[发明专利]一种致密砂岩油水相对渗透率信息的表征方法及系统

说明书

本发明属于石油化工技术领域，公开了一种致密砂岩油水相对渗透率信息的表征方法及系统，通过核磁共振装置与岩心夹持器装置有效连接，完成核磁共振技术监测下的致密砂岩水驱油过程；并利用重水驱替油；通过检测的正十二烷的T₂谱中信号以及端口出液量求得绘制油水相渗曲；然后结合地质情况对地层中的水驱油过程进行综合分析。本发明利用T₂谱求得岩心中的油、水含量，最终绘制出的油水相渗曲线较其他方法更为精确；实验过程中可在任一阶段进行核磁共振测试，无需取出岩心，所得实验结果更符合实际情况；本发明操作较为便捷，通过核磁共振测试可高度再现水驱油的全过程，对致密油的开发具有实际意义。

技术领域

本发明属于石油化工技术领域，尤其涉及一种致密砂岩油水相对渗透率信息的表征方法及系统。

背景技术

目前，最接近的现有技术：

近些年，随着常规油气储量逐渐降低，致密油已转为国内外油气勘探开发的重点领域。其中，致密砂岩储层开发潜力和开发难度较大，已逐渐成为国内外油气田地质与开发专家们研究的焦点。致密砂岩储层一般孔隙度小于10％，渗透率小于0.1mD。致密砂岩储层的低-特低孔渗特点，使得水驱油过程不同于常规储层。相对渗透率是开发试验中一个重要的基本测量参数，现有的驱替实验方法主要针对中到高渗的油藏，由于致密砂岩储层具有物性、渗流规律复杂的特点，直接应用现有行业标准会有较大误差。

核磁共振技术(NMR)在测井技术和岩心分析中已经得到广泛应用，为油气的勘探和开发发挥重要作用。

综上所述，现有技术存在的问题是：

(1)致密砂岩孔隙结构复杂，孔隙空间狭小，水驱油实验不易于开展，油水两相渗透率计算复杂。

(2)基于现有实验装置对于岩心渗透率要求很高，一般渗透率大于0.2md的岩心才可以测定并计算油水相对渗透率，而致密砂岩孔隙度普遍在10％左右，渗透率低于0.1mD，因此目前实验装置不能满足实验需求。

(3)致密砂岩相渗的模拟研究方法有多种，常见的有网络模拟方法、分型几何预测法、格子玻尔兹曼模拟法等，然而这些模拟的方法或多或少都对真实岩心进行了简化，并且受计算能力限制往往模拟尺寸较小。

解决上述技术问题的难度：

致密砂岩孔渗很低，采用非稳态法需要建立足够大的驱替压力或驱替速度，从而降低因毛管力而产生的末端效应，许多研究者探究了不同的方法来减弱末端效应，虽然都有一定效果但还需进一步研究。

解决上述技术问题的意义：

本次研究采用改进后的非稳态法，利用先进的核磁——驱替连用装置通过阶段增压实现阶段性恒定高速驱替，有效减弱末端效，为低渗岩心相对渗透率研究提供新思路。

发明内容

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种致密砂岩油水相对渗透率信息的表征方法及系统。本发明将核磁共振技术与水驱实验技术进行有效结合，提出采用核磁共振高压驱替联合实验的方式开展水驱油实验，采用阶段升压方式再现不同驱替压力下的水驱油过程，进而绘制油水相渗曲线。这种方法的优势在于利用T₂谱求得岩心中的油、水含量，较其他方法更为精确。此外，实验过程中可在任一阶段进行核磁共振测试，无需取出岩心，所得实验结果更符合实际情况，操作也更简洁。

本发明是这样实现的，一种利用核磁-驱替联用装置测得实验数据求取致密砂岩油水相对渗透率进而分析水驱油过程的方法，通过核磁共振装置与岩心夹持器装置有效连接，完成核磁共振技术监测下的致密砂岩水驱油过程。该方法利用重水驱替油(正十二烷)。通过检测的正十二烷的T₂谱中信号以及端口出液量求得绘制油水相渗曲，进而结合地质情况对地层中的水驱油过程进行综合评价。实验步骤包括：

步骤一，样品的预处理。

步骤二，核磁共振测试。