CN111879678A - 一种基于自吸法的致密砂岩气水相对渗透率实验方法 - Google Patents
一种基于自吸法的致密砂岩气水相对渗透率实验方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111879678A CN111879678A CN202010758485.6A CN202010758485A CN111879678A CN 111879678 A CN111879678 A CN 111879678A CN 202010758485 A CN202010758485 A CN 202010758485A CN 111879678 A CN111879678 A CN 111879678A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- self
- rock sample
- water
- priming
- ith
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 116
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 88
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 155
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims abstract description 39
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 10
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 49
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 39
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 6
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 4
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 3
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 claims description 2
- 238000000655 nuclear magnetic resonance spectrum Methods 0.000 claims description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 abstract 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000005311 nuclear magnetism Effects 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/28—Preparing specimens for investigation including physical details of (bio-)chemical methods covered elsewhere, e.g. G01N33/50, C12Q
- G01N1/286—Preparing specimens for investigation including physical details of (bio-)chemical methods covered elsewhere, e.g. G01N33/50, C12Q involving mechanical work, e.g. chopping, disintegrating, compacting, homogenising
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/28—Preparing specimens for investigation including physical details of (bio-)chemical methods covered elsewhere, e.g. G01N33/50, C12Q
- G01N1/44—Sample treatment involving radiation, e.g. heat
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
- G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
