一种计算致密储层自发渗吸两相流体相对渗透率的方法与流程

本发明涉及一种储层自发渗吸两相流体相对渗透率的计算方法，尤其针对致密储层自发渗吸两相流体相对渗透率的计算。主要结合致密储层岩心自发渗吸核磁共振实验，可对致密油对致密储层自发渗吸过程气水(或油水)两相渗流相对渗透率进行定量计算，是一种准确有效的致密储层开发过程自发渗吸动态评价方法。

背景技术：

随着全球能源需求量的剧增和常规油气资源的日益枯竭，以致密油气为代表的非常规资源勘探开发日益受到重视。不同于常规储层，致密油气储层主要发育微纳米孔隙结构，储层物性极差，非均质强，因此，水平井多级压裂技术被用于致密储层开发，致密储层极差的物性使得常规注水驱油开发方式极难实现，而以自发渗吸驱油的开发方式可以取得一定的效果，因此，准确评价致密储层自发渗吸气水(或油水)两相动态，对于指导致密储层高效开发，具有极其重要的现实意义。

目前，实验室内测试两相相对渗透率的实验方法主要有稳态法和非稳态法。参照中华人民共和国石油行业标准《sy/t5843-1997(2005)气水相对渗透率测定》和《sy/t5345-1999油水相对渗透率测定》，稳态法和非稳态法对样品物性均有严格要求，如针对气水两相相对渗透率测定，稳态法适用于样品渗透率范围为(0.5～1000)×10^-3μm²，而非稳态法适用于样品渗透率大于0.01×10^-3μm²。同时，在实验过程中需要准确计量气水、油水两相流体的流量、驱替压力和驱替时间，最终基于达西渗流理论求取对应各相的相渗透率，进而得到各相的相对渗透率。而在自发渗吸过程中，两相渗流过程的作用力主要为毛管压力和重力，并不存在外在驱替压力，因此亦无法准确计量得到，这就使得常规的相对渗透率测试及计算方法并不适用于致密油气藏开发流体自发渗吸过程相对渗透率的计算，从而对自发渗吸过程两相流体的动态表征带来一系列困难。

研究表明，基于室内岩心核磁共振实验分析获取的t2谱，可有效指示两相流体渗流过程不同含水饱和度条件流体分布，从而可以建立起相对渗透率与含水饱和度的函数关系。因此，通过监测致密储层自发渗吸过程核磁共振t2谱分布，结合核磁共振渗透率计算sdr模型可推导得出不同含水饱和度条件流体相渗透率，进而获取不同含水饱和度条件各相流体的相对渗透率，为致密储层开发过程自发渗吸两相流体渗流动态评价提供支撑。

技术实现要素：

本发明目的在于提供一种计算致密储层自发渗吸两相流体相对渗透率的方法，由此得到的计算模型、认识和结论，丰富了致密油气藏开发过程储层自发渗吸流体渗流动态评价方法，克服了传统实验技术对致密油气藏开发过程自发渗吸动态评价的局限。

为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。

致密储自发渗吸两相流体相对渗透率计算公式如下：

据文献(kenyonwe.nuclearmagneticresonanceasapetrophysicalmeasurement.nucleargeophysics,1992,6,153-171.)(coatesgr,xiaol,prammermg.nmrloggingprinciplesandapplications.halliburtonenergyservices:houston,tx,1999.)得到一种基于核磁共振t2谱计算储层渗透率的方法，即sdr模型。可由下式进行表示：

式中，k—核磁计算渗透率，单位为毫达西(md)；

φ—孔隙度，单位为小数(f)；

c—与岩石矿物成分相关的系数，可通过实验数据拟合得，无量纲；

m，n—与岩石物性和微观结构相关的系数，分别等于4和2，无量纲；

t2lm—横向弛豫时间t2对数平均值，单位为毫秒(ms)。对于饱和水岩心样品，t2谱对数平均值可以通过以下公式计算：

式中，t2i—核磁共振t2谱对应的横向弛豫时间，单位为毫秒(ms)；

m(t2i)—不同横向弛豫时间t2i对应的幅度值，单位为幅度(a.u.)。

从公式(1)可知，对于两相流体渗流(油水两相，油为非润湿相，水为润湿相；气水两相，气为非润湿相，水为润湿相；核磁共振t2谱监测中，水有核磁共振信号，模拟油(氟油)气均无核磁共振信号)，则有核磁共振信号润湿相流体(w)的相渗透率可以表示为，

