CN112179826A - 一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置及实验方法 - Google Patents
一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置及实验方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明涉及一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置及实验方法，属于油气田开发室内实验技术领域，包括驱替系统、含水饱和度测量系统以及压力传感系统。在地层温度压力条件下建立有效驱替，通过半渗隔膜实现油相水相压力的独立测量，通过分布于岩心两侧的TDR探针以及压力传感器，测试岩心不同时间不同位置处的含水饱和度以及油水两相压力差(即动态毛管力)，从而绘制出以润湿相饱和度为横坐标、动态毛管力为纵坐标的岩心动态毛管力曲线，可设置不同参数进行多次测量。此装置较CT法和核磁共振法节约成本、较电阻率法测量精确，为认识油藏特性提供可靠手段，为油藏开发方案制定提供有效的数据支撑。
Description
技术领域
本发明涉及一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置及实验方法，属于油气田开发室内实验技术领域。
背景技术
油藏岩石细小的连通孔隙可视为毛细管，流体在其中流动。当互不相溶的两相流体在岩心孔隙内相互接触时，流体之间有一弯月形的分界面。由于界面张力和润湿性的作用，使得分界面两侧流体的压力是不相等的，其压力差一般称为毛管压力。毛管压力是毛细管中弯液面两侧非湿相与湿相流体的压力差，是附着张力与界面张力共同作用对弯液面内部产生的附加压力，它的方向朝向弯液面的凹向，大小等于管中液柱产生的压力。毛管力与两相界面的界面张力成正比，与毛细管半径呈反比。毛管力可以确定或计算束缚水饱和度、孔渗大小、岩石润湿性等储层评价参数，是油气勘探和开发中不可或缺的技术资料。
毛管力与湿相(或非湿相)饱和度的关系曲线称为毛管力曲线。测定毛管力曲线的方法很多，目前常用的有三种：半渗隔板法、压汞法和离心法。这三种方法的基本原理相同，即岩心饱和湿相流体，当外加压力克服某毛细管喉道的毛管力时，非湿相进入该孔隙，将其中的湿相驱出。通常考虑的毛管力都是湿相和非湿相流体界面达到平衡状态的静态毛管力，但研究发现在非稳态过程中毛管力是不断变化的，其不仅仅是湿相饱和度的函数，还受到湿相流体饱和度变化率影响，尤其在渗透率低的时候这种影响更加明显。因此，动态毛管力的测量主要问题集中在两相压力和饱和度随时间的变化。
目前动态毛管力的测量多为填砂模型，且多在常温常压下进行，对于高压高温条件下岩心尺度动态毛管力的测量装置需要进一步研究。关于两相压力测量主要采用半渗隔板法，测试精度较高，但传统的半渗隔板对流经的流体阻力较大，对于驱替相往往需要很高的启动压力，不适合用于动态毛管力测量。关于饱和度的测量方法现如今主要为CT法，核磁共振法，电阻率法，CT法和核磁共振法成本较高，电阻率法测量精度有待考究。
发明内容
为了克服现有技术存在的不足，本发明提供了一种基于时域反射技术(以下简称TDR)的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，操作方便，测量准确度高，通过半渗隔膜实现隔油过水或隔水过油，通过压力传感器测得水相及油相压力，二者的差值即为动态毛管力，通过TDR探针测得不同横截面随时间的含水饱和度变化，可以研究在驱替过程中含水饱和度的变化对毛管力变化造成的影响，实现毛管力曲线的动态监测。
本发明的下技术方案如下：
一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，包括高压柱塞泵、高压中间容器、岩心夹持器、压力测试系统、饱和度测试系统、油水分离器、围压泵和恒温箱；
所述高压中间容器为两个，分别为用于盛油的高压中间容器A和用于盛水的高压中间容器B，以模拟油或者地层水；所述高压柱塞泵分别与高压中间容器A和高压中间容器B连接，用于给高压中间容器A/B底部活塞加压，以控制驱入岩心的流体流量，所述高压中间容器A和高压中间容器B均通过一六通阀与岩心夹持器的入口连接，所述岩心夹持器的出口连接所述油水分离器，用于计量驱出流体，以计算驱替过程中岩心的平均含水/含油饱和度；
高压柱塞泵优选为ISCO系列的高压柱塞泵，参数为：流速范围为0.00001-50mL/min，压力范围为10-10000psi；
所述岩心夹持器用于放置岩心，以模拟高温高压条件下水驱油过程，所述围压泵与岩心夹持器的围压加压口连接，用于给岩心夹持器施加围压，模拟油藏岩心所受岩层压力，所述高压中间容器A、高压中间容器B、六通阀、岩心夹持器和油水分离器位于所述恒温箱内；
所述压力测试系统包括在压力测试点处包裹在岩心表面的油湿半渗隔膜和水湿半渗隔膜，分别用于隔水过油和隔油过水，油湿半渗隔膜处连接有用于测量油相压力的压力传感器A，水湿半渗隔膜处连接有用于测量水相压力的压力传感器B，压力传感器A和压力传感器B均外接至压力数据采集系统，本发明中的油湿半渗隔膜和水湿半渗隔膜，均可采用现有的半渗透膜，本发明岩心采用厚度极小的半渗隔膜包裹，这种薄膜对流经的流体阻力较小，用较短的时间即可构造一条多个压力点的毛细管压力曲线；本发明所采用的压力传感器A/B均为普通的压力传感器，能够测量液体压力即可。
