一种考虑渗吸作用的致密岩心相对渗透率模型的构建方法.pdf

(19)国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号CN115481578A(43)申请公布日2022.12.16(21)申请号202110598280.0G06F119/14(2020.01)(22)申请日2021.05.31(71)申请人中国石油天然气股份有限公司地址100007北京市东城区东直门北大街9号(72)发明人江昀石阳王永辉卢海兵王天一易新斌王欣邱晓惠姜伟(74)专利代理机构北京三友知识产权代理有限公司11127专利代理师刘静姚亮(51)Int.Cl.G06F30/28(2020.01)G01N15/08(2006.01)G06F113/08(2020.01)权利要求书2页说明书7页附图6页(54)发明名称一种考虑渗吸作用的致密岩心相对渗透率模型的构建方法(57)摘要本发明公开了一种考虑渗吸作用的致密岩心相对渗透率模型的构建方法，该构建方法考虑了压后焖井过程中由于渗吸作用引起的含油饱和度降低，导致传统的相对渗透率曲线存在不足，提出了基于分形理论的致密岩心毛细管力模型，以此为基础，分别构建了不考虑渗吸作用和考虑渗吸作用的毛管力模型和相对渗透率模型解析解，对于解释压后焖井过程提高采收率机理具有重要意义，能够在非常规储层压裂改造提高采收率领域推广应用。CN115481578ACN115481578A权利要求书1/2页1.一种考虑渗吸作用的致密岩心相对渗透率模型的构建方法，其特征在于，构建方法包括以下步骤：基于分形理论构建致密岩心的毛细管力模型，进而构建油水相对渗透率模型；开展高速离心实验，确定毛管力曲线，并根据实验结果拟合得到毛细管力模型中的分形维数，得到未考虑渗吸作用的毛细管力模型和相对渗透率模型的解析表达式；开展自发渗吸实验，确定渗吸实验结束时的残余油饱和度；将高速离心实验测定的毛管力曲线按照曲线延伸规律延长至所述渗吸实验结束时的残余油饱和度，使用未考虑渗吸作用的毛细管力模型进行拟合，得到考虑渗吸作用的毛细管力模型解析表达式，并得到相应的油水相对渗透率解析表达式。2.根据权利要求1所述的构建方法，其特征在于，基于分形理论构建致密岩心的毛细管力模型，结合Hagen‑Poiseuille方程构建所述油水相对渗透率模型。3.根据权利要求2所述的构建方法，其特征在于，所述结合Hagen‑Poiseuille方程构建所述油水相对渗透率模型的步骤中，所述油水相对渗透率模型包括水相相对渗透率和油相相对渗透率。4.根据权利要求3所述的构建方法，其特征在于，所述水相相对渗透率和油相相对渗透率的解析表达式如下：其中，式中，Krw为水相相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；Sw为水相饱和度；Swr为束缚水饱和度；Sor为残余油饱和度；λ＝3‑Df，Df为分形维数；pe为致密砂岩岩心毛管半径为rmax时所对应‑λ的毛管力，rmax为致密砂岩岩心的最大毛管半径；α＝(pe/pmax)，pmax为束缚水饱和度下对应的毛管力；Pc为致密砂岩岩心毛管半径为r时所对应的毛管力；5.根据权利要求4所述的构建方法，其特征在于，所述开展高速离心实验中，包括模拟油驱水过程和水驱油过程，分别对应得到驱替过程的毛管力曲线和吸入过程的毛管力曲2CN115481578A权利要求书2/2页线。6.根据权利要求5所述的构建方法，其特征在于，所述高速离心实验包括：使用超速离心机进行岩心离心实验，包括饱和水岩心离心至束缚水状态，即所述油驱水过程，和束缚水状态岩心离心至残余油状态，即所述水驱油过程。7.根据权利要求6所述的构建方法，其特征在于，应用所述油驱水过程得到的驱替过程的毛管力曲线拟合得到分形维数，计算水相相对渗透率Krw；再通过所述水驱油过程得到的吸入过程的毛管力曲线拟合得到分形维数，计算油相相对渗透率Kro。8.根据权利要求6所述的构建方法，其特征在于，所述高速离心实验前还包括对岩心样品进行预处理，包括洗油、烘干、抽真空并饱和2％氯化钾溶液。9.根据权利要求1‑8任一项所述的构建方法，其特征在于，所述得到未考虑渗吸作用的毛细管力模型和相对渗透率模型的解析表达式之后，所述开展自发渗吸实验之前，还包括：使用非稳态法测定致密岩心的油水相对渗透率，验证未考虑渗吸作用的相对渗透率模型的计算结果。10.根据权利要求9所述的构建方法，其特征在于，所述使用非稳态法测量致密岩心的油水相对渗透率时，选取与所述高速离心实验中使用的岩心样品物性参数相似的致密岩心样品。3CN115481578A说明书1/7页一种考虑渗吸作用的致密岩心相对渗透率模型的构建方法技术领域[0001]本发明涉及致密油储层提高采收率技术领域，具体涉及一种考虑渗吸作用的致密岩心相对渗透率模型的构建方法。背景技术[0002]中国致密油资源丰富，初步评价主要盆地致密油地质资源量126亿吨。目前已落实3个10亿吨级油