一种高温高压下致密岩石气-水相对渗透率的测试装置及方法

本发明涉及石油与天然气工程，特别涉及油田开发计算、动态分析、确定储层中气-水饱和度分布及气驱水有关内容，具体是一种高温高压下致密岩石气-水相对渗透率的测试装置及方法。

背景技术：

1、致密岩石中的孔隙结构复杂，孔径大小、形态及分布特征不尽相同。深入研究致密岩石孔隙结构特征及流体在其中的流动行为而进行的气-水相对渗透率实验，可以揭示复杂流体在孔隙系统内的混合状态和分布规律，进而明确致密油气储层中各组分的分布及流动情况。

2、目前针对气-水相对渗透率测定大都根据国家标准gb/t 28912-2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》，规定了测定气-液两相流体相对渗透率的稳态法与非稳态法。其采用测定出口端面气-液两相流量并结合其它参数带入公式计算，从而得到气-液相对渗透率。但对于致密油气储层而言，基块具有低孔低渗特征，但也在一定程度上发育微裂缝，因此在测量气-水相对渗透率前，应基于岩心绝对渗透率确定气-水相对渗透率测试方法。当岩心较为致密时，实验时其出口端出液量极小，传统的计量方法无法精确计量其流量，且未考虑地层高温高压条件对岩石中流体流动状态的影响。因此，考虑原地高温高压条件下的流体流动，对岩心出口流量实施精确计量，形成高温高压下致密岩石气-水相对渗透率的测试装置及方法，可为油田动态分析提供依据，保障致密油气藏高效开发。

技术实现思路

1、针对上述问题，本发明旨在提供一种考虑储层原地条件(即储层温度、压力和流体赋存状态)的致密岩石气-水相对渗透率测量装置及方法。该方法能够模拟原地温度和压力，当岩心微裂缝连通性较好时，采用稳态法，并采用常规计量方法进行计量；当岩心较为致密时，采用非稳态法，由于出液量极少，无法使用常规计量方法计量液相体积，可将出口管线加热，将液相转化为气相，通过气体密度计和流量计计算两组分体积分数，再查表转化为目标温度下的气-液两相体积分数，从而计算得到气-水相对渗透率。该装置及方法克服了现有技术缺点，能更加精确地测量致密岩石的气-水相对渗透率，为致密油气藏开发提供依据。

2、本发明提供的高温高压下致密岩石气-水相对渗透率测试装置，该装置包括气瓶、液泵、节流阀、流量计、温度计、压力传感器、中间容器、岩心夹持器、围压泵、加热装置、气体密度计、计算机。气瓶出气口、液体泵出液口分别连接对应入口流量计，两个入口流量计、岩心夹持器及两者间管线均布设加热装置；岩心夹持器设有管线与围压泵相连；岩心夹持器左右连接中间容器与压力传感器；岩心夹持器出口后续管线设置出口流量计与气体密度计，其上均布设另一套加热装置，两套加热装置间设置隔热材料；所述加热装置包括耐高温双层圆筒、隔热材料与温度计，圆筒外包裹隔热材料，隔热材料外包有外壳，圆筒内层缠绕热电阻丝。采用该装置进行的评价方法可更加精确的在原地条件下选择性采用稳态或非稳态两种方法对气-水相对渗透率进行测定，从而为致密油气藏开发提供有效依据。

3、所述加热装置包括耐高温双层圆筒，该双层圆筒有一定的韧性，可随管线进行一定程度的弯曲；圆筒是双层夹层结构，内层圆筒上缠绕有热电阻丝用于加热，可通过调整电阻丝以调整加热温度，外层圆筒上包裹有隔热材料用于保温，隔热材料外包有外壳。

4、为达以上技术目的，本发明提供以下实验技术方案，具体包括以下步骤：

5、步骤1，实验前对岩心样品充分洗盐、洗油、烘干，测量岩心长度l、直径d、岩心干重m0，计算岩心截面积a；采用压力脉冲衰减法测定岩心渗透率k0，抽真空加压饱和水相法测定岩心孔隙度φ0；若岩心渗透率≥1md，则采用稳态法开展气-水相对渗透率测试实验；若岩心渗透率＜1md，则采用非稳态法开展气-水相对渗透率测试实验；

