一种测量中高渗岩心水驱轻油相渗的实验方法及装置与流程

1.本技术涉及地下多相流体流动特性技术领域，尤其是涉及一种中高渗岩心轻油相渗驱替实验测量方法。


背景技术：

2.在多相流体流动时，各相间会发生相互作用、干扰和影响。相渗透率是岩石—流体间相互作用的动态特征参数，可以描述相间(如岩石—油—水)的相互影响的大小，也是油藏开发中需要确定的最重要的参数之一。对于中高渗岩心轻油相渗的测定，由于原油粘度低，在用水驱替的过程中近似活塞驱替，含水率上升极快，易造成相渗曲线中部分含水饱和度对应的相对渗透率无法测定。而准确的相渗曲线才能反映某一种流体通过岩石的能力大小，也是准确模拟在油田开发中多相流体同时流动过程的关键科学问题。
3.目前，直接测定岩石中油水两相流体相对渗透率的方法主要有两种：稳态法和非稳态法。稳态法的实验原理是基于稳定流动时的达西渗流公式，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，当岩心两端压差及油、水流量稳定时，认为岩样含水饱和度不再变化，达到了稳定状态，油和水的相渗透率为常数；测定岩样进出口压差及油、水流量，由达西定律直接计算出岩样的油、水相渗透率及相对渗透率值。最后改变油水注入流量比例，就可绘制出岩心的油－水相对渗透率曲线。这种方法可靠性强；但是稳态法的实验时间长，实验装置复杂、仪器多，且油、水在岩心中的饱和度的确定是稳态法测定中的困难问题。非稳态法的实验原理是buckley－leverett一维两相水驱油前缘推进理论为基础，忽略毛管压力和重力作用，假设两相不互溶流体不可压缩，岩样任一横截面内油水饱和度是均匀的，认为油、水饱和度在岩心中的分布是水驱油时间和距离的函数，这个过程为非稳定过程，与油田开发过程一致。在岩心上进行恒压差或恒速度水驱油实验，在岩心出口端记录每种流体的产量和岩心两端的压力差随时间的变化，用“j.b.n.”方法计算得到油－水相对渗透率，并绘制油－水相对渗透率曲线。这种方法所需的仪器设备较少、测量时间较短；但是由于不严格的简化假设，在部分含水饱和度的相对渗透率值会造成较大的误差。
4.准确测定中高渗岩心轻油相对渗透率一直是多相流体流动特性测定技术的难点，因为岩心物性好渗透率处在中高渗范围、且原油粘度低，易形成活塞驱替，含水率上升极快，两相流区域的相渗很难被测出。传统的非稳态测定方法易造成相渗曲线中两相流区域的含水饱和度及其对应的油、水相对渗透率无法测定，且容易在计算过程中相对渗透率产生误差。稳态法虽然基于一维渗流达西公式结果可靠，但是计算稳定时岩心内含水饱和度困难，容易造成实验装置复杂，且实验时间长。