同理可得，对于两相流体渗流状态，无核磁共振信号非润湿相流体(nw)的相渗透率可以表示为，

式中，kw—两相流体共渗时润湿相流体(水)相渗透率，单位为毫达西(md)；

knw—两相流体共渗时非润湿相流体(气或油)相渗透率，单位为毫达西(md)；

sw—两相流体共渗时润湿相流体(水)饱和度，单位为小数(f)；

snw—两相流体共渗时非润湿相流体(气或油)饱和度，snw＝1-sw，单位为小数(f)；

t2lmw—两相流体渗流润湿相流体横向弛豫时间t2谱对数平均值，单位为毫秒(ms)；

t2lmnw—两相流体渗流非润湿相流体横向弛豫时间t2谱对数平均值，单位为毫秒(ms)。

自发渗吸一段时间后，样品润湿相流体饱和度(swt)可由下式表示：

对于部分饱和水岩心样品，假定其含水饱和度为swt，则核磁共振t2谱对数平均值可以通过以下公式计算：

对于无核磁共振信号相(油或气)流体，对应的核磁共振t2谱对数平均值可以通过以下公式计算：

式中，sw—样品含水饱和度，单位为百分之(％)；

swt—自发渗吸一段时间后样品含水饱和度，单位为百分之(％)；

m(t2i)sw＝swt—自发渗吸一段时间后，样品含水饱和度为swt时核磁共振信号幅度值，单位为幅度(a.u.)；

t2lmw—自发渗吸一段时间后，样品含水饱和度为swt时有核磁共振信号相(水)t2谱对数平均值，单位为毫秒(ms)；

t2lmnw—自发渗吸一段时间后，样品含水饱和度为swt时无核磁共振信号相(气或油)t2谱对数平均值，单位为毫秒(ms)；

t2—横向弛豫时间，单位为毫秒(ms)；

t2max—横向弛豫时间最大值，单位为毫秒(ms)。

则联立公式(1)和(3)可知，致密储层自发渗吸两相流体渗流润湿相流体(水)相对渗透率表示为：

则联立公式(1)和(4)可知，致密储层自发渗吸两相流体渗流非润湿相流体(气或油)相对渗透率表示为：

式中，krw—致密储层自发渗吸过程润湿相流体相对渗透率，无量纲；

krnw—致密储层自发渗吸过程非润湿相流体相对渗透率，无量纲；

kw—致密储层自发渗吸过程润湿相流体相渗透率，md；

knw—致密储层自发渗吸过程非润湿相流体相渗透率，md。

从公式(8)和(9)可以看出，要确定致密储层自发渗吸两相流体的相对渗透率，首先必须准确求取自发渗吸过程储层流体的饱和度(sw，snw)和不同饱和度条件横向弛豫时间t2谱对数平均值(t2lmw，t2lmnw)。

一种计算致密储层自发渗吸两相流体相对渗透率的方法，依次包括以下步骤：

(1)实验岩心准备；

(2)样品饱和模拟地层水及对应核磁共振t2谱测试；

(3)自发渗吸核磁共振实验；

(4)自发渗吸过程t2谱变化分析，确定对应流体饱和度和核磁共振t2谱对数平均值；

(5)计算致密储层岩心自发渗吸过程两相流体相对渗透率。

以下对各步骤进行具体说明：

(1)实验岩心准备

按照中华人民共和国国家标准gb/t29172-2012《岩心分析方法》，对岩样进行选取、制备、清洗。岩样两端断面切割平整，用于自发渗吸核磁共振实验。用高精度电子天平称量样品干重m0，游标卡尺测量长度l、直径d，并参照标准测量得到氦气孔隙度φ、氮气渗透率k。

(2)样品饱和模拟地层水及对应核磁共振t2谱测试

步骤如下：①核磁共振实验装置调试。选用标样对核磁共振实验系统进行标定，确定te(回波间隔)、tw(等待时间)、nech(回波数)等参数。本发明针对致密储层岩心样品选择核磁共振cpmg序列，采样参数分别为：回波间隔te＝0.254ms，等待时间tw＝6000ms，回波个数nech＝12000，90°脉宽p1＝5，扫描次数n＝32，本发明中核磁共振实验t2谱扫描均选用此参数；②样品抽真空加压饱和，再稳定驱替饱和。将岩心抽真空至133pa，在20mpa压力下加压饱和模拟地层水48小时后，再以0.01ml/min驱替模拟地层水24h的方法饱和致密储层岩心样品，取出样品用滤纸吸去表面吸附水滴，称量饱和水岩心样品质量m1；③样品饱和模拟地层水状态t2谱测量。将样品装入核磁共振岩心夹持器，保持调试状态参数不变，测量获取饱和模拟地层水状态t2谱。