- G01N24/081—Making measurements of geologic samples, e.g. measurements of moisture, pH, porosity, permeability, tortuosity or viscosity
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/28—Preparing specimens for investigation including physical details of (bio-)chemical methods covered elsewhere, e.g. G01N33/50, C12Q
- G01N1/286—Preparing specimens for investigation including physical details of (bio-)chemical methods covered elsewhere, e.g. G01N33/50, C12Q involving mechanical work, e.g. chopping, disintegrating, compacting, homogenising
- G01N2001/2873—Cutting or cleaving
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N2015/0866—Sorption
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
- Y02A90/30—Assessment of water resources
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Pathology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geology (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
本发明公开了一种基于自吸法的致密砂岩气水相对渗透率实验方法，它包括：S1、钻取致密岩石的圆柱形岩样进行清洗烘干处理；S2、将岩样切割为两段并再次烘干；S3、对第一段岩样进行气水毛管压力实验；S4、测量第二段岩样的孔隙度φHe等参数；S5、将第二段岩样抽真空并加压饱和地层水溶液后测量核磁共振孔隙度φNMR等参数；S6、将第二段岩样放入自吸瓶中开展自吸水实验，并测量核磁孔隙度记为φNMRi等参数；S7、对步骤S3至步骤S6得到的数据进行处理，得到致密砂岩气水相对渗透率。本发明能够结合自吸水过程中和完全饱和水的核磁共振T2谱，准确得到致密气藏的气水相对渗透率曲线，为致密气藏的开发奠定基础。
Description
技术领域
本发明涉及一种致密岩石气水相对渗透率确定的新方法，属于油气勘探技术领域。
背景技术
致密气作为一种对环境污染较小、高效清洁能源广泛受到人们的关注，初步统计，我国致密气藏储量为300亿方。由于致密气藏砂岩储层具有孔隙结构复杂、孔喉细小、渗透率低、含水饱和度较高、高毛管压力等特点，并且通常致密砂岩储层多为亲水储层，使得流体极易在毛管压力的作用下发生自吸现象。相对渗透率曲线是认识气水两相流动特征的参数之一，有效获取气水相对渗透率，对于气藏的开发开采、水侵计算、采收率计算均有一定的意义；目前获取气水相对渗透率的方法主要有室内实验法和经验公式法。
室内实验方法包括了稳态法和非稳态法，两种方法都是基于达西定律，假设流体不可压缩、流体之间不发生物理化学反应、忽略毛管压力和重力作用等。稳态法测定相对渗透率时将气、水按一定流量比例同时注入岩样，当进出口压力及气水流量稳定时测定气水相对渗透率和岩样的含水饱和度，该方法测定结果准确度高，但是实验周期较长。非稳态法利用在恒定驱替压力或者恒定驱替速度下进行气驱水实验，记录实验过程各个时间点的产水、产气量，每个测点不需要达到稳定，该方法实验周期短、效率高。
经验公式法是学者统计大量的相对渗透率实验以及矿场数据，进而得到相对渗透率与其他物理性质之间的关系，通过储层的基本参数求解相对渗透率，该方法统计特征明显，受制于统计的样本特征。
因此，相对于经验公式法，室内实验法常常被用于确定气水相对渗透率。既然如此，获取气水相对渗透率的室内方法还存在以下不足：
(1)稳态法虽然测试过程和数据处理简单，但是对测试岩心的渗透率有较高要求；该方法测试周期长、耗费时间长，仅适用于渗透率较高的砂岩和碳酸盐岩，很难适用于致密岩石。
(2)非稳态法虽然测试周期短、效率高，但是该方法忽略了毛管压力的影响，这很难真实反映致密储层岩石的特征。致密储层岩石孔隙结构复杂、非均质性强、渗透率低、孔隙度低、以微纳米孔为主，表现出显著的毛管效应，因此，现有的非稳态法也难以适用于致密岩石。
综上所述，现有的室内实验法都很难有效获取致密岩石在毛管压力作用下的气水两相流动规律。
发明内容
针对上述问题和不足，本发明所要解决的技术问题是：提供一种基于自吸法的致密砂岩气水相对渗透率实验方法。
为了解决上述问题，本发明采用了以下的技术方案
