岩心自吸毛管压力曲线测试装置、工作方法及控制器的制造方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及储层岩石的物性测试技术领域，特别涉及一种岩心自吸毛管压力曲线测试装置、工作方法及控制器。
【背景技术】
[0002]严格意义上，自然界中岩石经过成岩作用，油气充填成藏，后续地质变迀等因素影响后，不会存在绝对的亲油或亲水特性，一块岩心中一定会存在某一部分亲水，某一部分亲油，只是各自占有的比率存在差异，因此，虽然油层物理将岩石润湿性划分为水润湿，混合润湿以及油润湿三类，实质上都具备混合润湿特征(W.G.Anderson.wettabi I i tyliterature survey-part 4: effects of wettability on capillary pressure[C]?1987，SPE 15271-PA)o
[0003]当前国内常用的岩石毛管压力曲线测试方法有三种:压汞法，离心机法，半渗透隔板法(中华人民共和国石油天然气行业标准《岩石毛管压力曲线的测定》，SY/T5346-2005)。众所周知，这三种测试方法都有各自的优缺点:①压汞法，优点是测试速度快，可测压力高，润湿相与非润湿相属性很明确，缺点也很多，比如不能真正意义上模拟实际油藏水驱油情况，无法直接应用于实际油藏，水银有毒，且实验所用岩心不能重复使用;②离心机法，优点速度快，实际水驱油曲线，缺点在于操作复杂，需要调换岩心;③半渗透隔板法，优点是最接近实际油藏条件下水驱油毛管压力曲线，缺点是时间长，每个压力点平衡时间不少于72个小时，最大毛管压力测试受半渗隔板突破压力限制。
[0004]然而，上述三种测试方法的缺点远不止这些。全套毛管压力曲线测试应该包括三个阶段:油驱水、水驱油、第二次油驱水;从曲线来看可分为5段:油驱水过程、水自吸过程、水驱油过程、油自吸过程、第二次油驱水过程，其中水自吸和水驱油过程属于水驱油阶段、油自吸和第二次油驱水过程属于第二次油驱水阶段。压汞法与半渗透隔板法都只能测出油驱水和水自吸两个过程，前者是因为所用材料限制，后者是由于半渗透隔板渗透率比较低，厚度大，润湿相通过缓慢，花费时间过长;离心机法不能测量水自吸和油自吸过程，因为离心力的作用，使得驱替出去的液体不能和岩心接触，阻止了自吸。之后有学者研发了上述常规测试方法与电阻率或者核磁共振测试联合确定毛管压力曲线等方法(蔡敏龙.岩心离心机毛管压力电阻率联测装置.中国石油集团西部钻探工程有限公司，2012，发明专利号:CN202255737U;蔡敏龙.半透隔板岩心毛管压力电阻率测量装置.中国石油集团西部钻探工程有限公司，2012，发明专利号:CN202256095U;赵江青.阵列式半渗透隔板毛管压力一电阻率联测仪，2006，发明专利号:CN2872359Y)，虽在测量精度上有所改进，却没能解决无法获取完整毛管压力曲线的本质问题。即便如此，上述三种方法测试的曲线依然大规模应用于实际，原因在于:①目前实验及仪器限制不能得到完整的三个阶段曲线;②对于中、高渗透率岩心，毛管压力作用极其微弱，油藏开发中远弱于粘滞力和重力作用，使用驱替曲线还是吮吸曲线，是否具有自吸过程都对结果影响不大。随着低渗透、特低渗透、乃至致密油气藏的开发，毛管力逐渐成为主要的作用力受到重视，因此，正确认知、获取以及使用毛管力曲线是十分必要的。
[0005]2001年，Marc Fleury设计了一种基于离心机法测量自吸毛管压力曲线的装置(Marc Fleury,Gabriel Ringot1Philippe Poulain.positive imbibit1n capillarypressure curves using the centrifuge Technique[J].PETROPHYSICS,2001,42(4):344-351.)。装置在设计上有很大创新，但也存在很多不足:①在测试自吸毛管压力曲线段的时候，将油水界面保持在岩心底部这步操作值得推敲，岩心自吸过程，由于内部孔喉差异，不会有均匀推进的油水界面，使用校正后的假定油水界面会导致公式计算的毛管力存在较大误差;②使用了陶瓷半渗透隔板，限制了可测压力范围，也严重影响了测试速度，单个压力点测试时间超过16小时。
