CN112014288B - 气驱水相渗评估方法、装置及系统 - Google Patents
气驱水相渗评估方法、装置及系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112014288B CN112014288B CN201910457605.6A CN201910457605A CN112014288B CN 112014288 B CN112014288 B CN 112014288B CN 201910457605 A CN201910457605 A CN 201910457605A CN 112014288 B CN112014288 B CN 112014288B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water
- core
- gas
- permeability
- middle section
- 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
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 166
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 102
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 103
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 60
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 52
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 45
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims abstract description 25
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 76
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 20
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 16
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 4
- 238000010997 low field NMR spectroscopy Methods 0.000 claims description 4
- 230000005389 magnetism Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 66
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 2
- 238000011041 water permeability test Methods 0.000 description 2
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 2
- 238000000418 atomic force spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000037452 priming Effects 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 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
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
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
-
- 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
- G01N15/0806—Details, e.g. sample holders, mounting samples for testing
-
- 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
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
本申请公开了气驱水相渗评估方法、装置及系统。该方法包括：测试气测绝对渗透率Kg和水测绝对渗透率Kw，并通过核磁共振测试饱和水的岩心中间段的含水饱和度；得到驱替/吸吮过程的气相/水相有效渗透率Kge、Kwe和含水饱和度；计算驱替/吸吮过程中不同含水饱和度下的气相/水相相对渗透率Krg、Krw；根据计算出的驱替/吸吮过程的Krg、Krw及对应的含水饱和度，得到驱替/吸吮过程的气相/水相相对渗透率曲线。根据本申请对驱替全过程进行核磁扫描并采用三段式岩心夹持，具有消除端面效应、精准计量岩心驱替过程中含水饱和度的优点，并且结果直观、准确，结构简单，便于操作，能够快速有效地测得气相/水相相对渗透率等。
Description
技术领域
本发明涉及气水相对渗透率测试领域，更具体地，涉及一种气驱水相渗评估方法、一种岩心驱替装置以及一种用于气驱水相渗评估的系统。
背景技术
由于三相周界沿固体表面移动迟缓，而引起接触角改变的现象。润湿滞后是两相流体驱替过程中出现的一种润湿现象，它会直接影响到不同驱替过程中所测得的毛管力曲线和相对渗透率曲线的形状和端点位置。根据引起润湿滞后的原因，润湿滞后可分为两类：
(1)静润湿滞后。油、水与固体表面接触的先后次序不同所产生的接触角改变的现象。
如图1所示，将水滴滴在浸没于油中的矿物表面，油、水、固体三相平衡，其接触角(原始)为θ。当把固体表面从水平位置缓慢倾斜至α角之前，如图2所示，水滴并不移动，即三相周界没有移动。在此过程中水滴发生变形，原始接触角θ改变，水驱油方向的接触角θ变为θ1(θ1＞θ)，油驱水方向的接触角θ变为θ2(θ2＜θ)。若定义θ为固体的静接触角，θ1为前进角，θ2为后退角，则Δθ＝θ1-θ2，表示润湿滞后的程度。
(2)动润湿滞后。在水驱油或油驱水过程中，当三相周界沿固体表面移动时，因移动的迟缓，而使接触角发生变化的现象。
图3是毛细管中两相流体流动时，流动速度v1和动接触角θ1变化的关系，图中1和2分别代表两种不同的相。当流动速度v1很低时，动接触角θ1变化缓慢；当流动速度v2远大于v1时，动接触角明显变大，θ1大于90°，并发生本质改变(润湿性反转)。这种现象就是动态润湿滞后。
相对渗透率表征两相流动中润湿相和非润湿相的互相竞争关系，不同的润湿相饱和度下两相的流动能力各不相同。图4为一般情况下地层中气和水相对渗透率随饱和度变化规律。图中包含了排驱过程和吸吮过程两组曲线。一般来说，由于饱和历史会影响流体分布，因此相同饱和度下，润湿相(如水)在吸水过程中的相对渗透率会略要高于驱水过程，而非润湿相(如二氧化碳)在吸水过程中的相对渗透率会总是低于驱水过程。这个现象称为滞后现象。
气水相对渗透率是油气田开发中的重要基础数据，目前气水相渗测试标准做法是依据标准SY/T5345-2007“岩石中两相流体相对渗透率测定方法”，在实验室内应用压缩空气或氮气和地层水(注入水)或标准盐水，采用稳态法或非稳态法测得。在测试过程中，一般是采用给定的初始压力对岩心样品进行驱替试验，在驱替过程中记录产水量以及产气量，然后分别计算气驱水过程中气相、水相渗透率。利用物理模拟法测试相对渗透率曲线可以模拟油藏的实际流动过程，方法比较直接还能够针对油气运移、生产的实际情况提供最多13种饱和历程条件下的实验数据。
气水相对渗透率试验中，岩心两侧端面由于毛细管孔道突然失去连续性，而引起距岩心端面一定范围内湿相饱和度偏高和出口见水出现短暂滞后的现象，称为末端效应。天然岩心的非均质性将导致气水相对渗透率测试实验中产生严重的末端效应，影响测量结果的精度。
物理模拟方法进行气水相对渗透率测试过程中关键的技术是饱和度的精确计量，目前常用的方法包括体积法，微波称重法等。但由于实验室仪器及测量方法的限制，饱和度不能同步精确计量同样制约了物理模拟法测试气水相对渗透率曲线的研究。利用稳态测试技术，油、水在岩心中渗流通常需要很长时间才能达到平衡，岩样的进出口压差及油、水流量长期处于波动状态，因此利用稳态法测定岩心相渗时，很难判断是否达到稳定。同时，由于稳定时间长，油、水的累计流量大且测量环境难以保持一致。因此利用称重法或物质平衡法无法精确地计算出岩样的平均含水饱和度。同样，非稳态方法也存在着流体饱和度计量不准确的缺点。
发明内容
有鉴于此，本申请提出了基于核磁共振的气水相对渗透率测试方法、装置及系统。
根据本申请的一方面，提供了一种气驱水相渗评估方法，所述方法包括：对烘干的岩心施加设定的围压，测试得到饱和水前的气测绝对渗透率Kg；使所述岩心饱和水，对处于饱和水状态的所述岩心施加设定的围压，测试得到水测绝对渗透率Kw，并通过低场核磁共振仪测试得到处于饱和水状态的所述岩心中间段的含水饱和度；得到驱替过程的有效渗透率和含水饱和度：保持注入所述岩心的气水总流量不变，逐渐增加其中的气体比例，在每个比例下，基于所述岩心中间段两端的压力，得到对应的水相有效渗透率Kwe和气相有效渗透率Kge，并通过低场核磁共振仪测试得到每个比例下的所述岩心中间段的含水饱和度；得到吸吮过程的有效渗透率和含水饱和度：保持注入所述岩心的气水总流量不变，逐渐减少其中的气体比例，在每个比例下，基于所述岩心中间段两端的压力，得到对应的水相有效渗透率Kwe和气相有效渗透率Kge，并通过低场核磁共振仪测试得到每个比例下的所述岩心中间段的含水饱和度；根据以下公式，计算驱替过程和吸吮过程中不同含水饱和度下的气相相对渗透率Krg和水相相对渗透率Krw：
