本发明涉及石油、天然气等地下流体在低渗透多孔介质内的渗流特征及油气藏开发研究，特别是涉及到一种致密低渗透油藏油水两相流最大渗流阻力梯度的获取方法。
背景技术：
致密低渗透油藏具有比一般的低渗透油藏更细、更小的孔喉，流体在渗流过程中渗流阻力影响比较大，存在着“以一定注入压力注水过程逐渐停止，只有提高注入压力注水过程才能持续进行”及“注不进、采不出”的现象，严重影响了低渗透油藏有效开发，目前还没有一种有效的方法获得低渗透油藏的最大渗流阻力。为此，我们发明了一种通过岩心的渗流参数获取致密低渗透油藏油水两相流最大渗流阻力梯度的方法，从而解决了上述难题。
技术实现要素：
本发明的目的是提供一种能够定量计算低渗储层最大渗流阻力梯度，为低渗油藏的合理、有效开发奠定基础的致密低渗透油藏油水两相流最大渗流阻力梯度的获取方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：致密低渗透油藏油水两相流最大渗流阻力梯度的获取方法，该致密低渗透油藏油水两相流最大渗流阻力梯度的获取方法包括：步骤1，测量稳态压力梯度－流量关系，分别绘制油、水驱替压力梯度与流量的关系曲线；步骤2，拟合实验曲线，获得油、水两相分别的非线性渗流参数；步骤3，利用获得的油、水两相非线性渗流参数，计算最大渗流阻力梯度对应的含水饱和度数值；步骤4，应用最大渗流阻力梯度对应的含水饱和度数值，计算岩心的最大渗流阻力梯度。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，将岩心烘干饱和度去离子水，以某一固定的油水体积比条件下，用不同的驱替压力进行注入，直到达到稳态流动，用多功能岩芯驱替装置测量稳态压力梯度－流量关系，分别记录不同驱替压差下油、水通过低渗透岩心的渗流速度，在同一坐标图上绘制油、水驱替压力梯度与流量的关系曲线。
在步骤2中，应用公式(1)拟合水相驱替压力梯度与流量关系曲线，获得水相非线性渗流参数δw、cw：
式中，qw为水相不同驱替压力梯度下的流量，ml/s；δp为驱替压力，mpa；μw为去离子水的粘度，mpa/s；a为岩心横截面积，cm2；k0为岩心绝对渗透率，md；δw为去离子水渗流非线性系数，无量纲；cw为去离子水渗流非线性系数，m/mpa-1；l为岩心长度，cm。
在步骤2中，应用公式(2)拟合油相驱替压力梯度与流量关系曲线，获得油相非线性渗流参数δo、co：
式中，qo为油相不同驱替压力梯度下的流量，ml/s；δp为驱替压力，mpa；μo为模拟油的粘度，mpa/s；a为岩心横截面积，cm2；k0为岩心绝对渗透率，md；δo为模拟油渗流非线性系数，无量纲；co为模拟油渗流非线性系数，m/mpa-1；l为岩心长度，cm。
在步骤3中，根据获得的油、水相分别的渗流参数及岩心和流体的基本参数这些数据，应用公式(3)计算最大渗流阻力梯度对应的含水饱和度数值，计算公式为
式中，krw为水相相对渗透率，小数；sw为含水饱和度；fw为不同含水饱和度下的含水率，小数；在公式(3)中，当ξ＝0时即可获得最大渗流阻力梯度对应的含水饱和度数值，式(3)通过给定不同的饱和度数值，通过试算法得到近似值。
在步骤4中，根据最大渗流阻力梯度对应的含水饱和度数值，计算最大渗流阻力梯度，计算公式为
式中，λpmax为最大渗流阻力梯度，mpa/m；μw为去离子水的粘度，mpa/s；a为岩心横截面积，cm2；k0为岩心绝对渗透率，md；krw为水相相对渗透率，小数；fw为不同含水 饱和度下的含水率，小数；δw为水相渗流非线性系数，无量纲；cw为水相渗流非线性系数，m/mpa-1；δp为驱替压力，mpa；l为渗流长度，m；qinj为流体注入速度，ml/s。。
本发明中的致密低渗透油藏油水两相流最大渗流阻力梯度的获取方法，是研究石油、天然气等地下流体在低渗透多孔介质内的渗流特征及油气藏开发的重要研究方法。随着油田开采工艺水平的提高及国民经济发展的需要，低渗透甚至致密低渗透储层中蕴藏的石油有了工业开采价值，搞清储层渗流阻力的分布特征，对于致密油藏的有效注水开发奠定了理论基础。该方法建立了能够定量计算低渗储层最大渗流阻力梯度，为改善这种低渗油藏油田开发效果奠定基础。该方法针对致密低渗透油藏存在最大渗流阻力梯度的问题，从定量研究低渗透岩心油水两相渗流规律出发，应用致密低渗透油藏渗流理论模型拟合渗流曲线，在获得油、水两相分别的非线性渗流参数的基础上，计算最大渗流阻力梯度对应的含水饱和度数值，利用该含水饱和度数值计算低渗透油藏注水开发过程中的最大渗流阻力梯度。
附图说明
图1为本发明的致密低渗透油藏油水两相流最大渗流阻力梯度的获取方法的一具体实施例的流程图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。
如图1所示，图1为本发明的致密低渗透油藏油水两相流最大渗流阻力梯度的获取方法的流程图。
在步骤101中，将岩心烘干饱和度去离子水，以某一固定的油水体积比条件下，用不同的驱替压力进行注入，直到达到稳态流动，用多功能岩芯驱替装置测量稳态压力梯度－流量关系，分别记录不同驱替压差下油、水通过低渗透岩心的渗流速度，在同一坐标图上绘制油、水驱替压力梯度与流量的关系曲线；应用jbn方法计算不同含水下的油、水相相对渗透率数值，并且计算不同含水饱和度下的含水率数值；
在步骤102中，应用公式(1)拟合在步骤101中所获得水相驱替压力梯度与流量关系曲线，获得水相非线性渗流参数δw、cw；
式中，qw为水相不同驱替压力梯度下的流量，ml/s；δp为驱替压力，mpa；μw为去离子水的粘度，mpa/s；a为岩心横截面积，cm2；k0为岩心绝对渗透率，md；δw为去离子水渗流非线性系数，无量纲；cw为去离子水渗流非线性系数，m/mpa-1；l为岩心长度，cm。
应用公式(2)拟合在步骤101中所获得油相驱替压力梯度与流量关系曲线，获得油相非线性渗流参数δo、co。
式中，qo为油相不同驱替压力梯度下的流量，ml/s；δp为驱替压力，mpa；μo为模拟油的粘度，mpa/s；a为岩心横截面积，cm2；k0为岩心绝对渗透率，md；δo为模拟油渗流非线性系数，无量纲；co为模拟油渗流非线性系数，m/mpa-1；l为岩心长度，cm。
在步骤103中，根据获得的油、水相分别的渗流参数及岩心和流体的基本参数等数据，应用公式(3)计算最大渗流阻力梯度对应的含水饱和度数值，计算公式为
在公式(3)中，当ξ＝0时即可获得最大渗流阻力梯度对应的含水饱和度数值swpmax。式(3)仅能通过给定不同的饱和度数值，通过试算法得到近似值。
式中，krw为水相相对渗透率，小数；sw为含水饱和度；fw为不同含水饱和度下的含水率，小数。
在步骤104，根据步骤103中获得的岩心尺度上的最大渗流阻力梯度对应的含水饱和度数值后，计算油藏尺度上不同注水量条件下最大渗流阻力梯度，计算公式为
式中，λpmax为最大渗流阻力梯度，mpa/m；μw为去离子水的粘度，mpa/s；a为岩心横截面积，cm2；k0为岩心绝对渗透率，md；krw为水相相对渗透率，小数；fw为不同含水 饱和度下的含水率，小数；δw为水相渗流非线性系数，无量纲；cw为水相渗流非线性系数，m/mpa-1；δp为驱替压力，mpa；l为渗流长度，m；qinj为流体注入速度，ml/s。
流程结束。