CN102095833A - 一种层内非均质模型试验方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种层内非均质模型试验方法；取多个天然油藏岩心作为单层岩心模型；分别测定各单层岩心模型的孔隙度、空气渗透率、水相渗透率、油相的有效渗透率和束缚水饱和度；将含有束缚水的各层岩心按照反韵律排列放入非均质多层岩心夹持器中；该岩心夹持器的具有多个出液口，每个出液口分别对准一层岩心，在岩心右顶头上对应相邻两层岩心间的接缝处设有密封垫，使通过每层岩心的流出液从各层相应的出液口流出；加围压0～50MPa；以0～10ml/min的速度对岩心进行水驱油，记录每层的见水时间、见水时的累积产油量、累积产液量、岩心两端的驱替压差；含水率达到99.95％时结束实验；能精确地反映层内非均质水驱油的变化规律。

Description

一种层内非均质模型试验方法

技术领域

本发明涉及一种模拟油田合注分层开采的方法，具体涉及一种层内非均质模型试验方法。 

背景技术

在油田开发中，油层非均质性是影响油田开发的重要因素之一，尤其是在油层合并注水的情况下，油层非均质性不仅使油层厚度波及系数降低，而且对注水层系中各油层的驱油效率产生较大的影响，降低最终采收率。因此，了解注水过程中非均质油层驱油效率的变化规律，对于调整开发措施、提高开发效果提供理论依据。 

目前关于非均质的研究，分为层内和层间非均质研究，层间非均质的研究方法简单，多采用多个并联岩心，夹持器和计量相对简单。关于层内非均质性的研究比较少，目前的方法是将人造岩心压制成一个多层模型用环氧树脂胶结作为模拟层内非均质体系。另一种方法是用人造岩心压制成一个多层模型，在岩心夹持器中进行驱替实验，以研究层内非均质体系的驱油规律。其缺点是，现有的岩心夹持器具有一个进液口和一个出液口，只能测量注水过程中多层岩心模型整体驱油效率的变化，而无法实现分层计量，不能观察到层间窜流现象。并且只能测量整个模型的孔隙度、渗透率和含油饱和度，无法测定各个渗透层的参数。因而无法实现合注分层开采中各油层驱油效率的评价。另外用环氧树脂胶结作为模拟层内非均质体系不能模拟上覆压力，这 些都是层内非均质的研究中亟待解决的技术问题。 

发明内容

本发明的目的是提供一种能够精确测量层内非均质体系中各油层驱油效率的试验方法。 

为实现上述目的，本发明包括以下技术方案： 

本发明所述的一种层内非均质模型试验方法，其包括如下步骤： 

a.取多个采自不同深度、不同渗透率的天然油藏岩心，制成相同规格的单层岩心模型； 

b.分别测定各单层岩心模型的孔隙度和空气渗透率；分别测定各单层岩心饱和地层水水相渗透率；随后分别对各单层岩心进行油驱水，达到束缚水状态后测定油相的有效渗透率并计算各单层岩心的束缚水饱和度； 

c.将含有束缚水的各层岩心按照反韵律排列放入非均质多层岩心夹持器的岩心容室中；固定岩心夹持器的岩心左、右顶头和左、由固定套筒，该岩心右顶头上设置多个出液口，每个出液口分别对准一层岩心，且在岩心右顶头上对应相邻两层岩心间的接缝处具有密封垫，以使通过每层岩心的流出液从各层相应的出液口流出； 

d.加围压0～50MPa； 

e.以0～10ml/min的速度对岩心进行水驱油操作，记录每层的见水时间、见水时的累积产油量、累积产液量、岩心两端的驱替压差以及上述参数在见水后随时间的变化量； 

f.综合含水率达到99.95％时结束实验。 

本发明所述的一种层内非均质模型试验方法用于非均质多层岩心夹持器由外壳，橡胶筒，岩心左顶头，岩心右顶头，左固定套筒，右固定套筒，左紧固套筒、右紧固套筒和固定支架构成； 

