实际油藏条件下毛管力曲线测定方法
RCS-760油藏条件下毛管压力-电性测量系统设计原理及特点
储层条件毛管压力电阻率测试系统油藏含油气饱和度是储层评价和油藏储量计算的重要参数。
自1942年阿尔奇公式公开发表以来，应用测井资料评价储层含油气饱和度的方法得到了广泛地应用。
最初是应用于纯砂岩，而后以阿尔奇公式为基础，后来的测井分析家提出了许多改进公式，使它得应用范围扩大到泥质砂岩的饱和度评价。
将方程中的参数统称为阿尔奇参数，起初人们假定这些参数不受温度、压力、流体性质等因素的影响，但随着实验技术水平的提高，应用领域的延伸，这一假设受到人们的质疑。
不仅如此，已有的实验研究表明，饱和度指数n还受润湿性和饱和度史、流体平衡条件的影响。
因此，实验室准确地确定阿尔奇公式参数，需要充分考虑上述影响因素，尽可能地模拟岩石储层条件下的原始状态进行岩电实验。
随着油田开发的不断深入，国内各主要油田已进入高含水期。
从发展趋势来看，国内各油田都认识到加强油田水淹机理研究、提高对不同地质条件下水淹层的认识水平是解决问题的关键。
以前的一些研究工作都只是表象的，没有揭示深层次的理论问题；要解决水淹层问题必须应用新理论、新方法和新思维。
油田长期注水必然导致油层的润湿性、含油性、孔渗性和电性等都发生变化，传统的方法对于一般的简单系统是可行的，而对于水淹层这样动态变化的系统就会遇到困难。
因此，加强基础理论和实验研究，提高对油层水淹机理及岩电关系变化规律的认识，进而针对性地选择测井系列和解释方法，是今后一个时期水淹层测井技术的面临重要问题。
复杂岩性（火成岩、裂缝性储层等）油气储层油气资源是目前国内勘探重点。
但是还没有建立与之相适应的测井解释模型，长期以来，复杂岩性油气储层饱和度测井解释成为捆绕测井分析家的难题。
储层岩石物理特性及其导电机理实验研究是建立有效的测井解释模型基础。
因此，有必要加强基础实验研究，深入研究不同岩性、不同开发过程的岩石电性变化特征，为测井解释储层含油气饱和度提供理论基础。
美国岩心实验系统公司（Coretest Systems, Inc.）生产的RCS-760储层条件毛管压力-电阻率测试系统是一套基于毛管平衡理论研究岩石电性特征的实验设备。
核磁共振 谱法估算毛管压力曲线综述
文章编号:1000-2634(2003)06-0009-04核磁共振T2谱法估算毛管压力曲线综述Ξ阙洪培,雷卞军(西南石油学院基础实验部,四川南充637001)摘要:用油藏实测NMR T2谱换算毛管压力曲线,首先需正确确定T2截止值,将T2谱划分为束缚流体T2谱和可动流体T2谱,然后对可动流体T2谱进行烃影响的校正,校正后的可动流体T2谱加上束缚水T2谱获得S W为1条件下的T2谱,然后用换算系数κ将T2谱直接转换成毛管压力曲线。
经大量岩心分析和实际NMR测井数据试验表明,碎屑砂岩油藏NMR测井T2分布数据估算毛管压力曲线方法可靠,与岩心压汞毛管压力曲线吻合,其精度相当于常规测井解释。
应用这一方法换算的毛管压力曲线可用于确定含油(气)深度范围的饱和度—高度关系,确定油藏自由水面位置。
关键词:核磁共振T2谱;毛管压力曲线;碎屑砂岩;测井解释中图分类号:TE135 文献标识码:A 油藏毛细管性质决定油水分布,因此毛管压力的测定是油藏表征的基本要素。
迄今毛管压力曲线的测定仅限于岩心分析,通常岩心数量非常有限;其次取心有机械风险,且费用高,实验室岩心分析常常不能完全代表井下的渗透条件;第三只能取得小块岩心,不一定能代表目的层段。
用油藏NMR测井T2分布数据直接换算毛管压力曲线,其优点是不用取心,也不采用电缆测井连续取样,不失为缺乏岩心的油井获得毛管压力曲线的一种新方法,同时开辟了一种确定油藏饱和度—高度关系的新途径。
本文综述了根据NMR测井T2分布数据直接换算毛管压力曲线的方法及烃对T2谱影响的校正方法[1],举例介绍了这一方法的应用效果。
1 NMR T2谱直接换算毛管压力曲线的理论基础NMR测井工具测量氢核自旋磁化强度感应信号的强度及其随时间的衰减。
对于真实岩石,由于岩石的孔隙分布是非均匀的,弛豫时间呈多指数特征衰减。
核磁信号强度与测量体中的流体(水或烃)的氢原子量成正比,对100%水饱和的岩石而言,弛豫时间与孔隙大小成正比,孔隙越小,弛豫时间越短,反之弛豫时间越长,这样孔隙大小的分布就决定了弛豫时间的分布。
毛管压力
毛管压力曲线测定
－行业标准宣贯
一. 毛管压力的定义及基本概念 二. 毛管压力曲线的测量 三. 毛管压力曲线的特征及解释 四. 毛管压力曲线的应用
一. 毛管压力的定义及基本概念
当不互溶的两相流体在岩石孔隙 内相互接触时，流体之间有一弯月 形的分界面，由于界面张力和润湿 性的作用，使得在分界面上两测流 体的压力是不相等的，其压力差就 定义为毛管压力。
三. 毛管压力曲线的特征及解释
2. 毛管压力曲线的滞后现象
引起毛管滞后分以下几种情况： a. 润湿滞后引起的滞后: 参看后示意图：图（a）表明相同的毛细管，在吸入和驱替过程中，由于润 湿次序不同，表现为润湿角不同。吸入过程的润湿角θ1为前进角，驱替过程的 润湿角θ2为后退角，且θ1 > θ2 ，使得吸入毛管力p1 小于驱替毛管力 p2 。 b.毛细管半径突变引起毛细管滞后 如图(b)所示，毛细管两头细(半径为r2)，中间突然变粗(半径为r1)，r1> r2， 对应的毛管力户p1< p2。假如驱替和吸吮过程中非湿相(空气)的压力都等于 pa，润湿角都等于θ(θ=0o，不考虑润湿滞后)，那么，在吸入时液面上升，弯 液面将稳定停留在中间的粗毛细管段内；而驱替时(液面下降)，弯液面将稳定 停留在上部细段内。结果是吸入过程湿相的饱和度小于驱替时湿相的饱和度， 这种毛细管滞后仅与毛细管半径的变化有关。
二. 毛管压力曲线的测量
2. 隔板法： 特点：是最经典的方法。多用来测量岩样的液一气 两相的毛管压力曲线，但也可用于测量油水两相系统 的毛管压力曲线和共存水饱和度。 这种实验方法测量比较费时，完成一批岩样测量一 般需一、两个月不等，甚至更长。
二. 毛管压力曲线的测量
3. 离心机法：
测量方法：将一圆柱状的小岩样洗净烘干后，抽真空饱和盐 水，称重确定其饱和盐水体积之后，置于特制的离心机盒内(岩 样系浸入油相中)，在离心机上，从某一较低的转速开始旋转。 由于油水密度不同，在离心力作用下，岩样中的水被驱替出来， 等量的油进入岩样中，记录下这一恒定转速下的恒定不变的岩样 排水量；然后，依次增加离心机的转速，重复上述过程；直至再 提高离心机转速时，岩样的累计排出水量基本上不变为止。实验 测量结果可以获得一系列的离心机转速及其对应的岩样排出水量 (体积)，则可以计算出岩样的毛管压力和含水饱和度。
3-3 储层岩石的毛管压力曲线
四、毛管压力的滞后现象
吸入 驱替
非湿相
r
θ2
θ1
a
湿相 界面运动方向
图9—14 接触角滞后引起毛管滞后