所述饱和度测试系统包括在饱和度测试点设置的TDR探针，以及与TDR探针相连接的时域反射信号发生采集器，时域反射信号发生采集器与TDR数据采集系统连接，通过时域反射技术测试测试点的润湿相饱和度。
本发明的高压中间容器A和高压中间容器B均包括两个腔体，上部腔体盛放实验流体，即驱替用的模拟油或者模拟地层水，下部腔体用于盛放驱替过程中由泵进入中间容器的水，两部分腔体中间用活塞隔开，实验初始状态时活塞位于中间容器最底部，当高压柱塞泵开始工作，即驱替开始，高压柱塞中的液体沿着管线到中间容器A/B的底部，开始推动活塞将活塞向上顶，活塞将上部腔体的模拟油或者模拟水推出，通过管线到达岩心夹持器。
优选的，所述岩心夹持器包括筒体、胶皮筒和位于筒体两端的第一堵头和第二堵头，所述第一堵头和第二堵头与筒体之间为螺纹连接，所述胶皮筒安装在筒体内，胶皮筒内放置有岩心，所述围压加压口设置于筒体上，所述第一堵头和第二堵头靠近岩心端均设置有岩心塞，所述第一堵头和第二堵头中心均连接有一紧固件，该紧固件穿过第一堵头/第二堵头与岩心塞固定连接；
所述紧固件内部在岩心两端分别设置有上游管线和下游管线，上游管线连接六通阀，下游管线连接油水分离器，岩心塞中间设置小孔，便于流体在岩心夹持器中流通。
所述第一堵头和第二堵头都可以相对于筒体可活动，可通过左进又退或左退又进的方式调节岩心的位置，岩心塞可最大限度的压紧岩心，防止泄露，也防止由于第一堵头/第二堵头与筒体之间的螺纹连接老化带来的泄露问题。
优选的，所述紧固件为细长圆柱形的可调节紧固件，可调节紧固件与第一堵头/第二堵头螺纹连接，用于第一堵头/第二堵头粗调位置的基础上可以通过可调节紧固件连接着岩心塞进行微调。
优选的，所述压力测试点成对分布，每一对压力测试点的两个测试点分别位于岩心夹持器的前后中心位置，沿岩心夹持器直径方向对称分布；
所述每一对测试点的其中一个测试点处设置用于隔水过油的油湿半渗隔膜，另一个测试点处设置用于隔油过水的水湿半渗隔膜，所述油湿半渗隔膜和水湿半渗隔膜包裹在岩心两侧，实验过程中施加的围压可将其固定在胶皮筒内壁上，围压的作用下油湿半渗隔膜和水湿半渗隔膜不会发生滑移，为增加牢固性，也可在油湿半渗隔膜和水湿半渗隔膜边缘处加一点胶固定在岩心两侧，所述胶皮筒内壁上油湿半渗隔膜处引出一管线A，该管线A穿过胶皮筒连接所述压力传感器A，用于测试油相压力，所述胶皮筒内壁上水湿半渗隔膜处引出一管线B，该管线B穿过胶皮筒连接所述压力传感器B，用于水相压力。
油湿半渗隔膜、水湿半渗隔膜包裹在岩心两侧时，油/水湿半渗隔膜的长度、高度可视岩心尺寸灵活设定，即半渗隔膜的包裹面积可根据实验要求灵活设定。
优选的，所述压力测试点为3对，共6个测试点，其中，3个测试点位于岩心夹持器中心位置正前方，且其连线平行于岩心夹持器长度方向，另外3个测试点位于岩心夹持器中心位置正后方，且其连线也平行于岩心夹持器长度方向，同一连线上的相邻测试点距离优选为2cm。
优选的，饱和度测试点为三个，等间距分布于岩心夹持器顶部，相邻饱和度测试点的距离优选为2cm，所述TDR探针包括三组，每个饱和度测试点处对应设置一组，每一组TDR探针均包括一根正极探针和一根负极探针，正极探针和负极探针均平行等间距地以圆形布设于饱和度测试点处，内嵌于胶皮筒上，具体固定于胶皮筒内壁上，即每一组TDR探针位于饱和度测试点处胶皮筒与岩心之间，沿岩心周向分布；
每一组TDR探针中正极探针和负极探针的距离优选为0.6cm，两者互不接触，分别通过电缆与时域反射信号发生采集器连接，电缆穿过筒体、胶皮筒将时域反射信号发生采集器与探针连接起来。
优选的，所述压力测试点和饱和度测试点位于岩心同一水平位置。
本发明中，TDR探针的正极探针和负极探针之间有一定距离，即存在间隙，压力测试点的管线A/管线B可从此间隙中引出，并不会与TDR探针接触，可防止因互相接触而造成的干扰，油湿半渗隔膜、水湿半渗隔膜包覆面积较大，与TDR探针接触不会影响测试结果。
本发明对于饱和度的测量，使用时域反射技术法(以下简称TDR)，它含有发射脉冲的发射系统和用以接收数据的接收系统，此外还有计时系统和显示器与之相连，用以计时和显示波形，TDR使用同轴电缆作为传输线，所发射的电磁波为横电磁波。它的工作原理为：电磁波由发射系统发出，经电缆传送至探针，探针引导电磁波在介质中传播，如果介质具有均匀的阻抗并且被正确端接，那么将没有反射，并且剩余的入射信号将通过终端在远端被吸收，但由于多孔介质在驱替过程中不同时刻油水分布不同，即阻抗会发生变化，一些入射信号将被反射回源被接收系统接收，从显示器上便可看到波形图。由传播速度可以计算出介质的介电常数，将介电常数利用经验公式转化为体积含水率(可参考ToppG C,Davis JL,Annan A P.Electromagnetic determination of soil water content:Measurementsin coaxial transmission lines[J].Water Resources Research,1980,16(3),574-582)，可据此计算得到饱和度随时间的变化，测量精度较高(刁少波,业渝光,张剑,等.时域反射技术在地学研究中的应用[J].岩矿测试,2005,024(003):205-211,216)。
