衰竭式开发砂岩凝析气藏储层中反凝析油饱和度确定方法

技术领域

本发明涉及石油天然气勘探开发领域衰竭式开发砂岩凝析气藏储层中反凝析油饱和度确 定方法。

背景技术

凝析气藏是指地下聚集的烃类在储集层温度和压力下，重质组分汽油馏分至煤油馏分及 少量高分子烃类呈均一蒸汽状态分散在天然气中，当储层压力低于其露点压力时，体系中重 组分(凝析油)析出，以液相形式赋存于孔隙中，降低气相流动能力。因此，确定不同压力 条件下反凝析油饱和度，对定量评价凝析油损失及其对气相流动能力的影响有重要意义。目 前高温高压实验是确定凝析气藏反凝析油饱和度的主要方法：一种是行业标准规定的针对凝 析气藏反凝析油饱和度确定的定容衰竭实验(SY/T5542-2000)，另外一种是采用借助于现代 物理测试技术的岩心实验测试方法。然而由于常规定容衰竭实验未考虑多孔介质、水饱和度 及凝析油流动的影响，确定的反凝析油饱和度与多孔介质中差异较大(汪周华.低渗透多孔 介质对高含凝析油型凝析气相态影响，钻采工艺，2009,32(3)，56-59)；此外，利用超声波 等现代物理测试技术直接测试多孔介质反凝析油饱和度，实验测试复杂，难度大(郭平，超 声波在凝析油临界流动饱和度测试中的应用，天然气工业，2001,21(3)：22-25)。

发明内容

本发明的目的在于基于常规岩心衰竭实验及相渗曲线测试方法，建立一种确定实际储层 条件下衰竭式开发砂岩凝析气藏储层岩心中反凝析油饱和度的确定方法，该方法原理可靠， 简单适用，综合考虑了多孔介质、含水饱和度及凝析油流动的影响，具有广阔的市场前景。

为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。

衰竭式开发砂岩凝析气藏储层中反凝析油饱和度确定方法，依次包括以下步骤：

(1)取得实际储层的岩心，将其清洗、烘干，测试直径D(cm)、长度L(cm)、渗透率K₀(mD)、 孔隙度φ(％)；

(2)借鉴行业标准SY/T5345-2007中“气—水相渗曲线测试方法”，测试不同含油饱和 度S_oi条件下的气相有效渗透率K_egi，确定以下公式中的参数a、b值：

S_oi＝aln(K_egi)+b

具体过程如下：

①取得实际凝析气藏井口产出的天然气、凝析油及地层水；

②计算岩心孔隙体积V＝0.25πLD²φ，并向岩心中注入体积为V(ml)的地层水，使其饱和；

③从岩心入口端向岩心中注入凝析油，直到岩心出口端不出水为止，计量累积出水体积 V_w(ml)，该体积即为初始饱和油体积V_o，计算束缚水饱和度S_or＝(V－V_w)/V×100％，确定岩 心中初始含油饱和度S_o＝(1－S_or)×100％；

④从岩心入口端向岩心中注入天然气，每间隔△t₁(s)记录岩心入口端压力P_1i、出口端 压力P_2i、岩心出口端出气体积V_gi(ml)、出油体积V_oi(ml)，计算岩心中含油饱和度S_oi＝(V_o-V_oi) /V_o×100％；

⑤计算岩心对应含油饱和度S_oi条件下的气相有效渗透率K_egi(mD)：

$K_{egi}=\frac{(V_{gi}/{\mathrm{\Delta t}}_1){\mu }_{gi}L}{10A(P_{1i}^2-P_{2i}^2)}$

式中：

μ_gi—气体粘度，mPa·s，根据天然气的视临界温度T_pc和视临界压力P_pc查卡尔科贝舍

CarrKobayshi和布鲁Burrows粘度图版查得；

L—岩心长度，cm；

A—岩心横截面积，cm²，A＝0.25πD²，D—岩心直径，cm；

⑥分析岩心中含油饱和度S_oi、气相有效渗透率K_egi两者之间关系，确定公式S_oi＝aln(K_egi)+b 中的系数a、b值；

(3)依据行业标准SY/T5542-2000，参照气藏原始地层流体性质分析报告中露点压力 P_b、单脱气油比GOR₁配制地层流体样品，即凝析气样品；

(4)将岩心恢复到原始储层状态，具体过程为：将其用地层水饱和，然后逐步升温、加 压，直至岩心孔隙压力、温度与气藏原始地层压力、温度一致，施加在岩心的径向压力P_d比 孔隙压力P_f高3MPa，再向岩心中注入配制的地层流体样品，每间隔0.5小时测试岩心出口端 气油比GOR₂，直至与GOR₁一致；

(5)模拟气藏衰竭实验过程：按照一定压降速度通过降低岩心出口端压力P_2i实现降低 岩心中孔隙压力，降压过程中始终保持岩心的径向压力P_d比孔隙压力P_f高3MPa，每间隔 △t₂(S)记录岩心入口端压力P_1i、出口端压力P_2i、岩心出口端出气体积V_gi，直到岩心出口 端压力P_2i降低至气藏废弃压力；

