ICS75.020 E12 中华人民共和国国家标准 GB/T28912—2012 岩 石中两相流体相对渗透率测定方法 Testmethodfortwophaserelativepermeabilityinrock 2012-11-05发布 2013-03-01实施 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 中国国家标准化管理委员会发布目 次 前言 Ⅰ ………………………………………………………………………………………………………… 1 范围 1 ……………………………………………………………………………………………………… 2 规范性引用文件 1 ………………………………………………………………………………………… 3 岩样准备 1 ………………………………………………………………………………………………… 3.1 岩样的保存和钻取 1 ………………………………………………………………………………… 3.2 岩样的清洗 1 ………………………………………………………………………………………… 3.3 岩样孔隙度和气体渗透率测定 1 …………………………………………………………………… 3.4 岩样的饱和 1 ………………………………………………………………………………………… 4 试验用流体 2 ……………………………………………………………………………………………… 4.1 试验用油 2 …………………………………………………………………………………………… 4.2 试验用水 2 …………………………………………………………………………………………… 4.3 试验用气 2 …………………………………………………………………………………………… 5 恢复岩石润湿性 2 ………………………………………………………………………………………… 6 油-水相对渗透率测定 2 …………………………………………………………………………………… 6.1 稳态法油-水相对渗透率测定 2 ……………………………………………………………………… 6.2 非稳态法油-水相对渗透率测定 6 …………………………………………………………………… 7 气-液相对渗透率测定 8 …………………………………………………………………………………… 7.1 稳态法水-气相对渗透率测定 8 ……………………………………………………………………… 7.2 非稳态法气-油(水)相对渗透率测定 11 …………………………………………………………… 8 数据修约 12 ………………………………………………………………………………………………… 9 报告内容及格式 13 ………………………………………………………………………………………… 附录A(资料性附录) 岩石中两相流体相对渗透率测定报告格式 14 …………………………………… 附录B(资料性附录) 油-水相对渗透率测定报告图表格式 16 ………………………………………… 附录C(资料性附录) 气-油(水)相对渗透率测定报告图表格式 18 …………………………………… 附录D(资料性附录) 水-气相对渗透率测定报告图表格式 20 ………………………………………… 参考文献 22 ……………………………………………………………………………………………………GB/T28912—2012 前 言 本标准按照GB/T1.1—2009给出的规则起草。 本标准由全国石油天然气标准化技术委员会(SAC/TC355)提出并归口。 本标准起草单位:提高石油采收率国家重点实验室(中国石油勘探开发研究院)。 本标准主要起草人:张祖波、罗蔓莉、戴志坚、吕伟峰、洪颖。 ⅠGB/T28912—2012 岩石中两相流体相对渗透率测定方法 1 范围 本标准规定了测定岩石中两相流体相对渗透率的基本原理、测定和计算方法以及计量仪器的技术 指标。 本标准适用于胶结砂岩岩样中两相流体相对渗透率的测定,其他类型多孔介质可参照执行。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。 SY/T5153 油藏岩石润湿性测定方法 SY/T5336 岩心分析方法 3 岩样准备 3.1 岩样的保存和钻取 3.1.1 选择有代表性的岩样,钻成直径大于或等于2.50cm的圆柱,长度不小于直径的1.5倍。 3.1.2 新鲜胶结岩样在井场可采取下列两种包装方式: a) 岩心出筒后先用聚乙烯膜包好,再用锡箔纸包裹后浸蜡密封; b) 在井场将岩心浸入浓度大于5%的NaCl水溶液中并密封。 用浓度大于5%的NaCl水溶液或中性煤油作循环液钻取岩样,钻取的岩样浸泡在抽空的原油中密 闭保存。 3.1.3 疏松岩样在岩心出筒后先用干冰冷冻保存,用液氮作循环液钻取岩样。 3.2 岩样的清洗 岩样的清洗和烘干按SY/T5336的规定执行。 3.3 岩样孔隙度和气体渗透率测定 岩样孔隙度和气体渗透率测定按SY/T5336的规定执行,并用氦气法直接测定孔隙体积,上述参 数重复测定两次,偏差在SY/T5336规定的范围内。 3.4 岩样的饱和 3.4.1 将烘干的岩样称重,抽真空饱和地层水。 3.4.2 将饱和模拟地层水后的岩样称重,即可按式(1)求得有效孔隙体积。 Vp=m1-m0 ρw…………………………(1) 式中: Vp———岩样有效孔隙体积的数值,单位为毫升(mL); 1GB/T28912—2012 m1———岩样饱和模拟地层水后的质量的数值,单位为克(g); m0———干岩样质量的数值,单位为克(g); ρw———在测定温度下饱和岩样的模拟地层水的密度的数值,单位为克每立方厘米(g/cm3)。 3.4.3 岩样饱和程度的判定:将岩样抽空饱和地层水后得到的孔隙体积与氦气法孔隙体积对比,二者 数据应满足式(2)给出的关系。 1-Vp Vpæ èçö ø÷ He×100%≤2% …………………………(2) 式中: VpHe———氦气法孔隙体积的数值,单位为毫升(mL)。 4 试验用流体 4.1 试验用油 采用精制油或用新鲜脱气、脱水原油加中性煤油配制模拟油,并根据实际情况选择油水黏度比。选 用与原油配伍性好的精制油,避免发生沥青沉淀,试验用油在试验前应抽空过滤。 4.2 试验用水 根据地层水和注入水的成分分析资料配制地层水和注入水或等矿化度的标准盐水。试验用水应在 试验前放置1d以上,然后用G5砂芯漏斗或0.45μm微孔滤膜过滤除去杂质,并抽空。标准盐水配 方为: NaCl∶CaCl2∶MgCl2·6H2O=7∶0.6∶0.4 4.3 试验用气 经过加湿处理的氮气或压缩空气,也可根据需要选用其他气体。 5 恢复岩石润湿性 非新鲜岩样恢复润湿性的方法按SY/T5153的规定执行。 6 油-水相对渗透率测定 6.1 稳态法油-水相对渗透率测定 6.1.1 原理 稳态法测定油-水相对渗透率的基本理论依据是一维达西渗流理论,并且忽略毛管压力和重力作 用,假设两相流体不互溶且不可压缩。试验时在总流量不变的条件下,将油水按一定流量比例同时恒速 注入岩样,当进口、出口压力及油、水流量稳定时,岩样含水饱和度不再变化,此时油、水在岩样孔隙内的 分布是均匀的,达到稳定状态,油和水的有效渗透率值是常数。因此可利用测定岩样进口、出口压力及 油、水流量,由达西定律直接计算出岩样的油、水有效渗透率及相对渗透率值。用称重法或物质平衡法 计算出岩样相应的平均含水饱和度。改变油水注入流量比例,就可得到一系列不同含水饱和度时的油、 水相对渗透率值,并由此绘制出岩样的油-水相对渗透率曲线。 2GB/T28912—2012 6.1.2 试验流程和试验设备 6.1.2.1 试验流程 稳态法测定油-水相对渗透率试验流程示意图见图1。 说明: 1———岩心夹持器; 2———围压泵; 3———水泵; 4———油泵; 5———压力传感器; 6———过滤器; 7———三通阀; 8———油水分离器; 9———压差传感器; 10———回压阀。 图1 稳态法测定油-水相对渗透率试验流程示意图 6.1.2.2 试验设备及计量器具 试验所用设备和计量器具及其技术指标如下: a) 岩心夹持器; b) 驱替泵:流量精度≤1%; c) 压力传感器:精度≤0.5%; d) 油水分离器:0mL~10mL,分度值≤0.05mL; 3GB/T28912—2012 e) 天平:感量为0.001g; f) 秒表:分度值为0.01s; g) 游标卡尺:分度值为0.02mm。 6.1.3 试验步骤 6.1.3.1 建立束缚水饱和度 用油驱水法建立束缚水饱和度,先用低流速(一般为0.1mL/min)进行油驱水,然后逐渐增加驱替 速度直至不出水为止。束缚水饱和度按式(3)计算: Sws=Vp-Vw Vp×100 …………………………(3) 式中: Sws———束缚水饱和度的数值,%; Vw———岩石内被驱出水的体积的数值,单位为毫升(mL)。 6.1.3.2 测定束缚水状态下的油相渗透率 6.1.3.2.1 新鲜岩样测定束缚水状态下的油相渗透率步骤如下: a) 将浸泡在原油中或中性煤油中的岩样在试验温度下恒温2h并抽空1h后,装入岩心夹持器 中,并在试验温度下恒温4h; b) 用试验油驱替达10倍孔隙体积后,测油相有效渗透率,连续测定3次,相对偏差小于3%。束 缚水饱和度下的油相有效渗透率按式(4)计算: Ko(Sws)=qoμo