CN111982783B - 一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法 - Google Patents
一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111982783B CN111982783B CN202010877856.2A CN202010877856A CN111982783B CN 111982783 B CN111982783 B CN 111982783B CN 202010877856 A CN202010877856 A CN 202010877856A CN 111982783 B CN111982783 B CN 111982783B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- oil
- pressure
- core
- sample
- 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.)
- Active
Links
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 48
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 31
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 20
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 16
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 238000009738 saturating Methods 0.000 claims description 4
- 238000010998 test method Methods 0.000 claims description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 2
- 238000009987 spinning Methods 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 6
- 238000012546 transfer Methods 0.000 abstract description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 77
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000005457 ice water Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading 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
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 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
- G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
- G01N15/0826—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample and measuring fluid flow rate, i.e. permeation rate or pressure change
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N13/00—Investigating surface or boundary effects, e.g. wetting power; Investigating diffusion effects; Analysing materials by determining surface, boundary, or diffusion effects
- G01N13/04—Investigating osmotic effects
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
本发明涉及一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法，包括：对岩心抽提、清洗、烘干；测试定容衰竭的最大凝析油饱和度Som、对应的压力PSom和平衡油体积系数Bop；配制平衡油气样品；进行平衡油气样品的转样；给岩心建立束缚水；在压力PSom及地层温度下对岩心继续进行平衡油驱替；再对岩心进行平衡气驱油，得到地面累积产油量O(t)、累积产气量G(t)；将其换算成地层条件下累积产油量O′(t)、累积产气量G′(t)；计算各时刻岩心的油相相对渗透率Kro、气相相对渗透率Krg以及岩心出口端面含气饱和度Sge。本发明考虑了地层高温高压条件下岩石和油气流体的影响，测定结果更符合生产实际，为凝析气藏开发提供了更为简单方便、准确有效的相渗曲线测试方法。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气勘探开发领域油气藏开发过程中一种高温高压非稳态平衡油气相渗测试方法。
背景技术
油气相渗是气田开发中的重要基础数据，目前油气相渗测试标准做法是依据标准GB/T28912-2012“岩石中两相流体相对渗透率测定方法”，在实验室温度条件下应用模拟气(氮气)和模拟油(煤油)采用稳态法或非稳态法测得，测试条件为常温低压。研究表明，在储层高温高压真实平衡油气条件下，气油界面张力比标准方法小很多，粘度比也相差很大，参与渗流的流体未处于相平衡，造成测试结果差异很大。目前已有在储层条件下稳态平衡油气相渗测试方法，主要步骤是：(1)配制原始凝析气样品；(2)衰竭降压测试凝析油临界流动饱和度；(3)在临界流动饱和度的对应温度及压力下配制平衡油气样品；(4)建立定量束缚水，饱和干气，再用平衡凝析气置换，得到没有凝析油时的平衡气相渗透率；(5)平衡油驱气得到残余气下的端点平衡油相渗透率；(6)平衡气再驱平衡油得到残余油下的平衡气相渗透率；(7)采用两台泵分别按总速度一致并改变两泵速度的条件下进行稳态法测试。此方法符合现场实际，结果较好地解释了地层凝析油容易流动的问题，但此方法非常复杂，主要表现为：(1)要做两次岩心实验，一次是衰竭实验确定凝析油临界流动饱和度，另一次是多次平衡油气驱替实验，实验工作量大；(2)稳态法要双泵，实验难度增加；(3)稳态法要确定高温高压下凝析油饱和度，核磁和CT对高温高压条件有局限，目前采用的超声波测试，要进行标定实验才能确定，精度不高；(4)一般单次相渗实验在高温高压连续测试要1个月以上，测试时间很长。因此研究简便快速的测试平衡油气相渗测试方法很有必要。
发明内容
本发明的目的在于提供一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法，该方法考虑了地层高温高压条件下岩石和油气流体的影响，测定结果更符合生产实际，具有操作简单易行、节约时间、容易推广的特点，为凝析气藏开发提供了更为简单方便、准确有效的相渗曲线测试方法。
为达到以上技术目的，本发明采用以下技术方案。
一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法，依次包括以下步骤：
S1、对现场取回的岩心进行抽提、清洗、烘干后，测得岩心长度L、直径d、孔隙度φ，计算得到孔隙体积Vp；
S2、根据国家标准配制原始凝析气，测试得到定容衰竭的最大凝析油饱和度Som，从而得到此饱和度对应的压力PSom，通过对凝析气相态模拟，预测在PSom下的平衡油相组成，对其进行单脱实验，得到平衡油体积系数Bop；
S3、配制平衡油气样品：取有效体积为Vog的配样器，抽真空后，转入体积为0.8Vog/Bop、取自地面分离器的脱气油样品，将配样器加热到地层温度，再加入分离器气样，直到配样器压力达到PSom后停止，在地层温度下搅拌4小时，使油气充分溶解平衡；
S4、进行平衡油气样品的转样：在地层温度下，将配样器的平衡气转到平衡气样中间容器，对平衡气进行闪蒸测试，测得平衡气的体积系数Bg、气油比GORg、分子量Mg，并计算得到平衡气黏度μg；再将配样器中的平衡油转到平衡油样中间容器，对平衡油进行单脱实验，测得平衡油的体积系数Bo、气油比GORo、黏度μo；
S5、将岩心装入岩心夹持器，岩心夹持器入口端分别通过平衡气样中间容器、平衡油样中间容器连接注入泵，出口端连接回压泵和分离器，岩心夹持器还连接围压泵，两端设置压差表，岩心夹持器、中间容器均位于烘箱中；将岩心抽真空，在地层温度下用地层水饱和岩心，保持围压比岩心入口压力高2～3MPa，将岩心逐步建压到PSom；再通过注入泵用平衡油驱替地层水，直至岩心出口端不出水为止，给岩心建立束缚水；
S6、在压力PSom及地层温度下对岩心继续进行平衡油驱替，待岩心出口端气油比稳定在GORo后，记录岩心两端压差ΔP(MPa)、出口端流量Qo(cm3/s)，计算平衡油相渗透率Ko：
式中：A—岩心横截面积，cm2；
S7、在压力PSom及地层温度下对岩心进行平衡气驱油，驱替至出口端气油比稳定在GORg，记录初始时刻岩心出口端产油量Q0、岩心两端初始时刻驱替压差ΔP0及各时刻驱替压差ΔP(t)，岩心出口端通过分离器进行油气分离，得到地面累积产油量O(t)、累积产气量G(t)；
S8、将地面累积产油量O(t)、累积产气量G(t)换算成地层条件下累积产油量O′(t)、累积产气量G′(t)，过程如下：
