一种稠油油藏高温油水相对渗透率的测量方法技术

一种稠油油藏高温油水相对渗透率的测量方法，首次提出了用低温油水系统条件下的油水相对渗透率代替稠油油藏高温油水相对渗透率的方法，该方法降低了稠油油藏高温油水渗透率的测量难度，避免了高温高压实验条件所带来的安全隐患，简化了实验流程和操作要求，并且在保证油水粘度比相等的前提下，两种测量方法得到的油水相对渗透率基本相同，因此该方法实现了高温稠油相对渗透率的简单、省时、安全和准确测量。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及一种稠油油藏高温油水相对渗透率的测量方法，属于油气田开发的

技术介绍
稠油资源丰富，开采潜力巨大，并随着石油供需矛盾的日益突出，稠油油藏开发必将成为今后石油开采的热点。注蒸汽热力采油是稠油油藏开发的最主要途径，常见的开发方式有蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD等。热采过程中，稠油与蒸汽、热水等多元热流体的共同渗流过程十分复杂，认识并分析高温高压条件下油水相对渗透率对研究注蒸汽热力采油的渗流特征和驱油机理至关重要。相对渗透率是当岩石孔隙中饱和有多相流体时，岩石对每一相流体的有效渗透率与岩石绝对渗透率的比值。由实验确定的相对渗透率与饱和度的关系曲线称为相对渗透率曲线。直接测定相对渗透率曲线的方法主要有稳态法和非稳态法。稳态法测相对渗透率曲线的原理是基于达西定律，以恒油水比驱替岩样，直到建立起饱和度和压力的平衡状态为止，求得此平衡状态下的饱和度、压力和流量，然后直接用达西定律计算即可求得油水相对渗透率。非稳态法是以贝克莱-列维尔特驱油理论为基础，并假设水驱油过程中油、水饱和度在岩心中的分布是时间和距离的函数。只要在水驱油过程中能准确地测量出油水流量和压力，即可计算出两相相对渗透率随饱和度的变化数值。非稳态法是克服稳态法耗时过长而提出来的，是目前使用最广泛的方法。稠油油藏高温相对渗透率影响因素众多，其中温度和油水粘度比是两个最主要的影响因素。研究发现，稠油油藏相对渗透率对温度敏感，温度改变导致油水粘度比变化，从而对相对渗透率有影响。温度对相对渗透率的影响本质上是通过影响油水粘度比来实现的。当保证油水粘度比相等时，不同温度系统下的油水相对渗透率基本一致，因此稠油油藏高温油水相对渗透率可用具有相同油水粘度比的低温低粘油水系统的相对渗透率代替。目前稠油油藏高温油水相对渗透率的测量主要是按照标准SY/T6384-1999《稠油油藏高温相对渗透率测定》进行的，测量要求高温高压的实验条件以模拟实际的油藏环境和注入条件。但是，该测量方法对实验装置要求较高，测量过程繁琐复杂，并且高温高压的实验条件存在一定危险性，这些都增加了稠油油藏高温油水相对渗透率的测量的实验难度。同时，现有国内外文献、专利等资料中没有更简便、安全的测量方法。
技术实现思路
针对现有技术的不足，本专利技术提供一种稠油油藏高温油水相对渗透率的测量方法，该方法根据油水粘度比与相对渗透率的关系，提出用低温低粘油水系统的相对渗透率代替稠油油藏高温油水相对渗透率测定的方法，从而大大降低稠油油藏高温相对渗透率测定的实验难度，实现稠油油藏高温油水相对渗透率简单方便、快速安全的测量。