一种确定致密储层稳态法相对渗透率曲线的实验测量方法

技术领域

本发明属于石油天然气配套技术领域，涉及一种确定致密储层稳态法相对渗透率曲线的实验测量方法，可以应用于致密储层的稳态法相对渗透率实验。

背景技术

相对渗透率是油气藏产能评价的重要参数，对其的评价是油气的勘探和开发的重要内容之一。实验室测量常用非稳态法和稳态法测量岩石的相对渗透率。对于致密储层，孔隙体积小，出水量小，非稳态法因为存在管汇体积的影响，无法计量饱和度。

稳态法测定油—水相对渗透率依据达西渗流理论，实验时在总流量不变的条件下，将油水按一定流量比例同时恒速注入岩样，当进口、出口压力及油、水流量稳定时，岩样含水饱和度不再变化，此时油、水在岩样孔隙内的分布是均匀的，达到稳定状态。因此可利用测定岩样进口、出口压力及油、水流量，利用达西定律直接计算出岩样的油、水有效渗透率及相对渗透率值，用称重法或物质平衡法计算出岩样相应的含水饱和度，改变油水注入流量比例,就可得到一系列不同含水饱和度时的油、水相对渗透率值,并由此绘制出岩样的油—水相对渗透率曲线。

如，CN106525690A公开了一种致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定方法，包括以下步骤：岩心准备；模拟地层水；抽真空饱和模拟地层水；连接实验装置并加温至实验温度；放入岩心，加覆压、回压，测岩心质量、液相渗透率；建束缚水饱和度；控制气体流速并以较小流速注模拟地层水，待出口气流稳定后，增大液体流速进行下一点测量，直至驱替压力达最大设定值且出口气体流速降低至0.1mL/min，结束实验；根据改进的相渗公式，计算各测量点含水饱和度及相对渗透率。该方法模拟地层条件致密气藏生产过程两相渗流特征，考虑了温度对气水粘度影响，也考虑了覆压对岩心含水量的影响，束缚水饱和度及相对渗透率曲线更加准确可信。

然而，由于致密储层岩石样品一般具有低孔隙度低渗透性的特点，岩石孔隙体积极小，驱替实验过程中岩样质量变化极小，称重法或物质平衡法存在测不准含油水饱和度的问题，难以获取真实的流体饱和度数据。

因此，有必要建立确定致密储层稳态法相对渗透率曲线实验测量方法，提高实验室测量含油水饱和度的精度，最终得到能够满足油藏开发方案设计需要的稳态法相对渗透率曲线。

发明内容

本发明的目的是针对致密储层稳态法相对渗透率实验中常规称重法或物质平衡法难以获取准确的流体饱和度信息的技术难题，在稳态法相对渗透率测量同时加入电阻率的联测，应用“三点法”确定致密储层饱和度指数n的方法，再通过在稳态法相对渗透率实验测量过程中采集到的电阻率参数反演得到稳态法相对渗透率测量不同阶段的岩石的含油、水饱和度。该方法可以在线测量，不需要在实验过程中取出样品称重，简化了实验流程，同时也避免了因为装置拆卸、取出放入等因素对实验结果的影响，提高了计算结果的准确性。

