考虑离子水浓度下岩心自发渗吸油水相对渗透率的预测方法技术

本发明专利技术公开了一种考虑离子水浓度岩心自发渗吸作用下油水相对渗透率的预测方法，针对已有自发渗吸研究途径和方法中难以准确获取自发渗吸中油水相对渗透率，结合岩心物性参数和流体性质参数，通过理论模型准确计算获取自发渗吸作用下油水相对渗透率，准确绘制了岩心自发渗吸过程中的油水相对渗透率曲线和标准化油水相对渗透率曲线。本发明专利技术的预测方法准确可靠，且具有周期短、重复性强、应用范围广、经济实惠等优势，为进一步研究自发渗吸作用机理和有效指导油藏开发提供了一种可靠手段，该方法具有上述诸多的优点以及较好的油藏矿场实用价值。用价值。用价值。

【技术实现步骤摘要】
考虑离子水浓度下岩心自发渗吸油水相对渗透率的预测方法


[0001]本专利技术属于油藏勘探开发
，具体涉及一种考虑离子水浓度的岩心自发渗吸油水相对渗透率的预测方法。

技术介绍

[0002]随着油气需求持续增长、常规油气产能下降以及勘探开发新技术的应用和推广，非常规油气逐渐成为全球石油勘探开发的新领域，且取得了重大突破，致密油作为非常规能源之一，是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点。致密油被视为中国非常规油气领域的“正餐”，又被国外称之为“黑金”，可见其经济价值。我国致密油地质资源总量(106.7～111.5)
×
108t，是未来较为现实的石油接替资源。但致密油储层一般具有低孔(φ＜10％)、低渗(k＜1.0
×
10
‑3μm2)、小孔喉(d＜1.0μm)等特点，在强毛管力作用下，易形成自发渗吸区域。自发渗吸广泛存在于工程应用和自然科学领域，明确自发渗吸作用的油水相对渗透率对研究渗吸机理、油藏数值模拟计算和油藏开发方案设计均具有重要意义。
[0003]目前，研究自发渗吸主要有室内实验和数值模拟方法两种途径。其中室内实验主要集中于原油自发渗吸量/自发渗吸采收率与时间/无因次时间之间的变化关系，无法获取岩心自发渗吸作用下的油水相对渗透率；现有的自发渗吸数值模拟方法主要有：一是基于质量守恒方程、实验相渗曲线、J函数和泊肃叶方程等建立渗吸数学模型，但这些数学模型大部分主要研究原油自发渗吸量/自发渗吸采收率与时间/无因次时间之间关系，并与实验结果对比分析，仅有少部分数学模型是基于泊肃叶方程建立了驱替过程中油水相对渗透率，且已假定基质渗透率为K＝S
w
‑1或未考虑基质接触面，明显缺乏自发渗吸中油水相对渗透率的准确求取；二是基于实验数据，通过拟合理论计算和实验测试结果对比获取湿相(水相)相对渗透率，但此种方法需要多次假设参数值，且计算步骤较为复杂以及存有多解性等问题。专利CN105676309A、CN110306960A中的预测方法，均需实验获取的油水相对渗透率且未考虑离子水浓度的影响；专利CN109884269A、CN111305805A、CN111460651A、CN112163360A中的预测方法，无法计算或预测油水相对渗透率；专利CN110398450A中计算方法仅可获取湿相(水相)相对渗透率，其计算过程中需渗吸前缘平均含水饱和度，而前缘平均含水饱和度难以准确获取，且未考虑离子水浓度的影响。

技术实现思路

[0004]本专利技术的目的是针对现有自发渗吸研究途径和方法中难以准确求取自发渗吸中油水相对渗透率的问题，提供一种考虑离子水浓度岩心自发渗吸作用下油水相对渗透率的预测方法，准确预测岩心自发渗吸中油水相对渗透率，进一步研究自发渗吸作用机理和有效指导致密油藏的开发过程，该方法具有周期短、重复性强、应用范围广、经济实惠等优势。
[0005]为了实现上述目的，本专利技术考虑离子水浓度岩心自发渗吸作用下油水相对渗透率的预测方法，包括以下步骤：
[0006]1、采集岩心物性参数和流体性质，包括：油相粘度μ
o
、水相粘度μ
w
、地层水矿化度
c2、离子水矿化度c1、油水界面张力σ、接触角θ、岩心长度l、岩心直径d、岩心孔隙度φ、岩心束缚水饱和度S
wi
、岩心残余油饱和度S
or
、岩心最大孔隙直径λ
max
、岩心最小孔隙直径λ
min
。
[0007]2、根据岩心最大孔隙直径λ
max
、岩心最小孔隙直径λ
min
、岩心束缚水饱和度S
wi
、岩心残余油饱和度S
or
计算岩心最大有效孔隙直径λ
emax
和岩心最小有效孔隙直径λ
emin
，计算公式为：和
[0008]根据岩心孔隙度φ、岩心最大有效孔隙直径λ
emax
、岩心最小有效孔隙直径λ
emin
计算岩心孔径分形维数D
m
，计算公式为：其中d
E
为欧几里德常数，二维平面中d
E
＝2，三维空间中d
E
＝3。
[0009]根据岩心长度l、岩心孔隙度φ、岩心最大有效孔隙直径λ
emax
、岩心最小有效孔隙直径λ
emin
、岩心孔径分形维数D
m
计算岩心迂曲度分形维数D
T
，计算公式为：其中τ为岩心迂曲度，λ
eav
为岩心平均直径，
[0010]3、根据油相粘度μ
o
、水相粘度μ
w
、油水界面张力σ、接触角θ、岩心长度l、岩心迂曲度分形维数D
T
获得岩心内的毛细管中油相刚好完全被渗吸入的水相取代的渗吸时间t
′
与临界有效毛细管直径λ
ec
之间的关系式：并绘制渗吸时间t'与临界有效毛细管直径λ
ec
间的曲线。
[0011]根据油相粘度μ
o
、水相粘度μ
w
、地层水矿化度c2、离子水矿化度c1、油水界面张力σ、接触角θ、岩心长度l、岩心孔隙度φ、岩心最大有效孔隙直径λ
emax
、岩心最小有效孔隙直径λ
emin
、岩心孔径分形维数D
m
、岩心迂曲度分形维数D
T
、临界有效毛细管直径λ
ec
计算岩心油相和水相渗吸速度，岩心油相渗吸速度q
o
的计算公式为：岩心水相渗吸速度q
w
的计算公式为：其中R为理想气体常数项，T为温度，V
w
为水相摩尔体积，λ
e
为毛细管有效直径，μ
w
‑
o
为水相粘
度与油相粘度之差，S为岩心渗吸接触面积，l'为岩心浸入离子水中长度，i为岩心两端横截面面积浸入离子水中比例，j为岩心侧面面积浸入离子水中比例，x为岩心长度为l的毛细管束中油水界面在毛细管中移动的距离t为渗吸时间。
[0012]4、根据岩心长度l、岩心束缚水饱和度S
wi
、岩心最大有效孔隙直径λ
emax
、岩心最小有效孔隙直径λ
emin
、毛细管有效直径λ
e
、临界有效毛细管直径λ
ec
、岩心孔径分形维数D
m
、岩心迂曲度分形维数D
T
计算整个岩心水相饱和度S
w
，计算公式为：
[0013]5、根据油相粘度μ
o
、水相粘度μ
w
、地层水矿化度c2、离子水矿化度c1、油水界面张力σ、接触角θ、岩心长度l、岩心最大有效孔隙直径λ
emax
、岩心最小有效孔本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种考虑离子水浓度岩心自发渗吸作用下油水相对渗透率的预测方法，其特征在于所述预测方法包括以下步骤：(1)采集岩心物性参数和流体性质，包括：油相粘度μ
o
、水相粘度μ
w
、地层水矿化度c2、离子水矿化度c1、油水界面张力σ、接触角θ、岩心长度l、岩心直径d、岩心孔隙度φ、岩心束缚水饱和度S
wi
、岩心残余油饱和度S
or
、岩心最大孔隙直径λ
max
、岩心最小孔隙直径λ
min
；(2)根据岩心最大孔隙直径λ
max
、岩心最小孔隙直径λ
min
、岩心束缚水饱和度S
wi
、岩心残余油饱和度S
or
计算岩心最大有效孔隙直径λ
emax
和岩心最小有效孔隙直径λ
emin
，计算公式为：和根据岩心孔隙度φ、岩心最大有效孔隙直径λ
emax
、岩心最小有效孔隙直径λ
emin
计算岩心孔径分形维数D
m
，计算公式为：其中d
E
为欧几里德常数，二维平面中d
E
＝2，三维空间中d
E
＝3；根据岩心长度l、岩心孔隙度φ、岩心最大有效孔隙直径λ
emax
、岩心最小有效孔隙直径λ
emin
、岩心孔径分形维数D
m
计算岩心迂曲度分形维数D
T
，计算公式为：其中τ为岩心迂曲度，λ
eav
为岩心平均直径，(3)根据油相粘度μ
o
、水相粘度μ
w
、油水界面张力σ、接触角θ、岩心长度l、岩心迂曲度分形维数D
T
获得岩心内的毛细管中油相刚好完全被渗吸入的水相取代的渗吸时间t
′
与临界有效毛细管直径λ
ec
之间的关系式：并绘制渗吸时间t'与临界有效毛细管直径λ
ec
间的曲线；根据油相粘度μ
o
、水相粘度μ
w
、地层水矿化度c2、离子水矿化度c1、油水界面张力σ、接触角θ、岩心长度l、岩心孔隙度φ、岩心最大有效孔隙直径λ
emax
、岩心最小有效孔隙直径λ
emin
、岩心孔径分形维数D
m
、岩心迂曲度分形维数D

【专利技术属性】
技术研发人员：秦国伟，梁全胜，王小锋，高涛，张建锋，秦文龙，吴梅，徐文波，陶洪辉，代旭，
申请(专利权)人：西安石油大学，
类型：发明
国别省市：