CN105628894B - 一种低盐度注水实验模拟、评价系统及方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种低盐度注水实验模拟、评价系统及方法，包括(1)配制不同盐度驱替液，用特定的串联岩心夹持器进行驱替实验，实时测定不同时刻、不同盐度驱替液对应的各段岩心出水性质，并测定每种驱替液的增产效果；(2)测评水驱前后的粘土运移、润湿性反转、双电层扩散、离子交换、矿物溶解和pH值的改变情况，为评价增产机理提供依据；(3)将低盐度注水与其他三次采油方法相结合，评价其增产效果及增产机理。本发明的有益效果是：(1)可实时测评驱替实验中油、水和岩石三相之间的反应；(2)评价低盐度注水与其他三次采油方法的联合增产效果，评价其联合增产机理；(3)可为实际作业时注入液配制方案提供理论依据。

Description

一种低盐度注水实验模拟、评价系统及方法

技术领域

本发明属于油气田开发室内实验技术领域；具体地，涉及一种低盐度注水模拟实验装置及评价方法。

背景技术

注水是一种被全世界广泛采用的简单、可靠、成熟且经济效益较高的油气田开发技术，是使油田长期高产稳产的一项重要措施，也是油田提高原油采收率的主要二次开采方法。目前陆上油田注水主要使用地层产出水，海上油田则主要应用海水，因此绝大多数注入水盐度较高。一般的注水过程除考虑注入水与地层水的配伍性，满足注水系统防腐和地层防堵的要求外，几乎不考虑注入水的盐度及离子组成对采收率的影响。

近年来，低盐度注水(low salinity waterflooding)提高采收率技术已成为是最具潜力的增产技术之一。低盐度注水，即油田注入盐度低于油藏原始地层水一定数值的水，通常盐度低于5000mg/L。低盐度注水成本低廉、几乎不带来环保问题、注入较容易，且增产效果好，因此比其他化学驱和热力驱替方法更受欢迎。低盐度注水不仅在二次采油时可发挥比常规注水更好的增产效果，而且在三次采油(三采)中，可与其他驱替方法(如聚合物驱、表面活性剂驱等)进行结合，进一步增强增产效果。另外，针对我国低渗油田和高含水油田数目逐渐庞大的现状，对这些油田进行低盐度注水的研究，以挖掘更多的残余油，以实现油田经济高效开发。

但是目前为止，由于没有全面且系统的实验模拟、评价系统及方法，低盐度注水的增产机理仍然没有一致且具体的结论。最近几十年，陆续有推断被提出，包括粘土运移、润湿性反转、矿物溶解、多组分离子交换、pH值改变、表面张力的降低和双电层扩散等。已有评价实验不全面不系统，仅测定部分参数(如出砂、pH值、润湿性、Zeta电势)就给出判断，部分实验或模拟结果相互矛盾，说服力不强，造成制定和实施低盐度注水开发方案没有确切理论基础，困难重重。

因此设计一套完整的低盐度注水模拟实验装置及评价方法，模拟和分析低盐度注水过程，评价其增产效果，分析低盐度注水的增产机理，或者评价低盐度注水与其他三采方法的联合作用效果，分析联合作用机理，从而为实际制定合适的注入水配制方案提供理论依据，是十分必要的。

发明内容

本发明的目的在于提供一种低盐度注水模拟实验装置及评价方法，克服现有模拟实验及评价方法不全面、不系统的缺点，评价单独或联合三次采油(下面简称三采)实施低盐度注水的增产效果，全面分析增产机理，大大提高分析结果的准确性和全面性，为油田制定和实施低盐度注水方案提供准确可靠的依据。

本发明的目的通过以下技术方案来实现：

一种低盐度注水模拟实验装置及评价方法，其实验模拟、评价方法，步骤如下：

(1)液体制备：据实际原生水盐度和离子成分配制不同盐度的水，所配制的水的盐度分别为原生水的1倍、0.5倍、0.2倍、0.1倍、0.05倍、0.02倍和0.01倍的低盐度水；从现场取回原油，除去其中的固体杂质，若仅评价低盐度水的增产效果及增产机理，则配制的不同盐度的水即为实验驱替液；若需评价低盐度水与三采的联合增产效果及增产机理，则在配制完不同盐度的水后，在水中加入三采药剂，配制成三采药剂浓度相同的驱替液；

