CN113295594B - 一种基于分流模型与ct扫描的相对渗透率测定系统及方法 - Google Patents

一种基于分流模型与ct扫描的相对渗透率测定系统及方法 Download PDF

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Abstract

本文提供了一种基于分流模型与CT扫描的相对渗透率测定系统及方法，所述系统包括：岩心夹持器用于固定岩心，岩心夹持器上设有多个压力阀；围压装置与岩心夹持器连接，用于向岩心提供预设围岩环境；注入装置与岩心夹持器的入口端连接，用于向岩心注入驱替液体；压差传感器设置于相邻两个压力阀的连接线路上，用于在岩心处于稳定状态下，获得相邻两个压力阀之间的压力差；CT扫描仪用于在岩心处于非稳定状态下，采集岩心每个预设位置的CT值；计算装置，用于接收压差传感器和CT扫描仪的采集数据，并结合预先测量的所述岩心每个预设位置的孔隙度，计算获得相邻两个压力阀之间的岩心的相对渗透率，本文能提高了对岩心相对渗透率测定的准确性。

Description

一种基于分流模型与CT扫描的相对渗透率测定系统及方法
技术领域
本文涉及油田开发技术领域，具体涉及一种基于分流模型与CT扫描的相对渗透率测定系统及方法。
背景技术
油水两相相对渗透率曲线被广泛应用于油田开发动态分析、开发方案优化及油藏数值模拟技术中，综合反映了储层中油水两相的渗流规律和基本特征。石油行业标准测定相对渗透率曲线的方法主要有稳态法和非稳态法。
测试油水相对渗透率的非稳态法是基于水驱油原理，描述了驱替过程中含水饱和度分布与时间和距离的关系。随着低渗透率油藏开发的发展，由于低渗透岩心的原始渗透率比较低，导致油、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低渗岩心相渗时，很难判断是否达到稳定，因此非稳态法的应用变得尤为重要，被研究人员广泛的采用。现有技术中利用常规的JBN(Johnson、Bossler和Naumann，经典非稳态法测量相对渗透曲线)方法计算低渗岩心见水后出口端含水饱和度。
常规的JBN计算方法忽略了毛管压力的影响，要求在较高的驱替速度下进行试验以减小末端效应。对于低渗透岩心，继续用标配系数来确定的实验驱替速度过高，实验压力必然很大，现有实验流程不能满足要求。而在低速驱动下的非稳态流动实验，毛管力与毛管力末端效应的影响在水驱油过程中的作用增强，进而会影响到油水饱和度分布以及驱替特征，因此如何在高效可靠地测量与计算了低渗透岩心相对渗透率的同时，综合考虑低渗透岩心流体流动的非线性渗流特征和毛管末端效应的影响，成为目前亟需解决的技术问题。
发明内容
针对现有技术的上述问题，本文的目的在于，提供一种基于分流模型与CT扫描的相对渗透率测定系统及方法，以避免现有技术相对渗透率计算过程中毛管末端效应的影响。
为了解决上述技术问题，本文的具体技术方案如下：
一方面，本文提供一种基于分流模型与CT扫描的相对渗透率测定系统，所述系统包括：岩心夹持器、围压装置、注入装置、压差传感器、CT扫描仪和计算装置；
所述岩心夹持器用于固定岩心，所述岩心夹持器上设有多个压力阀，所述压力阀设置在所述岩心的表面，相邻的两个压力阀相连；
所述围压装置与所述岩心夹持器连接，用于向所述岩心提供预设围岩环境；
所述注入装置与所述岩心夹持器的入口端连接，用于向所述岩心注入驱替液体；
所述压差传感器设置于相邻两个压力阀的连接线路上，用于在所述岩心处于稳定状态下，获得相邻两个压力阀之间的压力差；
所述CT扫描仪用于在岩心处于非稳定状态下，采集岩心每个预设位置的CT值；
所述计算装置，用于接收所述压差传感器和所述CT扫描仪的采集数据，并结合预先测量的所述岩心每个预设位置的孔隙度，计算获得相邻两个压力阀之间的岩心的相对渗透率。
进一步地，所述注入装置包括第一装置和第二装置，先通过所述第一装置向所述岩心注入第一液体，使所述岩心处于完全饱和状态，然后通过所述第一装置和所述第二装置按照预设泵注分量向所述岩心注入第一液体和第二液体，以形成所述岩心的非稳定状态。
另一方面，本文还提供一种基于分流模型与CT扫描的相对渗透率测定方法，适用于上述所述的系统，所述方法包括：
将待测岩心固定在岩心夹持器中，通过注入装置注入第一液体使其处于完全饱和状态；
通过所述注入装置按照预设泵注分量向所述待测岩心注入第一液体和第二液体，以使所述待测岩心处于非稳定状态；
利用CT扫描仪实时采集所述待测岩心每个预设位置的CT值；
直到所述岩心处于稳定状态，利用压差传感器实时采集相邻压力阀之间的压力差；
根据所述待测岩心每个预设位置的CT值、相邻两个压力阀之间的压力差和预先测量的所述待测岩心每个预设位置的孔隙度，实时计算获得相邻两个压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率。
进一步地，所述根据所述待测岩心每个预设位置的CT值、相邻两个压力阀之间的压力差和预先测量的所述待测岩心每个预设位置的孔隙度，实时计算获得相邻两个压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率，包括：
根据所述待测岩心每个预设位置的CT值和预先测量的所述待测岩心每个预设位置的孔隙度，实时计算获得所述待测岩心每个预设位置的含水饱和度；
根据所述待测岩心每个预设位置的含水饱和度，实时计算获得所述待测岩心每个预设位置的水分流量；
根据所述待测岩心每个预设位置的水分流量和所述压力差，实时计算获得相邻两个压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率。
