CN117269000B - 一种测定致密岩心两相相对渗透率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及致密储层开发技术领域，具体是一种测定致密岩心两相相对渗透率的方法，将岩心干燥并测定参数，注入第一相（被驱替相）流体饱和岩心后，测定岩心完全饱和后横截面的T 2谱图；向岩心注第二相（驱替相）流体进行驱替，测定T 2谱图；基于不同时刻各横截面处的T 2谱图中的信号强度，算得流体的饱和度；建立一维数值模拟模型和初始两相相对渗透率曲线，计算模型中流体饱和度分布，与实验测得结果进行比对；通过调整两相相对渗透率曲线，使得流体饱和度分布的拟合精度达到设定要求。本发明直接测定致密岩心中的流体饱和度分布，避免等待第二相流体流至岩心出口端，且不用测量岩心出口处的两相的流量，实验难度小，耗时短，精度高。
Description
技术领域
本发明涉及致密储层开发技术领域，具体是一种测定致密岩心两相相对渗透率的方法。
背景技术
致密油气和页岩油气资源量在油气储量中占有十分重要的地位。准确测定致密/页岩储层（下文中简称为致密储层）中的两相流体相对渗透率，是准确评估储层中的流体可动性、保证矿场级数值模拟精度的前提。
目前，室内测定岩心的两相流体相对渗透率的方法，主要是依据标准GB/T 28912-2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》，即稳态法和非稳态法。根据标准中所述的适用范围可知，稳态法两相流体相对渗透率测定适用于绝对渗透率范围为0.5~1000 mD的岩样，非稳态法两相流体相对渗透率测定适用于绝对渗透率大于0.01 mD的岩样。对于致密储层，绝对渗透率一般小于0.01 mD，标准中的两相流体相对渗透率测定方法不再适用。具体而言，稳态法中改变流量后达到稳态的时间较长；非稳态法不需要等到出口流量达到稳态，但仍需在出口处见到驱替流体后，才能测定出口处驱替流体的流量。对于绝对渗透率小于0.01 mD的岩心，出口处见到驱替流体所需时间长，导致实验耗时长。此外，受出口处管线体积的影响，无法准确测定岩心端面处的见到驱替流体的时间。同时，标准中的非稳态法忽略了毛管力的影响。致密储层中的孔径多为微米和纳米级，毛管力对流动的影响显著，不可忽略。因此，标准中的测定两相流体相对渗透率的方法，不适用于致密储层岩样。
针对致密储层低孔低渗的特征，已有相关研究和专利提出了测定两相流体相对渗透率的方法。专利CN106814018A公开了一种利用氮气驱替水测定致密岩心两相相对渗透率的方法，通过核磁共振测量岩心中的含水饱和度，拟合氮气驱替过程中的气体压力变化曲线，测定气水相对渗透率。专利CN115452681A公开了一种利用驱替实验和一维油气流动模拟相结合的方法，即通过改变流动模拟中的油和气的相对渗透率曲线，拟合驱替实验中的出口处油和气累积产量，确定相对渗透率。目前，测定致密储层测定两相流体相对渗透率的方法尚不成熟，主要存在的问题包括：
（1）致密储层中的孔隙度和渗透率较低，岩心中的流体饱和量小，驱替过程中流量小，难以准确计量岩心出口处的流体流量；
（2）现有的非稳态测量方法需等到出口见到驱替流体后才能获得可用的两相流体流量，实验耗时长；
（3）由于出口处管线体积较大，非稳态测量过程出口见到驱替流体时间难以确定。
因此，需要设计新的方法，准确测定致密岩心的两相流体相对渗透率。
发明内容
本发明的目的是为克服上述现有技术的不足，提供一种测定致密岩心两相相对渗透率的方法。利用核磁共振技术，测定岩心第二相流体驱替第一相流体过程中，在垂直于驱替方向上岩心不同截面处的流体（第一相流体或第二相流体）的横向弛豫时间（T 2）信号，获得饱和度分布，通过拟合饱和度分布获得准确的两相相对渗透率曲线。此方法无需测定岩心出口处两相流量，实验耗时短且测得渗透率精度高。
为实现上述技术效果，本发明采用下述技术方案：
一种测定致密岩心两相相对渗透率的方法，将岩心干燥并测定参数，注入第一相流体饱和岩心后，选取若干岩心横截面，测定岩心完全饱和状态下的T 2谱图；向岩心注入第二相流体进行驱替，每隔一段时间，测定选取的各截面的T 2谱图；基于不同时刻各截面处的T 2谱图中的信号强度，算得流体（第一相流体或第二相流体）的饱和度；基于岩心参数，建立一维数值模拟模型和初始两相流体相对渗透率曲线，计算模型中对应上述不同时刻的流体（第一相流体或第二相流体）饱和度分布，并与实验测定的结果进行比对，通过调整两相流体相对渗透率曲线，使得流体饱和度的拟合精度达到设定要求，对应的两相流体相对渗透率曲线，即为测得结果。
