CN115559715A - 一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法 - Google Patents
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Abstract
本申请涉及一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，其步骤包括首先将具有不同气测渗透率的岩心分别饱和地层水和进行在不同驱替压差驱替后的核磁共振实验，并根据获得的第一核磁共振T2谱和第二核磁共振T2谱建立储层束缚水饱和度预测模型，获取测试井段的实验压力梯度，最后根据储层束缚水饱和度预测模型和实验压力梯度计算该测试井段在测试压差下的储层次生可动水饱和度，并根据凝析水含量预测模型计算该测试井段在测试条件下的凝析水含量。本申请提供的方法可以量化超高压低渗透气藏储层产出水的类型和含量，考虑了储层物性和驱替压差的影响，为超高压低渗透气藏产水机理分析和气藏合理配产提供实验支撑，可靠性强，准确度高。
Description
技术领域
本申请涉及天然气开采技术领域，特别涉及一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法。
背景技术
目前，超高压气藏具有较大的压力系数和较强的天然能量，在生产过程中可以通过放大生产压差提高产气量，但是低渗透气藏由于储层微观孔喉条件的制约和成藏充注压力的限制，具有较高的初始含水饱和度，随着生产压差的增加可能出现储层产水的问题，并且生产压差越大储层产水越严重，而储层产水将导致超高压气藏产气量降低。
同时，天然气中CO2的含量和气藏压力对产出气中携带的凝析水的含量具有较大的影响，因此，针对没有边底水侵入的超高压低渗透气藏，储层产出水类型(可动水、凝析水)和含量的确定至关重要，其是超高压低渗透气藏产水机理认识和开发过程中气藏合理配产的重要依据。
相关技术中，储层次生可动水的确定主要通过半渗透隔板方法和核磁共振方法两种方式获得，其中，半渗透隔板方法的最大毛管压力较小(普遍为1.2MPa)，而核磁共振方法是在一个较小的分离压力下获得，难以满足超高压气藏对储层产水问题研究的实验要求。
发明内容
本申请实施例提供一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，以解决相关技术中的气藏产水的常规评价方法没有考虑超高压气藏的环境特性，导致无法准确预测没有边底水侵入的超高压低渗透气藏的储层产水类型和含量的问题。
本申请提供了一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，其步骤包括：
建立凝析水含量预测模型；
将具有不同气测渗透率的岩心分别饱和地层水，进行核磁共振实验，以获得第一核磁共振T2谱，将具有不同气测渗透率的岩心分别进行在不同驱替压差驱替后的核磁共振实验，以获得第二核磁共振T2谱，根据所述第一核磁共振T2谱和第二核磁共振T2谱建立储层束缚水饱和度预测模型；
获取对应测试井段的实验压力梯度，根据所述储层束缚水饱和度预测模型和实验压力梯度计算该测试井段在对应测试压差下的储层次生可动水饱和度，并根据所述凝析水含量预测模型计算该测试井段在对应测试条件下的凝析水含量。
一些实施例中，所述建立凝析水含量预测模型，包括：
配置具有不同CO2含量的天然气，并分别将具有不同CO2含量的天然气在不同压力下与地层水混合；
在对应压力下释放预设体积的天然气，以获取在释放气体过程中冷凝的凝析水的质量；
根据不同CO2含量的天然气在不同压力下释放时冷凝的凝析水的质量，建立所述凝析水含量预测模型。
一些实施例中，所述将具有不同气测渗透率的岩心分别饱和地层水，包括：
对多个岩心进行物性测试，以筛选出具有不同气测渗透率的岩心；
对筛选后的岩心进行洗涤，烘干后进行抽真空处理；
向处理后的岩心分别饱和地层水。
一些实施例中，所述将具有不同气测渗透率的岩心分别进行在不同驱替压差驱替后的核磁共振实验，包括：
对岩心驱替装置设置一驱替压差；
向岩心驱替装置入口端通入氮气，驱替岩心中的地层水，直至岩心驱替装置出口端停止出水，获取在该驱替压差下该岩心的所述第二核磁共振T2谱；
改变所述驱替压差或更换具有不同气测渗透率的岩心，重复上述的操作。
一些实施例中，所述根据所述第一核磁共振T2谱和第二核磁共振T2谱建立储层束缚水饱和度预测模型，包括：
根据所述第一核磁共振T2谱和第二核磁共振T2谱得到不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的可动流体饱和度的分布图；
根据所述不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的可动流体饱和度的分布图，得到不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的束缚水饱和度的分布图；