(2)制作并筛选岩心：从现场运回岩样后，钻取岩心若干，评价各岩心的孔隙度、渗透率、含油水饱和度、孔喉物理特性，选择孔隙度、渗透率、饱和度和孔吼物理特性能代表整个岩样均值水平的三块岩心作为实验对象，建立岩心原始含油水饱和度，记录其对应的孔喉物理特性数据；

(3)岩心切片和岩屑制备：从剩余的岩样中取得不同部位的岩心切片，洗净烘干，建立其原始含油水饱和度；再在岩样不同部位取得岩石块，打成碎屑；

(4)不同盐度条件下，岩石润湿性和Zeta电势的测定：在油藏温度和压力条件下，将岩心切片和岩屑依次在盐度为原生水的1倍、0.5倍、0.2倍、0.1倍、0.05倍、0.02倍和0.01倍的驱替液中老化，并测试每次老化后对应驱替液中岩心切片的润湿性和岩屑的Zeta电势，取平均值，评价润湿性和Zeta电势随盐度的变化情况；

(5)岩心驱替实验：将三块岩心装入岩心夹持器，安装调试好离子和pH值测定仪，依次注入盐度为原生水的1倍、0.5倍、0.2倍、0.1倍、0.05倍、0.02倍和0.01倍的水(或与三采联合的驱替液)；在驱替过程中，记录不同时刻的水相离子和pH值测定仪数据，并记录压力和流量数据，当无原油产出时，停止驱替并计算对应的原油采收率，收集该种驱替液驱出的原油、水和出砂；随后，更换盐度更低的驱替液，再次进行驱替实验，重复前面所述测量、记录和收集过程；

(6)岩心后续测定：驱替结束后，取出岩心，测试孔隙度、渗透率，并进行核磁共振测试或CT扫描，评价其与驱替前的变化；

(7)流出物分析：将各种盐度驱替液所驱出的油、水、出砂矿物进行分析测试，测定驱 出油的组分，水的离子成分、浓度以及pH值，矿物成分及含量，并与驱替前进行对比。

上述方法所采用的低盐度注水模拟、评价系统包括：

取样准备模块：配制驱替液，制备原油，制作、测定并筛选专为岩心驱替所需岩心，制备分析评价所用岩心切片和岩屑；

驱替模块：采用不同盐度驱替液，进行岩心驱替实验，随时监测驱替过程中岩心水相的pH值和离子变化，评价采收率；

分析模块：分析岩石的润湿性和Zeta电势，驱出油、水和出砂矿物成分。

进一步地，所述取样准备模块包括：

岩样制备单元：岩心切割机、测定岩心孔隙度、渗透率、饱和度等常规参数的仪器，测定孔喉物理特性的仪器(核磁共振仪或CT扫描仪)；

驱替液制备单元：天平、烧杯、量杯等常规配液仪器；

原油制备单元：可除去原油固体杂质和水的仪器，测定原油组分的仪器(红外光谱仪)。

进一步地，所述驱替模块包括：

热流体注入单元：注入泵、中间容器、烘箱、第一回压阀、第一压力表；

驱替单元：烘箱、岩心夹持器(3个串联)、岩心；

围压跟踪单元：环压阀、环压表、环压泵；

计量单元：水相离子及pH值测量仪、计算机、第二回压阀、第二压力表、收集计量筒。

进一步地，所述分析模块包括：

润湿性测试单元：油藏温度压力下，测试岩心切片在不同盐度水中的润湿性；

Zeta电势测试单元：在油藏温度压力下，测试岩石在不同盐度水中的Zeta电势；

驱出物分析测试单元：测定驱出原油的组分，驱出矿物的成分和驱出水的离子成分、pH值。

进一步地，应用以上步骤所得结果，评价驱替液的增产机理：

所述粘土运移的评价：从驱替实验前后岩心孔隙度、渗透率、核磁共振测试或CT扫描结果，分析孔隙结构变化情况，是否有粘土脱落、运移；从流出物出砂分析结果，分析脱落、运移的产物类型和数量，推断发生脱落和运移的粘土类型、数量；

所述润湿性反转的评价：从润湿性变化、Zeta电势变化、驱替实验前后岩心孔隙度、渗透率变化和油相组分变化的对比中得出；

所述矿物溶解的评价：从驱替实验前后岩心孔隙度、渗透率、核磁共振测试或CT扫描结果，分析孔隙结构变化情况，是否有矿物溶解；从驱出水的分析测试结果，分析矿物溶解类型和数量；润湿性和Zeta电势的变化也能从侧面反映出矿物溶解的情况；

所述多组分离子交换、双电层扩散的评价：从Zeta电势的变化、实时的离子和pH值变化、驱出水的分析测试结果和油相组分变化综合分析得出；

所述pH值的改变的评价：从实时的离子和pH值变化测定仪数据、驱出水的分析测试结果和油相组分变化综合分析得出；

各类增产机理与测试对象及测试时段的关系见表1：

表1

本发明具有以下优点：

通过在油藏条件下，针对不同盐度驱替液进行驱替实验，评价采收率提高效果，测试驱替路线中水相的pH值和离子成分，并分析驱出物性质，同时测试不同驱替液对岩石的润湿性和Zeta电势的影响，评价增产效果，全面分析低盐度注水或联合驱替液的增产机理，大大提高分析结果的准确性和全面性，为油田制定和实施低盐度注水方案提供准确可靠的依据。

本发明可研究低盐度注水增产机理，其研究方向可分为以下几点：

1.模拟低盐度注水过程，评价不同盐度水的增产效果，得到低盐度注水的增产机理；

2.模拟评价低盐度注水与其他三采方法的联合作用过程，评价联合增产效果，分析联合作用的增产机理。

附图说明

图1为本发明方法及步骤示意图；

图2为本发明驱替模块结构示意图。

图中，1-注入泵，2-阀门，3-烘箱，4-水中间容器，5-第一回压阀，6-第一压力表，7-岩 心夹持器，8-烘箱，9-水相离子及pH值测定仪，10-计算机，11-第二压力表，12-第二回压阀，13-分离收集器，14-环压阀，15-环压表。

具体实施方式

下面结合实施例和附图对本发明做进一步的描述，本发明的保护范围不局限于以下所述：

实施例1：

本实施例是对模拟低盐度注水过程及评价方法的说明。图1展示了所述方法包括的步骤，表1展示了所述方法研究的各类机理与测试对象及测试时间的关系：

(1)水和原油的制备：据实际原生水盐度和离子成分配制不同盐度的水，分别为原生水，盐度为原生水的0.5倍、0.2倍、0.1倍、0.05倍、0.02倍和0.01倍的低盐度水；从现场取回原油，除去其中的固体杂质；

(2)制作并筛选岩心：从现场运回岩样后，钻取岩心若干；测试分析各岩心的孔隙度、渗透率、含油水饱和度、孔喉物理特性，评价其孔喉物理特性。选择孔隙度、渗透率、饱和度和孔吼物理特性能代表整个岩样均值水平的三块岩心作为实验对象，建立原始含油水饱和度；

(3)岩心切片和岩屑制备：从剩余的岩样中取得不同部位的岩心切片，洗净烘干，建立其原始含油水饱和度；再在岩样不同部位取得岩石块，打成碎屑；

(4)不同盐水条件下，岩石润湿性和Zeta电势的测定：在油藏的温度和压力条件下，将岩心切片依次在盐度为原生水的1倍、0.5倍、0.2倍、0.1倍、0.05倍、0.02倍和0.01倍的水中老化，并测试每次老化后对应盐水中岩石的润湿性和Zeta电势，取平均值，评价润湿性和Zeta电势随盐水盐度的变化情况；

(5)岩心驱替实验：将三块岩心装入岩心夹持器，安装调试好离子和pH值测定仪，依次注入盐度为原生水的1倍、0.5倍、0.2倍、0.1倍、0.05倍、0.02倍和0.01倍的水；在每种水驱条件下，记录不同时刻的水相离子和pH值测定仪数据，并记录压力和流量数据，当无原油产出时，停止驱替并计算对应的原油采收率，收集驱出的原油、水和出砂；随后，更换盐度更低的注入水，再次进行水驱实验，重复前面所述测量、记录和收集过程；

(6)岩心后续测定：水驱结束后，取出岩心，测定孔隙度、渗透率，并进行核磁共振测试或CT扫描，评价其与驱替前的变化；

(7)流出物分析：将各种盐度水所驱出的油、水、出砂矿物进行分析测试，测定驱出油的组分，水的离子成分、浓度以及pH值，矿物成分及含量，并与驱替前进行对比；

(8)由前述实施例步骤，评价低盐度注水增产效果；

(9)按表1所列增产机理与所测试对象及测试时间的关系，分析低盐度注水增产机理。

实施例2：

本实施例是模拟低盐度注水与其他三采方法联合的过程及评价方法的说明。图1展示了所述方法包括的步骤，表1展示了所述方法研究的各类机理与测试对象及测试时间的关系：

(1)水和原油的制备：据实际原生水盐度和离子成分配制不同盐度的水，盐度分别为原生水的0.5倍、0.2倍、0.1倍、0.05倍、0.02倍和0.01倍的低盐度水；从现场取回原油，除去其中的固体杂质；

