一种考虑渗透率时变性的油水相对渗透率曲线修正方法与流程

本发明涉及油气田开发中岩石分析测试领域，特别涉及一种考虑渗透率时变性的油水相对渗透率曲线修正方法。

背景技术：

油水相对渗透率是研究油水两相流动的基础，是油田开发参数设计、动态分析和油藏数值模拟等方面不可或缺的重要资料。相渗曲线通常是通过室内岩心驱替实验进行测量，非稳态法是测定油水相对渗透率比较常用的方法，通常选取岩心单相水测渗透率或束缚水饱和度下的油测渗透率作为绝对渗透率进行相对渗透率的计算。在油藏注水开发过程中，常伴随着粘土颗粒的膨胀、运移和产出，或地层孔隙压力改变多孔介质形变等现象，均会导致储层物性的变化，进而导致相对渗透率曲线计算失真。特别在致密低渗油藏中，储层物性的变化导致油水相对渗透率曲线常出现残余油饱和度下水相渗透率大于1、等渗点相对渗透率和残余油饱和度下水相渗透率均小于0.1等异常现象。如何对异常相对渗透率曲线进行修正是一种亟待解决的技术难题。

目前相对渗透率曲线测试过程中，均未考虑岩石渗透率的时变性。为此，提出了一种考虑渗透率时变性的油水相对渗透率曲线修正方法，在进行非稳态油水相对渗透率测试前，先以相同的设计注入速度进行注水，建立渗透率修正因子(即时变渗透率与初始渗透率的比值)与注入倍数的关系曲线，确定不同含水饱和度下的渗透率修正因子，对测试的未考虑渗透率时变性的相对渗透率曲线进行校正。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供一种考虑渗透率时变性的油水相对渗透率曲线修正方法，解决了现有技术中存在相对渗透率曲线计算失真的缺陷。

为了达到上述目的，本发明采用的技术方案是：

本发明提供的一种考虑渗透率时变性的油水相对渗透率曲线修正方法，包括以下步骤：

步骤1，建立渗透率修正因子与注水倍数关系曲线；

步骤2，建立未考虑渗透率时变性的油水相对渗透率、以及注水倍数含水饱和度的关系曲线；

步骤3，根据步骤1得到的渗透率修正因子与注水倍数关系曲线、步骤2得到的注水倍数和含水饱和度的关系曲线，建立渗透率修正因子和含水饱和度的关系；

步骤4，利用步骤2中得到的未考虑渗透率时变性的油水相对渗透率除以不同饱和度下的渗透率修正因子，得到不同含水饱和度下的考虑渗透率时变下的油水相对渗透率，进而进行相对渗透率曲线的修正。

优选地，建立渗透率修正因子与注水倍数关系，具体方法是：

第一步，测定实验岩心的气测渗透率和孔隙度，之后进行注水测定岩心的水测渗透率；

第二步，当注入压力稳定且注入流速和产出液流速相同时，将此时对应的渗透率作为初始渗透率；

第三步，继续注水，重新记录时间、压力和出水量，根据注采压差和产出水流速计算时变渗透率，进而得到渗透率修正因子与注水倍数的关系曲线。

优选地，步骤2的具体方法是：利用非稳态法对实验岩心的油水相对渗透率进行测定，得到注水倍数和含水饱和度的关系曲线、以及未考虑渗透率时变性的油水相对渗透率。

优选地，步骤4中，利用不同含水饱和下的考虑渗透率时变下的油水相对渗透率曲线进行修正，具体方法是：

当渗透率修正因子为1时，储层渗透率保持不变，此时相渗曲线保持不变；

当渗透率修正因子大于1时，储层渗透率变好，对残余油饱和度下水相渗透率大于1的异常相渗曲线进行修正；

当渗透率修正因子小于1时，储层渗透率变差，对残余油饱和度下水相渗透率小于0.1的异常相渗曲线修正。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：

本发明提供的一种考虑渗透率时变性的油水相对渗透率曲线修正方法，通过在非稳态法相对渗透率测试前进行渗透率时变性定量计算，建立渗透率时变因子与含水饱和度间的关系，该方法适用于不同渗透率变化规律油藏，包括敏感性伤害油藏、疏松砂岩注水后渗透率不断增大油藏和低渗致密油藏油水相对渗透率曲线的修正，通过该方法修正后的相渗曲线与实际油藏更贴近，保证油藏数模预测结果更准确。

附图说明

图1是渗透率修正因子与注入倍数关系曲线图；

图2是非稳态法油水相对渗透率曲线图；

图3是注入倍数与含水饱和度曲线图；

图4是含水饱和度与渗透率修正因子关系曲线图；

图5是修正后相对渗透率曲线图；

图6是修正前后相对渗透率曲线对比图。

具体实施方式

下面结合附图，对本发明进一步详细说明。

本发明提供的一种考虑渗透率时变性的油水相对渗透率曲线修正方法，主要包括建立渗透率修正因子与注水倍数关系曲线，非稳态法油水相渗曲线测试和相渗曲线修正三部分，具体地：

