CN105807001B - 一种油层水锁伤害的评价方法 - Google Patents
一种油层水锁伤害的评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105807001B CN105807001B CN201610186340.7A CN201610186340A CN105807001B CN 105807001 B CN105807001 B CN 105807001B CN 201610186340 A CN201610186340 A CN 201610186340A CN 105807001 B CN105807001 B CN 105807001B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water
- pressure
- core
- rock core
- oil
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
Abstract
本发明公开了一种油层水锁伤害的评价方法。通过恒压水侵法比较水侵前后油相启动压力的大小,来定量表征油层水锁伤害程度,包括如下步骤:(1)对待评价储层岩心进行预处理;(2)岩心孔隙体积测定;(3)岩心饱和地层水;(4)岩心饱和原油;(5)恒泵压正向注原油并测定油相启动压力;(6)反向注水,模拟水侵过程;(7)恒泵压正向注原油排水,测定油相启动压力;(8)通过比较步骤(5)与步骤(7)中水侵前后油相启动压力的大小,定量表征储层水锁伤害程度。相对于常用的恒流量注入法,本发明更为准确地表征了入井液水相滤失对储层造成的水锁伤害程度。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发水基修井液作业技术领域,具体涉及一种油层水锁伤害评价方法。
背景技术
使用水基修井液作业的过程中,由于井筒净压差过大或储层岩石毛细管自吸作用,会导致水基修井液侵入储层,由此发生水锁、乳化等界面现象。开井生产时欲使油相驱动水相流向井筒,就必须克服毛管阻力。如果产层的能量不足以克服上述阻力,就不能把水段塞驱动,即产生“水锁伤害”。
恒流量注入法是现阶段常用的油层水锁伤害评价方法。该方法设定注入流体流量为定值,通过比较水侵前后驱替过程中峰值压力升高与否来判断是否存在水锁现象。然而此种方法只能对是否产生水锁伤害进行定性描述,无法定量的表征油层水锁伤害程度。
发明内容
本发明的目的是提供一种油层水锁伤害评价方法,通过比较水侵前后油相启动压力的大小,定量表征油层水锁伤害程度。
为了实现上述目的,本发明采用恒压水侵法,具体包括以下步骤:
(1)对待评价储层岩心进行预处理:通过蒸馏抽提法将待评价岩心抽提干净,抽提所用溶剂为甲苯、石油醚和无水乙醇的混合溶剂,其质量比为甲苯︰石油醚︰无水乙醇=2︰1︰1;按照SYT 5336-2006的要求烘干待评价岩心至恒重。
(2)岩心孔隙体积测定:用液体饱和法测定岩心孔隙体积,清洁、干燥岩心称重,用已知密度的流体饱和岩心后再称重,通过公式获得待评价岩心孔隙体积。
以上公式中,Vp为待评价岩心孔隙体积;W2为饱和流体后岩心的质量;W1为清洁、干燥岩心的质量;ρl为流体密度。
(3)岩心饱和地层水:饱和岩心所需水样为待评价储层的同层地层水,将岩心装入夹持器中,连接驱替流程,在地层温度下驱替至管线末端有水排出。
(4)岩心饱和原油:饱和岩心所需油样为待评价储层的原油,将岩心装入夹持器中,连接驱替流程,在地层温度下驱替至管线末端有油排出。
(5)恒泵压正向注原油并测定原始油相启动压力。
(6)反向注水,模拟水侵过程。
(7)恒泵压正向注原油排水,测定油相启动压力。
所述步骤(5)、步骤(6)和步骤(7)中驱替试验按以下要求进行:将岩心装入夹持器中,连接驱替流程,在地层温度下注流体至岩心入口压力平衡;所述步骤(5)和步骤(7)的恒泵压,其筛选方法为设定一组逐级增大的泵压,依次进行驱替试验,若在某一泵压下管线末端恰好开始有液体排出,此泵压即为所选定的泵压。分别测定步骤(5)和步骤(7)中管线末端开始有液体排出时的岩心入口压力,记为油相启动压力。
(8)通过比较步骤(5)与步骤(7)中水侵前后油相启动压力的大小,定量表征油层水锁伤害程度。
所述步骤(3)~步骤(7)中驱替试验按以下要求进行:每进行完一步试验,需关闭岩心入口端阀门,打开岩心出口端阀门,平衡1h后进行下一步试验。
与现有技术相比,本发明的有益效果是:
相对于恒流量注入法的定性表征,本发明采用恒压水侵法,通过比较水侵前后油相启动压力的大小,定量表征了入井液水相滤失对储层的水锁伤害程度。
具体实施方式
下面结合具体实施方式对本发明作进一步的说明,但本发明的保护范围并不限于此。
实施例1
一种油层水锁伤害评价方法,其包括以下步骤:
(1)对岩心进行预处理:通过蒸馏抽提法将2-1#岩心抽提干净,抽提所用溶剂为甲苯、石油醚和无水乙醇的混合溶剂,其质量比为甲苯︰石油醚︰无水乙醇=2︰1︰1;按照SYT5336-2006的要求将岩心2-1#烘干至恒重。
(2)用液体饱和法测定2-1#岩心的孔隙体积。将清洁、干燥的岩心称重,得岩心质量W1=80.275g。用蒸馏水(ρl=1g/cm3)饱和岩心后再称重,得岩心质量W2=88.732g。通过公式获得2-1#岩心的孔隙体积Vp=8.457cm3。
(3)岩心饱和地层水:饱和岩心所需水样为待评价储层的同层地层水,将2-1#岩心装入夹持器中,连接驱替流程,在70℃下驱替至管线末端有水排出。
(4)岩心饱和原油:饱和岩心所需油样为待评价储层的原油,将2-1#岩心装入夹持器中,连接驱替流程,在70℃下驱替至管线末端有油排出。
(5)以恒定泵压700kPa,正向注原油,测定管线末端开始有液体排出时的岩心入口压力,即为油相启动压力。
(6)反向注水0.3PV/0.6PV/1.0PV,模拟水侵过程。
(7)恒定泵压为700kPa,正向注原油排水,测定管线末端开始有液体排出时的岩心入口压力,即为油相启动压力。
所述步骤(5)、步骤(6)和步骤(7)中驱替试验按以下要求进行:将岩心2-1#装入夹持器中,连接驱替流程,在70℃下恒泵压注流体至岩心入口压力平衡;所述步骤(5)和步骤(7)泵压,其筛选方法为:设定一组逐级增大的泵压,依次为600kPa、650kPa、700kPa和750kPa,驱替试验测得当泵压为700kPa时,管线末端恰好开始有液体排出,700kPa即为所选定的泵压。步骤(5)中油相原始启动压力为0.056MPa,步骤(7)中水侵后油相启动压力分别为0.120MPa/0.124MPa/0.103MPa;
(8)通过比较步骤(5)与步骤(7)中水侵前后油相启动压力的大小,定量表征油层水锁伤害程度。
其中所述步骤(3)~步骤(7)中驱替试验按以下要求进行:每进行完一步试验,需关闭岩心入口端阀门,打开岩心出口端阀门,平衡1h后进行下一步试验。
