本发明专利技术公开了高倍数水驱岩心油水相对渗透率曲线的测量装置及方法，所述装置特征在于，基于流体静力学原理，将油水分离器、高精度计量管及软管串接成连通器，与固定装置构成高倍数水驱油水分离高精度连续式计量单元，其中，油水分离器置于高精度计量管之上，通过调整软管高度控制连通器内液面高度，从而实现油水自动分离与精确、连续计量；所述方法特征在于，应用高倍数水驱油水分离高精度连续式计量单元测量不同驱替倍数下相渗端点值的变化，从而插值得到高倍数水驱岩心油水相对渗透率曲线，操作简单，且对中间过程的表征更为准确，有望应用到考虑相渗时变的油藏数值模拟研究。望应用到考虑相渗时变的油藏数值模拟研究。望应用到考虑相渗时变的油藏数值模拟研究。
【技术实现步骤摘要】
高倍数水驱岩心油水相对渗透率曲线测量装置及方法
[0001]本专利技术属于油气藏开发
，涉及高倍数水驱岩心油水相对渗透率曲线测量装置及方法。
技术介绍
[0002]油水相对渗透率是反应岩石与油、水相互作用的动态参数，也是油藏工程中最为重要的参数。主要有非稳态法及稳态法两种测量方法，非稳态法凭借其快速、准确的特点，占据了相对渗透率曲线测量中的主流地位，其中又以JBN方法最为常用。其一般过程为：在油藏岩样上进行恒压差或恒速度水驱油试验，在岩样出口端记录每种流体的产量和岩样两端的压力差随时间的变化，用“J.B.N.”方法计算得到油
‑
水相对渗透率，并绘制油
‑
水相对渗透率与含水饱和度的关系曲线。
[0003]经过数十年的注水开发，我国大多数油田已进入高含水后期，明确储层物性尤其是相对渗透率的变化规律，对提高采收率至关重要。但常规的相对渗透率测量装置及方法无法实现高倍数水驱过程中油水的自动分离与精确、连续计量。
[0004]据2013年实施的标准《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》(GB/T 28912
‑
2012)，测量过程中油水分离器下端需定时打开阀门放水，无法实现连续计量，不适用于驱替倍数达30PV以上的相对渗透率曲线测量。同时，市面上常用的油水分离器不具备计量功能，需要将油相转移到单独的计量管中，操作复杂且误差较大。另外，部分兼具油水分离与计量功能的装置，其精度难以表征高倍数水驱岩心相渗端点值的微小变化。
[0005]因此，有必要开发适用于高倍数水驱岩心油水相对渗透率曲线测量装置及方法，解决高倍数水驱岩心相渗端点值变化难以表征的问题。
技术实现思路
[0006]本专利技术的目的在于：提供了一种适用于高倍数水驱岩心油水相对渗透率曲线测量装置及方法，克服了传统油
‑
水相对渗透率测量过程中无法同时实现油水自动分离与精确、连续计量的难点，解决了高倍数水驱岩心不同驱替倍数下相渗端点值测量精度不高的问题，操作简单，且对中间过程的表征更为准确，有望应用到相渗时变数值模拟研究。
[0007]本专利技术采用的技术方案如下：
[0008]高倍数水驱岩心油水相对渗透率曲线测量装置，所述装置包括依次连接的ISCO泵、六通阀Ⅰ、中间容器、六通阀Ⅱ、岩心夹持器及高倍数水驱油水分离高精度连续式计量单元；
[0009]作为上述技术方案的进一步限定，所述岩心夹持器的中部通过管线与压力传感器、手摇泵连接；所述岩心夹持器两端通过管线连接有压力传感器；
[0010]作为上述技术方案的进一步限定，所述高倍数水驱油水分离高精度连续式计量单元，包括连通器与固定装置，其左端设有数码相机与计算机，数码相机用于拍照记录，计算机会自动储存相片；其右端设有烧杯、天平、与计算机，烧杯用于收集连通器内排出液，天平
用于对烧杯内液体实时称重，计算机用于对重量数据进行记录；
[0011]作为上述技术方案的进一步限定，所述连通器由油水分离器、转接口Ⅰ、高精度计量管、转接口Ⅱ与软管构成；油水分离器上端为开口，驱替装置出液端由油水分离器上端插入并置于其底部，下端通过转接口Ⅰ与高精度计量管相连，高精度计量管下端通过转接口Ⅱ与软管相连；
[0012]作为上述技术方案的进一步限定，所述固定装置由万能夹、铁架台、十字夹、橡皮筋构成，万能夹用于固定高精度计量管，铁架台用于支撑连通器，十字夹用于调整连通器内液面高度，橡皮筋用于固定软管；
[0013]本专利技术还提供高倍数水驱岩心油水相对渗透率曲线测量方法，包括以下步骤：
[0014]S1、配制模拟油、模拟地层水，测量粘度、密度，分别记为μ
o
、μ
w
、ρ
o
、ρ
w
