模拟油藏型储气库注采的气油相对渗透率曲线测定方法

技术领域

本发明涉及石油工业技术领域，具体而言，涉及模拟油藏型储气 库注采的气油相对渗透率曲线测定方法。

背景技术

储气库的建立能够改变我国天然气供应与消费之间一直都存在 的固有矛盾，即可靠、安全、平稳、连续供气与消费需求不均衡性的 固有矛盾。目前，我国天然气对外依存度已超过40％；随着“西气东 输”“川气东送”“北气南下”管网的建设以及中亚天然气的引进， 为了保证管网沿线和下游长江三角洲地区用户的正常用气，我国加大 了储气库建设力度。

气藏型储气库的气水相渗研究较为成熟，多是采用采用一维岩心 的模拟实验研究发现多轮次互驱后，岩心的渗流能力下降明显，束缚 水饱和度增加等影响因素(石磊,廖广志,熊伟等.水驱砂岩气藏型地 下储气库气水二相渗流机理[J].天然气工业,2012,9:P85-87；孙军昌, 胥洪成,王皆明.气藏型地下储气库建库注采机理与评价关键技术[J].天然气工业,2018,38(4):138-144；孙春柳,侯吉瑞,石磊等.气藏型储 气库注采运行物理模拟研究与应用[J].天然气工 业,2016,36(5):58-61)。而油藏型储气库的建设，还在起步阶段， 很多研究尚不明确；很多学者开始借鉴气藏型储气库的研究认识开展 油藏型初期库的研究(王皆明,赵凯,李春,等.气顶油藏型地下储气库 注采动态预测方法[J].天然气工业,36(7):88-92)，其主要手段是通 过一维小岩心测试气油相渗曲线，而这个过程并不能准确的描述储气 库注采运行方式，更不能准确的应用该相渗曲线进行平面径向流的计算分析讨论。

因此，通过本发明提供的模拟油藏型储气库注采的气油相对渗透 率曲线测定方法，通过较为仿真的实验认识优化相渗曲线，降低小岩 心测试的部分局限性，提高了相渗曲线在水侵气藏储气库产气能力分 析的准确性。

发明内容

本发明提供了模拟油藏型储气库注采的气油相对渗透率曲线测 定方法，旨在获得的相对渗透率曲线与矿场实际更为契合，降低了小 岩心测试的部分局限性，提高了相渗曲线在水侵气藏储气库产气能力 分析的准确性。

为了实现上述目的，本发明采用了如下技术方案：

模拟油藏型储气库注采的气油相对渗透率曲线测定方法，测量方 法主要包括：1)制作二维大尺度平面岩板模型，并气测渗透率；2) 装填平面岩板，并饱和实验流体，构建束缚水饱和度；3)使用二维 填砂模型中进行多轮次注采气实验测试；4)应用平面径向流公式开 展计算，分析实验过程呈现的产能规律变化，优化计算分析模型；5) 根据采出程度计算含油饱和度，结合计算出的有效渗透率，构建相对 渗透率曲线。

优选地，所述二维平面岩板是通过石英砂和环氧树脂浇筑而成的 固体状岩心。

优选地，所述步骤2)中饱和原油时，注入速度和时间分别为 0.1mL/min-24h、0.1mL/min-24h、0.2mL/min-12h、0.5mL/min-6h、 1mL/min-3h、2mL/min-2h、5mL/min-1h、10mL/min-1h，所述注采方 式是1注4采，中心井注入，四角采出。

优选地，所述步骤3)注采周期是模型中不再采出流体为止。

本发明中有益效果如下：本发明通过设计得到的模拟油藏型储气 库注采的气油相对渗透率曲线测定方法，其目的解决油藏型储气库生 产运营过程中多周期注采带来的储层渗流能力变化，不能够准确预测 后续的产气量变化所带来的影响，从而限制住储气库高效运营。

附图说明

图1为本发明提出的模拟油藏型储气库注采的气油相对渗透率 曲线测定方法的二维填砂模型示意图；

图2为本发明提出的模拟油藏型储气库注采的气油相对渗透率 曲线测定方法的修订后的相渗曲线图。

具体实施方式

下面将对结合附图，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。

参照图1-2，以某储气库的基本条件有研究对象，确定了地层水 的黏度是0.87mPa·s，密度是0.98mg/m3；7MPa压力条件下原油的 黏度是2.2mPa·s，密度是0.8mg/m3。目标气藏的天然气组分如表1 所示，密度为，黏度为0.0187mPa·s。在此基础上开展研究。

表1天然气组分

步骤1：优选不同目数石英砂颗粒制作二维大尺度(50×50×2cm) 平面岩板模型，记录制作手段的同时，采用取芯技术取多个φ25×cm 小岩心，分别测定其渗透率，应证模型的均质性和其渗透率，实验结 果见表2。

表2手压填充不同目数石英砂对应的渗透率

步骤2：采用二维填砂模型装填上述平板，做好密封工作；并用 确定的地层水进行模型的流体饱和，通过变流速的手段(0.1mL/min 饱和24h、0.2mL/min饱和12h、0.5mL/min饱和6h、1mL/min饱和 3h、2mL/min饱和1.5h、5mL/min饱和1h、10mL/min饱和1h)，累 计饱和流体1880mL。

步骤3：使用二维填砂模型中进行多轮次注采气实验测试。

①实验内容是运行压力位0-7MPa的注采实验。

②实验的注采方式：模型中心位置形成的一注一采井网。

③实验步骤如下：在模拟储气库上下限压力区间范围，上述压力 条件下的甲烷注气驱替实验，以恒速方式逐步增压注入气体至目标压 力，记录注入时间(模拟矿场注入时间)；然后取注入时间的1/10 进行焖井作业模拟；打开阀门进行排气作业，控制时间(注入时间的 1/2，模拟矿场采气时间)，直到出口端压力达到大气压，不再产液。 重复步骤3，直至5个轮次结束，实验中记录/监测产出液量。

④形成的实验结果如表3所示。

表3二维不同周期下的产液/产气量

步骤4：应用平面径向流公式1开展计算。

上述公式中，可以确定的有：

①模型的尺寸确定(50×50×2cm)，注采井在模型正中心，实 验研究管线是2mm的细管。泄油半径、井筒半径、储层厚度已确定， 分别为25cm、0.1cm、2cm。

②地层水和天然气均已根据基本实验参数确定。

③mt的质量流量通过步骤3中的二维平面径向流实验结果确定。

④应用雷诺数公式那么根据不同压力产生的流体速度变化，即可 确定3MPa以下层流，3MPa以上紊流。进而确定n的应用，另外，紊 流系数通过经验值确定。

那么整个公式1中的计算模型几乎只有渗透率K值未知。以运行 压力0-7MPa计算，获得下列计算表4和表5。

表4产液量计算液相相对渗透率

表5产气量计算气相相对渗透率

应用饱和流体数据与每一周期下采出原油数据计算含水饱和度， 再结合岩心测得绝对渗透率，计算获得相对渗透率，形成相对渗透率 变化数值见图2，应用“J.B.N”方法处理后，即可形成相对渗透率 曲线。

步骤5：应用饱和流体数据与每一周期下采出原油数据计算含水 饱和度，再结合岩心测得绝对渗透率，计算获得相对渗透率，形成相 对渗透率变化数值，应用“J.B.N”方法处理后，即可形成相对渗透 率曲线，见图2。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范 围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技 术范围内，根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改 变，都应涵盖在本发明的保护范围之内。