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1、10申请公布号CN102518414A43申请公布日20120627CN102518414ACN102518414A21申请号201110446385022申请日20111228E21B43/2020060171申请人西南石油大学地址610500四川省成都市新都区新都大道8号72发明人郭平杜建芬汪周华易敏刘伟邹振张广东74专利代理机构成都市辅君专利代理有限公司51120代理人杨海燕54发明名称缝洞型碳酸盐凝析气藏注水替气实验测试方法57摘要本发明涉及缝洞型碳酸盐凝析气藏注水替气实验测试方法，依次包括以下步骤1制作缝洞型碳酸盐岩心模型；2配制凝析气样品和注入水，设定进行注水的压力点P1和结束注水。
2、的压力点P2；3对岩心进行原始状态恢复；4进行衰竭实验；5在地层温度下进行注水替气实验；6当岩心压力达到废弃压力时，将岩心底端压力逐渐降为大气压，放出岩心中所有油气水，得到岩心天然气储量和凝析油储量；7计算凝析油和天然气的采收率。本发明通过制作一种保持岩心完整的单裂缝面全直径缝洞岩心物理模型，建立了注水替气物理模拟的实验测试方法，为评价缝洞型碳酸盐的开采效果提供了工具和手段。51INTCL权利要求书1页说明书3页19中华人民共和国国家知识产权局12发明专利申请权利要求书1页说明书3页1/1页21缝洞型碳酸盐凝析气藏注水替气实验测试方法，依次包括以下步骤1选择一块边长在30CM左右的方块碳酸盐岩。
3、心，进行人工造自然单缝，缝面大致平行于方块的任意一条棱且贯穿整个岩心，用4英寸直径钻头钻取全直径岩心，长度达1025CM，缝尽量位于全直径岩心中央，对全直径岩心内部进行造洞，洞个数和大小按实际气藏决定；2根据地层凝析气PVT报告配制凝析气样品，根据现场提供地层水样分析数据配制注入水，设定进行注水的压力点P1和结束注水的压力点P2；3对岩心进行原始状态恢复，将岩心装入岩心夹持器并竖直放置，用干气饱和岩心，记录下饱和的干气体积VF1，在地层温度和地层压力下用配制好的凝析气驱替岩心中干气，直到岩心顶端和底端气油比一致；4关闭岩心底端阀门，从地层压力开始从岩心顶端进行衰竭实验，当岩心顶端压力下降到P1。
4、，保持顶端压力为P1直到顶端不再出气，记录采出的凝析油质量MO0和天然气体积VG0；5开始注水替气，保持岩心压力为P1，从岩心顶端向岩心注入地层水，当压力达到P2后停止注水，关闭岩心顶端阀门，稳定46个小时以上，再打开此阀门进行衰竭式开采，当压力下降到P1且顶端不再出气时，记录岩心顶端采出气量VG1，油量MO1，I次注水替气后，得到产气量VG1、VG2、VG3、VGI，产油量MO1、MO2、MO3、MOI，从而得到通过I次注水替气采出的凝析油总质量MOTI和天然气总体积VGTIMOTIMO1MO2MO3MOIVGTIVG1VG2VG3VGI；6当岩心压力达到气藏废弃压力时，关闭岩心顶端阀门，打。
5、开岩心底端阀门，将压力逐渐降为大气压，放出岩心中所有油气水，得到最后的天然气产气量VG以及油、水体积VO、VW，从而得到岩心天然气储量VGTVGTVG0VG1VG2VG3VGIVGVF1VOVW通过下式计算岩心中凝析油储量N式中GOR为凝析气初始气油比，O为地面凝析油和水的密度，G/ML；7通过下式计算凝析油的采收率为ROI和天然气的采收率RGI权利要求书CN102518414A1/3页3缝洞型碳酸盐凝析气藏注水替气实验测试方法技术领域0001本发明涉及石油天然气勘探开发领域缝洞型凝析气藏注水替气提高凝析油、气采收率的实验测试方法。背景技术0002缝洞型碳酸盐岩凝析气藏不同于一般的砂岩油气藏，。