进一步地，所述预先测量的所述待测岩心每个预设位置的孔隙度，包括：
采集所述待测岩心每个预设位置在干燥状态下不同部位的CT值；
向所述待测岩心注入第一液体，以使所述待测岩心处于完全饱和状态，同时采集在完全饱和状态下所述待测岩心每个预设位置的CT值；
根据待测岩心在干燥状态、完全饱和状态下每个预设位置的CT值，计算获得所述待测岩心每个预设位置的孔隙度。
进一步地，所述待测岩心每个预设位置的含水饱和度通过如下公式获得：
Figure BDA0003075056420000031
其中，Sw为岩心第x个预设位置处的含水饱和度；φ为岩心第x个预设位置处的孔隙度；CTx为岩心第x个预设位置处的实时总CT值；CT0为岩心完全饱和状态的总CT值；CT2为第二液体的实时CT值；CT1为第一液体的实时CT值。
进一步地，所述待测岩心每个预设位置的水分流量通过如下公式获得：
Figure BDA0003075056420000032
其中，fw(x＝i,tj)为注入第一液体和第二液体时间为tj时，岩心在第xi个预设位置处的水分流量；
Figure BDA0003075056420000033
为tj时间内厚度为L1的岩心注入第一液体和第二液体的体积，PV；L1为从岩心夹持器入口到预设位置处的长度；Sw(xi,tj)为岩心注入tj时间，在第xi个预设位置处的含水饱和度。
进一步地，所述根据所述待测岩心每个预设位置的水分流量和所述压力差，实时计算获得相邻两个压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率，包括：
确定所述待测岩心在压力阀处的待测厚度；
根据所述待测厚度，确定从岩心夹持器入口到所述压力阀处预设位置的个数；
根据所述预设位置的个数和所述压力阀的待测厚度，实时计算获得所述压力阀处的水分流量；
根据所述压力阀处的水分流量、该压力阀与相邻的压力阀之间的压力差，实时计算获得该压力阀与相邻的压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率。
进一步地，所述相对渗透率包括第一液体相相对渗透率和第二液体相相对渗透率；
所述第一液体相相对渗透率通过如下公式获得：
Figure BDA0003075056420000041
所述第二液体相相对渗透率通过如下公式获得：
Figure BDA0003075056420000042
其中，Qt为t时间内第一液体和第二液体注入的总流量；Q1为tj时刻，xi位置处第一液体的流量；Q2为tj时刻，xi位置处第二液体的流量；Q1＝Qt×fw(x＝1，tj)，Q2＝Qt×(1-fw(x＝1，tj))；Qt为tj时间内盐水和煤油注入的总流量；fw(x＝i,tj)为注入第一液体和第二液体时间为tj时，岩心在第xi个预设位置处的水分流量；μ1为第一液体的粘度；μ2为第二液体的粘度；L2为相邻两个压力阀之间岩心的长度；为岩心的横截面积；Δp为压差传感器记录的各个部分压降；kr1为第一液体的相对渗透率；kr2为第二液体的相对渗透率；k表示单相第一液体注入的岩心渗透率。
进一步地，所述方法还包括：
按预设规则降低所述预设泵注分量，并实时获取压力阀处的多组含水饱和度和相对渗透率；
根据所述多组含水饱和度和相对渗透率，绘制含水饱和度和相对渗透率变化曲线。
采用上述技术方案，本文所述的一种基于分流模型与CT扫描的相对渗透率测定系统及方法，通过在岩心夹持器上设置压力阀，在岩心处于稳定状态时，利用压差传感器采集相邻两个压力阀之间岩心的压力差，在岩心处于非稳定状态时，通过CT扫描仪实时采集岩心在不同预设位置的CT值，通过上述采集数据计算岩心在不同预设位置的含水饱和度，进而计算获得相邻两个压力阀之间的岩心的相对渗透率，本文综合考虑并避免了岩心流体流动的非线性深流特征和毛管末端效应的影响，提高了对岩心相对渗透率测定的准确性。
为让本文的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。
附图说明
为了更清楚地说明本文实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本文的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1示出了本文实施例提供的系统模块连接示意图；
图2示出了本文实施例中压力阀位置示意图；
图3示出了本文实施例提供的方法步骤示意图；
图4示出了本文实施例中孔隙度计算步骤示意图；
图5示出了本文实施例中相对渗透率计算步骤示意图；
图6示出了本文实施例中相对渗透率计算步骤示意图；
图7示出了本文实施例中含水饱和度随注入量/(时间)变化曲线示意图；
图8示出了本文实施例中水分流量随注入量/(时间)变化曲线示意图；
图9示出了本文实施例中含水饱和度和相对渗透率变化曲线；
图10示出了本文实施例提供的计算机设备结构示意图。
附图符号说明：
10、岩心；
20、岩心夹持器；
30、围压装置；
40、注入装置；
50、压差传感器；
60、CT扫描仪；
70、计算装置；
80、压力阀；
1002、计算机设备；
1004、处理器；
1006、存储器；
1008、驱动机构；
1010、输入/输出模块；
1012、输入设备；
1014、输出设备；
1016、呈现设备；
1018、图形用户接口；
1020、网络接口；
1022、通信链路；
1024、通信总线。
具体实施方式