把一根毛细管插入一盛有湿相流体（如水）的 容器中，则湿相(水)排驱非湿相(空气)，在毛管压 力的作用下，水将沿毛管上升一定高度(图9—14a)， 这是吸入过程。再把另一根同样的毛管先充满水， 再插入盛水容器，在重力作用下，水将沿毛细管下 降到一定高度，这是空气驱水的驱替过程(图9— 14b)。
1 1 P ( ) R1 R 2
拉普拉斯方程
讨论: (1).毛管中弯液面为球面时
毛管压力
2 2 cos Pc P R r
毛管压力Pc:毛管中弯液面两侧非湿相压力与湿相压力之差 大小: Pc
2 cos r 方向:指向弯液面内侧 分析讨论:Pc与r成反比, r越小,Pc越大 Pc与б成正比, б越大,Pc越大 Pc与cosθ成正比, θ→0°或θ→180°,Pc越大
PcR
wo 24 PcL 0.065 0.022MPa 22000 Pa wg 72
Pc 22000 h 9.34(m) ( w o )9.81 (1088 848)9.81
六、毛管压力曲线分析
1、定性分析 上翘段
平缓段
初始段
2、定量分析
最小湿相饱 和度Smin
1、毛管压力曲线的定义 由前面的讨论我们知 道，毛管压力与湿相流体饱 和度之间存在一定的函数关 系。但由于油藏岩石孔隙结 构复杂，直接推导数学模型 有困难，但可以用实验的方 法测量出不同湿相流体饱和 度下的毛管压力，这种毛管 压力与湿相(或非湿相)饱和 度的关系曲线称为毛管压力 曲线。
油层物理实验报告压汞毛管力曲线测定.doc
百度文库- 让每个人平等地提升自我中国石油大学油层物理实验报告实验日期：成绩：班级：石工11-1学号：姓名：李悦静教师：张俨彬同组者：周璇武诗琪徐睿智压汞毛管力曲线测定一、实验目的1．了解压汞仪的工作原理及仪器结构；2．掌握毛管力曲线的测定方法及实验数据处理方法。
二、实验原理岩石的孔隙结构极其复杂，可以看作一系列相互连通的毛细管网络。
汞不润湿岩石孔隙，在外加压力作用下，汞克服毛管力可进入岩石孔隙。
随压力增加，汞依次由大到小进入岩石孔隙，岩心中的汞饱和度不断增加。
注入压力与岩心中汞饱和度的关系曲线即为毛管力曲线，如图4-1 所示。
图 1 典型毛管压力曲线三．实验设备图 2压汞仪流程图( 岩心尺寸：φ25× 20--25mm，系统最高压力50MPa) 全套仪器由高压岩心室，汞体积计量系统，压力计量系统，补汞装置，高压动力系统，真空系统六大部分组成。
1、高压岩心室：该仪器设有一个岩心室，岩心室采用不锈钢材质，对称半螺纹密封，密封可靠，使用便捷；样品参数：φ25×20--25mm 岩样；可测孔隙直径范围： ~750 μm 。
2、汞体积计量系统：采用高精度差压传感器配合特制汞体积计量管进行计量，精度高、稳定性好；汞体积分辨率：≤30 μl；最低退出压力：≤。
3、压力计量系统：采用串联阶梯式计量的方法，主要由四个不同量程的压力表串联连接，由压力控制阀自动选择不同量程的压力表计量不同压力段的压力值，提高了测量的准确性；压力表量程：、1、6、60MPa 各一支；可测定压力点数目：≥ 100个。
4、补汞装置：主要由调节系统，汞面探测系统及汞杯组成，并由指示灯显示汞面位置。
图3压汞仪设备图5、高压动力系统：由高压计量泵组成；工作压力：~50MPa ；压力平衡时间：≥ 60s。
6、真空系统：主要有真空泵以及相关的管路阀件组成；真空度：≤；真空维持时间：≥ 5min 。
四、实验步骤1．装岩心、抽真空：将岩样放入岩心室并关紧岩心室，关岩心室阀，开抽空阀关真空泵放空阀；开真空泵抽空15~20 分钟；2．充汞：开岩心室阀，开补汞阀，调整汞杯高度，使汞杯液面至抽空阀的距离 H与当前大气压力下的汞柱高度（约760mm ）相符；开隔离阀，重新调整汞杯高度，此时压差传感器输出值为~之间；关抽空阀，关真空泵，打开真空泵放空阀，关闭补汞阀；3．进汞、退汞实验：关高压计量泵进液阀，调整计量泵，使最小量程压力表为零；按设定压力逐级进泵，稳定后记录压力及汞体积测量管中汞柱高度，直至达到实验最高设定压力；按设定压力逐级退泵，稳定后记录压力及汞体积测量管中汞柱高度，直至达到实验最低设定压力；4．结束实验：开高压计量泵进液阀，关隔离阀；开补汞阀，开抽空阀；打开岩心室，取出废岩心，关紧岩心室，清理台面汞珠。
压汞法测毛管力曲线
压汞法测毛管力曲线中国石油大学渗流物理实验报告实验日期：2014.11.22成绩：班级：学号：姓名：教师：同组者：压汞法测毛管力曲线一、实验目的1．了解压汞仪的工作原理及仪器结构；2．掌握毛管力曲线测定方法及数据处理方法。
二、实验原理岩石的孔隙结构极其复杂，可看做一系列相互连通的毛细管网络，而汞不润湿岩石孔隙，在外加压力作用下，汞克服毛管力可进入岩石孔隙。
随着压力增加，汞依次进入大小岩石孔隙，岩心中的汞饱和度不断增加；当汞进入最细的孔隙喉道后，压力增加，岩心中的汞饱和度不再增加，毛管力曲线为垂线，此时的汞饱和度称为最大含汞饱和度。
在达到最高压力降压时，小孔隙中的汞先退出，之后是较大孔隙中的汞退出，当压力为零时，岩心中的汞饱和度称为最小汞饱和度。
典型毛管力曲线如下所示：三、实验流程实验流程图如下所示：四、实验操作步骤1.装岩心、抽真空：打开岩心室，装入岩心；关闭岩心室，关闭岩心室阀关真空泵放空阀；检查确保抽空阀打开，然后打开真空泵电源，抽真空10分钟左右；2.充汞：开岩心室阀，开隔离阀；调整汞杯高度至指示灯刚亮，关抽空阀，关闭补汞阀关闭真空泵电源，慢开真空泵放空阀；3.进汞、退汞实验：关闭进液阀，调节计量泵使最小量程压力表示数为零，并由数显屏读取初始汞柱高度；进汞实验，按实验数据表，设定压力，逐级进泵加压（加至10 MPa），稳定后记录压力及汞柱高度；退汞实验,按设定压力逐级退泵，稳定后记录压力及汞体积测量管中汞柱高度，直至达到最低压力（注意在进泵时，压力达到0.06，0.6，3 MPa时应关闭相应的截止阀，保护小量程的压力表；退泵时则在相应的压力点打开相应的截止阀）；4.结束实验：打开泵进液阀，关隔离阀；开补汞阀，开抽空阀；打开岩心室，取出废岩心，清理台面汞珠，关紧岩心室，清扫桌面汞珠。
五、实验数据处理以下是实验原始数据记录表：岩心直径：2.510 cm 计量管截面积：0.3568 cm2岩心长度：2.236cm 岩心孔隙度：35.8 %1.计算岩心含汞饱和度：9609.3358.0*236.2*510.2*414122===πφπl d V p cm 3；式中：d -岩心直径，cm ；L -岩心长度，cm ；φ-岩心孔隙度，%；计算示例：当进汞压力为0.005Mpa 时，h 0 =34.12cm ，h 1 =34.03cm ，A=0.3568cm 2%81.0%100*9609.3)03.3412.34(*3568.0%100*)(%100*10=-=-==p p Hg Hg V h h A V V S 同理，其他组数据均按上述过程计算，可得到不同毛管力下所对应的岩心含汞饱和度，将所得各数据填入上表中。
实际油藏条件下毛管力曲线测定方法
