CN106053761A - 一种采用数字岩心模拟评估采油方案的方法 - Google Patents

一种采用数字岩心模拟评估采油方案的方法 Download PDF

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CN106053761A CN201610511137.2A CN201610511137A CN106053761A CN 106053761 A CN106053761 A CN 106053761A CN 201610511137 A CN201610511137 A CN 201610511137A CN 106053761 A CN106053761 A CN 106053761A
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Abstract

本发明涉及一种采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，其包括如下步骤：扫描岩心样品，以获取该岩心样品的横截面的二维图像；三维重构该岩心样品的横截面的二维图像，并读取表征岩心多孔介质的参数；依据该表征岩心多孔介质的参数设置初始条件，并采用波尔兹曼网格法，依据该初始条件进行采油岩心驱替实验的数值模拟，该驱替实验采用驱替液注入该岩心多孔介质中；以及根据该数值模拟计算获得产油量、产水量，并模拟残余油饱和度随驱替液注入体积变化的曲线，以及依据该产油量、该产水量及该曲线选择采油方案。本发明采用数字岩心模拟评估采油方案的方法可准确、快速定量评价产油效果。

Description

一种采用数字岩心模拟评估采油方案的方法
技术领域
本发明涉及一种采用数字岩心模拟评估采油方案的方法。
背景技术
在石油和天然气开采过程中，70%的油田处于高含水期开采阶段，综合采收率仅为32％左右，这将意味着仍有六成以上的石油“留守”地下。一次采油是指利用油层能量开采石油；二次采油是指向油层注入水、气，给油层补充能量开采石油；三次采油是指利用物理或化学等手段提高原油采收率。采油技术主要包括化学驱、气驱和热力驱等，通过降低油/水界面张力、改变岩石润湿性、改变油/水粘度比以及混相等高于原油增产的效果。不同油田因其岩石流体物性差异，所适用的三采技术不尽相同。因此，根据油藏地质特征优选采油方案，以提高原油采收率是石油行业作为研究工作的重点目标。
传统的采油方案是在实验室通过岩心驱替实验进行。然这种方法存在测试费用高和耗时长等问题，从而制约采油技术的推广应用，进一步制约油田采收率的提升。
数字岩心模拟是当前石油天然气勘探开发领域的最新前沿技术之一。采用岩石图像扫描和分辨技术，结合高性能岩石流体并行计算，可提供更加方便、快捷、准确和廉价的岩心驱替实验平台。
目前，数字岩心模拟计算方法大多使用孔隙网格法（Pore Network Model）。这种方法可对岩石多孔介质中油/水两相渗流进行模拟（Blunt Martin J, etc. Pore-scaleimaging and modelling[J]. ADVANCES IN WATER RESOURCES(51): 197-216,2013.），虽然计算速度较快，但是将真实三维孔隙结构简化成管道和球相连的模型，无法对油/水/岩石交互作用进行准确模拟，例如无法直接模拟油/水界面张力和岩石润湿性变化，因此，无法对采油驱替实验进行有效的数值模拟评价。
发明内容
鉴于以上内容，有必要提供一种准确、快速的采用数字岩心模拟评估采油方案的方法。
一种采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，其包括如下步骤：
扫描岩心样品，以获取该岩心样品的横截面的二维图像；
三维重构该岩心样品的横截面的二维图像，并读取表征岩心多孔介质的参数；
