CN111255444A - 一种地层油气相对渗透率测定方法 - Google Patents

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    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells

Abstract

本发明涉及一种地层油气相对渗透率测定方法，包括以下步骤S1采用地层实际原油，测量原油与注入气在地层温度、预设压力下的气体在原油中溶解度、气油比、体积系数和含注入气地层油粘度；S2采用地层实际原油，根据溶解度、体积系数、含注入气地层油粘度测量注入气‑地层油相对渗透率。该方法在预设压力下测试注入气‑地层油溶解特性，判断气相在油相中的溶解度，进而判断岩样中的实际含气饱和度，提高了油气相对渗透率测试的准确性。

Description

一种地层油气相对渗透率测定方法
技术领域
本发明是关于一种地层油气相对渗透率测定方法，属于石油开发技术领域。
背景技术
在实际油层中，都存在着两种或者两种以上的流体，油-气，油-气-水等，特别是在注气开发油田中，油层中经常是油气共流和油气并存，当注入压力高于注入气-地层油的饱和压力以上时，油层中还会发生油气两相共存和并流现象。在这种多相流动的情况下，由于各相岩石的湿润性不同，各相流体之间存在界面，在多孔岩石中就呈现毛细管力；各相的物理化学性质，如粘度，密度和组成都不一样，而且各相的饱和度也不同，因此在岩石中各相流体在流动时就会发生相互干扰，干扰程度主要与各相饱和度有关。目前，主要采用相对渗透率曲线表征各相相对渗透率，相对渗透率曲线表明了两相渗透率与含气饱和度之间的关系，是研究多相渗流、油气饱和度及开展动态分析时的基础，进而进行产能预测、注采参数设计等工作。但是，相对渗透率曲线计算时没有考虑气相会部分溶解到油相中的问题，从而导致油气相对渗透率的计算存在一定的误差。
发明内容
针对上述现有技术的不足，本发明的目的是提供一种地层油气相对渗透率测定方法，该方法在预设压力下测试注入气-地层油溶解特性，判断气相在油相中的溶解度，进而判断岩样中的实际含气饱和度，提高了油气相对渗透率测试的准确性。
为实现上述目的，本发明提供了一种地层油气相对渗透率测定方法，包括以下步骤：S1采用地层实际原油，测量原油与注入气在地层温度、预设压力下的气油比、体积系数和含注入气地层油粘度；S2采用地层实际原油，根据溶解度、体积系数、含注入气地层油粘度测量注入气-地层油相对渗透率。
进一步，步骤1具体包括：S1.1将原油和注入气分别注入原油中间容器和气体中间容器中；S1.2将原油注入配样器中，再向配样器中注入足量的注入气，封闭配样器；S1.3充分搅拌，取油样测量气油比G1、含注入气地层油粘度μo和体积系数Bo。
进一步，步骤2具体包括：S2.1在岩心夹持器中放入待测样品，加水至饱和，获得饱和地层水；S2.2用地层原油驱水，建立束缚水饱和度，计算含水饱和度；S2.3用注入气驱替饱和油后的岩心，计算气相渗透率；S2.4将气、油按一定比例注入待测样品中，待出口端出油量和出气量稳定时，测定进口压力，出口压力，进口油流量，进口气流量，出口油流量和出口气流量，并计算含气饱和度、油相相对渗透率、气相相对渗透率。
进一步，还包括：改变油气注入比例，重复步骤S2.3-S2.4，直至气相相对渗透率值小于预设值，并将计算得到的油相对渗透率和气相对渗透率绘制成图表，得到相对渗透率曲线。
进一步，相对渗透率采用下式获得：
Figure BDA0002361102180000021
Figure BDA0002361102180000022
Figure BDA0002361102180000023
Figure BDA0002361102180000024
其中，Kg为气相有效渗透率；Ko为油相有效渗透率；pa为大气压力；qg为气流量；μg为在地层温度、预设压力下注入气粘度；μo为在地层温度、预设压力下地层油粘度；L为岩样长度；A为岩样横截面积；p1为岩样进口压力；p2为岩样出口压力；Bo为在地层温度、预设压力下含注入气地层油体积系数；G为出口端气油比；G1为含注入气地层油气油比。
进一步，含气饱和度采用下式获得：
Figure BDA0002361102180000025
Figure BDA0002361102180000026
式中：Sw为含水饱和度，Vw为饱和油时产出水总体积；Vd为驱替体系总死体积；V为岩样孔隙体积；Sg为含气饱和度；pa为大气压力；p2为岩样出口压力；qg为气流量；G为出口端气油比；G1为含注入气地层油气油比；qo为出口端脱气油流量；Bo为在地层温度、预设压力下含注入气地层油体积系数。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：该方法在预设压力下测试注入气-地层油溶解特性，判断气相在油相中的溶解度，进而判断岩样中的实际含气饱和度，提高了油气相对渗透率测试的准确性。
附图说明
图1是本发明一实施例中地层油气相对渗透率测定方法步骤S1对应装置的结构示意图；
图2是本发明一实施例中地层油气相对渗透率测定方法步骤S2对应装置的结构示意图。
具体实施方式
以下结合附图来对本发明进行详细的描绘。然而应当理解，附图的提供仅为了更好地理解本发明，它们不应该理解成对本发明的限制。在本发明的描述中，需要理解的是，所用到的术语仅仅是用于描述的目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
为实现上述目的，本发明提供了一种地层油气相对渗透率测定方法，包括以下步骤：S1采用地层实际原油，测量原油与注入气在地层温度、预设压力下的气油比、体积系数和含注入气地层油粘度；S2采用地层实际原油，根据溶解度、体积系数、含注入气地层油粘度测量注入气-地层油相对渗透率。该方法在预设压力下测试注入气-地层油溶解特性，判断气相在油相中的溶解度，进而判断岩样中的实际含气饱和度，提高了油气相对渗透率测试的准确性。其中，预设压力为地层内实际压力。
如图1所述，步骤1具体包括：S1.1通过第一高压计量泵1将原油和注入气分别注入原油中间容器2和气体中间容器3中；S1.2将原油注入配样器4中，再向配样器4中注入足量的注入气，封闭配样器4；S1.3充分搅拌，取油样测量气油比G1、含注入气地层油粘度μo和体积系数Bo。通过控制阀门5选择通入原油或注入气。配样器4下游还设有第二高压计量泵6用于对配样器4中的压力进行调节，并测算流出配样器4中液体的流量。
步骤2具体包括：S2.1将岩心洗净、烘干、抽真空饱和地层水，在岩心夹持器7中放入待测样品，采用第一高压计量泵1继续加水至饱和，获得饱和地层水。通过第一高压计量泵1将原油和注入气分别注入原油中间容器2和气体中间容器3中。通过控制阀门5选择通入原油或注入气。岩心夹持器7下游设有回压器8，用于调整岩心夹持器7中压力；S2.2用地层原油驱水，建立束缚水饱和度，驱替5PV以上，至不再产水为止，计算含水饱和度；S2.3用注入气驱替饱和油后的岩心，计算气相渗透率；S2.4将气、油按一定比例注入待测样品中，待出口端出油量和出气量稳定时，测定进口压力，出口压力，进口油流量，进口气流量，出口油流量和出口气流量，并计算含气饱和度、油相相对渗透率、气相相对渗透率。
步骤2还包括：改变油气注入比例，重复步骤S2.3-S2.4，直至气相相对渗透率值小于预设值，并将计算得到的油相对渗透率和气相对渗透率绘制成图表，得到相对渗透率曲线。
相对渗透率采用下式获得：
Figure BDA0002361102180000041
Figure BDA0002361102180000042
Figure BDA0002361102180000043
Figure BDA0002361102180000044
其中，Kg为气相有效渗透率；Ko为油相有效渗透率；pa为大气压力；qg为气流量；μg为在地层温度、预设压力下注入气粘度；μo为在地层温度、预设压力下地层油粘度；L为岩样长度；A为岩样横截面积；p1为岩样进口压力；p2为岩样出口压力；Bo为在地层温度、预设压力下含注入气地层油体积系数；G为出口端气油比；G1为含注入气地层油气油比。
含气饱和度采用下式获得：
Figure BDA0002361102180000045
Figure BDA0002361102180000046
式中：Sw为含水饱和度，Vw为饱和油时产出水总体积；Vd为驱替体系总死体积，其中驱替体系总死体积指的是驱替系统包括管线、接口、阀门等部位参与渗流过程的体积，不包括孔隙体积。驱替过程中无法排除其影响，故需要将这部分体积减掉；V为岩样孔隙体积；Sg为含气饱和度；pa为大气压力；p2为岩样出口压力；qg为气流量；G为出口端气油比；G1为含注入气地层油气油比；qo为出口端脱气油流量；Bo为在地层温度、预设压力下含注入气地层油体积系数。
上述内容仅为本申请的具体实施方式，但本申请的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本申请揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本申请的保护范围之内。因此，本申请的保护范围应以权利要求的保护范围为准。

