[发明专利]气驱水相渗评估方法、装置及系统

说明书

本申请公开了气驱水相渗评估方法、装置及系统。该方法包括：测试气测绝对渗透率K_g和水测绝对渗透率K_w，并通过核磁共振测试饱和水的岩心中间段的含水饱和度；得到驱替/吸吮过程的气相/水相有效渗透率K_ge、K_we和含水饱和度；计算驱替/吸吮过程中不同含水饱和度下的气相/水相相对渗透率K_rg、K_rw；根据计算出的驱替/吸吮过程的K_rg、K_rw及对应的含水饱和度，得到驱替/吸吮过程的气相/水相相对渗透率曲线。根据本申请对驱替全过程进行核磁扫描并采用三段式岩心夹持，具有消除端面效应、精准计量岩心驱替过程中含水饱和度的优点，并且结果直观、准确，结构简单，便于操作，能够快速有效地测得气相/水相相对渗透率等。

技术领域

本发明涉及气水相对渗透率测试领域，更具体地，涉及一种气驱水相渗评估方法、一种岩心驱替装置以及一种用于气驱水相渗评估的系统。

背景技术

由于三相周界沿固体表面移动迟缓，而引起接触角改变的现象。润湿滞后是两相流体驱替过程中出现的一种润湿现象，它会直接影响到不同驱替过程中所测得的毛管力曲线和相对渗透率曲线的形状和端点位置。根据引起润湿滞后的原因，润湿滞后可分为两类：

(1)静润湿滞后。油、水与固体表面接触的先后次序不同所产生的接触角改变的现象。

如图1所示，将水滴滴在浸没于油中的矿物表面，油、水、固体三相平衡，其接触角(原始)为θ。当把固体表面从水平位置缓慢倾斜至α角之前，如图2所示，水滴并不移动，即三相周界没有移动。在此过程中水滴发生变形，原始接触角θ改变，水驱油方向的接触角θ变为θ₁(θ₁＞θ)，油驱水方向的接触角θ变为θ₂(θ₂＜θ)。若定义θ为固体的静接触角，θ₁为前进角，θ₂为后退角，则Δθ＝θ₁-θ₂，表示润湿滞后的程度。

(2)动润湿滞后。在水驱油或油驱水过程中，当三相周界沿固体表面移动时，因移动的迟缓，而使接触角发生变化的现象。

图3是毛细管中两相流体流动时，流动速度v₁和动接触角θ₁变化的关系，图中1和2分别代表两种不同的相。当流动速度v₁很低时，动接触角θ₁变化缓慢；当流动速度v₂远大于v₁时，动接触角明显变大，θ₁大于90°，并发生本质改变(润湿性反转)。这种现象就是动态润湿滞后。

相对渗透率表征两相流动中润湿相和非润湿相的互相竞争关系，不同的润湿相饱和度下两相的流动能力各不相同。图4为一般情况下地层中气和水相对渗透率随饱和度变化规律。图中包含了排驱过程和吸吮过程两组曲线。一般来说，由于饱和历史会影响流体分布，因此相同饱和度下，润湿相(如水)在吸水过程中的相对渗透率会略要高于驱水过程，而非润湿相(如二氧化碳)在吸水过程中的相对渗透率会总是低于驱水过程。这个现象称为滞后现象。

气水相对渗透率是油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”，在实验室内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。在测试过程中，一般是采用给定的初始压力对岩心样品进行驱替试验，在驱替过程中记录产水量以及产气量，然后分别计算气驱水过程中气相、水相渗透率。利用物理模拟法测试相对渗透率曲线可以模拟油藏的实际流动过程，方法比较直接还能够针对油气运移、生产的实际情况提供最多13种饱和历程条件下的实验数据。