依据该表征岩心多孔介质的参数设置初始条件，并采用波尔兹曼网格法，依据该初始条件进行采油岩心驱替实验的数值模拟，该驱替实验采用驱替液注入该岩心多孔介质中；以及
根据该数值模拟计算获得产油量、产水量，并模拟残余油饱和度随驱替液注入体积变化的曲线，以及依据该产油量、该产水量及该曲线选择采油方案。
将该岩心多孔介质的横截面的二维图像转换为波尔兹曼网格参数，以得到该表征岩心多孔介质的参数。
还包括模拟驱替效率随驱替液注入体积变化的曲线，以进一步对该采油方案进行评估。
该驱替液注入体积具有一阈值，当高于该阈值时，该驱替效率和残余油饱和度的变化幅度趋于平稳。
该数值模拟包括油水界面张力变化模拟、油水接触角变化模拟及驱替相与被驱替相之间的粘度变化模拟。
该油水界面张力变化的范围是0-10 dyn/cm。
该油水界面张力变化模拟为可视化模拟，随着该油水界面张力下降，该岩心多孔介质内发生乳化，乳状液滴的尺寸为0.5um至1um。
该油水接触变化模拟的范围是30°至150°。
该驱替相与该被驱替相的粘度比范围是0.05至20。
该驱替相为水，该被驱替相为油。
相较现有技术，上述采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，通过采油岩心驱替实验的数值模拟，并根据该数值模拟计算获得产油、产水量，并模拟残余油饱和度随驱替液注入体积变化的曲线，从而对采油方案进行参数选择及预测效果进行评估。因此，本发明的采油方案评估能够准确、快速定量评价产油效果。
附图说明
图1是本发明的一较佳实施例的采用数字岩心模拟评估采油方案的方法的流程图。
图2是本发明实施例1的驱替液注入体积为0.02 PV的油水分布示意图。
图3是本发明实施例1的驱替液注入体积为0.1 PV的油水分布示意图。
图4是本发明实施例1的驱替效率和残余油饱和度随驱替液注入体积数变化的曲线图。
图5是本发明实施例2的驱替液注入体积为0.02 PV的油水分布示意图。
图6是本发明实施例2的驱替液注入体积为0.1 PV的油水分布示意图。
图7是本发明实施例1和实施例2的驱替效率和残余油饱和度随驱替液注入体积数变化的曲线图。
图8是本发明实施例3的驱替液注入体积为0.02 PV的油水分布示意图。
图9是本发明实施例3的驱替液注入体积为0.1 PV的油水分布示意图。
图10是本发明实施例1和实施例3的驱替效率和残余油饱和度随驱替液注入体积数变化的曲线图。
图11是本发明实施例4的驱替液注入体积为0.02 PV的油水分布示意图。
图12是本发明实施例4的驱替液注入体积为0.1 PV的油水分布示意图。
图13是本发明实施例1和实施例4的驱替效率和残余油饱和度随驱替液注入体积数变化的曲线图。
主要元件符号说明
步骤 S10，S20，S30，S40，S50
如下具体实施方式将结合上述附图进一步说明本发明。
具体实施方式
请参阅图1，本发明的一较佳实施例的采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，其包括以下步骤：
S10、选取并扫描岩心样品，并获得该岩心样品的横截面的二维图像。
在本实施例中，该扫描采用微计算机断层扫描技术（micro computedtomography，Micro-CT）进行扫描。
可以理解的，该Micro-CT扫描的分辨率的范围为0.5微米至3微米，该扫描后的岩心样品选取有效物理体积的范围为1毫米x 1毫米x 1毫米至1毫米x 1毫米x 3毫米。
在本实施例中，该Micro-CT扫描的分辨率为3微米，该扫描后的岩心样品选取有效物理体积为1毫米x 1毫米x 3毫米。
本领域技术人员能够理解的，该岩心样品的Micro-CT扫描图像是由该岩心样品图像和黑色背景组成的灰度图像，由于该岩心样品图像的灰度值与背景灰度值有明显差异。因此，对Micro-CT扫描图像进行二值化处理，可以得到相应的二值图像，并且可以进一步读取该岩心样品的横截面的二维图像。
S20、三维重构该岩心样品的横截面的二维图像，以获得该岩心样品的三维结构的数字文件。