具体的，上述方法包括如下步骤：
S1.将岩心干燥后，测定其参数；
S2.将干燥后的岩心放置于核磁共振仪器中，并抽真空，沿着岩心的驱替方向，选取N个横截面，测定各截面的T 2谱图；
S3.向岩心中注入第一相流体，充分饱和岩心，并测定岩心上述N个横截面的T 2谱图；
S4.向岩心注入第二相流体进行驱替，每间隔相同时间进行采样，测定岩心上述N个截面处第一相流体的T 2谱图；
S5.根据步骤S3和步骤S4测得的T 2谱图，计算第一相流体饱和度，测得的当岩心中的第一相流体饱和度分布不再随时间发生变化时，流动达到稳态，停止流动实验，此时岩心中的第一相流体饱和度即为第一相流体残余饱和度；
S6.基于步骤S1测得的参数，建立一维岩心驱替数值模拟模型并初始化两相相对渗透率曲线；根据一维岩心驱替数值模拟模型计算上述采样时刻的含第一相流体饱和度，与步骤S5中测得结果比对，调整两相相对渗透率曲线，提高计算得到的第一相流体饱和度与步骤S5测得结果的拟合精度，拟合精度达到要求时，此时的两相相对渗透率曲线即为实验结果。
本发明提供的方法，通过直接测定岩心径向截面的饱和度，得到不同时刻的流体饱和度分布情况，无需测定岩心出口处的两相流量，实验难度小，实验耗时短，得到的两相相对渗透率曲线精度高。
本发明创新性地使用测定岩心横截面T 2谱图以获取流体饱和度分布，本领域内虽已有测定岩心横截面T 2谱图的探究（Junrong Liu and James J.Sheng,2020,Investigation of Countercurrent Imbibition in Oil-Wet Tight Cores Using NMRTechnology, SPE Journal.25(05):2601-2614. https://doi.org/10.2118/201099-PA），但其测定T 2谱图后，是用于研究岩心中逆向渗吸现象，与本发明要通过驱替测定两相流体相对渗透率（同向流动）是完全相反的两个方向。本发明通过测定岩心横截面的T 2谱图，建立一维数值模拟模型后，将计算数据与测得数据进行拟合，即可得到高精准度的两相相对渗透率曲线。
同时，通过建立一维数值模拟模型拟合岩心中的流体饱和度分布，结合各测定点位的第一相流体饱和度变化情况，可以反映出岩心内部不同位置的孔隙结构对两相相对渗透率的影响。
优选的，所述步骤S1中，参数包括长度、直径、孔隙度和渗透率。
优选的，所述步骤S2中，按照岩心轴向方向选取均匀分布的至少四个截面，测定各截面的T 2谱图；该步骤中测得的T 2谱图表征了该横截面上不同T 2对应的岩心干样的信号量，又称基底信号量。
优选的，所述步骤S3中，在反演生成各横截面的T 2谱图时，选择去基底反演，去除对应岩心干样的横截面上基底信号量的影响。此步骤得到的谱图表征了在完全饱和第一相流体时，该横截面上不同T 2对应的第一相流体的信号量。具体的，参见图3，空心三角形连线为某个横截面（设为第i个横截面）完全饱和第一相流体状态下的T 2谱图。将该谱图上所有弛豫时间对应的信号量加和，得到的物理量即为i截面上完全饱和第一相流体时所有第一相流体的总信号量，记为，式中i= 1, 2, …,N，N为核磁工作扫描的横截面数，其中，上标“0”表示初始时刻。
优选的，所述步骤S4中，间隔一段时间，测定时间间隔需要根据岩心的物性（孔隙度、渗透率）确定，若时间间隔太短，则测定的信号变化太小；若时间间隔太长，则信号变化太快，会丢失一部分信息，两种情况均不利于拟合。
间隔时间与岩心的渗透率、驱替压力等条件有关，无法具体限定，不是所有致密岩心都能通用的。具体的间隔时间，需要根据岩心参数和实验条件自行确定。实验初期，流体饱和度的变化较快，因此间隔时间相对较短；而实验后期，流体饱和度需经过较长时间，才会有明显的变化。因此间隔时间相对更长。选定间隔时间的原则是保证测得的流体饱和度有明显变化。