一种基于自吸法的致密砂岩气水相对渗透率实验方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、钻取致密岩石的圆柱形岩样，并进行清洗烘干处理；
S2、将岩样切割为两段，将两段岩样再次烘干；
S3、对第一段岩样进行气水毛管压力实验，测定其岩石气水毛管压力，同时拟合得到气水毛管压力Pcgw与含水饱和度Sw间的关系曲线Pcgw＝f(Sw)；
S4、测量第二段岩样的孔隙度φHe、绝对渗透率k、岩样长度L、岩样直径D；
S5、所述步骤S4的测量完成后，将第二段岩样抽真空至133Pa，并在20MPa的压力下加压饱和地层水溶液48小时后测量饱和后岩样的重量m0、核磁共振孔隙度φNMR0以及核磁共振T2谱曲线T20，所述核磁共振T2谱曲线的面积记为A0；
S6、将第二段岩样再次进行清洗烘干处理后，将岩样的周边和一个端面进行密封使其与流体隔绝，只保持另一个端面处于敞开状态与流体接触；然后，将所述第二段岩样放入自吸瓶中开展自吸水实验，每间隔一个自吸时间将所述第二段岩样取出测量其核磁共振T2谱曲线、重量以及自吸时间，直至T2曲线趋于重叠后停止自吸水实验；
将步骤S6中第i次自吸水后测量得到岩样的核磁孔隙度记为φNMRi；将步骤S6中第i次自吸水后测量得到的岩样的重量记为mi，将步骤S6中第i次自吸水后测量得到的岩样的核磁共振T2谱曲线T2i；将第i次自吸时间记为ti，其中i＝1，2，3…，n；
S7、对步骤S3至步骤S6得到的数据进行处理，得到致密砂岩气水相对渗透率。
进一步的，步骤S7包括以下子步骤：
S71、自吸水量的计算：
第i次自吸水的自吸水量Vwi为：
Vwi＝(φNMRi-φNMRi-1)×V (1)
式中，φNMRi—第二段岩样自吸后的核磁共振孔隙度，小数；
φNMRi-1—第二段岩样自吸前的核磁共振孔隙度，小数；
V—岩样外表体积，cm3；
D—岩样直径，cm；
L—岩样长度，cm；
Vwi—自吸水体积，cm3。
S72、绘制岩心自吸能力曲线：
(1)计算自吸能力：
根据所述第i次自吸水的自吸水量Vwi得到岩样对应的自吸能力Ri：
式中：Ri—自吸能力，无量纲；
Vwi—自吸水量，cm3；
Ac—渗吸面积，cm2。
(2)绘制自吸能力Ri与(ti/L2)0.5间的关系曲线：
计算各次自吸水的岩心的自吸能力，并绘制其自吸能力Ri与(ti/L2)0.5之间的关系曲线。
S73、计算水相渗透率：
(1)计算含水饱和度：根据第i次自吸水后的核磁共振谱T2曲线T2i及对应的核磁共振孔隙度φNMRi计算岩样在第i次自吸岩心的含水饱和度Swi：
式中：φHe—岩样的孔隙度，小数；
φNMRi—第i次自吸水后测量得到的核磁孔隙度，小数；
(2)根据步骤(1)得到的核磁共振T2谱曲线T2i和下式计算第i次自吸时间内的水相渗透率：
式中，kwi—岩样水相渗透率，mD；
C—与岩石矿物成分相关的系数，可通过实验数据拟合，无量纲；
m，n—与岩样物性和微观结构系数相关的系数，分别等于4和2，无量纲；
T2i—第i次横向弛豫时间，毫秒；
T2Mi—第i次横向弛豫时间对数加权平均值，毫秒；
AM(T2i)—第i次横向弛豫时间对应的幅度，单位为幅度。
S74、计算气相渗透率：
(2)对步骤S72得到的自吸能力Ri与(ti/L2)0.5间的关系曲线进行对比实验拟合得出自吸能力Ri与气相渗透率kgi的表达式：
式中，kgi—气相渗透率，mD；
kwi—水相渗透率，mD；
μg—气相粘度，mPa·s；
μw—水相粘度，mPa·s；
ΔSwi—含水饱和度变化值，小数；
Pcgw—岩样气水毛管压力，MPa；
φNMRi-1—第i次自吸水前测量得到的核磁孔隙度，小数；
φNMRi—第i次自吸水后测量得到的核磁孔隙度，小数。
结合步骤S72得到的自吸能力Ri数据，以及步骤S73得到的水相渗透率kwi数据计算获取岩样在第i次自吸时间内的气相渗透率kgi：
S75、根据步骤S73和步骤S74得到的数据计算得出气水相对渗透率：
(1)根据步骤S74得到的第i次自吸时间内岩样气相渗透率kgi数据得出第i次自吸时间内岩样气相相对渗透率krgi：
式中：krgi—第i次自吸水后岩样气相相对渗透率，小数；
k—岩样绝对渗透率，mD。
(2)根据步骤S73得到的第i次自吸时间内岩样水相渗透率kwi数据得出第i次自吸时间内岩样水相相对渗透率krwi：
式中：krwi—第i次自吸水后岩样水相相对渗透率，小数。
S76、根据步骤S75得到的数据绘制气水相对渗透率曲线。
本发明具有如下有益效果：
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；与现有的室内的测量方法相比，本发明充分利用了致密气储层具有高毛管压力效应，容易自发吸入流体的特点，结合核磁共振记录下每一个自吸时间的自吸水量以及T2曲线特征，通过自吸水量得到自吸能力曲线进而得到气相渗透率；通过T2曲线特征得到每一个阶段的含水饱和度变化和水相渗透率，并通过气水毛管压力实验获取自吸水的压力，进而得到自吸过程中气水相对渗透率曲线。该测定方法精度较高，充分利用了致密岩石的高毛管效应，具有较广的适用性。
