一种反凝析油饱和度的确定方法

技术领域

本发明一种反凝析油饱和度的确定方法，属于油气田开发工程领域。

背景技术

反凝析是凝析气藏衰竭式开采的普遍现象。在凝析气藏的开发过程中，随着地层压力的不断下降，地层中会反凝析出凝析油，形成气、液两相，降低气相流动能力，从而降低采收率。目前，大多数凝析气田采取回注干气的方式进行注气开发，保持地层压力处于体系露点压力以上，减缓凝析油的析出，提高采收率。但是随着气田进入开发后期，地层压力已经显著低于体系露点压力，由于近井地带的反凝析作用，形成了液相的凝析油。当析出的凝析油未达到临界可流动的饱和度之前，它不会流动，但却会影响到气相的流动，即形成了流动的附加阻力，进而对凝析气藏气井产能产生影响。而反凝析油饱和度作为反映凝析油流动能力的重要参数，它对凝析油的采收率、气井的产能和稳产期均存在重大的影响，因此反凝析油饱和度一直是国内外研究的热点问题。

目前高温高压实验是确定凝析气藏反凝析油饱和度的主要方法，但是大都基于气藏衰竭式开发模式，因此，确定凝析气藏在循环注气过程中不同压力条件下反凝析油饱和度，对定量评价凝析油损失及其对气相流动能力的影响有重要意义。

发明内容

本发明提供一种反凝析油饱和度的确定方法，该方法能够确定凝析气藏在循环注气过程中不同压力条件下反凝析油饱和度，对定量评价凝析油损失及其对气相流动能力的影响有重要意义。

本发明提供一种反凝析油饱和度的确定方法，包括以下步骤：

1)在T

2)静置所述第一岩心，随后降低所述第一岩心出口端的压力至P

3)根据P

4)根据K

其中，T

如上所述的反凝析油饱和度的确定方法，其中，步骤4)之前，还包括按照以下方法获取所述凝析油的气相渗透率与含油饱和度的对应关系：

a)向水饱和的第二岩心入口端注入凝析油直至使所述第二岩心凝析油饱和；

b)在T

c)根据所述第二流出样品中的液体体积以及所述静置时所述第二岩心中的凝析油体积，获取所述第二岩心的含油饱和度；

d)根据P

e)调整P

f)根据所述N个不同的所述第二岩心的含油饱度，以及，N个不同的所述第二岩心的含油饱度下凝析油的气相渗透率，建立所述凝析油的气相渗透率与含油饱和度的对应关系。

如上所述的反凝析油饱和度的确定方法，其中，步骤3)中，所述根据P

式1中，V

如上所述的反凝析油饱和度的确定方法，其中，步骤c)中，所述根据所述第二流出样品中的液体体积以及所述静置时所述第二岩心中的凝析油体积，获取所述第二岩心的含油饱和度S，包括，根据式2计算所述第二岩心的含油饱和度，