不锈钢外壳为圆筒状，橡胶筒置于外壳内部，与外壳同轴心；多层岩心模型位于橡胶筒内空腔中；岩心左顶头，岩心右顶头可拆卸地抵顶在橡胶筒内、多层岩心模型的两端，其形状和尺寸与橡胶筒内壁相符，橡胶筒的内壁与岩心左顶头和岩心右顶头之间形成容纳多层岩心模型的岩心容室；左固定套筒和右固定套筒，分别套设在岩心左顶头和岩心右顶头上，左固定套筒和右固定套筒外周与外壳两端通过轴向围压密封圈连接；橡胶筒外壁，左固定套筒和右固定套筒和外壳内壁之间形成一密闭环形围压空间；左紧固套筒和右紧固套筒分别套设在岩心左顶头和岩心右顶头上，位于左固定套筒和右固定套筒外侧；外壳上设有围压接口、围压排气孔与环形围压空间和系统连通；岩心左顶头中设有进液口连通驱替系统和岩心容室，设有岩心排气孔连通岩心容室与外界大气；岩心右顶头中设有中层出液口、上层出液口、下层出液口，连通岩心容室与计量系统，每个出液口分别对准一层岩心模型，在岩心右顶头上对应相邻两层岩心模型间的接缝处设置条形出液口密封垫，以使通过每层岩心模型的流出液从各层相应的出液口流出；固定支架位于外壳下方。 

如上所述的层内非均质模型试验系统，其中，各单层岩心优选为形状相同的长方体岩心。 

本发明的有益效果在于，本发明的方法采用天然的油藏岩心并施加围压，真实地模拟了层内非均质油藏的实际情况；通过分层测量，能够精确地反映合注分层开采中层内非均质和各单层水驱油的变化规律以及层间窜流现象。本发明的方法能够用于测量层内非均质模型；同时，仅需在相邻多层岩心模型间设置隔离油水的薄膜，即能用来测量层间非均质模型，简化了常规方法中多个岩心夹持器并联的测试装置。本发明的方法可适用于单层、多层、圆形和方形岩心模型，可根据渗透率 大小自由组合单层模型，每个单层的参数可以单独获得。 

附图说明

图1为本发明使用的层内非均质模型试验系统示意图； 

图2为本发明的非均质多层岩心夹持器的结构示意图； 

图3为图2中A-A’的剖视图； 

图4为图2中B-B’的剖视图； 

其中：1、岩心排气孔 2、岩心左顶头 3、左紧固套筒 4、轴向围压密封圈 5、进液口 6、左固定套筒 7、外壳 8、橡胶筒 9、围压排气孔 10、多层岩心模型 11、固定支架 12、环形围压空间 13、围压接口 14、右固定套筒 15、岩心右顶头16、中层出液口 17、上层出液口 18、出液口密封垫 19、右紧固套筒 20、下层出液口 

图5为第一组模型水驱油特征曲线； 

图6为第二组模型水驱油特征曲线。 

具体实施方式

以下结合具体实例对本发明进行详细说明。 

实施例1非均质模型水驱油效率评价实验 

(一)层内非均质模型试验系统 

非均质模型水驱油效率评价实验采用的测试系统由驱替系统A(Quizix SP-5200泵组)、围压系统B(JB-800泵组)、压力测量系统C(PLV-1压力变送器)、岩心夹持器D和计量系统E组成，参见图1。 

其中，岩心夹持器D是为本发明试验系统专门设计的非均质多层岩心夹持器，请参照图2、3和4，用于非均质多层岩心夹持器由外壳7，橡胶筒8，岩心左顶头2，岩心右顶头15，左固定套筒6，右固定套筒 14，左紧固套筒3、右紧固套筒19和固定支架11构成； 