首先，选取岩心水测渗透率值初值后，继续注水建立岩心水测时变渗透率与注水倍数的关系曲线，得到渗透率修正因子与注水倍数的关系曲线；

其次，按照非稳态法测定岩石油水相对渗透率曲线，同时得到注水倍数和含水饱和度关系曲线，建立含水饱和度和渗透率变化因子的关系曲线；

最后以实测的不同含水饱和度的油水相对渗透率除以该饱和度下的渗透率修正因子，进行相对渗透率曲线的修正。具体流程如下：

(1)建立渗透率修正因子与注水倍数关系

第一步，按照sy/t5345-2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》3中所述进行岩心准备，测定气测渗透率和孔隙度后，进行注水测定岩心的水测渗透率；

第二步，当注入压力稳定且注入流速和产出液流速相同时，选择此刻计算的渗透率为初始渗透率；

第三步，继续注水，重新记录时间、压力和出水量，根据注采压差和产出水流速计算时变渗透率，通过时变渗透率与初始渗透率计算得到渗透率修正因子，即时变渗透率与初始渗透率的比值；进而建立渗透率修正因子与注水倍数的关系。

(2)非稳态法油水相渗曲线测试

按照sy/t5345-2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》6.2中所述非稳态法进行岩心中油水相对渗透率进行测定；基于非稳态法相渗测定所记录的时间、出油量、出水量，按照jbn方法对数据进行处理，得到实验室中未考虑渗透率时变性的油水相对渗透率、以及注水倍数和含水饱和度的关系曲线。

(3)相对渗透率曲线修正

以(1)中得到的渗透率修正因子与注水倍数的关系曲线和(2)中得到的注水倍速和含水饱和度的关系曲线，建立渗透率修正因子和含水饱和度的关系；

以(2)非稳态法测得的未考虑渗透率时变的油水相对渗透率除以不同饱和度下的渗透率修正因子，得到不同含水饱和度下的考虑渗透率时变下的油水相对渗透率。

通过上述方法即可完成岩石中油水相对渗透率曲线的修正。

当渗透率修正因子为1时，说明储层渗透率保持不变，此时相渗曲线无需修正；

当渗透率修正因子大于1时，说明渗透率变好，此时不考虑渗透率时变性的油水相对渗透率偏大，可对残余油饱和度下水相渗透率大于1的异常相渗曲线进行修正；

当渗透率修正因子小于1时，说明渗透率变差，此时不考虑渗透率时变性的油水相对渗透率偏低，适用于残余油饱和度下水相渗透率小于0.1的异常相渗曲线修正。

通过该方法修正后的相渗曲线与实际油藏更贴近，保证油藏数模预测结果更准确。

本发明时一种考虑渗透率时变性的油水相对渗透率曲线修正方法，通过在非稳态法相对渗透率测试前进行渗透率时变性定量计算，建立渗透率时变因子与含水饱和度间的关系。该修正方法时一种广义的相对渗透率曲线测试方法，当时渗透率修正因子为1时，说明储层渗透率保持不变，此时相渗曲线无需修正；当渗透率修正因子大于1时，说明渗透率变好，此时不考虑渗透率时变性的油水相对渗透率偏大，可对残余油饱和度下水相渗透率大于1的异常相渗曲线的修正；当渗透率修正因子小于1时，说明渗透率变差，此时不考虑渗透率时变性的油水相对渗透率偏低，适用于残余油饱和度下水相渗透率小于0.1的异常相渗曲线修正。该方法适用于不同渗透率变化规律油藏，包括敏感性伤害油藏、疏松砂岩注水后渗透率不断增大油藏和低渗致密油藏油水相对渗透率曲线的修正。通过该方法修正后的相渗曲线与实际油藏更贴近，保证油藏数模预测结果更准确。

实施案例：

岩心气测渗透率0.53md，孔隙度10.3％，水测渗透率初始值0.14md，束缚水饱和度下相测渗透率0.11md，原油粘度1.5cp。

步骤1，得到如图1所示的渗透率修正因子与注水倍数关系曲线图；

步骤2，得到如图2所示的非稳态法油水相对渗透率曲线图和如图3所示的注入倍数与含水饱和度曲线；

步骤3，得到如图4所示的含水饱和度与渗透率修正因子关系曲线；

步骤4，得到如图5所示的修正后相对渗透率曲线图。

将修改前后相对渗透率曲线进行对比，如图6所示。