CN105092446B - 一种模拟层内非均质性的二维可视渗流实验方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种模拟层内非均质性的二维可视渗流实验方法。包括如下步骤：将不同粒径岩心砂岩颗粒填充至模拟层内非均质性的二维可视填砂模型中的填砂槽内得到渗透层，进行刮平压实操作；通过加压口向围压腔施加压力；用模拟地层水饱和所述渗透层，并测定渗透层的渗透率，得到二维可视填砂模型平均渗透率；用模拟地层油饱和渗透层；根据目标油藏确定驱油体系在渗透层中的剪切速率，按照式(a)计算驱油体系的注入量；在二维可视填砂模型的上方设置高清摄像头；利用高清摄像头采集图片并根据图片的色阶值变化，得到渗透层含油饱和度的变化，记录驱油体系驱替前缘的变化情况。通过本发明能直观动态观察驱油体系在填砂模型中的渗流变化规律，精确反应不同驱油体系的波及效率差异。

Description

一种模拟层内非均质性的二维可视渗流实验方法

技术领域

本发明涉及一种模拟层内非均质性的二维可视渗流实验方法。

背景技术

储层研究的核心即储层非均质性。储层非均质性研究是油气田勘探与开发地质研究中重要的基础工作，在目前国内许多油田都已进入中-高含水期和降产期的情况下，该项研究显得尤为重要。油层非均质性使水驱或化学驱波及系数降低，从而导致最终采收率较低，造成注水或注剂无效循环。因此，了解非均质储层中水驱或化学驱的驱油效率及渗流规律，对于化学驱油剂的研发、评价、筛选及进一步提高原油采收率提供理论依据。

储层非均质性的研究主要包括层间和层内非均质性研究。层间非均质的研究较简单，多采用岩心或砂管并联，注采方式和计量均易实现。目前研究层内非均质性的实验方法较少，其主要有：①将不同渗透率的岩心压制，并用环氧树脂胶结成一块非均质岩心进行驱替；②不同渗透率的岩心压制并在多层岩心夹持器中进行驱替实验，在一些特制的多层岩心夹持器中，可以模拟油田合注分层开采时的层内非均质水驱油变化规律。上述模型和实验方法不能直观动态观察驱油体系在层内非均质多孔介质中的渗流变化情况，且均为模拟油田井网合注合采、合注分采的点对点注采关系，而经过长期的注水开发以后，近井地带含油较少，剩余油主要分布在油藏深部及非均质性比较突出的地带，所以需要开发一种用于模拟驱油体系在地层深部渗流的实验方法。另外，在油田实际开采过程中，随着驱油体系进入油藏深部，波及的范围越来越广，流速也越来越慢，流体的剪切速率在不断发生变化，这种流速变化是影响驱油体系波及效率的关键，采用点对点注采关系不能体现出驱油体系在实际油田开发中流速变化的渗流规律。

发明内容

本发明的目的是提供一种模拟层内非均质性的二维可视渗流实验方法，该实验方法可以模拟驱油体系在层内非均质性油藏深部的渗流状况，以驱油体系在模型中的剪切速率为衡量标准进行渗流实验研究和考察驱油体系的驱油性能，并能通过直观动态观察或计算机采集的数据进行驱油体系渗流变化规律研究。

本发明所提供的一种模拟层内非均质性的二维可视渗流实验方法，包括如下步骤：

(1)将不同粒径的岩心砂岩颗粒或石英砂填充至模拟层内非均质性的二维可视填砂模型中的填砂槽内得到渗透层，并进行刮平压实操作；并测定所述二维可视填砂模型的孔隙度和计算所述渗透层的横截面积；

所述二维可视填砂模型包括一底板和一盖板，所述底板与所述盖板均由透明材质制成，所述底板与所述盖板的表面密封配合，且所述底板与所述盖板之间设有一密封胶垫，所述密封胶垫与所述盖板之间的腔体为围压腔，所述密封胶垫与所述底板之间的腔体为填充腔；所述盖板上设有一加压口，所述加压口与所述围压腔相连通；