优选的，所述步骤S4中，在反演生成各横截面的T 2谱图时，选择去基底反演，去除对应岩心干样的横截面上基底信号量的影响。参见图3，空心圆形连线为i截面上，驱替后t时刻的T 2谱图。将该谱图上所有弛豫时间对应的信号量加和，得到的物理量即为i截面上驱替后t时刻所有第一相流体的总信号量，记为。
优选的，所述步骤S5中，含第一相流体饱和度的计算方法如下：设t时刻i截面上的含第一相流体饱和度为，则有/>。
优选的，所述步骤S6中，建立一维岩心驱替数值模拟模型的具体方法如下：在油藏数值模拟软件CMG（Computer Modeling Group）或Eclipse中，建立一维岩心驱替数值模拟模型，模型长度设置为岩心长度，模型的横截面积岩心横截面面积，模型的孔隙度和渗透率为岩心对应的参数，两相流体的密度、粘度等参数为实验温度和压力对应的数值，可通过查阅化工手册或NIST Chemistry Webbook获得。
优选的，所述步骤S6中，设置模型的初始第一相流体（第二相流体）饱和度为100%（0%），模型的初始压力为饱和岩心过程中的饱和压力，按照以下公式初始化两相相对渗透率曲线：
(1)
(2)
式中，k r1为第一相流体相对渗透率，0 ≤k r1≤ 1；k r2为第二相流体相对渗透率，0≤k r2≤ 1；S 1为含第一相流体饱和度，0 ≤S 1≤ 1；S 2为含第二相流体饱和度，0 ≤S 2≤ 1；S 1con为第一相流体残余饱和度，0 ≤S 1con≤ 1；S 2con为第二相流体束缚饱和度，0 ≤S 2con≤1；k r1c2为S 2=S 2con时第一相流体相对渗透率，0 ≤k r1c2≤ 1；k r2c1为S 1=S 1con时第二相流体相对渗透率，0 ≤k r2c1≤ 1；N 1为第一相流体相对渗透率指数，N 1＞ 0；N 2为第二相流体相对渗透率指数，N 2＞ 0；在初始化时，需根据各物理量的取值范围，给出S 2con、S 1con、k r2c1、k r1c2、N 1和N 2的初始数值；其中，S 1con为步骤S5实验结束后，岩心中的第一相流体残余饱和度；S 2con设置为0；k r2c1、k r1c2、N 1和N 2作为敏感性参数，用于拟合驱替实验中的流体饱和度分布；
设置外边界条件为定压边界，压力为驱替实验中的入口压力，驱替流体设置为实验所用的第二相流体；内边界条件为定压边界，压力为驱替实验中的回压；
设置总模拟时间等于驱替实验的时间，进行第二相流体驱替模拟，算出不同时刻模型中的第一相（或第二相）流体饱和度分布。
优选的，所述步骤S6中，提高拟合精度的具体方式为：设t时刻，在位置i处的第一相流体饱和度的拟合值为，定义相对误差/>为：
(3)
式中，i= 1,2,…,N，N为核磁工作扫描的横截面数，为t时刻i截面上的第一相流体饱和度，/>为t时刻i截面上的第一相流体饱和度的拟合值，计算所有实验值和拟合值的相对误差/>，并确定其最大值ε max；若ε max小于设定的误差目标值，则认为拟合精度达到了要求，否则需要调节相对渗透率曲线；通过调整式(1)和式(2)中的k r1c2、k r2c1、N 1和N 2，改变相对渗透率曲线；具体的调整方法原则为：若拟合的第一相流体饱和度大于实验值，则需要减小设置的第一相和第二相相对渗透率，可相应的减小k r1c2w和k r2c1，增大N 1和N 2；反之，若拟合的第一相流体饱和度小于实验值，则需要减小设置的第一相和第二相相对渗透率，可相应的增大k r1c2和k r2c1，减小N 1和N 2。在实际应用过程中，受岩心非均质程度的影响，实验值的变化趋势可能更为复杂，在模拟过程中，需要根据上述原则反复调整相对渗透率曲线，使最大相对误差ε max逐渐降低至小于设定的误差目标值。
本发明的有益效果：
（1）本发明通过核磁共振扫描技术，直接测定致密岩心中的流体饱和度分布，避免等待第一相流体（被驱替相）流至岩心出口端，不用测量岩心出口处的两相的流量，实验难度小，耗时短，精度高；
（2）本发明通过数值模拟拟合致密岩心中的流体饱和度分布，可以反映岩心内部不同位置的孔隙结构对两相相对渗透率的影响。
附图说明
图1是实施例1使用的实验装置的结构示意图；
图2是实施例1使用岩心的截面示意图；
图3是实施例1中岩心某横截面上的T 2谱图示意图
图4是实施例1中气驱水阶段含水饱和度分布的实验和拟合结果；