为了实现上述目的，本发明采用以下的技术方案：

一种确定致密储层稳态法相对渗透率曲线的实验测量方法，包括以下步骤：

S1、将岩样洗油、洗盐、烘干处理后，测定岩样质量m

S2、将步骤S1烘干后的岩样抽真空后饱和地层水，得到饱和地层水岩样，测定饱和地层水岩样的质量m

S3、将步骤S2得到的饱和地层水岩样，利用地层原油进行驱替，直至不再出现水结束，得到束缚水状态岩样，记录此时岩样的出水体积V

S4、将步骤S3得到的束缚水状态岩样，使用地层水驱替，直至不再出油为止，得到残余油状态岩样，记录此时岩样的出油体积V

S5、根据阿尔奇公式，计算束缚水状态电阻增大率I

S6、利用岩样完全饱和水状态、束缚水状态和残余油状态的含水饱和度和电阻增大率，在双对数坐标轴中建立幂函数关系，得到岩性系数b和饱和度指数n；

S7、按照设定的油进液速度和水进液速度注入岩样中进行两相流体的稳态法测试，至流动稳定时，记录此时岩样进口压力、出口压力、油流量、水流量、岩样质量、温度和电阻r

S8、根据阿尔奇公式、步骤S2得到的电阻率R

S9、确定相对渗透率曲线。

优选地，步骤S2中所述岩样空隙体积V

m

V

式中，m

ρ

优选地，步骤S3中所述束缚水饱和度S

S

步骤S3中所述束缚水电阻率R

式中，D为岩样的直径；

L为岩样的长度；

所述r

进一步优选地，所述r

式中，r

t

T为标准温度，单位为摄氏度(℃)。

优选地，步骤S4中所述残余饱和度S

S

步骤S4中所述残余油电阻率R

优选地，步骤S5中所述束缚水状态电阻增大率I

所述残余油状态电阻增大率I

优选地，步骤S6中所述岩心完全饱水状态、束缚水状态、残余油状态对应的含水饱和度和电阻增大率分别为(1,1)、(S

优选地，步骤S7中所述电阻率R

优选地，步骤S8中，所述含水饱和度S

本发明的有益效果为：

本发明在稳态法相对渗透率测量同时加入电阻率的联测，应用“三点法”确定致密储层饱和度指数n的方法，通过在稳态法相对渗透率实验测量过程中采集到的电阻率参数反演得到稳态法相对渗透率测量不同阶段的岩石的含油、水饱和度。该方法可以在线测量(不需要再实验过程中取出样品称重)，简化了实验流程，同时也避免了因为装置拆卸、取出放入等因素对实验结果的影响，解决了致密储层稳态法相对渗透率实验中常规称重法或物质平衡法难以获取准确的流体饱和度信息的技术难题，提高了计算结果(饱和度)的准确性。

附图说明

图1为本发明相对渗透率和电阻率联测实验装置；

图中，1、岩心夹持器，2、LCR电阻仪，3、液体容器，4、中间容器a，5、中间容器b，6、水泵，7、油泵、8、1号阀门、9、2号阀门，10、围压阀，11、1号三通，12、2号三通。

图2-图9分别为本发明实施例1中样品1-8的相对渗透率曲线图。

其中，a代表水相相对渗透率，b代表油相相对渗透率。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面结合附图和具体实施例对本发明的技术方案做进一步详述。

一种确定致密储层稳态法相对渗透率曲线的实验测量方法，包括以下步骤：

S1、将岩样洗油、洗盐、烘干处理后，测定岩样质量m

S2、将步骤S1烘干后的岩样抽真空后饱和地层水，得到饱和地层水岩样，测定饱和地层水岩样的质量m

步骤S2中所述岩样空隙体积V

m

V

式中，m

ρ

S3、将步骤S2得到的饱和地层水岩样，利用地层原油进行驱替，直至不再出现水结束，得到束缚水状态岩样，记录此时岩样的出水体积V

步骤S3中所述束缚水饱和度S

S

所述束缚水电阻率R

式中，D为岩样的直径；

L为岩样的长度；

所述r

所述r

式中，r

t

T为标准温度，单位为摄氏度(℃)；

S4、将步骤S3得到的束缚水状态岩样，使用地层水驱替，直至不再出油为止，得到残余油状态岩样，记录此时岩样的出油体积V

步骤S4中所述残余饱和度S

S

所述残余油电阻率R

S5、根据阿尔奇公式，计算束缚水状态电阻增大率I

步骤S5中所述束缚水状态电阻增大率I

所述残余油状态电阻增大率I

S6、利用岩样完全饱和水状态、束缚水状态和残余油状态的含水饱和度和电阻增大率，在双对数坐标轴中建立幂函数关系，得到岩性系数b和饱和度指数n；

步骤S6中所述岩心完全饱水状态、束缚水状态、残余油状态对应的含水饱和度和电阻增大率分别为(1,1)、(S

S7、按照设定的油进液速度和水进液速度注入岩样中进行两相流体的稳态法测试，至流动稳定时，记录此时岩样进口压力、出口压力、油流量、水流量、岩样质量、温度和电阻r

步骤S7中所述电阻率R

S8、根据阿尔奇公式、步骤S2得到的电阻率R

步骤S8中，所述含水饱和度S

S9、确定相对渗透率曲线。

为了更好的实现本发明的技术方案，本发明提供了一种相对渗透率和电阻率联测实验装置，如图1所示，包括岩心夹持器1、LCR电阻仪2、液体容器3、中间容器a、中间容器b、水泵6和油泵7；