附图说明
图1为岩样切割示意图；
图2为气水毛管压力拟合曲线
图3为自吸核磁共振曲线示意图；
图4为气水相对渗透率曲线示意图。
具体实施方式
本发明一种基于自吸法的致密砂岩气水相对渗透率实验方法，具体由以下步骤实现：
S1、钻取致密岩石的圆柱形岩样，并进行清洗烘干处理；
S2、如图1所示将岩样切割为两段，分别为长度2.5cm、5cm，直径2.5cm，和将两段岩样再次烘干；
S3、按照国家标准GT/T 29171-2012《岩石毛管压力曲线的测定》利用半渗透隔板法对第一段岩样进行气水毛管压力实验，测定其岩石气水毛管压力，同时拟合得到气水毛管压力与含水饱和度间的关系曲线f(Sw)＝Pcgw(如图2所示)，气水毛管压力记为Pcgw；-
S4、按照行业标准GB/T29172-2012《岩心分析方法》测量第二段岩样的孔隙度φHe、绝对渗透率k、岩样长度L、岩样直径D，岩样干重m0；
S5、所述步骤S4的测量完成后，将第二段岩样抽真空至133Pa，并在20MPa的压力下加压饱和地层水溶液48小时后测量饱和后岩样的重量m1、核磁共振孔隙度φNMR0以及核磁共振T20谱曲线，所述核磁共振T2谱曲线的面积记为A1；当饱和地层水后所测得的核磁孔隙度与气测孔隙度误差小于2％时(即满足
时)岩样饱和完成。否则进行重新饱和直至饱和完成。
S6、将第二段岩样再次进行清洗烘干处理后，将岩样的周边和一个端面进行密封使其与流体隔绝，只保持上端面处于敞开状态，将第二段岩样放入自吸瓶中开展自吸水实验，每间隔一个自吸时间将所述第二段岩样取出测量其核磁共振T2谱曲线、重量以及自吸时间，待本次测量完成后将岩样重新封闭后放入自吸瓶中继续自吸，直至T2曲线趋于重叠后停止自吸水试验；待本次测量完成后将岩样重新封闭后放入自吸瓶中继续自吸，直至T2曲线趋于重叠后停止自吸水实验；
将步骤S6中第i次自吸水后测量得到岩样的核磁孔隙度记为φNMRi；将步骤S6中第i次自吸水后测量得到的岩样的重量记为mi，将步骤S6中第i次自吸水后测量得到的岩样的核磁共振T2谱曲线T2i；将第i次自吸时间记为ti，其中i＝1，2，3…，n；
S7、对步骤S3至步骤S6得到的数据进行处理，得到致密砂岩气水相对渗透率。具体的，步骤S7包括以下子步骤：
S71、自吸水量的计算：
核磁共振T2曲线及孔隙度的变化反映了岩样孔隙中的流体变化情况，结合自吸水前后核磁共振孔隙度的变化，可以计算某一时间间隔内(某自吸时间内)的自吸水量。
第i次自吸水的自吸水量Vwi的计算公式如下：
Vwi＝(φNMRi-φNMRi-1)×V (1)
式中，φNMRi—第二段岩样自吸后的核磁共振孔隙度，小数；
φNMRi-1—第二段岩样自吸前的核磁共振孔隙度，小数；
V—岩样外表体积，cm3；
D—岩样直径，cm；
L—岩样长度，cm；
Vwi—自吸水体积，cm3。
S72、绘制岩心自吸能力曲线：
(1)计算自吸能力：
根据S71所述的某一时间间隔内(某自吸时间内)自吸水量Vwi计算得到岩样在对应时间间隔内的自吸能力Ri；具体的是：通过核磁共振记录下第i次自吸水的自吸水量Vwi以及岩样的基本参数(包括自吸面积和长度)得到岩样对应的自吸能力Ri：
式中：Ri—自吸能力，无量纲；
Vwi—自吸水量，cm3；
Ac—自吸面积，cm2；
(2)绘制自吸能力Ri与(ti/L2)0.5间的关系曲线：
计算各次自吸水的岩心的自吸能力，并记录下自吸的时间，并绘制其自吸能力Ri与(ti/L2)0.5之间的关系曲线；
S73、计算水相渗透率：
(1)计算含水饱和度：根据第i次自吸水后的核磁共振T2谱曲线T2i(如图3所示)及对应的核磁共振孔隙度φNMRi计算岩样在第i次自吸时间内岩心的含水饱和度Swi：
式中：φHe—岩样孔隙度，小数；
φNMRi—第i次自吸水后测量得到的核磁孔隙度，小数；
(2)渗透率与岩石的孔喉半径分布有着密切的关系，而核磁共振T2谱曲线可以反映岩石的孔喉半径分布，因此可以用核磁共振得到的T2分布来计算岩石的渗透率。根据步骤S73的(1)中得到的核磁共振T2谱曲线T2i和下式计算第i次自吸时间内的水相渗透率：首先对不同横向弛豫时间T2时间进行取对数，同时乘以不同弛豫时间的幅度后加权平均；将加权平均后的值除以孔隙度，同时作以10为基底的幂函数处理最后得到横向弛豫时间加权平均值。
具体如下：
式中，kwi—岩样水相渗透率，mD；
C—与岩石矿物成分相关的系数，可通过实验数据拟合，无量纲；
m，n—与岩样物性和微观结构系数相关的系数，分别等于4和2，无量纲；
T2i—第i次横向弛豫时间，毫秒；
T2Mi—第i次横向弛豫时间对数加权平均值，毫秒；
AM(T2i)—第i次横向弛豫时间对应的幅度，单位为幅度。
S74、计算气相渗透率：
(1)对步骤S72得到的自吸能力Ri与(ti/L2)0.5间的关系曲线进行对比实验拟合得出自吸能力Ri与气相渗透率kgi的表达式：
式中，kgi—气相渗透率，mD；
kwi—水相渗透率，mD；
μg—气相粘度，mPa·s；
μw—水相粘度，mPa·s；
ΔSwi—含水饱和度变化值，小数；
Pcgw—岩样气水毛管压力，MPa；