图5是实施例1测得的两相相对渗透率曲线；
其中，1.压力控制系统，2.驱替泵，3.第一压力表，4.第二压力表，5.第一阀，6.第二阀，7.第一流体容器，8.第二流体容器，9.第三阀，10.第四阀，11.第五阀，12.第六阀，13.第七阀，14.真空泵，15.第八阀，16.核磁磁体，17.核磁用岩心夹持器，18.岩心，19.氟油围压和恒温循环系统，20.第三压力表，21.回压阀，22.核磁信号分析系统，23.第九阀。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行进一步说明。
各实施例中，使用的装置均为现有市售装置，在此不再赘述。
实施例1：
如图1所示，本实施例中给出了实施上述方法的实验装置，包括依次连接的压力控制系统1、驱替泵2、流体容器、核磁测试装置和核磁信号分析系统22。其中，流体容器包括第一流体容器7和第二流体容器8。第一流体容器7的出口端设有第一阀5、入口端设有第三阀9。第二流体容器8的出口端设有第二阀6、入口端设有第四阀10。驱替泵2出口处设有第五阀11。第一流体容器7和第二流体容器8上分别连接有第一压力表3和第二压力表4。核磁测试装置包括核磁磁体16和用于提供测试温度压力的氟油围压和恒温循环系统19。核磁磁体16内设有用于盛放岩心18的核磁用岩心夹持器17。流体容器和核磁测试装置之间依次设有第六阀12、真空泵14和第八阀15。真空泵14的出口端设有第七阀13。核磁用岩心夹持器17的下游依次设有第三压力表20、回压阀21和第九阀23。
根据上述实验装置，一种测定致密岩心两相相对渗透率的方法包括如下具体步骤：
本实施例中，第一相流体为水，第二相流体为二氧化碳（CO2）。通过气驱水实验，测定气水相对渗透率曲线；
S1. 将岩心干燥后，测定其参数，参数包括长度、直径、孔隙度和渗透率；
S2. 将干燥后的岩心放入核磁共振测试系统中（如附图1所示），连接氟油围压和恒温循环装置19，施加一定的围压和温度，关闭第二阀6和第三阀9，打开第七阀13和第八阀15，抽真空24 h。沿着岩心的驱替方向，选取若干横截面（设总截面数为N），如附图2所示。测定各截面的T 2谱图。此谱图表征了该横截面上不同T 2对应的岩心干样的信号量，又称基底信号量；
S3. 保持第九阀23关闭，关闭第七阀13，开启驱替泵，设定驱替泵压力为饱和压力p 2，打开第二阀6、第四阀10、第五阀11、第六阀12和第八阀15，加压注入水，充分饱和岩心，记录饱和过程中水的累积注入量，当岩心中水的饱和量不再变化后，岩心即饱和完全；测定各截面的T 2谱图。在反演生成该谱图时，选择去基底反演，去除对应岩心干样的横截面上基底信号的影响。将该谱图上所有弛豫时间对应的信号量加和，得到的物理量即为i截面上完全饱和水时所有水的总信号量（i= 1, 2, …,N）。关闭第二阀6和第四阀10；
S4. 设定驱替泵压力为入口压力p 1（p 1>p 2），设定回压阀中的回压为p 3（p 3=p 2），打开第一阀5、第三阀9和第九阀23，向岩心中注入CO2，进行气驱水实验；实验过程中，根据实验进程，间隔不同时间进行核磁共振分层测试，测定上述各横截面处水的T 2谱图。在反演生成该谱图时，选择去基底反演，去除对应岩心干样的横截面上基底信号的影响。将该谱图上所有弛豫时间对应的信号量加和，得到的物理量即为i截面上驱替后t时刻所有水的总信号量。
S5. 根据步骤S3和步骤S4测得的T 2谱图计算含水饱和度，t时刻i截面上的含水饱和度。不同横截面上的含水饱和度构成了t时刻的含水饱和度分布；当岩心中的含水饱和度分布不再随时间发生变化时，即可认为流动达到稳态，停止流动实验。此时，岩心中的含水饱和度即为残余水饱和度；
S6. 基于所测岩心的截面积、长度、孔隙度和渗透率等参数，在油藏数值模拟软件CMG（Computer Modeling Group）或Eclipse中，建立一维岩心驱替数值模拟模型，模型长度设置为岩心长度，模型的横截面积岩心横截面面积，模型的孔隙度和渗透率为岩心对应的参数，水和气的密度、粘度等参数为实验温度和压力对应的数值，可通过查阅化工手册或NIST Chemistry Webbook获得；设置模型的初始含水（气）饱和度为100%（0%），模型的初始压力为饱和岩心过程中的饱和压力。
