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原文传递一种致密岩石油相相对渗透率测定的方法

专利名称：	一种致密岩石油相相对渗透率测定的方法
摘要：	本发明公开了一种致密岩石油相相对渗透率测定方法，步骤如下：S1、取致密岩石的圆柱形岩样；S2、将岩样切割为三段；S3、对第一段岩样进行油水毛管压力实验；S4、对第二段岩样进行恒速压汞实验；S5、测量第三段岩样的孔隙度φHe、渗透率k、长度L、直径D、干重m0和密度ρ；S6、将第三段岩样抽真空加压饱和MnCl2溶液；S7、将饱和完成的第三段岩样开展油驱水实验，取出岩心进行老化；S8、将老化后的第三段岩样擦去表面油后称重记为m2，同时用核磁共振仪获取岩样的T2谱曲线和核磁孔隙度；然后进行自吸水排油实验；最后进行数据处理。本发明的方法测试实验数据计量精度高，操作简单，充分利用的致密岩石的特性及相关渗流理论，具有较高的适用性。
专利类型：	发明专利
国家地区组织代码：	四川;51
申请人：	西南石油大学
发明人：	肖文联;杨玉斌;李闽;赵金洲;任吉田;郑玲丽;张骏强;彭佳明;王玥
专利状态：	有效
申请日期：	2019-07-17T00:00:00+0800
发布日期：	2019-10-18T00:00:00+0800
申请号：	CN201910647504.5
公开号：	CN110346258A
代理机构：	北京中索知识产权代理有限公司
代理人：	唐亭
分类号：	G01N15/08(2006.01);G;G01;G01N;G01N15
申请人地址：	610500 四川省成都市新都区新都大道8号
主权项：	1.一种致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，包括如下步骤： S1、取致密岩石的长度大于7cm的圆柱形岩样，并进行清洗烘干处理； S2、将岩样切割为三段，将三段岩样再次烘干； S3、对第一段岩样进行油水毛管压力实验，测定岩石毛管压力曲线，毛管压力记为Pcow； S4、对第二段岩样进行恒速压汞实验测定孔喉分布特征； S5、测量第三段岩样的孔隙度φHe、渗透率k、长度L、直径D、干重m0和密度ρ，并计算孔隙体积Vp； S6、测量完成后，将第三段岩样抽真空加压饱和MnCl2溶液，饱和完成后测得第三段岩样质量m1； S7、将饱和完成的第三段岩样放入岩心加持器中，连接驱替装置，并在岩心夹持器出口端接油水分离计量管；在恒压状态下，用实验用油开展油驱水实验，待驱至含油率达到99％时停止驱替，卸载围压和内压，取出岩心放入实验用油中进行老化； S8、将老化后的第三段岩样擦去表面油后称重记为m2，同时用核磁共振仪获取岩样的T2谱曲线和核磁孔隙度，其T2谱曲线的面积记为A0，核磁孔隙度记为φNMR；测量完成后，将第三段岩样周边和底边缠绕一层生胶带使其与流体隔绝，只保持上端面处于敞开状态，然后将岩样放入自吸瓶中开展自吸水排油实验，每间隔一段时间取出岩样测量其T2谱曲线和重量，T2谱曲线的面积记为Ai，重量记为m3i，同时记录每次测量的时间ti，i＝1，2，3…，n-1，每次测量完成后将岩样重新封闭后放入自吸瓶中继续自吸，待自吸量连续24h不变后停止自吸，取出岩样再次测量其T2谱曲线和重量，其T2谱曲线面积记为An，重量记为m3n； S9、数据处理，具体包括如下步骤： S91、流量的计算：某一时间间隔内的可动流体饱和度ΔSwi和自吸水排油量Voi计算公式分别如下： Voi＝ΔSwi×Vp 式中，φNMR—老化后第三段岩样核磁共振孔隙度； Vp—孔隙体积，cm3； Ai，Ai+1—分别是自吸水排油实验中ti和ti+1时刻岩样的T2谱曲线的面积； S92、压力的计算，具体如下： (1)根据恒速压汞的孔喉分布特征和核磁共振曲线的分布特征，将每条T2谱所对应的弛豫时间转换为相应的孔喉大小，公式如下： T2i＝CirNMRi 式中：T2i—每条T2谱曲线的弛豫时间，ms； Ci—每条T2谱曲线与孔喉半径间的转换系数，ms/μm； rNMRi—基于核磁共振转换后的孔喉半径，μm； (2)拟合测量的油水毛管压力曲线的函数表达式，并利用该函数表达式计算(1)中获得的核磁孔喉半径所对应的毛管压力值Pcowi，公式如下： (3)将每级孔喉对应的毛管压力值Pcowi进行加权平均，获得某段时间内的平均毛管压力式中，fi—每级孔喉所占的频率； S93、相渗透率和相对渗透率计算： (1)计算流体的渗流面积A：式中，D第三段岩样的直径； (2)某一时间间隔油相渗透率koi：式中，Voi—某一时间间隔自吸水排油量，cm3； μow—油水粘度，mPa·s； Δti—某一时间间隔，s； L—第三段岩样长度，cm； (3)相对渗透率的计算：式中：kroi—某一时间间隔相对渗透率，小数； k—岩样的渗透率，mD； S94、含水饱和度的计算： (1)计算束缚水饱和度Swc： Swc＝100-φNMR×Vp (2)计算某一时间间隔的含水饱和度Swi： Swi＝Swc+ΔSwi S95、绘制油相相对渗透率曲线。 2.如权利要求1所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，所述步骤S5中，孔隙体积Vp计算公式为： 3.如权利要求1所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，所述步骤S6具体是：先将第三段岩样抽真空至133Pa，在20MPa压力下加压饱和MnCl2溶液48小时后，测量岩样的质量，记为m1，计算岩样的有效孔隙体积Veff和有效孔隙度φeff，当满足时，岩样饱和完成，否则按上述步骤重新饱和。 4.如权利要求3所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，计算岩样的有效孔隙体积Veff和有效孔隙度φeff的公式如下：式中，—MnCl2溶液的密度。 5.如权利要求3所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，所述MnCl2溶液的浓度大于50000ppm。 6.如权利要求1所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，所述步骤S1中，圆柱形岩样长度7-11cm，直径2-3cm。 7.如权利要求1所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，所述步骤S2中，第一段和第二段长度为2-3cm，第三段长度为3-5cm。 8.如权利要求1所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，按国家标准GB/T 29171-2012《岩石毛管压力曲线的测定》对第一段岩样进行油水毛管压力实验。 9.如权利要求1所述的致密岩石油相相对渗透率测定方法，其特征在于，步骤S7中，老化时间不少于10d。
所属类别：	发明专利