进一步的，将该岩心多孔介质的横截面的二维图像转换为波尔兹曼网格参数，以得到该表征岩心多孔介质的参数。
S30、图像识别，分辨该岩心样品的三维结构的数字文件，并读取表征岩心多孔介质中的参数。
该表征岩心多孔介质的参数包括基质、孔隙度和流体空间分布。
可以理解的，该流体包括油、水或气。
S40、依据该表征岩心多孔介质的参数设置初始条件，并采用波尔兹曼网格法，依据该初始条件进行采油岩心驱替实验的数值模拟，该驱替实验采用驱替液注入该岩心多孔介质中。
在本实施例中，该驱替液为水。
可以理解的，该初始条件表示该读取的表征岩心多孔介质中的基质、孔隙度、渗透率和流体空间分布。
本领域技术人员能够理解的，该基质例如是，但不局限于中孔中渗岩心。该基质还可选用低孔低渗岩心、中孔低渗岩心、高孔高渗岩心等。
在本实施例中，该基质为中孔中渗砂岩，该孔隙度为28%，该渗透率为454毫达西（mD），该流体空间分布为油/水分布。
该中孔中渗砂岩的孔隙度范围为15%-30%，渗透率为100-500毫达西（mD）。
可以理解的，在该表征岩心多孔介质内，该油/水分布会随位置变化而变化。
该数值模拟包括油水界面张力变化模拟、岩石润湿性变化模拟、及驱替相与被驱替相之间的粘度变化模拟。
可以理解的该岩石润湿性变化模拟为油水接触角变化模拟。
在本实施例中，该数值模拟为可视化模拟，本领域技术人员能够理解的，可视化（Visualization）是利用计算机图形学和图像处理技术，将数据转换成图形或图像在屏幕上显示出来，并进行交互处理的理论、方法和技术。
该油水界面张力变化的范围是10 dyn/cm至0 dyn/cm。
可以理解的，当该油水界面张力变化值为0 dyn/cm，表示油水完全混相。
可以理解的，在可视化模拟该油水界面张力过程中，当该油水界面张力下降至一定数值后，该表征岩心多孔介质内将会发生乳化，并动态观测乳状液分布，计量该乳状液的液滴尺寸。
可以理解的，该乳化行为表示油被分散在水中，并形成乳化液的过程。此外，不同的油具有不同的理化性质，因此不同的油发生乳化的行为对油水界面张力大小也不同。
该乳状液的液滴尺寸为0.5um至1um。可以理解的，该乳状液尺寸会受到扫描的物理分辨率尺寸影响。
该油水接触角的模拟变化范围是30°至150°。可以理解的，当该油水接触角为30°时，表示强亲水状态；当该油水接触角为150°时，表示强亲油状态。
该驱替相与该被驱替相之间的粘度比范围是0.05至20。
在本实施例中，该驱替相为水，该被驱替相为油。
S50、根据该数值模拟计算产油量、产水量，并模拟残余油饱和度随驱替液注入体积变化的曲线及模拟驱替效率随驱替液注入体积变化的曲线，以及依据该产油量、该产水量及该曲线选择采油方案。
可以理解的，该驱替液注入体积具有一阈值，当高于该阈值时，该驱替效率和残余油饱和度的变化幅度趋于平稳。
可以理解的，该阈值不是固定的，该阈值会受该油/水组成影响。
本实施例中，该阈值大致为2.7PV。
在本实施例中，该驱替液为水。
可以理解的，本发明采用数字岩心模拟评估采油方案的方法可适用于二次采油方案和三次采油方案的评估和优化。
优选的，采用数字岩心模拟评估采油方案的方法用于三次采油方案的评估和优化。
本发明采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，通过采油岩心驱替实验的数值模拟，并根据该数值模拟计算获得产油量和产水量，并模拟残余油饱和度随驱替液注入体积变化的曲线，从而对采油方案进行参数选择及预测效果进行评估。因此，本发明的采油方案评估能够可准确、快速定量评价产油效果。其次，本发明的数值模拟为可视化模拟，因此本发明的评估方法不仅能够在在宏观上定量评价产油效果，进一步获得原油增产效果，同时还能够在微观上定量地、可视化地揭示岩石多孔介质内部油、水和岩石交互作用。此外，本发明的数值模拟通过对油水界面张力变化模拟、岩石润湿性变化模拟（油水接触角变化模拟）及驱替相与被驱替相之间的粘度变化模拟，从而提升了实验室岩心驱替评价水平。