式2中，S为第二岩心的含油饱和度，V

如上所述的反凝析油饱和度的确定方法，其中，步骤d)中，所述根据P

式3中，V

如上所述的反凝析油饱和度的确定方法，其中，对所述第一流出样品进行气液分离，获取所述第一流出样品中的气体体积；

对所述第二流出样品进行气液分离，获取所述第二流出样品中的气体体积以及液体体积。

如上所述的反凝析油饱和度的确定方法，其中，步骤1)中，向建立束缚水饱和的第一岩心入口端注入凝析气样品直至使所述第一岩心凝析气样品饱和，包括：

向建立束缚水饱和的所述第一岩心入口端注入所述凝析气样品，直至所述第一岩心出口端的流出物的汽油比与所述凝析气样品的汽油比相等。

如上所述的反凝析油饱和度的确定方法，其中，所述第一岩心和第二岩心取自实际储层。

如上所述的反凝析油饱和度的确定方法，其中，所述向建立束缚水饱和的所述第一岩心入口端注入所述凝析气样品之前，控制所述第一岩心的径向压力大于所述第一岩心的孔隙压力。

如上所述的反凝析油饱和度的确定方法，其中，步骤b)中，控制所述第二岩心的径向压力大于所述第二岩心的孔隙压力。

本发明的反凝析油饱和度的确定方法基于常规岩心衰竭实验以及相渗曲线测试方法，该方法原理可靠、简单适用，综合考虑了多孔介质、含水饱和度以及凝析油流动的影响，能够准确客观的确定凝析气藏在循环注气过程中不同压力条件下反凝析油饱和度，对定量评价凝析油损失及其对气相流动能力的影响有重要意义，具有十分广阔的市场前景。

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，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图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性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例的1号井的凝析油的气相渗透率与含油饱和度的曲线图；

图2为本发明实施例的1号井的压力与气相渗透率的曲线图；

图3为本发明实施例的1号井的压力与反凝析油饱和度值的曲线图；

图4为本发明实施例的气藏的压力与反凝析油饱和度值的曲线图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明的实施例，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。

本发明提供一种反凝析油饱和度的确定方法，包括以下步骤：

S101：在T

为了提高反凝析油饱和度确定方法的准确度，本发明采用的第一岩心来自于实际储层。在S101之前，需要对第一岩心进行预处理(例如清洗、干燥)，并其对其直径、长度、渗透率以及孔隙度进行检测，其中，检测方法与本领域现有的检测方法相同。

值得注意的是，若需要对第一岩心进行拼接处理，可以按照拉法基排列方式进行拼接。

首先，需要对预处理后的第一岩心建立束缚水饱和，具体地，建立束缚水饱和的操作包括先向干燥抽真空的第一岩心注入实际储层的地层水使第一岩心水饱和，然后在地层实际温度T

式4中，V为第一岩心的孔隙体积(ml)，L为第一岩心的长度(cm)，D为第一岩心的直径(cm)，

第一岩心束缚饱和水建立后，在地层实际温度T

具体地，凝析气样品从第一岩心的入口端持续注入，直至在第一岩心的出口端采集的流出物的气油比与注入的凝析气样品的气油比相等时，证明此时凝析气样品已经充满第一岩心，从而停止凝析气样品的注入。本发明中的凝析气样品是以实际凝析气藏井口产出的天然气、凝析油以及地层水为原料，参照气藏原始地层流体性质分析报告(PVT分析报告)中的露点压力、汽油比GOR而配制得到的。

此外，在向建立束缚水饱和的第一岩心入口端注入凝析气样品之前，可以对第一岩心的径向压力进行控制，使第一岩心的径向压力大于第一岩心的孔隙压力。

在本发明中，控制第一岩心的径向压力与第一岩心的孔隙压力的差值为3MPa左右。

S102：静置第一岩心，随后降低第一岩心出口端的压力至P

静置第一岩心，使第一岩心中的凝析气样品在T

在S102中，维持对第一岩心的径向压力进行控制，使第一岩心的径向压力大于第一岩心的孔隙压力。

上述P

S103：根据P

其中，评价压力P

A＝0.25πD

式5中，A为第一岩心的横截面积(cm

当在S102中收集第一岩心出口端流出的第一流出样品后(常温常压下)，需要利用气液分离装置对第一流出样品进行气液分离，并且记录气液分离后得到的气体体积V

随后，利用P

在一种具体实施方式中，利用P

式1中，V

S104：根据K

其中，凝析油的气相渗透率与含油饱和度的对应关系是指凝析油的气相渗透率与含油饱和度的函数关系，即，以该对应关系为基础，将已知的凝析油的气相渗透率代入该对应关系中，能够获取与该气相渗透率对应的含油饱和度；将已知的含油饱和度代入该对应关系中，能够获取与该含油饱和度对应的凝析油的气相渗透率。

由于第一岩心中凝析油的气相渗透率K

本发明提供的上述技术方案综合考虑了多孔介质、含水饱和度及凝析油流动的影响，因此能够正确客观的确定凝析气藏在循环注气过程中不同压力条件下反凝析油饱和度，对定量评价凝析油损失及其对气相流动能力的影响有重要意义。

