岩心的最小启动压力梯度实验，获取地层油(或模拟油)通过该低渗透岩心的最小启动压力值，实验用岩样基本参数见表1所示，实验用模拟油及注入水参数见表2所示。
表1 岩样基本参数表
表2 模拟油及注入水基本参数表
在步骤102中，开展非稳态条件油水相对渗透率实验，记录不同时刻、不同驱替压力下的瞬时指标(液量、油量、含水)及累积指标(液量、油量)等实验数据信息，计算结果见表3。
表3 非稳态实验数据表
累积时间 累积油量 累积液量 液量流速 驱替压差梯度 含油率 含水率
s ml ml cm/s 0.1MPa/cm ％
137.20 0.4 0.40 0.0006 13.71 1 0
211.20 0.6 0.67 0.0008 13.71 0.7143 0.2857
464.20 0.65 1.68 0.0007 13.71 0.0490 0.9510
1669.20 0.7 7.64 0.0010 13.71 0.0083 0.9917
2850.20 0.8 20.53 0.0019 24.84 0.0077 0.9923
4477.20 0.85 39.66 0.0018 24.84 0.0026 0.9974
6478.20 0.9 65.25 0.0023 24.84 0.0019 0.9981
10693.20 0.93 123.23 0.0024 1 24.84 0.0005 0.9995
在步骤103中，分别计算每个时刻的和I，计算相邻两个时刻注入采出能力比，该值记作为Z值，计算结果见表4，其计算公式为
表4 相邻两个时刻注入采出能力比Z
其中：
式中：角标t1和角标t2为两个相邻的时刻。
在步骤104中，根据JBN方法，计算岩心出口端不同时刻的含水饱和度swe，油相对渗透率曲线krod(swe)和水相对渗透率曲线krwd(swe)。计算结果见边5。
岩心出口端含水饱和度的计算方法为
swe＝swi+Vo-fo(swe)·Wi (2)
其中：
岩心出口端油相对渗透率曲线krod(swe)的计算公式为
岩心出口端水相相对渗透率曲线krwd(swe)的计算公式为
表5 JBN方法计算油水相对渗透率表
swe krod(JBN) krwd(JBN)
0.505 1 0
0.6053 0.1697 0.0182
0.6488 0.0194 0.1008
0.6655 0.0030 0.0947
0.6759 0.0039 0.1346
0.6992 0.0014 0.1489
0.7087 0.0007 0.1019
0.7246 0.0003 0.1661
在步骤105中，根据步骤101中获得的样品油通过低渗岩心的最小启动压力梯度Go、步骤3中的Z值及步骤104中得到的油相相对渗透率值krod(swe)，计算不同含水饱和度下的考虑非线性渗流特征的油相相对渗透率曲线kro(swe)，其计算公式为
步骤106，根据步骤101中获得的样品油通过低渗岩心的最小启动压力梯度Go、步骤104中基于JBN方法得到的水相相对渗透率值krwd(swe)、油相相对渗透率值krod(swe)及步骤105中得到考虑非线性渗流特征的油相相对渗透率值kro(swe)，计算不同含水饱和度下的水相相对渗透率值krw(swe)，其计算公式为
根据步骤105和步骤106计算的考虑非线性渗流特征的油水相对渗透率见表6所示。基于JBN方法和考虑非线性渗流特征的油水相对渗透率曲线对比如图2所示。
表6 考虑非线性渗流特征的油水相对渗透率表
sw kro krw
0.505 1 0
0.6053 0.1605 0.0171
0.6488 0.0183 0.0943
0.6655 0.0028 0.0888
0.6759 0.0037 0.1269
0.6992 0.0014 0.1403
0.7087 0.0007 0.0962
0.7246 0.0003 0.1565
式中，Go为地层油通过低渗岩心的最小启动压力梯度，0.1MPa/cm；Q(t)为t时刻水的累积注入量，cm3；φ为低渗岩心的孔隙度，无因次；A为岩心的横截面积，cm2；L岩心的长度，cm；Wi为岩心的无因次累积注入倍数，无因次；v为记录的岩心出口端的液体流出速度，cm/s；μo为地层油(或模拟油)的粘度，mPa·s；μw为模拟水的粘度，mPa·s；k为岩心的绝对渗透率，μm2；加载在岩心两端的驱替压力梯度，0.1MPa/cm；Z为注入采出能力比，无因次；swe为岩心出口端的含水饱和度；fo(swe)为岩心出口端含水饱和度为swe时的含油率，无因次；krwd(swe)为应用JBN方法计算的岩心出口含水饱和度为swe时的水相相对渗透率，无因次；krod(swe)为应用JBN方法计算的含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次；kro(swe)为考虑非线性渗流特征的且岩心出口端含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次；krw(swe)岩心出口端含水饱和度为swe时的水相相对渗透率，无因次；swi为岩心束缚水饱和度；Vo为无因次累积采油量，无因次；Qo(t)为t时刻的岩心出口端累积油量，cm3。

Claims (8)