O(t)＝O′(t)/Bo+G′(t)/(Bg·GORg)
G(t)＝G′(t)/Bg+(O′(t)·GORo)/Bo
联立上述方程，计算得到O′(t)、G′(t)；
S9、通过下式计算各时刻岩心的含油率fo(Sge)(SY/T 5345-2007,岩石中两相相对渗透率测定方法[S])：
从而计算各时刻岩心的油相相对渗透率Kro、气相相对渗透率Krg以及岩心出口端面含气饱和度Sge：
式中：fo(Sge)—含油率，用小数表示；
I—相对流动能力的数值，又称流动能力比；
Q0—初始时刻岩心出口端产油量，单位：cm3/s；
Q(t)—t时刻岩心出口端产油量，单位：cm3/s；
ΔP0—初始时刻驱替压差，单位：MPa；
ΔP(t)-t时刻驱替压差，单位：MPa；
Sge—岩心出口端面含气饱和度；
μo—平衡油黏度，mPa·s；
μg—平衡气黏度，mPa·s；
Vp—孔隙体积，cm3。
所述步骤S4中，进行平衡油气样品的转样，过程如下：在地层温度下，配样器保持压力PSom+dP，平衡气样中间容器恒定压力PSom-dP，将配样器的平衡气转到平衡气样中间容器，dP取值0.25～0.5MPa；再将配样器中的平衡油保持最低压在Psom+2MPa下转到平衡油样中间容器。
所述步骤S4中，平衡气黏度μg采用下列公式计算(陈元千.确定天然气物性的相关经验公式[J].新疆石油地质,1989(02):48-55)：
y＝0.2(12-X)
式中：T、P、Z分别为实验温度(地层温度)、实验压力即PSom、平衡气偏差因子。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
本发明充分考虑了地层高温高压条件下岩石和流体的影响，测定结果更符合生产实际，通过实验可更接近模拟储层油气渗流过程，提高了实验数据精度，克服了现有测定方法未考虑地层高温高压条件岩石和处于相平衡油气流体的影响，实现了地层条件油气粘度比和界面张力下平衡油气渗流。和平衡油气稳态法测试相比，本发明具有操作简单易行、节约时间、容易推广的特点，为凝析气藏开发提供了更为简单方便的真实相渗曲线测试方法。
附图说明
图1为非稳态平衡油气相渗测试装置结构示意图。
图中：1-注入泵，2-平衡气样中间容器，3-平衡油样中间容器，4-岩心夹持器，5-围压泵，6-烘箱，7-回压阀，8-氮气中间容器，9-回压泵，10-冰水分离器，11-气量计，12-管路，13-压差表，14-三通阀，15、16、17、18、19、20-控制阀。
具体实施方式
下面根据附图和实施例进一步说明本发明，以便于本技术领域的技术人员理解本发明。但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，均在保护之列。
参见图1。
岩心夹持器4中有岩心，岩心夹持器入口端依次连接中间容器组和注入泵1，出口端连接回压阀7、氮气中间容器8、回压泵9以及冰水分离器10、气量计11，岩心夹持器连接围压泵5，两端的管路12设置压差表13，岩心夹持器、中间容器组位于烘箱6中，中间容器组包括平衡气样中间容器2、平衡油样中间容器3。
实施例
一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法，依次包括以下步骤：
S1、对现场取回的岩心进行抽提、清洗、烘干后测岩心的长度L＝10.5cm、直径d＝6.9cm、岩心孔隙度φ＝13.47％，并计算岩心的横截面积A＝37cm2和孔隙体积Vp＝54cm3；
S2、按国家标准凝析气样品配制，测得最大凝析油饱和度Som为29％，露点46MPa，得到此饱和度对应的压力PSom为25MPa，通过对凝析气样品的相态模拟，预测在25MPa下的平衡油相组成，应用此组成进行单脱实验预测，得到平衡油模拟体积系数Bop为1.65；
S3、平衡油气样品的配制：取一个2000mL的配样器，抽真空后，按1000ml平衡油样配制，转入1000/1.65ml即转入610mL体积量的脱气油样品，加热配样器到地层温度150℃，加入分离器气样，将压力升到25×0.8＝20MPa，后停止加入分离器气样，关闭进气口闸门，在地层温度150℃及恒压25MPa情况下进行配样搅拌4小时，保持有油气充分溶解平衡；
S4、平衡油气样品的转样：取两个1000mL的中间容器，用管线连接配样器与中间容器，在地层温度下将配样器与中间容器连通一起抽空到200Pa后继续抽半小时，将中间容器在恒定压力24.75MPa，配样器在静置情况下保持压力25.25MPa的情况下转出顶部平衡气，观察窗中看见气相变为油相时停止转样，测得平衡气的体积系数5.09×10-3、气油比11329m3/m3，计算得到粘度为0.31mPa·s；剩余配样器中的样品全是泡点为25MPa的单相平衡油，保持最低压在27MPa下进行转样，测得平衡油的体积系数1.65、气油比192.44m3/m3、黏度0.591g/cm3；
S5、平衡油气非稳态测试流程见图1，进行加温建压，包括以下步骤：
S5-1、将测好孔渗的岩心装入夹持器，将整个系统进行抽空达200Pa并继续抽半小时，再加温到地层温度；
