校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法技术

本发明专利技术提供一种校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法，包括：步骤1，稳态法测定岩石相对渗透率，获取实验数据；步骤2，建立两个区域的压力变化和作用岩心长度的关联性，引入端面因子表征受岩心端面效应影响长度与岩心两端压降之间的比例关系；步骤3，构建岩心压降、流量与端面因子之间的关系模型；步骤4，计算得到非润湿相相对渗透率；步骤5，验证稳态法端面效应校正的可靠性。该校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法够更贴近真实渗流状况，通过校正饱和度端点达到减弱端面效应影响的目的，引入端面因子，保障数据准确度的同时，减少了实验次数，是一种简便的稳态端面效应校正算法。效应校正算法。效应校正算法。

【技术实现步骤摘要】
校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法


[0001]本专利技术涉及油田开发
，特别是涉及到一种校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法。

技术介绍

[0002]随着致密油气勘探开发的蓬勃发展，专家学者对致密储层的认识程度也在不断提高，通常认为致密储层孔喉细小、渗透率低，毛管力作用强烈，因此加强致密储层的渗流机理及影响因素的研究，对提高该类储层采收率有着重要的指导意义。相对渗透率资料是研究多孔介质中两相渗流的基础，通常是致密储层的岩心进行多相流测试实验得到的。但实验过程中，岩心出口端的毛细管力消失，导致岩心末端润湿相聚集，进而影响到整块岩心润湿相与非润湿相饱和度分布以及不同长度的压力降，这种毛细管力不连续产生影响的现象被称为端面效应。因此，校正端面效应对于毛管力作用强烈的低渗油藏至关重要。
[0003]目前已有的校正端面效应的方法可分为三类，第一类室内实验中高渗岩心通过提高驱替流速降低端面效应，但低渗透油藏渗透率低，该方法适用性较差。第二类针对非稳态测试方法，利用数值模拟技术校正端面效应，这种方法不适用更能反映油藏真实渗流的稳态测试方法。第三类基于大量实验数据，优化算法构建校正端面效应的相渗曲线公式，实验次数多，难以大面积推广。
[0004]在申请号：CN201810115390.5的中国专利申请中，涉及到一种基于数值模拟迭代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、相渗曲线迭代修正三部分；其首先建立了考虑末端效应的一维岩心两相驱替数值模拟模型，然后结合室内实验在末端效应影响下测得的相渗曲线，基于数值模拟模型与迭代算法对相渗曲线进行校正，形成了一套完整的消除末端效应影响的相渗曲线校正方法。但该专利中所涉及的方法，仅针对非稳态法所造成的端面效应进行校正，而对于更贴近油藏实际的稳态法相渗测试方法没有涉及到。
[0005]在申请号：CN201810115163.2的中国专利申请中，涉及到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。该专利技术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。该专利技术利用虚拟网络模拟端面效应的影响区域与室内岩心的真实影响区域存在一定的偏差。
[0006]在《中国海上油气》2016.10文献中：一种改进的油水相渗实验末端效应校正方法，从末端效应形成机理出发，利用大量历史实验数据和统计回归得到末端效应的无因次比，从而建立改进的相渗曲线校正方法，并据此对油藏早期相渗曲线的形态和饱和度端点进行了校正。但此方法基于大量实验数据，构建校正端面效应的相渗曲线公式，实验次数多，难以大面积推广。
[0007]以上现有技术均与本专利技术有较大区别，未能解决我们想要解决的技术问题，为此我们专利技术了一种新的校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法。

技术实现思路

[0008]本专利技术的目的是提供一种能够更贴近真实渗流状况的校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法。
[0009]本专利技术的目的可通过如下技术措施来实现：校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法，该校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法包括：
[0010]步骤1，稳态法测定岩石相对渗透率，获取实验数据；
[0011]步骤2，建立两个区域的压力变化和作用岩心长度的关联性，引入端面因子表征受岩心端面效应影响长度与岩心两端压降之间的比例关系；
[0012]步骤3，构建岩心压降、流量与端面因子之间的关系模型；
[0013]步骤4，计算得到非润湿相相对渗透率；
[0014]步骤5，验证稳态法端面效应校正的可靠性。
[0015]本专利技术的目的还可通过如下技术措施来实现：
[0016]在步骤1中，利用稳态法相对渗透率测定方法进行2组不同注入比例实验，获得岩心基础数据、压力和流量这些实验数据，为后续端面效应提供可靠实验数据。
[0017]在步骤2中，得到不同注入比例下端面效应引起的压力降与受端面效应影响的岩心区域长度之间的关系，引入端面因子来表示端面效应对岩心受影响长度与岩心两端压降之间的比例关系这一特性。
[0018]在步骤2中，ΔP
nw,测量
表示实验测量得到的进口端与出口端的压差，MPa，ΔL表示室内实验测试岩心的长度，cm；将润湿相与非润湿相均匀分布部分的岩心长度设为ΔL
未影响
，此区域压力降为ΔP
nw,未影响
；将非均匀部分的岩心长度为ΔL
CEE
，压力降为ΔP
nw,CEE
；
[0019]根据实验数据回归得到：在相同润湿相与非润湿相注入比例下，由于端面效应的影响，与存在稳定的比例关系，随着注入流量的不同，随变化率是恒定不变的；
[0020]引入端面因子β表征随变化率；
[0021][0022]其中表示为受端面效应区域的压降与不受端面效应区域的压降的比值；
[0023]表示端面效应区域岩心的长度与不受端面效应区域岩心长度的比值。
[0024]在步骤3中，构建受端面效应影响的岩心压降、不受端面效应影响的岩心压降、流量与端面因子之间的关系模型。
[0025]步骤3包括：
[0026]1)获得岩心实测压降与未受影响区域相对渗透率的对应关系：
[0027][0028]其中q
nw
为非润湿相出口端的流量，mL/min；
[0029]K为绝对渗透率，10
‑3μm2；
[0030]k
rnw未影响
为未受端面效应影响的非润湿相相对渗透率；
[0031]A为岩心的横截面积，cm2；
[0032]μ
nw
为非润湿相的粘度，mpa.s；
[0033]2)利用端面因子和关系表达式(2)，获得岩心实测压降ΔP
nw,实测
与端面因子β的关系模型：
[0034][0035]在步骤4中，以组实验数据为基础，利用数学模型计算出不受端面效应影响的非润湿相相对渗透率，即为校正端面效应后的非润湿相相对渗透率。
[0036]在步骤4中，通过两次油水稳态渗流实验得到不受端面效应影响的非润湿相相对渗透率k
rnw,未影响
和不受端面效应影响的压降的值；
[0037][0038]其中q
1nw
为第一次测试时非润湿相出口端的流量，mL/min；
[0039]q
2nw
为第二次测试时非润湿相出口端的流量，mL/min；
[0040]为第一次测试时进口端和出口端的降压，MPa；
[0041本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法，其特征在于，该校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法包括：步骤1，稳态法测定岩石相对渗透率，获取实验数据；步骤2，建立两个区域的压力变化和作用岩心长度的关联性，引入端面因子表征受岩心端面效应影响长度与岩心两端压降之间的比例关系；步骤3，构建岩心压降、流量与端面因子之间的关系模型；步骤4，计算得到非润湿相相对渗透率；步骤5，验证稳态法端面效应校正的可靠性。2.根据权利要求1所述的校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法，其特征在于，在步骤1中，利用稳态法相对渗透率测定方法进行2组不同注入比例实验，获得岩心基础数据、压力和流量这些实验数据，为后续端面效应提供可靠实验数据。3.根据权利要求1所述的校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法，其特征在于，在步骤2中，得到不同注入比例下端面效应引起的压力降与受端面效应影响的岩心区域长度之间的关系，引入端面因子来表示端面效应对岩心受影响长度与岩心两端压降之间的比例关系这一特性。4.根据权利要求3所述的校正稳态法测相对渗透率实验的端面效应的方法，其特征在于，在步骤2中，ΔP
nw,测量
表示实验测量得到的进口端与出口端的压差，MPa，ΔL表示室内实验测试岩心的长度，cm；将润湿相与非润湿相均匀分布部分的岩心长度设为ΔL
未影响
，此区域压力降为ΔP
nw,未影响
；将非均匀部分的岩心长度为ΔL
CEE
，压力降为ΔP
nw,CEE
；根据实验数据回归得到：在相同润湿相与非润湿相注入比例下，由于端面效应的影响，与存在稳定的比例关系，随着注入流量的不同，随变化率是恒定不变的；引入端面因子β表征随变化率；其中表示为受端面效应区域的压降与不受端面效应区域的压降的比值；表示端面效应区域岩心的长度与不受端面效应区域岩心长度的比值。5.根据权利要求1所述的校正稳态法...

【专利技术属性】
技术研发人员：贝君平，邴绍献，李奋，于春磊，李兴，李新，肖莉，李振泉，张以根，王倩，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院，
类型：发明
国别省市：