技术实现要素：

5.本发明的目的是为了克服现有技术中的不足，提供一种测量中高渗岩心水驱轻油相渗的实验方法及装置。
6.本发明的目的是通过以下技术方案实现的：
7.一种测量中高渗岩心水驱轻油相渗的实验方法，包括以下步骤：
8.(1)设定油水同注时不同的油水比例，测量相渗过程中油水流量和中高渗岩心两端压差稳定后，在中高渗岩心内形成不同的含水饱和度；
9.(2)进行中高渗岩心水驱轻油相渗驱替实验操作，测定不同油水比例下的油、水相对渗透率，获取实验数据；并记录实验过程中驱替压力、油、水产出数据，测量中高渗岩心水驱轻油的相渗特性；用得到的不同含水饱和度下油、水相对渗透率值绘制为中高渗岩心水驱轻油的相渗曲线；
10.(3)基于实验获得的数据，通过岩心平均含水饱和度计算公式计算在不同油水比例稳定后在中高渗岩心内形成的含水饱和度。
11.进一步的，步骤(1)中在油水总注入速度不变的条件下，油水按照以下流量比例同时注入中高渗岩心：1:9、1:4、1:1、4:1、9:1；在上述每种油水流量比注入时，每一种流体内至少注入3倍岩样孔隙体积，并且岩样两端的压差稳定时认为达到稳定状态，中高渗岩心含水饱和度不再变化，油、水的相对渗透率为常数。
12.进一步的，岩心平均含水饱和度计算方法具体包括：
13.(301)基于非稳态法得到束缚水饱和度、残余油饱和度；
14.(302)在每种油水比例达到稳定状态时，测量油水流量，引入产水率；
15.(303)利用岩心平均含水饱和度计算公式，结合上述数据，计算中高渗岩心平均含水饱和度。
16.一种用于测量中高渗岩心水驱轻油相渗的驱替实验装置，包括岩心夹持器、围压泵、水泵、油泵、压差传感器和油水计量器，所述油泵的输出端与三通阀a的进口连接，三通阀a的其中一个出口与岩心夹持器的输入端连接，三通阀a的另一个出口连接有烧杯a；
17.水泵的输出端与三通阀b的进口连接，三通阀b的其中一个出口与岩心夹持器的输入端连接；三通阀b的另一个出口连接有烧杯b；水泵和油泵的输出端均设有所述压力传感器；所述岩心夹持器的输出端与油水计量器连接，所述岩心夹持器的输入端和输出端之间连接有压差传感器，岩心夹持器上还设有所述围压泵。所述油水计量器包括油水分离器、止水夹、烧杯c和橡胶管；所述油水分离器放置于烧杯c上方，油水分离器的顶部设有橡胶管，橡胶管上设有止水夹。
18.与现有技术相比，本发明的技术方案所带来的有益效果是：
19.1.本发明根据中高渗岩心轻油测定相对渗透率的特点，将非稳态法和稳态法在测定过程中结合使用。首先通过使用非稳态法快速精确测定岩心的束缚水饱和度、残余油饱和度及其对应的油、水相对渗透率值；其次通过使用稳态法测定特定油水注入比例下的岩心的含水饱和度和对应的油、水相对渗透率值，其中含水饱和度使用稳定后的油、水流量和非稳态法测定的束缚水饱和度、残余油饱和度来计算；最后将得到的不同含水饱和度下油、水相对渗透率值绘制为相渗曲线。由于先使用非稳态法，可以为稳态法计算岩心含水饱和度提供数据，也起到了简化稳态法实验装置的作用。
20.2.本发明实验装置结合使用非稳态法和稳态法，使得装置结构简单，实验结果可靠，实现对两相流区域的含水饱和度及其对应的油、水相对渗透率的准确测定。准确获取轻油油田的相对渗透率曲线对油田的合理开发策略制定、调整挖潜具有重要作用，为油田的
高效开发提供保障。
附图说明
21.图1为本发明实施例中进行水驱替油过程的实验装置示意图；
22.图2为本发明实施例中进行油水同注过程的实验装置示意图。
23.图3为本发明实施例得到的中高渗岩心水驱轻油的相渗曲线。
具体实施方式
24.以下结合附图和具体实施例对本发明作进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
25.本实施例的油水同注时不同的油水流量比例如下：
26.在油水总注入速度不变的条件下，油水按照以下流量比例同时注入岩心：1:9、1:4、1:1、4:1、9:1，用于达到稳定状态后在中高渗岩心内形成不同的含水饱和度；在上述每种油水流量比注入时，每一种流体至少应该注入3倍岩样孔隙体积，并且岩样两端的压差稳定，此时认为达到稳定状态，岩心含水饱和度不再变化，油、水的相对渗透率为常数。
27.岩心平均含水饱和度计算方法如下：
28.当以某种油水比例同注时，在达到稳定状态后，认为岩心含水饱和度不再变化。稳定后，测量油、水流量，可得产水率为：
[0029][0030]
式中，fw为产水率，无因次；qw为水相的流量，cm3/s；qo为油相的流量，cm3/s。
[0031]
岩心平均含水饱和度为：
[0032]
sw＝s
ws
(1-s
ws-s
or
)
·fw
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(2)
[0033]
式中，sw为岩心平均含水饱和度，无因次；s
ws
为束缚水饱和度，无因次；s
or
为残余油饱和度，无因次。
[0034]
束缚水饱和度和残余油饱和度可由非稳态法测定，从式(1)、式(2)可以看出确定岩心平均饱和度仅需达到稳定后测量油、水流量，与稳态法相比，简化了流程和实验装置。
[0035]
如图1和图2所示，用于测量中高渗岩心水驱轻油相渗的驱替实验装置包括岩心夹持器1、围压泵2、水泵3、油泵4、压差传感器7和油水计量器9，
[0036]