Claims (6)

1.一种地层油气相对渗透率测定方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1采用地层实际原油，测量原油与注入气在地层温度、预设压力下的气体在原油中溶解度、气油比、体积系数和含注入气地层油粘度；
S2采用地层实际原油，根据所述溶解度、气油比、体积系数、含注入气地层油粘度测量注入气-地层油相对渗透率。
2.如权利要求1所述的地层油气相对渗透率测定方法，其特征在于，所述步骤1具体包括：
S1.1将所述原油和注入气分别注入原油中间容器和气体中间容器中；
S1.2将所述原油注入配样器中，再向配样器中注入足量的注入气，封闭配样器；
S1.3充分搅拌，取油样测量气油比G1、含注入气地层油粘度μo和体积系数Bo。
3.如权利要求1或2所述的地层油气相对渗透率测定方法，其特征在于，所述步骤2具体包括：
S2.1将岩心洗净、烘干、抽真空饱和地层水，放入岩心夹持器中，加水至饱和，获得饱和地层水岩心；
S2.2用地层原油驱水，建立束缚水饱和度，至不再产水为止，计算含水饱和度；
S2.3用注入气驱替饱和油后的岩心，计算气相渗透率；
S2.4将气、油按一定比例注入所述待测样品中，待出口端出油量和出气量稳定时，测定进口压力，出口压力，进口油流量，进口气流量，出口油流量和出口气流量，并计算含气饱和度、油相相对渗透率、气相相对渗透率。
4.如权利要求3所述的地层油气相对渗透率测定方法，其特征在于，还包括：
改变油气注入比例，重复步骤S2.3-S2.4，直至气相相对渗透率值小于预设值，并将计算得到的油相对渗透率和气相对渗透率绘制成图表，得到相对渗透率曲线。
5.如权利要求3或4所述的地层油气相对渗透率测定方法，其特征在于，所述相对渗透率采用下式获得：
Figure FDA0002361102170000011
Figure FDA0002361102170000012
Figure FDA0002361102170000013
Figure FDA0002361102170000014
其中，Kg为气相有效渗透率；Ko为油相有效渗透率；pa为大气压力；qg为气流量；μg为在地层温度、预设压力下注入气粘度；μo为在地层温度、预设压力下地层油粘度；L为岩样长度；A为岩样横截面积；p1为岩样进口压力；p2为岩样出口压力；Bo为在地层温度、预设压力下含注入气地层油体积系数；G为出口端气油比；G1为含注入气地层油气油比。
6.如权利要求3或4所述的地层油气相对渗透率测定方法，其特征在于，所述含气饱和度采用下式获得：
Figure FDA0002361102170000021
Figure FDA0002361102170000022
式中：Sw为含水饱和度，Vw为饱和油时产出水总体积；Vd为驱替体系总死体积；V为岩样孔隙体积；Sg为含气饱和度；pa为大气压力；p2为岩样出口压力；qg为气流量；G为出口端气油比；G1为含注入气地层油气油比；qo为出口端脱气油流量；Bo为在地层温度、预设压力下含注入气地层油体积系数。
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