CN105019893A - 油田储层大孔道的模拟岩心及其封堵试验、驱油实验 - Google Patents

Abstract

一种油田储层大孔道的模拟岩心及其封堵试验、驱油实验，该模拟岩心包括基质岩心，所述基质岩心的注入端沿轴线方向开设有钻孔，所述钻孔内填充有砂粒；封堵试验和驱油实验为通过上述模拟岩心进行封堵实验和驱油实验，该模拟岩心能够更准确的模拟近井地带形成大孔道情况以及大孔道发育程度，使基质岩心和大孔道对比性更好。

Description

油田储层大孔道的模拟岩心及其封堵试验、驱油实验

技术领域

本发明涉及一种油田储层大孔道的模拟岩心及其封堵试验、驱油实验。

背景技术

油田开发进入中高含水期后，高渗透条带和大孔道的存在使注入水低效或无效循环，严重影响了水驱开发效果，为防止注入水的指进、窜流现象，需使用堵水调剖技术。目前，调堵剂种类很多，但模拟地层高渗透条带和大孔道的物理模型较少。现有的石英砂环氧树脂胶结模型由于胶结方式和渗透率分布等因素，不能准确模拟近井地带生成大孔道情况；填砂管模型重复性差，渗透率难控制，模拟大孔道难度大；玻璃板填砂模型只能动态反应出砂情况而无法准确计算封堵率；三维非均质模型不能真实模拟大孔道生成情况及不能准确计算封堵率。使用如上所述的实验模型评价调堵剂的性能指标，都存在一定误差。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明提供一种油田储层大孔道的模拟岩心及其封堵试验、驱油实验，该模拟岩心能够更准确的模拟近井地带形成大孔道情况以及大孔道发育程度，使基质岩心和大孔道对比性更好。

本发明所采用的技术方案是，一种油田储层大孔道的模拟岩心，包括基质岩心，所述基质岩心的注入端沿轴线方向开设有钻孔，所述钻孔内填充有砂粒。

较佳地，所述钻孔内填充的砂粒的渗透率大于所述基质岩心的渗透率。

较佳地，所述钻孔的横截面面积小于所述基质岩心最小横截面面积的85％。

较佳地，所述基质岩心为环氧树脂胶结人造岩心。

较佳地，所述砂粒的粒径为35-40目。

一种如上所述的油田储层大孔道的模拟岩心的封堵试验，包括如下步骤：

1)准备所述模拟岩心，测量该模拟岩心的渗透率；

2)在该模拟岩心的钻孔内注入封堵剂；

3)将该模拟岩心在实验温度下放置24小时；

4)对该模拟岩心进行水驱至其压力稳定，计算该模拟岩心的渗透率和封堵率。

一种如上所述的油田储层大孔道的模拟岩心的并联驱油实验，包括如下步骤：

1)准备所述模拟岩心和普通基质岩心，测量该模拟岩心和普通基质岩心的渗透率；

2)将所述模拟岩心和普通基质岩心分别饱和油，计算两者的含油饱和度；

3)将所述模拟岩心和普通基质岩心并联组成模型，水驱该模型至其含水98％，计算该模型的分流率；

4)将该模型内的模拟岩心的钻孔内注入封堵剂，并将其在实验温度下放置24小时；

5)计算注入封堵剂后该模型的采收率和分流率。

本发明的有益效果是：

1、本发明的模拟岩心注入端开设有钻孔，且钻孔内填充有砂粒，这种设计可以准确模拟近井地带形成高渗透条带和大孔道情况。

2、本发明的模拟岩心中钻孔的孔长、孔径及砂粒粒径变化能模拟大孔道发育程度。

3、本发明的模拟岩心重复性好。

4、将本发明的模拟岩心与普通基质岩心双管并联的注入方式进行实验，使对比性更明显。

附图说明

图1为本发明模拟岩心的结构示意图；

图2为本发明封堵试验和驱油实验的实验设备的结构示意图；

图3为本发明驱油实验中注入压力、含水率和采收率与PV数的关系图；

图4为本发明驱油实验中小层分流率与注入PV数的关系图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文中将结合附图对本发明的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。

如图1所示，一种油田储层大孔道的模拟岩心，包括基质岩心1，基质岩心1为环氧树脂胶结人造岩心，所述基质岩心1的注入端沿轴线方向开设有钻孔2，钻孔2的横截面面积小于基质岩心1最小横截面面积的85％，所述钻孔2内填充有砂粒3，砂粒3的粒径为35-40目，钻孔2内填充的砂粒3的渗透率大于基质岩心1的渗透率。

