CN103498669B

CN103498669B - 一种非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法

Info

Publication number: CN103498669B
Application number: CN201310397918.XA
Authority: CN
Inventors: 张祖波; 罗蔓莉; 吕伟峰; 刘庆杰; 陈序; 张官亮; 严守国
Original assignee: China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Current assignee: China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Priority date: 2013-09-04
Filing date: 2013-09-04
Publication date: 2015-12-09
Anticipated expiration: 2033-09-04
Also published as: CN103498669A

Abstract

本发明实施例提供了一种非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法，是通过分层计量每个单层模型的采出油量和CT扫描方法得到的每个单层模型的含油饱和度相比获得的。本发明成功解决了层内非均质模型水驱油实验过程中，定量刻画多层岩心内部含油饱和度动态分布和分层计量的重大难题，实现了水驱过程中层间窜流量的定量计算，对于认识非均质水驱规律和各层之间的相互作用以及确定剩余油分布的实验评价和调整开发措施有非常重要的作用。

Description

一种非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法

技术领域

[0001] 本发明属于石油开采领域，具体而言，涉及一种非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法。

背景技术

[0002] 水驱砂岩油藏经过多年注水开发，油藏中产生了三大矛盾：层间矛盾、同层内纵向矛盾和平面矛盾。这三大矛盾作用的结果是注水水流只沿大孔道或高渗透层流动，而在水流冲刷不到的区域留有大量的剩余油无法开采。例如，大庆喇萨杏油田大于1米以上的主力油层100%见水，剩余油主要分布在水洗层内；控制了74. 4%的剩余地质储量，其中大于2 米的油层控制了45. 7%的剩余地质储量。厚油层"层内矛盾"已成为高含水阶段的主要矛盾。要用有效的方法来解决三大矛盾，就必须了解流体在非均质油藏的运动规律，制定合理的生产措施解决这三大矛盾。

[0003] 目前实验室关于提高采收率的水驱规律实验研究，大多为均质模型，与油藏实际情况不符。关于非均质的研究，分为层内、层间和平面非均质研究，目前对平面和层间非均质的研究很多，方法已经成熟。关于层内非均质性的研究，由于其复杂性，实验方法上没有突破，所以研究的比较少。层内研究主要存在以下技术难点：无法定量表征层和层之间的窜流情况；实验后也无法定量知道每个渗透层的残余油分布。

[0004] 层内非均质研究主要模拟厚度比较大的储层，在厚储层内由于沉积原因导致不同深度渗透率不一样，厚层中间不存在隔层。层内非均质与层间非均质最大的区别在于：层内非均质是指各个渗透层之间互相连通，水驱过程中层和层之间存在油水的窜流；层与层之间的窜流主要是由于各层渗透率不同，水驱前沿有差异，在毛细管力、粘滞力和重力的作用下发生的油水在层间相互运移。

[0005] 并且，现有技术都未公开如何定量测定非均质岩心模型层间窜流量，而定量计算层间窜流量对于认识非均质渗流规律和调整开发措施有非常重要的作用。

发明内容

[0006] 本发明的目的是提供一种能够定量测定非均质岩心模型层间窜流量的方法，以解决现有方法无法定量测定非均质岩心模型层间窜流量的问题。

[0007] 为实现上述目的，本发明提供一种非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法，包括如下步骤：（1)将N个单层岩心模型叠加组合成一个相互连通的非均质干组合模型，放入非均质多层岩心夹持器进行CT扫描，得到所述非均质干组合模型的CT数CTdry ; (2)用 CT分别扫描空气、油、7K，得到其CT数分别为CTair、CToil、CTwater ; (3)用含有NaBr的 CT增强剂对所述N个单层岩心模型分别进行饱和，并用称重法分别获得所述N个单层岩心模型的孔隙体积Vpi，i=l, 2......N ; (4)将经水饱和的N个单层岩心模型叠加组合成一个相互连通的非均质水饱和组合模型，放入所述非均质多层岩心夹持器进行CT扫描，得到所述非均质水饱和组合模型的CT数CTwet ; (5)用油分别驱替所述经水饱和的N个单层岩心模型中的水，直到不出水为止，记录最终被驱出的水量Vwi，i=l，2……N，建立束缚水饱和度；用公式（1)计算每一单层岩心模型的初始含油饱和度Soi:

[0009] (6)将已知初始含油饱和度Soi的单层岩心模型叠加组合成一个相互连通的非均质模型，放入所述非均质多层岩心夹持器进行CT扫描，得到束缚水状态下的非均质模型的CT数CTswi; (7)进行水驱实验，通过所述非均质多层岩心夹持器分层计量每一单层岩心模型的油、水体积量，其中油的体积量为Voij; (8)通过公式（2)计算每个单层岩心模型的采出程度Eij;

[0011] (9)水驱过程中，在分层计量的同时用CT扫描每一单层岩心模型，CT扫描得到的 CT数为CTsij;(10)通过公式（3)- (5)计算出由单层岩心模型叠加组合成的相互连通的非均质模型中某一时刻每一层的剩余油饱和度Sorij，进而计算出本层被驱出的真实油量 Volij及相应的采出程度Ectij;

[0015] (11)通过公式（6)计算层间窜流油量；

[0016] Vocij=Voij-Volij..........................................(6)

[0017] 其中i代表单层岩心模型的编号；j代表水驱油的某一时刻点。

[0018] 进一步地，在一实施例中，在所述步骤（3)中，所述含有NaBr的CT增强剂为含有 4~6%NaBr的矿化度为40000-60000ppm的水溶液。

[0019] 进一步地，在一实施例中，在所述步骤（7)中，进行水驱试验的初期CT扫描的间隔为100-140秒之间，水驱后期CT扫描的时间间隔为4-20分钟之间。

[0020] 进一步地，在一实施例中，在所述步骤（7)中，进行水驱试验所用的溶液为含有 NaBr的CT增强剂为含有4~6%NaBr的矿化度为40000-60000ppm的水溶液。

[0021] 进一步地，在一实施例中，所述单层岩心模型的数量为2-5个。

[0022] 进一步地，在一实施例中，所述单层岩心模型的数量为3个。

[0023] 进一步地，在一实施例中，所述的单层岩心模型为长方体岩心，其长、宽、厚为 (7cm_20cm)X(4cm_9cm)X(lcm_3cm)〇

[0024] 进一步地，在一实施例中，进行叠加组合时，所述的单层岩心模型之间加入与岩心长宽规格相近的渗透材料，所述的渗透材料是面巾纸，厚度介于0.05-0. 15_之间。

[0025] 进一步地，在一实施例中，所述非均质多层岩心夹持器用于CT扫描监测各个单层岩心模型的流体饱和度的沿程分布。

[0026] 本发明的有益效果在于，提供一种定量测定非均质岩心模型层间窜流量的方法，成功解决了层内非均质模型水驱油实验过程中，定量刻画多层岩心内部含油饱和度动态分布和分层计量的重大难题，实现了水驱过程中层间窜流量的定量计算，对于认识非均质水驱规律和各层之间的相互作用以及确定剩余油分布的实验评价和调整开发措施有非常重要的作用。

附图说明

[0027] 为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

[0028] 图1为本发明实施例的非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法的实施流程图；

[0029] 图2为本发明实施例的所用到的非均质多层岩心夹持器的结构示意图；

[0030] 图3为本发明实施例的所用到的CT扫描非均质模型试验系统的结构示意图；

[0031] 图4为一具体实施例中的分层计量法与CT扫描测定的采出程度随注入倍数的变化曲线图，其中实线代表分层计量的每个单层岩心模型的采出程度结果，虚线代表相应的 CT扫描所计算的采出程度结果。

具体实施方式

[0032] 下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

[0033] 图1为本发明实施例的非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法的实施流程图。如图所示，本实施例的定量测定方法包括：

[0034] 步骤S101，将N个单层岩心模型叠加组合成一个相互连通的非均质干组合模型，放入非均质多层岩心夹持器进行CT扫描，得到所述非均质干组合模型的CT数CTdry;

[0035] 步骤S102,用CT分别扫描空气、油、水，得到其CT数分别为CTair、CToil、 CTwater；

[0036] 步骤S103,用含有NaBr的CT增强剂对所述N个单层岩心模型分别进行饱和，并用称重法分别获得所述N个单层岩心模型的孔隙体积Vpi，i=l，2……N;

[0037] 步骤S104,将经水饱和的N个单层岩心模型叠加组合成一个相互连通的非均质水饱和组合模型，放入所述非均质多层岩心夹持器进行CT扫描，得到所述非均质水饱和组合模型的CT数CTwet;

[0038] 步骤S105,用油分别驱替所述经水饱和的N个单层岩心模型中的水，直到不出水为止，记录最终被驱出的水量Vwi，i=l，2……N，建立束缚水饱和度；用公式（1)计算每一单层岩心模型的初始含油饱和度Soi:

[0040] 步骤S106,将已知初始含油饱和度Soi的单层岩心模型叠加组合成一个相互连通的非均质模型，放入所述非均质多层岩心夹持器进行CT扫描，得到束缚水状态下的非均质模型的CT数CTswi;

[0041] 步骤S107,进行水驱实验，通过所述非均质多层岩心夹持器分层计量每一单层岩心模型的油、水体积量，其中油的体积量为Voij;

[0042] 步骤S108,通过公式（2)计算每个单层岩心模型的采出程度Eij;

[0044] 步骤S109,水驱过程中，在分层计量的同时用CT扫描每一单层岩心模型，CT扫描得到的CT数为CTsij;

[0045] 步骤S1010,通过公式（3)- (5)计算出由单层岩心模型叠加组合成的相互连通的非均质模型中某一时刻每一层的剩余油饱和度Sorij，进而计算出本层被驱出的真实油量 Volij及相应的采出程度Ectij;

[0049] 步骤S1011，通过公式（6)计算层间窜流油量；

[0050] Vocij=Voij-Volij.......................................... (6)

[0051] 其中i代表单层岩心模型的编号；j代表水驱油的某一时刻点。

[0052] 在上述实施例中，所用到的非均质多层岩心夹持器能够用于CT扫描监测各个单层岩心模型的流体饱和度的沿程分布。如图2所示，其由外壳8、橡胶筒13,岩心左顶头2、岩心右顶头17、左固定套筒6、右固定套筒16、左紧固套筒3、右紧固套筒20和固定支架11 构成。聚醚醚酮树脂外壳8为圆筒状，橡胶筒13置于外壳8内部，与外壳8同轴心；多层岩心模型9位于橡胶筒13内空腔中；岩心左顶头2,岩心右顶头17可拆卸地抵顶在橡胶筒13 内、多层岩心模型9的两端，其形状与尺寸其形状和尺寸与橡胶筒13内壁相符，橡胶筒13 的内壁与岩心左顶头2和岩心右顶头17之间形成容纳多层岩心模型9的岩心容室；左固定套筒6和右固定套筒16,分别套设在岩心左顶头2和岩心右顶头17上，左固定套筒6和右固定套筒16外周与外壳8两端通过轴向围压密封圈4连接；橡胶筒13外壁，左固定套筒6 和右固定套筒16和外壳8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20分别套设在岩心左顶头2和岩心右顶头17上，位于左固定套筒6和右固定套筒16 外侧；外壳8上设有围压接口 15、围压排气孔7、围压卸压孔10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17中设有中层出液口 18、上层出液口 19、下层出液口 21，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17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14,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8下方。

[0053] 在本实施例中，本发明中进行非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法，是利用基于上述非均质多层岩心夹持器的CT扫描非均质模型试验系统，如图3所示，该系统包括CT扫描系统F、驱替系统A、覆压系统B、压力测量系统C、非均质多层岩心夹持器D和计量系统E。其中，非均质多层岩心夹持器为图2所示的夹持器，CT扫描系统可以使用常规医用CT扫描系统，例如GELightSpeed8多层螺旋扫描系统，最小扫描层厚0. 625mm，最大扫描电压140KV，测量饱和度的精确度为1%。驱替系统由两台高压计量栗组成，可以同时输送两种液体，是驱替的动力源，流速范围为0. 〇〇l_15ml/min，最大压力为70MPa。覆压系统由栗组成，例如JB-800栗组，用于给岩心夹持器和岩心加围压，模拟上覆压力，最大围压为 70MPa。压力测量系统由多个压力传感器组成，两个高压压力传感器量程为70MPa，与驱替栗相连，另外还有三个低压力传感器，用于测量岩心两端压力，量程分别为〇. 〇5MPa，0. 5MPa， 5MPa，精度为0. 25%。计量系统记录每层的见水时间、见水时的累计产油量和累计产液量。

[0054] 在本实施例中，在所述步骤S103中，所使用的含有NaBr的CT增强剂为含有4~ 6%NaBr的矿化度为40000-60000ppm的水溶液。

[0055] 在本实施例中，步骤S106主要是验证CT扫描实验的准确性。

[0056] 在本实施例中，在所述步骤S107中，根据样品的长度、驱替速度和采出油量的多少来确定扫描时间。进行水驱试验的初期，采出油量多，饱和度变化大，扫描间隔短，一般设定CT扫描的间隔为100-140秒之间，持续时间大约为30分钟。水驱后期出油量减小、饱和度变化小，CT扫描的时间间隔设定为4-20分钟之间，持续大约4-6小时。并且，在此步骤中，进行水驱试验所用的溶液为含有NaBr的CT增强剂为含有4~6%NaBr的矿化度为 40000_60000ppm的水溶液。

[0057] 在本实施例中，所测定的单层岩心模型的数量为2-5个，优选为3个。其中，所述的单层岩心模型为长方体岩心，各个单层岩心模型的长和宽是相同的或者接近的，各个单层岩心模型的厚度可以相同或者接近，也可以不相同或者不接近。其长度可以设定为 7cm_20cm，宽度为 4cm_9cm，以及高度为lcm_3cm〇

[0058] 在本实施例中，在进行单层岩心模型的叠加组合时，所述的单层岩心模型之间加入与岩心长宽规格相近的渗透材料，所述的渗透材料可以是面巾纸，厚度介于0. 05-0. 15_ 之间。渗透材料能够有效的降低或者消除非均质模型层间的裂缝效应，而且由于该渗透材料厚度很薄，其垂直方向上的渗透率远大于岩心模型的渗透率，其作为消除非均质模型层间的裂缝效应不会影响正常的层间窜流，是研究非均质模型层间窜流的理想材料。

[0059] 在上述实施例中，不但在步骤SlOll中计算得到窜油量的定量值，而且在步骤 S108和步骤S1010中分别计算出分层计量的每个的单层模型的采出程度和本层被CT扫描的采出程度，可以实现与窜流量的综合分析。采出程度是指采出的油量占初始饱和油量的百分数，是油田开发的一个重要指标，它反映的是水驱油的效率和油田的开发效果，也是窜流量的另一种表现形式。

[0060] 在本发明实施例中，分层计量方法的采出油量或采出程度比CT方法大，说明有油窜入该层，相反，分层计量方法的采出油量或采出程度比CT方法小，说明有油从该层窜出。

[0061] 具体实施例：

[0062] 非均质模型由三块等厚度的互相连通的反韵律砂岩模型组成，共进行了两组反韵律实验，实验中所采用的岩心模型为同一地方的露头岩心，润湿性为强水湿，岩心的基本数据如表1所示。实验所用的油为白油，室温下（25°C)模拟油的粘度为12cp;实验用盐水为矿化度50000ppm的NaBrCT增强剂。在实验前油和水都经过抽空和过滤。

[0063] 表1岩心模型基础数据表

[0064]

[0065] 本发明所使用的实验仪器参见图3所示的试验系统，主要由扫描系统、驱替系统、覆压系统、非均质岩心夹持器、压力测量系统和计量系统构成。非均质岩心夹持器如图2所示，用于CT扫描并可以实现分层计量。

[0066] 首先测量每块岩心的基本参数孔隙度、渗透率，对干岩心、实验用白油和盐水进行 CT扫描。然后将岩心抽空饱和盐水，将饱和盐水的岩心以反韵律的顺序放入非均质岩心夹持器内，相邻单层岩心模型之间加入与岩心长宽规格相近的渗透材料，消除非均质模型层间的裂缝效应，加围压725psi，对饱和后的湿岩心进行CT扫描。用白油以从低到高的速度造束缚水。用5%NaBr盐水以lml/min的速度进行驱替，三个出口端分别记量采出油量和水量，水驱初期用CT每隔120秒扫描一次，水驱后期加大CT扫描的时间间隔。实验结束后分析CT扫描数据，计算各扫描时刻组合模型中每层的剩余油饱和度。

[0067] 本实施例中，定量表征窜流量的方法和结果分析如图4所示：

[0068] 图4中的不同图形符号和曲线分别代表每个单层模型的编号及其采出程度，实心符号和实线代表分层计量的每个单层岩心模型的采出程度，空心符号和虚线代表相应的CT 扫描所计算的采出程度。图4中的曲线是根据通过本发明的定量测定非均质岩心模型层间窜流量的方法得到的定量数据所绘制的，每个单层模型的虚线和实线之间的差值反映的就是窜流量。

