CN107869338A - 化学驱普通稠油动态降粘评价方法 - Google Patents

化学驱普通稠油动态降粘评价方法 Download PDF

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祝仰文
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郭淑凤
刘煜
曾胜文
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田志铭
李青华
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Abstract

本发明提供一种化学驱普通稠油动态降粘评价方法，该化学驱普通稠油动态降粘评价方法包括：步骤1，混合模拟油与降粘剂溶液；步骤2，确定非牛顿指数n和不同含水饱和度条件下水相的相渗透率；步骤3，通过室内渗流物理模拟试验确定降粘剂与普通稠油混合体系渗流速率v与压差ΔP；步骤4，计算多孔介质中流体的稠度系数K和毛管等效半径r；步骤5，计算剪切速率和油水混合流体的表观粘度η；步骤6，确定普通稠油动态降粘率。该化学驱普通稠油动态降粘评价方法能够测量稠油/降粘剂混合流体在多孔介质中渗流时的粘度，解决了室内评价方法与实际油藏条件严重脱节的问题，更好地反映降粘剂在油藏环境中的降粘效果。

Description

化学驱普通稠油动态降粘评价方法
技术领域
本发明涉及普通稠油油藏提高采收率领域，尤其涉及到一种能够评价化学驱稠油动态降粘效果的方法。
背景技术
普通稠油油藏资源非常丰富，但稠油胶质、沥青质含量高，粘度大，流动性差等特点导致常规水驱开发采收率低。化学降粘法是较为常用的稠油开采方法之一。
常规化学降粘法主要是使降粘剂与原油在生产井井筒内充分混合，降低稠油粘度。其室内评价方法是将原油与降粘剂溶液按照比例混合，经过机械动力、超声波等外界能量做功使一相分散到另一相中，制备原油乳状液。用流变仪测量特定剪切速率条件下乳状液的剪切粘度。将相同剪切条件下的乳状液粘度与稠油粘度对比，评价稠油乳化降粘效果。该技术可以定性评价室内容器条件下降粘剂的稠油降粘效果，但是完全脱离了油藏实际情况。实际油藏流体处于多孔介质环境中。同时多孔介质的非均质性、弱渗流动力条件、剩余油饱和度以及降粘剂在多孔介质中的弥散扩散机制等都显著影响稠油降粘效果。而常规化学降粘法忽略了这些因素的影响。为此我们发明了一种新的化学驱普通稠油动态降粘评价方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种能够评价降粘剂在渗流状态下降低稠油粘度的效果的化学驱普通稠油动态降粘评价方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：化学驱普通稠油动态降粘评价方法，该化学驱普通稠油动态降粘评价方法包括：步骤1，混合模拟油与降粘剂溶液；步骤2，确定非牛顿指数n和不同含水饱和度条件下水相的相渗透率；步骤3，通过室内渗流物理模拟试验确定降粘剂与普通稠油混合体系渗流速率v与压差ΔP；步骤4，计算多孔介质中流体的稠度系数K和毛管等效半径r；步骤5，计算剪切速率和油水混合流体的表观粘度η；步骤6，确定普通稠油动态降粘率。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，在试验温度下，分别将一定体积比的模拟油与降粘剂溶液混合，置于旋转培养器，在设定旋转速率和时间条件下使油水充分混合或者采用人工手摇方式混合。
在步骤2中，利用流变仪测量不同剪切速率下混合流体粘度η′，利用试验数据绘制剪切速率与粘度关系曲线图，拟合得到剪切速率与粘度的幂率关系式确定非牛顿指数n，其中，K’为流变仪测稠度系数。