下面将结合本文实施例中的附图，对本文实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本文一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本文中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本文保护的范围。
需要说明的是，本文的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本文的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、装置、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
首先对文中的技术术语进行解释：
CT技术作为岩心分析中常规的测试技术，广泛应用于岩心描述、岩心的非均质性测定、岩心样品选择、裂缝定量分析、在线饱和度的测量、流动实验研究等方面。而利用CT对岩石中流体的饱和度进行测量，已成为CT技术在石油工业中最普遍、最有效的实验方法之一。
CT扫描岩石的基本原理是：CT机内X射线管产生的X射线束从多个方向沿着物体某个选定的断层层面进行照射，通过测定透过的X射线量，数字化后经过计算得出该层面组织各单位体积的吸收系数，这些吸收系数可构成不同的数字矩阵；通过机内高速计算机进行数模转换，可以在屏幕上显示出来或拍成照片，重建的图像还能够给出每一个像素X射线衰减系数，通常用CT值表示。
现有技术中，针对低渗透率油藏开发过程中，通常利用常规的JBN(Johnson、Bossler和Naumann，经典非稳态法测量相对渗透曲线)方法计算低渗岩心见水后出口端含水饱和度，常规的JBN计算方法忽略了毛管压力的影响，要求在较高的驱替速度下进行试验以减小末端效应。对于低渗透岩心，继续用标配系数来确定的实验驱替速度过高，实验压力必然很大，现有实验流程不能满足要求。而在低速驱动下的非稳态流动实验，毛管力与毛管力末端效应的影响在水驱油过程中的作用增强，进而会影响到油水饱和度分布以及驱替特征。
为了解决上述问题，本说明书实施例提供一种基于分流模型与CT扫描的相对渗透率测定系统及方法，该系统在岩心夹持器中设置多个压力阀，每个压力阀固定在岩心的表面，在岩心处于非稳定状态时，通过CT扫描仪采集岩心每个预设位置处的CT值，直到岩心处于稳定状态，再通过压差传感器检查相邻两个压力阀之间岩心的压力差，通过上述采集数据计算相邻两个压力阀之间岩心相对渗透率的变化过程，因此通过本文提供的系统计算得到的相对渗透率时避免了岩心毛管末端效应的影响，提高了相对渗透率计算的可靠性。
具体地，如图1所示，所述系统包括：岩心夹持器20、围压装置30、注入装置40、压差传感器50、CT扫描仪60和计算装置70；
所述岩心夹持器20用于固定岩心10，所述岩心夹持器20上设有多个压力阀80，所述压力阀80设置在所述岩心10的表面，相邻的两个压力阀80相连；
所述围压装置30与所述岩心夹持器20连接，用于向所述岩心10提供预设围岩环境；
所述注入装置40与所述岩心夹持器20的入口端连接，用于向所述岩心10注入驱替液体；
所述压差传感器50设置于相邻两个压力阀80的连接线路上，用于在所述岩心10处于稳定状态下，获得相邻两个压力阀80之间的压力差；
所述CT扫描仪60用于在岩心10处于非稳定状态下，采集岩心10每个预设位置的CT值；
所述计算装置70，用于接收所述压差传感器50和所述CT扫描仪60的采集数据，并结合预先测量的所述岩心10每个预设位置的孔隙度，计算获得相邻两个压力阀80之间的岩心的相对渗透率。
为了避免岩心10毛管末端效应的影响，所述压力阀80可以设置在远离所述岩心10首尾端的位置，作为可选地，所述压力阀80设置在距离岩心10入口端5％-80％的范围内，在一些其他实施例中，所述压力阀80也可以设置在其他范围内，在本说明书不做限定。
其中所述压力阀80可以设置多个，相应地，所述压差传感器50也可以设置多个，各个压力阀80之间的位置关系不做限定，在一些其他实施例中，各个压力阀80之间可以等距设置。
所述围压装置30可以模拟岩心10在地层位置处的真实围压情况，这样在计算含水饱和度和相对渗透率时可以得到真实的结果，便于后期对油藏的储量预测以及对后续开发提供指导。
在本说明书实施例中，所述注入装置40包括第一装置和第二装置，先通过所述第一装置向所述岩心10注入第一液体，使所述岩心10处于完全饱和状态，然后通过所述第一装置和所述第二装置按照预设泵注分量向所述岩心10注入第一液体和第二液体，以形成所述岩心的非稳定状态。
其中所述预设泵注分量可以理解为第一液体相对全部注入液体(如第一液体和第二液体)注入速度的比例，比如当所述第一液体为盐水，所述第二液体为煤油时，所述预设本泵注分量可以为盐水/(煤油+盐水)的注入速度比例，在一些其他实施例中，所述预设泵注分量也可以为其他设置，比如不同液体的泵注量之比等，在本说明书不做限定。
示例性地，所述第一装置可以为注水装置，向所述岩心10注入盐水，所述第二装置可以为注油装置，向所述岩心10注入煤油，首先岩心处于完全盐水饱和状态注入盐水和油水混合物，这样可以模拟真实的油水驱替过程，同时也能保证岩心孔隙中填充物质(煤油或盐水)，通过CT扫描仪扫描时便于获得真实的真实可靠的CT值，从而得到油藏环境下的真实油水相对渗透率，便于为后续开采提供真实可靠的数据。
示例性地，如图2所示，所述压力阀80设置三个，设置在岩心夹持器20上，将所述岩心10分成四份，在相邻的两个压力阀80的连接线路上均设有压差传感器50，每个所述压差传感器50实时测量对应压力阀80之间的压力差，在一些其他实施例中，所述压力阀也可以设置多个，并且多个压力阀可以等分设置，具体位置关系在本说明书不做限定。