根据所述不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的束缚水饱和度的分布图，建立所述储层束缚水饱和度预测模型。
一些实施例中，所述根据所述不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的可动流体饱和度的分布图，得到不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的束缚水饱和度的分布图，包括：
根据所述不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的可动流体饱和度的分布图，计算得到不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度；
分别对对应气测渗透率的岩心的束缚水饱和度与对应的驱替压力梯度进行拟合，得到多个对应的预测公式；
根据对应的所述预测公式分别计算对应的气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度；
根据计算得到的不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度，得到所述不同气测渗透率的岩心的束缚水饱和度在不同驱替压力梯度下的分布图。
一些实施例中，所述获取对应测试井段的实验压力梯度，包括：
分别获取对应所述测试井段的初始地层压力、井底流压、单井控制距离和井筒半径，以及对应的岩心长度；
利用所述初始地层压力、井底流压、单井控制距离、井筒半径和岩心长度计算得到所述测试井段对应的岩心夹持器出口端压力；
利用所述岩心夹持器出口端压力、岩心夹持器入口端压力和岩心长度计算得到对应所述测试井段的实验压力梯度。
一些实施例中，所述根据所述储层束缚水饱和度预测模型和实验压力梯度计算该测试井段在对应测试压差下的储层次生可动水饱和度，包括：
根据所述储层束缚水饱和度预测模型和实验压力梯度生成与所述实验压力梯度对应的储层束缚水饱和度曲线；
利用对应所述测试井段的初始含水饱和度、气测渗透率和孔隙度结合所述储层束缚水饱和度曲线，计算该测试井段在对应测试压差下的储层次生可动水饱和度。
一些实施例中，根据所述凝析水含量预测模型计算该测试井段在对应测试条件下的凝析水含量，包括：
获取对应所述测试井段的天然气中的CO2含量、大气压力和井口压力；
根据所述天然气中的CO2含量、大气压力和井口压力计算所述测试井段的凝析水含量。
一些实施例中，所述物性测试包括岩心的长度、直径、孔隙度和气测渗透率。
本申请提供的技术方案带来的有益效果包括：
本申请实施例提供了一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，由于将具有不同气测渗透率的岩心分别饱和地层水和进行在不同驱替压差驱替后的核磁共振实验，并根据获得的第一核磁共振T2谱和第二核磁共振T2谱建立储层束缚水饱和度预测模型，再获取对应测试井段的实验压力梯度，最后根据储层束缚水饱和度预测模型和实验压力梯度计算该测试井段在对应测试压差下的储层次生可动水饱和度，并根据凝析水含量预测模型计算该测试井段在对应测试条件下的凝析水含量，因此，本方法可以量化超高压低渗透气藏储层产出水的类型和含量，考虑了储层物性和驱替压差的影响，为超高压低渗透气藏产水机理分析和气藏合理配产提供实验支撑，可靠性强，准确度高。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例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申请的一些实施例，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为本申请实施例提供的超高压低渗透气藏储层产水评价方法的流程示意图；
图2为本申请实施例提供的超高压低渗透气藏储层产水评价方法的含不同CO2含量的天然气在不同压力下的凝析水含量变化图；
图3为本申请实施例提供的超高压低渗透气藏储层产水评价方法的凝析水含量拟合结果图；
图4为本申请实施例提供的超高压低渗透气藏储层产水评价方法的不同驱替压差下的核磁共振结果图；
图5为本申请实施例提供的超高压低渗透气藏储层产水评价方法的不同气测渗透率的岩心的可动流体饱和度在不同驱替压力梯度下的分布图；
图6为本申请实施例提供的超高压低渗透气藏储层产水评价方法的不同岩心样品的束缚水饱和度与不同驱替压力梯度的关系图；
图7为本申请实施例提供的超高压低渗透气藏储层产水评价方法的考虑储层物性和驱替压差影响的储层束缚水饱和度拟合结果图；
