CN105300866A - 变压焖井双重介质长岩心实验方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种变压焖井双重介质长岩心实验方法，变压焖井双重介质长岩心实验方法包括以下步骤：步骤1、制备组合长岩心；步骤2、饱和组合长岩心；步骤3、注第一介质驱替组合长岩心。本发明实施例中的变压焖井双重介质长岩心实验方法中将现有技术中的短岩心制备成组合长岩心，并使组合长岩心的总孔隙体积增加到足够大，能够提升流量测试的可靠性，进而达到提高实验精度的目的。而且，本发明实施例中的实验方法原理可行，操作简单。

Description

变压焖井双重介质长岩心实验方法

技术领域

本发明涉及一种变压焖井双重介质长岩心实验方法。

背景技术

对于双重介质油藏，储层基质岩心孔隙度太小，采用常规标准短岩心开展气驱基质吸气条件，气驱基质与裂缝、微裂缝与主裂缝的渗流关系，驱油效率，基质系统与裂缝系统分别对采收率的贡献等实验研究，受实验测试系统岩心夹持器和连接管线中“死体积”的影响，驱替过程从基质向裂缝系统的渗流量的测试很难获得成功，也很难得到可行的实验结果。

现有技术的缺点：现有技术中都使用短岩心进行实验，由于短岩心的基质的总孔隙体积不够大，不能提升流量测试的可靠性，也无法满足实验测试误差要求，对于基质向裂缝渗流对采收率贡献量的实验测试结果误差较大。

发明内容

为了克服现有的测试方法可靠性低的不足，本发明提供了一种变压焖井双重介质长岩心实验方法，以达到提高实验精度的目的。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：一种变压焖井双重介质长岩心实验方法，变压焖井双重介质长岩心实验方法包括以下步骤：步骤1、制备组合长岩心；步骤2、饱和组合长岩心；步骤3、注第一介质驱替组合长岩心。

进一步地，采用多个基质岩心制备组合长岩心，步骤1包括：步骤1.1、测试基质岩心的孔隙度和渗透率；步骤1.2、对基质岩心进行人工裂缝制备，并测试经过人工裂缝制备后的基质岩心的孔隙度和渗透率；步骤1.3、将步骤1.2中的多个基质岩心依次首尾连接排列形成组合长岩心，每个基质岩心的长度为3mm～5mm，每个基质岩心的直径为25mm，组合长岩心的长度为900mm～1200mm，并使组合长岩心的基质孔隙体积和裂缝孔隙体积均达到实验可测的精度要求。

进一步地，步骤2包括：步骤2.1、在第一设定温度下对组合长岩心的两端进行抽真空，并在真空度达到0.01mmHg条件后，再对组合长岩心持续抽真空第一设定时间；步骤2.2、在第二设定温度下用死油饱和组合长岩心，并在常压下测定组合长岩心的孔隙体积；步骤2.3、将组合长岩心内部的死油提压至地层压力，同时再次测定组合长岩心的孔隙体积；步骤2.4、配置原始地层油，向组合长岩心注入该原始地层油驱替组合长岩心内部的死油，并使该原始地层油饱和组合长岩心。

进一步地，步骤3包括：步骤3.1、对组合长岩心进行衰竭开采；步骤3.2、注入第一介质对经过衰竭开采的组合长岩心进行驱替，记录本次的驱替产量；步骤3.3、待步骤3.2中驱替操作不再产出时，恒压焖井第二设定时间后，再次注入第一介质对组合长岩心进行驱替并记录本次的驱替产量；步骤3.4、待步骤3.3中驱替操作不再产出时，提高井内压力并恒压焖井第三设定时间后，再次注入第一介质对组合长岩心进行驱替并记录本次的驱替产量。

进一步地，步骤3.1包括：以2MPa/h的降压速度弹性开采至31.8MPa，并每间隔3MPa记录时间、产油量、产气量、组合长岩心的末端压力、组合长岩心的始端压力、环压和回压。

进一步地，步骤3.2包括：在压力降至31.8MPa后，向组合长岩心内注入第一介质进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第一次驱替产量。

进一步地，第二设定时间为七十二小时，第一介质为地层水，步骤3.3包括：步骤3.3a、保持恒压31.8MPa焖井七十二小时后，继续向组合长岩心内注入地层水进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第二次驱替产量；步骤3.3b、在步骤3.3a结束后，保持恒压31.8MPa焖井七十二小时后，继续向组合长岩心内注入地层水进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第三次驱替产量。

进一步地，第三设定时间为二十四小时，步骤3.4包括：将井内压力提升至38.6MPa，恒压焖井二十四小时后，继续以第一速度向组合长岩心内注入地层水进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第四次驱替产量。

进一步地，第二设定时间为七十二小时，第一介质为天然气，步骤3.3包括：保持恒压31.8MPa焖井七十二小时后，继续向组合长岩心内注入天然气进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第二次驱替产量。

进一步地，步骤3.4包括：步骤3.4a、将井内压力提升至38.6MPa，恒压焖井七十二小时后，继续向组合长岩心内注入天然气进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第三次驱替产量；步骤3.4b、恒压焖井七十二小时后，继续以向组合长岩心内注入天然气进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第四次驱替产量。

本发明的有益效果是，本发明实施例中的变压焖井双重介质长岩心实验方法中将现有技术中的短岩心制备成组合长岩心，并使组合长岩心的总孔隙体积增加到足够大，能够提升流量测试的可靠性，进而达到提高实验精度的目的。而且，本发明实施例中的实验方法原理可行，操作简单。

附图说明

构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：

图1为根据本发明变压焖井双重介质长岩心实验方法实施例中步骤1和步骤2的流程图；

图2为第一介质是地层水的实施例中步骤3的流程图；

图3为第一介质是天然气的实施例中步骤3的流程图；

图4为组合长岩心的结构示意图；

图5为本发明实施例中组合长岩心水(气)驱油渗流物理模型及实验测定装置的结构示意图。

图中附图标记：10、基质岩心；20、组合长岩心；31、充填岩心胶皮筒；32、钢套；40、观察窗；50、驱替泵；60、中间容器；70、回压阀；80、三相分离装置；90、气量计。

具体实施方式

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组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。

如图1至图3所示，本发明实施例提供了一种变压焖井双重介质长岩心实验方法，该变压焖井双重介质长岩心实验方法包括以下步骤：步骤1、制备组合长岩心20；步骤2、饱和组合长岩心20；步骤3、注第一介质驱替组合长岩心20。

本发明实施例中的变压焖井双重介质长岩心实验方法中将现有技术中的短岩心制备成组合长岩心20，并使组合长岩心20的总孔隙体积增加到足够大，能够提升流量测试的可靠性，进而达到提高实验精度的目的。而且，本发明实施例中的实验方法原理可行，操作简单。

本发明实施例中的变压焖井双重介质长岩心实验方法通过以下装置进行实施：岩心人工裂缝压制装置、组合长岩心和基质裂缝岩心孔隙度和渗透率测试装置、双重介质组合长岩心水(气)驱油渗流物理模型及实验测定装置。其中岩心人工裂缝压制装置主要由一台压模机组成。组合长岩心和基质裂缝岩心孔隙度和渗透率测试装置主要由氦孔隙仪和渗透率测试仪组成。如图5所示，上述组合长岩心水(气)驱油渗流物理模型及实验测定装置主要由组合长岩心夹持器、烘箱、驱替泵50、中间容器60、回压阀70、数据采集及处理系统等测试单元组成。数据采集及处理系统由温度传感器、压力传感器、数据采集卡和数值记录仪表组成，且上述温度传感器、压力传感器、数据采集卡和数值记录仪表均可连接电脑。压力传感器和温度传感器用于监测压力及温度。中间容器60处于烘箱中，并与驱替泵50和压力传感器相连。组合长岩心夹持器的两端分别与中间容器60、驱替泵50、以及回压阀70相连接，组合长岩心夹持器、驱替泵50、中间容器60、回压阀70等测试单元间均设置有阀门。上述回压阀70的一端依次连接有三相分离装置80和气量计90。