所述计算装置70还可以在岩心10处于非稳定状态下，根据接收到的所述CT扫描仪60的采集数据，结合预先测量的所述岩心10在每个预设位置的孔隙度，来实时计算每个预设位置的含水饱和度。通过确定所述压力阀80位置处的所述含水饱和度和所述相对渗透率，可以得到含水饱和度和相对渗透率的变化曲线，从而避免了岩心10毛管末端效应，提高了含水饱和度和相对渗透率的变化曲线的准确性，为后续储量预测和开发提供了可靠和准确的指导。
在本说明书实施例中，所述系统还可以包括回压装置，所述回压装置设置在所述岩心夹持器20的出口端，用于对所述岩心流出的流体进行恢复压力处理，避免流体流出所述岩心时出现压强变化较大的情况，进而保护岩心。
在上述提供的系统基础上，本说明书实施例还提供一种基于分流模型与CT扫描的相对渗透率测定方法，该方法适应于上述系统，图3是本文实施例提供的一种基于分流模型与CT扫描的相对渗透率测定方法的步骤示意图，本说明书提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的劳动可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的系统或装置产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行。具体的如图3所示，所述方法可以包括：
S101：将待测岩心固定在岩心夹持器中，通过注入装置注入第一液体使其处于完全饱和状态；
S102：通过所述注入装置按照预设泵注分量向所述待测岩心注入第一液体和第二液体，以使所述待测岩心处于非稳定状态；
S103：利用CT扫描仪实时采集所述待测岩心每个预设位置的CT值；
S104：直到所述岩心处于稳定状态，利用压差传感器实时采集相邻压力阀之间的压力差；
S105：根据所述待测岩心每个预设位置的CT值、相邻两个压力阀之间的压力差和预先测量的所述待测岩心每个预设位置的孔隙度，实时计算获得相邻两个压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率。
因此通过上述提供的系统，首先将岩心进入驱替的环境，即处于非稳定状态，然后实时通过CT扫描仪采集岩心每个预设位置的扫描数据，以及在岩心处于稳定状态时，通过压差传感器采集相邻压力阀之间岩心的压力差，进而根据提前计算得到的待测岩心在每个预设位置的孔隙度，计算得到待测岩心在压力阀处的相对渗透率，本文避免了直接测量岩心两端的压力差，从而避免了岩心毛管末端效应的影响，提高了相对渗透率计算的准确性。
而且，本说明书实施例中，首先将待测岩心处于完全饱和状态，可以保证在驱替过程中，岩心孔隙中都填充有液体(第一液体或第二液体)，避免出现空腔等现象，在通过CT扫描仪扫描时可以获得准确的扫描数据，进而保证相对渗透率计算的准确性。
所述稳定状态(即稳态)可以为岩心中含水饱和度或压力差趋于稳定时的状态，因此可以通过压差传感器实时采集相邻压力阀之间的压力差，当所述压力差趋于稳定了，则表明所述岩心得到了稳定状态，通过获得稳定状态下的压力差，可以避免在非稳定状态下岩心内部毛管对流体流动的影响，从而尽可能的减少了岩心内部毛管对压力差测量的影响。
示例性地，所述第一液体为盐水，所述第二液体为煤油，首先将岩心处于完全饱和盐水状态，然后把盐水和煤油以一定的水分流量注入到完全饱和盐水的岩心中；用CT反复扫描测量各个部分CT值，并根据所述CT值计算得到各个部分的含水饱和度。
作为可选地，所述CT扫描仪的工作参数可以为：球管电压140kV、管电流100mA，每隔1cm扫描一个岩心切片，在实际工作中，所述CT扫描仪每个扫描厚度可以根据实际情况设置，即所述预设位置根据所述扫描厚度确定，当确定扫描厚度时，每个预设位置就确定了，比如按照1cm扫描一个岩心切片，在从岩心注入端向另一端5cm处，则可以表示为第5个预设位置，具体预设位置的确定在本说明书不做限定。
需要说明的是，由于所述CT扫描仪是按照扫描厚度依次扫描岩心，因此在通过所述CT扫描仪的扫描结果计算岩心切片的孔隙度和含水饱和度时，可以理解为是所述岩心切片孔隙度和含水饱和度的平均值。
在本说明书实施例中，如图4所示，对所述待测岩心在每个预设位置的孔隙度的计算可以通过如下步骤获得：
S201：采集所述待测岩心的每个预设位置在干燥状态下不同部位的CT值；
S202：向所述待测岩心注入第一液体，以使所述待测岩心处于完全饱和状态，同时采集所述待测岩心在完全饱和状态下每个预设位置的CT值；
S203：根据待测岩心在干燥状态、完全饱和状态下每个预设位置的CT值，计算获得所述待测岩心在每个预设位置的孔隙度。
实际计算中，对于每个在干燥状态下的岩心切片的切面，可以通过CT扫描仪获得每个体积元的CT值：
CTdry＝φCTair+(1-φ)CTrock (1)
而在岩心处于第一液体完全饱和状态时，比如完全煤油饱和状态，可以通过CT扫描仪获得每个体积元的CT值：
CToilwet＝φCToil+(1-φ)CTrock (2)
其中，CTdry为干燥状态下岩心切片的CT值；CTair为空气的CT值；CTrock为岩石骨架的CT值；CToil为煤油的CT值；CToilwet为岩心完全饱和状态的CT值。
通过上述公式(1)和公式(2)即可得出所述待测岩心在每个预设位置处的孔隙度：
Figure BDA0003075056420000111
其中，φ为岩石的孔隙度，％。
在确定所述待测岩心每个预设位置的孔隙度时，就可以对压力阀处的相对渗透率进行计算，具体地，如图5所示，所述根据所述待测岩心每个预设位置的CT值、相邻两个压力阀之间的压力差和预先测量的所述待测岩心每个预设位置的孔隙度，实时计算获得相邻两个压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率，包括：