按照式(1)和式(2)初始化气—水相对渗透率曲线。式(1)和式(2)中的物理量分别为，k r1为水相对渗透率；k r2为气相相对渗透率；S 1为含水饱和度；S 2为含气饱和度；S 1con为残余水饱和度；S 2con为束缚气饱和度；k r1c2为S 2=S 2con时水相相对渗透率；k r2c1为S 1=S 1con时气相相对渗透率；N 1为水相相对渗透率指数；N 2为气相相对渗透率指数。在初始化时，需根据各物理量的取值范围，给出S 1con、S 2con、k r1c2、k r2c1、N 1和N 2的初始数值。其中，S 1con为步骤S5实验结束后，岩心中的残余水饱和度；S 2con设置为0；k r1c2、k r2c1、N 1和N 2作为敏感性参数，用于拟合驱替实验中含气饱和度分布；
设置外边界条件为定压边界，压力为驱替实验中的入口压力p 1，驱替流体设置为实验所用的气体；外边界条件为定压边界，压力为驱替实验中的回压p 3；
设置总模拟时间等于驱替实验的时间，进行气驱水模拟，算出不同时刻模型中的含水饱和度分布和气相饱和度，如附图4中的线条所示。其中每一种线型代表一个时刻的气相饱和度。
根据式(3)，计算各截面处算得的含水饱和度的相对误差，并计算各截面相对误差的最大值ε max；若ε max小于设定的误差目标值，则认为拟合精度达到了要求，否则需要调节相对渗透率曲线。通过调整式(1)和式(2)中的k r1c2、k r2c1、N 1和N 2，改变气和水的相对渗透率曲线；具体的调整方法原则为：若拟合的含水饱和度大于实验值，则需要减小设置的水相和气相对渗透率，可相应的减小k r1c2w和k r2c1，增大N 1和N 2；反之，若拟合的含水饱和度小于实验值，则需要增大设置的水相和气相对渗透率，可相应的增大k r1c2和k r2c1，减小N 1和N 2。当拟合精度达到要求时，则输出待测岩样的水相相对渗透率和气相相对渗透率曲线，如附图5所示。
实施例2：
本实施例中，第一相流体为油（正十二烷），第二相流体为水，通过水驱油，测定油水相对渗透率曲线；
S1. 将岩心干燥后，测定其参数，参数包括长度、直径、孔隙度和渗透率；
S2. 将干燥后的岩心放入核磁共振测试系统中（如附图1所示），连接氟油围压和恒温循环装置19，施加一定的围压和温度，关闭第二阀6和第九阀23，打开第七阀13和第八阀15，抽真空24 h。沿着岩心的驱替方向，选取若干横截面（设总截面数为N），如附图2所示。测定各截面的T 2谱图。此谱图表征了该横截面上不同T 2对应的岩心干样的信号量，又称基底信号量；
S3. 保持第九阀23关闭，关闭第七阀13，开启驱替泵，设定驱替泵压力为饱和压力p 2，打开第二阀6、第四阀10、第五阀11、第六阀12和第八阀15，加压注入油，充分饱和岩心，记录饱和过程中油的累积注入量，当岩心中油的饱和量不再变化后，岩心即饱和完全；测定各截面的T 2谱图。在反演生成该谱图时，选择去基底反演，去除对应岩心干样的横截面上基底信号的影响。将该谱图上所有弛豫时间对应的信号量加和，得到的物理量即为i截面上完全饱和油时所有油的总信号量（i= 1, 2, …,N）。关闭第二阀6和第四阀10；
S4. 设定驱替泵压力为入口压力p 1（p 1>p 2），设定回压阀中的回压为p 3（p 3=p 2），打开第一阀5、第三阀9和第九阀23，向岩心中注入水，进行水驱油实验。其中，水相为质量分数为18 wt.%的氯化锰水溶液。氯化锰的作用是屏蔽水的氢信号，保证核磁共振仅能检测到油的信号。实验过程中，根据实验进程，间隔不同时间进行核磁共振分层测试，测定上述各横截面处油的T 2谱图。在反演生成该谱图时，选择去基底反演，去除对应岩心干样的横截面上基底信号的影响。将该谱图上所有弛豫时间对应的信号量加和，得到的物理量即为i截面上驱替后t时刻所有油的总信号量。
S5. 根据步骤S3和步骤S4测得的T 2谱图计算含油饱和度，t时刻i截面上的含油饱和度。不同横截面上的含油饱和度构成了t时刻的含油饱和度分布；当岩心中的含油饱和度分布不再随时间发生变化时，即可认为流动达到稳态，停止流动实验。此时，岩心中的含油饱和度即为残余油饱和度；