φNMRi-1—第i次自吸水前测量得到的核磁孔隙度，小数；
φNMRi—第i次自吸水后测量得到的核磁孔隙度，小数。
结合步骤S72得到的自吸能力Ri数据，以及步骤S73得到的水相渗透率kwi数据计算获取岩样在第i次自吸时间内的气相渗透率kg：
S75、根据步骤S73和步骤S74得到的数据计算得出气水相对渗透率(如图4所示)：
(1)根据步骤S74得到的气相渗透率kgi数据得出气相相对渗透率krgi：
式中：krgi—第i次自吸水后岩样气相相对渗透率，小数；
k—岩样绝对渗透率，mD。
(2)根据步骤S73得到的第i次自吸岩样水相渗透率kwi数据得出第i次自吸岩样水相相对渗透率krwi：
式中：krwi—第i次自吸水后岩样水相相对渗透率，小数。
S76、根据步骤S75得到的数据绘制气水相对渗透率曲线。
总而言之，本发明能够结合自吸水过程中和完全饱和水的核磁共振T2谱，准确得到致密气藏的气水相对渗透率曲线，为致密气藏的开发奠定基础。
需要说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的宗旨和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (2)
1.一种基于自吸法的致密砂岩气水相对渗透率实验方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、钻取致密岩石的圆柱形岩样，并进行清洗烘干处理；
S2、将岩样切割为两段，将两段岩样再次烘干；
S3、对第一段岩样进行气水毛管压力实验，测定其岩石气水毛管压力，同时拟合得到气水毛管压力Pcgw与含水饱和度Sw间的关系曲线Pcgw＝f(Sw)；
S4、测量第二段岩样的孔隙度φHe、绝对渗透率k、岩样长度L、岩样直径D；
S5、所述步骤S4的测量完成后，将第二段岩样抽真空至133Pa，并在20MPa的压力下加压饱和地层水溶液48小时后测量饱和后岩样的重量m0、核磁共振孔隙度φNMR0以及核磁共振T2谱曲线T20，所述核磁共振T2谱曲线的面积记为A0；
S6、将第二段岩样再次进行清洗烘干处理后，将岩样的周边和一个端面进行密封使其与流体隔绝，只保持另一个端面处于敞开状态与流体接触；然后，将所述第二段岩样放入自吸瓶中开展自吸水实验，每间隔一个自吸时间将所述第二段岩样取出测量其核磁共振T2谱曲线、重量以及自吸时间，直至T2曲线趋于重叠后停止自吸水实验；
将步骤S6中第i次自吸水后测量得到岩样的核磁孔隙度记为φNMRi；将步骤S6中第i次自吸水后测量得到的岩样的重量记为mi，将步骤S6中第i次自吸水后测量得到的岩样的核磁共振T2谱曲线T2i；将第i次自吸时间记为ti，其中i＝1，2，3…，n；
S7、对步骤S3至步骤S6得到的数据进行处理，得到致密砂岩气水相对渗透率。
2.根据权利要求1所述的一种基于自吸法的致密砂岩气水相对渗透率实验方法，其特征在于，步骤S7包括以下子步骤：
S71、自吸水量的计算：
第i次自吸水的自吸水量Vwi为：
Vwi＝(φNMRi-φNMRi-1)×V (1)
式中，φNMRi—第二段岩样自吸后的核磁共振孔隙度，小数；
φNMRi-1—第二段岩样自吸前的核磁共振孔隙度，小数；
V—岩样外表体积，cm3；
D—岩样直径，cm；
L—岩样长度，cm；
Vwi—自吸水体积，cm3。
S72、绘制岩心自吸能力曲线：
(1)计算自吸能力：
根据所述第i次自吸水的自吸水量Vwi得到岩样对应的自吸能力Ri：
式中：Ri—自吸能力，无量纲；
Vwi—自吸水量，cm3；
Ac—渗吸面积，cm2。
(2)绘制自吸能力Ri与(ti/L2)0.5间的关系曲线：
计算各次自吸水的岩心的自吸能力，并绘制其自吸能力Ri与(ti/L2)0.5之间的关系曲线。
S73、计算水相渗透率：
(1)计算含水饱和度：根据第i次自吸水后的核磁共振谱T2曲线T2i及对应的核磁共振孔隙度φNMRi计算岩样在第i次自吸岩心的含水饱和度Swi：
式中：φHe—岩样的孔隙度，小数；
φNMRi—第i次自吸水后测量得到的核磁孔隙度，小数；
(2)根据步骤(1)得到的核磁共振T2谱曲线T2i和下式计算第i次自吸时间内的水相渗透率：
式中，kwi—岩样水相渗透率，mD；
C—与岩石矿物成分相关的系数，可通过实验数据拟合，无量纲；
m，n—与岩样物性和微观结构系数相关的系数，分别等于4和2，无量纲；
T2i—第i次横向弛豫时间，毫秒；
T2Mi—第i次横向弛豫时间对数加权平均值，毫秒；
AM(T2i)—第i次横向弛豫时间对应的幅度，单位为幅度。
S74、计算气相渗透率：
(1)对步骤S72得到的自吸能力Ri与(ti/L2)0.5间的关系曲线进行对比实验拟合得出自吸能力Ri与气相渗透率kgi的表达式：
式中，kgi—气相渗透率，mD；
kwi—水相渗透率，mD；
μg—气相粘度，mPa·s；
μw—水相粘度，mPa·s；
ΔSwi—含水饱和度变化值，小数；
Pcgw—岩样气水毛管压力，MPa；
φNMRi-1—第i次自吸水前测量得到的核磁孔隙度，小数；
φNMRi—第i次自吸水后测量得到的核磁孔隙度，小数。