(2)驱替液制备：在水中加入三采药剂，配制成三采药剂浓度相同的驱替液；

(3)制作并筛选岩心：从现场运回岩样后，钻取岩心若干；测定各岩心的孔隙度、渗透率、含油水饱和度、孔喉物理特性，选择能代表整个岩样均值水平的三块岩心作为实验对象，建立原始含油水饱和度，记录其对应的核磁共振测试或CT扫描数据；

(4)不同驱替液条件下，岩石润湿性和Zeta电势的测定：从剩余的岩样中取得不同部位的岩心切片，洗净烘干，建立其原始含油水饱和度。在油藏的温度和压力条件下，将岩心切片依次在不同的驱替液中老化，并测定每次老化后对应盐水中岩石的润湿性和Zeta电势，取平均值，记录润湿性和Zeta电势随盐水盐度的变化情况；

(5)岩心驱替实验：将三块岩心装入岩心夹持器，安装调试好离子和pH值测定仪，依次注入盐度为原生水的1倍、0.5倍、0.2倍、0.1倍、0.05倍、0.02倍和0.01倍的驱替液；在驱替过程中，记录不同时刻的水相离子和pH值测定仪数据，并记录压力和流量数据，当无原油产出时，停止驱替并计算对应的原油采收率，收集该种驱替液驱出的原油、水和出砂；随后，更换盐度更低的驱替液，再次进行水驱替实验，重复前面所述测量、记录和收集过程；

(6)岩心后续测定：驱替结束后，取出岩心，测定孔隙度、渗透率，并进行核磁共振测试或CT扫描，评价其与驱替前的变化；

(7)流出物分析：将各种驱替液所驱出的油、水、出砂矿物进行分析测试，并与驱替前进行对比；

(8)由前述实施例步骤，评价驱替液增产效果；

(9)按表1所列增产机理与所测试对象及测试时间的关系，分析低盐度注水与其他三采方法联合的增产机理。

Claims (3)

1.一种低盐度注水实验模拟方法，该方法由以下步骤组成：

(1)液体制备：根据实际原生水的盐度和离子成分配制不同盐度的水，分别为盐度为原生水的1倍、0.5倍、0.2倍、0.1倍、0.05倍、0.02倍和0.01倍的低盐度水；从现场取回原油，除去其中的固体杂质；若仅评价低盐度水的增产效果及增产机理，则所配不同盐度的水即为实验驱替液；若需评价低盐度水与三次采油的联合增产效果及增产机理，则在配制完不同盐度的水后，在水中加入三次采油药剂，配制成三次采油药剂浓度相同的驱替液；

(2)制作并筛选岩心：从现场运回岩样后，钻取岩心若干；采用核磁共振仪或CT扫描仪评价各岩心的孔隙度、渗透率、含油水饱和度、孔喉物理特性，选择三块岩心作为实验对象，建立岩心原始含油水饱和度，这三块岩心孔隙度、渗透率、含油水饱和度和孔喉物理特性能代表整个岩样的的均值水平；

(3)岩心切片和岩屑制备：从剩余的岩样中取得不同部位的岩心切片，洗净烘干，建立其原始含油水饱和度；再在岩样不同部位取得岩石块，打成碎屑；

(4)不同盐度条件下，岩石润湿性和Zeta电势的测定：在油藏温度和压力条件下，将岩心切片和岩屑依次在盐度为原生水的1倍、0.5倍、0.2倍、0.1倍、0.05倍、0.02倍和0.01倍的驱替液中老化，并测定每次老化后对应驱替液中岩心切片的润湿性和岩屑的Zeta电势，取平均值，评价润湿性和Zeta电势随盐度的变化情况；

(5)岩心驱替实验：将三块岩心装入岩心夹持器，安装调试好水相离子及pH值测定仪，依次注入盐度为原生水的1倍、0.5倍、0.2倍、0.1倍、0.05倍、0.02倍和0.01倍的水，或与三次采油联合的驱替液；在驱替过程中，记录不同时刻的水相离子及pH值测定仪数据，并记录压力和流量数据，当无原油产出时，停止驱替并计算对应的原油采收率，收集该种驱替液驱出的原油、水和出砂；随后，更换盐度更低的驱替液，再次进行驱替实验，重复前面所述测量、记录和收集过程；