由于常规TDR探针需要插入岩心内部，操作困难，本发明参考公告号为CN111122619A的发明专利中设计的平行螺旋式可伸缩时域反射探针，探针通过同轴电缆与时域反射信号发生采集器相连，不同的是，本发明中每一组TDR探针均包括一根正极探针和一根负极探针，正极探针和负极探针均平行等间距地以圆形布设于饱和度测试点处，正极探针和负极探针不接触，探针首端连接电缆，从筒体引出至时域反射信号发生器，用于测量某一局部(饱和度测试点)的饱和度，操作测量更为方便。
优选的，所述岩心夹持器为长岩心夹持器，其岩心室长度优选为10cm，岩心夹持器外部设置有刻度，方便计量岩心位置。
刻度位于岩心筒体外部上方便于观察的位置，以一侧为例，首先确定紧固件的总长度，将岩心放置好后，测量紧固件外部末端至筒体上零刻度线的距离，两者作差，即为岩心左端与零刻度线的距离，即为岩心左端位置，再根据岩心长度确定岩心右端位置，最后根据筒体外部引出探针的位置所在的刻度，以确定所测量的压力、饱和度数据位于岩心的位置，即可获得岩心不同位置的油水分布。
一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置的实验方法，其步骤如下：
步骤1：配制油与地层水，将其分别转入高压中间容器A和高压中间容器B中，取天然岩心记录编号，洗油烘干，测定孔渗等基础参数，抽真空饱和地层水，分别将油湿/水湿半渗隔膜用油/水润湿，包裹在岩心的两侧，对应岩心夹持器中油相/水相压力测试点的位置放入岩心夹持器中，确定TDR探针接触良好，岩心两端通过上游管线和下游管线连接，连接好其余装置及管线，检查装置气密性；
步骤2：打开恒温箱，将实验系统的温度升高至油藏温度，设置合适的围压和回压，设置高压柱塞泵为恒定流量或恒定压力驱替模式；
步骤3：水驱实验：调节六通阀使高压中间容器B与岩心夹持器相通，打开高压柱塞泵进行地层水驱替，待岩心下游管线持续出水且上游压力稳定后，记录压差ΔP与流速；
本步骤3中，下游管线持续出水可通过油水分离器的计量结果判断，上游压力稳定可以通过上游压力表的读数判断，压力变化在2％以内即可认定为稳定；
压差是指上游管线和下游管线的压力差，上游管线压力可由上游管线上的压力表读取，下游压力为大气压力0.1MPa，流速可通过油水分离器计量驱出地层水量，除以通过秒表计量的时间来获得；
步骤4：油驱水法建立束缚水饱和度：调节六通阀使高压中间容器B关闭，高压中间容器A与岩心夹持器相通，先用低流速进行油驱水(低速流，即较小的流量，如可为0.1倍的驱替速度)，逐渐增加至驱替速度直至不出水为止(驱替10倍孔隙体积的模拟油量且在油水分离器的计量观测不到水量变化即可判断为不出水)，记录此束缚水状态下总出水量Vwt，即油驱水整个过程的驱出水量(可由油水分离器计量得到)、油相/水相压力Po1/Pw1(油相、水相压力可分别通过压力传感器A、压力传感器B测量得出，可从压力数据采集系统直接显示)，计算束缚水饱和度Swc，以及油相渗透率Kro，油相渗透率Kro可由现有技术计算得到：
本步骤4中，孔隙体积与总出水量Vwt作差，差值除以孔隙体积，可以计算束缚水饱和度Swc，也就是束缚水状态下的含水饱和度，计算方法可参考现有技术；
步骤5：水驱油实验：建立束缚水饱和度后将岩心样品老化24小时，设置一定的驱替速度或驱替压力进行水驱油实验(驱替速度或驱替压力可根据实验要求进行设定，如驱替速度可为0.1mL/min)，水驱油过程中，每隔一段时间(可根据实验需要进行设置，例如可10秒计量一组数据)记录不同水平位置，即不同测试点处的油相压力Poi、水相压力Pwi，油流出量Voi、水流出量Vwi，计算测试点处的含水饱和度Swi；
本发明的老化是指以实验的方式让岩心回归到在地层下最原始的状态，即束缚水状态，使岩心与油水达到一个原始的平衡，完成步骤4已经使岩心达到了束缚水状态，只需要停止驱替，静置24小时即可完成老化；
油相压力Poi、水相压力Pwi可分别由测试点的压力传感器A、压力传感器B读出，油流出量Voi、水流出量Vwi可通过在该时间段内的油水分离器的计量得到；
计算测试点处的含水饱和度Swi过程为：
假设TDR探针引导的电磁波传播距离为L，电磁波传播时间tR，可得电磁波传播速度：
V＝2L/tR (1)
其中，V为电磁波传播速度，m/s，L为电磁波传播距离，m，tR为发射波传播到反射点及反射波回到发射点所用时间，s；
K＝(C/V)2 (2)
其中K为介电常数；C为光速，m/s；V为介质中电磁波传播速度，m/s；
由式(1)和式(2)可以得出介质的介电常数：
K＝0.25(C tR/L) 2(3)
将介电常数K换算成含水饱和度Swi的经验公式，该经验公式可参考以下文献：ToppG C,Davis J L,Annan A P.Electromagnetic determination of soil watercontent:Measurements in coaxial transmission lines[J].Water ResourcesResearch,1980,16(3),574-582：
Swi＝-5.3×10-2+2.92×10-2K-5.5×10-4K2+4.3×10-6K3 (4)
根据以上计算步骤得出含水饱和度Swi。
步骤6：驱替至不出油为止(驱替10倍孔隙体积的模拟地层水量且在油水分离器的计量观测不到油量变化即可判断为不出油)，记录此残余油状态下的总出油量Vot，即油驱水整个过程的驱出油量(可由油水分离器计量得到)，油相/水相压力Po2/Pw2，油相/水相压力可分别由压力传感器A和压力传感器B得到，并可通过与其连接的压力数据采集系统直接显示，计算残余油饱和度Sor以及水相渗透率Krw：