本专利技术的技术方案如下：一种稠油油藏高温油水相对渗透率的测量方法，包括具体步骤如下：1)准备实验用油；2)准备岩心：将填砂管模型中安装岩心，岩心的尺寸参数包括：长L、横截面直径d、横截面截面积A、体积Vf；所述岩心尺寸即填砂管模型尺寸，此处所述岩心根据实际地层的孔隙度、渗透率等参数，选择与实际地层岩样颗粒分布相近且润湿性一致的石英砂填制而成；3)检查填砂管模型的密封性，若所述填砂管模型密封性良好，则通过气测方法记录所述岩心的绝对渗透率K；对所述填砂管模型抽真空后饱和水，记录饱和水时吸入水的体积Vp，即岩心的孔隙体积；计算所述岩心的孔隙度φ=VpVf×100%]]>4)将所述填砂管模型连接实验装置，设定实验温度T2；用实验用油以恒定速度Qo驱替所述岩心中的饱和水，直到驱替压差稳定，记录此时的压差ΔPo，计量填砂管模型中驱替出的累计水量Vo，计算束缚水饱和度Swc=1-VoVp×100%,]]>束缚水饱和度下的油相有效渗透Ko(Swc)=QoμoLAΔPo,]]>其中，所述μo为实验用油的粘度，mPa·s；5)饱和油后稳定10-20h，以水驱速度Qw进行水驱油，在水驱油过程中记录时间t、与所述时间t对应的：直至驱替出液见水时的累计产油量Vo(t)、累计产液量V(t)、驱替速度Qw和岩心两端的驱替压差Δp(t)；驱替出液见水初期，加密记录，根据出油量的多少选择合适的时间间隔，随出油量的不断下降，逐渐延长记录的时间间隔；6)当所述岩心的含水率达到99.95％时或注水量为30倍的岩心孔隙体积后，驱替结束，记录此时累计产油量驱替压差ΔPw；计算残余油饱和度残余油饱和度下的水相有效渗透率其中所述μw为水的粘度，mPa·s；7)利用现有的JBN方法计算步骤5)中各时刻t不同饱和度下油相、水相的相对对渗透率，计算公式如下：Kro(Sw)=fo(Sw)d[1V‾(t)]d[1IrV‾o(t)];]]>Krw(Sw)=Kro(Sw)μwμofw(Sw)fo(Sw);]]>Swe=Swc+V‾o(t)-fo(Sw)V‾(t);]]>fw(Sw)=11+KroKrwμwμo;]]>Ir=Δp0Δp(t)]]>-油相相对渗透率，小数；-含油率，小数；Sw-含水饱和度，小数；-无量纲累计注水量(V/Vp，Vp为孔隙体积)，小数；-无量纲累计采油量(V/Vp)，小数；Ir-流动能力比，小数；-水相相对渗透率，小数；Swe-岩心出口端含水饱和度，小数；Swc-束缚水饱和度，小数；μw-水的粘度，mPa·s；μo-油的粘度，mPa·s；-含水率，小数；Δp0-初始压差，MPa；Δp(t)-t时刻压差，Mpa；并以含水饱和度为X轴，相对渗透率为Y轴，绘制油水相对渗透率曲线；其中所述JBN方法出自《非稳态法计算油水相对渗透率的方法探讨》一文中。根据本专利技术优选的，所述步骤1)中的实验用油的配制方法，包括步骤如下：1.1)测量待测稠油在待测温度T1下的粘度μo1；1.2)根据《化学化工物性数据手册》中水的粘度与温度的关系表，查得水在待测温度T1下粘度μw1和实验温度T2下的粘度μw2，从而计算出待测温度T1下的油水粘度比1.3)利用待测稠油与石脑油配制实验用油，并测量实验用油在实验温度T2下的粘度μo2，使实验温度T2下的油水粘度比与待测温度T1下的油水粘度比相等，即：(μo1μw1)T1=(μo2μw2)T2.]]>本专利技术的优点在于：本专利技术所述一种稠油油藏高温油水相对渗透率的测量方法，首次提出了用低温油水系统条件下的油水相对渗透率代替稠油油藏高温油水相对渗透率的方法，该方法降低本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种稠油油藏高温油水相对渗透率的测量方法，其特征在于，该方法包括具体步骤如下：1)准备实验用油；2)准备岩心：将填砂管模型中安装岩心，岩心的尺寸参数包括：长L、横截面直径d、横截面截面积A、体积Vf；3)对所述填砂管模型抽真空后饱和水，记录饱和水时吸入水的体积Vp，即岩心的孔隙