需要说明的是，上述组合长岩心夹持器包括夹持器本体、钢套32和充填岩心胶皮筒31。上述驱替泵50为RUSKA驱替泵，上述双重介质组合长岩心水(气)驱油渗流物理模型及实验测定装置还包括两个观察窗40，其中一个观察窗40设置在中间容器60与组合长岩心夹持器之间，另一个观察窗40设置在组合长岩心夹持器与回压阀70之间。以上装置所能达到的最高压力为100MPa，最高温度为180℃。

本发明实施例中能够采用上述装置将多个组合长岩心10制备成组合长岩心20。该组合长岩心20的结构示意图如图4所示，上述步骤1包括以下步骤，如图1所示：

步骤1.1、测试组合长岩心10的孔隙度和渗透率。

步骤1.2、对组合长岩心10进行人工裂缝制备，并测试经过人工裂缝制备后的组合长岩心10的孔隙度和渗透率。

步骤1.3、将步骤1.2中的多个组合长岩心10依次首尾连接排列形成组合长岩心20，并分析组合长岩心20的储物性和渗物性，其中，每个组合长岩心10的长度为3mm～5mm，每个组合长岩心10的直径为25mm，组合长岩心20的长度为900mm～1200mm，并使组合长岩心20的基质孔隙体积和裂缝孔隙体积均达到实验可测的精度要求，从而可实现基质到裂缝渗流的采收率贡献的实验测试。

需要进行说明的是，组合长岩心20在没有经人工造缝前的孔隙体积可认为全部是基质的孔隙体积。组合长岩心20人工造缝后的总孔隙体积包含了裂缝体积。这样，通过组合长岩心10的组合，基质孔隙体积和裂缝孔隙体积均达到了实验可测的精度要求，从而可实现基质到裂缝渗流的采收率贡献的实验测试。

进一步地，如图1所示，步骤2包括：

步骤2.1、在第一设定温度下对组合长岩心20的两端进行抽真空，并在真空度达到0.01mmHg条件后，再对组合长岩心20持续抽真空第一设定时间，其中，第一设定温度为地层温度(105℃)，第一设定时间为二十四小时。

步骤2.2、在第二设定温度下用死油饱和组合长岩心20，并在常压下测定组合长岩心20的孔隙体积，其中，第二设定温度为实验温度(108.5℃)，常压为200psi。

步骤2.3、将组合长岩心20内部的死油提压至地层压力(38.6MPa)，同时再次测定组合长岩心20的孔隙体积。

步骤2.4、在实验温度下配置原始地层油，向组合长岩心20注入该原始地层油驱替组合长岩心20内部的死油，并使该原始地层油饱和组合长岩心20。

其中，当组合长岩心20的出口流出物的原始地层油的气油比连续五次不变，且与所配置的原始地层油的气油比一致，可以认为原始地层油已经被饱和好。

如图2和图3所示，本发明实施例中的步骤3包括：

步骤3.1、对组合长岩心20进行衰竭开采。

步骤3.2、注入第一介质对经过衰竭开采的组合长岩心20进行驱替，记录本次的驱替产量。

步骤3.3、待步骤3.2中驱替操作不再产出时，恒压焖井第二设定时间后，再次注入第一介质对组合长岩心20进行驱替并记录本次的驱替产量。

步骤3.4、待步骤3.3中驱替操作不再产出时，提高井内压力并恒压焖井第三设定时间后，再次注入第一介质对组合长岩心20进行驱替并记录本次的驱替产量。

其中，上述第一介质可以为地层水，如图2所示，上述步骤3具体如下：

步骤3.1包括：以2MPa/h的降压速度弹性开采至31.8MPa，认真仔细观察组合长岩心20的始端压力，回压、环压，并每间隔3MPa记录时间、产油量、产气量、组合长岩心20的末端压力、组合长岩心20的始端压力、环压和回压。

步骤3.2包括：在压力降至31.8MPa后，以0.06ml/min的速度向组合长岩心20内注入地层水进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产油，停止驱替，记录第一次驱替产量。此时可以认定第一次驱替产量全部为裂缝贡献量和基质中微裂缝的贡献量。

进一步地，第二设定时间为七十二小时，步骤3.3包括以下两个步骤：

步骤3.3a、当步骤3.2结束后，关闭出口阀门，停止驱替，并用地层水保持恒压31.8MPa焖井七十二小时，待焖井结束后继续以0.06ml/min的速度向组合长岩心20内注入地层水进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产油，停止驱替并记录第二次驱替产量。此时，第二次驱替产量可以认定为全部是基质贡献量。

步骤3.3b、在步骤3.3a结束后，关闭出口阀门，停止驱替，并用地层水保持恒压31.8MPa焖井七十二小时，待焖井结束后继续以0.06ml/min的速度向组合长岩心20内注入地层水进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产油，停止驱替并记录第三次驱替产量。此时，可以认定第三次驱替产量全部为基质深部贡献量。

优选地，第三设定时间为二十四小时，步骤3.4包括：将井内压力提升至38.6MPa，恒压焖井二十四小时后，继续以0.06ml/min向组合长岩心20内注入地层水进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第四次驱替产量。此时，可以认定第四次驱替产量全部为基质深部进一步的贡献量。

上述第一介质可以为天然气，本发明实施例中的步骤3具体如下：

步骤3.1包括：以2MPa/h的降压速度弹性开采至31.8MPa，认真仔细观察组合长岩心20的始端压力，回压、环压，并每间隔3MPa记录时间、产油量、产气量、组合长岩心20的末端压力、组合长岩心20的始端压力、环压和回压。

步骤3.2包括：在压力降至31.8MPa后，以0.06ml/min的速度向组合长岩心20内注入天然气进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产油，停止驱替，记录第一次驱替产量。此时可以认定第一次驱替产量全部为裂缝贡献量和基质中微裂缝的贡献量。

进一步地，第二设定时间为七十二小时，步骤3.3包括以下两个步骤：

步骤3.3、当步骤3.2结束后，关闭出口阀门，停止驱替，并用天然气保持恒压31.8MPa焖井七十二小时，待焖井结束后继续以0.06ml/min的速度向组合长岩心20内注入天然气进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产油，停止驱替并记录第二次驱替产量。此时，第二次驱替产量可以认定为基质向裂缝渗析供油。

步骤3.4包括以下两个步骤：

步骤3.4a、将井内压力提升至38.6MPa，恒压焖井七十二小时后，继续向组合长岩心20内注入天然气进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第三次驱替产量。此时，可以认定第三次驱替产量全部为基质深部向裂缝渗析贡献量。

步骤3.4b、恒压焖井七十二小时后，继续以向组合长岩心20内注入天然气进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第四次驱替产量。此时，可以认定第四次驱替产量全部为提压后基质渗析贡献量。

从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：

(1)原理可靠，结构合理，操作简便，利用该变压焖井双重介质长岩心实验方法可更准确测定裂缝性双重介质油藏组合长岩心20注水(气)驱油过程基质—裂缝渗流特征及采收率贡献率。

(2)测试的储层条件下裂缝性双重介质油藏组合长岩心20注水(气)驱油过程基质—裂缝渗流特征及采收率贡献率更接近真实储层水(气)驱油过程渗流特征。

(3)实验能达到的最高温度压力100MPa，最高温度180℃。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种变压焖井双重介质长岩心实验方法，其特征在于，所述变压焖井双重介质长岩心实验方法包括以下步骤：

步骤1、制备组合长岩心(20)；

步骤2、饱和组合长岩心(20)；

步骤3、注第一介质驱替组合长岩心(20)。

2.根据权利要求1所述的变压焖井双重介质长岩心实验方法，其特征在于，采用多个基质岩心(10)制备组合长岩心(20)，所述步骤1包括：

步骤1.1、测试基质岩心(10)的孔隙度和渗透率；

步骤1.2、对基质岩心(10)进行人工裂缝制备，并测试经过人工裂缝制备后的基质岩心(10)的孔隙度和渗透率；

步骤1.3、将步骤1.2中的多个基质岩心(10)依次首尾连接排列形成组合长岩心(20)，每个基质岩心(10)的长度为3mm～5mm，每个基质岩心(10)的直径为25mm，组合长岩心(20)的长度为900mm～1200mm。