按上述评价方法,得到2-1#岩心油相启动压力随水侵体积的变化情况,如表1所示。
表1 2-1#岩心油相启动压力随水侵体积的变化情况
从表1可以得出,在侵入不同PV数的水后,岩心的油相启动压力均大幅度提高,岩心水锁伤害较为严重。
Claims (1)
1.一种油层水锁伤害的评价方法,具体包括以下步骤:
(1)对待评价储层岩心进行预处理:通过蒸馏抽提法将待评价岩心抽提干净,抽提所用溶剂为甲苯、石油醚和无水乙醇的混合溶剂,其质量比为甲苯︰石油醚︰无水乙醇=2︰1︰1;按照SYT 5336-2006的要求烘干待评价岩心至恒重;
(2)岩心孔隙体积测定:用液体饱和法测定岩心孔隙体积;清洁、干燥岩心称重,用已知密度的流体饱和岩心后再称重,通过公式获得待评价岩心孔隙体积;Vp为待评价岩心孔隙体积,W2为饱和流体后岩心的质量,W1为清洁、干燥岩心的质量,ρl为流体密度;
(3)岩心饱和地层水:饱和岩心所需水样为待评价储层的同层地层水,将岩心装入夹持器中,连接驱替流程,在地层温度下驱替至管线末端有水排出;
(4)岩心饱和原油:饱和岩心所需油样为待评价储层的原油,将岩心装入夹持器中,连接驱替流程,在地层温度下驱替至管线末端有油排出;
(5)恒泵压正向注原油并测定原始油相启动压力;
(6)反向注水,模拟水侵过程;
(7)恒泵压正向注原油排水,测定油相启动压力;
所述步骤(5)、步骤(6)和步骤(7)中驱替试验按以下要求进行:将岩心装入夹持器中,连接驱替流程,在地层温度下注流体至岩心入口压力平衡;所述步骤(5)和步骤(7)泵压,其筛选方法为:设定一组逐级增大的泵压,依次进行驱替试验,若在某一泵压下管线末端恰好开始有液体排出,此泵压即为所选定的泵压;分别测定步骤(5)和步骤(7)中管线末端开始有液体排出时的岩心入口压力,记为油相启动压力;
(8)通过比较步骤(5)与步骤(7)中水侵前后油相启动压力的大小,定量表征油层水锁伤害程度;
所述步骤(3)~步骤(7)中驱替试验按以下要求进行:每进行完一步试验,需关闭岩心入口端阀门,打开岩心出口端阀门,平衡1h后进行下一步试验。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201610186340.7A CN105807001B (zh) | 2016-03-29 | 2016-03-29 | 一种油层水锁伤害的评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201610186340.7A CN105807001B (zh) | 2016-03-29 | 2016-03-29 | 一种油层水锁伤害的评价方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN105807001A CN105807001A (zh) | 2016-07-27 |
CN105807001B true CN105807001B (zh) | 2017-09-05 |
Family
ID=56453840
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201610186340.7A Expired - Fee Related CN105807001B (zh) | 2016-03-29 | 2016-03-29 | 一种油层水锁伤害的评价方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN105807001B (zh) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111044712B (zh) * | 2019-12-31 | 2022-02-08 | 西南石油大学 | 一种页岩水相圈闭损害综合评价方法 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN201984002U (zh) * | 2011-02-23 | 2011-09-21 | 黑龙江科技学院 | 外液侵入条件下水锁实验装置 |
CN102252948A (zh) * | 2011-06-10 | 2011-11-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 泥页岩孔隙度测定方法 |
CN102288732A (zh) * | 2011-07-27 | 2011-12-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 快速评价特低渗透气藏水锁的方法 |
CN104075959A (zh) * | 2013-03-28 | 2014-10-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 泥页岩油水饱和度精确测试方法 |
CN105319329A (zh) * | 2015-12-06 | 2016-02-10 | 西南石油大学 | 致密砂岩气藏水锁损害及电加热解除水锁模拟装置与方法 |
-
2016
- 2016-03-29 CN CN201610186340.7A patent/CN105807001B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN201984002U (zh) * | 2011-02-23 | 2011-09-21 | 黑龙江科技学院 | 外液侵入条件下水锁实验装置 |
CN102252948A (zh) * | 2011-06-10 | 2011-11-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 泥页岩孔隙度测定方法 |
CN102288732A (zh) * | 2011-07-27 | 2011-12-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 快速评价特低渗透气藏水锁的方法 |
CN104075959A (zh) * | 2013-03-28 | 2014-10-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 泥页岩油水饱和度精确测试方法 |
CN105319329A (zh) * | 2015-12-06 | 2016-02-10 | 西南石油大学 | 致密砂岩气藏水锁损害及电加热解除水锁模拟装置与方法 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
低渗砂岩储层正压射孔中水锁损害试验研究;贾虎等;《石油钻探技术》;20100331;第38卷(第2期);全文 * |