所述底板上平行设置3个所述填砂槽，所述填砂槽沿所述底板的宽度方向排列；所述填砂槽的一端设有进液口，另一端设有出液口；

(2)通过所述加压口向所述围压腔施加压力；

(3)用模拟地层水饱和所述渗透层，并测定所述渗透层的渗透率，进而得到所述二维可视填砂模型的平均渗透率；

(4)用模拟地层油饱和所述渗透层；

(5)根据目标油藏确定驱油体系在所述渗透层中的剪切速率，按照式(a)计算驱油体系的注入量；

式(a)中，Q表示注入流量，单位为ml/s；n表示幂律指数，无量纲；γ表示剪切速率，单位为s^-1；A表示所述渗透层的横截面积，单位为cm²；k表示所述二维可视填砂模型的平均渗透率，单位为1×10^-6μm²；表示所述二维可视填砂模型的孔隙度，单位为％；

(6)在所述二维可视填砂模型的上方设置高清摄像头，将所述高清摄像头与一台计算机相连接；利用所述高清摄像头采集图片，并根据所述图片的色阶值变化，得到所述渗透层含油饱和度的变化，并记录所述驱油体系驱替前缘的变化情况。

上述方法中，当所述二维可视填砂模型中所述渗透层中含油饱和度趋于稳定时，注入上述驱油体系的体积不小于0.6PV，PV表示注入的所述驱油体系的体积为所述二维可视填砂模型的总孔隙体积的倍数。

使用上述方法时，可选取粘弹性不同的驱油体系重复上述各实验步骤，可无限增加驱油体系研究对象；进而通过对比分析各驱油体系渗流实验填砂模型中的含油饱和度变化与驱替前缘变化情况。

上述的方法中，步骤(2)中，施加压力的范围为0～10MPa，但不等于零。

上述的方法中，步骤(3)中，在0～6MPa的驱动压力下驱替所述模拟地层水；

步骤(4)中，在0～6MPa的驱动压力下驱替所述模拟地层油。

上述的方法中，步骤(5)中，所确定的剪切速率为0～1000s^-1；因为流体在地层中的流动速率是变化的，剪切速率也在不断发生变化，所以需要根据实验研究目的确定要研究的目标地层流体流动的剪切速率γ；然后再由流体的流变性实验可得幂律指数n，填砂模型填充完成后可知横截面积A、平均渗透率k及孔隙度，由以上参数计算得到注入流量Q。

上述的方法中，步骤(6)中，所述“变化情况”具体指驱替前缘在模型中的位置，随着流体的注入，流体在填砂模型中的三个渗透层的驱替前缘会层次不齐，具体呈现出来的现象与流体的性质有关；

所述图片的色阶值降低的百分比即为所述渗透层中含油饱和度下降的百分比；因为随着驱油体系的渗入，所述渗透层的油不断被驱油体系携带出来，含油饱和度持续下降，所述图片亮度(即色阶值)不断增强，渗透层的吸液量越多，该渗透层的亮度变化越大。

上述的方法中，相邻所述填砂槽之间设有流体通道，可以保证所述渗透层之间流体交换而不会导致砂子的运移，能够模拟实际储层的层内非均质状况。

上述的方法中，所述底板上于所述填砂槽的进液口端设有一导流槽；所述导流槽与所述填砂槽之间均匀刻有流体通道；

所述进液口与所述导流槽相连通，所述导流槽可以保证驱油体系沿所述填砂槽内形成的渗透层的横截面均匀推进，准确模拟驱油体系在地层深部的渗流状况。

上述的方法中，每个所述填砂槽的一端均设有一所述出液口，且所述出液口与所述填砂槽的长度方向平行，上述设置的所述出液口能够使流经所述填砂槽内形成的渗透层的驱替液分别从不同的出口流出，实现分层测量，能够精确地反应不同驱油体系在层内非均质模型中渗流的变化规律。