结合步骤S72得到的自吸能力Ri数据，以及步骤S73得到的水相渗透率kwi数据计算获取岩样在第i次自吸时间内的气相渗透率kgi：
S75、根据步骤S73和步骤S74得到的数据计算得出气水相对渗透率：
(1)根据步骤S74得到的第i次自吸水后岩样气相渗透率kgi数据得出第i次自吸水后岩样气相相对渗透率krgi：
式中：krgi—第i次自吸水后岩样气相相对渗透率，小数；
k—岩样绝对渗透率，mD。
(2)根据步骤S73得到的第i次自吸水后岩样水相渗透率kwi数据得出第i次自吸水后岩样水相相对渗透率krwi：
式中：krwi—第i次自吸水后岩样水相相对渗透率，小数。
S76、根据步骤S75得到的数据绘制气水相对渗透率曲线。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010758485.6A CN111879678B (zh) | 2020-07-31 | 2020-07-31 | 一种基于自吸法的致密砂岩气水相对渗透率实验方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010758485.6A CN111879678B (zh) | 2020-07-31 | 2020-07-31 | 一种基于自吸法的致密砂岩气水相对渗透率实验方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111879678A true CN111879678A (zh) | 2020-11-03 |
| CN111879678B CN111879678B (zh) | 2022-06-07 |
Family
ID=73205900
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010758485.6A Active CN111879678B (zh) | 2020-07-31 | 2020-07-31 | 一种基于自吸法的致密砂岩气水相对渗透率实验方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111879678B (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113075102A (zh) * | 2021-03-11 | 2021-07-06 | 中国地质大学（北京） | 一种建立多孔介质自发渗吸量与时间关系数学模型的方法 |
| CN117233065A (zh) * | 2023-11-16 | 2023-12-15 | 中国地质大学（武汉） | 一种页岩相对渗透率的确定方法、装置及电子设备 |
| CN118484997A (zh) * | 2024-05-22 | 2024-08-13 | 西南石油大学 | 一种基于dae-dnn模型求取致密砂岩气水相对渗透率曲线的方法 |
Citations (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080134760A1 (en) * | 2006-12-01 | 2008-06-12 | Patrick Egermann | Method of characterizing the distribution of the absolute permeability of a heterogeneous sample |
| CN102072844A (zh) * | 2010-11-25 | 2011-05-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 岩心毛管自吸评价仪 |
| CN106950242A (zh) * | 2017-03-24 | 2017-07-14 | 西安石油大学 | 一种定量评价矿化度对页岩油藏自吸水驱油能力影响的方法 |
| CN206740585U (zh) * | 2017-05-31 | 2017-12-12 | 西南石油大学 | 一种模拟高温高压地层的岩心自吸评价装置 |
| CN105651805B (zh) * | 2016-03-29 | 2018-01-02 | 西南石油大学 | 利用核磁共振测量岩石孔隙度的方法 |
| CN107735668A (zh) * | 2015-05-22 | 2018-02-23 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于确定低渗透率材料中的非常规液体渗吸的方法 |
| CN109030292A (zh) * | 2018-09-26 | 2018-12-18 | 西南石油大学 | 一种致密岩石润湿性确定的新方法 |
| CN109142154A (zh) * | 2017-06-16 | 2019-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种计算页岩气储层润湿角的方法 |