使用上述的模拟岩心分别进行封堵试验和驱油实验：

1、实验条件：

(1)药剂和油水：

调堵剂配方由北京丹诺公司提供，实验用油为大庆原油与煤油混合而成，实验用油在45℃条件下黏度为9.8mPa.s，实验用水为大庆污水，水质分析见表1。

表1水质分析

(2)模拟岩心：

如图1所示，模拟岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，呈长方体，几何尺寸为：高×宽×长＝4.5×4.5×15cm，为模拟地层中大孔道形成情况，在注入端沿模拟岩心长度方向钻孔，孔深分别为3cm、6cm和9cm，孔径分别为0.8cm、1.6cm和2.5cm。在钻孔中填砂，砂粒粒径在35-40目之间。

(3)实验设备：

如图2所示，实验设备主要包括储油罐4、储水罐5、岩心夹持器6、手摇泵7、平流泵8、压力传感器以及收集器10，储油罐4与储水罐5并联后，与岩心夹持器6串联，储油罐4和储水罐5与平流泵8连接，岩心夹持器6与手摇泵7连接，除平流泵8和手摇泵7外，其它设备均置于恒温箱9内。(4)实验温度：

实验温度为45℃。

2、实验方法：

(1)封堵试验：

封堵试验包括如下步骤：

1)准备如上所述的模拟岩心和普通基质岩心，模拟岩心的孔深分别为3cm、6cm和9cm，孔径分别为0.8cm、1.6cm和2.5cm，共9个；

2)测量模拟岩心和普通基质岩心的渗透率，检验模拟岩心和普通基质岩心形成大孔道或者高渗透层情况。

2)分别在该模拟岩心的钻孔内和普通基质岩心上注入封堵剂，将该模拟岩心和普通基质岩心在实验温度下放置24小时；

3)将模拟岩心和普通基质岩心通过岩心夹持器并联组成模型，对该模型进行水驱至其压力稳定，计算该模拟岩心的渗透率和封堵率。

其中，渗透率和封堵率的计算方法为：

渗透率：根据达西公式计算，

$K_w=\frac{{\mathrm{Q\μ}}_{w}L}{{\mathrm{A\ΔP}}_w}$

封堵率：堵剂封堵前后水相渗透率的差值与该岩心原始水相渗透率的比值，是衡量堵剂改变岩心原始渗透率能力的参数指标，封堵率反映了岩心封堵后水相渗透率的降低程度。封堵率的测量方法是按流程接好装置，装好岩心。测定岩心堵前水相渗透率k₁后，注入暂堵剂，老化一段时间后测暂堵后的水相渗透率k₂，并按以下公式计算暂堵剂的封堵率E。

$E=\frac{K_1-K_2}{K_1}\×100\%$

式中：E为封堵率；

k₁为岩心堵前水相渗透率，μm²；

k₂为岩心堵后水相渗透率，μm²。

上述封堵实验中，水驱过程注入速度为0.6mL/min，封堵试验的实验数据见表2：

表2封堵试验实验数据

表2中单块岩心堵前渗透率为注入封堵剂前单块普通基质岩心或模拟岩心的渗透率，单块岩心堵后渗透率注入封堵剂后单块普通基质岩心或模拟岩心的渗透率，并联岩心堵前渗透率为注入封堵剂前普通基质岩心和模拟岩心并联的渗透率，并联岩心堵后渗透率为注入封堵剂后普通基质岩心和模拟岩心并联的渗透率。

从表2可以看出，对于单块岩心，模拟岩心封堵率高于基质岩心。对于模拟岩心，当孔径相同时，随着孔长增加，封堵率增加；当孔长相同时，随着孔径增加，封堵率增加。对于整个模型，当模拟岩心孔长为9cm，孔径为2.5cm时，候凝24h后封堵率可达78.1％，表现出较强的封堵能力。

(2)驱油实验：

驱油实验包括如下步骤：

1)准备孔长为9cm，孔径为1.6cm的模拟岩心和普通基质岩心，测量该模拟岩心和普通基质岩心的渗透率；

2)将所述模拟岩心和普通基质岩心分别饱和油，使模拟岩心和普通基质岩心更好的模拟油藏原始地层条件，计算两者的含油饱和度，含油饱和度是油层有效孔隙中含油体积和岩石有效孔隙体积之比以百分数表示，便于模拟岩心和普通基质岩心模拟油藏原始地层条件；

3)将所述模拟岩心和普通基质岩心通过岩心夹持器并联组成模型，水驱该模型至其含水98％，计算该模型的分流率；分流率能够检验封堵剂对高渗层的封堵效果，分流率的计算方法：单块岩心产液量与总产液量的百分比。