首先油驱水过程测得的总驱出水量Vwt即为整块岩心饱和油量，然后与水驱油过程中总出油量Vot可以算出残余油饱和度Sor，Sor＝(Vwt-Vot)/Vp，Vp为孔隙体积，可通过现有技术得到；
本发明的油相渗透率Kro和水相渗透率Krw的计算可参考现有的技术计算得到，计算过程均可由以下公式计算得到：
其中，Q为流体流量，可通过油水分离器中计量到的液体量与秒表计量的时间之比得到，μ为流体粘度，L1为岩心长度，A为岩心横截面积，ΔP为压差，具体为上游压力表和下游大气压力的压力差；
步骤7：通过上述步骤所得数据，计算不同位置不同时间的动态毛管力、含水饱和度，做出相应的动态毛管力曲线和相对渗透率曲线。
本发明的动态毛管力曲线的横坐标为含水饱和度Swi，纵坐标为动态毛管力，可通过压力传感器测得水相及油相压力，二者的差值即为动态毛管力；
相对渗透率曲线的横坐标为含水饱和度Swi，纵坐标为相对渗透率，包括水相相对渗透率Krw和油相相对渗透率Kro。
本发明在地层温度压力条件下建立有效驱替，通过半渗隔膜实现油相水相压力的独立测量，通过分布于岩心两侧的TDR探针以及压力传感器，测试岩心不同时间不同位置处的含水饱和度以及油水两相压力差(即动态毛管力)，从而绘制出以润湿相饱和度为横坐标、动态毛管力为纵坐标的岩心动态毛管力曲线，可设置不同参数进行多次测量。此装置较CT法和核磁共振法节约成本、较电阻率法测量精确，为认识油藏特性提供可靠手段，为油藏开发方案制定提供有效的数据支撑。
本发明未详尽之处，均可参见现有技术。
本发明的有益效果为：
本发明操作方便，测量准确度高。在通过半渗隔膜实现隔油过水或隔水过油，通过压力传感器测得水相及油相压力，二者的差值即为动态毛管力，通过TDR探针测得不同横截面随时间的含水饱和度变化，可以研究在驱替过程中含水饱和度的变化对毛管力变化造成的影响，实现毛管力曲线的动态监测。
本发明通过实时监测压力和含水饱和度的变化，可以测试高温高压条件下水驱油过程中的毛管力曲线，解决了岩心尺度上进行含水饱和度的测量存在精度不够等问题，本发明采用半渗隔膜代替了半渗隔板，解决了测量单相压力存在的阻力较大、测试周期较长的问题。本发明采用的时域反射技术原理可靠、成本适中，且测试精度高，符合实验室测试标准。
附图说明
图1为本发明的基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置的结构示意图；
图2为装置中岩心夹持器的正视剖面图；
图3为图2中A部分的左视剖面图；
图4为图2中A部分的立体透视图；
图5为实施例8所作的相对渗透率曲线：
图6为实施例8所作的动态毛管力曲线；
图中：1-岩心夹持器底座，2a-上游管线，2b-下游管线，3a-第一紧固件，3b-第二紧固件，4a-第一堵头，4b-第二堵头，5-胶皮筒，6-筒体，7-围压加压口，8-饱和度测试点，9-压力测试点，10-岩心，11a-第一岩心塞，11b-第二岩心塞，12-围压泵，13-恒温箱，14-油水分离器，15-压力数据采集系统，16-岩心夹持器，17-TDR数据采集系统，18-上游压力表，19-六通阀，20-高压柱塞泵，21-时域反射信号发生采集器，22-电缆固定螺母，23-电缆，24-TDR探针，25a-压力传感器A，25b-压力传感器B，26a-第一固定螺母，26b-第二固定螺母，27a-管线A，27b-管线B，28a-油湿半渗隔膜，28b-水湿半渗隔膜，29-高压中间容器A，30-高压中间容器B，31a-第一压力数据传输线，32b-第二压力数据传输线。
具体实施方式：
为使本发明要解决的技术问题、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图及具体实施例进行详细描述，但不仅限于此，本发明未详尽说明的，均按本领域常规技术。
实施例1：
一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，如图1～4所示，包括高压柱塞泵20、高压中间容器、岩心夹持器16、压力测试系统、饱和度测试系统、油水分离器14、围压泵12和恒温箱13；
高压中间容器为两个，分别为用于盛油的高压中间容器A 29和用于盛水的高压中间容器B 30，以模拟油或者地层水；高压柱塞泵20分别与高压中间容器A 29和高压中间容器B 30连接，用于给高压中间容器A/B底部活塞加压，以控制驱入岩心的流体流量，高压中间容器A 29和高压中间容器B 30均通过一六通阀19与岩心夹持器16的入口连接，六通阀19连接有上游压力表18，岩心夹持器16的出口连接油水分离器14，用于计量驱出流体，以计算驱替过程中岩心的平均含水/含油饱和度；
高压柱塞泵20优选为ISCO系列的高压柱塞泵，参数为：流速范围为0.00001-50mL/min，压力范围为10-10000psi；
岩心夹持器16用于放置岩心10，以模拟高温高压条件下水驱油过程，围压泵12与岩心夹持器16的围压加压口7连接，用于给岩心夹持器16施加围压，模拟油藏岩心所受岩层压力，高压中间容器A 29、高压中间容器B 30、六通阀19、岩心夹持器16和油水分离器14位于恒温箱13内；
