CN115452681A - 一种储层油气相对渗透率确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种储层油气相对渗透率确定方法，涉及油气开发领域，一种储层油气相对渗透率确定方法包括：从待测储层钻取圆柱型岩心；采用相对渗透测试装置，将油气混合物通过活塞容器按照设定流速注入圆柱型岩心后，依次减小回压阀控制端压力，获得每个回压阀控制端压力下采集的实验值；基于当前油、气相相对渗透率曲线，采用一维数值模拟网格模型等效模拟待测储层的生产井开发动态，获取不同时刻下的模拟值；根据实验值和模拟值构建目标函数；判断目标函数的值是否达到预设目标值；若否，则调整网格模型的油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线，再次获取模拟值直到目标函数的值是否达到预设目标值。本发明提高了油气相对渗透率的测定准确性。

Description

一种储层油气相对渗透率确定方法

技术领域

本发明涉及油气开发技术领域，特别是涉及一种储层油气相对渗透率确定方法。

背景技术

低渗透、致密和页岩油气是中国重要的非常规油气资源，其高效开发对于保障中国油气能源供应具有重要的战略意义。油气相对渗透率是影响低渗透和致密油气开发效果的重要基础参数，因此需对其进行准确测定。

目前，油气相对渗透率的室内实验测定方法主要包括稳态法和非稳态法。稳态法实验主要用于中高渗储层，对低渗或致密储层而言，稳态法通常存在两相流体难以同时注入的难题，且实验测试周期较长。与稳态法相比，非稳态法实验流程相对简单，可大大降低测试时间，但对低渗透或致密储层而言，非稳态法一般需要采用较大的驱替压力梯度才能使得两相流体共同流动，该压力梯度值通常会显著高于实际储层中的压力梯度，进而导致实验测得的相对渗透率与实际存在较大差异。此外，非稳态法通常基于JBN方法来计算油气相对渗透率，该方法未考虑气体强可压缩性、油气相间传质及流体物性变化特征，因此计算的油气相对渗透率通常与实际值存在较大差异。

发明内容

本发明的目的是提供一种储层油气相对渗透率确定方法，提高了油气相对渗透率的测定准确性。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

一种储层油气相对渗透率确定方法，应用一种相对渗透测试装置，所述相对渗透测试装置包括依次连接的活塞容器、阀门、第一压力表、岩心夹持器、第二压力表、回压阀和回压泵；所述相对渗透测试装置还包括围压泵、油气分离器、气体流量计和天平；所述围压泵用于为所述岩心夹持器提供围压，所述油气分离器与所述回压阀连接，所述气体流量计和所述天平均与所述油气分离器连接；

所述一种储层油气相对渗透率确定方法包括：

从待测储层钻取圆柱型岩心；

采用所述相对渗透测试装置，将体积比为1的油气混合物通过所述活塞容器按照设定流速注入所述圆柱型岩心后，依次减小回压阀控制端压力，获得每个回压阀控制端压力下按照设定时间间隔采集的实验值；所述实验值包括上游压力、下游压力、累计产气量实验值和累计产油量实验值；所述上游压力表示第一压力表的压力值，所述下游压力表示第二压力表的压力值，所述累计产气量实验值通过所述气体流量计获取，所述累计产油量实验值通过所述天平获取；所述油气混合物为待测气体和待测原油的混合物；

根据所述圆柱型岩心构建一维数值模拟网格模型；初始化所述一维数值模拟网格模型的油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线；

基于当前油相相对渗透率曲线和当前气相相对渗透率曲线，采用一维数值模拟网格模型等效模拟所述待测储层的生产井开发动态，获取不同时刻下的模拟值，所述模拟值包括上游压力模拟值、累计产气量模拟值和累计产油量模拟值；

根据所述实验值和模拟值构建目标函数；

判断所述目标函数的值是否小于或者等于预设目标值；

若否，则调整所述一维数值模拟网格模型的油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线，并返回步骤“基于当前油相相对渗透率曲线和当前气相相对渗透率曲线，采用一维数值模拟网格模型等效模拟所述待测储层的生产井开发动态，获取不同时刻下的模拟值”；

若是，则输出当前油相相对渗透率曲线和当前气相相对渗透率曲线。

可选地，所述采用所述相对渗透测试装置，将体积比为1的油气混合物通过所述活塞容器按照设定流速注入所述圆柱型岩心后，依次减小回压阀控制端压力，获得每个回压阀控制端压力下按照设定时间间隔采集的实验值，具体包括：

将所述圆柱型岩心装入所述岩心夹持器中，将体积比为1的油气混合物通过所述活塞容器按照设定流速注入所述圆柱型岩心，当所述岩心夹持器的油气产出速度在设定时间段内变化量均在设定变化范围内时关闭所述阀门，当所述第一压力表和所述第二压力表的差值小于设定压力值时，关闭所述回压阀；

将回压阀控制端压力初始化为0.9×P；其中，P为所述待测储层的地层压力；

打开所述回压阀，按照设定频率记录上游压力、下游压力、累计产气量实验值和累计产油量实验值，直到所述油气分离器不再产生气体后关闭所述回压阀；

将当前回压阀控制端压力减去设定控制压力，获得更新后的回压阀控制端压力；

判断更新后的回压阀控制端压力是否小于设定最小控制压力；

若否，则返回步骤“打开所述回压阀，按照设定频率记录上游压力、下游压力、累计产气量实验值和累计产油量实验值，直到所述油气分离器不再产生气体后关闭所述回压阀”。

可选地，所述依次减小回压阀控制端压力具体包括0.8×P、0.7×P、0.6×P、0.5×P、0.4×P、0.3×P、0.2×P和0.1×P。

可选地，所述根据所述圆柱型岩心构建一维数值模拟网格模型；初始化所述一维数值模拟网格模型的油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线，具体包括：

根据所述圆柱型岩心的长度确定所述一维数值模拟网格模型的x轴的网格数，所述一维数值模拟网格模型y轴和z轴的网格数均为1；所述x轴的网格数表示为nx=L/dx+2，L表示圆柱型岩心的长度，dx为每个网格在x轴方向的长度，dx不大于1cm；

根据所述圆柱型岩心的直径确定所述一维数值模拟网格模型在y轴方向和z轴方向的网格长度；其中，

，dy为每个网格在y轴方向的长度，dz为每个网格在z轴方向的长度，D表示所述圆柱型岩心的直径；

将所述待测储层的温度作为所述一维数值模拟网格模型的模拟环境温度；

将所述待测储层的地层压力作为所述一维数值模拟网格模型的初始模拟环境压力；

将所述圆柱型岩心置于覆压孔渗仪中测定不同孔隙压力条件下的孔隙度和气测渗透率；所述覆压孔渗仪的实验温度设置为所述待测储层的温度，所述覆压孔渗仪的实验围压设置为高于所述待测储层的地层压力；

将所述覆压孔渗仪中测定不同孔隙压力条件下的孔隙度和气测渗透率作为所述一维数值模拟网格模型的中心网格的孔隙度和气测渗透率；所述中心网格为在x轴方向上分别去掉所述一维数值模拟网格模型两端的各一个网格后的其他网格；

对于所述中心网格：初始化的第一油相相对渗透率曲线和第一气相相对渗透率曲线均设定为直线，以含油饱和度为横坐标，油相相对渗透率和气相相对渗透率为纵轴标，第一油相相对渗透率曲线过（Sor，0）和（1，1）两点，第一气相相对渗透率曲线过（Sor，1）和（1，0）两点，其中，Sor的计算方法为

，V _po 为所述累计产油量实验值，

为将所述覆压孔渗仪中测得的孔隙压力为所述待测储层的地层压力时的孔隙度；

对于第一端点网格和第二端点网格：将V1/(dx·dy·dz)作为所述第一端点网格的孔隙度，将V2/(dx·dy·dz)作为所述第二端点网格的孔隙度，所述第一端点网格为x轴方向上所述一维数值模拟网格模型左端的网格，所述第二端点网格为x轴方向上所述一维数值模拟网格模型右端的网格，其中，V1表示阀门与所述圆柱型岩心左侧端面间的空隙体积，V2表示回压阀与所述圆柱型岩心右侧端面间的空隙体积，初始化的第二油相相对渗透率曲线和第二气相相对渗透率曲线均设定为直线，以含油饱和度为横坐标，油相相对渗透率和气相相对渗透率为纵轴标，第二油相相对渗透率曲线过（0，0）和（1，1）两点，第二气相相对渗透率曲线过（0，1）和（1，0）两点；