Ａ ｃ ａ ｐ ｉ ｌ ｌ ａ ｒ ｙ ｐｒ ｅ ｓ ｓ ｕｒ ｅ ｍｅ ａ ｓ ｕｒ ｅ ｍｅ ｎｔ ｍｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ａ ｔ ｒ ｅ ａ ｌ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｃ ｏ ｎｄ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ
Ｌ Ｉ Ａ ｉ ｆ ｅ ｎ ， Ｆ Ｕ Ｓ ｈ ｕ ａ ｉ ｓ ｈ ｉ ，Ｚ ＨＡ Ｎ Ｇ Ｈ ｕ ａ ｎ ｈ ｕ ａ ｎ ，ＷＡ Ｎ Ｇ Ｇ ｕ ｉ ｊ ｕ ａ ｎ
ｔ ｈ ａ ｔ ｃ ｏ ｎ ｖ ｅ ｔ ｒ ｅ ｄ ｆ ｒ ｏ ｍ ａ ｍ ｅ ｒ ｃ ｕ ｒ ｙ ｉ ｎ ｊ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｍ ｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ．Ｌ ｉ ｖ ｅ ｏ ｉ ｌ ｃ ｏ ｎ ｔ ａ ｉ ｎ ｉ ｎ ｇ ｓ ｏ ｌ ｕ ｔ ｉ ｏ ｎ ｇ ａ ｓ ａ ｎ ｄ ｒ ｅ ｌ ａ ｒ ｅ ｓ ｅ ｖｏ ｒ ｉ ｒ ｗ ａ ｔ ｅ ｒ ｗ ｅ ｒ ｅ ｕ ｓ ｅ ｄ ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ ｓ ｅ
关键词 ： 毛管力曲线 ； 油藏条件 ； 半渗 隔板法 ； 油驱水 ； 转换方法
中图分类号 ： Ｔ Ｅ ３ ４ ４ 文献标志码 ： Ａ
引用格式 ： 李 爱芬 ， 付帅 师 ， 张环环 ， 等．实 际油藏条 件下 毛管力 曲线测 定方法 ［ Ｊ ］ ． 中国石油 大学学 报 （ 自然科 学
～
１ ． ３ ） × １ ０ Ｉ ｘ ｍ 的岩心 ， 润湿相饱和度 ７ ０ ％时毛管力差值为 ０ ． ０ ８～ ０ ． １ ２ ＭＰ ａ ； 通 过压汞毛管力 曲线与实际毛管 力
曲线拟合 ， 渗透率为（ ０ ． ３—１ ． ３ ） ｘ ｌ ０ ｍ 的岩心实际转换系数为 ４～５ （ 常规转换系数 为 ７ ． ２ ６ ） ， 渗透率越高 的岩 心 拟 合系数越低 。
版） ， ２ ０ １ ６ ， ４ ０ （ ３ ） ： １ ０ ２ ． １ ０ ６ ． Ｌ Ｉ Ａ ｉ ｆ ｅ ｎ ， Ｆ Ｕ Ｓ ｈ ｕ ａ ｉ ｓ ｈ ｉ ， Ｚ ＨＡ Ｎ Ｇ Ｈ ｕ ａ ｎ ｈ ｕ ａ ｎ ， ｅ ｔ ａ １ ．Ａ ｃ ａ ｐ ｉ ｌ ｌ ａ ｒ ｙ ｐ ｒ ｅ ｓ ｓ ｕ ｒ ｅ ｍ ｅ ａ ｓ ｕ ｒ ｅ ｍ ｅ ｎ ｔ ｍ ｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ａ ｔ ｒ ｅ ａ ｌ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｃ ｏ ｎ ｄ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ ［ Ｊ ］ ． Ｊ ｏ ｕ ｍａ ｌ ｏ ｆ Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ ｏ ｆ Ｐ ｅ ｔ ｒ ｏ ｌ ｅ ｕ ｍ（ Ｅ ｄ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ Ｎ ａ ｔ ｕ ｒ ａ ｌ Ｓ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ ） ， ２ ０ １ ６ ， ４ ０ （ ３ ） ： １ ０ ２ — １ ０ ６ ．
油层物理第三章
— OB — WB
— WA —OA
人们将毛管压力定义为两相界面上的压力差，
其数值等于界面两侧非湿相压力减去湿相压力，由
上述定义，得：
Pc=Pob-Pwb=（ρw-ρo）gh=Δρgh
4）
这是油层中毛细管平衡理论的基本公式。该式 表明：液柱上升高度直接与毛管压力值有关，毛管 压力越大，则液柱上升越高。
（1） 润湿：是指流体在界面张力作用下沿 岩石表面流散的现象。即铺展能力，能铺展 开的为润湿，否则为不润湿。
（2）润湿性（选择性润湿）：当岩石表面同 时存在两种非混相流体时，由于界面张力的差 异，其中某一相流体自发地驱开另一相流体而 占据固体表面的现象。
亲水憎油 亲油憎水 中间润湿
（3）润湿程度的衡量
的大小。
单位：牛顿·米/米
2，达因·厘米/厘米2=尔格/厘米2。
(2)界面张力：当以达因/厘米表示比界 面能时，则称为界面张力。即单位界面 长度上所受到的力。
虽然比界面能在表示为能量和力时具有相同的数 值，但比界面能和界面张力是两个不同的概念，数值 相等，因次不同，它们从不同的角度反映了不同现象。
注意：
定义：三相润湿周界沿固体表面移动迟缓而
产生润湿接触角改变的现象。分为静润湿滞后 和动润湿滞后。
油 水B 2 固
A 1
润湿滞后的前进角和后退角
水驱油；前进角1> ，； 油驱水；后退角2< , 。 1 - 2越大，滞后越严重。
（1）静润湿滞后
定义：是指油、水与固体表面接触的先后次序不
同时所产生的滞后现象。即油驱水，还是水驱油 的过程时所产生的滞后。
吉布斯比吸附定律：
G
1
C
讨论：
RT CT
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实际油藏条件下毛管力曲线测定方法
李爱芬;付帅师;张环环;王桂娟
【摘要】研发高温高压毛管力曲线测定仪,使用地层水和含有溶解气的地层油,模拟油藏温度和压力条件,测定渗透率不同的3块岩心的地下毛管力曲线,并与压汞法得到的地下毛管力曲线进行对比.结果表明:由压汞毛管力曲线按照常规转换方法得到的地下毛管力曲线均比实测毛管力曲线低,两种曲线在曲线平缓段有较大差别,渗透率为(0.3～1.3)×10-3 μm2的岩心,润湿相饱和度70％时毛管力差值为0.08 ～0.12 MPa;通过压汞毛管力曲线与实际毛管力曲线拟合,渗透率为(0.3～1.3)×10-3 μm2的岩心实际转换系数为4～5(常规转换系数为7.26),渗透率越高的岩心拟合系数越低.
【期刊名称】《中国石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2016(040)003
【总页数】5页(P102-106)
【关键词】毛管力曲线;油藏条件;半渗隔板法;油驱水;转换方法
【作者】李爱芬;付帅师;张环环;王桂娟
【作者单位】中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580
【正文语种】中文
【中图分类】TE344
引用格式:李爱芬，付帅师，张环环，等. 实际油藏条件下毛管力曲线测定方法[J].
中国石油大学学报(自然科学版)，2016,40(3)：102-106.
毛管力曲线应用广泛[1-5],是油藏开发方案设计的重要基础资料。
目前常用的测定
方法有压汞法、半渗隔板法和离心法等。
这些方法是将岩心中饱和润湿相流体用非润湿相流体驱替得到毛管力曲线[6-11]。
地层条件下毛管力曲线是将室内测试条件及油藏条件下岩石的润湿角及流体界面张力代入转换公式得到[1,12]。
近几年虽然很多学者对毛管力曲线的测试方法进行了大量研究,但都不是在油藏条件下直接测
试的。
转换公式中用到的油藏条件下的界面张力和岩石润湿角目前都难以准确获得。
油水界面张力的主要测试方法有悬滴法、静滴法和旋滴法等[13],脱气油-水界面张
力测试容易实现,而含有溶解气的地层油-水界面张力目前难以测定。
润湿角的测定主要应用光学投影法[1,14],测试时必须使用光滑的矿物薄片代替岩石(不能使用含
有孔隙的真实岩心[10]),常用表面磨光的石英、方解石分别代表砂岩及碳酸盐岩。
矿物薄片成分与真实岩石有差别,一般又不能使用含气原油测试润湿角,因此测得的
润湿角与实际油藏条件下的润湿角有一定的误差。
由于试验得到的界面张力、岩石润湿角与实际油藏条件下的数值差别较大,使由常规方法测得的数据转换得到的地
下毛管力曲线与真实地下毛管力曲线有较大差别,给油藏储量及动态预测造成较大
误差。
笔者利用高温高压油藏条件下毛管力曲线测定仪[12],使用地层水、含有溶
解气的地层油及天然岩心,在油藏温度、压力及围压条件下测定不同渗透率岩心的
油驱水毛管力曲线,并将压汞法转换得到的地下毛管力曲线与实际测得的地下毛管
力曲线进行分析对比。
1.1 试验岩心
选取红河油田3块渗透率不同的均质天然岩心,每块岩心截成两段,分别用于地层条件下油驱水毛管力曲线测试及压汞毛管力曲线测试。
岩心基础数据如表1所示。
1.2 油藏条件下毛管力曲线测定方法及结果
1.2.1 试验测试流程及条件
图1为高温高压条件下油藏毛管力曲线测定仪的主要流程,岩心饱和地层水,用地层油恒压逐级驱替。
模拟红河油田条件:地层温度65 ℃,地层油(溶有天然气,泡点压力6.5 MPa),地层水(矿化度43.428 g/L),岩心出口端回压7 MPa(保证驱替过程中压力高于泡点压力);岩心环压及轴向压力为9 MPa。
1.2.2 地层流体的配制
(1)地层水配制。
地层水矿化度为43.428 g/L,地层水组成见表2,按此组成配制地层水。
(2)地层油的配制。
根据原始溶解气油比39.9,将一定体积的脱气油(800 mL)加入配样筒中,根据气油比计算所需天然气在标准条件(20 ℃,101 325 Pa)下的总体积,计算各组分天然气在配样压力下的体积或质量(在实验室条件下是液体的按其物质的量计算质量),如表3所示。
按照配样压力由小到大的顺序,将各组分依次加入到配样仪中。
加热到地层温度,使压力高于泡点压力,即得到地层油样。
1.2.3 试验步骤
(1)岩心气测渗透率、孔隙度后,称岩心干重,将岩心抽空饱和地层水,称岩心湿重,计算岩心孔隙体积;同时将半渗隔板抽空饱和地层水,待用。
(2)将饱和地层水的岩心及半渗隔板依次放入岩心夹持器中,加环压,给岩心出口加回压;恒温箱温度升至地层温度65 ℃。
用地层水小流量驱替岩心,将岩心内流体压力维持在7 MPa(与回压相同);用油填充夹持器内岩心上游死体积。
(3)油相压力逐级由低压升到高压(压差为0.01,0.05,0.1,0.15,0.20,…,0.7 MPa),每一压力下每隔12 h记录一次排出水量,待两次读的排出水量不再变化,改换下一个压力。
试验过程中保持回压不变。
(4)所需压力点全部测完后结束试验,取出岩心和半渗隔板。
1.2.4 数据处理方法
毛管压力为岩心入口端驱替压力与岩心出口端回压之差;任意压力下岩心排出累积液量为此压力下计量管液量与初始时刻计量管液量的差。
