[发明专利]致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定方法

说明书

本发明提供了致密砂岩稳态法气水相渗曲线测定方法，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，可为气藏生产评价提供高价值的数据。

技术领域

本发明涉及石油天然气勘探开发技术中致密砂岩地层条件下稳态法气水相对渗透率曲线测定方法。

背景技术

气水相对渗透率是气田开发中的重要基础数据，目前气水相渗测试标准做法是依据标准SY/T5345-2007“岩石中两相流体相对渗透率测定方法”，在实验室温度条件下应用压缩空气或氮气和地层水(注入水)或标准盐水采用稳态法或非稳态法测得。

不同方法特征如下：非稳态法测量相对渗透率比稳态法快，但其数据计量、分析及解释比稳态法复杂，特别是对于非均质性较严重的岩心，非稳态法难以得到可靠的相对渗透率曲线；稳态法一般认为适合测定渗透率0.5mD以上的岩心，由于其相对渗透率计算基于达西方程，因此结果可信度高。因此，为了准确测定地层条件下致密砂岩气水相渗曲线及束缚水饱和度，吸收稳态法实验的优点建立了更加准确可信的致密砂岩气水相渗曲线测定方法。

专利申请号201310639669.0，公开了一种模拟地层温度压力条件下的非稳态法气水相对渗透率曲线测定装置及方法。该装置包括注入系统、恒温箱、岩心夹持器、围压泵、回压系统、三通阀等。该装置可有效模拟真实气藏地层的高温高压条件，并考虑了地层高温高压条件岩石及流体的影响，与传统非稳态法测量结果相比，可利用价值更高。但其采用全直径岩心测定气水相渗曲线，而常规岩心实验结果误差较大，不适用于常规岩心。

发明内容

本发明的目的是克服现有技术的缺点，综合考虑温度对气水粘度影响，以及覆压对岩心含水量的影响，提供一种致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定方法。

为此，本发明提供了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：

步骤一：岩心准备

取钻井岩心进行加工、烘干，测量岩心的长度L、直径d、干重m；

步骤二：流体准备

配制模拟地层水并取纯度99.999％的高纯氮气，在实验温度K_实验条件下分别测定模拟地层水粘度μ_w和氮气粘度μ_g；

步骤三：将岩心抽真空后饱和模拟地层水；

步骤四：连接致密砂岩稳态法气水相对渗透率曲线测定实验装置并调试，打开恒温箱加温至实验温度K_实验并保持该温度稳定；

步骤五：将岩心装入实验装置的岩心夹持器，加覆压40～80MPa、回压0.5～1.5MPa，将模拟地层水以恒定流速注入岩心，待岩心入口端压力稳定后，测定饱和模拟地层水的岩心质量m₀；

步骤六：利用氮气驱替饱和模拟地层水的岩心至束缚水状态，测定束缚水状态下的饱和度和气相有效渗透率

以高纯氮气驱替岩心，驱替过程中保持气体流速恒定，待入口端压力、出口端气体流速达到稳定状态后，记录岩心入口端压力p₁、出口端压力p₂及出口端气体流速q_g，测定束缚水状态下岩心质量m₁，并计算束缚水饱和度S_wc及束缚水下的气相有效渗透率K_g(Swc)，