[0069] 通过分层计量方法得到的每层的油量是本层被驱出的真实油量与层间窜流油量的总和。利用CT扫描方法可以得到模型中每一层的剩余油饱和度，进而可计算出本层被驱出的真实油量（CT法)，通过比较分层计量方法的采出油量与本层被驱出的油量（CT法）可以得到层间窜流油量。如图4所示明显看到低渗透层(样号3-14-2,菱形符号表示）的油窜流到中渗层(样号3-5-4,三角形符号表示）和高渗层(样号2-11-5,圆形符号表示)，高渗层见水前窜流量小，见水后窜流量增加；中渗层前期（I. 5PV前）窜流量很小，到后期（I. 5PV) 后窜流量明显增加。

[0070] 通过以上所有实施例，本发明提供的定量测定非均质岩心模型层间窜流量的方法，成功解决了层内非均质模型水驱油实验过程中，定量刻画多层岩心内部含油饱和度动态分布和分层计量的重大难题，实现了水驱过程中层间窜流量的定量计算，对于认识非均质水驱规律和各层之间的相互作用以及确定剩余油分布的实验评价和调整开发措施有非常重要的作用。

[0071] 本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims

1. 一种非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法，其特征在于，包括如下步骤： (1) 将N个单层岩心模型叠加组合成一个相互连通的非均质干组合模型，放入非均质多层岩心夹持器进行CT扫描，得到所述非均质干组合模型的CT数CTdry; (2) 用CT分别扫描空气、油、水，得到其CT数分别为CTair、CToil、CTwater; (3) 用含有NaBr的CT增强剂对所述N个单层岩心模型分别进行饱和，并用称重法分别获得所述N个单层岩心模型的孔隙体积Vpi，i= 1，2……N; (4) 将经水饱和的N个单层岩心模型叠加组合成一个相互连通的非均质水饱和组合模型，放入所述非均质多层岩心夹持器进行CT扫描，得到所述非均质水饱和组合模型的CT数 CTwet； (5) 用油分别驱替所述经水饱和的N个单层岩心模型中的水，直到不出水为止，记录最终被驱出的水量Vwi，i= 1，2……N，建立束缚水饱和度；用公式（1)计算每一单层岩心模型的初始含油饱和度Soi:

(6) 将已知初始含油饱和度Soi的单层岩心模型叠加组合成一个相互连通的非均质模型，放入所述非均质多层岩心夹持器进行CT扫描，得到束缚水状态下的非均质模型的CT数 CTswi； (7) 进行水驱实验，通过所述非均质多层岩心夹持器分层计量每一单层岩心模型的油、水体积量，其中油的体积量为Voij; (8) 通过公式（2)计算每个单层岩心模型的采出程度Eij;

(9) 水驱过程中，在分层计量的同时用CT扫描每一单层岩心模型，CT扫描得到的CT数为CTsij; (10) 通过公式（3)-(5)计算出由单层岩心模型叠加组合成的相互连通的非均质模型中某一时刻每一层的剩余油饱和度Sorij，进而计算出本层被驱出的真实油量Volij及相应的采出程度Ectij;

(11) 通过公式（6)计算层间窜流油量； Vocij=Voij-Volij..........................................(6) 其中i代表单层岩心模型的编号；j代表水驱油的某一时刻点。

2. 根据权利要求1所述的非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法，其特征在于，在所述步骤（3)中，所述含有NaBr的CT增强剂为含有4~6%NaBr的矿化度为 40000_60000ppm的水溶液。

3. 根据权利要求1所述的非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法，其特征在于，在所述步骤（7)中，进行水驱试验的初期CT扫描的间隔为100-140秒，水驱后期CT扫描的时间间隔为4-20分钟。

4. 根据权利要求1所述的非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法，其特征在于，在所述步骤（7)中，进行水驱试验所用的溶液为含有NaBr的CT增强剂为含有4~6 %NaBr 的矿化度为40000-60000ppm的水溶液。

5. 根据权利要求1-4中任一项所述的非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法，其特征在于，所述单层岩心模型的数量为2-5个。

6. 根据权利要求1-4中任一项所述的非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法，其特征在于，所述单层岩心模型的数量为3个。

7. 根据权利要求1-4中任一项所述的非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法，其特征在于，所述的单层岩心模型为长方体岩心，其长、宽、厚为（7cm-20cm)X(4cm-9cm)X(1 cm_3cm)〇

8. 根据权利要求1-4任一项所述的非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法，其特征在于，在进行叠加组合时，所述的单层岩心模型之间加入与岩心长宽规格相近的渗透材料，所述的渗透材料是面巾纸，厚度介于〇. 05与0. 15mm之间。