下面通过具体的实施例及上述附图对本发明作进一步的详细描述，以下实施例可以使本专业技术人员更全面的理解本发明，但不以任何方式限制本发明。
实施例1
选取岩心样品，采用Micro CT扫描该岩心样品，其中该Micro CT扫描分辨率为3微米，该扫描后的岩心样品选取有效物理体积为1毫米x 1毫米x 3毫米，并读取该岩心样品的横截面的二维图像。
三维重构该岩心样品的横截面的二维图像，以获得该岩心样品的三维结构的数字文件。
图像识别，分辨该岩心样品的三维结构的数字文件，并读取表征岩心多孔介质中的参数。
依据该表征岩心多孔介质中的参数设置该初始条件的基质为中孔中渗砂岩，孔隙度为28%，渗透率为454 mD，并依据该初始条件进行采油岩心驱替实验的数值模拟。其中该油水界面张力为IFT = 10 dyn/cm，该油水接触角为150°，该驱替相水与被驱替相油的粘度比为0.05。
模拟计算获得产油、产水量，并模拟残余油饱和度随驱替液注入体积变化的曲线。
如图2和图3所示，展示了实施例1驱替液注入体积分别为0.02PV和0.1PV的油水分布，其中，透明部分表示为水，阴影部分表示为油。该驱替液随着注入体积的变大，该油的分布渐趋变小。
如图4所示，展示了实施例1驱替效率和残余油饱和度随着驱替液注入体积变化的曲线。该驱替液注入体积小于阈值时，该驱替效率随该驱替液注入体积的增大而增大，该残余油饱和度随该驱替液注入体积的增大而减小。该驱替液随着注入体积高于阈值时，该驱替效率和残余油饱和度的变化幅度趋于平稳。在实施例1中，该阈值大致为2.8PV。
实施例2
选取岩心样品，采用Micro CT扫描该岩心样品，其中该Micro CT扫描分辨率为3微米，该扫描后的岩心样品选取有效物理体积为1毫米x 1毫米x 3毫米，并读取该岩心样品的横截面的二维图像。
三维重构该岩心样品的横截面的二维图像，以获得该岩心样品的三维结构的数字文件。
图像识别，分辨该岩心样品的三维结构的数字文件，并读取表征岩心多孔介质中的参数。
依据该表征岩心多孔介质中的参数设置该初始条件的基质为中孔中渗砂岩，孔隙度为28%，渗透率为454 mD，并依据该初始条件进行采油岩心驱替实验的数值模拟。其中该油水界面张力( interfacial tension, IFT)为0.001 dyn/cm，该油水接触角为150°，该驱替相水与被驱替相油的粘度比为0.05。
模拟计算获得产油、产水量，并模拟残余油饱和度随驱替液注入体积变化的曲线。
如图5和图6所示，展示了实施例2驱替液注入体积分别为0.02PV和0.1PV的油水分布，其中，透明部分表示为水，阴影部分表示为油。该驱替液随着注入体积的变大，该油的分布渐趋变小。相较于图2和图3，可知该油水界面张力会影响该油水分布。
如图7所示，展示了实施例2的驱替效率和残余油饱和度随着驱替液注入体积变化的曲线。该驱替液注入体积小于阈值时，该驱替效率随该驱替液注入体积的增大而增大，该残余油饱和度随该驱替液注入体积的增大而减小。该驱替液随着注入体积高于阈值时，该驱替效率和残余油饱和度的变化幅度趋于平稳。在实施例2中，该阈值大致为2.7PV。
相较于实施例1的驱替效率和残余油饱和度随着驱替液注入体积变化的曲线，当该油水接触角和该驱替相水与被驱替相油的粘度比的模拟值一致时，该驱替效率和残余油饱和度会随该油水界面张力的改变而改变。如图7所示，在该驱替液注入体积相同的情况下，该油水界面张力减小，该驱替效率会增大，该残余油饱和度会随之减小。由此可见，该油水界面张力的大小会影响产油量大小，也即该油水界面张力越大，产油量越小。
实施例3
选取岩心样品，采用Micro CT扫描该岩心样品，其中该Micro CT扫描分辨率为3微米，该扫描后的岩心样品选取有效物理体积为1毫米x 1毫米x 3毫米，并读取该岩心样品的横截面的二维图像。
三维重构该岩心样品的横截面的二维图像，以获得该岩心样品的三维结构的数字文件。