S6. 基于所测岩心的截面积、长度、孔隙度和渗透率，在油藏数值模拟软件CMG（Computer Modeling Group）或Eclipse中，建立一维岩心驱替数值模拟模型，模型长度设置为岩心长度，模型的横截面积岩心横截面面积，模型的孔隙度和渗透率为岩心对应的参数，水和油的密度、粘度等参数为实验温度和压力对应的数值，可通过查阅化工手册或NISTChemistry Webbook获得；设置模型的初始含油（水）饱和度为100%（0%），模型的初始压力为饱和岩心过程中的饱和压力。
按照式(1)和式(2)初始化油—水相对渗透率曲线。式(1)和式(2)中的物理量分别为，k r1为油相对渗透率；k r2为水相相对渗透率；S 1为含油饱和度；S 2为含水饱和度；S 1con为残余油饱和度；S 2con为束缚水饱和度；k r1c2为S 2=S 2con时油相相对渗透率；k r2c1为S 1=S 1con时水相相对渗透率；N 1为油相相对渗透率指数；N 2为水相相对渗透率指数。在初始化时，需根据各物理量的取值范围，给出S 1con、S 2con、k r1c2、k r2c1、N 1和N 2的初始数值。其中，S 1con为步骤S5实验结束后，岩心中的残余油饱和度；S 2con设置为0；k r1c2、k r2c1、N 1和N 2作为敏感性参数，用于拟合驱替实验中含水（油）饱和度分布；
设置外边界条件为定压边界，压力为驱替实验中的入口压力p 1，驱替流体设置为实验所用的气体；外边界条件为定压边界，压力为驱替实验中的回压p 3；
设置总模拟时间等于驱替实验的时间，进行水驱油模拟，算出不同时刻模型中的含水（或油）饱和度分布；
根据式(3)，计算各截面处算得的含水（或油）饱和度的相对误差，并计算各截面相对误差的最大值ε max；若ε max小于设定的误差目标值，则认为拟合精度达到了要求，否则需要调节相对渗透率曲线。通过调整式(1)和式(2)中的k r1c2、k r2c1、N 1和N 2，改变气和水的相对渗透率曲线；具体的调整方法原则为：若拟合的含水饱和度大于实验值，则需要减小设置的水相和油相对渗透率，可相应的减小k r1c2w和k r2c1，增大N 1和N 2；反之，若拟合的含水饱和度小于实验值，则需要增大设置的水相和油相对渗透率，可相应的增大k r1c2和k r2c1，减小N 1和N 2。当拟合精度达到要求时，则输出待测岩样的水相相对渗透率和油相相对渗透率曲线。
实施例3：
本实施例中，第一相流体为油（正十二烷），第二相流体为气（CO2），通过气驱油，测定油气相对渗透率曲线；
S1. 将岩心干燥后，测定其参数，参数包括长度、直径、孔隙度和渗透率；
S2. 将干燥后的岩心放入核磁共振测试系统中（如附图1所示），连接氟油围压和恒温循环装置，施加一定的围压和温度，关闭第六阀12和第九阀23，打开第七阀13和第八阀15，抽真空24 h。沿着岩心的驱替方向，选取若干横截面（设总截面数为N），如附图2所示。测定各截面的T 2谱图。此谱图表征了该横截面上不同T 2对应的岩心干样的信号量，又称基底信号量；
S3. 保持第九阀23关闭，关闭第七阀13，开启驱替泵，设定驱替泵压力为饱和压力p 2，打开第二阀6、第四阀10、第五阀11、第六阀12和第八阀15，加压注入油，充分饱和岩心，记录饱和过程中油的累积注入量，当岩心中油的饱和量不再变化后，岩心即饱和完全；测定各截面的T 2谱图。在反演生成该谱图时，选择去基底反演，去除对应岩心干样的横截面上基底信号的影响。将该谱图上所有弛豫时间对应的信号量加和，得到的物理量即为i截面上完全饱和油时所有油的总信号量（i= 1, 2, …,N）。关闭第二阀6和第四阀10；
S4. 设定驱替泵压力为入口压力p 1（p 1>p 2），设定回压阀中的回压为p 3（p 3=p 2），打开第一阀5、第三阀9和第九阀23，向岩心中注入气，进行气驱油实验。实验过程中，根据实验进程，间隔不同时间进行核磁共振分层测试，测定上述各横截面处油的T 2谱图。在反演生成该谱图时，选择去基底反演，去除对应岩心干样的横截面上基底信号的影响。将该谱图上所有弛豫时间对应的信号量加和，得到的物理量即为i截面上驱替后t时刻所有油的总信号量。
S5. 根据步骤S3和步骤S4测得的T 2谱图计算含油饱和度，t时刻i截面上的含油饱和度。不同横截面上的含油饱和度构成了t时刻的含油饱和度分布；当岩心中的含油饱和度分布不再随时间发生变化时，即可认为流动达到稳态，停止流动实验。此时，岩心中的含油饱和度即为残余油饱和度；
S6. 基于所测岩心的截面积、长度、孔隙度和渗透率，在油藏数值模拟软件CMG（Computer Modeling Group）或Eclipse中，建立一维岩心驱替数值模拟模型，模型长度设置为岩心长度，模型的横截面积岩心横截面面积，模型的孔隙度和渗透率为岩心对应的参数，气和油的密度、粘度等参数为实验温度和压力对应的数值，可通过查阅化工手册或NISTChemistry Webbook获得；设置模型的初始含油（气）饱和度为100%（0%），模型的初始压力为饱和岩心过程中的饱和压力。
按照式(1)和式(2)初始化油—气相对渗透率曲线。式(1)和式(2)中的物理量分别为，k r1为油相对渗透率；k r2为气相相对渗透率；S 1为含油饱和度；S 2为含气饱和度；S 1con为残余油饱和度；S 2con为束缚气饱和度；k r1c2为S 2=S 2con时油相相对渗透率；k r2c1为S 1=S 1con时气相相对渗透率；N 1为油相相对渗透率指数；N 2为气相相对渗透率指数。在初始化时，需根据各物理量的取值范围，给出S 1con、S 2con、k r1c2、k r2c1、N 1和N 2的初始数值。其中，S 1con为步骤S5实验结束后，岩心中的残余油饱和度；S 2con设置为0；k r1c2、k r2c1、N 1和N 2作为敏感性参数，用于拟合驱替实验中含油（气）饱和度分布；
设置外边界条件为定压边界，压力为驱替实验中的入口压力p 1，驱替流体设置为实验所用的气体；外边界条件为定压边界，压力为驱替实验中的回压p 3；
设置总模拟时间等于驱替实验的时间，进行气驱油模拟，算出不同时刻模型中的含油（或气）饱和度分布；
根据式(3)，计算各截面处算得的含油（或气）饱和度的相对误差，并计算各截面相对误差的最大值ε max；若ε max小于设定的误差目标值，则认为拟合精度达到了要求，否则需要调节相对渗透率曲线。通过调整式(1)和式(2)中的k r1c2、k r2c1、N 1和N 2，改变气和油的相对渗透率曲线；具体的调整方法原则为：若拟合的含气饱和度大于实验值，则需要减小设置的气相和油相对渗透率，可相应的减小k r1c2w和k r2c1，增大N 1和N 2；反之，若拟合的含气饱和度小于实验值，则需要增大设置的气相和油相对渗透率，可相应的增大k r1c2和k r2c1，减小N 1和N 2。当拟合精度达到要求时，则输出待测岩样的气相相对渗透率和油相相对渗透率曲线。
Claims (9)
1.一种测定致密岩心两相相对渗透率的方法，其特征在于，具体包括如下步骤：
S1.将岩心干燥后，测定其参数；
S2.将干燥后的岩心放置于核磁共振仪器中，并抽真空，沿着岩心的驱替方向，选取N个横截面，测定各横截面的T 2谱图；
S3.向岩心中注入第一相流体，充分饱和岩心，并测定岩心上述N个横截面的T 2谱图；
S4.向岩心注入第二相流体进行驱替，每间隔相同时间进行采样，测定岩心上述N个横截面处第一相流体的T 2谱图；
S5.根据步骤S3和步骤S4测得的T 2谱图，计算含第一相流体饱和度，测得的当岩心中的含第一相流体饱和度分布不再随时间发生变化时，流动达到稳态，停止流动实验，此时岩心中的含第一相流体饱和度即为第一相流体残余饱和度；
S6.基于步骤S1测得的参数，建立一维岩心驱替数值模拟模型并初始化两相相对渗透率曲线；根据一维岩心驱替数值模拟模型计算上述采样时刻的含第一相流体饱和度，与步骤S5中测得结果比对，调整两相相对渗透率曲线，提高计算得到的含第一相流体饱和度与步骤S5测得结果的拟合精度，拟合精度达到要求时，此时的两相相对渗透率曲线即为实验结果。
2.如权利要求1所述的测定致密岩心两相相对渗透率的方法，其特征在于，所述步骤S1中，参数包括长度、直径、孔隙度和渗透率。
3.如权利要求1所述的测定致密岩心两相相对渗透率的方法，其特征在于，所述步骤S2中，按照岩心轴向方向选取均匀分布的至少四个横截面，测定各横截面的T 2谱图；该步骤中测得的T 2谱图表征了该横截面上不同T 2对应的岩心干样的信号量，即为基底信号量。