不锈钢外壳7为圆筒状，橡胶筒8置于外壳7内部，与外壳7同轴心；多层岩心模型10位于橡胶筒8内空腔中；岩心左顶头2，岩心右顶头15可拆卸地抵顶在橡胶筒8内、多层岩心模型10的两端，其形状和尺寸与橡胶筒8内壁相符，橡胶筒8的内壁与岩心左顶头2和岩心右顶头15之间形成容纳多层岩心模型10的岩心容室；左固定套筒6和右固定套筒14，分别套设在岩心左顶头2和岩心右顶头15上，左固定套筒6和右固定套筒14外周与外壳7两端通过轴向围压密封圈4连接；橡胶筒8外壁，左固定套筒6和右固定套筒14和外壳7内壁之间形成一密闭环形围压空间12；左紧固套筒3和右紧固套筒19分别套设在岩心左顶头2和岩心右顶头15上，位于左固定套筒6和右固定套筒14外侧；外壳7上设有围压接口13、围压排气孔9与环形围压空间12和系统连通；岩心左顶头2中设有进液口5连通驱替系统和岩心容室，设有岩心排气孔1连通岩心容室与外界大气；岩心右顶头15中设有中层出液口16、上层出液口17、下层出液口20，连通岩心容室与计量系统，每个出液口分别对准一层岩心模型，在岩心右顶头15上对应相邻两层岩心模型间的接缝处设置条形出液口密封垫18，以使通过每层岩心模型的流出液从各层相应的出液口流出；固定支架11位于外壳7下方。 

不锈钢外壳7上设有围压接口13连通环形围压空间12与外部覆压系统B；不锈钢外壳7上设有围压排气孔9用于排放环形围压空间12中的气体； 

岩心左顶头2上设置进液口5连通驱替系统A和岩心容室，并设置岩心排气孔1连通岩心容室与外界； 

岩心右顶头15上设置三个出液口，每个出液口分别对准一层岩 心，在岩心右顶头15端面上对应相邻两层岩心间的接缝处设置条形出液口密封垫18，以使通过每层岩心的流出液只能从各层相应的出液口流出，各出液口分别连接计量系统E。 

(二)评价试验 

岩心为冀东油田EsII、EsIII层的岩心，亲水，规格为7.5cm×4.5cm×1.5cm；地层水矿化度为3729mg/L；实验用油为中性白油，油水粘度比为10.3。 

岩心基本物性参数见表1。 

表1岩心基本参数表 

首先将冀东油田岩心，制成相同规格的长方体单层岩心模型。分别测定各单层岩心模型的孔隙度和空气渗透率；将各单层岩心饱和地层水，分别测定水相渗透率；随后分别对各单层岩心进行油驱水，达到束缚水状态后测定油相的有效渗透率并计算各单层岩心的束缚水饱和度。 

将已知束缚水饱和度和油相渗透率的一组(三个)平板单层岩心按照反韵律排列，放入岩心夹持器，加围压10MPa。用油以3.0ml/min的速度对岩心进行驱替，测量每层的出油量和速度。然后用3.0ml/min的速度对岩心进行水驱油实验。准确记录每层的见水时间、见水时的 累积产油量、累积产液量、岩样两端的驱替压差以及上述参数在见水后随时间的变化量，综合含水率达到99.95％时结束实验。 

第一组和第二组模型水驱特征曲线见图5和图6，表2是层内非均质模型水驱油综合数据表。由图表数据可以看出注水初期，各渗透层都能吸水，驱油效率的高低取决于渗透率的高低。随注入倍数增加，各渗透层见水时间的早晚取决于渗透率的高低。注水16PV后，含水增加，重力作用增强，在毛管力和重力的共同作用下低渗层的驱油效率逐渐高于中渗层。 