在一种具体实施方式中，可以通过以下步骤获得凝析油的气相渗透率与含油饱和度的对应关系。

S201：向水饱和的第二岩心入口端注入凝析油直至使所第二岩心凝析油饱和。

为了提高反凝析油饱和度确定方法的准确度，本发明采用的第二岩心来自于实际储层。在S201之前，需要对第二岩心进行预处理(例如清洗、干燥)，并其对其直径、长度、渗透率以及孔隙度进行检测，其中，检测方法与本领域现有的检测方法相同。

值得注意的是，若需要对第二岩心进行拼接处理，可以按照拉法基排列方式进行拼接。

首先，需要对预处理后的第二岩心建立水饱和，具体地，建立水饱和的操作包括向干燥抽真空的第二岩心注入实际储层的地层水，且实际储层的地层水的注入体积与第二岩心孔隙体积相等，从而使第二岩心水饱和。其中，第二岩心的孔隙体积按照式6计算。

式6中，V为第二岩心的孔隙体积(ml)，L为第二岩心的长度(cm)，D为第二岩心的直径(cm)，

然后在地层实际温度T

S202：在T

静置第二岩心，大约0.5小时左右，使第二岩心中的体积为V

在S202中，可以对第二岩心的径向压力进行控制，使第二岩心的径向压力大于第二岩心的孔隙压力。

在本发明中，控制第二岩心的径向压力与第二岩心的孔隙压力的差值为3MPa左右。上述P

S203：根据第二流出样品中的液体体积以及静置时第二岩心中的凝析油体积，获取第二岩心的含油饱和度。

当在S202中收集第二岩心出口端流出的第二流出样品后(常温常压下)，需要利用气液分离装置对第二流出样品进行气液分离，并且记录气液分离后得到的气体体积V

随后，利用第二流出样品中的液体体积V

在一种具体实施方式中，可以利用式2计算第二岩心的含油饱和度S，

式2中，S为第二岩心的含油饱和度(％)，V

S204：根据P

其中，含有饱和度即为S203中的含油饱和度S，第二岩心的横截面接根据式7计算，

A＝0.25πD

式7中，A为第二岩心的横截面积(cm

随后，利用P

在一种具体实施方式中，利用P

式3中，V

S205：调整P

上述S202-204中，得到了在P

当收集第二岩心出口端流出的第二流出样品后，需要利用气液分离装置对第二流出样品进行气液分离，并且记录气液分离后得到的气体体积和得到的液体体积，并对气液分离后得到的体积为的气体的粘度进行检测。

随后，利用第二流出样品中的液体体积以及静置时第二岩心中的凝析油体积(V

并且按照式3获取当下(P

按照上述方法进行共N次循环后，能够得到N个不同的第二岩心的含油饱度，以及，N个不同的凝析油的气相渗透率。

S206：根据N个不同的第二岩心的含油饱度，以及，N个不同的第二岩心的含油饱度下凝析油的气相渗透率，建立凝析油的气相渗透率与含油饱和度的对应关系。

具体地，以N个不同的凝析油的气相渗透率为横坐标、N个不同的第二岩心的含油饱度为纵坐标在坐标轴上取点，得到N个坐标；通过对N个坐标进行拟合得到曲线及其方程S＝f(K)，该方程即为凝析油的气相渗透率与含油饱和度的对应关系。在本发明中可以通过增加N的个数使该方程的相关性系数大于0.9。

