CN112710595B - 一种气藏储层水锁伤害实验评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种气藏储层水锁伤害实验评价方法，可以准确掌握气藏的水锁伤害规律，为气藏相关工程作业决策提供依据。包括以下步骤：S1、实验准备，取得气藏实际储层岩心，并清洗、烘干，测试其参数，准备水锁实验装置；岩心饱和实验地层水；S2、设置岩心的多个含水饱和度，并计算出岩心在对应含水饱和度下的临界毛管压力；S3、测定岩心渗透率；S4、水锁伤害评价。

Description

一种气藏储层水锁伤害实验评价方法

技术领域

本发明涉及气藏开采技术领域，特别是涉及一种气藏储层水锁伤害实验评价方法。

背景技术

水基工作液进入气藏后，储层的含水饱和度上升，导致气相流动阻力增大，气相渗透率下降，这种现象称为“水锁效应”或者“水锁伤害”。储层发生水锁伤害后将导致气井产能降低、作业成本增加、天然气采收率降低，气藏开发经济效益差等问题。通常情况下，水锁伤害一般发生在低渗气藏，外来水基工作液侵入储层孔道，在气井井筒周围储层中造成水相圈闭，制约储层原始流体向井筒流动。要使天然气正常流入井筒，必须克服水相对天然气的圈闭效应，这将增大气藏生产压差，导致气藏压力衰减过快。当气藏压力不足以突破水相圈闭时，气藏中的天然气将永久被封闭滞留在地层，造成天然气资源的严重浪费。因此，准确评价气藏水锁伤害程度是气藏开展相关涉及水溶液的工程作业的重要前提，有利于提高气藏开发过程中的工程作业投资成功率，减少水锁伤害后储层增产解堵措施的资金投入，提高气藏天然气采收率及气藏开发经济效益。

目前，对储层水锁伤害评价的实验方法有静态岩心流动实验法，即：通过测定束缚水饱和度下的渗透率变化来评价水锁效应对渗透率的伤害；岩样浸泡法，即：测试水锁效应对岩心有效渗透率的改变。尽管在评价储层水锁伤害程度时，上述两种方法已比较成熟，但是由于现有方法无法获得不同含水饱和度下的合理气体驱替压差，导致在岩心实验的气驱过程中可能存在气水两相同流的问题，因此实验结果不能准确反映出天然气开采过程中不同含水饱和度对气体渗流的影响。同时，由于现有方法无法准确获得某水锁伤害程度下的水相饱和度，导致水锁伤害评价结果可能严重偏离真实情况，对矿场应用的指导效果有限。因此，亟待提出一种能够准确评价不同含水饱和度下储层水锁伤害程度实验方法，从而准确掌握气藏的水锁伤害规律，为气藏相关工程作业决策提供依据。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种气藏储层水锁伤害实验评价方法，可以准确掌握气藏的水锁伤害规律，为气藏相关工程作业决策提供依据。

本发明的目的是这样实现的：

一种气藏储层水锁伤害实验评价方法，包括以下步骤：

S1、实验准备

取得气藏实际储层岩心，并清洗、烘干，测试其直径D、长度L、孔隙度

渗透率K₀、岩心端面积A；

准备水锁实验装置；

岩心饱和实验地层水；

S2、设置岩心的多个含水饱和度，并计算出岩心在对应含水饱和度下的临界毛管压力P_c，包括：

S21、毛管压力与离心机转速的关系式：

式中：P_c-岩心的毛管压力，MPa；Δρ-两相流体密度差，g/ml；L-岩样的长度，cm；D-岩样的直径，cm；R_e-岩样的外旋半径，cm；n-离心机转速，rad/min；

S22、利用岩心的压汞毛管压力曲线拟合出：

P_Hg＝f(S_Hg) (2)

式中：P_Hg-压汞时的毛管压力，MPa；S_Hg-岩样的含汞饱和度，％；

S23、将压汞法所测得的P_Hg换算为气水毛管压力P_wg：

式中：P_wg-气水毛管压力，MPa；σ_wg-水的表面张力，mN/m；θ_wg-水的润湿接触角，°；σ_Hg-汞表面张力，N/m；θ_Hg-汞的润湿接触角，°，r-毛管半径，mm；

将(3)式与(4)式联立得：

即

将(2)式与(6)式联立得：

由1-S_w＝S_Hg将(7)式转化为

其中，Sw-含水饱和度，％；

S24、通过(1)式和(8)式求得各含水饱和度所对应的毛管压力和离心机转速；

S25、根据步骤S24的结论，使用离心机将岩心离心至所需的饱和度；

S3、测定各水饱和度下岩心的渗透率，包括：

S31、将岩心放入岩心夹持器中，通过围压驱替泵施加围压，通过步骤S2计算得到的毛管压力控制驱替压力P_i，使驱替压力为对应毛管压力的80％-100％，保证围压大于驱替压力4～5MPa，测试各含水饱和度下岩心的渗透率K_i，测试过程中，驱替压力P_i等于入口断面上的绝对压力；