图8为本申请实施例提供的超高压低渗透气藏储层产水评价方法的储层束缚水饱和度预测图版的示意图。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
本申请实施例提供了一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，其能解决相关技术中的气藏产水的常规评价方法没有考虑超高压气藏的环境特性，导致无法准确预测没有边底水侵入的超高压低渗透气藏的储层产水类型和含量的问题。
参见图1所示，本方法首先需要建立凝析水含量预测模型，将具有不同气测渗透率的岩心分别饱和地层水，进行核磁共振实验，以获得第一核磁共振T2谱，将具有不同气测渗透率的岩心分别进行在不同驱替压差驱替后的核磁共振实验，以获得第二核磁共振T2谱，根据第一核磁共振T2谱和第二核磁共振T2谱建立储层束缚水饱和度预测模型，获取对应测试井段的实验压力梯度，根据储层束缚水饱和度预测模型和实验压力梯度计算该测试井段在对应测试压差下的储层次生可动水饱和度，并根据凝析水含量预测模型计算该测试井段在对应测试条件下的凝析水含量。本方法可以量化超高压低渗透气藏储层产出水的类型和含量，考虑了储层物性和驱替压差的影响，为超高压低渗透气藏产水机理分析和气藏合理配产提供实验支撑，可靠性强，准确度高。
进一步的，建立凝析水含量预测模型的具体步骤包括：
配置具有不同CO2含量的天然气，并分别将具有不同CO2含量的天然气在不同压力下与地层水混合；
在对应压力下释放预设体积的天然气，以获取在释放气体过程中冷凝的凝析水的质量；
根据不同CO2含量的天然气在不同压力下释放时冷凝的凝析水的质量，建立凝析水含量预测模型。
具体的，配置不同CO2含量的天然气时，根据区域各井平均烃类气组分含量配样获得多份天然气样品1，并向天然气样品1中分别充入不同浓度的CO2，得到多份具有不同CO2含量的天然气样品，并用色谱仪对气样进行色谱分析，确定气体组分的准确性。以4份天然气样品为例，得到实验所用的天然气样品1～天然气样品4，天然气样品1～天然气样品4的详细组分见表1，将天然气样品1～天然气样品4分别饱和地层水，在不同的恒定压力下分别释放气量，释放的气体经过冷凝管实现对气中水量的收集。
表1 天然气样品1～4的组分
当配置得到多份具有不同CO2含量的天然气后，采用冷凝法获取不同压力条件下天然气中凝析水的含量，以采用90MPa恒定压力时为例，具体实验步骤为：
首先检查各个仪器的气密性，检查完毕后，将配置好的其中一天然气样品转入实验装置中，并转入过量地层水；将温度升高至190℃，压力增压升高至90MPa，持续搅拌6h左右，待体系压力稳定；使用恒压模式设置高压驱替泵，将高压驱替泵的活塞退至初始位置，记录气量计的初始读数，以及冷凝液体收集瓶的初始质量；打开实验装置顶部的阀门，保持压力的同时并缓慢放出约1000cm3的高压气体；关闭顶部的阀门，读取气量计的最终读数，并称量液体收集瓶的最终质量，计算液体收集瓶中收集的冷凝的凝析水的质量，再根据凝析水的质量计算该次实验中天然气样品中水的含量，这里的含量指的一般是体积占比，天然气样品中凝析水的含量E的计算公式如下：
其中，ρw为地层水密度，Vg为气量计读数，mt为液体收集瓶的最终质量、m0为液体收集瓶的初始质量。
具体的，上述实验装置的额定工作温度大于或等于200℃，控温精度小于0.5℃，额定工作压力大于或等于150MPa，气体计量计的容量大于或等于1000cm3，最小刻度分辨率小于或等于1cm3。通过实验获得天然气样品1～天然气样品4在不同的恒定压力条件下的凝析水含量变化，具体参见图2所示，图2的横坐标为实验压力，纵坐标为不同CO2含量的天然气中凝析水含量，从图2分析可以得知，凝析水的含量随着压力的降低和CO2含量的增加而不断增加，压力和CO2含量是影响天然气中凝析水含量的主要因素，通过分析拟合实验数据，建立天然气中凝析水含量预测模型，具体参见图3所示，拟合公式如下：
其中，
为CO2含量与压力影响参数，E为气样品中水的含量，即天然气中凝析水含量，CCO2为天然气中CO2含量，P为实验压力，Pa为大气压力。
进一步的，将具有不同气测渗透率的岩心分别饱和地层水，具体步骤包括首先对多个岩心进行物性测试，以筛选出具有不同气测渗透率的岩心，再对筛选后的岩心进行洗涤，烘干后进行抽真空处理，最后向处理后的岩心分别饱和地层水。
具体的，物性测试包括岩心的长度、直径、孔隙度和气测渗透率，因此，通过物性测试筛选出具有不同气测渗透率的岩心；核磁共振技术可以快速、无损、准确地测定岩心样品中的可动流体饱和度，因此，为了量化超高压低渗透气藏储层不同驱替压差下的可动流体饱和度，进而定量分析不同驱替压差对储层可动水的影响，筛选出区域范围内具有代表性的不同气测渗透率的岩心样品见表2。
表2 岩心样品参数
| 岩心编号 | 长度/cm | 直径/cm | 孔隙度/％ | 气测渗透率/10<sup>-3</sup>μm<sup>2</sup> |
| 1 | 6.259 | 2.491 | 9.79 | 0.125 |
| 2 | 6.385 | 2.489 | 10.79 | 0.206 |
| 3 | 6.075 | 2.490 | 9.88 | 0.295 |
| 4 | 6.276 | 2.488 | 11.86 | 0.397 |
| 5 | 5.139 | 2.499 | 8.31 | 0.471 |
| 6 | 5.633 | 2.487 | 9.88 | 0.686 |
| 7 | 6.385 | 2.489 | 9.30 | 1.150 |
核磁共振实验的实验条件为实验温度的取值范围30℃～35℃，湿度取值范围为35％～45％，优选的，实验温度为32℃，实验湿度为40％RH。开展岩心样品在饱和地层水条件和不同驱替压差条件的核磁共振实验。
进一步的，将具有不同气测渗透率的岩心分别进行在不同驱替压差驱替后的核磁共振实验的具体步骤包括：
对岩心驱替装置设置一驱替压差；
向岩心驱替装置入口端通入氮气，驱替岩心中的地层水，直至岩心驱替装置出口端停止出水，获取在该驱替压差下该岩心的第二核磁共振T2谱；
增加驱替压差或更换具有不同气测渗透率的岩心，重复上述的操作。
具体的，在进行驱替时，需要用到岩心驱替装置，不同驱替压差条件的核磁共振实验采用恒定压力用氮气驱替岩心中的地层水，直至岩心驱替装置出口端不再出水为止，通过不断改变驱替压差和更换不同气测渗透率的岩心，重复驱替获取不同岩心样品在不同驱替压差的第二核磁共振T2谱。饱和地层水条件的核磁共振实验只需要通过更换不同气测渗透率的岩心，重复实验获取第一核磁共振T2谱。具体参见图4所示，图4的横坐标为核磁共振T2谱，纵坐标为不同条件下的含水饱和度占比。其中，在实验时，驱替压差的大小依次增加。
为岩心样品分别在饱和地层水条件下和不同驱替压差条件下的核磁共振结果图。具体参见图5所示，为不同气测渗透率的岩心的整体孔隙中可动流体饱和度在不同驱替压力梯度下的分布图，从图5中可以看出，整体孔隙中的可动水饱和度随着驱替压力梯度的增加先增加，而后趋于稳定，并且存在一个拐点，拐点处驱替压力梯度随着气测渗透率的增加而降低。
进一步的，根据第一核磁共振T2谱和第二核磁共振T2谱建立储层束缚水饱和度预测模型的具体步骤包括首先根据第一核磁共振T2谱和第二核磁共振T2谱得到不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的可动流体饱和度的分布图，再根据不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的可动流体饱和度的分布图，得到不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的束缚水饱和度的分布图，最后根据不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的束缚水饱和度的分布图，建立储层束缚水饱和度预测模型。
进一步的，根据不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的可动流体饱和度的分布图，得到不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的束缚水饱和度的分布图的具体步骤包括，首先根据不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的可动流体饱和度的分布图，计算得到不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度，然后分别对对应气测渗透率的岩心的束缚水饱和度与对应的驱替压力梯度进行拟合，得到多个对应的预测公式，再根据对应的预测公式分别计算对应的气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度，最后根据计算得到的不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度，得到不同气测渗透率的岩心的束缚水饱和度在不同驱替压力梯度下的分布图。
具体的，在得到不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度后，通过拟合岩心样品1～7的束缚水饱和度与驱替压力梯度的关系，得到相应地预测公式，参见图6所示，两者之间呈指数关系，利用预测公式分别计算获得不同岩心样品设定的不同驱替压力梯度下的束缚水饱和度，设定的驱替压力梯度分别是0.5MPa/cm、1.0MPa/cm、1.5MPa/cm、2.0MPa/cm、2.5MPa/cm、3.0MPa/cm、3.5MPa/cm、4.0MPa/cm、4.5MPa/cm和5.0MPa/cm。其中，可以根据实验得到的不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度，结合利用预测公式得到的不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度，来共同得到不同气测渗透率的岩心的束缚水饱和度在不同驱替压力梯度下的分布图；也可以单一利用预测公式得到的不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度，得到不同气测渗透率的岩心的束缚水饱和度在不同驱替压力梯度下的分布图。由于实验的成本很高，因此，结合预测公式对剩余的值进行计算可以有效的保证准确性的前提下，还可以明显的缩减成本。
具体的，优选的，根据核磁共振实验获得的不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度的实验结果，和利用预测公式计算的不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度，建立考虑储层物性和驱替压力梯度影响的储层束缚水饱和度预测模型，具体参见图7所示，图7的横坐标为储层物性和驱替压差综合影响的参数，纵坐标为束缚水饱和度，通过拟合得到储层物性和驱替压差综合影响的储层束缚水饱和度Swr的预测公式如下：
其中，kg为气测渗透率，ф为孔隙度，dp为驱替压力梯度。
进一步的，获取对应测试井段的实验压力梯度得具体步骤包括，首先分别获取对应测试井段的初始地层压力、井底流压、单井控制距离和井筒半径，以及对应的岩心长度，再利用初始地层压力、井底流压、单井控制距离、井筒半径和岩心长度计算得到测试井段对应的岩心夹持器出口端压力，最后利用岩心夹持器出口端压力、岩心夹持器入口端压力和岩心长度计算得到对应测试井段的实验压力梯度。
具体的，在实际的施工现场，测试井段的初始地层压力、井底流压、单井控制距离和井筒半径均是可以测得的，岩心长度也可以测量得到，岩心夹持器出口端压力pw1和实验压力梯度dp的计算公式如下：
其中，pe为初始地层压力，pw为井底流压，re为单井控制距离，rw为井筒半径，L为岩心长度，pe1为岩心夹持器入口端压力，其值等于初始地层压力。
进一步的，根据储层束缚水饱和度预测模型和实验压力梯度计算该测试井段在对应测试压差下的储层次生可动水饱和度的具体步骤包括，先根据储层束缚水饱和度预测模型和实验压力梯度生成与实验压力梯度对应的储层束缚水饱和度曲线，再利用对应测试井段的初始含水饱和度、气测渗透率和孔隙度结合储层束缚水饱和度曲线，最后计算该测试井段在对应测试压差下的储层次生可动水饱和度。
具体的，可以先根据储层束缚水饱和度预测模型和实验压力梯度绘制储层束缚水饱和度预测图版，但是储层束缚水饱和度预测图版不一定与实际的测试井段完全匹配。具体参见图8所示，图8的横坐标为气测渗透率与孔隙度的比值，纵坐标为初始含水饱和度，图8中的横坐标是气测渗透率和孔隙度的比值，比如有4个测试井段1-1井～1-4井，然后将测试井段1-1井～1-4井的气藏初始含水饱和度和储层物性参数投到储层束缚水饱和度预测图版上，储层物性参数包括气测渗透率和孔隙度，因此，根据气藏初始含水饱和度和储层物性参数可以确定坐标点，再根据1-1井～1-4井的初始地层压力、井底流压、单井控制距离、井筒半径和岩心长度的具体参数，计算对应的实验压力梯度，根据储层束缚水饱和度预测模型和当前计算的实验压力梯度生成与当前实验压力梯度对应的储层束缚水饱和度曲线，最后即可利用对应测试井段的初始含水饱和度、气测渗透率和孔隙度结合储层束缚水饱和度曲线，计算该测试井段在对应测试压差下的储层次生可动水饱和度。其中，气藏初始含水饱和度更高，超过气藏含水饱和度下限，定义为气水同层。
进一步的，根据凝析水含量预测模型计算该测试井段在对应测试条件下的凝析水含量，具体步骤包括先获取对应测试井段的天然气中的CO2含量、大气压力和井口压力，再根据天然气中的CO2含量、大气压力和井口压力计算测试井段的凝析水含量。具体的，根据凝析水含量预测模型计算该测试井段在对应测试条件下的凝析水含量，从而计算得到天然气中的水含量，于是得到测试井段在该测试条件下的凝析水含量。
本方法针对行业中常用的气藏产水的常规实验评价方法没有考虑超高压气藏的“超高压”特性，导致无法准确预测没有边底水侵入的超高压低渗透气藏的储层产水类型和含量的问题，建立超高压低渗透气藏储层产水评价实验方法，量化了超高压低渗透气藏储层产出水类型和含量，指导超高压低渗透气藏产水机理分析和开发过程中气藏合理配产研究，实现表征合理、可靠性强、准确性高。
在本申请的描述中，需要说明的是，术语“上”、“下”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本申请和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本申请的限制。除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。
需要说明的是，在本申请中，诸如“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
以上所述仅是本申请的具体实施方式，使本领域技术人员能够理解或实现本申请。对这些实施例的多种修改对本领域的技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本申请的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本申请将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所申请的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。
Claims (10)
1.一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，其特征在于，其包括：
建立凝析水含量预测模型；
将具有不同气测渗透率的岩心分别饱和地层水，进行核磁共振实验，以获得第一核磁共振T2谱，将具有不同气测渗透率的岩心分别进行在不同驱替压差驱替后的核磁共振实验，以获得第二核磁共振T2谱，根据所述第一核磁共振T2谱和第二核磁共振T2谱建立储层束缚水饱和度预测模型；
获取对应测试井段的实验压力梯度，根据所述储层束缚水饱和度预测模型和实验压力梯度计算该测试井段在对应测试压差下的储层次生可动水饱和度，并根据所述凝析水含量预测模型计算该测试井段在对应测试条件下的凝析水含量。
2.如权利要求1所述的一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，其特征在于，所述建立凝析水含量预测模型，包括：
配置具有不同CO2含量的天然气，并分别将具有不同CO2含量的天然气在不同压力下与地层水混合；
在对应压力下释放预设体积的天然气，以获取在释放气体过程中冷凝的凝析水的质量；
根据不同CO2含量的天然气在不同压力下释放时冷凝的凝析水的质量，建立所述凝析水含量预测模型。
3.如权利要求1所述的一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，其特征在于，所述将具有不同气测渗透率的岩心分别饱和地层水，包括：
对多个岩心进行物性测试，以筛选出具有不同气测渗透率的岩心；
对筛选后的岩心进行洗涤，烘干后进行抽真空处理；
向处理后的岩心分别饱和地层水。
4.如权利要求1所述的一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，其特征在于，所述将具有不同气测渗透率的岩心分别进行在不同驱替压差驱替后的核磁共振实验，包括：
对岩心驱替装置设置一驱替压差；
向岩心驱替装置入口端通入氮气，驱替岩心中的地层水，直至岩心驱替装置出口端停止出水，获取在该驱替压差下该岩心的所述第二核磁共振T2谱；
改变所述驱替压差或更换具有不同气测渗透率的岩心，重复上述的操作。
5.如权利要求1所述的一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，其特征在于，所述根据所述第一核磁共振T2谱和第二核磁共振T2谱建立储层束缚水饱和度预测模型，包括：
根据所述第一核磁共振T2谱和第二核磁共振T2谱得到不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的可动流体饱和度的分布图；
根据所述不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的可动流体饱和度的分布图，得到不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的束缚水饱和度的分布图；
根据所述不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的束缚水饱和度的分布图，建立所述储层束缚水饱和度预测模型。
6.如权利要求5所述的一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，其特征在于，所述根据所述不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的可动流体饱和度的分布图，得到不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的束缚水饱和度的分布图，包括：
根据所述不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度下的可动流体饱和度的分布图，计算得到不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度；
分别对对应气测渗透率的岩心的束缚水饱和度与对应的驱替压力梯度进行拟合，得到多个对应的预测公式；
根据对应的所述预测公式分别计算对应的气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度；
根据计算得到的不同气测渗透率的岩心在不同驱替压力梯度的束缚水饱和度，得到所述不同气测渗透率的岩心的束缚水饱和度在不同驱替压力梯度下的分布图。
7.如权利要求1所述的一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，其特征在于，所述获取对应测试井段的实验压力梯度，包括：
分别获取对应所述测试井段的初始地层压力、井底流压、单井控制距离和井筒半径，以及对应的岩心长度；
利用所述初始地层压力、井底流压、单井控制距离、井筒半径和岩心长度计算得到所述测试井段对应的岩心夹持器出口端压力；
利用所述岩心夹持器出口端压力、岩心夹持器入口端压力和岩心长度计算得到对应所述测试井段的实验压力梯度。
8.如权利要求1所述的一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，其特征在于，所述根据所述储层束缚水饱和度预测模型和实验压力梯度计算该测试井段在对应测试压差下的储层次生可动水饱和度，包括：
根据所述储层束缚水饱和度预测模型和实验压力梯度生成与所述实验压力梯度对应的储层束缚水饱和度曲线；
利用对应所述测试井段的初始含水饱和度、气测渗透率和孔隙度结合所述储层束缚水饱和度曲线，计算该测试井段在对应测试压差下的储层次生可动水饱和度。
9.如权利要求1所述的一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，其特征在于，根据所述凝析水含量预测模型计算该测试井段在对应测试条件下的凝析水含量，包括：
获取对应所述测试井段的天然气中的CO2含量、大气压力和井口压力；
根据所述天然气中的CO2含量、大气压力和井口压力计算所述测试井段的凝析水含量。
10.如权利要求3所述的一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法，其特征在于：
所述物性测试包括岩心的长度、直径、孔隙度和气测渗透率。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202211111618.6A CN115559715A (zh) | 2022-09-13 | 2022-09-13 | 一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
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| CN202211111618.6A CN115559715A (zh) | 2022-09-13 | 2022-09-13 | 一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法 |
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| CN (1) | CN115559715A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117113884A (zh) * | 2023-10-17 | 2023-11-24 | 西南石油大学 | 一种有水气藏气井井周剩余含水饱和度的确定方法 |
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2022
- 2022-09-13 CN CN202211111618.6A patent/CN115559715A/zh active Pending
Cited By (2)
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|---|---|---|---|---|
| CN117113884A (zh) * | 2023-10-17 | 2023-11-24 | 西南石油大学 | 一种有水气藏气井井周剩余含水饱和度的确定方法 |
| CN117113884B (zh) * | 2023-10-17 | 2024-01-26 | 西南石油大学 | 一种有水气藏气井井周剩余含水饱和度的确定方法 |
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