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[交流分享] 非稳态法相对渗透率测定

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发表于 2018-6-21 15:08:44 | 显示全部楼层 |阅读模式
  基于外部注水或注气驱油动态来确定岩样相对渗透率的方法。又称为外部驱动法。
  1基本原理
  以巴克利(S.E.Buckley)和莱弗里特(M.C.Leverett)的一维两相水驱油基本理论为基础。该理论假设在水驱油过程中,油、水饱和度在岩心中的分布是时间和距离的函数。因此,在岩石某一截断面上的流量、有效渗透率也随饱和度的变化而改变。只要在水驱油过程中能准确地测量出恒定压力时油水流量或恒定流量时的压力,即可计算出两相相对渗透率随饱和度的变化数值。由于油、水饱和度的大小及分布随时间及距离而变化,整个驱替过程为不稳定过程,所以称该方法为不稳定法。图1是非稳态法测量相对渗透率过程示意图。
1.jpg
  2实验方法
  岩心夹持器;2—压力传感器;3—高压容器;4—阀门座;5—高压盘管;6—高压定值器(恒压法用);7—高压计量泵;8—油水分离器;9—过滤器'>图2是非稳态法测量相对渗透率的仪器流程图。
3.jpg
  为了克服末端效应的影响,实验在较高的注入速度下以恒速或恒压的方式进行,直到含水99.9%为止。
  采用恒速法时,注水速度按下式确定:
4.jpg
  式中:L为岩样长度,cm;μw为注入水黏度,mPa·s;vw为驱替速度,cm/mino
  采用恒压法时,注水压差按下式确定:
5.jpg
  式中:σo-w为油、水界面张力,mN/m;Ka为岩样的空气渗透率,D;Φ为岩样的孔隙度,%;Δp0为初始驱动压差,MPa;π1为标配常数。
  记录岩样出口端每种流体的排出量和岩样两端的压差。
  3计算方法
  巴克利和莱弗里特建立了此方法的基本理论,韦尔格(H.J.Welge)发展了此理论并把它用在非稳态相对渗透率测定方法中,约翰斯顿(E.F.Johnson)发展完善了韦尔格的工作,取得了从非稳态实验资料计算每一相相对渗透率的方法,通常称JBN方法。
  巴克利和莱弗里特的一维两相水驱油基本理论建立在两个假设的基础上,即:(1)相间不发生传质现象;(2)各相都是不可压缩的。
  使用非稳态方法测定相对渗透率实验时,必须满足条件:(1)实验过程中要施加足够大的压力梯度以减少毛管力的作用;(2)岩心是均质的;(3)在实验的全过程中流体性质不变。
  计算非稳态法油水相对渗透率的JBN方法的主要公式:
6.jpg
  式中:Kro(Swe)为出口端饱和度下的油相相对渗透率;Krw(Swe)为出口端饱和度下的水相相对渗透率;Swe为出口端含水饱和度,小数;fo(Swe)为出口端含油率(产油量占总产液量的体积百分数),%;fw(Swe)为出口端含水率(产水量占总产液量的体积百分数),%;Swe为出口端含水饱和度,%;Swe为岩心共存水饱和度,%;μo,μw分别为油水的黏度,mPa·s;I为任意时刻与初始时刻的流动能力比;K为岩石绝对渗透率,D;A为岩石截面积,cm2;L为岩样长度,cm;Q(t)为t时刻出口端产液量,mL/s;△p(t)为t时刻岩样两端压差,10-1MPa;u为渗流速度,cm/s;V(t),Vo(t)分别为无量纲累积注水量和无量纲累积产油量,且:
7.jpg
  式中:Vt为累积注水量,mL;Vp为岩样孔隙体积,mL;Vo为累积产油量,mL。
  与稳态法实验相比,非稳态法实验测定速度快,设备简单、操作方便,但计算复杂。

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