式中：

K_i-气体渗透率，D；Q_i-在压差ΔP下，通过岩心的流量，cm³/s；P_a-大气压，atm；μ-天然气气体粘度，mPa·s；L-岩心长度，cm；A-岩心端面积，cm²；P₂-出口断面上的绝对压力，atm；

S32、以岩心含水饱和度值为横坐标，以气相相对渗透率值为纵坐标，建立直角坐标系，采用平滑曲线绘制不同岩心含水饱和度对应的气相相对渗透率曲线；

S4、水锁伤害评价

通过下式计算气相渗透率的伤害程度系数D_s，从而确定由于水锁伤害对气相渗透率的伤害程度；最低的一个含水饱和度所对应的气相渗透率记为K₁：

优选地，所述步骤S1中，岩心饱和实验地层水的方法为：

S11、配置实验地层水，并转入地层水样中间容器；

S12、配置岩心饱和装置；将岩心放入岩心饱和容器中，在常温下将岩心饱和容器抽至真空；

S13、用地层水样中间容器一端连接的驱替泵将地层水驱入岩心饱和容器，然后，用岩心饱和容器一端连接的驱替泵对岩心饱和容器进行施压饱和；

S14、岩心饱和地层水后，将岩心从岩心饱和容器中取出。

优选地，所述岩心饱和装置包括地层水样中间容器、岩心饱和容器，所述地层水样中间容器、岩心饱和容器的一端分别通过管道连接有驱替泵，所述地层水样中间容器、岩心饱和容器的另一端通过管道汇合后，再通过管道连接真空泵，各管道上分别设置阀门。

优选地，所述水锁实验装置包括岩心夹持器，所述岩心夹持器的围压端通过管道连接围压驱替泵，岩心夹持器的进口端依次通过管道连接天然气气样中间容器、电动泵，岩心夹持器的出口端依次通过管道连接水量计、气量计。

优选地，所述步骤S31中，由高到低测试各含水饱和度下岩心的气体渗透率K_i。

优选地，所述步骤S4中，运用不同损害程度与损害率的对应关系对岩心的水锁伤害进行评价。

由于采用了上述技术方案，本发明具有如下有益效果：

可以获得不同含水饱和度下的合理气体驱替压差，能准确反映出天然气开采过程中不同含水饱和度对气体渗流的影响，能够准确评价不同含水饱和度下储层水锁伤害程度，从而准确掌握气藏的水锁伤害规律，为气藏相关工程作业决策提供依据。

附图说明

图1为水锁实验装置示意图；

图2为岩心饱和装置示意图；

图3为离心机装置俯视示意图；

图4为压汞曲线；

图5为含水饱和度对应的渗透率曲线。

附图标记

附图中，电动泵1；阀门2、4、8、11、16、19、21、23、26；天然气气样中间容器3；地层水样中间容器18；入口压力表5；围压驱替泵6；围压表7；岩心夹持器9；出口压力表10；水量计12；气量计13；电脑记录器14；压力表17、22、25；真空泵20；驱替泵15、27；岩心饱和容器24；岩心28；离心机转子29。

具体实施方式

一种储层水锁伤害实验评价方法：

S1、实验准备

S11、将取得的气藏实际储层岩心清洗、烘干后，测试其直径D＝2.452cm、长度L＝4.946cm、孔隙度

渗透率K₀＝9.625mD；

S12、配置实验地层水，并转入中间容器；

S13、按照实验流程图连接相关实验设备，检验实验设备连接处，确保实验全程无泄漏；

所述岩心饱和装置包括地层水样中间容器、岩心饱和容器，所述地层水样中间容器、岩心饱和容器的一端分别通过管道连接有驱替泵，所述地层水样中间容器、岩心饱和容器的另一端通过管道汇合后，再通过管道连接真空泵，各管道上分别设置阀门。

所述水锁实验装置包括岩心夹持器、电脑记录器，所述岩心夹持器的围压端通过管道连接围压驱替泵，岩心夹持器的进口端依次通过管道连接天然气气样中间容器、电动泵，岩心夹持器的出口端依次通过管道连接水量计、气量计，所述电脑记录器用于记录实验过程数据。