上述的方法中，所述导流槽上设有一洗液出口，在交替注入流体时，可打开所述洗液出口的阀门排放冲洗所述导流槽内多余的液体。

使用上述方法时，可通过直观动态观察驱油体系在二维可视填砂模型中驱替前缘推进速度及渗流变化情况。

本发明具有如下有益效果：

(1)本发明能够模拟驱油体系在层内非均质性油藏深部的渗流状况；

(2)本发明以驱油体系在模型中的剪切速率为准，确定驱油体系的注入量；

(3)通过本发明的方法，能够直观动态观察驱油体系在填砂模型中的渗流变化规律，精确反应不同驱油体系的波及效率差异。

附图说明

图1是本发明使用的模拟层内非均质性的二维可视填砂模型的侧视图；

图2是本发明使用的模拟层内非均质性的二维可视填砂模型底板的俯视图；

图3是本发明模拟层内非均质性的二维可视渗流实验装置的结构示意图；

图4是流体在模拟层内非均质性的二维可视填砂模型中渗流的过程示意图。

图5是不同驱油体系模型含油饱和度下降对比(0.3PV)。

图中各标记如下：

A供压模块、B压力数据采集模块、C图像采集模块、D注入模块、E覆压模块、F二维可视填砂模型、G计量模块、1底板、2盖板、3加压口、4密封圈、5密封胶垫、6围压腔、7填充腔、8螺纹孔、9进液口、10洗液出口、11出液口、12填砂槽、13流体通道、14导流槽。

具体实施方式

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。

下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

如图1和图2所示，为本发明方法使用的模拟层内非均质性的二维可视填砂模型，其包括底板1和盖板2，均为长方形的PMMA面板。底板1和盖板2通过螺栓密封配合(螺纹孔8设于底板1上)。为了使两者密封配合，在底板1与面板2之间设有密封圈4。

如图1所示，在底板1与盖板2之间设有一密封胶垫5，该密封胶垫5与盖板2之间形成一个围压腔6，该密封胶垫5与底板1之间形成一个填充腔7，可用于填充岩心砂岩颗粒或石英砂。

如图2所示，在底板1上设有3个平行设置的长方形填砂槽12，且3个填砂槽12之间设有均匀细密的流体通道13，可以保证填砂槽内形成的渗透层之间流体交换而不会导致砂子的运移。在填砂槽12的一端设有一个导流槽14，且导流槽14与填砂槽12之间也通过流体通道相连通，可以保证驱油体系沿填砂槽内形成的渗透层的横截面均匀推进，准确模拟驱油体系在地层深部的渗流状况。在导流槽14的侧壁上设有3个进液口9，远离导流槽14的填砂槽12的一端部设有出液口11，且在每个填砂槽12的末端均设有一个相应的出液口，出液口11与填砂槽12的长度方向平行，这样能够使流经填砂槽内形成的渗透层的驱替液分别从不同的出口流出，实现分层测量，能够精确地反应不同驱油体系在层内非均质模型中渗流的变化规律。

如图2所示，在导流槽的侧壁上设有一个洗液出口10，在交替注入流体时，可打开洗液出口10的阀门排放冲洗导流槽14内多余的液体。如图1所示，在盖板2上设有一个加压口3，该加压口3与围压腔6相连通，用于对所述围压腔施加围压。

如图3所示，为本发明方法使用的模拟层内非均质性的二维可视渗流实验装置，其包括供压模块A、压力数据采集模块B、图像采集模块C、注入模块D、覆压模块E、二维可视填砂模型F和计量模块G。

供压模块A由一台空压机和与之相连通的气瓶Ⅰ(图中未标)，空压机提供的高压经过气瓶Ⅰ上减压阀控制得到不同的压力，为流体注入提供动力，压力控制范围：0～6MPa，流速范围：0～20m/d。

注入模块D包括储液罐(图中未标)，该储液罐的入口端与气瓶Ⅰ相连通，其出口端与本发明提供的二维可视填砂模型中的进液口9相连通，二维可视填砂模型中的出液口11与计量模块相连通G；计量模块G可以分别计量各个渗透层的出液情况，如见水时期、分液量及累计产油/产液量等。

压力数据采集模块B包括压力传感器和与之连接的计算机(图中未标)，压力传感器设于气瓶Ⅰ的出口端，可以实时监测各个气瓶Ⅰ出口的压力值。

图像采集模块C包括高清摄像头、LED光源和计算机(图中未标)，其中高清摄像头与计算机相连接；LED光源设于二维可视填砂模型中底板1的正下方，高清摄像头设于二维可视填砂模型中盖板2的正上方，可实时采集流体在填砂模型中的渗流图像，监测填砂模型中含油饱和度变化。

覆压模块E包括带减压阀的气瓶Ⅱ，气瓶Ⅱ分别与气瓶Ⅰ和二维可视填砂模型中围压口3相连通，可为填砂模型提供不同大小的维压，模拟地层上覆压力，供压范围：0～10MPa。

使用上述二维可视渗流实验装置时，除图像采集模块C外，其它模块由能够承受一定的压力的不锈钢管线或软管连接。

进行层内非均质性的二维可视填砂模型渗透率测试时，步骤如下：

在层内非均质性的二维可视填砂模型的3个填砂槽12内分别填充不同粒径的石英砂：所用石英砂为60～80目、160～180目和>220目的三种粒径石英砂。

每填一层砂子后刮平压实，直至装满填砂槽12，盖上密封胶垫5、密封圈4和盖板2，拧紧固定螺丝，加围压1MPa，按照图3所示的顺序连接好实验装置。

模拟地层矿化水，矿化度为9374.13mg/L。

打开供压模块A和注入模块D，以15KPa的驱动压力饱和目标油藏地层矿化水，可测模型中每个渗透层的渗透率，渗流的过程示意图如图4所示。

通过三次重复性实验验证，填砂模型各个渗透层的渗透率具有良好的渗透率重现性和稳定性，渗透率误差小于10％，具体参数如表1中所示。

表1低、中、高渗透层渗透率测试结果

进行层内非均质性的二维可视渗流实验时，步骤如下：

使用上述层内非均质性的二维可视渗流实验装置进行聚合物驱油体系渗流实验。

1、实验条件

(1)实验用驱油体系：实验选取具有流变性差异的两种驱油体系，分别为浓度500mg/L的AP-P4溶液(AP-P4疏水缔合聚合物干粉，固含量90％，相对分子量978万，四川光亚提供)和70％的甘油(分子量92.09，分析纯，成都市科龙化工试剂厂)。采用MCR301流变仪(德国Anton paar)的CP75锥板系统对待测样品进行剪切速率扫描测试(测试温度为25℃)，以上流变性实验分析发现，在剪切速率为25.2s^-1时，两种驱油体系的粘度近似相等，具体参数如表2中所示。

表2AP-P4和甘油的参数

(2)实验模型：层内非均质性的二维可视填砂模型中3个渗透层的渗透率分别为1.08μm²、2.30μm²和4.30μm²，每个填砂槽12长宽高均为100×20×2mm；

(3)实验用水：模拟地层矿化水，矿化度为9374.13mg/L；

(4)实验用油：渤海SZ36-1原油与航空煤油按体积比7：2混合配制，粘度为70mpa.s；

2、实验步骤

(1)使用图3所示层内非均质性的二维可视渗流实验装置，以15KPa的驱动压力饱和地层矿化水，然后以30KPa的驱动压力饱和粘度为70mpa.s的模拟油；

(2)控制驱油体系在二维可视填砂模型中的剪切速率为25.2s^-1，根据二维可视填砂模型及500mg/L的AP-P4溶液参数，用公式(a)计算500mg/L的AP-P4溶液渗流实验的注入流量；

上述公式(a)中：Q——注入流量，ml/s；

n——幂律指数，无量纲；

γ——剪切速率，s^-1；

A——横截面积，cm²；

k——模型平均渗透率，1×10^-6μm²；

——模型孔隙度，％；

(3)以计算出的注入流量进行500mg/L的AP-P4溶液渗流实验，同时利用图像采集模块C每隔30秒采集图片和每个渗透层的图片的色阶值，并根据采集到的色阶值的统计，计算渗透层亮度增加百分比，得到填砂槽12内各渗透层的含油饱和度变化，记录流体驱替前缘的变化情况(即驱替前缘在模型中的位置)；

(4)模型中含油饱和度变化趋于稳定时结束实验，注入体积不少于0.6PV；

(5)重复实验步骤(1)，同样以剪切速率25.2s^-1为准，根据二维可视填砂模型及70％的甘油参数，用公式(a)计算70％的甘油渗流实验的注入流量；

(6)以计算出的注入流量进行70％的甘油渗流实验，同时利用图像采集模块C每隔30秒采集图片和每个渗透层的图片像素点亮度信息，并根据采集到的色阶值的统计，计算渗透层亮度增加百分比，得到填砂槽12内的含油饱和度变化，记录流体驱替前缘的变化情况；

(7)二维可视填砂模型中含油饱和度变化趋于稳定时结束实验，注入体积不少于0.6PV。

上述AP-P4及甘油两种驱油体系渗流实验时，二维可视填砂模型中含油饱和度变化结果如表3中所示。

不同驱油体系模型含油饱和度下降对比(0.3PV)如图5所示。

表3含油饱和度下降分析结果

表3中，低油降表示低渗透层中含油饱和度下降的比例，中油降表示中渗透层中含油饱和度下降的比例，高油降表示高渗透层中含油饱和度下降的比例；

高低表示高渗透层于低渗透层之间含油饱和度下降比例的差值，中低表示中渗透层于低渗透层之间含油饱和度下降比例的差值；

差幅表示渗流实验前后含油饱和度的变化差值。

通过直接动态观察驱油体系的驱替前缘在二维可视填砂模型中的位置，以高渗透层流体驱替前缘刚好到达出口为终点，记录并计算2种驱油体系在模型中的体积波及效率，如表4所示。

表4非均质性填砂模型波及效率

由上述表3和表4中的数据可以得知，驱油体系的非牛顿性影响油藏的波及效率，表现为幂律指数n越小，驱油体系对层内非均质油藏波及效率越高。

Claims (1)

1.一种模拟层内非均质性的二维可视渗流实验方法，包括如下步骤：

(1)将不同粒径的岩心砂岩颗粒或石英砂填充至模拟层内非均质性的二维可视填砂模型中的填砂槽内得到渗透层，并进行刮平压实操作；并测定所述二维可视填砂模型的孔隙度和计算所述渗透层的横截面积；

所述二维可视填砂模型包括一底板和一盖板，所述底板与所述盖板均由透明材质制成，所述底板与所述盖板的表面密封配合，且所述底板与所述盖板之间设有一密封胶垫，所述密封胶垫与所述盖板之间的腔体为围压腔，所述密封胶垫与所述底板之间的腔体为填充腔；所述盖板上设有一加压口，所述加压口与所述围压腔相连通；

所述底板上平行设置3个所述填砂槽，所述填砂槽沿所述底板的宽度方向排列，相邻所述填砂槽之间设有均匀细密的流体通道；

所述底板上于所述填砂槽的进液口端设有一导流槽；所述导流槽与所述填砂槽之间均匀刻有均匀细密的流体通道；

所述进液口与所述导流槽相连通；

所述填砂槽的一端设有进液口，每个所述填砂槽的一端均设有一出液口，且所述出液口与所述填砂槽的长度方向平行；

所述导流槽上设有一洗液出口；

(2)通过所述加压口向所述围压腔施加压力；

施加压力的范围为0～10MPa，但不等于零；

(3)用模拟地层水饱和所述渗透层，并测定所述渗透层的渗透率，进而得到所述二维可视填砂模型的平均渗透率；

在0～6MPa的驱动压力下驱替所述模拟地层水；

(4)用模拟地层油饱和所述渗透层；

在0～6MPa的驱动压力下驱替所述模拟地层油；

(5)根据目标油藏确定驱油体系在所述渗透层中的剪切速率，按照式(a)计算驱油体系的注入量；

式(a)中，Q表示注入流量，单位为ml/s；n表示幂律指数，无量纲；γ表示剪切速率，单位为s^-1；A表示所述渗透层的横截面积，单位为cm²；k表示所述二维可视填砂模型的平均渗透率，单位为1×10^-6μm²；表示所述二维可视填砂模型的孔隙度，单位为％；

所确定的剪切速率为0～1000s^-1；

(6)在所述二维可视填砂模型的上方设置高清摄像头，将所述高清摄像头与一台计算机相连接；利用所述高清摄像头采集图片，并根据所述图片的色阶值变化，得到所述渗透层含油饱和度的变化，并记录所述驱油体系驱替前缘的变化情况。