[发明专利]一种确定岩心渗吸无因次时间模型的方法及装置

说明书

本申请实施例公开了一种确定岩心渗吸无因次时间模型的方法及装置。所述方法提供有在指定净压力下对目的油藏的岩心样品进行气测渗透率测试时得到的目标参数信息；所述方法包括：根据所述目标参数信息，确定在所述指定净压力下所述岩心样品的气测渗透率；根据所述气测渗透率，确定在所述指定净压力下所述岩心样品的平均孔隙半径，并根据在所述指定净压力下所述岩心样品的平均孔隙半径，建立所述平均孔隙半径与净压力的关联关系；基于所述平均孔隙半径与净压力的关联关系，确定所述目的油藏的岩心渗吸无因次时间模型。本申请实施例提供的技术方案，可以提高所建立的岩心渗吸无因次时间模型的准确性。

技术领域

本申请涉及油藏开发技术领域，特别涉及一种确定岩心渗吸无因次时间模型的方法及装置。

背景技术

鄂尔多斯盆地延长组致密油藏孔隙度低、渗透率低、渗流通道小(微-纳米级孔喉发育)、压力系数低，现有开发技术难以解决其产量低、递减快、补充能量困难和采收率低等难题。目前，这类致密油藏提高开发效果的途径主要有两种：一是提高改造规模，即通过大规模体积压裂形成复杂缝网，缩短渗流距离；二是压后焖井，通过渗吸置换，提高驱油效率。

目前部分现场试验结果显示，水湿性油藏体积改造后压裂液不返排，而是焖井一段时间，更有利于提高产量。对于焖井时间的确定，一种有效的方式是开展自发渗吸模拟实验，模拟整个关井过程，当渗吸置换采出程度达到最高时所对应的时间即为实验室尺度的焖井时间，即岩心尺度的焖井时间。然后，基于自发渗吸无因次时间模型，将岩心尺度的结果应用到油藏尺度，确定油藏尺度的焖井时间。但是，现有自发渗吸实验是在常压下进行的，以及自发渗吸无因次时间模型是在常压条件下建立的，这样，基于常压条件下的自发渗吸无因次时间模型将常压下的自发渗吸实验结果应用到存在一定覆压的实际油藏的油藏尺度，可能会导致得到的油藏尺度存在较大偏差，因此，有必要研发一种新的确定岩心渗吸无因次时间模型的方法，以提高所建立的岩心渗吸无因次时间模型的准确性，从而较为准确地将岩心尺度结果应用到油藏尺度。

发明内容

本申请实施例的目的是提供一种确定岩心渗吸无因次时间模型的方法及装置，以提高所建立的岩心渗吸无因次时间模型的准确性。

为解决上述技术问题，本申请实施例提供一种确定岩心渗吸无因次时间模型的方法及装置是这样实现的：

一种确定岩心渗吸无因次时间模型的方法，提供有在指定净压力下对目的油藏的岩心样品进行气测渗透率测试时得到的目标参数信息；所述方法包括：

根据所述目标参数信息，确定在所述指定净压力下所述岩心样品的气测渗透率；

根据所述气测渗透率，确定在所述指定净压力下所述岩心样品的平均孔隙半径，并根据在所述指定净压力下所述岩心样品的平均孔隙半径，建立所述平均孔隙半径与净压力的关联关系；

基于所述平均孔隙半径与净压力的关联关系，确定所述目的油藏的岩心渗吸无因次时间模型。

优选方案中，根据所述目标参数信息中的压力衰减半对数曲线斜率、上游腔体体积和下游腔体体积，确定在所述指定净压力下所述岩心样品的气测渗透率；其中，所述压力衰减半对数曲线斜率、所述上游腔体体积和所述下游腔体体积与所述指定净压力相关联。

优选方案中，所述岩心样品的形状为圆柱形，采用下述公式确定在所述指定净压力下所述岩心样品的气测渗透率：

其中，k_a表示所述岩心样品的气测渗透率，单位为毫达西，α表示所述压力衰减半对数曲线斜率，单位为兆帕/秒，μ_g表示气体粘度，单位为兆帕·秒，c_g表示气体压缩系数，单位为兆帕^-1，V_u和V_d分别表示所述上游腔体体积和所述下游腔体体积，L表示所述岩心样品的高，单位为厘米，A表示沿与所述岩心样品的柱轴垂直方向的截面积，单位为平方厘米。