油泵4的输出端与三通阀8的进口连接，三通阀8的其中一个出口与岩心夹持器1的输入端连接，三通阀8的另一个出口连接有烧杯6；
[0037]
水泵3的输出端与三通阀8的进口连接，三通阀8的其中一个出口与岩心夹持器1的输入端连接；三通阀8的另一个出口连接有烧杯6；水泵3和油泵4的输出端均设有压力传感器5；岩心夹持器1的输出端与油水计量器9连接，岩心夹持器1的输入端和输出端之间连接有压差传感器7，岩心夹持器1上还设有围压泵2。
[0038]
油水计量器9包括油水分离器11、止水夹13、烧杯10和橡胶管12；油水分离器11放置于烧杯10上方，油水分离器11的顶部设有橡胶管12，橡胶管12上设有止水夹13。
[0039]
本实施例的测量中高渗岩心水驱轻油相渗驱替实验方法，用于获取相渗实验数据，具体实验步骤如下：
[0040]
1.实验准备：岩心清洗、烘干，模拟油制备；
[0041]
2.测量岩心孔隙度、绝对渗透率：首先测量岩心的直径、长度；然后将岩心装入夹持器，加围压，以恒速度1ml/min注入水，注入20pv为止，测量岩心两端压差，利用式(3)可计算水测绝对渗透率；将饱和模拟地层水后的岩样称重，利用式(4)可计算岩心孔隙度。上述参数应重复测定两次，误差小于3％。
[0042][0043]
式中，k为水测绝对渗透率，md；qw为水相的流量，cm3/s；μw为水相的粘度，mpa
·
s；l为岩心的长度，cm；a为岩心的截面积，cm2；δp为岩心两端的压差，mpa。
[0044][0045]
式中，φ为岩心的孔隙度，无因次；v
p
为岩心的有效孔隙体积，cm3；v为岩心的外观体积，cm3；m为饱和水后的岩心质量，g；m0为清洗烘干后的岩心质量，g；l为岩心的长度，cm；a为岩心的截面积，cm2；ρw为水的密度，g/cm3。
[0046]
3.建立束缚水饱和度：采用恒速度0.5ml/min进行油驱水实验，驱替直至不出水或注入油20pv为止，则可利用式(5)计算束缚水饱和度；采用2ml/min的流速进行油驱水，测定束缚水饱和度下的油相有效渗透率连续三次，相对误差应小于3％，油相有效渗透率的计算方法见式(6)。
[0047][0048]
式中，vw为油驱水实验中驱替出水的体积，cm3；s
ws
为束缚水饱和度，无因次。
[0049][0050]
式中，ko为油相有效渗透率，md；qo为油相的流量，cm3/s；μo为油相的粘度，mpa
·
s。
[0051]
4.水驱油过程：利用如图1所示的实验装置进行恒速度0.1ml/min进行水驱油实验过程，准确记录见水时间、见水时的累积产油量、累积产液量、驱替速度和岩心两端的驱替压差，见水初期加密记录，含水率达到99.95％时或注水30倍孔隙体积后，采用2ml/min的流速测定残余油饱和度及其对应的水相有效渗透率，水相有效渗透率应连续测量三次，相对误差小于3％，水相有效渗透率计算见式(7)，残余油饱和度计算见式(8)。
[0052][0053]
式中，kw为水相有效渗透率，md。
[0054][0055]
式中，vo为水驱油实验中驱替出油的体积，cm3。
[0056]
5.油水同注过程：利用如图2所示的实验装置，总注入速度为2ml/min，将油、水按设定的流量比例注入岩心，待流动达到稳定状态时，即每一种流体至少应该注入3倍岩样孔
隙体积，并且岩样两端的压差稳定，记录岩样两端压差和油、水流量，利用式(2)计算此种油水比例的形成的岩心平均含水饱和度，利用式(6)和式(7)分别计算油相和水相的有效渗透率；改变油水同注时油水的注入比例，重复上述过程的直至最后一个油水流量比例测量结束。
[0057]
6.绘制相渗曲线：油、水相对渗透率计算分别见式(9)和式(10)，将得到的不同含水饱和度及其对应的油、水相对渗透率值绘制为中高渗岩心的相渗曲线。
[0058][0059]
式中，k
ro
(sw)为含水饱和度为sw时的油相相对渗透率，无因次。
[0060][0061]
式中，k
rw
(sw)为含水饱和度为sw时的水相相对渗透率，无因次。
[0062]
具体的，以原油粘度约为2.48mpa
·
s的中高渗储层为例，取心后对其进行相对渗透率测量。测量中，岩心和模拟油的基本参数见表1。
[0063]
表1岩心和模拟油的基本参数表
[0064][0065]
基于本发明中测量中高渗岩心轻油相渗驱替实验方法和实验装置进行相渗测定实验，实验数据记录见表2。
[0066]
表2中高渗岩心轻油相渗测定实验数据记录表
[0067][0068]
根据表2的实验数据绘制此岩心的相渗曲线，如图3所示。
[0069]
本发明方法不但精确测量出两相区含水饱和度对应的油、水相相对渗透率，而且实验装置简单。从图3也可看出，本发明方法可以针对中高渗地层且其内赋存轻质原油进行相对渗透率的可靠测量，完全适用于油藏开发和数值模拟对相渗曲线的要求。
[0070]
本发明并不限于上文描述的实施方式。以上对具体实施方式的描述旨在描述和说明本发明的技术方案，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，并不是限制性的。在不脱离本
发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，本领域的普通技术人员在本发明的启示下还可做出很多形式的具体变换，这些均属于本发明的保护范围之内。