CN104948175B - 一种监测层间产液能力差异的室内试验方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种监测层间产液能力差异的室内试验方法，该监测层间产液能力差异的室内试验方法包括：步骤1，填制具有模拟储层物理性质的填砂管；步骤2，进行填砂管物理性质检验；步骤3，记录填砂管的饱和油量；步骤4，进行水驱油试验；以及步骤5，进行层间产液能力差异分析。该监测层间产液能力差异的室内试验方法丰富了油田矿产开发实践的监测手段，为制定油藏的开发技术政策提供依据，能够有效指导多层合采油藏的开发实践。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种监测层间产液能力差异的室内试验方法。
背景技术
多层油藏各层产液能力的监测通常采用实际测量油藏产液剖面的方法来实现，但由于该项技术的实施影响到采油井的开井时率，并需要特定的井口装置等，影响油井的正常生产，该项技术的矿场应用规模非常有限。
另外，目前室内试验可以模拟单层开发时所需的具体的参数，如石油大学出版社出版2002年5月出版的《油气藏工程方法与应用》一书中的142-144页中介绍的水驱油试验岩心用的常规天然岩心（一般长5.0～8.0cm，直径为2.5cm），单个岩心驱替试验，目的是为了测取相渗曲线、获得水驱油效率。无法实现多层合采油藏层间产液能力差异的室内监测。为此我们发明了一种新的监测层间产液能力差异的室内试验方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种便于实际操作的长岩心多管并联室内物理模拟试验的监测层间产液能力差异的室内试验方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：监测层间产液能力差异的室内试验方法，该监测层间产液能力差异的室内试验方法包括：步骤1，填制具有模拟储层物理性质的填砂管；步骤2，进行填砂管物理性质检验；步骤3，记录填砂管的饱和油量；步骤4，进行水驱油试验；以及步骤5，进行层间产液能力差异分析。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，根据试验区块各层的孔隙度、渗透率确定填制物的类别、压制压力、压制时间，填制具有模拟储层物理性质的填砂管。
在步骤2中，测定填砂管的孔隙度、渗透率，根据水测渗透率前后填砂管称重，计算各填砂管的实际孔隙度；根据注入流量及注入平稳时的压力，计算各填砂管的实际渗透率，如果测定值与实际值对比不在误差范围内，重复步骤101调整填制的参数直到满足实验要求为止。
在步骤2中，将填砂管称重后，在油藏温度条件下，以5mL/min的注入速度向填砂管中注入地层水，每1min记录一次填砂管入口的压力，当填砂管的尾端出口完全出水并且压力保持平稳时关闭尾端阀门并称重，根据水测渗透率前后填砂管称重，由式（1）计算填砂管的孔隙度：
式中：—孔隙度，%；m—水测渗透率后填砂管重量，g；m0—水测渗透率前填砂管量，g；ρw—水的密度，80℃，g/cm3；d—填砂管内径，cm；L—填砂管长度，cm。
在步骤2中，根据注入流量及注入平稳时的压力，由式（2）计算填砂管的渗透率：
式中：Q—在压差ΔP下，通过填砂管的地层水流量，cm3/s；A—填砂管截面积，cm2；L—填砂管长度，cm；μ—在相同条件下，通过填砂管的地层水粘度，mPa·s；ΔP—地层水通过填砂管时入口端与出口端的压差，MPa；K—填砂管的渗透率，μm2。
在步骤3中，以从低到高的流速饱和原油，直至不再出水，饱和完成后，当入口压力小于界限值时关闭填砂管两端阀门，并记录饱和油量，计算含油饱和度与试验区块目标值一致。
在步骤3中，在油藏温度条件下，以1mL/min的流速饱和油，饱和过程中，每隔1min记录一次填砂管入口和中间测压点压力，当填砂管出口完全出油时，再以2mL/min的流速饱和油，当填砂管的出口完全出油时，再以3mL/min的流速饱和油，当填砂管的出口完全出油时，停泵，并关闭填砂管的入口和出口，在油藏温度下老化48h，记录整个饱和油过程中填砂管出口的总出水量，或入口注入油量与出口出油量差值，即为饱和油量，由式（3）计算出含油饱和度：
式中：So—含油饱和度，%；V—孔隙体积，cm3；Vo—饱和油量，cm3。