，并分别对其进行过滤、抽真空处理后装入中间容器；测量岩心长度、直径和质量，分别记为L、D、m0；将岩心抽真空，并使用模拟地层水对岩心进行饱和处理，饱和后称重，质量记为m1，计算横截面积A、孔隙体积V
p
、孔隙度
[0015]S3、将饱和后的岩心装入岩心夹持器中，连接驱替流程，利用模拟地层油驱替饱和模拟地层水的岩心至束缚水状态，用模拟地层油驱替岩心，待出口不再产水且产油速度达到稳定，记录此时出口的累计产水体积V
wc
，驱替速度Q，驱替压差Δp
c
，最后得出束缚水状态下的饱和度S
wc
及油相渗透率k
o
；
[0016]S4、将岩心置于岩心夹持器中老化不少于2天；使用非稳态法进行相渗测定：用模拟地层水驱替岩心，驱替速度Q。记录见水时间T、见水时刻的累产油量V
O
、累产液量Q
o
以及岩心两端的驱替压差Δp
o
；见水初期，加密记录，随着出油量的不断下降，逐渐加长记录的时间间隔，含水率达99.9％后，测定残余油下的水相渗透率；
[0017]S5、使用高精度计量管，持续计量不同驱替倍数下的累产油量V(t)、累产液量Q(t)以及岩心两端的驱替压差Δp(t)；
[0018]S6、利用不同驱替倍数下的残余油饱和度及水相相对渗透率进行插值，得到对应驱替倍数下的相对渗透率曲线。
[0019]作为上述技术方案的进一步限定，步骤S2中岩心横截面积、岩心体积、孔隙体积、孔隙度计算公式如下：
[0020][0021]V
b
＝LA
[0022][0023][0024]其中，D为测得的岩心直径，cm；L为测得的岩心长度，cm；m0为测得的岩心干重，g；m1为测得的岩心饱和模拟地层水时的湿重，g；ρ
w
为模拟地层水的密度，g/cm3。
[0025]作为上述技术方案的进一步限定，步骤S3中，束缚水饱和度及束缚水饱和度下的渗透率计算公式如下：
[0026][0027][0028]式中：K
o
(S
wi
)为束缚水状态下油相渗透率，mD；Q为油的流量，mL/s；μ
o
为测定温度下油粘度，mPa
·
s；L为岩心长度，cm；A为岩心截面积，cm2；Δp
c
为岩心驱替压差，MPa。
[0029]作为上述技术方案的进一步限定，步骤S4中，驱替速度通过下式进行确定：
[0030]Lμ
o
v
w
≥1
[0031]作为上述技术方案的进一步限定，步骤S4中，油、水相对渗透率通过下式进行计算：
[0032][0033][0034][0035][0036][0037]式中：K
ro
(S
w
)为采出液饱和度下的油相相对渗透率，无量纲；K
rw
(S
w
)为采出液饱和度下的水相相对渗透率，无量纲；为累计驱替孔隙体积倍数，无量纲；为累计采出孔隙体积倍数，无量纲；f
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【技术保护点】
【技术特征摘要】
1.高倍数水驱岩心油水相对渗透率曲线测量装置，其特征在于，包括依次连接的ISCO泵(1)、六通阀Ⅰ(2)、中间容器(3、4)、六通阀Ⅱ(5)、岩心夹持器(7)及高倍数水驱油水分离高精度连续式计量单元；岩心夹持器(7)的中部通过管线与压力传感器(8)、手摇泵(9)连接；岩心夹持器(7)两端通过管线连接有压力传感器(6、10)。2.根据权利要求1所述的高倍数水驱岩心油水相对渗透率曲线测量装置，其特征在于，所述高倍数水驱油水分离高精度连续式计量单元，包括连通器(12)与固定装置，其左端设有数码相机(20)与计算机(19)，数码相机(20)用于拍照记录，计算机(20)用于储存相片；其右端设有烧杯(17)、天平(18)、与计算机(19)，烧杯(17)用于收集连通器内排出液，天平(18)用于对烧杯内液体实时称重，计算机(19)用于对重量数据进行记录。3.根据权利要求2所述的高倍数水驱油水分离高精度连续式计量单元，其特征在于，所述连通器(12)由油水分离器(121)、转接口Ⅰ(122)、高精度计量管(123)、转接口Ⅱ(124)与软管(125)构成；油水分离器(121)上端为开口，驱替装置出液端由油水分离器(121)上端插入并置于其底部，下端通过转接口Ⅰ(122)与高精度计量管相连(123)，高精度计量管下端通过转接口Ⅱ(124)与软管(125)相连。4.根据权利要求2所述的高倍数水驱油水分离高精度连续式计量...
【专利技术属性】
技术研发人员：贾虎，周子力，张瑞，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：
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