(6)岩心后续测定：驱替结束后，取出岩心，进行核磁共振测试或CT扫描，以测试孔隙度、渗透率，来评价其与驱替前的变化；

(7)流出物分析：将各种盐度驱替液所驱出的油、水、出砂矿物进行分析，分别测试水相离子成分、离子浓度、油相组分、出砂矿物成分和数量，并与驱替前进行对比；

所述低盐度注水实验模拟方法，需要采用低盐度注水实验模拟装置，所述低盐度注水实验模拟装置包括取样准备模块、驱替模块、分析模块；其中：

所述取样准备模块包括：岩样制备、驱替液制备和原油制备三个单元；其中，岩样制备单元包括：岩心切割机、核磁共振仪或CT扫描仪；驱替液制备单元包括：天平、烧杯、量杯；原油制备单元包括：可除去原油固体杂质的仪器、红外光谱仪；

所述驱替模块包括热流体注入单元、驱替单元、围压跟踪单元和计量单元；其中，热流体注入单元包括：注入泵(1)、中间容器(4)、烘箱(3)、第一回压阀(5)、第一压力表(6)；驱替单元包括：烘箱(8)、三个串联的岩心夹持器(7)、岩心；围压跟踪单元包括：环压阀(14)、环压表(15)、所述注入泵(1)；计量单元包括：水相离子及pH值测定仪(9)、计算机(10)、第二回压阀(12)、第二压力表(11)、收集计量筒(13)；

所述分析模块包括：润湿性测试单元，Zeta电势测定单元和驱出物分析测试单元；

所述注入泵(1)出口端设有阀门，通过阀门(2)后的管线并联到三个串联的岩心夹持器(7)的侧面以及中间容器(4)入口端，注入泵(1)到岩心夹持器(7)侧面的管线上分别设有环压阀(14)、环压表(15)，中间容器(4)和三个串联的岩心夹持器(7)外设有烘箱(8)，中间容器(4)出口连接到岩心夹持器(7)的入口端，中间容器(4)出口后设有阀门(2)，并旁接有第一压力表(6)，第一压力表(6)的管线上设有第一回压阀(5)，三个串联的岩心夹持器(7)出口端连接到分离收集器(13)，岩心夹持器(7)出口端到分离收集器(13)之间的管线设有带第二回压阀(12)的第二压力表(11)；所述驱替模块的驱替单元的三个串联的岩心夹持器(7)，每个岩心夹持器(7)两端都设有旁接管线，共计四条，四条旁接管线上均设有阀门(2)和水相离子及pH值测定仪(9)，再和计算机(10)相连，以随时监测驱替实验中油藏温度压力下水相离子成分、浓度和pH值的变化。

2.根据权利要求1所述的一种低盐度注水实验模拟方法，其特征在于，步骤(5)对每种驱替液采用从低到高不同的驱替速度，以确保此种驱替液能充分驱替原油。

3.一种应用权利要求1所述实验模拟方法的低盐度注水实验评价方法，其特征在于：从粘土运移、润湿性反转、矿物溶解、离子交换、pH值改变、双电层扩散这些增产机理着手，全面分析低盐度注水增产机理或其与三次采油联合后的增产机理，评价其增产效果；其中，各增产机理与测试对象及测试时间的关系如下表：

所述粘土运移的评价：从驱替实验前后采用核磁共振测试或CT扫描测得的岩心孔隙度、渗透率结果，分析孔隙结构变化情况，分析是否有粘土脱落、运移；从流出物出砂分析结果，分析脱落、运移的产物类型和数量，推断发生脱落和运移的粘土类型、数量；

所述润湿性反转的评价：从润湿性变化、Zeta电势变化、驱替实验前后岩心孔隙度、渗透率变化和油相组分变化得出；

所述矿物溶解的评价：从核磁共振测试或CT扫描结果分析驱替实验前后岩心孔隙度、渗透率，分析孔隙结构变化情况，是否有矿物溶解；从驱出水的分析测试结果，评价矿物溶解类型和数量；润湿性和Zeta电势的变化也能从侧面反映出矿物溶解的情况；

所述离子交换、双电层扩散的评价：从Zeta电势的变化、实时的离子和pH值变化、驱出水的分析测试结果和油相组分变化综合分析得出；

所述pH值的改变的评价：从实时的水相离子及pH值测定仪数据、驱出水的分析测试结果和油相组分变化综合分析得出。