4)将该模型内的模拟岩心的钻孔内以及普通基质岩心注入封堵剂，并将其在实验温度下放置24小时；

5)将注入封堵剂的模拟岩心和普通基质岩心并联组成模型，水驱该模型至其含水98％，计算该模型的采收率和分流率，采收率计算方法：累计采出油质量与饱和油质量的百分比。

其中，上述实验水驱过程注入速度为0.6mL/min。

驱油实验采收率数据见表3。

表3驱油实验采收率实验数据

从表3可以看出，注入封堵剂后，模型各小层采收率呈现不同程度增加，其中普通基质岩心采收率增幅较大，模拟岩心采收率增幅较小。与水驱采收率相比较，调驱采收率增幅为18.2％，表现出较好的调剖效果。

图3为本发明驱油实验中注入压力、含水率和采收率与PV数的关系图；表示驱油实验过程中注入压力、含水率和采收率与PV数关系，其中，图3中竖直线表示驱油实验的含水率、采收率和压力，横直线表示驱油实验的PV数，图3中的菱形坐标点为含水率，矩形坐标点为采收率，三角形坐标点为压力，在水驱阶段，注入压力逐渐降低、含水率和采收率快速上升。在注入调堵剂后续水驱阶段，注入压力升高后降低，趋势与水驱阶段相同，含水率降低后升高，采收率明显升高。与水驱阶段相比较，注入调堵剂后注入压力升幅、含水率降幅和采收率增幅较大，表现出较强的封堵能力。

驱油实验中并联模型各小层阶段分流率实验数据见表4。

表4双管并联模型各小层阶段分流率

图4为本发明驱油实验中小层分流率与注入PV数的关系图，其中，图4中竖直线表示驱油实验的分流率，横直线表示驱油实验的PV数，图4中的菱形坐标点为模拟岩心的分流率，矩形坐标点为普通基质岩心的分流率，从表4和图4中可以看出，驱替阶段和注入PV数不同，小层分流率不同。在水驱阶段，随注入PV数增加，高渗透层分流率增加，低渗透层降低。在注入调堵剂后续水驱阶段，随注入PV数增加，高渗透层分流率先减小后增大，低渗透层分流率先增大后减小。在后续水驱结束时，与水驱结束时相比较，高渗层分流率从99.0％降低到79.6％，表现出较强的液流转向能力。

虽然本发明所揭露的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。

Claims (8)

1.油田储层大孔道的模拟岩心，其特征在于，包括基质岩心，所述基质岩心的注入端沿轴线方向开设有钻孔，所述钻孔内填充有砂粒。

2.如权利要求1所述的模拟岩心，其特征在于，所述钻孔内填充的砂粒的渗透率大于所述基质岩心的渗透率。

3.如权利要求1所述的模拟岩心，其特征在于，所述钻孔的横截面面积小于所述基质岩心最小横截面面积的85％。

4.如权利要求1-3任一所述的模拟岩心，其特征在于，所述基质岩心为环氧树脂胶结人造岩心。

5.如权利要求1-3任一所述的模拟岩心，其特征在于，所述砂粒的粒径为35-40目。

6.一种如权利要求1所述的油田储层大孔道的模拟岩心的封堵试验，其特征在于，包括如下步骤：

1)准备所述模拟岩心，测量该模拟岩心的渗透率；

2)在该模拟岩心的钻孔内注入封堵剂；

3)将该模拟岩心在实验温度下放置24小时；

4)对该模拟岩心进行水驱至其压力稳定，计算该模拟岩心的渗透率和封堵率。

7.如权利要求6所述的封堵试验，其特征在于，所述步骤4)中，将所述模拟岩心与普通基质岩心双管并联进行水驱至其压力稳定，计算该模拟岩心和普通基质岩心的渗透率和封堵率。

8.一种如权利要求1所述的油田储层大孔道的模拟岩心的并联驱油实验，其特征在于，包括如下步骤：

1)准备所述模拟岩心和普通基质岩心，测量该模拟岩心和普通基质岩心的渗透率；

2)将所述模拟岩心和普通基质岩心分别饱和油，计算两者的含油饱和度；

3)将所述模拟岩心和普通基质岩心并联组成模型，水驱该模型至其含水98％，计算该模型的分流率；

4)将该模型内的模拟岩心的钻孔内注入封堵剂，并将其在实验温度下放置24小时；

5)计算注入封堵剂后该模型的采收率和分流率。