气藏水锁伤害及解除措施实验研究;白方林;《石油化工应用》;20101031;第29卷(第10期);全文 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN105807001A (zh) | 2016-07-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Papadimitriou et al. | Experimental investigation of asphaltene deposition mechanism during oil flow in core samples | |
Chen et al. | Effect of displacement rates on fluid distributions and dynamics during water flooding in tight oil sandstone cores from nuclear magnetic resonance (NMR) | |
Ma et al. | Characterization of wettability from spontaneous imbibition measurements | |
Kyte et al. | Linear waterflood behavior and end effects in water-wet porous media | |
Lu et al. | Enhanced heavy oil recovery after solution gas drive by water flooding | |
Harris | Dynamic fluid-loss characteristics of CO2-foam fracturing fluids | |
CN108694255B (zh) | 一种超临界气相驱替介质-凝析油气平衡相行为评价方法 | |
Mosavat et al. | Developing new Corey-based water/oil relative permeability correlations for heavy oil systems | |
CN105807001B (zh) | 一种油层水锁伤害的评价方法 | |
CN104632158A (zh) | 二氧化碳混相驱条件下油井受效阶段划分及判别方法 | |
Tangirala et al. | Investigation of oil production and flowback in hydraulically-fractured water-wet formations using the Lab-on-a-Chip method | |
Ding et al. | Potential to enhance CO2 flooding in low permeability reservoirs by alcohol and surfactant as co-solvents | |
Hatzignatiou et al. | Polymer flow through water-and oil-wet porous media | |
Yanjie et al. | Lower limit of tight oil flowing porosity: Application of high-pressure mercury intrusion in the fourth Member of Cretaceous Quantou Formation in southern Songliao Basin, NE China | |
Hu et al. | Killing fluid loss mechanism and productivity recovery in a gas condensate reservoir considering the phase behavior change | |
Chen et al. | Enhancing heavy-oil recovery by using middle carbon alcohol-enhanced hot polymer flooding | |
CN107828401B (zh) | 一种增强co2与原油互溶、降低原油粘度的驱油添加剂 | |
NO20180723A1 (en) | Apparatus and Methods for determining in real-time Efficiency of Extracting Gas from Drilling Fluid at Surface | |
Tjandra et al. | Effect of drying-wetting process on friction capacity and adhesion factor of pile foundation in clayey soil | |
Zhichun et al. | Numerical well test analysis for polymer flooding considering the non-Newtonian behavior | |
WO2015157156A1 (en) | Systems and methods for accelerating production of viscous hydrocarbons in a subterranean reservoir with emulsions comprising chemical agents | |
CN113189309A (zh) | 一种反凝析油饱和度的确定方法 | |
Moghadasi et al. | Use of X-Ray Saturation Measurements in Flowthrough Investigations for the Characterization of Two-and Three-Phase Relative Permeability of Carbonate Rock | |
Torabi et al. | Performance of CO2 huff-and-puff process in fractured media (experimental results) | |
Ding et al. | Capillary number correlations for gas-liquid systems |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20170905 Termination date: 20180329 |
|
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |