[发明专利]一种气水相对渗透率的确定方法

说明书

本申请实施例公开了一种气水相对渗透率的确定方法。所述方法包括：通过气体注入装置和地层水注入装置分别向裂缝模拟装置的入口端注入气体和地层水，并通过与裂缝模拟装置的出口端连接的气水分离计量装置测量分别从裂缝模拟装置中渗流出的水相流量和气相流量，以及通过第一压力传感器测量裂缝模拟装置的入口端和出口端的压力；其中，将裂缝模拟装置设置在围压装置内，以模拟裂缝所处的地层应力状态；根据裂缝长度、裂缝截面积、裂缝绝对渗透率、水相流量和气相流量，以及裂缝模拟装置的入口端和出口端的压力，确定水相相对渗透率和气相相对渗透率。本申请实施例提供的技术方案，可以提高所确定的气水相对渗透率的准确度。

技术领域

本申请涉及油气勘探与开发技术领域，特别涉及一种气水相对渗透率的确定方法。

背景技术

气水两相渗流规律及气水相对渗透率是油气田开发和气藏工程研究的重要基础数据。目前油气田开发行业测试气水相渗主要是依据国家标准GBT28912-2012“岩石中两相流体相对渗透率测定方法”开展的。该方法主要适用于常规均质储层，对于非均质较为严重的储层，特别是裂缝性储层，则并不适用。在进行气水相对渗透率测试实验时，现有的实验装置、测试方法，无论是稳态法还是非稳态法均难以获取可靠的相对渗透率曲线。因此，研发裂缝性储层气水相对渗透率测试方法及其装置一直是油气田开发研究中的一个重点和难点问题。

一方面，实验室难以获得合适的裂缝性模型，相对于普通岩心来说，具有天然裂缝的岩心难以获取，其制样也较为困难；另一方面裂缝性储层往往孔隙度较小，而渗透率很大，其孔渗比远小于常规储层，开展两相渗流实验时气水渗流过程更为复杂，如果采用稳态法测试，则难以达到稳态，也难以判断流动状态是否为稳态；如果采用非稳态法测试，由于渗透率极大而孔隙度很小，实验开始后裂缝产水量极小，很快产出，难以精确测量产水量，数据处理误差也较大。目前储层气水相对渗透率测试方法还是主要针对常规较均质储层，针对裂缝储层气水相对渗透率测试方法和装置研究还相对较少。

因此，现有气水相对渗透率测试方法难以对裂缝性储层气水两相渗流规律及气水相对渗透率进行准确测试和分析。

发明内容

本申请实施例的目的是提供一种气水相对渗透率的确定方法，以提高裂缝性储层的气水相对渗透率的准确度。

为解决上述技术问题，本申请实施例提供一种气水相对渗透率的确定方法是这样实现的：

一种气水相对渗透率的确定方法，提供有裂缝模拟装置中的裂缝长度和裂缝截面积，以及所述裂缝模拟装置的裂缝绝对渗透率，所述方法包括：

通过气体注入装置和地层水注入装置分别向所述裂缝模拟装置的入口端注入气体和地层水，并通过与所述裂缝模拟装置的出口端连接的气水分离计量装置测量分别从所述裂缝模拟装置中渗流出的水相流量和气相流量，以及通过第一压力传感器测量所述裂缝模拟装置的入口端和出口端的压力；其中，将所述裂缝模拟装置设置在围压装置内，以模拟裂缝所处的地层应力状态；

根据所述裂缝长度、所述裂缝截面积、所述裂缝绝对渗透率和所述水相流量，以及所述裂缝模拟装置的入口端和出口端的压力，确定水相相对渗透率；以及根据所述裂缝长度、所述裂缝截面积、所述裂缝绝对渗透率和所述气相流量，以及所述裂缝模拟装置的入口端和出口端的压力，确定气相相对渗透率。

优选方案中，所述方法还提供有所述裂缝模拟装置的入口端注入的气体和地层水的流速比，所述方法还包括：

通过饱和度测量装置测量与所述流速比对应的所述裂缝模拟装置内的含气饱和度；其中，所述流速比与所述含气饱和度、所述水相相对渗透率、所述气相相对渗透率一一对应；

根据所述水相相对渗透率和所述气相相对渗透率，以及所述含气饱和度，确定水相相对渗透率、气相相对渗透率与含气饱和度的关联曲线。

优选方案中，所述饱和度测量装置中包括图像采集单元和图像处理单元；所述通过饱和度测量装置测量与所述流速比对应的所述裂缝模拟装置内的含气饱和度，包括：