压力测试系统包括在压力测试点9处包裹在岩心表面的油湿半渗隔膜28a和水湿半渗隔膜28b，分别用于隔水过油和隔油过水，油湿半渗隔膜28a处连接有用于测量油相压力的压力传感器A 25a，水湿半渗隔膜28b处连接有用于测量水相压力的压力传感器B 25b，压力传感器A 25a和压力传感器B 25b分别通过第一压力数据传输线31a、第二压力数据传输线32b外接至压力数据采集系统15，压力传感器A 25a和压力传感器B 25b分别通过第一固定螺母26a和第二固定螺母26b固定于筒体6上，本发明中的油湿半渗隔膜28a和水湿半渗隔膜28b，均可采用现有的半渗透膜，本发明岩心采用厚度极小的半渗隔膜包裹，这种薄膜对流经的流体阻力较小，用较短的时间即可构造一条多个压力点的毛细管压力曲线；本发明所采用的压力传感器A/B均为普通的压力传感器，能够测量液体压力即可；
饱和度测试系统包括在饱和度测试点8设置的TDR探针24，以及与TDR探针24相连接的时域反射信号发生采集器21，时域反射信号发生采集器21与TDR数据采集系统17连接，通过时域反射技术测试测试点的润湿相饱和度。
本发明的高压中间容器A 29和高压中间容器B 30均包括两个腔体，上部腔体盛放实验流体，即驱替用的模拟油或者模拟地层水，下部腔体用于盛放驱替过程中由泵进入中间容器的水，两部分腔体中间用活塞隔开，实验初始状态时活塞位于中间容器最底部，当高压柱塞泵开始工作，即驱替开始，高压柱塞中的液体沿着管线到中间容器A/B的底部，开始推动活塞将活塞向上顶，活塞将上部腔体的模拟油或者模拟水推出，通过管线到达岩心夹持器。
实施例2：
一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，结构如实施例1所述，所不同的是，如图2所示，岩心夹持器16包括筒体6、胶皮筒5和位于筒体6两端的第一堵头4a和第二堵头4b，第一堵头4a和第二堵头4b与筒体6之间为螺纹连接，胶皮筒5安装在筒体6内，胶皮筒5内放置有岩心10，围压加压口7设置于筒体6上，第一堵头4a和第二堵头4b靠近岩心端分别设置有岩心塞，左右分别各一，第一岩心塞11a和第二岩心塞11b，第一堵头4a和第二堵头4b中心均连接有一紧固件，第一堵头4a中心连接有第一紧固件3a，第二堵头4b中心连接有第二紧固件3b，第一紧固件3a穿过第一堵头4a与第一岩心塞11a固定连接，第二紧固件3b穿过第二堵头4b与第二岩心塞11b固定连接；
第一紧固件3a和第二紧固件3b内部在岩心端分别设置有上游管线2a和下游管线2b，上游管线2a连接六通阀19，下游管线2b连接油水分离器14，第一/第二岩心塞中间设置小孔，便于流体在岩心夹持器16中流通。
第一堵头和第二堵头都可以相对于筒体可活动，可通过左进又退或左退又进的方式调节岩心的位置，岩心塞可最大限度的压紧岩心，防止泄露，也防止由于第一堵头/第二堵头与筒体之间的螺纹连接老化带来的泄露问题；
第一紧固件3a和第二紧固件3b均为细长圆柱形的可调节紧固件，可调节紧固件与第一堵头4a/第二堵头4b螺纹连接，用于第一堵头/第二堵头粗调位置的基础上可以通过可调节紧固件连接着岩心塞进行微调。
岩心夹持器底部还设置有岩心夹持器底座1。
实施例3：
一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，结构如实施例1所述，所不同的是，压力测试点9成对分布，每一对压力测试点9的两个测试点分别位于岩心夹持器的前后中心位置，沿岩心夹持器直径方向对称分布；
如图3所示，每一对测试点的其中一个测试点处设置用于隔水过油的油湿半渗隔膜28a，另一个测试点处设置用于隔油过水的水湿半渗隔膜28b，油湿半渗隔膜28a和水湿半渗隔膜28b包裹在岩心两侧，实验过程中施加的围压可将其固定在胶皮筒5内壁上，在围压的作用下油湿半渗隔膜和水湿半渗隔膜不会发生滑移，为增加牢固性，也可在油湿半渗隔膜和水湿半渗隔膜边缘处加一点胶固定在岩心两侧，胶皮筒5内壁上油湿半渗隔膜处引出一管线A 27a，该管线A 27a穿过胶皮筒5连接压力传感器A 25a，用于油相压力，胶皮筒5内壁上水湿半渗隔膜28b处引出一管线B 27b，该管线B 27b穿过胶皮筒5连接压力传感器B25b，用于水相压力。
油湿半渗隔膜、水湿半渗隔膜包裹在岩心两侧时，油/水湿半渗隔膜的长度、高度可视岩心尺寸灵活设定，即半渗隔膜的包裹面积可根据实验要求灵活设定。
压力测试点9为3对，共6个测试点，其中，3个测试点位于岩心夹持器中心位置正前方，且其连线平行于岩心夹持器长度方向，另外3个测试点位于岩心夹持器中心位置正后方，位于同一方向(前方或后方)的测试点设置同种类型的半渗隔膜，且其连线也平行于岩心夹持器长度方向，同一连线上的相邻测试点距离优选为2cm。
实施例4：
一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，结构如实施例1所述，所不同的是，饱和度测试点8为三个，等间距分布于岩心夹持器16顶部，相邻饱和度测试点的距离优选为2cm，TDR探针24包括三组，每个饱和度测试点处对应设置一组，每一组TDR探针24均包括一根正极探针和一根负极探针，正极探针和负极探针均平行等间距地以圆形布设于饱和度测试点8处，内嵌于胶皮筒5上，具体固定于胶皮筒内壁上，即每一组TDR探针24位于饱和度测试点处胶皮筒5与岩心10之间，沿岩心周向分布；
每一组TDR探针中正极探针和负极探针的距离优选为0.6cm，两者互不接触，分别通过电缆23与时域反射信号发生采集器21连接，电缆23穿过筒体6、胶皮筒5将时域反射信号发生采集器21与探针连接起来，并可通过电缆固定螺母22固定在筒体上。