由于系统采用新设计，水驱前每层的含油量和驱油效率已经知道，高渗层按每层含油量计算驱油效率计算超过100％，中、低渗透层低于相应单层的驱油效率，高渗透层高于相应单层的驱油效率，说明中、低渗透层的油窜流到高渗层。 

第一组模型高、中、低三层注入倍数比分别为37∶3∶1，大量的液体从高渗层产出形成高渗通道，在实际生产中如不采取封堵措施，使注入水无效循环，降低了整体的驱替效率。 

表2层内非均质模型水驱油综合数据表 

层内非均质模型变异系数和水驱油综合数据如表3所示，该结果表明变异系数、突进系数、渗透率级差增大，测试模型层内非均质严重，驱油效率减小。最终驱油效率比含水率98％时驱油效率增加26.1～30.4％，变异系数越小增加量越大。这说明即使是在高含水阶段，通过提高注入倍数，仍然有提高采收率的潜力。 

表3层内非均质模型变异系数和水驱油综合数据表 

Claims (3)

1.一种层内非均质模型试验方法，其特征在于，其包括如下步骤：

a.取多个采自不同深度、不同渗透率的天然油藏岩心，制成相同规格的单层岩心模型；

b.分别测定各单层岩心模型的孔隙度和空气渗透率；分别测定各单层岩心饱和地层水水相渗透率；随后分别对各单层岩心进行油驱水，达到束缚水状态后测定油相的有效渗透率并计算各单层岩心的束缚水饱和度；

c.将含有束缚水的各层岩心按照反韵律排列放入非均质多层岩心夹持器的岩心容室中；固定岩心夹持器的岩心顶头和左、右固定套筒，该岩心右顶头上设置多个出液口，每个出液口分别对准一层岩心，且在岩心右顶头上对应相邻两层岩心间的接缝处具有密封垫，以使通过每层岩心的流出液从各层相应的出液口流出；

d.加围压0～50MPa；

e.以0～10ml/min的速度对岩心进行水驱油实验，记录每层的见水时间、见水时的累积产油量、累积产液量、岩心两端的驱替压差以及上述参数在见水后随时间的变化量；

f.综合含水率达到99.95％时结束实验。

2.根据权利要求1所述的层内非均质模型试验方法，所述非均质多层岩心夹持器由外壳，橡胶筒，岩心左顶头，岩心右顶头，左固定套筒，右固定套筒，左紧固套筒、右紧固套筒和固定支架构成；其特征在于：

不锈钢外壳为圆筒状，橡胶筒置于外壳内部，与外壳同轴心；多层岩心模型位于橡胶筒内空腔中；岩心左顶头，岩心右顶头可拆卸地抵顶在橡胶筒内、多层岩心模型的两端，其形状和尺寸与橡胶筒内壁相符，橡胶筒的内壁与岩心左顶头和岩心右顶头之间形成容纳多层岩心模型的岩心容室；左固定套筒和右固定套筒，分别套设在岩心左顶头和岩心右顶头上，左固定套筒和右固定套筒外周与外壳两端通过轴向围压密封圈连接；橡胶筒外壁，左固定套筒和右固定套筒和外壳内壁之间形成一密闭环形围压空间；左紧固套筒和右紧固套筒分别套设在岩心左顶头和岩心右顶头上，位于左固定套筒和右固定套筒外侧；外壳上设有围压接口、围压排气孔与环形围压空间和系统连通；岩心左顶头中设有进液口连通驱替系统和岩心容室，设有岩心排气孔连通岩心容室与外界大气；岩心右顶头中设有中层出液口、上层出液口、下层出液口，连通岩心容室与计量系统，每个出液口分别对准一层岩心模型，在岩心右顶头上对应相邻两层岩心模型间的接缝处设置条形出液口密封垫，以使通过每层岩心模型的流出液从各层相应的出液口流出；固定支架位于外壳下方。

3.根据权利要求1或2所述的层内非均质模型试验方法，其特征7在于：所述各单层岩心为形状相同的长方体岩心。

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