S2、岩心饱和实验地层水

S21、将岩心放入岩心饱和容器中(图2)，在常温下将岩心饱和容器抽至真空(压力表22的示数低于133Pa时认为已抽至真空)；

S22、抽真空结束后，用驱替泵15将地层水驱入岩心饱和容器，然后用驱替泵27对岩心饱和容器进行施压饱和(八小时)。

S23、饱和后，将岩心从岩心饱和装置中取出。

S3、岩心离心技术控制含水饱和度

S31、将饱和后的岩心放入离心机(图3)，采用石油行业标准(SY/T5436-2008)《岩石毛管压力曲线的测定》的计算公式，即可得到毛管压力与离心机转速的关系：

式中：

P_c-岩石的毛管压力，MPa；

Δρ-两相流体密度差，g/ml；

L-岩样的长度，cm；

D-岩样的直径，cm；

R_e-岩样的外旋半径，cm；

n-离心机转速，rad/min；

S32、使用离心机将岩心离心至所需的饱和度(90％、80％、70％、60％、50％、40％、30％、20％)。需求出岩心在对应含水饱和度下的临界毛管压力P_c；利用岩心#1的压汞毛管压力曲线拟合出：

P_Hg＝f(S_Hg) (2)

式中：P_Hg-压汞时的毛管压力，MPa；S_Hg-岩样的含汞饱和度，％；

本实施例中，参见图4，所拟合曲线方程为：

P_Hg＝0.255×(1-S_Hg)^-2.839 (3)

S33、岩心离心技术属于气驱水，压汞法则属于汞驱气，由于汞—气界面张力远大于气—水界面张力，因而对它们所得的毛管压力曲线进行分析对比时需将这些压力统一到相同条件下(即将压汞法所测得的P_Hg换算为气水毛管压力P_wg)；

式中：σ_wg-水的表面张力，mN/m；θ_wg-水的润湿接触角，(°)；σ_Hg-汞表面张力，mN/m；θ_Hg-汞的润湿接触角，(°)，r-毛管半径，mm；

将(4)式与(5)式联立得：

即

将(3)式代入(7)式得：

根据《油层物理》第三章第三节，毛管压力曲线的特征可知S_w＝1-S_Hg，Sw-含水饱和度，％；

已知σ_wg＝72N/m、θ_wg＝0°、σ_Hg＝480N/m、θ_Hg＝140°。所以(8)式可化简为：

P_C＝0.051×(S_w)^-2.839 (9)

S34、通过(1)式和(9)式即可准确求得一定含水饱和度所对应的毛管压力和离心机转速；同样可以确定测试水锁伤害时不同饱和度下的驱替压力P_i(驱替压力略小于毛管压力即可，本实施例中，驱替压力为所对应毛管压力的80％-100％)。

表1不同饱和度下各参数值

Sw(％)	P<sub>c</sub>(atm)	n	P<sub>i</sub>(atm)
				90	0.688	1284	0.6
80	0.961	1517	0.9
				70	1.404	1834	1.4
60	2.175	2283	2.2
				50	3.649	2957	3.6
40	6.876	4059	6.9
				30	15.560	6106	15.6
20	49.198	10858	49.2

S4、饱和度从高到低测定岩心渗透率

S41、将离心后的岩心放入岩心夹持器中(图1)，通过围压驱替泵施加围压，通过计算得到的毛管压力控制驱替压力(驱替压力略小于毛管压力即可，本实施例中，驱替压力为所对应毛管压力的80％-100％)，保证围压大于驱替压力4-5MPa。为了减少饱和岩心次数，本发明由高到低测试不同含水饱和度下岩心的渗透率(K_i)；岩心#1的端面积A＝12.128cm²，天然气的粘度μ＝0.0112mPa·s，岩心夹持器出口压力P₂＝1atm，P_i为岩心的驱替压力；

式中：

K_i-气体渗透率，D；

Q_i-在压差ΔP下，通过岩心的流量，cm³/s；

P_a-大气压，atm；

μ-天然气气体粘度，mPa·s；

L-岩心长度，cm；

A-岩心端面积，cm²；

P_i、P₂-入口和出口断面上的绝对压力，atm；

表2实验测得数据

Sw(％)	Q<sub>i</sub>(cm<sup>3</sup>/s)	K<sub>i</sub>(mD)
			90	0.047	0.274
80	0.177	0.618
			70	0.347	0.666
60	0.723	0.715
			50	2.858	1.295
40	12.608	1.876
			30	64.94	2.161
20	869.986	3.155

S42、以岩心含水饱和度值为横坐标，以气相相对渗透率值为纵坐标，建立直角坐标系，采用平滑曲线绘制不同岩心含水饱和度对应的气相相对渗透率曲线，如图5所示。

S5、水锁伤害评价

S51、通过下式计算气相渗透率的伤害程度系数D_s，从而确定由于水锁伤害对气相渗透率的伤害程度；含水饱和度为20％所对应的气相渗透率记为K₁：

表3气相渗透率的伤害程度

Sw(％)	90	80	70	60	50	40	30
								Ds(％)	91.3	80.4	78.9	77.3	59	40.5	31.5

表4不同损害程度与损害率的对应关系

损害程度	损害率(％)
		无	≤5
弱	5～30
		中等偏弱	30～50
中等偏强	50～70
		强	≥70

最后说明的是，以上优选实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管通过上述优选实施例已经对本发明进行了详细的描述，但本领域技术人员应当理解，可以在形式上和细节上对其作出各种各样的改变，而不偏离本发明权利要求书所限定的范围。

Claims (2)

1.一种气藏储层水锁伤害实验评价方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1、实验准备

取得气藏实际储层岩心，并清洗、烘干，测试其直径D、长度L、孔隙度

渗透率K₀、岩心端面积A；

准备水锁实验装置；

岩心饱和实验地层水；

所述步骤S1中，岩心饱和实验地层水的方法为：

S11、配置实验地层水，并转入地层水样中间容器；

S12、配置岩心饱和装置；将岩心放入岩心饱和容器中，在常温下将岩心饱和容器抽至真空；

S13、用地层水样中间容器一端连接的驱替泵将地层水驱入岩心饱和容器，然后，用岩心饱和容器一端连接的驱替泵对岩心饱和容器进行施压饱和；

S14、岩心饱和地层水后，将岩心从岩心饱和容器中取出；

所述岩心饱和装置包括地层水样中间容器、岩心饱和容器，所述地层水样中间容器、岩心饱和容器的一端分别通过管道连接有驱替泵，所述地层水样中间容器、岩心饱和容器的另一端通过管道汇合后，再通过管道连接真空泵，各管道上分别设置阀门；

S2、设置岩心的多个含水饱和度，并计算出岩心在对应含水饱和度下的临界毛管压力P_c，包括：

S21、毛管压力与离心机转速的关系式：

式中：P_c-岩心的毛管压力，MPa；Δρ-两相流体密度差，g/ml；L-岩样的长度，cm；D-岩样的直径，cm；R_e-岩样的外旋半径，cm；n-离心机转速，rad/min；

S22、利用岩心的压汞毛管压力曲线拟合出：

P_Hg＝f(S_Hg) (2)

式中：P_Hg-压汞时的毛管压力，MPa；S_Hg-岩样的含汞饱和度，％；

S23、将压汞法所测得的P_Hg换算为气水毛管压力P_wg：

式中：P_wg-气水毛管压力，MPa；σ_wg-水的表面张力，mN/m；θ_wg-水的润湿接触角，°；σ_Hg-汞表面张力，N/m；θ_Hg-汞的润湿接触角，°，r-毛管半径，mm；

将(3)式与(4)式联立得：

即

将(2)式与(6)式联立得：

由1-S_w＝S_Hg将(7)式转化为

其中，Sw-含水饱和度，％；

S24、通过(1)式和(8)式求得各含水饱和度所对应的毛管压力和离心机转速；

S25、根据步骤S24的结论，使用离心机将岩心离心至所需的饱和度；

S3、测定各水饱和度下岩心的渗透率，包括：

S31、将岩心放入岩心夹持器中，通过围压驱替泵施加围压，通过步骤S2计算得到的毛管压力控制驱替压力P_i，使驱替压力为对应毛管压力的80％-100％，保证围压大于驱替压力4～5MPa，测试各含水饱和度下岩心的渗透率K_i，测试过程中，驱替压力P_i等于入口断面上的绝对压力；

式中：

K_i-气体渗透率，D；Q_i-在压差ΔP下，通过岩心的流量，cm³/s；P_a-大气压，atm；μ-天然气气体粘度，mPa·s；L-岩心长度，cm；A-岩心端面积，cm²；P₂-出口断面上的绝对压力，atm；

所述步骤S31中，由高到低测试各含水饱和度下岩心的气体渗透率K_i；

S32、以岩心含水饱和度值为横坐标，以气相相对渗透率值为纵坐标，建立直角坐标系，采用平滑曲线绘制不同岩心含水饱和度对应的气相相对渗透率曲线；

S4、水锁伤害评价

通过下式计算气相渗透率的伤害程度系数D_s，从而确定由于水锁伤害对气相渗透率的伤害程度；最低的一个含水饱和度所对应的气相渗透率记为K₁：

所述步骤S4中，运用不同损害程度与损害率的对应关系对岩心的水锁伤害进行评价。

2.根据权利要求1所述的一种气藏储层水锁伤害实验评价方法，其特征在于：所述水锁实验装置包括岩心夹持器，所述岩心夹持器的围压端通过管道连接围压驱替泵，岩心夹持器的进口端依次通过管道连接天然气气样中间容器、电动泵，岩心夹持器的出口端依次通过管道连接水量计、气量计。

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