实施例5：
一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，结构如实施例1所述，所不同的是，压力测试点和饱和度测试点位于同一水平位置。
实施例6：
一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，结构如实施例1所述，所不同的是，岩心夹持器16为长岩心夹持器，其岩心室长度优选为10cm，岩心夹持器外部设置有刻度，方便计量岩心位置。
刻度位于岩心筒体外部上方便于观察的位置，以一侧为例，首先确定第一紧固件/第二紧固件的总长度，将岩心放置好后，测量紧固件外部末端至筒体上零刻度线的距离，两者作差，即为岩心左端与零刻度线的距离，即为岩心左端位置，再根据岩心长度确定岩心右端位置，最后根据筒体外部引出探针的位置所在的刻度，以确定所测量的压力、饱和度数据位于岩心的位置，即可获得岩心不同位置的油水分布。
实施例7：
一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置的实验方法，其步骤如下：
步骤1：配制油与地层水，将其分别转入高压中间容器A 29和高压中间容器B 30中，取天然岩心记录编号，洗油烘干，测定孔渗等基础参数，抽真空饱和地层水，分别将油湿/水湿半渗隔膜用油/水润湿，包裹在岩心10的两侧，对应岩心夹持器中油相/水相压力测试点的位置放入岩心夹持器中，确定TDR探针24接触良好，岩心两端通过上游管线2a和下游管线2b连接，连接好其余装置及管线，检查装置气密性；
步骤2：打开恒温箱13，将实验系统的温度升高至油藏温度，设置合适的围压和回压，设置高压柱塞泵为恒定流量或恒定压力驱替模式；
步骤3：水驱实验：调节六通阀19使高压中间容器B 30与岩心夹持器16相通，打开高压柱塞泵20进行地层水驱替，待岩心下游管线2b持续出水且上游压力稳定后，记录压差ΔP与流速；
本步骤3中，下游管线2b持续出水可通过油水分离器的计量结果判断，上游压力2a稳定可以通过上游压力表18的读数判断，压力变化在2％以内即可认定为稳定；
压差是指上游管线和下游管线的压力差，上游管线压力可由上游管线上的压力表读取，下游压力为大气压力0.1MPa，流速可通过油水分离器计量驱出地层水量，除以通过秒表计量的时间来获得；
步骤4：油驱水法建立束缚水饱和度：调节六通阀19使高压中间容器B 30关闭，高压中间容器A 29与岩心夹持器16相通，先用0.1倍的驱替速度进行油驱水，逐渐增加至驱替速度直至不出水为止(驱替10倍孔隙体积的模拟油量且在油水分离器的计量观测不到水量变化即可判断为不出水)，记录此束缚水状态下总出水量Vwt，即油驱水整个过程的驱出水量(可由油水分离器14计量得到)、油相/水相压力Po1/Pw1(油相、水相压力可分别通过压力传感器A 25a、压力传感器B 25b测量得出，可从压力数据采集系统直接显示)，计算束缚水饱和度Swc，以及油相渗透率Kro，油相渗透率Kro可由现有技术计算得到：
本步骤4中，孔隙体积与总出水量Vwt作差，差值除以孔隙体积，可以计算束缚水饱和度Swc，也就是束缚水状态下的含水饱和度，计算方法可参考现有技术；
步骤5：水驱油实验：建立束缚水饱和度后将岩心样品老化24小时，设置一定的驱替速度或驱替压力进行水驱油实验(驱替速度或驱替压力可根据实验要求进行设定，如驱替速度可为0.1mL/min)，水驱油过程中，每隔一段时间，如10秒记录不同水平位置，即不同测试点处的油相压力Poi、水相压力Pwi，油流出量Voi、水流出量Vwi，计算测试点处的含水饱和度Swi；
本发明的老化是指以实验的方式让岩心回归到在地层下最原始的状态，即束缚水状态，使岩心与油水达到一个原始的平衡，完成步骤4已经使岩心达到了束缚水状态，只需要停止驱替，静置24小时即可完成老化；
油相压力Poi、水相压力Pwi可分别由测试点的压力传感器A、压力传感器B读出，油流出量Voi、水流出量Vwi可通过在该时间段内的油水分离器的计量得到；
计算测试点处的含水饱和度Swi过程为：
假设TDR引导的电磁波传播距离为L，电磁波传播时间tR，可得电磁波传播速度：
V＝2L/tR (1)
其中，V为电磁波传播速度，m/s，L为电磁波传播距离，m，tR为发射波传播到反射点及反射波回到发射点所用时间，s；
K＝(C/V)2 (2)
其中K为介电常数；C为光速，m/s；V为介质中电磁波传播速度，m/s；
由式(1)和式(2)可以得出介质的介电常数：
K＝0.25(C tR/L)2 (3)
将介电常数K换算成含水饱和度Swi的经验公式，该经验公式可参考以下文献：ToppG C,Davis J L,Annan A P.Electromagnetic determination of soil watercontent:Measurements in coaxial transmission lines[J].Water ResourcesResearch,1980,16(3),574-582：
Swi＝-5.3×10-2+2.92×10-2K-5.5×10-4K2+4.3×10-6K3 (4)
根据以上计算步骤得出含水饱和度Swi；
步骤6：驱替至不出油为止(驱替10倍孔隙体积的模拟地层水量且在油水分离器的计量观测不到油量变化即可判断为不出油)，记录此残余油状态下的总出油量Vot，即油驱水整个过程的驱出油量(可由油水分离器14计量得到)，油相/水相压力Po2/Pw2，油相/水相压力可分别由压力传感器A和压力传感器B得到，并可通过与其连接的压力数据采集系统直接显示，计算残余油饱和度Sor以及水相渗透率Krw：
首先油驱水过程测得的总驱出水量Vwt即为整块岩心饱和油量，然后与水驱油过程中总出油量Vot可以算出残余油饱和度Sor，Sor＝(Vwt-Vot)/Vp，Vp为孔隙体积，可通过现有技术得到；
本发明的油相渗透率Kro和水相渗透率Krw的计算可参考现有的技术计算得到，计算过程均可由以下公式计算得到：
其中，Q为流体流量，可通过油水分离器中计量到的液体量与秒表计量的时间之比得到，μ为流体粘度，L1为岩心长度，A为岩心横截面积，ΔP为压差，具体为上游压力表和下游大气压力的压力差；
步骤7：通过上述步骤所得数据，计算不同位置不同时间的动态毛管力、含水饱和度，做出相应的动态毛管力曲线和相对渗透率曲线。
本发明的动态毛管力曲线的横坐标为润湿相饱和度，视岩心湿润性而定，可为含水饱和度Swi或含油饱和度，纵坐标为动态毛管力，可通过压力传感器测得水相及油相压力，二者的差值即为动态毛管力；
相对渗透率曲线的横坐标为含水饱和度Swi，纵坐标为相对渗透率，包括水相相对渗透率Krw和油相相对渗透率Kro。
实施例8：
岩心基础数据如表1所示，驱替速度为0.1mL/min，实验过程中由上游压力表、油水分离器读取的数据如表2所示，根据表中数据可计算并作出相对渗透率曲线(见图5)。
表1岩心基础数据
| 长度/cm | 直径/cm | 孔隙度/％ | 水测渗透率k<sub>1</sub>/μm<sup>2</sup> | 束缚水饱和度S<sub>wc</sub>/％ |
| 6.097 | 2.502 | 15.21 | 0.456 | 46.78 |
表2从油水分离器和上游压力表获得是数据
动态毛管力曲线是以润湿相饱和度为横坐标、动态毛管力为纵坐标的曲线，所以根据在驱替的过程中通过探针监测到的不同位置不同时刻的压力和饱和度数据可以作出动态毛管力曲线。压力数据由三对压力传感器通过数据采集系统传输至计算机，以一对压力传感器传感器为例：它的一侧用于测试油相压力一侧用于测试水相压力，两者的差值即为动态毛管力。饱和度数据由三对TDR探针通过数据采集系统传输至计算机，根据实施例7计算步骤得到饱和度数据，结合动态毛管力数据可作出动态毛管力曲线，如图6所示。
以上所述是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明所述原理的前提下，还可以作出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，其特征在于，包括高压柱塞泵、高压中间容器、岩心夹持器、压力测试系统、饱和度测试系统、油水分离器、围压泵和恒温箱；
所述高压中间容器为两个，分别为用于盛油的高压中间容器A和用于盛水的高压中间容器B，以模拟油或者地层水；所述高压柱塞泵分别与高压中间容器A和高压中间容器B连接，用于给高压中间容器A/B底部活塞加压，以控制驱入岩心的流体流量，所述高压中间容器A和高压中间容器B均通过一六通阀与岩心夹持器的入口连接，所述岩心夹持器的出口连接所述油水分离器，用于计量驱出流体，以计算驱替过程中岩心的平均含水/含油饱和度；
所述岩心夹持器用于放置岩心，以模拟高温高压条件下水驱油过程，所述围压泵与岩心夹持器的围压加压口连接，用于给岩心夹持器施加围压，模拟油藏岩心所受岩层压力，所述高压中间容器A、高压中间容器B、六通阀、岩心夹持器和油水分离器位于所述恒温箱内；
所述压力测试系统包括在压力测试点处包裹在岩心表面的油湿半渗隔膜和水湿半渗隔膜，分别用于隔水过油和隔油过水，油湿半渗隔膜处连接有用于测量油相压力的压力传感器A，水湿半渗隔膜处连接有用于测量水相压力的压力传感器B，压力传感器A和压力传感器B均外接至压力数据采集系统；
所述饱和度测试系统包括在饱和度测试点设置的TDR探针，以及与TDR探针相连接的时域反射信号发生采集器，时域反射信号发生采集器与TDR数据采集系统连接，通过时域反射技术测试测试点的润湿相饱和度。
2.根据权利要求1所述的基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，其特征在于，所述岩心夹持器包括筒体、胶皮筒和位于筒体两端的第一堵头和第二堵头，所述第一堵头和第二堵头与筒体之间为螺纹连接，所述胶皮筒安装在筒体内，胶皮筒内放置有岩心，所述围压加压口设置于筒体上，所述第一堵头和第二堵头靠近岩心端均设置有岩心塞，所述第一堵头和第二堵头中心均连接有一紧固件，该紧固件穿过第一堵头/第二堵头与岩心塞固定连接；
所述紧固件内部在岩心两端分别设置有上游管线和下游管线，上游管线连接六通阀，下游管线连接油水分离器，岩心塞中间设置小孔，便于流体在岩心夹持器中流通。
3.根据权利要求2所述的基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，其特征在于，所述紧固件为细长圆柱形的可调节紧固件，可调节紧固件与第一堵头/第二堵头螺纹连接。
4.根据权利要求1所述的基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，其特征在于，所述压力测试点成对分布，每一对压力测试点的两个测试点分别位于岩心夹持器的前后中心位置，沿岩心夹持器直径方向对称分布；