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绘制毛管压力与岩心中润湿相流体饱和度的关系曲线,即油藏条件下的油驱水毛管力曲线。
1.2.5 试验结果
3块岩心的油藏条件下真实油驱水毛管力曲线如图2所示。
可以看出,随岩心渗透率升高,毛管力曲线整体降低,束缚水饱和度降低。
1.3 压汞毛管力曲线测定结果
按石油行业测试标准[10],用常规压汞法测定3块不同渗透率岩心的压汞法毛管力曲线,测试结果如图3所示。
由图3看出,随着岩心渗透率增大,压汞曲线整体降低,最大含汞饱和度增大。
由于所测岩心渗透率较低,故压汞曲线都较高。
2.1 常规方法转换系数计算
将压汞法毛管力pcHg转换成油藏条件下毛管力pcwo的转换系数为
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在大气压力、65 ℃下,用旋滴法测定脱气油和地层水的油水界面张力值为55.6 mN/m;用光学投影法测定石英片[1]和地面油水系统润湿角为24.5°。
将上述油水界面张力、油水系统润湿角、汞的表面张力480 mN/m及汞对岩石的润湿角140°代入式(2),计算得到转换系数C值为
2.2 常规方法与实测方法得到的地下毛管力曲线的对比
常规方法一般根据式(3)将压汞法得到的毛管力曲线转换成油藏条件下的毛管力曲线,由于不能精确测得高温高压下岩石-油-水系统的润湿角和油水系统的界面张力,
由式(3)得到的油水毛管力曲线只能近似代表油藏条件下的油水毛管力曲线。
图4
为由式(3)得到的油藏条件下的近似油水毛管力与真实地下油水毛管力曲线的对比。
由图4可以看出,当转化系数为7.26时,由压汞毛管力曲线转换得到的地下毛管力
曲线主体部分明显低于实测的油藏条件下的油驱水毛管力曲线。
润湿相饱和度为70%时,渗透率分别为0.325×10-3、0.869×10-3和1.321×10-3 μm2的岩心,实测油藏毛管力与转换得到的油藏毛管力差值分别为0.1、0.08和0.12 MPa,说明常规方法的转换系数C偏大,使由压汞法得到的的地下毛管力数值较低。
这是由于公
式(2)所用的地层油-水界面张力和地层油-水-岩石系统接触角不是试验温度、压力下的真实数值所致。
2.3 压汞与实测地下毛管力曲线拟合系数
将压汞毛管力曲线和实测油藏条件下油驱水毛管力曲线进行拟合,可以得到两种毛
管力曲线的最佳比值(最佳转换系数),如图5所示。
由图5可以看出,对于试验所用岩心,曲线主体部分完全拟合时压汞毛管力曲线和实测油藏条件下毛管力曲线拟合转换系数为4～5(常规转换系数为7.26)。
不同岩心
毛管力曲线的转换系数不尽相同,渗透率较低的岩心转换系数偏大,渗透率较高的岩
心转换系数偏小,但差别不大。
两种曲线拟合时,曲线的最后陡峭段有一定差别。
这
是由于低渗岩心在进行压汞试验时,汞难以进入微细孔隙,由于应力敏感,压力增加细小孔隙半径进一步减小。
在高压阶段测试的压汞毛管力大于实际毛管力值,两曲线
偏差较大。
(1)利用研发的高温高压毛管力曲线测试仪,可以直接测得油藏条件下的油水毛管力
曲线,避免了转换公式中界面张力、润湿角测试不准确带来的误差。
(2)用常规转换方法(本例转换系数为7.26)将压汞毛管力曲线转换得到的地下毛管
力曲线明显低于实测油驱水毛管力曲线,转换系数偏大,使转换后的毛管力曲线偏低。
(3)对于试验所用岩心(气体渗透率(0.325～1.321)×10-3 μm2),毛管力曲线的最优
拟合转换系数为4～5,曲线主体段拟合较好;由于高压下细微孔隙进一步变形缩小,曲线的最后陡峭段压汞毛管力偏大。