[0006]现有岩心自吸毛管压力曲线测试方案，不能得到完整的五个过程的岩心自吸毛管压力曲线，测试的准确性和效率低，操作复杂。
【发明内容】
[0007]本发明实施例提供了一种岩心自吸毛管压力曲线测试装置，用以一次性完整地得到五个过程的岩心自吸毛管压力曲线，提高测试的准确性和效率，降低操作复杂度，该装置包括:
[0008]岩心室，用于放置待测试岩心；
[0009]油相单元，与所述岩心室的一端连通，用于以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的油驱水或第二次油驱水过程，获得不同压力下的注油量;或从岩心收集油，完成水自吸过程，获得不同压力下油的收集量；
[0010]水相单元，与所述岩心室的另一端连通，用于以不同压力，向待测试岩心注入水，完成水驱油过程，获得不同压力下的注水量;或从岩心收集水，完成油自吸过程，获得不同压力下水的收集量；
[0011]控制单元，与所述油相单元和水相单元连接，用于根据不同压力下的注油量和注水量，油和水的收集量，得到岩心的毛管压力曲线。
[0012]本发明实施例还提供了一种如上述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的工作方法，用以一次性完整地得到五个过程的岩心自吸毛管压力曲线，提高测试的准确性和效率，降低操作复杂度，该工作方法包括:
[0013]油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的油驱水过程，获得不同压力下的注油量；
[0014]油相单元从岩心收集油，完成水自吸过程，获得不同压力下油的收集量；
[0015]水相单元以不同压力，向待测试岩心注入水，完成水驱油过程，获得不同压力下的注水量；
[0016]水相单元从岩心收集水，完成油自吸过程，获得不同压力下水的收集量；
[0017]油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的第二次油驱水过程，获得不同压力下的注油量；
[0018]控制单元根据不同压力下的注油量和注水量，油和水的收集量，得到岩心的毛管压力曲线。
[0019]本发明实施例还提供了一种如上述的岩心自吸毛管压力曲线测试装置的控制器，用以一次性完整地得到五个过程的岩心自吸毛管压力曲线，提高测试的准确性和效率，降低操作复杂度，该控制器包括:
[0020]油驱水控制模块，用于控制油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的油驱水过程，获得不同压力下的注油量；
[0021]水自吸控制模块，用于控制油相单元从岩心收集油，完成水自吸过程，获得不同压力下油的收集量；
[0022]水驱油控制模块，用于控制水相单元以不同压力，向待测试岩心注入水，完成水驱油过程，获得不同压力下的注水量；
[0023]油自吸控制模块，用于控制水相单元从岩心收集水，完成油自吸过程，获得不同压力下水的收集量；
[0024]第二次油驱水控制模块，用于控制油相单元以不同压力，向待测试岩心注入油，完成岩心自吸毛管压力测试的第二次油驱水过程，获得不同压力下的注油量；
[0025]毛管压力曲线生成模块，用于根据不同压力下的注油量和注水量，油和水的收集量，得到岩心的毛管压力曲线。
[0026]与现有技术中毛管压力曲线的测试方法相比较，本发明实施例提供的技术方案能够一次性完整地测量三个阶段的岩心自吸毛管压力曲线，包括所有油驱水、水自吸、水驱油、油自吸、第二次油驱水五个过程;能满足油藏实际温度、压力条件下测量岩心动态毛管力曲线，保证了测试的准确性;测试时间短，提高了测试的效率;操作简单，测试过程不需要调换岩心或者装置。
【附图说明】
[0027]此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中:
[0028]图1是本发明实施例中岩心自吸毛管