在所述二端点网格中设置模拟井，所述模拟井的井筒直径与回压阀左侧管线内径一致，所述回压阀左侧为所述回压阀与所述第二压力表连接的一侧。

可选地，所述目标函数表示为：

其中，f表示目标函数的值，N表示模拟值的数量，

表示第i个累计产气量模拟值，

表示第i个累计产气量实验值，

表示N个累计产气量实验值的平均值，

表示第i个累计产油量模拟值，

表示第i个累计产油量实验值，

表示N个累计产油量实验值的平均值，

表示第i个第一压力表的压力值，

表示第i个所述第一端点网格的压力。

可选地，所述基于当前油相相对渗透率曲线和当前气相相对渗透率曲线，采用一维数值模拟网格模型等效模拟所述待测储层的生产井开发动态，获取不同时刻下的模拟值，所述模拟值包括上游压力模拟值、累计产气量模拟值和累计产油量模拟值，具体包括：

采用组分数值模拟器等效模拟所述待测储层的生产井开发动态，获取不同时刻下的模拟值。

可选地，所述组分数值模拟器包括GEM数值模拟软件和Eclipse E300数值模拟软件。

可选地，所述圆柱型岩心的长度大于或等于直径的1.5倍。

可选地，所述相对渗透测试装还包括恒压恒速泵，所述恒压恒速泵连接到所述活塞容器的一端，所述所述活塞容器另一端连接所述阀门。

根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：

本发明通过相对渗透测试装置进行实验测试，获得实验值，通过一维数值模拟网格模型进行实验测试的等效模拟，获得模拟值，通过实验值和模拟值构建目标函数，从而确定待测储层的油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线，能够克服现有技术依赖于大驱替压差且解释结果误差大的缺陷，能够提高低渗透或致密储层油气相对渗透率测试难度和准确性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例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发明的一些实施例，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为本发明一种储层油气相对渗透率确定方法流程示意图；

图2为本发明一种相对渗透测试装置结构示意图；

图3为本发明相对渗透测试装置中圆柱型岩心结构示意图；

图4为本发明一维数值模拟网格模型编号示意图；

图5为本发明一维数值模拟网格模型的初始化油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线示意图；

图6为本发明油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线特征示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明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发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，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，都属于本发明保护的范围。

本发明的目的是提供一种储层油气相对渗透率确定方法，提高了油气相对渗透率的测定准确性。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

图1为本发明一种储层油气相对渗透率确定方法流程示意图，如图1所示，一种储层油气相对渗透率确定方法，应用一种相对渗透测试装置，相对渗透测试装置如图2所示，所述相对渗透测试装置包括依次连接的活塞容器、阀门、第一压力表、岩心夹持器、第二压力表、回压阀和回压泵；所述相对渗透测试装置还包括围压泵、油气分离器、气体流量计和天平；所述围压泵用于为所述岩心夹持器提供围压，所述油气分离器与所述回压阀连接，所述气体流量计和所述天平均与所述油气分离器连接。

所述相对渗透测试装还包括恒压恒速泵，所述恒压恒速泵连接到所述活塞容器的一端，所述所述活塞容器另一端连接所述阀门。

所述一种储层油气相对渗透率确定方法包括以下步骤：

步骤101：从待测储层钻取圆柱型岩心。

所述圆柱型岩心的长度大于或等于直径的1.5倍。

其中，步骤101还包括将圆柱型岩心进行清洗和烘干，测定长度L、直径D。

步骤102：采用所述相对渗透测试装置，将体积比为1的油气混合物通过所述活塞容器按照设定流速注入所述圆柱型岩心后，依次减小回压阀控制端压力，获得每个回压阀控制端压力下按照设定时间间隔采集的实验值；所述实验值包括上游压力、下游压力、累计产气量实验值和累计产油量实验值；所述上游压力表示第一压力表的压力值，所述下游压力表示第二压力表的压力值，所述累计产气量实验值通过所述气体流量计获取，所述累计产油量实验值通过所述天平获取；所述油气混合物为待测气体和待测原油的混合物。累计产气量实验值还可以通过气排水装置进行计量，累计产油量和累计产气量随着时间一直在累加，当每个回压阀控制端压力的控制下不再产出油、气时记录一次。

其中，步骤102具体包括：

将所述圆柱型岩心装入所述岩心夹持器中，如图3所示，设定回压阀控制压力为P，实验温度为T，围压高于待测储层的地层压力，将体积比为1的油气混合物注入所述活塞容器，待活塞容器压力稳定后，按照设定流速注入所述圆柱型岩心，当所述岩心夹持器的油气产出速度在设定时间段内变化量均在设定变化范围内时（稳定时）关闭所述阀门，当所述第一压力表和所述第二压力表的差值小于设定压力值时，关闭所述回压阀。设定压力值为0.001MPa。

将回压阀控制端压力初始化为0.9×P；其中，P为所述待测储层的地层压力。

打开所述回压阀，按照设定频率记录上游压力、下游压力、累计产气量实验值和累计产油量实验值，直到所述油气分离器不再产生气体后关闭所述回压阀。设定频率不低于2次/分钟。

将当前回压阀控制端压力减去设定控制压力，获得更新后的回压阀控制端压力。

判断更新后的回压阀控制端压力是否小于设定最小控制压力（0.1×P）。

若否，则返回步骤“打开所述回压阀，按照设定频率记录上游压力、下游压力、累计产气量实验值和累计产油量实验值，直到所述油气分离器不再产生气体后关闭所述回压阀”。

所述依次减小回压阀控制端压力具体包括0.8×P、0.7×P、0.6×P、0.5×P、0.4×P、0.3×P、0.2×P和0.1×P。

步骤103：根据所述圆柱型岩心构建一维数值模拟网格模型；初始化所述一维数值模拟网格模型的油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线。

一维数值模拟网格模型中网格编号如图4所示。

其中，步骤103具体包括：

根据所述圆柱型岩心的长度确定所述一维数值模拟网格模型的x轴的网格数，所述一维数值模拟网格模型y轴和z轴的网格数均为1；所述x轴的网格数表示为nx=L/dx+2，L表示圆柱型岩心的长度，dx为每个网格在x轴方向的长度，dx不大于1cm。具体包括采用数值模拟软件（例如CMG数值模拟软件、Eclipse等）在笛卡尔坐标系统中建立一维（x、y、z三个方向的网格数分别为nx、1、1）组分数值模型（一维数值模拟网格模型）。

根据所述圆柱型岩心的直径确定所述一维数值模拟网格模型在y轴方向和z轴方向的网格长度；其中，

，dy为每个网格在y轴方向的长度，dz为每个网格在z轴方向的长度，D表示所述圆柱型岩心的直径。

将所述待测储层的温度作为所述一维数值模拟网格模型的模拟环境温度。

将所述待测储层的地层压力作为所述一维数值模拟网格模型的初始模拟环境压力。

将所述圆柱型岩心置于覆压孔渗仪中测定不同孔隙压力条件下的孔隙度和气测渗透率；所述覆压孔渗仪的实验温度设置为所述待测储层的温度，所述覆压孔渗仪的实验围压设置为高于所述待测储层的地层压力且实验过程中不漏气。覆压孔渗仪测定具体包括：依据《SY-T 6385-1999覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法》标准，测定不同孔隙压力条件下的孔隙度Φ和气测渗透率k，孔隙压力测点数不少于4个，例如不同孔隙压力包括0.3×P、0.5×P、0.7×P、1.0×P，测定孔隙压力分别为0.3×P、0.5×P、0.7×P、1.0×P条件下的孔隙度和渗透率。其中步骤102中将圆柱型岩心装入岩心夹持器中的初始设定围压为覆压孔渗仪的实验围压。

模拟实验过程中是逐步降低回压，也就是逐步降低孔隙压力，那么在变化孔隙压力的时候渗透率也是实时变化的，所以需要测出不同压力条件下的渗透率，并将渗透率随压力的变化曲线输入到模拟器中。

将所述覆压孔渗仪中测定不同孔隙压力条件下的孔隙度和气测渗透率作为所述一维数值模拟网格模型的中心网格的孔隙度和气测渗透率；所述中心网格（图3中编号为2至nx+1的网格）为在x轴方向上分别去掉所述一维数值模拟网格模型两端的各一个网格后的其他网格。