(3)自发渗吸核磁共振实验

步骤如下：①将饱和模拟地层水岩心样品洗盐，烘干；②将样品用热缩管(无核磁共振信号)包裹并称重，后将样品在实验室条件置于恒温自发渗吸实验装置中，采用端面自发渗吸的方式进行实验，保持下端面没入模拟地层水中，监测不同自吸时间后样品质量(mi)，同时监测得到对应状态核磁共振t2谱；③连续自发渗吸，对应检测得到不同自发渗吸时间核磁共振t2谱，直至样品核磁共振t2谱趋于重叠，结束实验。

(4)自发渗吸过程t2谱变化分析，确定对应流体饱和度和核磁共振t2谱对数平均值

基于步骤(2)(3)实验获取的饱和模拟地层水和部分饱和水状态样品核磁共振t2谱，基于公式(5)得到不同自发渗吸时间后样品饱和度；同时，基于饱和水状态核磁共振t2谱和部分饱和水状态核磁共振t2谱，结合公式(6)计算得到润湿相流体t2谱对数平均值t2lmw；同时，结合公式(7)计算得到非润湿相流体t2谱对数平均值t2lmnw。

(5)计算致密储层岩心自发渗吸过程两相流体相对渗透率。

基于步骤(1)至(4)计算得到的含水饱和度sw，润湿相流体t2谱对数平均值t2lmw，非润湿相流体t2谱对数平均值t2lmnw，结合公式(8)(9)得到致密储层岩心样品自发渗吸两相流体相对渗透率。

本发明提出了一种新的致密储层自发渗吸过程两相流体相对渗透率计算方法，并提出了基于实验数据分析计算自发渗吸过程两相流体相对渗透率的实施步骤。本发明结合自发渗吸核磁共振实验数据提出的致密储层自发渗吸过程两相流体相对渗透率计算方法，为致密储层自发渗吸过程两相流体渗流动态评价提供借鉴，进而为致密油气藏开发动态评价奠定基础。

本发明与现有技术相比，其显著优点在于：(1)手段先进，思路新颖，精度高。结合低场核磁共振监测技术，可有效描述致密储层岩心自发渗吸过程不同含水饱和度条件流体分布，准确可靠；(2)可操作性。相较于常规相对渗透率实验技术，本发明所需的相关参数均可通过实验监测准确获取，操作性强；(3)定量准确。结合核磁共振横向弛豫时间谱和核磁共振计算渗透率sdr模型，可准确计算不同含水饱和度条件润湿相和非润湿相流体相对渗透率。

附图说明

图1为用于核磁共振自发渗吸实验致密储层岩心样品示意图

图2为致密储层岩心样品自发渗吸过程核磁共振t2谱分布

图3为样品自发渗吸过程含水饱和度变化

图4为基于本发明计算得到的致密储层岩心自发渗吸过程两相流体相对渗透率

具体实施方式

图1为用于核磁共振自发渗吸实验的致密储层岩心样品示意图。岩样的长度、直径、孔隙度、渗透率等参数以国家标准gb/t29172-2012要求进行测量。

图2为实例中致密储层岩心样品自发渗吸过程不同时间核磁共振t2谱分布图。

图3为实例中致密储层岩心样品自发渗吸过程含水饱和度变化。

图4为实例中致密储层岩心样品基于核磁共振实验得到的自发渗吸气水两相相对渗透率。

应用实例：

以致密气藏岩心自发渗吸水为例。已知该致密储层岩心样品(图1所示)取自某气田深度为631.09m处，样品孔隙度为14.16％，经过克氏校正的气测渗透率为0.373md，测量得样品长度为4.261cm，直径为2.495cm，干重为47.570g。

该样品饱和水状态和自发渗吸过程核磁共振t2谱分布如图2所示。

根据自发渗吸过程样品核磁共振t2谱变化，结合公式(5)计算得到不同自发渗吸时间样品含水饱和度如图3所示。其中，自发渗吸结束后样品含水饱和度为79.078％。

结合公式(6)(7)计算得到润湿相和非润湿相流体不同自发渗吸时间对应核磁共振t2谱对数平均值。以自发渗吸结束(sw＝79.078％)为例，对应水相t2谱对数平均值为：

对应气相t2谱对数平均值为：

对应饱和水状态t2谱对数平均值为：

结合公式(8)(9)计算得到润湿相和非润湿相流体不同自发渗吸时间对应含水饱和度下气相和水相相对渗透率，最终得到样品自发渗吸过程气-水相对渗透率曲线如图4所示。以自发渗吸结束(sw＝79.078％)为例，对应水相相对渗透率为：

对应气相相对渗透率为：