[发明专利]基于气水厚度分布的气水两相渗流规律预测方法及系统

说明书

本发明提供一种基于气水厚度分布的气水两相渗流规律预测方法及系统。该基于气水厚度分布的气水两相渗流规律预测方法包括：计算每个毛细管在每个离心力下的可动水相厚度和每个毛细管在每个离心力下的气相厚度；根据每个毛细管在每个离心力下的可动水相厚度和每个毛细管在每个离心力下的气相厚度，获得水相相对渗透率与含水饱和度的关系曲线和气相相对渗透率与含水饱和度的关系曲线，用于预测气水两相渗流规律，进而创建或调整油气田开发方案。

技术领域

本发明涉及油气藏领域，具体地，涉及一种基于气水厚度分布的气水两相渗流规律预测方法及系统。

背景技术

非常规致密油资源通常分布在埋藏深、渗透率极低的沉积岩地层，部分致密油资源直接产自页岩或者与页岩源岩密切相关的低渗透粉砂岩组、砂岩组和碳酸盐岩组，这些地层由页岩沉积物或砂岩沉积物堆积而成。我国致密油砂岩储层是指初始渗透率小于0.1×10^-3μm²，孔隙度小于10％，孔喉直径小于1μm的储层。致密砂岩储层内的油以吸附或自由状态赋存，未经历大规模、长距离运移。由中石油勘探院初步评估，已探明我国主要盆地的低和超低渗透油藏致密油资源量约为100亿吨，目前可动用储量将达到15亿吨，2020年产能建设将达到150万吨；到2030年，这一数字将达到60亿和1000万吨。中国致密油的发展面临广阔的前景同时也面临着诸多挑战，其中气水两相渗流规律为油田开发的重要依据，而准确获得气水相对渗透率曲线依旧面临着诸多问题。

岩心驱替实验作为最为重要的相渗曲线直接获取方法，可以准确得到真实的结果，但是致密岩心低孔低渗特点致使测量周期较长，室内驱替实验很难还原真实的储层，限制了驱替实验的广泛应用。随着工业测量技术的发展，越来越多的方法被用来获取相渗曲线。X射线CT扫描仪测量岩石渗吸实验中的相对渗透率曲线这种基于图像的相对渗透率模型受到CT设备有限分辨率和岩石样本体积小的限制，在测试尺度上难以满足现场生产的要求。作为X射线CT扫描的实用且有效的替代方案，核磁共振(NMR)也常常被用来获得相对渗透率，但是核磁共振只能较好的反映水相的流动规律。综上不同的实验法在致密岩心中测量相对渗透率过程中，存在实验精度低、成本高以及无法表征致密多孔介质微观渗流规律等不同的缺陷。

发明内容

本发明实施例的主要目的在于提供一种基于气水厚度分布的气水两相渗流规律预测方法及系统，以获取准确的气水相对渗透率曲线来预测气水两相渗流规律以创建或调整油气田开发方案。为了实现上述目的，本发明实施例提供一种基于气水厚度分布的气水两相渗流规律预测方法，包括：

获取离心力与含水饱和度的对应关系、绝对离心力下的拟合参数、每个毛细管的半径、每个毛细管的绝对气体体积半径占比、水相的黏度、气相的黏度和多组不同离心力下的拟合参数；

根据每个毛细管的半径和每个离心力下的拟合参数，计算每个毛细管在每个离心力下的气相厚度；

根据绝对离心力下的拟合参数、每个毛细管的半径和每个离心力下的拟合参数，计算每个毛细管在每个离心力下的可动水相厚度；

根据每个毛细管在每个离心力下的可动水相厚度、每个毛细管在每个离心力下的气相厚度，每个毛细管的绝对气体体积半径占比和每个毛细管的半径，计算毛细管束模型在每个离心力下的水相相对渗透率；

根据水相的黏度、气相的黏度、每个毛细管在每个离心力下的可动水相厚度、每个毛细管在每个离心力下的气相厚度，每个毛细管的绝对气体体积半径占比和每个毛细管的半径，计算毛细管束模型在每个离心力下的气相相对渗透率；

根据毛细管束模型在每个离心力下的水相相对渗透率和离心力与含水饱和度的对应关系，获得水相相对渗透率与含水饱和度的关系曲线；根据毛细管束模型在每个离心力下的气相相对渗透率和离心力与含水饱和度的对应关系，获得气相相对渗透率与含水饱和度的关系曲线；其中，水相相对渗透率与含水饱和度的关系曲线和气相相对渗透率与含水饱和度的关系曲线用于预测气水两相渗流规律以创建或调整油气田开发方案。