在步骤2中，利用油水相对渗透率试验确定不同含水饱和度条件下水相的相渗透率。
在步骤3中，在室内渗流物理模拟试验中，模拟油和降粘剂溶液保持各自注入速率，同时注入同一预处理岩心直至岩心两侧压差稳定后，再用管线连接预处理岩心出口端与试验岩心入口端，直至试验岩心中油水渗流速率及试验岩心两侧压差稳定，记录渗流速率v、试验岩心两侧压差ΔP以及注入油水体积比例，将试验压差数据拟合得到平衡渗流压差。
在步骤4中，将多孔介质模型等效为等直径毛细管束模型，基于Darcy定律、Poiseuille定律以及幂律流体本构方程，建立非牛顿流体渗流动力学方程：
式中，φ-孔隙度；v-流体在毛管中得实际渗流速度，cm/s；k-相渗透率，μm2；ΔP-驱替压差，Mpa；μ-流体粘度，mPa·s；L-岩心长度，cm；n-非牛顿指数；K-多孔介质中流体的稠度系数，mPa·sn。
在步骤4中，将试验测得的非牛顿指数、渗流速度、试验压差代入非牛顿流体渗流动力学方程计算得到多孔介质中流体的稠度系数K。
在步骤4中，根据Kozeny方程代入多孔介质渗透率和孔隙度，得到毛管等效半径r，其中，k是相渗透率，φ是孔隙度。
在步骤5中，根据试验渗流速度v和多孔介质等价毛管半径r，利用毛管束模型确定多孔介质中流体渗流过程产生的剪切速率
其中，n是非牛顿指数；D是毛管直径，cm。
在步骤5中，将剪切速率稠度系数K以及非牛顿指数n代入计算油水混合流体的表观粘度η。
在步骤6中，确定普通稠油动态降粘率的公式为：
普通稠油降粘率＝1-(油水混合流体的表观粘度η/普通稠油粘度ηO)。
本发明中的化学驱普通稠油动态降粘评价方法，克服了以往稠油降粘评价方法要求静态环境及脱离油藏条件等不足，丰富了稠油降粘评价技术，更真实地反映降粘剂在油藏渗流条件下降低稠油粘度的效果。该方法能够测量稠油/降粘剂混合流体在多孔介质中渗流时的粘度，解决了室内评价方法与实际油藏条件严重脱节的问题，更好地反映降粘剂在油藏环境中的降粘效果。
附图说明
图1为本发明的一具体实施例中相对渗透率曲线；
图2为本发明的一具体实施例中稠油动态降粘评价试验流程图；
图3为本发明的一具体实施例中渗流压差曲线；
图4为本发明的一具体实施例中普通稠油降粘效果图；
图5为本发明的化学驱普通稠油动态降粘评价方法的一具体实施例的流程图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。
如图5所示，图5为本发明的化学驱普通稠油动态降粘评价方法的流程图。
在步骤101，混合模拟油与降粘剂溶液。在一实施例中，在试验温度下，分别将一定体积比的模拟油与降粘剂溶液混合，置于旋转培养器，在设定旋转速率和时间条件下使油水充分混合或者采用人工手摇方式混合。
在步骤102，确定非牛顿指数n和不同含水饱和度条件下水相的相渗透率。
利用流变仪测量不同剪切速率下混合流体粘度η′，利用试验数据绘制剪切速率与粘度关系曲线图，拟合得到剪切速率与粘度的幂率关系式确定非牛顿指数n。
利用油水相对渗透率试验确定不同含水饱和度条件下水相的相渗透率。
在步骤103，通过室内渗流物理模拟试验确定降粘剂与普通稠油混合体系渗流速率v与压差ΔP。
在室内渗流物理模拟试验中，模拟油和降粘剂溶液保持各自注入速率，同时注入同一预处理岩心直至岩心两侧压差稳定后，再用管线连接预处理岩心出口端与试验岩心入口端，直至试验岩心中油水渗流速率及试验岩心两侧压差稳定，记录渗流速率v、试验岩心两侧压差△P以及注入油水体积比例。将试验压差数据拟合得到平衡渗流压差。
在步骤104，计算多孔介质中流体的稠度系数K和毛管等效半径r。
将多孔介质模型等效为等直径毛细管束模型。基于Darcy定律、Poiseuille定律以及幂律流体本构方程，建立非牛顿流体渗流动力学方程：