所述岩心夹持器1的一端与2号三通12连接，另一端与液体容器3连接；

所述岩心夹持器1与所述LCR电阻仪2并联；

所述油泵7通过1号阀门8与中间容器a连接，所述水泵6通过2号阀门9与中间容器b连接；所述中间容器a和中间容器b与2号三通12连接；

所述水泵7通过1号三通与围压阀10连接，所述围压阀10与所述岩心夹持器1连接。

实施例1

使用本发明方法及装置对某致密储层岩心进行稳态法相渗测试，并确定不同阶段含油水饱和度，其操作方法包括以下步骤：

S1、选取8块相同条件下制备的直径为25.4mm，长度为30mm的致密储层柱塞岩样，洗油、洗盐、烘干后，分别测定其干重。

S2、将烘干后的8块岩样抽真空后饱和40000mg/L的盐水，并记录温度、湿重和完全饱和盐水状态下的电阻，并计算饱和盐水状态电阻率；

S3、将8块饱和盐水岩样分别置入驱替夹持器中用地层原油驱替，直至不再出水结束，记录此状态下油流量、压力、出水量和束缚水状态电阻，并计算束缚水饱和度、束缚水电阻率和束缚水状态下油相渗透率。

S4、取出束缚水状态下的8块岩样，将表面擦拭干净，重新装入驱替夹持器中，用地层水进行驱替至不再出油为止，记录此状态下水流量、压力、出油量和残余油状态电阻，并计算残余油饱和度、残余油电阻率和残余油状态下水相渗透率；

根据S2和S3得到的饱和水状态电阻率和束缚水状态电阻率，结合本步骤得到的残余油状态电阻率，利用“三点法”确定岩样岩性系数b和饱和度指数n，

S5、将残余油状态下的8块岩心重新用地层原油驱替至束缚水状态，按照设定的油进液速度和水进液速度进行两相流体的稳态法测试，记录不同油进液速度和水进液速度时的油流量、水流量、驱替压力、岩样质量、温度以及该状态下的电阻。

S6、应用步骤S5得到的电阻，得到不同状态下温度校正后的电阻率；根据阿尔奇公式，代入已求得的岩性系数b和饱和度指数n，建立电阻率与饱和度的关系式，可得到不同状态下的含油水饱和度；

根据不同含水饱和度状态下油流量、水流量、压力数据，计算油渗透率、水渗透率，最终得到相对渗透率曲线，结果如图2-9所示。

实验测定结果如表1-1和1-2所示。

表1-1 实施例1实验测量结果

表1-2 实施例1实验测量结果

由上可知，相比CN106525690A公开的致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定方法，本发明在稳态法相对渗透率测量同时加入电阻率的联测，应用“三点法”确定致密储层饱和度指数n的方法，通过在稳态法相对渗透率实验测量过程中采集到的电阻率参数反演得到稳态法相对渗透率测量不同阶段的岩石的含油、水饱和度。该方法可以在线测量(不需要再实验过程中取出样品称重)，简化了实验流程，同时也避免了因为装置拆卸、取出放入等因素对实验结果的影响，解决了致密储层稳态法相对渗透率实验中常规称重法或物质平衡法难以获取准确的流体饱和度信息的技术难题，提高了计算结果(饱和度)的准确性。

需要强调的是，本发明所述的实施例是说明性的，而不是限定性的，因此本发明包括并不限于具体实施方式中所述的实施例，凡是由本领域技术人员根据本发明的技术方案得出的其他实施方式，同样属于本发明保护的范围。