[发明专利]一种确定不同温度梯度下砂岩油藏油水相对渗透率的方法

说明书

一种不同温度梯度下砂岩油藏油水相对渗透率曲线的确定方法，包括以下步骤：1)依据常温条件下不同温度梯度驱替实验数据，确定不同实验温度下油水相对渗透率曲线，建立油水粘度、端点饱和度随实验温度变化规律关系式；2)对不同温度梯度下油水相渗曲线数据进行归一化处理，确定A1、A2、n、m值大小以及其与温度的关系式；3)建立油相相对渗透率Kro、水相相对渗透率Krw与温度t之间关系式。本发明可定量描述实验温度对油水相渗曲线的影响，并进行不同温度条件下的相渗曲线的转换，为油藏数值模拟、后续开发方案预测以及现场的施工作业提供了更加可靠的参考依据；不用开展大量的岩心驱替实验，能够有效地减少成本和节约时间。

技术领域

本发明涉及石油开发油藏工程技术领域，具体涉及一种确定不同温度梯度下砂岩油藏油水相对渗透率的方法。

背景技术

相对渗透率曲线是油气藏开发中最重要的基础数据之一，它被运用于油气藏数值模拟，水驱油动态分析以及规划方案编制等很多方面。

温度对油水相对渗透率的影响对研究热力采油的渗流和驱替过程时至关重要的，相渗曲线的形态特征反映了储层性质。在数值模拟的应用中，合理、准确的相渗曲线对历史参数拟合以及后续开发方案预测的影响都极为重大；在实际生产中，可以根据相渗曲线的特征指导现场的施工作业。因此，研究温度对相渗曲线的影响规律具有重要的意义。

目前，相渗曲线的测试多采用实验室内常温测试，并直接应用于实际储层开发。常温条件下相渗测试流程简单、耗时较短，但测试出的相渗曲线不能真实的反应储层的实际渗流特征。而高温高压条件下相渗测试流程复杂、考虑因素多、耗时较长，在油田取样较多的情况下，实施起来难度较大。近几十年来，国内外学者开展不少试验工作研究温度对相渗曲线的影响，结果均表明温度升高对相渗曲线的有显著影响，但是目前并没有给出能够表征这种影响的方法。

目前实验室常规的相渗曲线测试往往不满足地层的温度压力条件，如何正确地获取代表实际储层温度条件下的相渗曲线仍存在很大争议。基于该问题，Bennion等利用回归方程法建立低温、高温条件下加拿大西部疏松砂岩油藏含水饱和度、端点饱和度以及油水两相相对渗透率与温度之间的关系式，该方法建立在大量实验数据的基础上，对于取样数量较少的油藏，适用性不强；Sola等基于黑油模型对注入/生产速度、注入/生产压力以及水/油的生产数据等参数进行曲线拟合，获得不同实验温度下油水相对渗透率曲线，并与普遍采用的非稳态数据处理方法-Johnson-Bossler-Neumann(JBN)法进行对比，结果表明高温下JBN法和拟合法得到的相渗曲线存在一定的偏差。上述方法均针对于特定的油田区块，方法复杂且推广性不强。

因此，为获取代表实际储层温度条件下的相渗曲线，有必要针对上述问题，提出一种不同温度梯度下相渗曲线的表征方法，将常温下的实验数据转换成实际油藏温度下的相渗曲线，以提高油藏数值模拟的精度并有效指导现场的施工作业。

发明内容

本发明提出的一种不同温度梯度下砂岩油藏油水相对渗透率曲线的确定方法，本发明所述方法应用驱替实验资料，采用线性回归的数学处理方法，可确定不同温度梯度下砂岩油藏相渗曲线的表征方法，即只要已知油藏温度，不通过高温条件下的相渗测试也能获得储层实际温度下相渗曲线。

为实现上述目的，本发明采用了以下技术方案：

一种确定不同温度梯度下砂岩油藏油水相对渗透率的方法，包括以下步骤：对X油田取样岩心开展室内常温下不同温度梯度下岩心驱替实验，得到一系列含水饱和度S_w、油相相对渗透率K_ro、水相相对渗透率K_rw数据，并测量不同温度下水油粘度比μ_w/μ_o；