1.低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法，其特征在于，该低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法包括：
步骤1，开展低渗透岩心最小启动压力梯度实验，获取地层油通过该低渗透岩心的最小启动压力值；
步骤2，开展非稳态条件油水相对渗透率实验，记录不同时刻、不同驱替压力下的液量、油量、水量及累积液量、油量和水量这些实验数据信息；
步骤3，计算相邻两个时刻注入采出能力比，该值记作为Z值；
步骤4，根据JBN方法，计算含水饱和度及油、水相对渗透率曲线；
步骤5，计算不同含水饱和度下的考虑非线性渗流特征的油相相对渗透率曲线；
步骤6，计算不同含水饱和度下的水相相对渗透率曲线。
2.根据权利要求1所述的低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法，其特征在于，在步骤1中，测量岩心长度、横截面积孔隙度和渗透率这些常规岩心的基本参数及流体粘度和密度这些流体的常规参数，开展低渗透岩心最小启动压力梯度实验，获取地层油通过该低渗透岩心的最小启动压力值。
3.根据权利要求1所述的低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法，其特征在于，在步骤3中，计算相邻两个时刻注入采出能力比Z值的计算公式为：
其中：
式中，Q(t)为t时刻水的累积注入量，cm3；φ为低渗岩心的孔隙度，无因次；A为岩心的横截面积，cm2；L岩心的长度，cm；Wi为岩心的累积注入倍数，无因次；v为记录的岩心出口端的液体流出速度，cm/s；μo为地层油(或模拟油)的粘度，mPa·s；k为岩心的绝对渗透率，μm2；加载在岩心两端的驱替压力梯度，0.1MPa/cm；Z为注入采出能力比，无因次。
4.根据权利要求1所述的低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法，其特征在于，在步骤4中，根据JBN方法，计算含水饱和度swe，油相对渗透率曲线krod(swe)和水相对渗透率曲线krwd(swe)，其计算公式为
式中，Z为注入采出能力比，无因次；swe为岩心出口端的含水饱和度；fo(swe)为岩心出口端含水饱和度为swe时的含油率，无因次；krwd(swe)为应用JBN方法计算的岩心出口含水饱和度为swe时的水相相对渗透率，无因次；krod(swe)为应用JBN方法计算的含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次。
5.根据权利要求1所述的低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法，其特征在于，在步骤5中，根据步骤1中获得的最小启动压力梯度Go、步骤3中的Z值及步骤4中得到的油相相对渗透率值krod(swe)，计算不同含水饱和度下的考虑非线性渗流特征的油相相对渗透率曲线kro(swe)。
6.根据权利要求5所述的低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法，其特征在于，在步骤5中，计算不同含水饱和度下的考虑非线性渗流特征的油相相对渗透率曲线kro(swe)的计算公式为
式中，Go为地层油通过低渗岩心的最小启动压力梯度，0.1MPa/cm；Z为注入采出能力比，无因次；krod(swe)为应用JBN方法计算的含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次；kro(swe)为考虑非线性渗流特征后且岩心出口端含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次；krw(swe)岩心出口端含水饱和度为swe时的水相相对渗透率，无因次，加载在岩心两端的驱替压力梯度，0.1MPa/cm；I为单位量纲。
7.根据权利要求1所述的低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法，其特征在于，在步骤6中，根据步骤4中得到的水相、油相相对渗透率值及步骤5中得到考虑非线性渗流特征的油相相对渗透率值，计算不同含水饱和度下的水相相对渗透率曲线。
8.根据权利要求7所述的低渗透油藏油水相对渗透率实验数据的处理方法，其特征在于，在步骤6中，计算不同含水饱和度下的水相相对渗透率曲线的计算公式为：
式中，Go为地层油通过低渗岩心的最小启动压力梯度，0.1MPa/cm；加载在岩心两端的驱替压力梯度，0.1MPa/cm；krwd(swe)为应用JBN方法计算的岩心出口含水饱和度为swe时的水相相对渗透率，无因次；krod(swe)为应用JBN方法计算的含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次；kro(swe)为考虑非线性渗流特征后且岩心出口端含水饱和度为swe时的油相相对渗透率，无因次；krw(swe)岩心出口端含水饱和度为swe时的水相相对渗透率，无因次。
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