(6)根据下式计算岩心衰竭实验过程中平均压力P_i条件下的气相有效渗透率K_fegi，P_i为岩心入口端压力P_1i和出口端压力P_2i的平均值：

$K_{egi}=\frac{(V_{gi}/{\mathrm{\Delta t}}_2){\mu }_{gi}L}{10A(P_{1i}^2-P_{2i}^2)};$

(7)将每个P_i点对应的K_fegi带入S_oi＝aln(K_egi)+b，根据步骤(2)确定的a、b值，计算 得到砂岩凝析气藏储层中不同压力条件下反凝析油饱和度S_oi。

与现有技术相比，本发明提供的衰竭式开发凝析气藏反凝析油饱和度确定方法，原理可 靠，操作简便，经济适用，综合考虑了多孔介质、含水饱和度及凝析油流动的影响，具有广 阔的市场前景。

附图说明

图1为含油饱和度与气相有效渗透率关系曲线。

图2为凝析气藏衰竭开发过程中气相有效渗透率与压力关系曲线。

图3为凝析气藏衰竭开采反凝析油饱和度变化曲线。

具体实施方式

下面根据附图和实施例进一步说明本发明。

一种衰竭式开发凝析气藏多孔介质中反凝析油饱和度确定方法，依次包括以下步骤：

(1)取得某凝析气藏储层岩心Y-1，清洗、烘干，测试直径D(6.5cm)、长度L(7.9cm)、 渗透率K₀(1.12mD)、孔隙度φ(9.5％)；

(2)借鉴行业标准SY/T5345-2007中“气—水相渗曲线测试方法”，测试不同含油饱和 度S_oi条件下气相有效渗透率K_egi，如图1所示，并建立两者之间方程：

S_oi＝－0.39ln(K_egi)－1.105

具体过程如下：

①取得某凝析气藏井口产出天然气、凝析油及地层水；

②计算岩心孔隙体积V＝0.25πLD²φ＝24.9ml，向岩心中注入体积为24.9ml的地层水；

③岩心入口端向岩心中注入凝析油，直到岩心出口端不出水为止，并计量累积出水体积 V_w(16ml)，该体积即为初始饱和油体积V_o；计算束缚水饱和度S_or＝100％×(V－V_w)/V＝35.7％， 确定岩心中初始含油饱和度S_o＝100％×(1－0.357)＝64.3％；

④从岩心入口端向岩心中注入天然气，每间隔1200s记录岩心入口端压力P_1i、出口端压 力P_2i、岩心出口端出气体积V_gi(ml)、出油体积V_oi(ml)，计算岩心中含油饱和度S_oi＝100％×(V_o－V_oi)/V_o；

⑤计算对应含油饱和度S_oi条件下气相有效渗透率K_egi：

$K_{egi}=\frac{(V_{gi}/{\mathrm{\Delta t}}_1){\mu }_{gi}L}{10A(P_{1i}^2-P_{2i}^2)};$

⑥分析岩心中油饱和度S_oi、气相有效渗透率(K_egi)两者之间关系，确定S_oi＝aln(K_egi)+b 中的系数a、b，如图1所示；

(3)依据行业标准SY/T5542-2000，参照气藏原始地层流体性质分析报告中露点压力 (34MPa)、单脱气油比(3010m³/m³)配制地层流体样品；

(4)采用同一块岩心，饱和地层水，逐步升温、加压，直至岩心孔隙压力、温度与气藏 原始地层压力、温度一致，施加在岩心径向压力P_d比孔隙压力P_f高3MPa，然后向岩心中注 入配制地层流体样品，每间隔0.5小时测试岩心出口端气油比GOR₂，直至4倍孔隙体积测试 GOR₂(3008m³/m³)与GOR₁(3010m³/m³)一致；

(5)模拟气藏衰竭开采过程，通过排出岩心中地层流体逐步降低岩心中孔隙压力，降压 过程中始终保持岩心孔隙压力P_f与施加在岩心径向压力P_d差值为3MPa，按照压降速度 (1MPa/h)降低岩心出口端压力P_2i实现降低岩心孔隙压力，每间隔△t₂(3600s)记录对应 岩心入口压力P_1i、放出气体积V_gi，直到P_2i降低至气藏废弃压力；

(6)根据岩心直径D、长度L、入口端压力P_1i、出口端压力P_2i、时间间隔△t₂、出口端出 气体积V_gi，按照达西公式计算岩心衰竭实验过程中平均压力P_i(0.5× (P_1i+P_2i))条件下气相有效渗透率K_fegi(如图2所示)；

(7)把K_fegi带入S_oi＝aln(K_egi)+b，计算得到储层条件下凝析油饱和度S_oi，绘制压力P_i与 S_oi关系，从而确定不同压力条件下岩心中反凝析油饱和度(如图3所示)。