式中，r-毛管半径，cm；φ-孔隙度；v-流体在毛管中得实际渗流速度，cm/s；k-相渗透率，μm2；△P-驱替压差，Mpa；μ-流体粘度，mPa·s；L-岩心长度，cm；n-非牛顿指数；K-多孔介质中流体的稠度系数，mPa·sn。
将试验测得的非牛顿指数、渗流速度、试验压差代入非牛顿流体渗流动力学方程计算得到多孔介质中流体的稠度系数K。
根据Kozeny方程代入多孔介质渗透率和孔隙度，得到毛管等效半径r。
在步骤105，计算剪切速率和油水混合流体的表观粘度η。
根据试验渗流速度v和多孔介质等价毛管半径r，利用毛管束模型确定多孔介质中流体渗流过程产生的剪切速率
将剪切速率稠度系数K以及非牛顿指数n代入计算油水混合流体的表观粘度η。
在步骤106，确定普通稠油动态降粘率。利用公式
普通稠油降粘率＝1-(油水混合流体的表观粘度η/普通稠油粘度ηO)，确定普通稠油动态降粘率。
在应用本发明的一实施例中，针对某油田油藏条件，确定温度70℃条件下原油粘度790mPa·s。该实施例包括以下步骤：
(1)在70℃条件下，向量程20ml的具塞量筒中倒入油水总体积10ml、油水体积比5:5的模拟油与降粘剂A1溶液混合物，置于旋转培养器，以3转/分钟的转速旋转60分钟，使油水充分混合。
(2)利用流变仪测量不同剪切速率0.05-1000s-1下混合流体粘度，利用试验数据绘制剪切速率与粘度关系曲线图，拟合得到剪切速率与粘度的幂率关系式，确定非牛顿指数为0.77。
(3)利用油水相对渗透率试验确定不同含水饱和度条件下水相的相渗透率1.4μm2，如图1所示，图1为本发明的实施例中相对渗透率曲线。试验过程中，根据岩心含水饱和度确定水相相对渗透率。
(4)通过室内渗流物理模拟试验确定降粘剂与普通稠油混合体系渗流速率与压差，如图2、图3所示，图2为本发明实施例的化学驱普通稠油动态降粘评价方法的流程图。两台驱替泵(1)、(2)分别将储油密封容器(3)和储水密封容器(4)中的模拟原油和降粘剂溶液按照一定速率经过六通阀(5)泵入预处理岩心(6)。油水相形成状态稳定的油水混合流体后进入试验岩心(7)，最后进入量筒(9)进行采出液体积计量。试验过程中，由压力表(8)测量试验岩心两侧压差。管线(10)(11)(12)(13)(14)主要用于流体的传输。
图3为本发明实施例中渗流压差曲线。将试验数据平均处理得到平衡渗流压差值。将平衡渗流压差值代入混合流体动力学方程计算流体在渗流过程中的粘度值。
在注入速率恒定为0.004cm/s条件下，将模拟油和降粘剂溶液同时注入预处理岩心直至岩心两侧压差稳定后，再用管线连接预处理岩心出口端与试验岩心入口端，直至试验岩心中油水渗流速率及试验岩心两侧压差稳定。实验结果表明，当油水比5:5，渗流速率为0.004cm/s时，拟合得到试验岩心两侧平衡渗流压差为0.08Mpa。
(5)将试验测得的非牛顿指数0.77、渗流速度0.004cm/s、试验压差0.08Mpa，多孔介质渗透率1.4μm2，孔隙度0.25，代入非牛顿流体渗流动力学方程计算得到多孔介质中流体的稠度系数0.32Pa·s0.77。
(6)将多孔介质渗透率1.4μm2，孔隙度0.25，代入Kozeny方程得到毛管等效半径0.0007cm。
(7)将渗流速率0.004cm/s、非牛顿指数0.77以及毛管半径0.0007cm代入利用毛管束模型剪切速率方程，确定多孔介质中流体渗流过程产生的剪切速率25.3s-1。
(8)将剪切速率25.3s-1、稠度系数0.32Pa·s0.77以及非牛顿指数0.77代入计算油水混合流体的表观粘度151.1mPa·s。
(9)根据原油初始粘度以及渗流表观粘度可以确定试验温度70℃条件下，降粘剂A1可以在多孔介质渗流过程中使某油田普通稠油原油粘度从790mPa·s降至149.9mPa·s，其降粘率达到81％，如图4所示，图4为实施例中普通稠油降粘效果图。油藏渗流条件下，试验用降粘剂将普通稠油粘度从790mPa·s降至149.9mPa·s，降粘率超过80％。