图像识别，分辨该岩心样品的三维结构的数字文件，并读取表征岩心多孔介质中的参数。
依据该表征岩心多孔介质中的参数设置该初始条件的基质为中孔中渗砂岩，孔隙度为28%，渗透率为454 mD，并依据该初始条件进行采油岩心驱替实验的数值模拟。其中该油水界面张力为IFT = 10 dyn/cm，该油水接触角为30°，该驱替相水与被驱替相油的粘度比为0.05。
模拟计算获得产油、产水量，并模拟残余油饱和度随驱替液注入体积变化的曲线。
如图8和图9所示，展示了实施例3驱替液注入体积分别为0.02PV和0.1PV的油水分布，其中，透明部分表示为水，阴影部分表示为油。该驱替液随着注入体积的变大，该油的分布渐趋变小。相较于图2和图3，可知该油水接触角会影响该油水分布。
如图10所示，展示了实施例3的驱替效率和残余油饱和度随着驱替液注入体积变化的曲线。该驱替液注入体积小于阈值时，该驱替效率随该驱替液注入体积的增大而增大，该残余油饱和度随该驱替液注入体积的增大而减小。该驱替液随着注入体积高于阈值时，该驱替效率和残余油饱和度的变化幅度趋于平稳。在实施例3中，该阈值大致为2.8PV。
相较于实施例1的驱替效率和残余油饱和度随着驱替液注入体积变化的曲线，当该油水界面张力和该驱替相水与被驱替相油的粘度比的模拟值一致时，该驱替效率和残余油饱和度会随该油水接触角的改变而改变。如图7所示，在该驱替液注入体积相同的情况下，该油水接触角减小，该驱替效率会增大，该残余油饱和度会随之减小。由此可见，该油水接触角的大小会影响产油量大小，也即该油水接触角的越大，产油量越小。
实施例4
选取岩心样品，采用Micro CT扫描该岩心样品，其中该Micro CT扫描分辨率为3微米，该扫描后的岩心样品选取有效物理体积为1毫米x 1毫米x 3毫米，并读取该岩心样品的横截面的二维图像。
三维重构该岩心样品的横截面的二维图像，以获得该岩心样品的三维结构的数字文件。
图像识别，分辨该岩心样品的三维结构的数字文件，并读取表征岩心多孔介质中的参数。
依据该表征岩心多孔介质中的参数设置该初始条件的基质为中孔中渗砂岩，孔隙度为28%，渗透率为454 mD，并依据该初始条件进行采油岩心驱替实验的数值模拟。其中该油水界面张力为IFT = 10 dyn/cm，该油水接触角为150°，该驱替相水与被驱替相油的粘度比为20。
模拟计算获得产油、产水量，并模拟残余油饱和度随驱替液注入体积变化的曲线。
如图13展示了实施例4不同驱替液注入体积下油、水的分布，以及驱替效率和残余油饱和度随着驱替液注入体积的变化，并实施例7中的驱替相水与被驱替相油的粘度比为0.05进行比较。
如图11和图12所示，展示了实施例3驱替液注入体积分别为0.02PV和0.1PV的油水分布，其中，透明部分表示为水，阴影部分表示为油。该驱替液随着注入体积的变大，该油的分布渐趋变小。相较于图2和图3，可知该该驱替相水与被驱替相油的粘度比值会影响该油水分布。
如图13所示，展示了实施例4的驱替效率和残余油饱和度随着驱替液注入体积变化的曲线。该驱替液注入体积小于阈值时，该驱替效率随该驱替液注入体积的增大而增大，该残余油饱和度随该驱替液注入体积的增大而减小。该驱替液随着注入体积高于阈值时，该驱替效率和残余油饱和度的变化幅度趋于平稳。在实施例4中，该阈值大致为2.7PV。
相较于实施例1的驱替效率和残余油饱和度随着驱替液注入体积变化的曲线，当实施例1的该油水界面张力和该油水接触角与实施例4一致时，该油水接触角和残余油饱和度会随该驱替相水与被驱替相油的粘度比值的改变而改变。如图7所示，在该驱替液注入体积相同的情况下，该驱替相水与被驱替相油的粘度比值增大时，该驱替效率会减小，该残余油饱和度会随之增大。由此可见，该驱替相水与被驱替相油的粘度比值的大小会影响产油量大小，也即该驱替相水与被驱替相油的粘度比值越大，产油量越大。