根据计算出的驱替过程和吸吮过程的Krg、Krw及对应的含水饱和度，得到驱替过程和吸吮过程的气相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。
在一种可能的实施方式中，所述方法还可以包括：根据驱替过程的水相相对渗透率曲线，得到束缚水饱和度Swr；根据吸吮过程的气相相对渗透率曲线，得到残余气饱和度Srg；根据束缚水饱和度Swr和残余气饱和度Srg，计算得到滞后系数η。
在一种可能的实施方式中，所述计算得到滞后系数η，包括：根据下式计算滞后系数η：
Sgmax＝1-Swr
其中，Sig为原始束缚含气相饱和度。
在一种可能的实施方式中，所述得到对应的水相有效渗透率Kwe和气相有效渗透率Kge，包括：根据下式计算Kwe和Kge：
其中，P1、P2为所述岩心中间段两端测得的压力，单位为MPa；qg、qw为气相、水相流量，单位为cm3/s；μg、μw为气相、水相粘度，单位为mPa·s；L为所述岩心中间段的长度，单位为cm；A为所述岩心中间段的截面积，cm2。
在一种可能的实施方式中，通过低场核磁共振仪测试得到所述岩心中间段的含水饱和度包括：获得所述岩心中间段在当前状态下的T2图谱；基于所述T2图谱计算所有弛豫时间区间内核磁共振信号振幅之和S1；基于下式获得在当前状态下的含水饱和度Sw：
Sw＝S1/Smax
其中，Smax为处于饱和水状态的所述岩心中间段在所有弛豫时间区间内核磁共振信号振幅之和。
根据本发明的一个发面，还提供了一种岩心驱替装置，所述装置包括无磁岩心夹持器、注气用泵、注液用泵、第一阀门、活塞容器、围压泵、压力传感器、收集容器、气体流量计，其中：所述无磁岩心夹持器的注入端连接至第一阀门的出口，所述无磁岩心夹持器的出口端连接至收集容器，所述无磁岩心夹持器的的围压端连接至所述围压泵；所述第一阀门的第一入口连接至所述注液用泵的出口，所述第一阀门的第二入口连接至所述活塞容器的出口端；所述活塞容器的入口端连接至所述注气用泵的出口；所述压力传感器连接至所述无磁岩心夹持器，以采集所述无磁岩心夹持器所夹持的岩心的压力；所述气体流量计连接至所述收集容器，以测试流入所述收集容器的气体流量。
在一种可能的实施方式中，所述无磁岩心夹持器分为前段、中间段和后段。
在一种可能的实施方式中，所述压力传感器的两个压力采集端被置于所述无磁岩心夹持器的中间段的两端。
在一种可能的实施方式中，所述装置还包括回压跟踪泵和回压阀，所述无磁岩心夹持器的出口端经由所述回压阀连接至所述收集容器，所述回压跟踪泵连接至所述回压阀。
根据本发明的一个发面，还提供了一种用于气驱水相渗评估的系统，所述系统包括核磁共振检测仪和如上所述的岩心驱替装置，其中，在测试所述岩心中间段的含水饱和度时，所述岩心驱替装置的无磁岩样夹持器被置于所述核磁共振检测仪中。
本申请提出的技术方案，先对烘干的岩心施加设定的围压，测试得到饱和水前的气测绝对渗透率Kg；再使所述岩心饱和水，对处于饱和水状态的所述岩心施加设定的围压，测试得到水测绝对渗透率Kw，并通过低场核磁共振仪测试得到处于饱和水状态的所述岩心中间段的含水饱和度；然后得到驱替/吸吮过程的有效渗透率：保持注入所述岩心的气水总流量不变，逐渐增加/减少其中的气体比例，在每个比例下，基于所述岩心中间段两端的压力，得到对应的水相有效渗透率Kwe和气相有效渗透率Kge，并通过低场核磁共振仪测试得到每个比例下的所述岩心中间段的含水饱和度；接下来计算驱替过程和吸吮过程中不同含水饱和度下的气相相对渗透率Krg和水相相对渗透率Krw；根据计算出的驱替过程和吸吮过程的Krg、Krw及对应的含水饱和度，得到驱替过程和吸吮过程的气相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。本技术方案中，采用三段岩心法，并采用核磁技术直接对岩心中间段进行动态测试，可准确得到实验过程中岩心内部的含水饱和度，进而得到气/水相对渗透率以及滞后系数，从而既可克服流体饱和度准确计量问题，又可消除端面效应的影响。
附图说明
通过结合附图对本申请示例性实施方式进行更详细的描述，本申请的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本申请示例性实施方式中，相同的参考标号通常代表相同部件。
图1示出了固体表面润湿的示意图。
图2示出了静润湿滞后现象的示意图。
图3示出了动润湿滞后现象的示意图。
图4示出了相对渗透率滞后曲线示意图。
图5示出了根据本申请的一个实施例的气驱水相渗评估方法流程图。
图6示出了根据本申请的一个实施例的用于气驱水相渗评估系统的示例性示意图。
图7为根据本申请的一个应用示例的不同含水饱和度下T2谱比较。
图8为根据本申请的一个应用示例的驱替/吸吮过程气相/水相相对渗透率曲线。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本申请的优选实施方式。虽然附图中显示了本申请的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本申请而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本申请更加透彻和完整，并且能够将本申请的范围完整地传达给本领域的技术人员。
请参见图5。图5示出了根据本申请的一个实施例的气驱水相渗评估方法的流程图。该方法包括下列步骤102、步骤104、步骤106、步骤108和步骤110。
步骤102，对烘干的岩心施加设定的围压，测试得到饱和水前的气测绝对渗透率Kg。
需要说明的是，本文涉及的所有测试/测量，除非有明确相反的说明，均指在相应系统稳定后进行测试/测量。
步骤104，使所述岩心饱和水，对饱和水的所述岩心施加设定的围压，测试得到水测绝对渗透率Kw，并通过低场核磁共振仪测试得到饱和水状态的所述岩心中间段的含水饱和度。
步骤106，得到驱替过程的有效渗透率和含水饱和度：保持注入所述岩心的气水总流量不变，逐渐增加其中的气体比例，在每个比例下，基于所述岩心中间段两端的压力，得到对应的水相有效渗透率Kwe和气相有效渗透率Kge，并通过低场核磁共振仪测试得到每个比例下的所述岩心中间段的含水饱和度。
在一种可能的实施方式中，为便于测量岩心中间段两端的压力以及岩心中间段的含水饱和度，可选择长度20cm左右的岩心。
在一种可能的实施方式中，在每个注入比例下，注入总流量可以在5PV以上，即岩心总孔隙体积的5倍以上。
在一种可能的实施方式中，可根据下式计算Kwe和Kge：
其中，P1、P2为所述岩心中间段两端测得的压力，单位为MPa；qg、qw为气相、水相流量，单位为cm3/s；μg、μw为气相、水相粘度，单位为mPa·s；L为所述岩心中间段的长度，单位为cm；A为所述岩心中间段的截面积，cm2。Kwe和Kge无量纲，Kg和Kw的单位均可取10-3μm2。
在一种可能的实施方式中，在每个注入比例下，注入总流量可以在5PV以上，即岩心总孔隙体积的5倍以上。
步骤108，得到吸吮过程的有效渗透率和含水饱和度：保持注入所述岩心的气水总流量不变，逐渐减少其中的气体比例，在每个比例下，基于所述岩心中间段两端的压力，得到对应的水相有效渗透率Kwe和气相有效渗透率Kge，并通过低场核磁共振仪测试得到每个比例下的所述岩心中间段的含水饱和度。
在计算Kwe和Kge时，步骤108可采用与步骤106相同的公式。
步骤110，根据以下公式，计算驱替过程和吸吮过程中不同含水饱和度下的气相相对渗透率Krg和水相相对渗透率Krw：
步骤112，根据计算出的驱替过程和吸吮过程的Krg、Krw及对应的含水饱和度，得到驱替过程和吸吮过程的气相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。
曲线的纵坐标为气相/水相相对渗透率，横坐标为含水饱和度。本领域技术人员可以理解的是，其横坐标也可以为气相饱和度，1减去含水饱和度即为对应的气相饱和度。
上述实施例中，用三段岩心法，并采用核磁技术直接对岩心中间段进行动态测试，可准确得到实验过程中岩心内部的含水饱和度，进而得到气/水相对渗透率以及滞后系数，从而既可克服流体饱和度准确计量问题，又可消除端面效应的影响。
在一种可能的实施方式中，图5所述的方法还可以包括：根据驱替过程的水相相对渗透率曲线，得到束缚水饱和度Swr；根据吸吮过程的气相相对渗透率曲线，得到残余气饱和度Srg；根据束缚水饱和度Swr和残余气饱和度Srg，计算得到滞后系数η。
在一种可能的实施方式中，可确定驱替过程的水相相对渗透率曲线与横坐标交点(即水相相对渗透率为零的点)的含水饱和度为束缚水饱和度Swr；可确定吸吮过程的气相相对渗透率曲线与横坐标交点(即气相相对渗透率为零的点)的含水饱和度与1的差值的绝对值为残余气饱和度Srg。
在一个示例中，可根据下式计算滞后系数η：
Sgmax＝1-Swr
其中，Sig为原始束缚含气相饱和度，其为百分数，通常可以取值为0。Sgmax也称为最大气相饱和度，C为Land系数。
在一种可能的实施方式中，通过低场核磁共振仪测试得到所述岩心中间段的含水饱和度可以包括：获得所述岩心中间段在当前状态下的T2图谱；基于所述T2图谱计算所有弛豫时间区间内核磁共振信号振幅之和S1；基于下式获得在当前状态下的含水饱和度Sw：
Sw＝S1/Smax
其中，Smax为饱和水状态的所述岩心中间段在所有弛豫时间区间内核磁共振信号振幅之和，其可在上述步骤104中测试处于饱和水状态的岩心中间段含水饱和度时获得。
本申请还公开了一种岩心驱替装置，所述装置包括无磁岩心夹持器、注气用泵、注液用泵、第一阀门、活塞容器、围压泵、压力传感器、收集容器、气体流量计，其中：所述无磁岩心夹持器的注入端连接至第一阀门的出口，所述无磁岩心夹持器的出口端连接至收集容器，所述所述无磁岩心夹持器的的围压端连接至所述围压泵；所述第一阀门的第一入口连接至所述注液用泵的出口，所述第一阀门的第二入口连接至所述活塞容器的出口端；所述活塞容器的入口端连接至所述注气用泵的出口；所述压力传感器连接至所述无磁岩心夹持器，以采集所述无磁岩心夹持器所夹持的岩心的压力；所述气体流量计连接至所述收集容器，以测试流入所述收集容器的气体流量。
在一种可能的实施方式中，所述无磁岩心夹持器分为前段、中间段和后段。
在一种可能的实施方式中，所述压力传感器的两个压力采集端被置于所述无磁岩心夹持器的中间段的两端。
在一种可能的实施方式中，所述装置还包括回压跟踪泵和回压阀，所述无磁岩心夹持器的出口端经由所述回压阀连接至所述收集容器，所述回压跟踪泵连接至所述回压阀。
本申请还公开了一种用于气驱水相渗评估的系统，所述系统包括核磁共振检测仪和如上所述的岩心驱替装置，其中，在测试所述岩心中间段的含水饱和度时，所述岩心驱替装置的无磁岩样夹持器被置于所述核磁共振检测仪中。
请参见图6。图6示出了根据本申请的一个实施例的用于气驱水相渗评估的系统的示例性示意图。如图所示，无磁岩心夹持器602的注入端连接至第一阀门608的出口，无磁岩心夹持器602的出口端连接至收集容器616，所述无磁岩心夹持器602的的围压端连接至围压泵612；第一阀门608的第一入口连接至注液用泵606的出口，第一阀门608的第二入口连接至活塞容器610的出口端；活塞容器610的入口端连接至注气用泵604的出口；压力传感器614连接至无磁岩心夹持器602，以采集无磁岩心夹持器602所夹持的岩心的压力；气体流量计618连接至收集容器616，以测试流入收集容器616的气体流量。回压跟踪泵620和回压阀622用以模拟地底压力条件。在测试岩心中间段的含水饱和度时，岩心夹持器602被置于核磁共振检测仪624中。
应用示例
本应用示例中，将无磁岩样夹持器置于低场核磁共振仪中，进行实验。实验过程中在不同时刻对岩心模型进行核磁信号测量，并转换为岩心模型的含水饱和度，同时记录出口端气体流量、两端压差等测量数据，具体测量过程和测量装置可参见上文。
在测试中所采用的岩心模型的直径为2.5cm，岩心模型的长度为20cm，其中5cm～15cm为岩心模型的中间段，在中间段的左右两端均设置有测压点。
表1为本次实验所采用的岩心模型的基本参数；表2为试验中驱替过程的实验数据；表3为吸吮过程的实验数据；表4为其他评估数据。
表1岩心基本参数
| 长度(cm) | 直径(cm) | 孔隙度(％) | 气测绝对渗透率(10-3μm2) |
| 20 | 2.5 | 23.69 | 202 |
表2驱替过程的实验数据(稳态法)
表3吸吮过程的实验数据(稳态法)
表4其他评估数据(稳态法)
图7为不同含水饱和度下的T2谱比较。图8为驱替/吸吮过程的气相/水相相对渗透率曲线。
根据本申请，对驱替全过程进行核磁扫描，全过程采集进、出口压力，利用T2谱计算获得全程流体饱和度数据，结果直观、准确，结构简单，便于操作；具有排除端面效应影响、精准计量岩心驱替过程中含水饱和度的优点，能够快速有效地测得气相/水相相对渗透率、滞后系数等。
以上已经描述了本申请的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。本文中所用术语的选择，旨在最好地解释各实施例的原理、实际应用或对市场中技术的改进，或者使本技术领域的其它普通技术人员能理解本文披露的各实施例。
Claims (10)
1.一种气驱水相渗评估方法，其特征在于，所述方法包括：
对烘干的岩心施加设定的围压，测试得到饱和水前的气测绝对渗透率Kg；
使所述岩心饱和水，对处于饱和水状态的所述岩心施加设定的围压，测试得到水测绝对渗透率Kw，并通过低场核磁共振仪测试得到处于饱和水状态的所述岩心中间段的含水饱和度；
得到驱替过程的有效渗透率和含水饱和度：保持注入所述岩心的气水总流量不变，逐渐增加其中的气体比例，在每个比例下，基于所述岩心中间段两端的压力，得到对应的水相有效渗透率Kwe和气相有效渗透率Kge，并通过低场核磁共振仪测试得到每个比例下所述岩心中间段的含水饱和度；
得到吸吮过程的有效渗透率和含水饱和度：保持注入所述岩心的气水总流量不变，逐渐减少其中的气体比例，在每个比例下，基于所述岩心中间段两端的压力，得到对应的水相有效渗透率Kwe和气相有效渗透率Kge，并通过低场核磁共振仪测试得到每个比例下所述岩心中间段的含水饱和度；
根据以下公式，计算驱替过程和吸吮过程中不同含水饱和度下的气相相对渗透率Krg和水相相对渗透率Krw：
根据计算出的驱替过程和吸吮过程的Krg、Krw及对应的含水饱和度，得到驱替过程和吸吮过程的气相相对渗透率曲线和水相相对渗透率曲线。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
根据驱替过程的水相相对渗透率曲线，得到束缚水饱和度Swr；
根据吸吮过程的气相相对渗透率曲线，得到残余气饱和度Srg；
根据束缚水饱和度Swr和残余气饱和度Srg，计算得到滞后系数η。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述计算得到滞后系数η，包括：
根据下式计算滞后系数η：
Sgmax＝1-Swr
其中，Sig为原始束缚含气相饱和度。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述得到对应的水相有效渗透率Kwe和气相有效渗透率Kge，包括：
根据下式计算Kwe和Kge：
其中，P1、P2为所述岩心中间段两端测得的压力，单位为MPa；qg、qw为气相、水相流量，单位为cm3/s；μg、μw为气相、水相粘度，单位为mPa·s；L为所述岩心中间段的长度，单位为cm；A为所述岩心中间段的截面积，cm2。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，通过低场核磁共振仪测试得到所述岩心中间段的含水饱和度包括：
获得所述岩心中间段在当前状态下的T2图谱；
基于所述T2图谱计算所有弛豫时间区间内核磁共振信号振幅之和S1；
基于下式获得在当前状态下的含水饱和度Sw：
Sw＝S1/Smax
其中，Smax为处于饱和水状态的所述岩心中间段在所有弛豫时间区间内核磁共振信号振幅之和。
6.一种岩心驱替装置，其特征在于，所述装置包括无磁岩心夹持器、注气用泵、注液用泵、第一阀门、活塞容器、围压泵、压力传感器、收集容器、气体流量计，其中：
所述无磁岩心夹持器的注入端连接至第一阀门的出口，所述无磁岩心夹持器的出口端连接至收集容器，所述无磁岩心夹持器的的围压端连接至所述围压泵；
所述第一阀门的第一入口连接至所述注液用泵的出口，所述第一阀门的第二入口连接至所述活塞容器的出口端；
所述活塞容器的入口端连接至所述注气用泵的出口；
所述压力传感器连接至所述无磁岩心夹持器，以采集所述无磁岩心夹持器所夹持的岩心的压力；
所述气体流量计连接至所述收集容器，以测试流入所述收集容器的气体流量。
7.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述无磁岩心夹持器分为前段、中间段和后段。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述压力传感器的两个压力采集端被置于所述无磁岩心夹持器的中间段的两端。
9.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述装置还包括回压跟踪泵和回压阀，所述无磁岩心夹持器的出口端经由所述回压阀连接至所述收集容器，所述回压跟踪泵连接至所述回压阀。
10.一种用于气驱水相渗评估的系统，其特征在于，所述系统包括核磁共振检测仪和根据权利要求6～9中任意一者所述的岩心驱替装置，其中，在测试所述岩心中间段的含水饱和度时，所述岩心驱替装置的无磁岩样夹持器被置于所述核磁共振检测仪中。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910457605.6A CN112014288B (zh) | 2019-05-29 | 2019-05-29 | 气驱水相渗评估方法、装置及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910457605.6A CN112014288B (zh) | 2019-05-29 | 2019-05-29 | 气驱水相渗评估方法、装置及系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112014288A CN112014288A (zh) | 2020-12-01 |
| CN112014288B true CN112014288B (zh) | 2023-11-28 |
Family
ID=73501798
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910457605.6A Active CN112014288B (zh) | 2019-05-29 | 2019-05-29 | 气驱水相渗评估方法、装置及系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112014288B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114383978B (zh) * | 2021-12-30 | 2024-01-26 | 安徽理工大学 | Co2-水-煤系统煤岩组分接触角测试装置及方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1544599A2 (fr) * | 2003-12-19 | 2005-06-22 | Institut Francais Du Petrole | Méthode et dispositif pour mesurer des caractéristiques physiques d'un échantillon solide poreux |
| CN109001243A (zh) * | 2018-08-30 | 2018-12-14 | 中国地质大学（北京） | 一种采用低场核磁共振评价煤的动态水锁效应的方法与装置 |
-
2019