6、当井打到缝洞顶部时由于缝的存在造成钻井液的大量漏失，因此无法打到缝洞单元的底部，而不少缝洞单元井数只有一口井，当进行衰竭生产时，由于凝析油析出后分布于洞的底部，因此无法采出，凝析油损失大，常规注水方法不能有效地提高凝析油气采收率，注水替气能防止凝析油大量析出，另一方面，水注进缝洞后，由于重力作用可沉积在洞的底部并充满缝洞从而将缝洞中油气上托，直到采出，从而有效地提高凝析油、气采收率。发明内容0003本发明目的在于提供缝洞型碳酸盐凝析气藏注水替气实验测试方法，该方法原理可靠，操作简便，可有效模拟凝析气藏注水替气过程，为评价缝洞型碳酸盐凝析气藏的开采效果提供了工具和手段。0004为达到以上技术目的。
7、，本发明提供以下技术方案。0005缝洞型碳酸盐凝析气藏注水替气实验测试方法，依次包括以下步骤00061制作缝洞型碳酸盐岩心模型0007选择一块边长在30CM左右范围内的方块碳酸盐岩心，进行人工造自然单缝，要求缝面大致平行于方块的任意一条棱且贯穿整个岩心，用4英寸直径钻头钻取全直径岩心，长度可达1025CM，要求缝尽量位于全直径岩心中央，然后对全直径岩心内部进行造洞，洞个数和大小按实际气藏洞孔隙度和大小、分布计算后决定，但洞不能穿过岩心的边沿和端面，形成一个自然单缝面剖开所有洞的组合模型，岩心保持垂直裂缝连通方式放置。00082配制凝析气样品和注入水0009根据地层凝析气PVT报告配制凝析气样品。
8、，要求在地层温度压力下保证凝析油含量、露点、定容衰竭凝析油饱和度与该地层凝析气PVT报告相近，并设定一个合适进行注水的压力点P1一般高于凝析气露点压力低于气藏地层压力和结束注水的压力点P2P2比P1高几MPA。0010同时根据现场提供地层水样分析数据配制注入水。00113对岩心进行原始状态恢复0012将岩心装入岩心夹持器并竖直放置，对岩心进行清洗、烘干、抽空，用干气饱和岩心，缓步控制岩心两端压力，让岩心中压力缓步升高，到岩心中压力达到地层压力出口不出气稳定一段时间记录下饱和的干气体积VF1即岩心的孔隙体积，以便作为地层气储量核实用。在地层温度和地层压力高于凝析气露点压力下从下向上用配制好的凝析。
9、气驱替岩心中干气，直到岩心底端和顶端气油比一致，此时岩心中凝析气饱和量说明书CN102518414A2/3页400134进行衰竭实验0014关闭岩心底端阀门，从地层压力开始从上部顶端进行衰竭，根据地层压力和P1的差值分几级衰竭，每级降压23MPA，每级衰竭如下进行逐步降低控制岩心顶端压力，使顶端能匀速出气油，当压力降到设定的压力点时，保持在该压力点直到顶端不出气油为止，记录衰竭到该压力点时采出的液体质量和气体体积。0015当岩心顶端压力下降到P1，保持顶端压力为P1直到顶端不再出气，记录下从地层压力衰竭开采到压力P1时采出的凝析油质量MO0和天然气体积VG0。00165在地层温度下进行注水替气。
10、实验0017保持岩心压力为P1，从岩心顶端向岩心注入地层水，当压力达到P2时停止注水，记录下第一次注水量VW1，关闭岩心顶端阀门，稳定46个小时以上，再打开此阀门进行衰竭式开采，当压力下降到P1且顶端不再出气时，记录好岩心顶端经气液分离器分离出的气量VG1，及经油水分离器分离出的油量MO1和水量MW1，完成第一次注水替气。0018如此循环直到不产油气为止。0019由此得到一系列注水量VW1、VW2、VW3、VWI，产气量VG1、VG2、VG3、VGI，产油量MO1、MO2、MO3、MOI，产水量MW1、MW2、MW3、MWII为注水替气次数，从而得到通过I次注水替气采出的凝析油总质量MOTI和。
11、天然气总体积VGTI0020MOTIMO1MO2MO3MOI0021VGTIVG1VG2VG3VGI0022当注水替气注入量和采出量变得较小时，可降低P1和P2，也可增大P2P1，这样可得到在不同压力水平的不同吞吐压差下凝析油和天然气采出程度，为优化吞吐工艺制度提供依据。00236当岩心压力达到气藏废弃压力时由实际气田根据情况确定，关闭岩心顶端阀门，打开岩心底端阀门，将压力逐渐降为大气压，放出岩心中所有油气水，在岩心底端得到最后的天然气产气量VG以及压力为大气压时放出的油、水体积VO、VW，同时在VG中加上岩心中未采出的气体体积从而得到岩心天然气储量VGT0024VGTVG0VG1VG2VG3。
12、VGIVGVF1VOVW0025根据凝析气初始气油比，就可计算岩心中凝析油储量N00260027根据岩心中天然气储量VGT和PVT报告中凝析气与天然气地面体积比例以及地层温度地层压力下凝析气的体积系数BG，可计算地层条件下凝析气体积0028VF2VGT凝析气与天然气的地面体积比BG0029测试则说明体积符合率较高，数据可靠。00307通过下式计算凝析油的采收率为ROI和天然气的采收率RGI003100320033第I级注水替气气油比GORI及气水比GWRI说明书CN102518414A3/3页50034GORIVGI/MOIO0035GWRIVGI/MWIW0036式中0037GOR为凝析气初。
13、始气油比；0038GORI、GWRI分别为第I级注水替气凝析气气油比和气水比，ML/ML；0039O、W分别为地面凝析油和水的密度，G/ML；0040MOI、MWI、MGI分别为第I级注水替气采出的凝析油、地层水的质量G及天然气体积ML；0041N岩心中凝析油储量，G；0042VGT岩心中天然气储量在标态下体积，ML；0043MO0、VG0注水替气前衰竭采出的凝析油质量G和天然气量ML。0044与现有技术相比，本发明具有以下有益效果00451建立了一种保持岩心完整性的单裂缝面全直径缝洞岩心物理模型制作方法；00462建立了注水替气物理模拟的实验测试方法，为评价缝洞型碳酸盐的开采效果提供了工具和。
14、手段。具体实施方式0047下面根据实例进一步说明本发明。0048缝洞型碳酸盐凝析气藏注水替气实验测试方法，依次包括以下步骤00491制作缝洞型碳酸盐岩心模型，选择一块尺寸在30CM左右的方块碳酸盐岩心，进行人工造自然单缝，用4英寸直径钻头钻取岩心并进行造洞，洞不能穿过岩心的边沿和端面，形成一个自然单缝剖面切开所有洞的组合模型；00502配制凝析气样品和注入水，设定进行注水的压力点P1和结束注水的压力点P2；00513对岩心进行原始状态恢复，用干气饱和岩心，在地层温度和地层压力下用配制好的凝析气从下向上驱替岩心中干气；00524从岩心顶端进行衰竭实验，记录下从地层压力衰竭开采到压力P1时采出的凝。
15、析油质量MO0和天然气体积VG0；00535在地层温度下从岩心顶端进行注水替气实验，岩心压力为P1时，从岩心顶端向岩心注入地层水，当压力达到P2时停止注水，记录下第一次注水量VW1，关闭岩心顶端阀门，稳定46小时后，再打开此阀门进行衰竭式开采，记录好岩心顶端经气液分离器分离出的气量VG1，及经油水分离器分离出的油量MO1和水量MW1，如此循环直到不产油气为止；00546当岩心压力达到废弃压力时，关闭岩心顶端阀门，打开岩心底部出口，将压力逐渐降为大气压，放出岩心中所有油气水，在岩心底端得到最后的天然气产气量VG以及油、水体积VO、VW，从而得到岩心天然气储量VGT和凝析油储量N；00557计算凝析油的采收率为ROI和天然气的采收率RGI。说明书CN102518414A。