所述每一对测试点的其中一个测试点处设置用于隔水过油的油湿半渗隔膜，另一个测试点处设置用于隔油过水的水湿半渗隔膜，所述油湿半渗隔膜和水湿半渗隔膜包裹在岩心两侧，所述胶皮筒内壁上油湿半渗隔膜处引出一管线A，该管线A穿过胶皮筒连接所述压力传感器A，用于测试油相体压力，所述胶皮筒内壁上水湿半渗隔膜处引出一管线B，该管线B穿过胶皮筒连接所述压力传感器B，用于测试水相压力。
5.根据权利要求4所述的基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，其特征在于，所述压力测试点为3对，共6个测试点，其中，3个测试点位于岩心夹持器中心位置正前方，且其连线平行于岩心夹持器长度方向，另外3个测试点位于岩心夹持器中心位置正后方，且其连线也平行于岩心夹持器长度方向，同一连线上的相邻测试点距离优选为2cm。
6.根据权利要求5所述的基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，其特征在于，所述饱和度测试点为三个，等间距分布于岩心夹持器顶部，相邻饱和度测试点的距离优选为2cm，所述TDR探针包括三组，每个饱和度测试点处对应设置一组，每一组TDR探针均包括一根正极探针和一根负极探针，正极探针和负极探针均平行等间距地以圆形布设于饱和度测试点处，内嵌于胶皮筒上，具体固定于胶皮筒内壁上，即每一组TDR探针位于饱和度测试点处胶皮筒与岩心之间，沿岩心周向分布；
每一组TDR探针中正极探针和负极探针的距离优选为0.6cm，两者互不接触，分别通过电缆与时域反射信号发生采集器连接。
7.根据权利要求6所述的基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，其特征在于，所述压力测试点和饱和度测试点位于岩心同一水平位置。
8.根据权利要求1所述的基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置，其特征在于，所述岩心夹持器为长岩心夹持器，其岩心室长度优选为10cm，岩心夹持器外部设置有刻度，方便计量岩心位置。
9.一种权利要求1所述的基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置的实验方法，其特征在于，其步骤如下：
步骤1：配制油与地层水，将其分别转入高压中间容器A和高压中间容器B中，取天然岩心记录编号，洗油烘干，抽真空饱和地层水，分别将油湿/水湿半渗隔膜用油/水润湿，包裹在岩心的两侧对应岩心夹持器中油相/水相压力测试点的位置，确定TDR探针接触良好，岩心两端通过上游管线和下游管线连接，连接好装置后，检查装置气密性；
步骤2：打开恒温箱，将实验系统的温度升高至油藏温度，设置合适的围压和回压，设置高压柱塞泵为恒定流量或恒定压力驱替模式；
步骤3：水驱实验：调节六通阀使高压中间容器B与岩心夹持器相通，打开高压柱塞泵进行地层水驱替，待岩心下游管线持续出水且上游压力稳定后，记录压差与流速；
步骤4：油驱水法建立束缚水饱和度：调节六通阀使高压中间容器B关闭，使高压中间容器A与岩心夹持器相通，先用低流速进行油驱水，逐渐增加至驱替速度直至不出水为止，记录此束缚水状态下总出水量Vwt，即油驱水整个过程的驱出水量、油相/水相压力Po1/Pw1，油相压力、水相压力分别通过压力传感器A、压力传感器B测量得出，计算束缚水饱和度Swc，以及油相渗透率Kro；
步骤5：水驱油实验：建立束缚水饱和度后将岩心样品老化24小时，设置一定的驱替速度或驱替压力进行水驱油实验，水驱油过程中，每隔一段时间记录不同水平位置，即不同测试点处的油相压力Poi、水相压力Pwi，油流出量Voi、水流出量Vwi，计算饱和度测试点处的含水饱和度Swi；
步骤6：驱替至不出油为止，记录此残余油状态下的总出油量Vot，即油驱水整个过程的驱出油量，油相/水相压力Po2/Pw2，油相/水相压力可分别由压力传感器A和压力传感器B得到，并可通过与其连接的压力数据采集系统直接显示，计算残余油饱和度Sor以及水相渗透率Krw：
步骤7：通过上述步骤所得数据，计算不同位置不同时间的动态毛管力、含水饱和度，做出相应的动态毛管力曲线和相对渗透率曲线；
动态毛管力曲线的横坐标为润湿相饱和度，纵坐标为动态毛管力；
相对渗透率曲线的横坐标为含水饱和度Swi，纵坐标为相对渗透率，包括水相相对渗透率Krw和油相相对渗透率Kro。
10.根据权利要求9所述的基于时域反射技术的测量高温高压岩心动态毛管力的装置的实验方法，其特征在于，步骤5中，计算测试点处的含水饱和度Swi过程为：
假设TDR探针引导的电磁波传播距离为L，电磁波传播时间tR，可得电磁波传播速度：
V＝2L/tR (1)
其中，V为电磁波传播速度，m/s，L为电磁波传播距离，m，tR为发射波传播到反射点及反射波回到发射点所用时间，s；
K＝(C/V)2 (2)
其中K为介电常数；C为光速，m/s；V为介质中电磁波传播速度，m/s；
由式(1)和式(2)可以得出介质的介电常数：
K＝0.25(C tR/L)2 (3)
将介电常数K换算成含水饱和度Swi的经验公式：
Swi＝-5.3×10-2+2.92×10-2K-5.5×10-4K2+4.3×10-6K3 (4)
根据以上计算步骤得出含水饱和度Swi。
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