S301：根据所述待测岩心每个预设位置的CT值和预先测量的所述待测岩心每个预设位置的孔隙度，实时计算获得所述待测岩心每个预设位置的含水饱和度；
S302：根据所述待测岩心每个预设位置的含水饱和度，实时计算获得所述待测岩心每个预设位置的水分流量；
S303：根据所述待测岩心每个预设位置的水分流量和所述压力差，实时计算获得相邻两个压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率。
在实际驱替过程中，如岩心处于第一液体(如盐水)的完全饱和状态，则为第二液体(如煤油)驱替第一液体(如盐水)，例如，煤油驱替盐水的过程，因此在油水驱替过程中某一时刻的任一岩心切片的切面CT值可以为：
CTx＝φSwCTwter+φ(1-Sw)CToil+(1-φ)CTrock (4)
其中，Sw为含水饱和度，％；CTwater为盐水的CT值；CToil为煤油的CT值；φ为岩石的孔隙度，％。
相应地，通过上述公式(1)、公式(2)和公式(4)即可得到含水饱和度的表达公式：
Figure BDA0003075056420000121
其中，Sw为岩心第x个预设位置处的含水饱和度，％；φ为岩石的孔隙度，％；CTx为岩心第x个预设位置处的实时总CT值；CT0为岩心完全饱和状态的总CT值；CT2为第二液体的实时CT值；CT1为第一液体的实时CT值。
根据所述第一液体(比如盐水)和所述第二液体(比如煤油)的选择代入到上述公式(5)中即可得到所述待测岩心不同预设位置处的含水饱和度。
在本说明书实施例中，所述水分流量可以为在任意时刻任一岩心切面第二液体的注入速度比例，比如在盐水在某一切面的水的分流量。由于在向岩心注入流体的过程可以带入到分流模型计算不同位置的水分流量，比如，可以基于分流理论，对空间的含水饱和度差积分计算随着注入时间变化的局部水分流量：
假设条件：可忽略毛管力、不可压缩流体、不存在相间传质；
初始条件：Sw(x,t＝0)＝Sw(x,fw上一个分流步骤达到稳态)；
边界条件：fw(x＝0,t＞0)＝fw(入口泵注,t＞0)；
岩心内的一维两相流动的分流模型：
Figure BDA0003075056420000131
饱和度Sw是x与t的函数，
Figure BDA0003075056420000132
Figure BDA0003075056420000133
所以，
Figure BDA0003075056420000134
所以，当t＝tj时：
Figure BDA0003075056420000135
其中，ρw为第一液体(如盐水)的密度，g/cm3；uw为第一液体的泵注速度，ml/min；u为第一液体和第二液体(如煤油)总的泵注速度，ml/min；φ为岩石的孔隙度，％；Sw为含水饱和度，％；fw为水分流量，
由于CT扫描切片的第一层可能会被遮挡(岩心夹持器入口端的钢板所致)，所以在x＝1处Sw(x＝1,tj)、fw(x＝1,tj)＝fw(入口泵注,t＞0)
所以，当t＝tj时、x＝i处：
Figure BDA0003075056420000136
其中，fw(x＝i,tj)为注入第一液体和第二液体(即非稳定状态)时间为tj时，岩心在第xi个预设位置处的水分流量；
Figure BDA0003075056420000137
为tj时间内厚度为L1的岩心注入第一液体和第二液体的体积，PV；L1为从岩心夹持器入口到预设位置处的长度，cm；Sw(xi,tj)为岩心注入tj时间，在第xi个预设位置处的含水饱和度，％。
因此通过上述公式(10)可以实时获得不同预设位置处的含水饱和度以及与其相对应的水分流量。如图6所示，在获得不同预设位置水分流量时，所述根据所述待测岩心在每个预设位置的水分流量和所述压力差，实时计算获得所述待测岩心在压力阀处的相对渗透率，包括：
S401：确定所述待测岩心在压力阀处的待测厚度；
S402：根据所述待测厚度，确定从岩心夹持器入口到所述压力阀处预设位置的个数；
S403：根据所述预设位置的个数和所述压力阀的待测厚度，实时计算获得所述压力阀处的水分流量；
S404：根据所述压力阀处的水分流量、该压力阀与相邻的压力阀之间的压力差，实时计算获得该压力阀与相邻的压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率。
可以理解为，通过上述公式(10)可以计算获得压力阀位置处的水分流量，再结合所述压差传感器采集的压力差，可以获得相邻的压力阀之间的所述待测岩心相对渗透率。
在本说明书实施例中，所述相对渗透率包括第一液体相相对渗透率和第二液体相相对渗透率；其中所述第一液体相相对渗透率通过如下公式获得：
Figure BDA0003075056420000141
所述第二液体相相对渗透率通过如下公式获得：
Figure BDA0003075056420000142
其中，Q1为tj时刻，xi位置处第一液体的流量，ml；Q2为tj时刻，xi位置处第二液体的流量ml；Q1＝Qt×fw(x＝i，tj)，Q2＝Qt×(1-fw(x＝i，tj))；Qt为t时间内第一液体和第二液体注入的总流量ml；fw(x＝i,tj)为注入第一液体和第二液体时间为tj时，岩心在第xi个预设位置处的水分流量；μ1为第一液体的粘度，mPa·s；μ2为第二液体的粘度，mPa·s；L2为相邻两个压力阀之间岩心的长度，cm；A为岩心的横截面积，cm2；Δp为压差传感器记录的各个部分压降，Pa；kr1为第一液体的相对渗透率，无量纲；kr2为第二液体的相对渗透率，无量纲；k表示单相第一液体注入的岩心渗透率，无量纲。