| CN109443867A (zh) * | 2018-10-26 | 2019-03-08 | 西南石油大学 | 一种对致密岩石的物性参数进行连续检测的方法 |
| CN109916799A (zh) * | 2019-03-22 | 2019-06-21 | 西南石油大学 | 测量非常规致密气藏自发渗吸相对渗透率的实验方法 |
| CN109932301A (zh) * | 2019-04-10 | 2019-06-25 | 西南石油大学 | 一种计算致密储层自发渗吸两相流体相对渗透率的方法 |
| CN110261285A (zh) * | 2019-08-01 | 2019-09-20 | 西南石油大学 | 一种基于超声衰减的自发渗吸测量装置及方法 |
| CN110296931A (zh) * | 2019-08-13 | 2019-10-01 | 中国石油大学(华东) | 一种致密砂岩油水相对渗透率信息的表征方法及系统 |
| CN110346258A (zh) * | 2019-07-17 | 2019-10-18 | 西南石油大学 | 一种致密岩石油相相对渗透率测定的方法 |
| CN111022009A (zh) * | 2019-12-27 | 2020-04-17 | 延长油田股份有限公司志丹采油厂 | 一种脉冲作用下渗吸实验装置及实验方法 |
-
2020
- 2020-07-31 CN CN202010758485.6A patent/CN111879678B/zh active Active
Patent Citations (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080134760A1 (en) * | 2006-12-01 | 2008-06-12 | Patrick Egermann | Method of characterizing the distribution of the absolute permeability of a heterogeneous sample |
| CN102072844A (zh) * | 2010-11-25 | 2011-05-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 岩心毛管自吸评价仪 |
| CN107735668A (zh) * | 2015-05-22 | 2018-02-23 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于确定低渗透率材料中的非常规液体渗吸的方法 |
| CN105651805B (zh) * | 2016-03-29 | 2018-01-02 | 西南石油大学 | 利用核磁共振测量岩石孔隙度的方法 |
| CN106950242A (zh) * | 2017-03-24 | 2017-07-14 | 西安石油大学 | 一种定量评价矿化度对页岩油藏自吸水驱油能力影响的方法 |
| CN206740585U (zh) * | 2017-05-31 | 2017-12-12 | 西南石油大学 | 一种模拟高温高压地层的岩心自吸评价装置 |
| CN109142154A (zh) * | 2017-06-16 | 2019-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种计算页岩气储层润湿角的方法 |
| CN109030292A (zh) * | 2018-09-26 | 2018-12-18 | 西南石油大学 | 一种致密岩石润湿性确定的新方法 |
| CN109443867A (zh) * | 2018-10-26 | 2019-03-08 | 西南石油大学 | 一种对致密岩石的物性参数进行连续检测的方法 |
| CN109916799A (zh) * | 2019-03-22 | 2019-06-21 | 西南石油大学 | 测量非常规致密气藏自发渗吸相对渗透率的实验方法 |
| CN109932301A (zh) * | 2019-04-10 | 2019-06-25 | 西南石油大学 | 一种计算致密储层自发渗吸两相流体相对渗透率的方法 |
| CN110346258A (zh) * | 2019-07-17 | 2019-10-18 | 西南石油大学 | 一种致密岩石油相相对渗透率测定的方法 |
| CN110261285A (zh) * | 2019-08-01 | 2019-09-20 | 西南石油大学 | 一种基于超声衰减的自发渗吸测量装置及方法 |
| CN110296931A (zh) * | 2019-08-13 | 2019-10-01 | 中国石油大学(华东) | 一种致密砂岩油水相对渗透率信息的表征方法及系统 |