3.根据权利要求1所述的变压焖井双重介质长岩心实验方法，其特征在于，所述步骤2包括：

步骤2.1、在第一设定温度下对组合长岩心(20)的两端进行抽真空，并在真空度达到0.01mmHg条件后，再对组合长岩心(20)持续抽真空第一设定时间；

步骤2.2、在第二设定温度下用死油饱和组合长岩心(20)，并在常压下测定组合长岩心(20)的孔隙体积；

步骤2.3、将组合长岩心(20)内部的死油提压至地层压力，同时再次测定组合长岩心(20)的孔隙体积；

步骤2.4、配置原始地层油，向组合长岩心(20)注入该原始地层油驱替组合长岩心(20)内部的所述死油，并使该原始地层油饱和组合长岩心(20)。

4.根据权利要求1所述的变压焖井双重介质长岩心实验方法，其特征在于，所述步骤3包括：

步骤3.1、对组合长岩心(20)进行衰竭开采；

步骤3.2、注入第一介质对经过衰竭开采的组合长岩心(20)进行驱替，记录本次的驱替产量；

步骤3.3、待步骤3.2中驱替操作不再产出时，恒压焖井第二设定时间后，再次注入第一介质对组合长岩心(20)进行驱替并记录本次的驱替产量；

步骤3.4、待步骤3.3中驱替操作不再产出时，提高井内压力并恒压焖井第三设定时间后，再次注入第一介质对组合长岩心(20)进行驱替并记录本次的驱替产量。

5.根据权利要求4所述的变压焖井双重介质长岩心实验方法，其特征在于，所述步骤3.1包括：以2MPa/h的降压速度弹性开采至31.8MPa，并每间隔3MPa记录时间、产油量、产气量、组合长岩心(20)的末端压力、组合长岩心(20)的始端压力、环压和回压。

6.根据权利要求5所述的变压焖井双重介质长岩心实验方法，其特征在于，所述步骤3.2包括：在压力降至31.8MPa后，向组合长岩心(20)内注入第一介质进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第一次驱替产量。

7.根据权利要求6所述的变压焖井双重介质长岩心实验方法，其特征在于，第二设定时间为七十二小时，所述第一介质为地层水，所述步骤3.3包括：

步骤3.3a、保持恒压31.8MPa焖井七十二小时后，继续向组合长岩心(20)内注入地层水进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第二次驱替产量；

步骤3.3b、在步骤3.3a结束后，保持恒压31.8MPa焖井七十二小时后，继续向组合长岩心(20)内注入地层水进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第三次驱替产量。

8.根据权利要求7所述的变压焖井双重介质长岩心实验方法，其特征在于，所述第三设定时间为二十四小时，

所述步骤3.4包括：将井内压力提升至38.6MPa，恒压焖井二十四小时后，继续以第一速度向组合长岩心(20)内注入地层水进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第四次驱替产量。

9.根据权利要求6所述的变压焖井双重介质长岩心实验方法，其特征在于，第二设定时间为七十二小时，所述第一介质为天然气，

所述步骤3.3包括：保持恒压31.8MPa焖井七十二小时后，继续向组合长岩心(20)内注入天然气进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第二次驱替产量。

10.根据权利要求9所述的变压焖井双重介质长岩心实验方法，其特征在于，所述步骤3.4包括：

步骤3.4a、将井内压力提升至38.6MPa，恒压焖井七十二小时后，继续向组合长岩心(20)内注入天然气进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第三次驱替产量；

步骤3.4b、恒压焖井七十二小时后，继续以向组合长岩心(20)内注入天然气进行驱替操作，直至该次驱替操作不再产出，停止驱替并记录第四次驱替产量。