本发明采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，不仅能够在在宏观上定量评价原油增产效果，同时还能够在微观上定量地、可视化地揭示岩石多孔介质内部油、水和岩石交互作用。此外，本发明的数值模拟通过对油水界面张力变化模拟、油水接触角变化模拟及驱替相与被驱替相之间的粘度变化模拟，从实施例1-4可以看出油水界面张力变化值、油水接触角值及驱替相与被驱替相之间的粘度变化值会不仅会影响油水分布，其还会影响驱替效率和残余油饱和度，因此，对该油水界面张力变化、该油水接触角及该驱替相与被驱替相之间的粘度变化分别进行模拟，从而能够提升了实验室岩心驱替评价水平。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，以上实施方式仅是用于解释权利要求书。然本发明的保护范围并不局限于说明书。任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明披露的技术范围内，可轻易想到的变化或者替换，都包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，其包括如下步骤：
扫描岩心样品，以获取该岩心样品的横截面的二维图像；
三维重构该岩心样品的横截面的二维图像，并读取表征岩心多孔介质的参数；
依据该表征岩心多孔介质的参数设置初始条件，并采用波尔兹曼网格法，依据该初始条件进行采油岩心驱替实验的数值模拟，该驱替实验采用驱替液注入该岩心多孔介质中；以及
根据该数值模拟计算获得产油量、产水量，并模拟残余油饱和度随驱替液注入体积变化的曲线，以及依据该产油量、该产水量及该曲线选择采油方案。
2.如权利要求1所述的采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，其特征在于：将该岩心多孔介质的横截面的二维图像转换为波尔兹曼网格参数，以得到该表征岩心多孔介质的参数。
3.如权利要求1所述的采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，其特征在于：还包括模拟驱替效率随驱替液注入体积变化的曲线，以进一步对该采油方案进行评估。
4.如权利要求3所述的采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，其特征在于：该驱替液注入体积具有一阈值，当高于该阈值时，该驱替效率和残余油饱和度的变化幅度趋于平稳。
5.如权利要求1所述的采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，其特征在于：该数值模拟包括油水界面张力变化模拟、油水接触角变化模拟及驱替相与被驱替相之间的粘度变化模拟。
6.如权利要求5所述的采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，其特征在于：该油水界面张力变化的范围是0-10 dyn/cm。
7.如权利要求6所述的采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，其特征在于：该油水界面张力变化模拟为可视化模拟，随着该油水界面张力下降，该岩心多孔介质内发生乳化，乳状液滴的尺寸为0.5um至1um。
8.如权利要求5所述的采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，其特征在于：该油水接触变化模拟的范围是30°至150°。
9.如权利要求5所述的采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，其特征在于：该驱替相与该被驱替相的粘度比范围是0.05至20。
10.如权利要求9所述的采用数字岩心模拟评估采油方案的方法，其特征在于：该驱替相为水，该被驱替相为油。
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