| CN111022009A (zh) * | 2019-12-27 | 2020-04-17 | 延长油田股份有限公司志丹采油厂 | 一种脉冲作用下渗吸实验装置及实验方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| DUNQING LIU 等: ""Experimental investigation on aqueous phase migration in unconventional gas reservoir rock samples by nuclear magnetic resonance"", 《JOURNAL OF NATURAL GAS SCIENCE AND ENGINEERING》 * |
| 张晗: ""页岩自吸作用行为实验研究"", 《中国优秀博硕士学位论文全文数据库(硕士) 工程科技Ⅰ辑》 * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113075102A (zh) * | 2021-03-11 | 2021-07-06 | 中国地质大学（北京） | 一种建立多孔介质自发渗吸量与时间关系数学模型的方法 |
| CN113075102B (zh) * | 2021-03-11 | 2022-02-01 | 中国地质大学（北京） | 一种建立多孔介质自发渗吸量与时间关系数学模型的方法 |
| CN117233065A (zh) * | 2023-11-16 | 2023-12-15 | 中国地质大学（武汉） | 一种页岩相对渗透率的确定方法、装置及电子设备 |
| CN118484997A (zh) * | 2024-05-22 | 2024-08-13 | 西南石油大学 | 一种基于dae-dnn模型求取致密砂岩气水相对渗透率曲线的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111879678B (zh) | 2022-06-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111879678B (zh) | 一种基于自吸法的致密砂岩气水相对渗透率实验方法 | |
| CN105910971B (zh) | 富有机质致密岩心气体渗透率和扩散系数的联测方法 | |
| CN109916799B (zh) | 测量非常规致密气藏自发渗吸相对渗透率的实验方法 | |
| CN110346258B (zh) | 一种致密岩石油相相对渗透率测定的方法 | |
| CN106525690B (zh) | 致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定方法 | |
| CN106124377B (zh) | 高温高压条件下气藏反渗吸水锁伤害评价的实验测试方法 | |
| CN102608011B (zh) | 裂缝—孔隙（孔洞）型储层岩心束缚水的确定与建立方法 | |
| CN106769790B (zh) | 一种超声波作用下基于液体压力脉冲的页岩渗透率测试装置及方法 | |
| WO2018010405A1 (zh) | 基于液体压力脉冲的页岩基块动态损害评价装置与方法 | |
| CN110793901B (zh) | 考虑束缚水的高温高压气藏渗透率流速敏感性测试方法 | |
| CN104563927B (zh) | 一种适用于欠平衡钻井的井壁稳定方法及实验装置 | |
| CN110261274B (zh) | 自发渗吸作用对水驱驱油效率静态贡献率的评价方法 | |
| CN107121370A (zh) | 致密油层水相圈闭损害实验评价方法 | |
| CN210834567U (zh) | 一种页岩混合润湿性实验测试装置 | |
| CN109883894A (zh) | 一种超高温超高压稳态气水相渗测试装置及测试方法 | |
| CN113431537B (zh) | 一种非稳态变流速大尺度岩心水驱气相对渗透率测试方法 | |
| CN104406895A (zh) | 一种新型煤层渗透率测试试验装置及方法 | |
| CN108444890B (zh) | 测试中、高渗岩心液测渗透率的非稳态滴定装置及方法 | |
| CN115078163A (zh) | 一种页岩油储层岩石润湿性表征方法 | |
| CN109580454B (zh) | 一种用压力振荡法测试致密储层流体敏感性的方法 | |
| CN109061099B (zh) | 一种非均质致密岩石损伤程度的非破坏性实验评价方法 | |
| CN109357986A (zh) | 高含水储层长岩心堵调全过程相渗曲线的测定方法 | |
| CN113137220A (zh) | 同位素分段压裂示踪技术 | |
| CN204255815U (zh) | 一种新型煤层渗透率测试试验装置 | |
| CN108645740B (zh) | 一种岩心自吸压裂液后返排率的测量方法及装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |