引入孔喉比的致密砂岩储层相对渗透率计算方法-辽宁化工2022年01期

摘      要：相渗曲线对油气开发及瓦斯治理具有重要意义，但致密砂岩储层的相对渗透率不易通过实验方法获得。目前比较成熟的相对渗透率的计算方法基于等径毛管束模型和恒压压汞资料，不能反映致密砂岩储层孔喉比大等微观孔隙结构特征，而恒速压汞资料可以准确反映孔喉比的变化和分布。因此，提出了与恒速压汞测试技术相对应的孔-喉毛管束模型，进而推导出了引入孔喉比的渗透率计算模型。结果表明：当孔喉比D_i =1，（10）式为Purcell渗透率计算公式，适用于中、高渗透储层;当孔喉比D_i >1时，（10）式适用于低渗透、特低渗透储层。最后，探讨了利用恒速压汞资料计算相对渗透率的方法。

关  键  词：恒速压汞;毛管束模型;孔喉比;相对渗透率

中图分类号：TE348     文献标识码： A     文章编号： 1004-0935（2022）01-0104-04

致密砂岩储层的相渗曲线不易通过实验方法测定，建立有效合理的相渗曲线的计算模型一直是众多研究者追求的目标。大量研究^[1-5]表明对于致密砂岩储层，不同渗透率级别样品的微观孔喉特征的差异主要体现为孔喉比远远大于中高渗透油藏，即孔喉比对低渗、特低渗储层渗透率具有重要的影响。目前基于常规恒压压汞资料计算渗透率、相对渗透率的方法已经比较成熟^[6-8]，但常规压汞技术只能给出孔喉半径及其所控制的孔隙体积的分布状况，不能明确地区分孔隙和喉道的分布^[9-11]，不能较好地反映致密砂岩储层的孔隙结构特征。虽然恒速压汞技术能够将孔隙和喉道分开，更适用于孔喉性质差别很大的特低、超低渗透储层^[12-13]，但是关于应用恒速压汞资料计算渗透率、相对渗透率的研究较  少^[14]。因此本文根据恒速压汞技术原理建立了   孔-喉毛管束模型，在此基础上推导出了引入孔喉比的渗透率计算公式，从理论上揭示了孔喉比对渗透率影响，进而提出了应用恒速压汞资料计算相对渗透率的方法。

1  恒速压汞与孔-喉毛管束模型

1.1  恒速压汞技术原理

恒速压汞即以非常低的恒定速度将汞压入岩心。由于速度非常低，整个过程达到了准静态，汞的界面张力和接触角保持不变，因此通itSmw+t1yV2D10NgkIPXvg==过进汞压力的涨落就可以将孔隙和喉道区分开来，其原理如  图1所示。当汞突破喉道进入孔隙1之后压力下降，当汞充满孔隙1并开始进入喉道时压力开始上升，由于进入孔隙2的喉道大于进入孔隙4的喉道，因此首先填充孔隙2。这样通过压力的涨落和相应的进汞量就可以定量地计算孔隙和喉道的半径及分布。

1.2  孔-喉毛管束模型

恒速压汞技术将真实岩心的孔隙结构分为孔隙和喉道两部分。因此，本文在等径毛管束模型的基础上，将孔隙简化为同体积的等径粗毛细管段，将喉道简化为同体积的等径细毛细管段，将粗细相间的等径毛细管段组成的毛细管称为孔-喉毛细管（以下均简称为毛细管），示意图见图2。当该模型的孔隙度、外观尺寸与真实岩心相同，复杂的岩心孔隙结构简化为孔-喉毛管束模型。为了处理方便，令每根毛细管的孔隙总长度L_p、喉道总长度L_t均相等， L_t和L_p均等于毛细管总长度L_e的一半，且所有毛细管长度L_e均相等。该模型反映了恒速压汞技术的基本原理，是与恒速压汞技术相匹配的多孔介质孔隙结构模型。

4  结 论

1）孔-喉毛管束模型是与恒速压汞技术原理相匹配的多孔介质孔隙结构模型，为引入孔喉比，突出低渗、特低渗储层微观结构特征提供有效途径。

2）式（10）为引入孔喉比的渗透率计算公式，当孔喉比D_i =1，式（10）转变为1949年Prurcell推导出来的渗透率计算公式，此时适用于中、高渗透储层，证明了本文提出的渗透率计算公式的正确性;当孔喉比D_i >1时，式（10）为低渗、特低渗透储层渗透率的计算公式，式（10）结果与实现结果相一致，即储层渗透率随着孔喉比的增大而减小，进一步证明了本文提出的渗透率计算公式（10）更能有效地计算储层渗透率。

3）应用恒速压汞资料计算储层相对渗透率是可行的，且能够充分体现致密砂岩储层孔隙微观结构特征，并分别推导出润湿相、非润湿相的相对渗透率计算公式。

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Calculatiion Method of Relative Permeability of Low or Extra-low Permeability Reservoirs Considering Pore-throat Ratio

CHEN Xin

（CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co.， Tianjin 300452， China）

Abstract：  The relative permeability curve is one of the most important parameters in oil-field development， but for low-permeability or extra-low-permeability reservoirs， it is not easy to obtain relative permeability through experimental method. At present， the common method to calculate the relative permeability is based on the capillary-bundle-model with constant diameters and the constant pressure mercury penetration data， which can not reflect microscopic pore structure characteristics such as big pore-throat ratio of low permeability or extra-low permeability reservoirs. As a contrast， constant-rate mercury penetration data can precisely reflect the change and distribution of the pore-throat ratio. Therefore， the pore-throat capillary-bundle-model corresponding to constant-rate mercury penetration test techniques was put forward， and then the permeability calculation model Formula （10） involving pore-throat-ratio was deduced. When the pore-throat-ratio D_i =1， Formula （10） is equal to the Purcell’s permeability calculation formula， which is suitable for medium or high permeability reservoirs; When the pore-throat-ratio Di >1， Formula （10） is suitable for low-permeability or extra-low-permeability reservoirs. Finally， method and formula of the relative permeability calculation was discussed in use of constant-rate mercury penetration data .

Key words：  Constant-rate mercury penetration; Capillary-bundle-model; Pore-throat-ratio; Relative permeability