体积；计算所述岩心的孔隙度4)将所述填砂管模型连接实验装置，设定实验温度T2；用实验用油以恒定速度Qo驱替所述岩心中的饱和水，直到驱替压差稳定，记录此时的压差ΔPo，计量填砂管模型中驱替出的累计水量Vo，计算束缚水饱和度Swc=1-VoVp×100%,]]>束缚水饱和度下的油相有效渗透Ko(Swc)=QoμoLAΔPo,]]>其中，所述μo为实验用油的粘度，mPa·s；5)饱和油后稳定10‑20h，以水驱速度Qw进行水驱油，在水驱油过程中记录时间t、与所述时间t对应的：直至驱替出液见水时的累计产油量Vo(t)、累计产液量V(t)、驱替速度Qw和岩心两端的驱替压差Δp(t)；6)当所述岩心的含水率达到99.95％时或注水量为30倍的岩心孔隙体积后，驱替结束，记录此时累计产油量驱替压差ΔPw；计算残余油饱和度残余油饱和度下的水相有效渗透率其中所述μw为水的粘度，mPa·s；7)利用现有的JBN方法计算步骤5)中各时刻t不同饱和度下油相、水相的相对对渗透率，计算公式如下：Kro(Sw)=fo(Sw)d[1V‾(t)]d[1IrV‾o(t)];]]>Krw(Sw)=Kro(Sw)μwμofw(Sw)fo(Sw);]]>Swe=Swc+V‾o(t)-fo(Sw)V‾(t);]]>fw(Sw)=11+KroKrwμwμo;]]>Ir=Δp0Δp(t)]]>‑油相相对渗透率，小数；‑含油率，小数；Sw‑含水饱和度，小数；‑无量纲累计注水量(V/Vp，Vp为孔隙体积)，小数；‑无量纲累计采油量(V/Vp)，小数；Ir‑流动能力比，小数；‑水相相对渗透率，小数；Swe‑岩心出口端含水饱和度，小数；Swc‑束缚水饱和度，小数；μw‑水的粘度，mPa·s；μo‑油的粘度，mPa·s；‑含水率，小数；Δp0‑初始压差，MPa；Δp(t)‑t时刻压差，Mpa；并以含水饱和度为X轴，相对渗透率为Y轴，绘制油水相对渗透率曲线。...

【技术特征摘要】
1.一种稠油油藏高温油水相对渗透率的测量方法，其特征在于，该方法包括具体步骤
如下：
1)准备实验用油；
2)准备岩心：将填砂管模型中安装岩心，岩心的尺寸参数包括：长L、横截面直径d、横截
面截面积A、体积Vf；
3)对所述填砂管模型抽真空后饱和水，记录饱和水时吸入水的体积Vp，即岩心的孔隙体
积；计算所述岩心的孔隙度4)将所述填砂管模型连接实验装置，设定实验温度T2；用实验用油以恒定速度Qo驱替所
述岩心中的饱和水，直到驱替压差稳定，记录此时的压差ΔPo，计量填砂管模型中驱替出的
累计水量Vo，计算束缚水饱和度Swc=1-VoVp×100%,]]>束缚水饱和度下的油相有效渗透
Ko(Swc)=QoμoLAΔPo,]]>其中，所述μo为实验用油的粘度，mPa·s；
5)饱和油后稳定10-20h，以水驱速度Qw进行水驱油，在水驱油过程中记录时间t、与所述
时间t对应的：直至驱替出液见水时的累计产油量Vo(t)、累计产液量V(t)、驱替速度Qw和岩心
两端的驱替压差Δp(t)；
6)当所述岩心的含水率达到99.95％时或注水量为30倍的岩心孔隙体积后，驱替结束，
记录此时累计产油量驱替压差ΔPw；
计算残余油饱和度残余油饱和度下的水相有效渗透率
其中所述μw为水的粘度，mPa·s；
7)利用现有的JBN方法计算步骤5)中各时刻t不同饱和度下油相、水相的相对对渗透
率，计算公式如下：
Kro(Sw)=fo(Sw)d[1V‾(t)]d[1IrV‾o(t)]...

【专利技术属性】
技术研发人员：李兆敏，王壮壮，李松岩，李宾飞，刘己全，
申请(专利权)人：中国石油大学华东，
类型：发明
国别省市：山东;37