CN115290531A - 一种凝析气藏液相损害评价的装置及方法 - Google Patents

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CN115290531A CN202210921899.5A CN202210921899A CN115290531A CN 115290531 A CN115290531 A CN 115290531A CN 202210921899 A CN202210921899 A CN 202210921899A CN 115290531 A CN115290531 A CN 115290531A
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付豪
高红艳
单理军
刘创新
曹冰
简家斌
夏瑜
李小凡
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    • 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

Abstract

本发明提供了一种凝析气藏液相损害评价的装置及方法，所述装置包括注液单元、温度压力控制单元、岩心夹持器单元、声波监测单元、气液计量单元和数据处理单元；所述岩心夹持器单元包括岩心夹持器和围压设备，所述岩心夹持器包括釜体、柱塞和胶套，所述釜体呈两端开口的圆筒形结构，釜体两端由柱塞封闭，所述胶套内装入岩心，共同装入釜体内；所述气液计量单元包括三相分离器和计量设备。本发明通过注液、温度压力控制、岩心夹持器和气液计量等结构单元的设置，再根据岩心夹持器的结构设计，可评价不同水相含量及水相赋存状态下凝析油饱和度对气相渗透率的影响，评价结果准确而全面；所述装置自动化、智能化程度高，操作简便，实验精确程度高。

Description

一种凝析气藏液相损害评价的装置及方法
技术领域
本发明属于气藏开发技术领域，涉及一种凝析气藏液相损害评价的装置及方法。
背景技术
天然气作为低碳转型背景下的重要化石能源，其需求量也日渐增多，凝析气藏作为天然气的主要来源，在全世界气田开发中占有重要地位，其中，凝析气田在巨型气田和大型气田中均占较大比例。凝析气藏相比于常规气藏，最大特点在于其特殊的相态变化。天然气开采都会导致地层压力降低，在凝析气藏开发过程中，当地层压力降低至露点压力以下时，就会发生反凝析现象产生凝析油，造成严重的液相损害。
凝析气藏中凝析油的产生，会使得地层从单一气相渗流变为油气两相渗流，无法排出的凝析油会永久损害地层渗透率，甚至堵塞渗流通道；由于真实地层中初始含水饱和度情况复杂，水相饱和度对气相和油相的流动存在影响，这都会严重影响天然气的采出和凝析油的排出。在一个大型凝析气藏中，地下每一个层段的含水饱和度都存在差异，这就使得凝析气藏液相损害成为一个复杂综合的问题。因此，合理正确地评估凝析气藏液相损害程度，是关系到凝析气藏开发方案设计、工程措施制定以及气井产量预测等的关键。
CN 112966365A公开了一种特低渗凝析气藏反凝析伤害评价方法，该方法包括：通过CT扫描数字岩心对岩心微观孔喉半径进行定量表征；然后根据所述岩心的喉道半径分布采用光刻蚀驱替方法，得到不同喉道半径的微观渗流界限；最后岩心中喉道半径分布通过管流方程计算，得到不同喉道半径分布对渗透率的贡献；通过上述喉道半径对渗透率的贡献分布，得到凝析油析出后对储层渗透率的伤害，即实现了特低渗凝析气藏反凝析伤害的定量评价；该方法重点强调了岩心内部喉道的结构尺寸及分布情况对凝析气藏反凝析时渗透率的影响，但同样是对单一液相的损害评价，并未涉及到水相存在时对渗透率的影响，评价指标较为单一。
CN 110879196A公开了一种富含油凝析气藏油水相渗测试方法，该方法依靠油水相渗测试装置完成，该装置由注入泵、中间容器、岩心夹持器、围压泵、回压泵、回压调节器、计量器、流量计组成，具体包括：选择富含油凝析气藏的PVT报告，得到富含油凝析气藏的流体组成和最大凝析油量；利用WinPro软件进行相态模拟，得到地层条件下的凝析油粘度；配制地层水，根据油水粘度比配制模拟油；将岩心测得长度、体积、横截面积，洗净、烘干，测得其孔隙度；进行地层条件下油水相渗测试，做出油相和水相相对渗透率与含水饱和度的变化关系曲线。该方法只明确进行油水相渗测试，对于不同的水相条件及其状态并未明确划分，难以对凝析气藏反凝析后的液相损害进行全面、准确的评估。
综上所述，对于油凝析气藏开发过程中渗流能力的降低，其渗流损害程度的评价还需要针对不同相态及含量的条件下进行全面评估，提高评估结果的准确性。
发明内容
针对现有技术存在的问题，本发明的目的在于提供一种凝析气藏液相损害评价的装置及方法，通过注液、温度压力控制、岩心夹持器及气液计量等结构单元的设置，设计一套用于凝析气藏液相损害评价的装置，尤其是岩心夹持器的结构设计，使其能够全面考虑水相条件及水相赋存状态对液相损害评价的影响，通过不同水相条件下的油相损害实验，实现对凝析气藏液相损害程度全面而准确的评估。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
一方面，本发明提供了一种凝析气藏液相损害评价的装置，所述装置包括注液单元、温度压力控制单元、岩心夹持器单元、声波监测单元、气液计量单元和数据处理单元；所述岩心夹持器单元包括岩心夹持器和围压设备，所述岩心夹持器包括釜体、柱塞和胶套，所述釜体呈两端开口的圆筒形结构，所述釜体的两端由柱塞封闭，所述胶套内装入岩心，将胶套和岩心共同装入釜体内，所述围压设备设置于岩心夹持器外侧，连接到所述釜体内；所述气液计量单元包括三相分离器和计量设备，所述三相分离器的出口与计量设备相连；
所述注液单元的出口通过进液管线与岩心夹持器相连，所述进液管线穿过柱塞与岩心相连，所述岩心的另一端通过出口管线连接至气液计量单元，所述温度压力控制单元通过岩心夹持器两端的柱塞连接至岩心夹持器内部，所述声波监测单元安装在岩心夹持器釜体的外壁上，所述数据处理单元与注液单元、温度压力控制单元、岩心夹持器单元、声波监测单元、气液计量单元独立相连。
本发明中，凝析气藏在开发过程中的液相损害是其重要的评价指标，而对液相损害的评价受众多因素影响，本发明针对凝析气藏反凝析后凝析油的产生对渗流能力的影响，设计凝析气藏液相损害的装置，通过注液、温度压力控制、岩心夹持器和气液计量等结构单元的设置，通过水油气相的先后通入，再根据岩心夹持器的结构设计，可以评价不同水相含量及水相赋存状态下，凝析油饱和度对气相渗透率的影响，评价结果准确而全面；所述装置自动化、智能化程度高，操作简便，实验精确程度高。
以下作为本发明优选的技术方案，但不作为本发明提供的技术方案的限制，通过以下技术方案，可以更好地达到和实现本发明的技术目的和有益效果。
作为本发明优选的技术方案，所述注液单元包括微流控设备和储液罐，所述储液罐通过输液管线与微流控设备相连。
优选地，所述储液罐包括储水罐和储油罐，两者并列设置。
本发明中，所述微流控设备上设置注液参数，通过微流控设备向岩心夹持器中的岩心注入液体。
优选地，所述温度压力控制单元包括温度控制单元和压力控制单元，所述温度压力控制单元的上游连接有储气罐，优选为气瓶。
优选地，所述岩心夹持器内部还设有升温控温设备和压力传感器。
优选地，所述温度控制单元通过岩心夹持器两端的柱塞与升温控温设备相连。
优选地，所述压力控制单元通过岩心夹持器两端的柱塞与压力传感器相连。
本发明中，所述岩心夹持器内部的升温控温设备通过数据线与温度控制单元相连，通过电加热实现升温控温；所述压力传感器在岩心的进出口端均有设置，压力控制单元通过压力传感器的信号反馈，向岩心夹持器中注入气体实现压力控制。
本发明中，所述温度压力控制单元对岩心加热的同时，在岩心两端加压，防止温度升高带来的相态变化。
作为本发明优选的技术方案，所述岩心夹持器中釜体的两端通过卡槽与柱塞连接。
优选地，所述岩心夹持器两端的柱塞上均设有开孔，通过开孔连接注液单元、温度压力控制单元和气液计量单元。
本发明中，所述岩心夹持器中岩心装入胶套内设置，进液/进气管线均是通入到胶套内，而胶套自身不能透气透水，以避免胶套外的液压油注入岩心中影响油相损害实验。
优选地，所述柱塞上开孔的数量均为2个或3个。
本发明中，基于装置简单性考虑，所述进液管线和进气管线可以集成设置，此时两者共用，柱塞上的开孔加上数据线开孔有2个；而为了便于操作，进液管线和进气管线也可以分开设置，此时柱塞上的开孔有3个。
优选地，所述釜体的外壁和内壁之间设有流动通道，所述流动通道内通入冷却流体。
本发明中，所述釜体的外壁和内壁之间的流动通道可连接至气液计量单元的流体冷却器，实现实验后釜体的快速降温。
优选地，所述岩心夹持器还包括隔热套，所述隔热套包裹釜体的外壁，减小高温带来的安全隐患。
优选地，所述围压设备包括围压泵，所述围压泵向釜体内部泵入液压油，对胶套外壁加压来实现对岩心加围压。
作为本发明优选的技术方案，所述声波监测单元包括超声波探头、超声波接收器和声波数据处理器，所述超声波探头和超声波接收器集成在一起，安装在岩心夹持器的釜体外壁，通过数据线与声波数据处理器相连。
本发明中，所述超声波探头和超声波接收器安装在釜体外壁上，当岩心开始进液和返排时，可用来监测岩心内流体分布情况及岩心结构变化。
优选地，所述气液计量单元中的计量设备包括集液罐和气体流量计，所述集液罐包括集水罐和集油罐，所述计量设备并列设置，与三相分离器的出口独立相连。
优选地，所述气液计量单元还包括电子天平，所述集水罐和集油罐设置于电子天平上。
优选地，所述气液计量单元还包括流体冷却器，所述流体冷却器设置于岩心夹持器和三相分离器之间。
优选地，所述流体冷却器中冷却流体的进出口还与釜体的流动通道相连。
本发明中，所述流体冷却器不仅可对从岩心夹持器过来的流体进行冷却，还可在实验后冷却岩心夹持器釜体。
优选地，所述数据处理单元包括计算机，所述计算机通过数据线与各单元相连，收集并处理数据信息。
本发明中，所述计算机能够收集压力、温度、重量、流量等数据，并进行数据处理，输出实验结果。
另一方面，本发明还提供了一种采用上述装置进行凝析气藏液相损害评价的方法，所述方法包括以下步骤：
(1)将凝析气藏中钻取的岩心预处理后测定其基础参数，然后将其装入上述装置内，先注入水相，检测不同水相条件下的气相渗透率；
(2)对岩心进行束缚水条件下的油相损害实验，计算含油饱和度SO1和渗透率损害率S1，得出渗透率损害率S1与含油饱和度SO1的关系曲线；
(3)对岩心进行不可动水条件下的油相损害实验，计算含油饱和度SO1和渗透率损害率S2，得出渗透率损害率S2与含油饱和度SO1的关系曲线；
(4)对岩心进行可动水条件下的油相损害实验，计算含液饱和度SO2和渗透率损害率S3，得出渗透率损害率S3与含液饱和度SO2的关系曲线；
(5)根据上述步骤(2)-(4)中的油相损害实验结果，对凝析气藏的液相损害进行综合评价。
作为本发明优选的技术方案，步骤(1)所述岩心的数量为多个，从同一凝析气藏中钻取，不同岩心的结构和尺寸基本相同，以便于不同条件下的实验时能够选择不同的岩心而对实验结果的误差影响较小；而若是选择同一岩心进行，上一次实验完成后需要回复到无液体状态，需要通过升温和持续气驱，操作较为繁琐。
优选地，步骤(1)所述预处理包括：将岩心干燥后密封冷却。
优选地，步骤(1)所述基础参数包括岩心的长度、直径、重量和孔隙度。
优选地，步骤(1)所述气相渗透率的检测过程包括：给岩心施加围压，调节进液参数，先向岩心注入水相，至达到待检测水相条件下的饱和度，然后通入气相，开始驱替，测得不同水相条件下的气相渗透率。
优选地，所述不同水相条件包括束缚水条件、不可动水条件和可动水条件，束缚水条件下的气相渗透率为Ks，不可动水条件下的气相渗透率为Kd，可动水条件下仍检测束缚水饱和度的气相渗透率为Ks。
作为本发明优选的技术方案，步骤(2)所述油相损害实验的过程包括：对岩心建立束缚水饱和度后，向岩心注入油相，建立含油饱和度度SO1；再通入气相，开始气驱返排油相，得到渗透率损害率S1与含油饱和度SO1的关系曲线。
优选地，步骤(2)所述含油饱和度度SO1和渗透率损害率S1的计算公式分别为：
Figure BDA0003777905120000071
Figure BDA0003777905120000072
其中，m1为注入岩心中的油相质量，g；m2为返排出的油相质量，g；ρo为油相密度，g/cm3；Vp为岩心孔隙体积，cm3；Ki1为含油饱和度为SO1时的气相渗透率，mD；Ks为束缚水状态下的气相渗透率，mD。
作为本发明优选的技术方案，步骤(3)所述油相损害实验的过程包括：对岩心建立不可动水饱和度后，向岩心注入油相，建立含油饱和度度SO1；再通入气相，开始气驱返排油相，得到渗透率损害率S2与含油饱和度SO1的关系曲线。
优选地，步骤(3)所述不可动水饱和度小于步骤(2)中的束缚水饱和度。
优选地，步骤(3)所述含油饱和度度SO1和渗透率损害率S2的计算公式分别为：
Figure BDA0003777905120000081
Figure BDA0003777905120000082
其中，m1为注入岩心中的油相质量，g；m2为返排出的油相质量，g；ρo为油相密度，g/cm3；Vp为岩心孔隙体积，cm3；Ki1为含油饱和度为SO1时的气相渗透率，mD；Kd为不可动水状态下的气相渗透率，mD。
作为本发明优选的技术方案，步骤(4)所述油相损害实验的过程包括：对岩心建立可动水饱和度后，向岩心注入油相，建立含液饱和度度SO2；再通入气相，开始气驱返排油相和水相，得到渗透率损害率S3与含液饱和度SO2的关系曲线。
优选地，步骤(3)所述可动水饱和度大于步骤(2)中的束缚水饱和度。
优选地，步骤(4)所述含液饱和度度SO2和渗透率损害率S3的计算公式分别为：
Figure BDA0003777905120000083
Figure BDA0003777905120000084
其中，m3为注入岩心中的油相质量，g；m4为注入岩心中的水相质量，g；m5为返排出的油相质量，g；m6为返排出水相质量；ρo为油相密度，g/cm3；ρw为水相密度，g/cm3，Vp为岩心孔隙体积，cm3；Ki2为含液饱和度为SO2时的气相渗透率，mD；Ks为束缚水状态下的气相渗透率，mD。
优选地，步骤(2)-(4)的操作顺序不做限定。
作为本发明优选的技术方案，步骤(2)-(4)所述油相损害实验过程中，针对岩心的形态变化进行超声波检测，收集声波检测数据。
本发明中，在岩心进行油相损害实验时，还需要对岩心进行超声波检测，观察其是不同的温度压力下否会发生变形甚至损坏，以及在不同含液饱和度下的形态，此项检测主要作为客观观察条件评价实验过程中岩心自身的状态，保障食盐顺利进行。
优选地，步骤(5)所述油相损害实验结果经过数据分析，得到凝析气藏液相损害综合评价报告。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
(1)本发明所述装置通过注液、温度压力控制、岩心夹持器和气液计量等结构单元的设置，通过水油气相的先后通入，再根据岩心夹持器的结构设计，可以评价不同水相含量及水相赋存状态下，凝析油饱和度对气相渗透率的影响，评价结果准确而全面；
(2)本发明中温度压力控制单元可实现升温过程中向岩心同步加压，消除了升温过程中岩心内部流体的相态变化，而声波监测单元可明确注液过程中以及驱替过程中，液相在岩心中的分布情况以及岩心本身结构的变化；
(3)本发明所述装置自动化、智能化程度高，操作简便，实验精确程度高。
附图说明
图1是本发明实施例1提供的凝析气藏液相损害评价的装置的结构示意图；
其中，1-储液罐，2-微流控设备，3-温度压力控制单元，4-柱塞，5-釜体，6-隔热套，7-围压设备，8-胶套，9-超声波探头，10-声波数据处理器，11-三相分离器，12-流体冷却器，13-集液罐。14-电子天平，15-气体流量计，16-计算机，17-气瓶。
具体实施方式
为更好地说明本发明，便于理解本发明的技术方案，下面对本发明进一步详细说明。但下述的实施例仅是本发明的简易例子，并不代表或限制本发明的权利保护范围，本发明保护范围以权利要求书为准。
以下为本发明典型但非限制性实施例：
实施例1：
本实施例提供了一种凝析气藏液相损害评价的装置，所述装置的结构示意图如图1所示，包括注液单元、温度压力控制单元3、岩心夹持器单元、声波监测单元、气液计量单元和数据处理单元；所述岩心夹持器单元包括岩心夹持器和围压设备7，所述岩心夹持器包括釜体5、柱塞4和胶套8，所述釜体5呈两端开口的圆筒形结构，所述釜体5的两端由柱塞4封闭，所述胶套8内装入岩心，将胶套8和岩心共同装入釜体5内，所述围压设备7设置于岩心夹持器外侧，连接到所述釜体5内；所述气液计量单元包括三相分离器11和计量设备，所述三相分离器11的出口与计量设备相连；
所述注液单元的出口通过进液管线与岩心夹持器相连，所述进液管线穿过柱塞4与岩心相连，所述岩心的另一端通过出口管线连接至气液计量单元，所述温度压力控制单元3通过岩心夹持器两端的柱塞4连接至岩心夹持器内部，所述声波监测单元安装在岩心夹持器釜体5的外壁上，所述数据处理单元与注液单元、温度压力控制单元3、岩心夹持器单元、声波监测单元、气液计量单元独立相连。
所述注液单元包括微流控设备2和储液罐1，所述储液罐1通过输液管线与微流控设备2相连。
所述储液罐1包括储水罐和储油罐，两者并列设置。
所述温度压力控制单元3包括温度控制单元和压力控制单元，所述温度压力控制单元3的上游连接有气瓶17。
所述岩心夹持器内部还设有升温控温设备和压力传感器。
所述温度控制单元通过岩心夹持器两端的柱塞4与升温控温设备相连。
所述压力控制单元通过岩心夹持器两端的柱塞4与压力传感器相连。
所述岩心夹持器中釜体5的两端通过卡槽与柱塞4连。
所述岩心夹持器两端的柱塞4上均设有开孔，通过开孔连接注液单元、温度压力控制单元3和气液计量单元；
所述柱塞4上开孔的数量均为2个。
所述釜体5的外壁和内壁之间设有流动通道，所述流动通道内通入冷却流体。
所述岩心夹持器还包括隔热套6，所述隔热套6包裹釜体5的外壁。
所述围压设备7包括围压泵，所述围压泵向釜体内部泵入液压油。
所述声波监测单元包括超声波探头9、超声波接收器和声波数据处理器10，所述超声波探头9和超声波接收器集成在一起，安装在岩心夹持器的釜体5外壁，通过数据线与声波数据处理器10相连。
所述气液计量单元中的计量设备包括集液罐13和气体流量计15，所述集液罐13包括集水罐和集油罐，所述计量设备并列设置，与三相分离器11的出口独立相连。
所述气液计量单元还包括电子天平14，所述集水罐和集油罐设置于电子天平14上。
所述气液计量单元还包括流体冷却器12，所述流体冷却器12设置于岩心夹持器和三相分离器11之间。
所述流体冷却器12中冷却流体的进出口还与釜体5的流动通道相连。
所述数据处理单元包括计算机16，所述计算机16通过数据线与各单元相连，收集并处理数据信息。
实施例2：
本实施例提供了一种凝析气藏液相损害评价的装置，所述装置包括注液单元、温度压力控制单元3、岩心夹持器单元、声波监测单元、气液计量单元和数据处理单元；所述岩心夹持器单元包括岩心夹持器和围压设备7，所述岩心夹持器包括釜体5、柱塞4和胶套8，所述釜体5呈两端开口的圆筒形结构，所述釜体5的两端由柱塞4封闭，所述胶套8内装入岩心，将胶套8和岩心共同装入釜体5内，所述围压设备7设置于岩心夹持器外侧，连接到所述釜体5内；所述气液计量单元包括三相分离器11和计量设备，所述三相分离器11的出口与计量设备相连；
所述注液单元的出口通过进液管线与岩心夹持器相连，所述进液管线穿过柱塞4与岩心相连，所述岩心的另一端通过出口管线连接至气液计量单元，所述温度压力控制单元3通过岩心夹持器两端的柱塞4连接至岩心夹持器内部，所述声波监测单元安装在岩心夹持器釜体5的外壁上，所述数据处理单元与注液单元、温度压力控制单元3、岩心夹持器单元、声波监测单元、气液计量单元独立相连。
所述注液单元包括微流控设备2和储液罐1，所述储液罐1通过输液管线与微流控设备2相连。
所述储液罐1包括储水罐和储油罐，两者并列设置。
所述温度压力控制单元3包括温度控制单元和压力控制单元，所述温度压力控制单元3的上游连接有气瓶17。
所述岩心夹持器内部还设有升温控温设备和压力传感器。
所述温度控制单元通过岩心夹持器两端的柱塞4与升温控温设备相连。
所述压力控制单元通过岩心夹持器两端的柱塞4与压力传感器相连。
所述岩心夹持器中釜体5的两端通过卡槽与柱塞4连。
所述岩心夹持器两端的柱塞4上均设有开孔，通过开孔连接注液单元、温度压力控制单元3和气液计量单元；
所述柱塞4上开孔的数量均为3个。
所述釜体5的外壁和内壁之间设有流动通道，所述流动通道内通入冷却流体。
所述围压设备7包括围压泵，所述围压泵向釜体内部泵入液压油。
所述声波监测单元包括超声波探头9、超声波接收器和声波数据处理器10，所述超声波探头9和超声波接收器集成在一起，安装在岩心夹持器的釜体5外壁，通过数据线与声波数据处理器10相连。
所述气液计量单元中的计量设备包括集液罐13和气体流量计15，所述集液罐13包括集水罐和集油罐，所述计量设备并列设置，与三相分离器11的出口独立相连。
所述气液计量单元还包括电子天平14，所述集水罐和集油罐设置于电子天平14上。
所述气液计量单元还包括流体冷却器12，所述流体冷却器12设置于岩心夹持器和三相分离器11之间。
所述数据处理单元包括计算机16，所述计算机16通过数据线与各单元相连，收集并处理数据信息。
实施例3：
本实施例提供了一种凝析气藏液相损害评价的方法，所述方法采用实施例1中的装置进行，包括以下步骤：
(1)将凝析气藏中钻取的岩心进行预处理，所述岩心从同一凝析气藏中钻取，所述预处理包括将岩心干燥后密封冷却，测定其基础参数，所述基础参数包括岩心的长度、直径、重量和孔隙度，然后将其装入上述装置内，先注入水相，检测不同水相条件下的气相渗透率；
所述气相渗透率的检测过程包括：给岩心施加围压，调节进液参数，先向岩心注入水相，至达到待检测水相条件下的饱和度，然后通入气相，开始驱替，测得不同水相条件下的气相渗透率，所述不同水相条件包括束缚水条件、不可动水条件和可动水条件，其中，束缚水条件下的气相渗透率为Ks，不可动水条件下的气相渗透率为Kd，可动水条件下仍检测束缚水饱和度的气相渗透率为Ks；
(2)对岩心进行束缚水条件下的油相损害实验，所述油相损害实验的过程包括：对岩心建立束缚水饱和度后，向岩心注入油相，建立含油饱和度度SO1；再通入气相，开始气驱返排油相，计算渗透率损害率S1，得到渗透率损害率S1与含油饱和度SO1的关系曲线；
所述含油饱和度度SO1和渗透率损害率S1的计算公式分别为：
Figure BDA0003777905120000151
Figure BDA0003777905120000152
其中，m1为注入岩心中的油相质量，g；m2为返排出的油相质量，g；ρo为油相密度，g/cm3；Vp为岩心孔隙体积，cm3；Ki1为含油饱和度为SO1时的气相渗透率，mD；Ks为束缚水状态下的气相渗透率，mD；
(3)对岩心进行不可动水条件下的油相损害实验，所述油相损害实验的过程包括：对岩心建立不可动水饱和度后，向岩心注入油相，建立含油饱和度度SO1；再通入气相，开始气驱返排油相，计算渗透率损害率S2，得到渗透率损害率S2与含油饱和度SO1的关系曲线；
所述含油饱和度度SO1和渗透率损害率S2的计算公式分别为：
Figure BDA0003777905120000153
Figure BDA0003777905120000154
其中，m1为注入岩心中的油相质量，g；m2为返排出的油相质量，g；ρo为油相密度，g/cm3；Vp为岩心孔隙体积，cm3；Ki1为含油饱和度为SO1时的气相渗透率，mD；Kd为不可动水状态下的气相渗透率，mD；
(4)对岩心进行可动水条件下的油相损害实验，所述油相损害实验的过程包括：对岩心建立可动水饱和度后，向岩心注入油相，建立含液饱和度度SO2；再通入气相，开始气驱返排油相和水相，计算渗透率损害率S3，得到渗透率损害率S3与含液饱和度SO2的关系曲线；
所述含液饱和度度SO2和渗透率损害率S3的计算公式分别为：
Figure BDA0003777905120000161
Figure BDA0003777905120000162
其中，m3为注入岩心中的油相质量，g；m4为注入岩心中的水相质量，g；m5为返排出的油相质量，g；m6为返排出水相质量；ρo为油相密度，g/cm3；ρw为水相密度，g/cm3，Vp为岩心孔隙体积，cm3；Ki2为含液饱和度为SO2时的气相渗透率，mD；Ks为束缚水状态下的气相渗透率，mD；
(5)根据上述步骤(2)-(4)中的油相损害实验结果，经过数据分析，评价不同含油饱和度、不同含水饱和度下凝析气藏的液相损害程度，得到凝析气藏液相损害综合评价报告。
采用上述方法进行不同水相条件下进行油相损害实验时，气相渗透率的变化基本是随含油饱和度的提高，气相渗透率逐渐降低，其中，步骤(2)束缚水条件下，含油饱和度在50～80％范围内时，其气相渗透率与束缚水条件下的气相渗透率的比值可由0.25几乎降至0；步骤(3)不可动水条件下，含油饱和度在40～80％范围内，其气相渗透率与不可动水条件下的气相渗透率的比值可由0.35逐渐降至0.03；步骤(4)不可动水条件下，含液饱和度在60～80％范围内，其气相渗透率与束缚水条件下的气相渗透率的比值可由0.22几乎降至0；
经过油相损害实验时，进行返排时气相渗透率能够部分恢复，达到一定程度后基本不再变化，其中，步骤(2)束缚水条件下，经过6h返排，渗透率能够恢复至24.5％，即该条件下气相渗透率损害率为75.5％；步骤(3)不可动水条件下，经过14h返排，渗透率能够恢复至35.2％，即该条件下气相渗透率损害率为64.8％；步骤(4)不可动水条件下，经过6h返排，渗透率能够恢复至21.4％，即该条件下气相渗透率损害率为78.6％。
综合上述实施例可以看出，本发明所述装置通过注液、温度压力控制、岩心夹持器和气液计量等结构单元的设置，通过水油气相的先后通入，再根据岩心夹持器的结构设计，可以评价不同水相含量及水相赋存状态下，凝析油饱和度对气相渗透率的影响，评价结果准确而全面；本发明中温度压力控制单元可实现升温过程中向岩心同步加压，消除了升温过程中岩心内部流体的相态变化，而声波监测单元可明确注液过程中以及驱替过程中，液相在岩心中的分布情况以及岩心本身结构的变化；所述装置自动化、智能化程度高，操作简便，实验精确程度高。
本发明通过上述实施例来说明本发明的详细装置与方法，但本发明并不局限于上述详细装置与方法，即不意味着本发明必须依赖上述详细装置与方法才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明装置的等效替换及辅助装置的添加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。

Claims (10)

1.一种凝析气藏液相损害评价的装置，其特征在于，所述装置包括注液单元、温度压力控制单元、岩心夹持器单元、声波监测单元、气液计量单元和数据处理单元；所述岩心夹持器单元包括岩心夹持器和围压设备，所述岩心夹持器包括釜体、柱塞和胶套，所述釜体呈两端开口的圆筒形结构，所述釜体的两端由柱塞封闭，所述胶套内装入岩心，将胶套和岩心共同装入釜体内，所述围压设备设置于岩心夹持器外侧，连接到所述釜体内；所述气液计量单元包括三相分离器和计量设备，所述三相分离器的出口与计量设备相连；
所述注液单元的出口通过进液管线与岩心夹持器相连，所述进液管线穿过柱塞与岩心相连，所述岩心的另一端通过出口管线连接至气液计量单元，所述温度压力控制单元通过岩心夹持器两端的柱塞连接至岩心夹持器内部，所述声波监测单元安装在岩心夹持器釜体的外壁上，所述数据处理单元与注液单元、温度压力控制单元、岩心夹持器单元、声波监测单元、气液计量单元独立相连。
2.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述注液单元包括微流控设备和储液罐，所述储液罐通过输液管线与微流控设备相连；
优选地，所述储液罐包括储水罐和储油罐，两者并列设置；
优选地，所述温度压力控制单元包括温度控制单元和压力控制单元，所述温度压力控制单元的上游连接有储气罐，优选为气瓶；
优选地，所述岩心夹持器内部还设有升温控温设备和压力传感器；
优选地，所述温度控制单元通过岩心夹持器两端的柱塞与升温控温设备相连；
优选地，所述压力控制单元通过岩心夹持器两端的柱塞与压力传感器相连。
3.根据权利要求1或2所述的装置，其特征在于，所述岩心夹持器中釜体的两端通过卡槽与柱塞连接；
优选地，所述岩心夹持器两端的柱塞上均设有开孔，通过开孔连接注液单元、温度压力控制单元和气液计量单元；
优选地，所述柱塞上开孔的数量均为2个或3个；
优选地，所述釜体的外壁和内壁之间设有流动通道，所述流动通道内通入冷却流体；
优选地，所述岩心夹持器还包括隔热套，所述隔热套包裹釜体的外壁；
优选地，所述围压设备包括围压泵，所述围压泵向釜体内部泵入液压油。
4.根据权利要求1-3任一项所述的装置，其特征在于，所述声波监测单元包括超声波探头、超声波接收器和声波数据处理器，所述超声波探头和超声波接收器集成在一起，安装在岩心夹持器的釜体外壁，通过数据线与声波数据处理器相连；
优选地，所述气液计量单元中的计量设备包括集液罐和气体流量计，所述集液罐包括集水罐和集油罐，所述计量设备并列设置，与三相分离器的出口独立相连；
优选地，所述气液计量单元还包括电子天平，所述集水罐和集油罐设置于电子天平上；
优选地，所述气液计量单元还包括流体冷却器，所述流体冷却器设置于岩心夹持器和三相分离器之间；
优选地，所述流体冷却器中冷却流体的进出口还与釜体的流动通道相连；
优选地，所述数据处理单元包括计算机，所述计算机通过数据线与各单元相连，收集并处理数据信息。
5.一种采用权利要求1-4任一项所述的装置进行凝析气藏液相损害评价的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
(1)将凝析气藏中钻取的岩心预处理后测定其基础参数，然后将其装入上述装置内，先注入水相，检测不同水相条件下的气相渗透率；
(2)对岩心进行束缚水条件下的油相损害实验，计算含油饱和度SO1和渗透率损害率S1，得出渗透率损害率S1与含油饱和度SO1的关系曲线；
(3)对岩心进行不可动水条件下的油相损害实验，计算含油饱和度SO1和渗透率损害率S2，得出渗透率损害率S2与含油饱和度SO1的关系曲线；
(4)对岩心进行可动水条件下的油相损害实验，计算含液饱和度SO2和渗透率损害率S3，得出渗透率损害率S3与含液饱和度SO2的关系曲线；
(5)根据上述步骤(2)-(4)中的油相损害实验结果，对凝析气藏的液相损害进行综合评价。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，步骤(1)所述岩心的数量为多个，从同一凝析气藏中钻取；
优选地，步骤(1)所述预处理包括：将岩心干燥后密封冷却；
优选地，步骤(1)所述基础参数包括岩心的长度、直径、重量和孔隙度；
优选地，步骤(1)所述气相渗透率的检测过程包括：给岩心施加围压，调节进液参数，先向岩心注入水相，至达到待检测水相条件下的饱和度，然后通入气相，开始驱替，测得不同水相条件下的气相渗透率；
优选地，所述不同水相条件包括束缚水条件、不可动水条件和可动水条件，束缚水条件下的气相渗透率为Ks，不可动水条件下的气相渗透率为Kd，可动水条件下仍检测束缚水饱和度的气相渗透率为Ks。
7.根据权利要求5或6所述的方法，其特征在于，步骤(2)所述油相损害实验的过程包括：对岩心建立束缚水饱和度后，向岩心注入油相，建立含油饱和度度SO1；再通入气相，开始气驱返排油相，得到渗透率损害率S1与含油饱和度SO1的关系曲线；
优选地，步骤(2)所述含油饱和度度SO1和渗透率损害率S1的计算公式分别为：
Figure FDA0003777905110000041
Figure FDA0003777905110000042
其中，m1为注入岩心中的油相质量，g；m2为返排出的油相质量，g；ρo为油相密度，g/cm3；Vp为岩心孔隙体积，cm3；Ki1为含油饱和度为SO1时的气相渗透率，mD；Ks为束缚水状态下的气相渗透率，mD。
8.根据权利要求5-7任一项所述的方法，其特征在于，步骤(3)所述油相损害实验的过程包括：对岩心建立不可动水饱和度后，向岩心注入油相，建立含油饱和度度SO1；再通入气相，开始气驱返排油相，得到渗透率损害率S2与含油饱和度SO1的关系曲线；
优选地，步骤(3)所述不可动水饱和度小于步骤(2)中的束缚水饱和度；
优选地，步骤(3)所述含油饱和度度SO1和渗透率损害率S2的计算公式分别为：
Figure FDA0003777905110000043
Figure FDA0003777905110000044
其中，m1为注入岩心中的油相质量，g；m2为返排出的油相质量，g；ρo为油相密度，g/cm3；Vp为岩心孔隙体积，cm3；Ki1为含油饱和度为SO1时的气相渗透率，mD；Kd为不可动水状态下的气相渗透率，mD。
9.根据权利要求5-8任一项所述的方法，其特征在于，步骤(4)所述油相损害实验的过程包括：对岩心建立可动水饱和度后，向岩心注入油相，建立含液饱和度度SO2；再通入气相，开始气驱返排油相和水相，得到渗透率损害率S3与含液饱和度SO2的关系曲线；
优选地，步骤(3)所述可动水饱和度大于步骤(2)中的束缚水饱和度；
优选地，步骤(4)所述含液饱和度度SO2和渗透率损害率S3的计算公式分别为：
Figure FDA0003777905110000051
Figure FDA0003777905110000052
其中，m3为注入岩心中的油相质量，g；m4为注入岩心中的水相质量，g；m5为返排出的油相质量，g；m6为返排出水相质量；ρo为油相密度，g/cm3；ρw为水相密度，g/cm3，Vp为岩心孔隙体积，cm3；Ki2为含液饱和度为SO2时的气相渗透率，mD；Ks为束缚水状态下的气相渗透率，mD；
优选地，步骤(2)-(4)的操作顺序不做限定。
10.根据权利要求5-8任一项所述的方法，其特征在于，步骤(2)-(4)所述油相损害实验过程中，针对岩心的形态变化进行超声波检测，收集声波检测数据；
优选地，步骤(5)所述油相损害实验结果经过数据分析，得到凝析气藏液相损害综合评价报告。
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