[发明专利]一种基于图版的消除末端效应的相渗曲线校正方法

摘要

本发明公开了一种基于图版的消除末端效应的相渗曲线校正方法，主要包括非稳态法测定岩石相对渗透率、考虑末端效应的数值模拟模型建立、考虑末端效应的相渗表征参数校正图版建立、相渗校正四部分。本发明基于末端效应的产生机理，考虑毛管力对岩心中油水两相渗流规律的影响，利用虚拟网格模拟末端效应的影响区域，并利用线性相渗对末端效应影响区域进行表征，首次建立了考虑末端效应的一维岩心两相驱替数值模拟模型，对末端效应的影响效果进行了模拟，为渗透率较低的低渗透、超低渗透岩心、致密岩心、页岩岩心的非稳态法相渗测定实验提供了较为切实可行的误差校正方法，使得相渗曲线更加贴近油藏实际，可以反映油藏中油水两相真实的渗流规律。

主权项

1.一种基于图版的消除末端效应的相渗曲线校正方法，其特征在于包括以下步骤：(1)非稳态法测定岩石相对渗透率利用非稳态法相渗测定基本仪器，按照规范流程对岩心相对渗透率进行测定；(2)考虑末端效应的数值模拟模型建立考虑毛管力的影响，根据达西定律和状态方程，可以得到油水两相的连续性方程：辅助方程有：So+Sw＝1pc＝po‑pw初始条件有：p(x,0)＝pisw(x,0)＝swc岩心两端定压驱替，其边界条件有：p|x＝0＝pinp|x＝L＝pout渗流微分方程结合毛管力计算公式，利用有限差分形式对上式进行差分离散，可得：式中：λ——总流动系数，λ＝λo+λw，其中λo＝kkro/μw，λw＝kkrw/μwpw——水相压力，0.1MPa；po——油相压力，0.1MPa；pc——毛管力，0.1MPa；qwv——水相源汇项；qov——油相源汇项；φ——岩心孔隙度；sw——含水饱和度；so——含油饱和度；pi——岩心初始压力，0.1MPa；swc——岩心束缚水饱和度；pin——岩心入口端压力，0.1MPa；pout——岩心出口端压力，0.1MPa；qv——表示油水的总流量，qv＝qo+qw在网格划分过程中，在岩心末端加上一段距离的虚拟网格，来模拟网格末端效应的作用区域，并且在此区域内，考虑末端效应的产生机理，没有毛管力的影响，在末端虚拟网格中其油水两相的相对渗透能力符合线性相渗的规律；根据以上的考虑毛管力的渗流微分方程和末端效应影响区域的虚拟网格和相渗曲线，建立了考虑末端效应影响的一维岩心油水两相驱替数值模拟模型，并利用IMPES方法进行压力和饱和度的求解，得到不同驱替时间岩心末端的出水量和出油量，利用传统的JBN相渗曲线计算方法，得到有末端效应影响的相渗曲线，并与输入的没有末端效应影响的相渗曲线进行比较，前者称为实验相渗，后者称为油藏相渗；(3)考虑末端效应的相渗表征参数校正图版建立根据步骤(2)所建立的数值模拟模型，输入该数值模拟模型的典型相渗曲线，该相渗曲线为理想情况下没有末端效应影响下的相渗曲线，通过步骤(2)建立的数值模拟模型和JBN方法计算得到的相渗曲线为有末端效应影响的相渗曲线；考虑不同的岩心长度和驱替压差，可以得到不同实验条件下的油藏相渗和实验相渗，相渗曲线根据下列公式进行拟合，每条相渗曲线利用3个参数进行拟合，定量表征相渗曲线形态；表1为相渗曲线拟合参数及拟合公式统计表；表1其中为归一化含水饱和度，其计算公式为：Ewn——油藏相渗表达式中润湿相流体的表征参数；Awn——油藏相渗表达式中润湿相流体的常数；Krwend——润湿相相渗曲线端点处相对渗透率；Enwn——油藏相渗表达式中非润湿相流体的表征参数；Anwn——油藏相渗表达式中非润湿相流体的常数；Krnwend——非润湿相相渗曲线端点处相对渗透率；Ewe——实验相渗表达式中润湿相流体的表征参数；Awe——实验相渗表达式中润湿相流体的常数；Enwe——实验相渗表达式中非润湿相流体的表征参数；Anwe——实验相渗表达式中非润湿相流体的常数；(4)相渗校正利用步骤(3)建立的参数校正图版对室内所测相渗曲线进行校正，消除末端效应导致的较大误差；首先利用测定基本仪器进行非稳态法岩心相对渗透率测量，并对室内实验测得的相渗曲线进行参数拟合，得到油水实验相渗曲线的拟合参数Enwe，Anwe，Ewe，Awe；根据室内非稳态法岩心相渗测定实验中岩心的长度和定压测量时所用的测量压差进行读图，得到对应参数的比值，进而确定油藏相渗的油水相渗曲线表征参数Enwn，Anwn，Ewn，Awn，从而确定油水相渗曲线的形态。