6、步骤2，实验开始时，装置中所有阀门默认关闭，将已饱和实验液体的岩心放入岩心夹持器中，将围压泵加压为原地有效应力pw；

7、步骤3，根据所选择的气-水相对渗透测试方法(稳态法或非稳态法)，采用以下实验方案开展测试：

8、方案一：稳态法

9、(1)打开气瓶，打开气相注入系统控制阀门，打开岩心夹持器左右阀门，调整加热装置①②为地层温度tf；

10、(2)开始驱替岩心以建立束缚水饱和度，待进出口流量稳定后，记录气体流量，进出口压力；取出岩心，记录此时岩心质量m1，计算驱出液体体积vw0、岩心束缚水饱和度swirr、此时的气相有效渗透率kg以及此时的气相相对渗透率krg：

11、

12、

13、p2＝pa

14、

15、

16、其中，m0为岩心干重，g；m1为岩心建立束缚水饱和度后岩心的质量，g；ρ0为实验液体密度，g/cm3；vp为孔隙体积，cm3；qg为实验气体流量，ml/s；pa为大气压，mpa；μg为气体密度，g/cm3；l为岩心长度，cm；a为岩心截面积，cm2；p1、p2为进出口压力，mpa；

17、(3)将建立了束缚水饱和度的岩心放入夹持器，将围压泵加压为原地有效应力pw，打开气瓶，打开气相注入系统控制阀门，打开岩心夹持器左右阀门，打开液相注入系统控制阀门，打开液泵，调整加热装置①为地层温度tf；

18、(4)通过气-液注入系统，将气、液按照比例流量注入岩样，记录进出口压力、入口两相流量计示数、待流量稳定后，计算当前岩心含水饱和度sw、两相在地层温度tf下的两相有效渗透率以及两相在地层温度tf下的两相相对渗透率krg、krw：

19、

20、

21、

22、

23、

24、其中，sw为含水饱和度；qg、qw为液体和气体的流量，ml/s；kg、kw为气相和液相相对渗透率，md；μgf、μwf为地层温度tf下气相和液相的粘度，mpa·s；

25、(5)减小注入岩样的气/液流量比例，使岩心含水饱和度增大，其余步骤重复(4)，直至气/液流量比例等于0后，结束实验；

26、方案二：非稳态法

27、(1)测定岩心束缚水饱和度swr、此时的气相有效渗透率kg以及此时的气相有效渗透率krg的步骤同方案一(1)(2)；

28、(2)重新将岩心饱和水相，放入岩心夹持器后，将围压施加为原地有效应力pw，调整加热装置①为地层温度tf，调整加热装置②为蒸发温度te，该蒸发温度由实验注入流体的蒸发性质决定，确保流体在进入岩心夹持器出口管线时瞬间蒸发；

29、(3)打开气瓶，打开气相注入系统控制阀门，打开岩心夹持器左右阀门，开始气驱，保持驱替压差恒定，记录各个时刻的进出口压力、出口流量、出口混合气体密度；

30、(4)计算蒸发温度te下实验气体与水蒸气的体积分数sg、sv，进而计算蒸发温度te下实验气体与水蒸气的流量：

31、

32、qge＝qe·sg    (11)

33、qve＝qe·sv    (12)

34、其中，ρge为te温度下实验气体密度，g/cm3；ρve为te温度下水蒸气密度，g/cm3；ρe为te温度下密度计示数，g/cm3；qge为te温度下实验气体的流量，ml/s；qve为te温度下水蒸气的流量，ml/s；qe为te温度下出口混合气体的流量，ml/s；

35、(5)计算地层温度tf下的气相和液相的体积流量qgf、qwf：

36、qgfρgf＝qgeρge    (13)

37、

38、其中ρgf为tf温度下实验气体的密度，g/cm3；ρwf为tf温度下水的密度，g/cm3；af为tf温度下，单位体积实验液体中，溶液与溶剂体积之比；

39、(6)计算地层温度tf下，两相的相对渗透率krg、krw：

40、

41、

42、

43、

44、

45、

46、

47、其中fg(sw)为单位时间内，出口流体中的含气率；为累计出气量，ml；为出口累计流量，ml；i为流动能力比；

48、(7)关闭所有加热装置，用蒸馏水通入装置清洗管道，结束实验。

49、与现有的气-水相对渗透测试方法相比，本发明的优点在于：

50、(1)本发明考虑了原地条件下，即储层高温、高压和流体赋存状态对气-水相对渗透率实验的影响，更加符合致密油气藏开发时的工况。

51、(2)本发明在一个装置中集成了气-水相对渗透率实验的稳态与非稳态两种方法，减少占地，装置较为简单，降低了实验成本。

52、(3)本发明在采用非稳态法测量气-水相对渗透率时，将出口液体转化为水蒸气，通过测量水蒸气流量间接测量液相流量，提高了测量精度。