S5-2、用地层水饱和岩心并将岩心驱替系统逐步建立到25MPa压力，期间保持围压高于岩心入口压力2～3MPa；
S5-3、用平衡油驱替地层水建立束缚水，驱替至不出水为止，记录出水量；
S6、在地层温度下继续进行恒压平衡油置换地层水驱，待气油比达到GORo稳定后，测定岩心两端压差ΔP为0.01MPa、出口端流量Qo为2.14cm3/s，计算得到油相渗透率Ko：
S7、设定好预定恒速或恒压，启动注入泵，进行气驱油过程相渗测试，驱替直至气油比稳定于GORg，记录各时刻岩心两端的压差ΔP(t)，出口通过分离器进行油气分离，得到地面累积产油量O(t)和累积产气量G(t)(见表1)：
表1地面累积产油量和累积产气量(地面)
S8、换算成地层条件下的累积产油量O′(t)及累积产气量G′(t)：
O(t)＝O′(t)/Bo+G′(t)/(Bg·GORg)
G(t)＝G′(t)/Bg+(O′(t)·GORo)/Bo
联立上述方程，计算O′(t)、G′(t)(见表2)：
表2换算后的累积产油量及累积产气量(高温高压)
| 累积时间t，s | O′(t)，cm<sup>3</sup> | G′(t)，cm<sup>3</sup> |
| 379 | 2.85 | 0.03 |
| 508 | 3.6 | 0.05 |
| 785 | 4.9 | 0.09 |
| 839 | 5.1 | 0.11 |
| 1090 | 5.9 | 0.3 |
| 1497 | 6.85 | 0.85 |
| 2103 | 7.8 | 2.15 |
| 2434 | 8.2 | 3.35 |
| 3655 | 9.4 | 8 |
| 4439 | 9.9 | 11.2 |
| 6565 | 11.25 | 23.5 |
| 6788 | 11.35 | 25.15 |
| 10461 | 13.45 | 65 |
| 11390 | 13.75 | 78 |
| 15750 | 14.85 | 165.7 |
| 22873 | 15.65 | 333.2 |
S9、计算得到各时刻岩心的油相相对渗透率Kro、气相相对渗透率Krg和出口端面含气饱和度Sge(见表3)：
表3非稳态平衡油气相渗测试结果
| 累积时间t，s | S<sub>ge</sub>，％ | K<sub>rg</sub> | K<sub>ro</sub> |
| 0 | 0.00 | 0 | 0.5400 |
| 379 | 3.99 | 0.0004 | 0.4502 |
| 508 | 9.02 | 0.0008 | 0.3481 |
| 785 | 11.89 | 0.0008 | 0.2810 |
| 839 | 13.99 | 0.0019 | 0.2217 |
| 1090 | 15.39 | 0.0040 | 0.1908 |
| 1497 | 17.84 | 0.0071 | 0.1397 |
| 2103 | 20.49 | 0.0112 | 0.0939 |
| 2434 | 22.38 | 0.0190 | 0.0724 |
| 3655 | 24.62 | 0.0199 | 0.0588 |
| 4439 | 27.00 | 0.0214 | 0.0382 |
| 6565 | 29.59 | 0.0303 | 0.0380 |
| 6788 | 31.61 | 0.0387 | 0.0268 |
| 10461 | 34.69 | 0.0568 | 0.0342 |
| 11390 | 38.05 | 0.0733 | 0.0193 |
| 15750 | 40.01 | 0.1053 | 0.0151 |
| 22873 | 42.67 | 0.1231 | 0.0067 |
| 44.34 | 0.1540 | 0 |
Claims (2)
1.一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法，依次包括以下步骤：
S1、对岩心抽提、清洗、烘干，测得岩心长度L、直径d、孔隙度φ，计算孔隙体积Vp；
S2、配制原始凝析气，测试定容衰竭的最大凝析油饱和度Som，得到此饱和度对应的压力PSom，通过对凝析气相态模拟，预测在PSom下的平衡油相组成，得到平衡油体积系数Bop；
S3、取有效体积为Vog的配样器，抽真空后，转入体积为0.8Vog/Bop、取自地面分离器的脱气油样品，将配样器加热到地层温度，再加入分离器气样，直到配样器压力达到PSom后停止，搅拌使油气充分溶解平衡；
S4、在地层温度下，将配样器的平衡气转到平衡气样中间容器，对平衡气进行闪蒸测试，测得平衡气的体积系数Bg、气油比GORg、分子量Mg，并采用下列公式计算得到平衡气黏度μg：
Y＝0.2(12-X)
式中：T、P、Z分别为地层温度、实验压力即PSom、平衡气偏差因子；
再将配样器中的平衡油转到平衡油样中间容器，对平衡油进行单脱实验，测得平衡油的体积系数Bo、气油比GORo、黏度μo；
S5、将岩心装入岩心夹持器，岩心夹持器入口端分别通过平衡气样中间容器、平衡油样中间容器连接注入泵，出口端连接回压泵和分离器，岩心夹持器还连接围压泵，两端设置压差表，岩心夹持器、中间容器均位于烘箱中；将岩心抽真空，在地层温度下用地层水饱和岩心，保持围压比岩心入口压力高2～3MPa，将岩心逐步建压到PSom；再通过注入泵用平衡油驱替地层水，直至岩心出口端不出水为止，给岩心建立束缚水；
S6、在压力PSom及地层温度下对岩心继续进行平衡油驱替，待岩心出口端气油比稳定在GORo后，记录岩心两端压差ΔP、出口端流量Qo，计算平衡油相渗透率Ko：
式中：A—岩心横截面积，cm2；
S7、在压力PSom及地层温度下对岩心进行平衡气驱油，驱替至出口端气油比稳定在GORg，记录初始时刻岩心出口端产油量Q0、岩心两端初始时刻驱替压差ΔP0及各时刻驱替压差ΔP(t)，岩心出口端通过分离器进行油气分离，得到地面累积产油量O(t)、累积产气量G(t)；
S8、将地面累积产油量O(t)、累积产气量G(t)换算成地层条件下累积产油量O′(t)、累积产气量G′(t)，过程如下：
O(t)＝O′(t)/Bo+G′(t)/(Bg·GORg)
G(t)＝G′(t)/Bg+(O′(t)·GORo)/Bo
联立上述方程，计算得到O′(t)、G′(t)；
S9、通过下式计算各时刻岩心的含油率fo(Sge)：
从而计算各时刻岩心的油相相对渗透率Kro、气相相对渗透率Krg以及岩心出口端面含气饱和度Sge：
2.如权利要求1所述的一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法，其特征在于，所述步骤S4中，在地层温度下，配样器保持压力PSom+dP，平衡气样中间容器恒定压力PSom-dP，将配样器的平衡气转到平衡气样中间容器，dP取值0.25～0.5MPa；再将配样器中的平衡油保持最低压在Psom+2MPa下转到平衡油样中间容器。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010877856.2A CN111982783B (zh) | 2020-08-27 | 2020-08-27 | 一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010877856.2A CN111982783B (zh) | 2020-08-27 | 2020-08-27 | 一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111982783A CN111982783A (zh) | 2020-11-24 |
| CN111982783B true CN111982783B (zh) | 2021-04-13 |
Family
ID=73441139
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010877856.2A Active CN111982783B (zh) | 2020-08-27 | 2020-08-27 | 一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111982783B (zh) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112682013B (zh) * | 2021-01-04 | 2021-12-21 | 西南石油大学 | 一种缝洞型凝析气藏高温高压可视化开采的实验测试方法 |
| CN112816394B (zh) * | 2021-03-15 | 2024-03-26 | 西南石油大学 | 一种高温高压平板模型油气水三相饱和度测试装置及方法 |
| CN114460278A (zh) * | 2021-09-06 | 2022-05-10 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种原油体积系数测定装置及其测定方法 |
| CN115407052B (zh) * | 2022-08-18 | 2023-09-19 | 西南石油大学 | 含蜡量对高含蜡凝析油气体系相态影响的测试方法 |
| CN115539015B (zh) * | 2022-09-19 | 2024-05-28 | 西南石油大学 | 一种判断储层内凝析气-原油共存的方法 |
| CN115753543B (zh) * | 2022-11-05 | 2024-01-23 | 西南石油大学 | 考虑概率分布的页岩支撑裂缝相对渗透率测定装置及方法 |
| CN115452681B (zh) * | 2022-11-11 | 2023-01-17 | 中国石油大学(华东) | 一种储层油气相对渗透率确定方法 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101793137B (zh) * | 2010-01-29 | 2013-01-02 | 西南石油大学 | 一种纵向和平面非均质平板模型水驱油效率实验方法 |
| CN102980837B (zh) * | 2012-11-16 | 2015-09-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 高温高压下岩石中烃类扩散系数测定用设备及测定方法 |
| CA2917819A1 (en) * | 2013-08-06 | 2015-02-12 | Schlumberger Canada Limited | Method and apparatus for quantitative measurement of hydrocarbon production with fluid imbibition |
| CN103645126B (zh) * | 2013-12-02 | 2015-09-30 | 西南石油大学 | 地层高温高压气水相渗曲线测定方法 |
| CN104568678B (zh) * | 2015-01-13 | 2017-04-05 | 西南石油大学 | 高温高压高含硫气藏气液硫相渗曲线测试装置及方法 |
| CN105606509A (zh) * | 2015-12-22 | 2016-05-25 | 中国石油大学(华东) | 一种稠油油藏高温油水相对渗透率的测量方法 |
-
2020
- 2020-08-27 CN CN202010877856.2A patent/CN111982783B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111982783A (zh) | 2020-11-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111982783B (zh) | 一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法 | |
| CN103645126B (zh) | 地层高温高压气水相渗曲线测定方法 | |
| CN110907334B (zh) | 一种砾岩全直径岩心径向流油水相对渗透率测量装置及方法 | |
| CN106814018A (zh) | 一种致密岩石气相相对渗透率测量装置及方法 | |
| CN208171813U (zh) | 一种多功能的渗透率测试装置 | |
| CN109883894B (zh) | 一种超高温超高压稳态气水相渗测试装置及测试方法 | |
| CN110470585A (zh) | 一种页岩动态渗吸能力的实验测试装置及方法 | |
| CN103954544A (zh) | 一种聚合物控水增气效果评价的实验装置和实验方法 | |
| CN104297126B (zh) | 低渗透储层气体渗流启动压力梯度测量装置及测量方法 | |
| CN210264648U (zh) | 一种多功能的岩心驱替装置 | |
| CN109357986B (zh) | 高含水储层长岩心堵调全过程相渗曲线的测定方法 | |
| CN107346518A (zh) | 致密低渗透油藏油水两相流最大渗流阻力梯度的获取方法 | |
| CN108344853A (zh) | 平面非均质性定容干气气藏直井绝对无阻流量测试方法 | |
| CN104034644A (zh) | 一种可快速测量孔隙率的多相渗流介质三轴应力渗流耦合试验装置 | |
| CN110823767A (zh) | 一种多孔介质中凝析气-干气扩散系数测定装置 | |
| CN111353205A (zh) | 用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法 | |
| CN112198093B (zh) | 测试气体在饱和活油岩心中扩散系数的装置与方法 | |
| CN108133087A (zh) | 一种气-水两相渗流应力敏感储层原始渗透率反演方法 | |
| CN106483054A (zh) | 一种柱状岩心压制测定装置 | |
| CN109869128B (zh) | 用于测量页岩气气测导流能力的装置 | |
| CN105717255B (zh) | 复合溶剂浸泡吞吐循环实验装置与模拟开采方法 | |
| CN111638158A (zh) | 一种基于电容法的致密砂岩气水相渗测试装置及方法 | |
| CN116877047A (zh) | 低速流动条件下低渗岩心油水相对渗透率曲线的测定方法 | |
| CN109556996A (zh) | 油水两相干扰压力梯度的测量方法 | |
| CN213041814U (zh) | 一种岩心驱替实验装置 |
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 |