通过上述公式就能实时获得不同含水饱和度和及其对应的相对渗透率，进一步地，所述方法还包括：
按预设规则降低所述预设泵注分量，并实时获取压力阀处的多组含水饱和度和相对渗透率；
根据所述多组含水饱和度和相对渗透率，绘制含水饱和度和相对渗透率变化曲线。
本文提供的方法，通过获得岩心表面部分的压力差，进而根据计算得到的不同位置的水分流量得到待测岩心的相对渗透率，本文能避免现有技术中毛管末端效应的影响，同时在岩心达到稳定状态获得压力差，可以降低了低渗透岩心流体流动的非线性特征，提高了低渗透岩心相对渗透率计算的准确性。
本说明书实施例提供一种低渗透岩石的相对渗透率测定方法，所述方法适应于上述所述的系统，其中所述系统配置有3个压力阀，所述压力阀与岩心夹持器的位置关系如图2所示，通过2个压差传感器可以测量相邻两个压力阀之间岩心的压力差，利用CT扫描仪反复扫描测量各个部分CT值，并计算得到相应的含水饱和度，基于分流理论，对空间的饱和度差积分计算各个部分随时间变化的水的分流量，可以得到计算相对渗透率的三个关键参数Δp、Sw和fw。
以下为应用本发明进行低渗透岩心油水两相相对渗透率测量与计算的一个具体实例：
实验用岩心为低渗透砂岩岩心，在开展实验之前，测量岩心长度L＝12cm，直径D＝2.5cm，实验用盐水的粘度μwater＝1.050cp，实验用煤油的粘度μoil＝2.210cp。盐水和煤油的泵注速度如表1所示：
表1盐水和煤油的泵注速度
f<sub>w</sub> 1 0.5 0.1 0.01 0
u<sub>water</sub>(ml/min) 2.00 1.00 0.20 0.02 0
u<sub>oil</sub>(ml/min) 0 1.00 1.80 1.98 2.00
从上游的入口端到下游的出口端，岩心被3个压力阀分隔成4个部分，相邻压力阀之间的部分岩心的长度和压降可以通过如下表2表示：
表2岩心各个部分的长度和压降
C1 C2
长度 l<sub>C1</sub>＝2cm l<sub>C2</sub>＝4cm
压降 Δp<sub>1</sub> Δp<sub>2</sub>
步骤1，利用CT扫描仪对干岩心进行扫描、以及对岩心注入盐水从而达到完全饱和盐水状态，并进行CT扫描，通过公式(3)计算岩心各个部分的孔隙度；
步骤2，根据表1所示盐水和煤油的泵注速度，同时注入盐水和煤油；
步骤3，在流动的非稳态部分，通过压差传感器监测各个部分的压降变化；利用CT反复扫描测量各个部分CT值，并通过公式(5)计算各个部分的含水饱和度；
步骤4：根据随时间变化的含水饱和度和分流理论通过公式(10)计算各个部分的水分流量；
以fw＝0.1的分流量泵注为例，测得的含水饱和度随注入量/(时间)变化如图7所示；基于分流理论，对空间的饱和度差积分计算随注入量/(时间)变化的水的分流量如图8所示；其中PV表示岩心中孔隙度总体积，图7和图8中的0.05PV～0.6PV分别表示向岩心中注入盐水和煤油的体积为0.05PV～0.6PV。
步骤5：达到稳定状态后，获得压差传感器的测量数据，并通过公式(12)和公式(13)计算获得两相相对渗透率。
步骤6：改变流量以降低水的分流量，继续驱替实验直到完全由煤油注入，分别计算多组油水两相相对渗透率，并绘制含水饱和度和相对渗透率变化曲线。
通过上述步骤可以获得多组含水饱和度和相对渗透率坐标点，然后通过建立含水饱和度-相对渗透率坐标图，并绘制含水饱和度和相对渗透率变化曲线，如图9所示，为通过本文方法得到的曲线，图中Krw表示水相相对渗透率，Kro表示油相相对渗透率，本文能反映真实的岩心内部孔隙含水饱和度和相对渗透率的变化关系，从而避免了岩心毛管末端效应的影响，提高测定数据的可靠性和实用性。
如图10所示，为本文实施例提供的一种计算机设备，能够实现上述计算过程，所述计算机设备1002可以包括一个或多个处理器1004，诸如一个或多个中央处理单元(CPU)，每个处理单元可以实现一个或多个硬件线程。计算机设备1002还可以包括任何存储器1006，其用于存储诸如代码、设置、数据等之类的任何种类的信息。非限制性的，比如，存储器1006可以包括以下任一项或多种组合：任何类型的RAM，任何类型的ROM，闪存设备，硬盘，光盘等。更一般地，任何存储器都可以使用任何技术来存储信息。进一步地，任何存储器可以提供信息的易失性或非易失性保留。进一步地，任何存储器可以表示计算机设备1002的固定或可移除部件。在一种情况下，当处理器1004执行被存储在任何存储器或存储器的组合中的相关联的指令时，计算机设备1002可以执行相关联指令的任一操作。计算机设备1002还包括用于与任何存储器交互的一个或多个驱动机构1008，诸如硬盘驱动机构、光盘驱动机构等。
计算机设备1002还可以包括输入/输出模块1010(I/O)，其用于接收各种输入(经由输入设备1012)和用于提供各种输出(经由输出设备1014))。一个具体输出机构可以包括呈现设备1016和相关联的图形用户接口(GUI)1018。在其他实施例中，还可以不包括输入/输出模块1010(I/O)、输入设备1012以及输出设备1014，仅作为网络中的一台计算机设备。计算机设备1002还可以包括一个或多个网络接口1020，其用于经由一个或多个通信链路1022与其他设备交换数据。一个或多个通信总线1024将上文所描述的部件耦合在一起。
通信链路1022可以以任何方式实现，例如，通过局域网、广域网(例如，因特网)、点对点连接等、或其任何组合。通信链路1022可以包括由任何协议或协议组合支配的硬连线链路、无线链路、路由器、网关功能、名称服务器等的任何组合。