4.如权利要求3所述的测定致密岩心两相相对渗透率的方法，其特征在于，所述步骤S3中，在反演生成各横截面的T 2谱图时，选择去基底反演，去除对应岩心干样的横截面上基底信号量的影响，谱图表征了在完全饱和第一相流体时，该横截面上不同T 2对应的第一相流体的信号量，将该谱图上所有弛豫时间对应的信号量加和，得到的物理量即为i横截面上完全饱和第一相流体时所有第一相流体的总信号量，记为，式中，i = 1, 2, …, N，N为核磁工作扫描的横截面数；其中，上标“0”表示初始时刻。
5.如权利要求4所述的测定致密岩心两相相对渗透率的方法，其特征在于，所述步骤S4中，在反演生成各横截面的T 2谱图时，选择去基底反演，去除对应岩心干样的横截面上基底信号量的影响，将该谱图上所有弛豫时间对应的信号量加和，得到的物理量即为i横截面上驱替后t时刻所有第一相流体的总信号量，记为。
6.如权利要求5所述的测定致密岩心两相相对渗透率的方法，其特征在于，所述步骤S5中，含第一相流体饱和度的计算方法如下：设t时刻i横截面上的含第一相流体饱和度为，则有/>。
7.如权利要求1所述的测定致密岩心两相相对渗透率的方法，其特征在于，
所述步骤S6中，建立一维岩心驱替数值模拟模型的具体方法如下：建立一维岩心驱替数值模拟模型，模型长度设置为岩心长度，模型的横截面积为岩心横截面面积，模型的孔隙度和渗透率为岩心对应的参数，两相流体的密度和粘度为实验温度和压力对应的数值；
所述步骤S6中，设置模型的初始含第一相流体饱和度为100%、含第二相流体饱和度为0%，模型的初始压力为饱和岩心过程中的饱和压力，按照以下公式初始化两相相对渗透率曲线：
(1)
(2)
式中，k r1为第一相流体相对渗透率，0 ≤ k r1 ≤ 1；k r2为第二相流体相对渗透率，0 ≤k r2 ≤ 1；S 1为含第一相流体饱和度，0 ≤ S 1 ≤ 1；S 2为含第二相流体饱和度，0 ≤ S 2 ≤1；S 1con为第一相流体残余饱和度，0 ≤ S 1con ≤ 1；S 2con为第二相流体束缚饱和度，0 ≤S 2con≤ 1；k r1c2为S 2 = S 2con时第一相流体相对渗透率，0 ≤ k r1c2 ≤ 1；k r2c1为 S 1 = S 1con时第二相流体相对渗透率，0 ≤ k r2c1 ≤ 1；N 1为第一相流体相对渗透率指数，N 1 ＞ 0；N 2为第二相流体相对渗透率指数，N 2 ＞ 0；在初始化时，需根据各物理量的取值范围，给出S 2con、S 1con、k r2c1、k r1c2、N 1和N 2的初始数值；其中，S 1con为步骤S5实验结束后，岩心中的第一相流体残余饱和度；S 2con设置为0；k r2c1、k r1c2、N 1和N 2作为敏感性参数，用于拟合驱替实验中的流体饱和度分布；
设置外边界条件为定压边界，压力为驱替实验中的入口压力，驱替流体设置为实验所用的第二相流体；内边界条件为定压边界，压力为驱替实验中的回压；
设置总模拟时间等于驱替实验的时间，进行第二相流体驱替模拟，算出不同时刻模型中的流体饱和度分布。
8.如权利要求7所述的测定致密岩心两相相对渗透率的方法，其特征在于，所述步骤S6中，提高拟合精度的具体方式为：定义相对误差为：
(3)
式中， i = 1,2,…,N，N为核磁工作扫描的横截面数，为t时刻i横截面上的含第一相流体饱和度，/>为t时刻i横截面上的含第一相流体饱和度的拟合值，计算所有实验值和拟合值的相对误差/>，并确定其最大值ε max；若ε max小于设定的误差目标值，则认为拟合精度达到了要求，否则需要调节两相相对渗透率曲线；通过调整式(1)和式(2)中的k r1c2、k r2c1、N 1和N 2，改变两相相对渗透率曲线。
9.如权利要求8所述的测定致密岩心两相相对渗透率的方法，具体的调整方法原则为：若拟合的含第一相流体饱和度大于实验值，则需要减小设置的第一相流体相对渗透率和第二相流体相对渗透率，减小k r1c2和k r2c1，增大N 1和N 2；反之，若拟合的含第一相流体饱和度小于实验值，则需要增大设置的第一相流体相对渗透率和第二相流体相对渗透率，增大k r1c2和k r2c1，减小N 1和N 2。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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