- 2019-05-29 CN CN201910457605.6A patent/CN112014288B/zh active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1544599A2 (fr) * | 2003-12-19 | 2005-06-22 | Institut Francais Du Petrole | Méthode et dispositif pour mesurer des caractéristiques physiques d'un échantillon solide poreux |
| CN109001243A (zh) * | 2018-08-30 | 2018-12-14 | 中国地质大学（北京） | 一种采用低场核磁共振评价煤的动态水锁效应的方法与装置 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 油气水三相相对渗透率物理模拟实验;董云鹏;王进;陈江;闫士亮;江淑丽;胡伟;;大庆石油地质与开发(04);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112014288A (zh) | 2020-12-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10161891B1 (en) | Method for characterizing rock physical characteristics of deeply buried carbonate rocks | |
| US10288571B2 (en) | Absolute porosity and pore size determination of pore types in media with varying pore sizes | |
| Corey | Measurement of water and air permeability in unsaturated soil | |
| CN109443867B (zh) | 一种对致密岩石的物性参数进行连续检测的方法 | |
| CN103954544B (zh) | 一种聚合物控水增气效果评价的实验装置和实验方法 | |
| US20060132131A1 (en) | Method of measuring rock wettability by means of nuclear magnetic resonance | |
| CN108627533A (zh) | 一种测定多孔介质中流体动用特征的核磁共振实验方法及装置 | |
| CN104237099B (zh) | 测定致密岩心径向渗透率的装置及方法 | |
| CN104729972B (zh) | 确定碳酸盐岩气水相对渗透率的方法及装置 | |
| CN106153662A (zh) | 岩心应力敏感性的测量方法 | |
| CN107831103B (zh) | 一种压力脉冲衰减气测渗透率测试装置的精度评估方法 | |
| CN112986097B (zh) | 一种确定致密储层稳态法相对渗透率曲线的实验测量方法 | |
| Mo et al. | Pore-scale analysis of flow resistance in tight sandstones and its relationship with permeability jail | |
| CN114136861B (zh) | 一种储气库近井地带干化盐析效应实验系统及评价方法 | |
| CN113514382B (zh) | 评价含膨胀粘土气藏岩石水相渗吸返排后水膜厚度的方法 | |
| CN106501151A (zh) | 一种基于渗吸和离子扩散特性的页岩孔径测量装置及方法 | |
| CN107063935B (zh) | 一种测量co2在油水两相间扩散过程及扩散系数的方法 | |
| CN109632594A (zh) | 一种基于高压压汞多尺度表征致密储层孔喉特征的方法 | |
| CN209821099U (zh) | 基于核磁共振的多功能致密气储层动态参数联测装置 | |
| CN112014288B (zh) | 气驱水相渗评估方法、装置及系统 | |
| CN104948150A (zh) | 一种确定地层排驱压力的方法和装置 | |
| Duhaime et al. | Parasitic head losses during laboratory permeability tests | |
| CN109932296A (zh) | 一种定量表征贾敏效应动态变化的方法 | |
| CN113433050B (zh) | 一种高温高压气-水-液硫三相相渗测试装置及方法 | |
| CN110954444B (zh) | 一种人工地震波作用下高温高压液体表面张力测试装置及方法 |
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 |