地层高温高压气水相渗曲线测定方法

摘要

本发明公开了地层高温高压气水相渗曲线测定方法，它包括以下步骤：S1、岩心准备；S2、流体准备；S3、平衡气和平衡地层水单脱测试；S4、岩心饱和水；S5、连结流程加温建压；S6、平衡水相渗透率Kw测试；S7、气驱水过程相渗测试；S8、累积产水量W(t)及累积产气量G(t)的校正，将地面条件下记录的值转化到地层条件下；S9、计算各时刻的水相相对渗透率Krw和气相相对渗透率Krg以及岩样出口端面含气饱和度Sge。本发明的有益效果是：有效模拟了真实气藏地层的高温高压条件，充分考虑了地层高温高压条件岩石和流体的影响，测定结果更符合生产实际，实验数据可利用价值高，克服了现有测定方法的不足。

主权项

1.地层高温高压气水相渗曲线测定方法，其特征在于：它包括以下步骤：S1、岩心准备，对现场取回的岩心进行抽提、清洗、烘干后测岩心的长度L、直径d、岩心孔隙度φ、渗透率K；S2、流体准备：根据实际气藏的地层水样分析数据配制地层水；选取实际气藏的天然气样品；在常温下将水样中间容器（3）和气样中间容器（2）分别装满配制的地层水和地层压力下的高压天然气，将气水平衡器（4）装入50%体积地层水、并注入50%天然气到地层压力下，进行摇动搅拌4～6小时，保持在常温下有过量气溶解在水中；S3、平衡气和平衡地层水单脱测试，测定平衡气的体积系数B_g和平衡地层水的体积系数B_w和气水比GWR_w；S4、岩心饱和水；S5、连结流程加温建压，其包括以下子步骤：S51、将饱和好的岩心装入夹持器，保持围压比岩心入口压力高，再加温到地层设定温度；S52、打开控制阀A（19）、三通阀A（16）、三通阀C（18）、控制阀D（22）、控制阀E（23）、控制阀F（24）、控制阀G（25），用地层水将岩心驱替系统逐步建立到地层压力，所述打开三通阀A（16）为接通三通阀C（18）和控制阀A（19），打开三通阀C（18）为接通三通阀A（16）与控制阀D（22）；S53、打开控制阀A（19）、三通阀A（16），关闭控制阀B（20）、三通阀B（17）、打开控制阀C（21）、三通阀C（18）、控制阀D（22）、控制阀E（23）、控制阀F（24）、控制阀G（25），用高压水从上部注入，下部出平衡水将岩心驱替中的水进行置换，所述打开三通阀A（16）为连通控制阀A（19）和气水平衡器（4）上端部，关闭三通阀B（17）为断开控制阀B（20）与气水平衡器（4）上端部，打开三通阀C（18）为连通控制阀C（21）和控制阀D（22）；S6、平衡水相渗透率K_w测试，在地层压力温度下继续进行恒压平衡水置换地层水驱，定时测定出口水速度，待岩心进出口的压差Δp（MPa）、出口流量Q_w（cm³/s）和气水比达到GWR_w稳定后，测定水相渗透率K_w，以此作为水气相对渗透率的基础；$K_w=\frac{Q_w{\mu }_{w}L}{10\mathrm{A\Delta p}}$式中：K_w——水测岩样渗透率，mD；μ_w——地层水粘度，mPa·s；L——岩样长度，cm；A——岩样横截面积，cm²，d——岩样直径，cm；S7、气驱水过程相渗测试，其包括以下子步骤：S71、关闭控制阀A（19），控制阀D（22）；打开三通阀A（16）、控制阀B（20）、三通阀B（17）、控制阀C（21）、三通阀C（18）、控制阀E（23）、控制阀F（24）、控制阀G（25）；所述打开三通阀A（16）为接通气水平衡器（4）上端和三通阀C（18），打开三通阀B（17）为接通控制阀B（20）和控制阀C（21），打开三通阀C（18）为接通三通阀A（16）与控制阀D（22）；S72、设定好预定恒速或恒压，启动注入泵（1），同时打开控制阀D（22），开始记录实验数据，出口通过分离器（12）进行气水分离，实验过程保持分离器（12）淹没在冰水冷凝浴中，驱替直至不出水为止，记录各个时刻的岩心两端的进出口压力p₁(t)、p₂(t)或压差Δp(t)，累积产出的水量W(t)和气量G(t)；S73、气驱水至束缚水状态，测定束缚水状态下气相有效渗透率后结束实验；S8、累积产水量W(t)及累积产气量G(t)的校正，将地面条件下记录的值转化到地层条件下，W′(t)=W(t)B_w，G′(t)=G(t)-W(t).GWR_wB_g，其中：W‘(t)为校正后的累积产水量，cm³；G‘(t)为校正后的累积产气量，cm³；S9、计算各时刻的水相相对渗透率K_rw和气相相对渗透率K_rg以及岩样出口端面含气饱和度S_ge，$f_w\left(s_g\right)=\frac{d{V}_w\left(t\right)}{\mathrm{dV}\left(t\right)},$$K_{\mathrm{rw}}=f_w\left(S_g\right)\frac{d[1/V\left(t\right)]}{d\{1/[I.V\left(t\right)\left]\right\}},$$K_{\mathrm{rg}}=K_{\mathrm{rw}}\frac{{\mu }_g}{{\mu }_w}\frac{1-f_w\left(S_g\right)}{f_w\left(S_g\right)},$$I=\frac{Q\left(t\right)}{Q_0}\frac{\Delta p_0}{\mathrm{\Delta p}\left(t\right)},$S_ge=V_w(t)-V(t)f_w(S_g)，$V_w\left(t\right)=\frac{W^{\prime }\left(t\right)}{V_p},$$V\left(t\right)=\frac{W^{,}\left(t\right)+G^{,}\left(t\right)}{V_p},$$Q\left(t\right)\frac{[W^{,}\left(t\right)-W^{,}(t-1)]+[G^{,}\left(t\right)-G^{,}(t-1)]}{\mathrm{\Delta t}},$△p(t)=p₁(t)-p₂(t)，其中：f_w(S_g)——含水率，小数，V_w(t)——无因次累积采水量，V(t)——无因次累积采水气量，K_rw——水相相对渗透率，小数，K_rg——气相相对渗透率，小数，I——相对注入能力或流动能力比，无因次，Q₀——初始时刻岩样出口端面产水流量，cm³/s，Q(t)——t时刻岩样出口端面产水气流量，cm³/s，Δp₀——初始驱动压差，MPa，Δp(t)——t时刻驱替压差，MPa，S_ge——岩样出口端面含气饱和度，小数，μ_w——地层水粘度，mPa·s，μ_g——天然气粘度，mPa·s。