对应于图3-图6中的方法，本文实施例还提供了一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器运行时执行上述方法的步骤。
本文实施例还提供一种计算机可读指令，其中当处理器执行所述指令时，其中的程序使得处理器执行如图3至图6所示的方法。
应理解，在本文的各种实施例中，上述各过程的序号的大小并不意味着执行顺序的先后，各过程的执行顺序应以其功能和内在逻辑确定，而不应对本文实施例的实施过程构成任何限定。
还应理解，在本文实施例中，术语“和/或”仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系。例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。另外，本文中字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。
本领域普通技术人员可以意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本文的范围。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，上述描述的系统、装置和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
在本文所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统、装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另外，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口、装置或单元的间接耦合或通信连接，也可以是电的，机械的或其它的形式连接。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本文实施例方案的目的。
另外，在本文各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以是两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本文的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分，或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本文各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
本文中应用了具体实施例对本文的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本文的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本文的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本文的限制。

Claims (7)

1.一种基于分流模型与CT扫描的相对渗透率测定系统，其特征在于，所述系统包括：岩心夹持器、围压装置、注入装置、压差传感器、CT扫描仪和计算装置；
所述岩心夹持器用于固定岩心，所述岩心夹持器上设有多个压力阀，所述压力阀设置在所述岩心的表面，相邻的两个压力阀相连；
所述围压装置与所述岩心夹持器连接，用于向所述岩心提供预设围岩环境；
所述注入装置与所述岩心夹持器的入口端连接，用于向所述岩心注入驱替液体，所述注入装置包括第一装置和第二装置，先通过所述第一装置向所述岩心注入第一液体，使所述岩心处于完全饱和状态，然后通过所述第一装置和所述第二装置按照预设泵注分量向所述岩心注入第一液体和第二液体，以形成所述岩心的非稳定状态；
所述压差传感器设置于相邻两个压力阀的连接线路上，用于在所述岩心处于被注入第一液体和第二液体后形成的稳定状态下，获得相邻两个压力阀之间的压力差；
所述CT扫描仪用于在岩心处于所述非稳定状态下，采集岩心每个预设位置的CT值；
所述计算装置，用于接收所述压差传感器和所述CT扫描仪的采集数据，并结合预先测量的所述岩心每个预设位置的孔隙度，计算获得相邻两个压力阀之间的岩心的相对渗透率；
其中，根据待测岩心每个预设位置的CT值、相邻两个压力阀之间的压力差和预先测量的所述待测岩心每个预设位置的孔隙度，实时计算获得相邻两个压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率，包括：
根据所述待测岩心每个预设位置的CT值和预先测量的所述待测岩心每个预设位置的孔隙度，实时计算获得所述待测岩心每个预设位置的含水饱和度；
根据所述待测岩心每个预设位置的含水饱和度，实时计算获得所述待测岩心每个预设位置的水分流量，所述水分流量通过如下公式获得：
Figure FDA0003663149210000011
其中，fw(x＝i,tj)为注入第一液体和第二液体时间为tj时，岩心在第xi个预设位置处的水分流量；
Figure FDA0003663149210000012
为tj时间内厚度为L1的岩心注入第一液体和第二液体的体积；L1为从岩心夹持器入口到预设位置处的长度；Sw(xi,tj)为岩心注入tj时间，在第xi个预设位置处的含水饱和度；
根据所述待测岩心每个预设位置的水分流量和所述压力差，实时计算获得相邻两个压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率，所述相对渗透率包括第一液体相相对渗透率和第二液体相相对渗透率。
2.一种基于分流模型与CT扫描的相对渗透率测定方法，适用于权利要求1所述的系统，其特征在于，所述方法包括：
将待测岩心固定在岩心夹持器中，通过注入装置注入第一液体使其处于完全饱和状态；
通过所述注入装置按照预设泵注分量向所述待测岩心注入第一液体和第二液体，以使所述待测岩心处于非稳定状态；
利用CT扫描仪实时采集所述待测岩心处于所述非稳定状态下，每个预设位置的CT值；
直到所述岩心处于被注入第一液体和第二液体后形成的稳定状态，利用压差传感器实时采集相邻压力阀之间的压力差；
根据所述待测岩心每个预设位置的CT值、相邻两个压力阀之间的压力差和预先测量的所述待测岩心每个预设位置的孔隙度，实时计算获得相邻两个压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率；
其中，所述根据所述待测岩心每个预设位置的CT值、相邻两个压力阀之间的压力差和预先测量的所述待测岩心每个预设位置的孔隙度，实时计算获得相邻两个压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率，包括：
根据所述待测岩心每个预设位置的CT值和预先测量的所述待测岩心每个预设位置的孔隙度，实时计算获得所述待测岩心每个预设位置的含水饱和度；
根据所述待测岩心每个预设位置的含水饱和度，实时计算获得所述待测岩心每个预设位置的水分流量，所述水分流量通过如下公式获得：
Figure FDA0003663149210000021
其中，fw(x＝i,tj)为注入第一液体和第二液体时间为tj时，岩心在第xi个预设位置处的水分流量；
Figure FDA0003663149210000031
为tj时间内厚度为L1的岩心注入第一液体和第二液体的体积；L1为从岩心夹持器入口到预设位置处的长度；Sw(xi,tj)为岩心注入tj时间，在第xi个预设位置处的含水饱和度；
根据所述待测岩心每个预设位置的水分流量和所述压力差，实时计算获得相邻两个压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率，所述相对渗透率包括第一液体相相对渗透率和第二液体相相对渗透率。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述预先测量的所述待测岩心每个预设位置的孔隙度，包括：
采集所述待测岩心每个预设位置在干燥状态下不同部位的CT值；
向所述待测岩心注入第一液体，以使所述待测岩心处于完全饱和状态，同时采集在完全饱和状态下所述待测岩心每个预设位置的CT值；
根据待测岩心在干燥状态、完全饱和状态下每个预设位置的CT值，计算获得所述待测岩心每个预设位置的孔隙度。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述待测岩心每个预设位置的含水饱和度通过如下公式获得：
Figure FDA0003663149210000032
其中，Sw为岩心第x个预设位置处的含水饱和度；φ为岩心第x个预设位置处的孔隙度；CTx为岩心第x个预设位置处的实时总CT值；CT0为岩心完全饱和状态的总CT值；CT2为第二液体的实时CT值；CT1为第一液体的实时CT值。
5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据所述待测岩心每个预设位置的水分流量和所述压力差，实时计算获得相邻两个压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率，包括：
确定所述待测岩心在压力阀处的待测厚度；
根据所述待测厚度，确定从岩心夹持器入口到所述压力阀处预设位置的个数；
根据所述预设位置的个数和所述压力阀的待测厚度，实时计算获得所述压力阀处的水分流量；
根据所述压力阀处的水分流量、该压力阀与相邻的压力阀之间的压力差，实时计算获得该压力阀与相邻的压力阀之间的所述待测岩心的相对渗透率。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述相对渗透率包括第一液体相相对渗透率和第二液体相相对渗透率；
所述第一液体相相对渗透率通过如下公式获得：
Figure FDA0003663149210000041
所述第二液体相相对渗透率通过如下公式获得：
Figure FDA0003663149210000042
其中，Q1为tj时刻，xi位置处第一液体的流量；Q2为tj时刻，xi位置处第二液体的流量；Q1＝Qt×fw(x＝i，tj)，Q2＝Qt×(1-fw(x＝i，tj))；Qt为t时间内第一液体和第二液体注入的总流量；fw(x＝i,tj)为注入第一液体和第二液体时间为tj时，岩心在第xi个预设位置处的水分流量；μ1为第一液体的粘度；μ2为第二液体的粘度；L2为相邻两个压力阀之间岩心的长度；A为岩心的横截面积；Δp为压差传感器记录的各个部分压降；kr1为第一液体的相对渗透率；kr2为第二液体的相对渗透率；k表示单相第一液体注入的岩心渗透率。
7.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
按预设规则降低所述预设泵注分量，并实时获取压力阀处的多组含水饱和度和相对渗透率；
根据所述多组含水饱和度和相对渗透率，绘制含水饱和度和相对渗透率变化曲线。
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