对于所述中心网格：初始化的第一油相相对渗透率曲线和第一气相相对渗透率曲线均设定为直线，以含油饱和度为横坐标，油相相对渗透率和气相相对渗透率为纵轴标，第一油相相对渗透率曲线过（Sor，0）和（1，1）两点，第一气相相对渗透率曲线过（Sor，1）和（1，0）两点，其中，Sor的计算方法为

，V _po 为所述累计产油量实验值，

为将所述覆压孔渗仪中测得的孔隙压力为所述待测储层的地层压力时的孔隙度。

对于第一端点网格（图3中编号为1的网格）和第二端点网格（图3中编号为nx+2的网格）：将V1/(dx·dy·dz)作为所述第一端点网格的孔隙度，将V2/(dx·dy·dz)作为所述第二端点网格的孔隙度，所述第一端点网格为x轴方向上所述一维数值模拟网格模型左端的网格，所述第二端点网格为x轴方向上所述一维数值模拟网格模型右端的网格，其中，V1表示阀门与所述圆柱型岩心左侧端面间的空隙体积，V2表示回压阀与所述圆柱型岩心右侧端面间的空隙体积，初始化的第二油相相对渗透率曲线和第二气相相对渗透率曲线均设定为直线，以含油饱和度为横坐标，油相相对渗透率和气相相对渗透率为纵轴标，第二油相相对渗透率曲线过（0，0）和（1，1）两点，第二气相相对渗透率曲线过（0，1）和（1，0）两点。第一端点网格和第二端点网格的气测渗透率不低于1000mD。

第一油相相对渗透率曲线、第一气相相对渗透率曲线、第二油相相对渗透率曲线和第二气相相对渗透率曲线如图5所示。

采用一维数值模拟网格模型等效模拟时采用的流体组分与物模实验中待测原油和待测气体一致。

依据《GB/T 26981-2020油气藏流体物性分析方法》标准，测定待测原油在在不同压力条件下的粘度、密度和体积系数。

将待测气体与待测原油按照体积比为1：9的比例充分混合，依据《GB/T 26981-2020油气藏流体物性分析方法》标准，开展油气混合物的恒质膨胀实验、定容衰竭实验，获取油气混合物在不同压力条件下的粘度、密度和体积系数。

逐步增大待测原油与待测气体体积比（例如2：8，3：7，4：6…），并将待测气体和待测原油充分混合，重复步骤，测得不同油气混合比、不同压力条件下的粘度、密度和体积系数。

各组分的流体物性参数通过采用相态拟合软件（如PVTi、Winprop等）对上述步骤中的流体粘度、密度和体积系数等实验测试数据进行拟合获取。

在所述二端点网格中设置模拟井，所述模拟井的井筒直径与回压阀左侧管线内径一致，所述回压阀左侧为所述回压阀与所述第二压力表连接的一侧。

步骤104：基于当前油相相对渗透率曲线和当前气相相对渗透率曲线，采用一维数值模拟网格模型等效模拟所述待测储层的生产井开发动态，获取不同时刻下的模拟值，所述模拟值包括上游压力模拟值、累计产气量模拟值和累计产油量模拟值。

其中，步骤104具体包括：

采用组分数值模拟器等效模拟所述待测储层的生产井开发动态，获取不同时刻下的模拟值。

所述组分数值模拟器包括GEM数值模拟软件和Eclipse E300等。

步骤105：根据所述实验值和模拟值构建目标函数。

步骤106：判断所述目标函数的值是否小于或者等于预设目标值。

所述目标函数表示为：

其中，f表示目标函数的值，N表示模拟值的数量，

表示第i个累计产气量模拟值，

表示第i个累计产气量实验值，

表示N个累计产气量实验值的平均值，

表示第i个累计产油量模拟值，

表示第i个累计产油量实验值，

表示N个累计产油量实验值的平均值，

表示第i个第一压力表的压力值，

表示第i个所述第一端点网格的压力。

步骤107：若否，则调整所述一维数值模拟网格模型的油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线，返回步骤“基于当前油相相对渗透率曲线和当前气相相对渗透率曲线，采用一维数值模拟网格模型等效模拟所述待测储层的生产井开发动态，获取不同时刻下的模拟值”。调整所述一维数值模拟网格模型的油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线时，保持残余油饱和度（即Sor）不变。

残余油饱和度为第一油相相对渗透率曲线和第一气相相对渗透率曲线含油饱和度的最小值。

其中，步骤107中，调整所述一维数值模拟网格模型的油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线，具体包括：调整所述一维数值模拟网格模型的第一油相相对渗透率曲线和第一气相相对渗透率曲线时，保持残余油饱和度不变，根据模拟得到的产油量、产气量、第一端点网格的压力分别与实验测试得到的产油量、产气量、第一压力值进行对比，根据模拟值和实验值之间的差异对相对渗透率曲线的形态和特征点进行调整（具体特征点如图6所示），具体调整方法包括：

1）将模拟得到的第一端点网格的压力与实验测试得到的第一压力值进行比较：

若模拟值（第一端点网格的压力）高于实验值（第一压力值），则将kro_max调低第一设定值，将krg_max调低第二设定值，或者将So_max增大第三设定值；krg_max表示第一气相相对渗透率曲线的渗透率（纵坐标）最大值，kro_max表示第一油相相对渗透率曲线的渗透率（纵坐标）最大值，So_max表示第一油相相对渗透率曲线的含油饱和度（横坐标）最大值。

若模拟值低于实验值，则将kro_max提高第一设定值，将krg_max提高第二设定值，或者将So_max降低第三设定值。

2）将模拟得到的产油量与实验测试得到的产油量进行对比，若模拟值始终（连续设定次数）高于实验值，则提高第一油相相对渗透率曲线上各饱和度对应的相对渗透率值；若模拟值始终低于实验值，则降低第一油相相对渗透率上各饱和度对应的相对渗透率值；若模拟得到的初期产油量高于实验值、但后期产油量低于实验值，则提高第一油相相对渗透率曲线在低含油饱和度区间内的相对渗透率值、降低第一油相相对渗透率曲线在高含油饱和度区间内的相对渗透率值；若模拟得到的初期产油量低于实验值、但后期产油量高于实验值，则降低第一油相相对渗透率曲线在低含油饱和度区间内的相对渗透率值、提高第一油相相对渗透率曲线在高含油饱和度区间内的相对渗透率值（此处说的低含油饱和度或者高含油饱和度是一个相对的概念，不同实验的具体范围都不一样，需要根据模拟和实验的差异程度去试算）。

3）将模拟得到的产气量与实验测试得到的产气量进行对比，若模拟值始终高于实验值，则提高第一气相相对渗透率曲线上各饱和度对应的相对渗透率值；若模拟值始终低于实验值，则降低第一气相相对渗透率上各饱和度对应的相对渗透率值；若模拟得到的初期产气量高于实验值、但后期产气量低于实验值，则提高第一气相相对渗透率曲线在低含油饱和度区间内的相对渗透率值、降低第一气相相对渗透率曲线在高含油饱和度区间内的相对渗透率值；若模拟得到的初期产气量低于实验值、但后期产气量高于实验值，则降低第一气相相对渗透率曲线在低含油饱和度区间内的相对渗透率值、提高第一气相相对渗透率曲线在高含油饱和度区间内的相对渗透率值。

4）相对渗透率曲线调整过程中，需保证其符合自身的物理意义，包括：油相相对渗透率需随着含油饱和度增大而单调递增；气相相对渗透率需随着含油饱和度增大而单调递减；关键特征参数范围为Sor<So_max≤1，0<kro_max≤1，0<krg_max≤1。

5）步骤1）、2）、3）仅列举了一些典型的现象需要如何去调整的方法，但在实际应用过程中，模拟值和实验值趋势可能更为复杂，在调整过程中需要根据上述步骤所确定的原则反复调整相对渗透率曲线，以使所述目标函数值逐渐降低。

步骤108：若是，则输出当前油相相对渗透率曲线和当前气相相对渗透率曲线。

根据步骤108输出的油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线，确定从待测储层的油相相对渗透率和气相相对渗透率

与现有技术中油气相对渗透率测试的方法主要是稳态法和非稳态法相比，本发明降低了测定耗时、成本和误差，能够快速、经济、准确地确定致密储层油气相对渗透率。

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。

本文中应用了具体个例对本发明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发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，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发明的限制。

Claims (9)

1.一种储层油气相对渗透率确定方法，其特征在于，应用一种相对渗透测试装置，所述相对渗透测试装置包括依次连接的活塞容器、阀门、第一压力表、岩心夹持器、第二压力表、回压阀和回压泵；所述相对渗透测试装置还包括围压泵、油气分离器、气体流量计和天平；所述围压泵用于为所述岩心夹持器提供围压，所述油气分离器与所述回压阀连接，所述气体流量计和所述天平均与所述油气分离器连接；

所述一种储层油气相对渗透率确定方法包括：

从待测储层钻取圆柱型岩心；

采用所述相对渗透测试装置，将体积比为1的油气混合物通过所述活塞容器按照设定流速注入所述圆柱型岩心后，依次减小回压阀控制端压力，获得每个回压阀控制端压力下按照设定时间间隔采集的实验值；所述实验值包括上游压力、下游压力、累计产气量实验值和累计产油量实验值；所述上游压力表示第一压力表的压力值，所述下游压力表示第二压力表的压力值，所述累计产气量实验值通过所述气体流量计获取，所述累计产油量实验值通过所述天平获取；所述油气混合物为待测气体和待测原油的混合物；

根据所述圆柱型岩心构建一维数值模拟网格模型；初始化所述一维数值模拟网格模型的油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线；

基于当前油相相对渗透率曲线和当前气相相对渗透率曲线，采用一维数值模拟网格模型等效模拟所述待测储层的生产井开发动态，获取不同时刻下的模拟值，所述模拟值包括上游压力模拟值、累计产气量模拟值和累计产油量模拟值；

根据所述实验值和模拟值构建目标函数；

判断所述目标函数的值是否小于或者等于预设目标值；

若否，则调整所述一维数值模拟网格模型的油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线，并返回步骤“基于当前油相相对渗透率曲线和当前气相相对渗透率曲线，采用一维数值模拟网格模型等效模拟所述待测储层的生产井开发动态，获取不同时刻下的模拟值”；

若是，则输出当前油相相对渗透率曲线和当前气相相对渗透率曲线。

2.根据权利要求1所述的储层油气相对渗透率确定方法，其特征在于，所述采用所述相对渗透测试装置，将体积比为1的油气混合物通过所述活塞容器按照设定流速注入所述圆柱型岩心后，依次减小回压阀控制端压力，获得每个回压阀控制端压力下按照设定时间间隔采集的实验值，具体包括：

将所述圆柱型岩心装入所述岩心夹持器中，将体积比为1的油气混合物通过所述活塞容器按照设定流速注入所述圆柱型岩心，当所述岩心夹持器的油气产出速度在设定时间段内变化量均在设定变化范围内时关闭所述阀门，当所述第一压力表和所述第二压力表的差值小于设定压力值时，关闭所述回压阀；

将回压阀控制端压力初始化为0.9×P；其中，P为所述待测储层的地层压力；

打开所述回压阀，按照设定频率记录上游压力、下游压力、累计产气量实验值和累计产油量实验值，直到所述油气分离器不再产生气体后关闭所述回压阀；

将当前回压阀控制端压力减去设定控制压力，获得更新后的回压阀控制端压力；

判断更新后的回压阀控制端压力是否小于设定最小控制压力；

若否，则返回步骤“打开所述回压阀，按照设定频率记录上游压力、下游压力、累计产气量实验值和累计产油量实验值，直到所述油气分离器不再产生气体后关闭所述回压阀”。

3.根据权利要求2所述的储层油气相对渗透率确定方法，其特征在于，所述依次减小回压阀控制端压力具体包括0.8×P、0.7×P、0.6×P、0.5×P、0.4×P、0.3×P、0.2×P和0.1×P。

4.根据权利要求2所述的储层油气相对渗透率确定方法，其特征在于，所述根据所述圆柱型岩心构建一维数值模拟网格模型；初始化所述一维数值模拟网格模型的油相相对渗透率曲线和气相相对渗透率曲线，具体包括：

根据所述圆柱型岩心的长度确定所述一维数值模拟网格模型的x轴的网格数，所述一维数值模拟网格模型y轴和z轴的网格数均为1；所述x轴的网格数表示为nx=L/dx+2，L表示圆柱型岩心的长度，dx为每个网格在x轴方向的长度，dx不大于1cm；

根据所述圆柱型岩心的直径确定所述一维数值模拟网格模型在y轴方向和z轴方向的网格长度；其中，

，dy为每个网格在y轴方向的长度，dz为每个网格在z轴方向的长度，D表示所述圆柱型岩心的直径；

将所述待测储层的温度作为所述一维数值模拟网格模型的模拟环境温度；

将所述待测储层的地层压力作为所述一维数值模拟网格模型的初始模拟环境压力；

将所述圆柱型岩心置于覆压孔渗仪中测定不同孔隙压力条件下的孔隙度和气测渗透率；所述覆压孔渗仪的实验温度设置为所述待测储层的温度，所述覆压孔渗仪的实验围压设置为高于所述待测储层的地层压力；

将所述覆压孔渗仪中测定不同孔隙压力条件下的孔隙度和气测渗透率作为所述一维数值模拟网格模型的中心网格的孔隙度和气测渗透率；所述中心网格为在x轴方向上分别去掉所述一维数值模拟网格模型两端的各一个网格后的其他网格；

对于所述中心网格：初始化的第一油相相对渗透率曲线和第一气相相对渗透率曲线均设定为直线，以含油饱和度为横坐标，油相相对渗透率和气相相对渗透率为纵轴标，第一油相相对渗透率曲线过（Sor，0）和（1，1）两点，第一气相相对渗透率曲线过（Sor，1）和（1，0）两点，其中，Sor的计算方法为

，V _po 为所述累计产油量实验值，

为将所述覆压孔渗仪中测得的孔隙压力为所述待测储层的地层压力时的孔隙度；

对于第一端点网格和第二端点网格：将V1/(dx·dy·dz)作为所述第一端点网格的孔隙度，将V2/(dx·dy·dz)作为所述第二端点网格的孔隙度，所述第一端点网格为x轴方向上所述一维数值模拟网格模型左端的网格，所述第二端点网格为x轴方向上所述一维数值模拟网格模型右端的网格，其中，V1表示阀门与所述圆柱型岩心左侧端面间的空隙体积，V2表示回压阀与所述圆柱型岩心右侧端面间的空隙体积，初始化的第二油相相对渗透率曲线和第二气相相对渗透率曲线均设定为直线，以含油饱和度为横坐标，油相相对渗透率和气相相对渗透率为纵轴标，第二油相相对渗透率曲线过（0，0）和（1，1）两点，第二气相相对渗透率曲线过（0，1）和（1，0）两点；

在所述二端点网格中设置模拟井，所述模拟井的井筒直径与回压阀左侧管线内径一致，所述回压阀左侧为所述回压阀与所述第二压力表连接的一侧。

5.根据权利要求4所述的储层油气相对渗透率确定方法，其特征在于，所述目标函数表示为：

其中，f表示目标函数的值，N表示模拟值的数量，

表示第i个累计产气量模拟值，

表示第i个累计产气量实验值，

表示N个累计产气量实验值的平均值，

表示第i个累计产油量模拟值，

表示第i个累计产油量实验值，

表示N个累计产油量实验值的平均值，

表示第i个第一压力表的压力值，

表示第i个所述第一端点网格的压力。

6.根据权利要求1所述的储层油气相对渗透率确定方法，其特征在于，所述基于当前油相相对渗透率曲线和当前气相相对渗透率曲线，采用一维数值模拟网格模型等效模拟所述待测储层的生产井开发动态，获取不同时刻下的模拟值，所述模拟值包括上游压力模拟值、累计产气量模拟值和累计产油量模拟值，具体包括：

采用组分数值模拟器等效模拟所述待测储层的生产井开发动态，获取不同时刻下的模拟值。

7.根据权利要求6所述的储层油气相对渗透率确定方法，其特征在于，所述组分数值模拟器包括GEM数值模拟软件和Eclipse E300数值模拟软件。

8.根据权利要求1所述的储层油气相对渗透率确定方法，其特征在于，所述圆柱型岩心的长度大于或等于直径的1.5倍。

9.根据权利要求1所述的储层油气相对渗透率确定方法，其特征在于，所述相对渗透测试装还包括恒压恒速泵，所述恒压恒速泵连接到所述活塞容器的一端，所述所述活塞容器另一端连接所述阀门。

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