在步骤4中，将多根填砂管并联，在油藏温度条件下，用注入水恒压或变压力水驱至含水率为99%，分别计量各填砂管的出油量及含水。
在步骤5中，根据每根填砂管的初始含油饱和度计算原始饱和油量，每根填砂管的累计出油量与原始饱和油量的比值即为各填砂管的采出程度；根据每根填砂管的出油量和含水，计算出产液量；通过含水、产液量、采出程度的对比分析，反映纵向各层产液能力差异程度，通过含水、产液量、采出程度的级差，反映纵向各层干扰程度的情况。
本发明中的监测层间产液能力差异的室内试验方法，为了更准确的模拟油藏的流动状态，本发明采用长岩心管，用岩心管直径大小模拟油层的厚度差异；岩心管上有多处分别可以测量其压力，可以检测模拟油层的压力场分布；采用并联组合方式模拟多层合注合采的矿场实际。实现在多层合采的情况下模拟出各个生产层位的产液量、含水、采出程度等差异，为制定油藏的开发技术政策提供依据。本发明模拟矿场多层合采油藏水驱油过程，监测各层产液能力差异，准确反映多层油藏层间产液能力差异的程度和大小。本发明丰富了油田矿产开发实践的监测手段，能够有效指导多层合采油藏的开发实践。
附图说明
图1为本发明的监测层间产液能力差异的室内试验方法的一具体实施例的流程图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。
如图1所示，图1为本发明的监测层间产液能力差异的室内试验方法的一具体实施例的流程图。
在步骤101中，填制填砂管。根据试验区块各层的孔隙度、渗透率等确定填制物的类别、压制压力、压制时间，填制具有模拟储层物理性质的填砂管。在一实施例中，根据试验模拟区块A油藏纵向厚度相等的各层的孔隙度、渗透率（见表1），用石英砂填制三根不同渗透性的Φ2.5cm×100cm的填砂管模拟实际油层的情况。
表1.A油藏各层物性参数表
在步骤103中，填砂管物理性质检验。测定填砂管的孔隙度、渗透率等，根据水测渗透率前后填砂管称重，计算各填砂管的实际孔隙度；根据注入流量及注入平稳时的压力，计算各填砂管的实际渗透率。如果测定值与实际值对比不在误差范围内，重复步骤101调整填制的参数直到满足实验要求为止。在一实施例中，将填砂管称重（m0）后，在油藏温度条件下，以5mL/min的注入速度向填砂管中注入地层水，每1min记录一次填砂管入口的压力。当填砂管的尾端出口完全出水并且压力保持平稳时关闭尾端阀门并称重（m）。根据水测渗透率前后填砂管称重，由式（1）计算填砂管的孔隙度（见表2）。
式中：—孔隙度，%；m—水测渗透率后填砂管重量，g；m0—水测渗透率前填砂管量，g；ρw—水的密度，80℃，g/cm3；d—填砂管内径，cm；L—填砂管长度，cm。
根据注入流量及注入平稳时的压力，由式（2）计算填砂管的渗透率（见表2）。
式中：Q—在压差ΔP下，通过填砂管的地层水流量，cm3/s；A—填砂管截面积，cm2；L—填砂管长度，cm；μ—在相同条件下，通过填砂管的地层水粘度，mPa·s；ΔP—地层水通过填砂管时入口端与出口端的压差，MPa；K—填砂管的渗透率，μm2。
表2.填砂管物性参数表
在步骤105中，饱和原油。以从低到高的流速饱和原油，直至不再出水，饱和完成后，当入口压力小于界限值时关闭填砂管两端阀门，并记录饱和油量，计算含油饱和度与试验区块目标值一致。在一实施例中，在油藏温度条件下，以1mL/min的流速饱和油，饱和过程中，每隔1min记录一次填砂管入口和中间（3/8处）测压点压力，当填砂管出口完全出油时，再以2mL/min的流速饱和油，当填砂管的出口完全出油时，再以3mL/min的流速饱和油，当填砂管的出口完全出油时，停泵。并关闭填砂管的入口和出口，在油藏温度下老化48h。记录整个饱和油过程中填砂管出口的总出水量，或入口注入油量与出口出油量差值，即为饱和油量，由式（3）计算出含油饱和度（见表3）。
式中：So—含油饱和度，%；V—孔隙体积，cm3；Vo—饱和油量，cm3。
表3.填砂管饱和度计算表
在步骤107中，水驱油试验。多根填砂管并联，在油藏温度条件下，用注入水恒压或变压力（压力取值与实际油藏区块为准）水驱至含水率为99%，分别计量各填砂管的出油量及含水。在一实施例中，水驱油试验用水为模拟区块A油藏的地层水；试验用油为A油藏的脱气原油，80℃下粘度为55mPa·s；试验温度为油藏温度，80℃。压力梯度取值由A油藏的实际等效计算得到，0.08MPa/m。开展三管并联开展水驱油试验，记录各填砂管的出油量及含水。
在步骤109中，层间产液能力差异分析。得到不同渗透率级差下多层合采时的开发效果的差异，为多层合采油藏的经济有效开发提供技术支持。在一实施例中，根据每根填砂管的初始含油饱和度计算原始饱和油量，每根填砂管的累计出油量与原始饱和油量的比值即为各填砂管的采出程度。根据每根填砂管的出油量和含水，可计算出产液量。通过含水、产液量、采出程度的对比分析，均能反映纵向各层产液能力差异程度，通过含水、产液量、采出程度的级差（最大值与最小值的比值），能够反映纵向各层干扰大小的情况（见表4）。例如S3层，在与S1、S2层三层合采时，产液能力偏小，产出程度仅为5.27%，具有较大的挖潜空间。而S1和S2层由于在渗透率级差接近2，在采出程度的对比上要好于S3层。针对这种情况，矿场上可以考虑把S3层单独一层开发，S1层与S2层合采，并实施对应的堵水调剖等调整措施。可见基于对储层纵向产液能力差异状况的准确认识，制定合理的技术开发政策，可有效指导了矿场的开发生产。
表4.A油藏各层产液能力差异的室内试验结果表
Claims (1)
1.监测层间产液能力差异的室内试验方法，其特征在于，该监测层间产液能力差异的室内试验方法包括：
步骤1，填制具有模拟储层物理性质的多个填砂管；
步骤2，进行填砂管物理性质检验；
步骤3，记录填砂管的饱和油量；
步骤4，进行水驱油试验；以及
步骤5，进行层间产液能力差异分析；
在步骤1中，根据试验区块各层的孔隙度、渗透率确定填制物的类别、压制压力、压制时间，填制具有模拟储层物理性质的填砂管；
在步骤2中，测定填砂管的孔隙度、渗透率，根据水测渗透率前后填砂管称重，计算各填砂管的实际孔隙度；根据注入流量及注入平稳时的压力，计算各填砂管的实际渗透率，如果测定值与实际值对比不在误差范围内，重复步骤1调整填制的参数直到满足实验要求为止；将填砂管称重后，在油藏温度条件下，以5mL/min的注入速度向填砂管中注入地层水，每1min记录一次填砂管入口的压力，当填砂管的尾端出口完全出水并且压力保持平稳时关闭尾端阀门并称重，根据水测渗透率前后填砂管称重，由式(1)计算填砂管的孔隙度：
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式中：—孔隙度，％；m—水测渗透率后填砂管重量，g；m0—水测渗透率前填砂管量，g；ρw—水的密度，80℃，g/cm3；d—填砂管内径，cm；L—填砂管长度，cm；
根据注入流量及注入平稳时的压力，由式(2)计算填砂管的渗透率：
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式中：Q—在压差ΔP下，通过填砂管的地层水流量，cm3/s；A—填砂管截面积，cm2；L—填砂管长度，cm；μ—在相同条件下，通过填砂管的地层水粘度，mPa·s；ΔP—地层水通过填砂管时入口端与出口端的压差，MPa；K—填砂管的渗透率，μm2；
在步骤3中，以从低到高的流速饱和原油，直至不再出水，饱和完成后，当入口压力小于界限值时关闭填砂管两端阀门，并记录饱和油量，计算含油饱和度与试验区块目标值一致；在油藏温度条件下，以1mL/min的流速饱和油，饱和过程中，每隔1min记录一次填砂管入口和中间测压点压力，当填砂管出口完全出油时，再以2mL/min的流速饱和油，当填砂管的出口完全出油时，再以3mL/min的流速饱和油，当填砂管的出口完全出油时，停泵，并关闭填砂管的入口和出口，在油藏温度下老化48h，记录整个饱和油过程中填砂管出口的总出水量，或入口注入油量与出口出油量差值，即为饱和油量，由式(3)计算出含油饱和度：
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式中：So—含油饱和度，％；V—孔隙体积，cm3；Vo—饱和油量，cm3；
在步骤4中，将多根填砂管并联，在油藏温度条件下，用注入水恒压或变压力水驱至含水率为99％，分别计量各填砂管的出油量及含水；
在步骤5中，根据每根填砂管的初始含油饱和度计算原始饱和油量，每根填砂管的累计出油量与原始饱和油量的比值即为各填砂管的采出程度；根据每根填砂管的出油量和含水，计算出产液量；通过含水、产液量、采出程度的对比分析，反映纵向各层产液能力差异程度，通过含水、产液量、采出程度的级差，反映纵向各层干扰程度的情况。
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