以下，通过具体实施例对本发明的反凝析油饱和度的确定方法进行详细的介绍。

1、获取凝析油的气相渗透率与含油饱和度的对应关系

1)取得实际储层的全直径岩心，将其清洗、烘干，测定直径D(9.987cm)、长度L(9.21cm)、渗透率K

2)取得实际凝析气藏井口产出的天然气、凝析油及地层水，并取得实际凝析气藏注入的干气气样，气藏压力为45.37MPa，气藏温度为134.5℃；

3)计算岩心孔隙体积

4)从岩心入口端向岩心中注入凝析油，直到岩心出口端不出水为止，计量累积出水体积V

5)将饱和样品岩心在地层条件下静置，使岩心内流体充分平衡；

6)待岩心内流体充分平衡后，在岩心出口端释放地层流体样品，从而实现降低岩心中孔隙压力，同时，按循环注气开发的模式，按照设计注采比1:1，在岩心入口端进行注气回压(注入气体为干气气样)，出口端对放出样品冷凝分离，并在此过程中始终保持岩心的径向压力P

7)按照S＝(V

8)根据下式计算岩心含油饱和度S下的气相渗透率K：

式中：

μ—气体粘度，mPa·s；L—岩心长度，cm；A—岩心横截面积，cm

9)第一级压力(入口端压力P

将表1中的凝析油的气相渗透率作为横坐标、将分别与气相渗透率对应的含油饱度为纵坐标在坐标轴上取点，得到9个坐标；通过对9个坐标进行拟合得到曲线及其方程；

图1为本发明实施例的1号井的凝析油的气相渗透率与含油饱和度的曲线图，该曲线图的方程为S＝-5.842lnK+9.0528。

表1

2、反凝析油饱和度的确定

1)取得实际储层的全直径岩心，将其清洗、烘干，测定直径D(9.987cm)、长度L(9.21cm)、渗透率K

2)取得实际凝析气藏井口产出的天然气、凝析油及地层水，并取得实际凝析气藏注入的干气气样，气藏压力为45.37MPa，气藏温度为134.5℃；

3)参照气藏原始地层流体性质分析报告(PVT分析报告)中露点压力P

4)计算岩心孔隙体积

5)将氮气使用增压泵泵入中间容器，增压至实验压力温度条件(原始地层压力和温度)下，用氮气驱替岩心中的地层水，直到岩心出口端不出水为止，使岩心里的水为束缚状态，计量累积出水体积V

6)建立束缚水后，关闭氮气进气阀，然后逐步升温、加压，直至岩心孔隙压力、温度与气藏原始地层压力、温度一致，施加在岩心的径向压力P

7)将饱和样品岩心在地层条件下静置，使长岩心内流体充分平衡；

8)待岩心内流体充分平衡后，在岩心出口端释放地层流体样品，从而实现降低岩心中孔隙压力，同时，按循环注气开发的模式，按照设计注采比1:1，在岩心入口端进行注气回压(注入气体为干气气样)，出口端对放出样品冷凝分离，并在此过程中始终保持岩心的径向压力P

9)根据下式计算实验过程中平均压力P

式中：

μ—气体粘度，mPa·s；L—岩心长度，cm；A—岩心横截面积

10)第一级压力(岩心入口端压力P

将表2中的平均压力作为横坐标、将分别与平均压力对应的气相渗透率为纵坐标在坐标轴上取点，得到9个坐标；通过对9个坐标进行拟合得到曲线及其方程；

图2为本发明实施例的1号井的压力与气相渗透率的曲线图，该曲线图的方程为K＝0.5121e

11)将每个平均压力对应的K带入S＝-5.842lnK+9.0528中，计算出每个平均压力下含油饱和度值(反凝析油饱和度)，具体结果见表2；

将表2中的平均压力作为横坐标、将分别与平均压力对应的含油饱和度值为纵坐标在坐标轴上取点，得到9个坐标；通过对9个坐标进行拟合得到曲线及其方程；

图3为本发明实施例的1号井的压力与反凝析油饱和度值的曲线图，该曲线图的方程为S＝19.961e

表2

12)再选择该气田其他5口井的岩心和流体样品重复上述操作，得到适用于整个气藏的压力与反凝析油饱和度的关系，图4为本发明实施例的气藏的压力与反凝析油饱和度值的曲线图。图4能够计算出未做实验的剩余井的反凝析油饱和度变化趋势，为气藏高效开发提供基础数据。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。