Claims (11)

1.化学驱普通稠油动态降粘评价方法，其特征在于，该化学驱普通稠油动态降粘评价方法包括：
步骤1，混合模拟油与降粘剂溶液；
步骤2，确定非牛顿指数n和不同含水饱和度条件下水相的相渗透率；
步骤3，通过室内渗流物理模拟试验确定降粘剂与普通稠油混合体系渗流速率v与压差ΔP；
步骤4，计算多孔介质中流体的稠度系数K和毛管等效半径r；
步骤5，计算剪切速率和油水混合流体的表观粘度η；
步骤6，确定普通稠油动态降粘率。
2.根据权利要求1所述的化学驱普通稠油动态降粘评价方法，其特征在于，在步骤1中，在试验温度下，分别将一定体积比的模拟油与降粘剂溶液混合，置于旋转培养器，在设定旋转速率和时间条件下使油水充分混合或者采用人工手摇方式混合。
3.根据权利要求1所述的化学驱普通稠油动态降粘评价方法，其特征在于，在步骤2中，利用流变仪测量不同剪切速率下混合流体粘度η′，利用试验数据绘制剪切速率与粘度关系曲线图，拟合得到剪切速率与粘度的幂率关系式确定非牛顿指数n，其中，K’为流变仪测稠度系数。
4.根据权利要求1所述的化学驱普通稠油动态降粘评价方法，其特征在于，在步骤2中，利用油水相对渗透率试验确定不同含水饱和度条件下水相的相渗透率。
5.根据权利要求1所述的化学驱普通稠油动态降粘评价方法，其特征在于，在步骤3中，在室内渗流物理模拟试验中，模拟油和降粘剂溶液保持各自注入速率，同时注入同一预处理岩心直至岩心两侧压差稳定后，再用管线连接预处理岩心出口端与试验岩心入口端，直至试验岩心中油水渗流速率及试验岩心两侧压差稳定，记录渗流速率v、试验岩心两侧压差ΔP以及注入油水体积比例，将试验压差数据拟合得到平衡渗流压差。
6.根据权利要求1所述的化学驱普通稠油动态降粘评价方法，其特征在于，在步骤4中，将多孔介质模型等效为等直径毛细管束模型，基于Darcy定律、Poiseuille定律以及幂律流体本构方程，建立非牛顿流体渗流动力学方程：
<mrow> <msup> <mi>v</mi> <mi>n</mi> </msup> <mo>=</mo> <mfrac> <mrow> <msup> <mn>2</mn> <mfrac> <mrow> <mn>1</mn> <mo>+</mo> <mn>3</mn> <mi>n</mi> </mrow> <mn>2</mn> </mfrac> </msup> <msup> <mi>k</mi> <mfrac> <mrow> <mn>1</mn> <mo>+</mo> <mi>n</mi> </mrow> <mn>2</mn> </mfrac> </msup> <mi>&amp;Delta;</mi> <mi>P</mi> </mrow> <mrow> <mi>L</mi> <mi>K</mi> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mfrac> <mrow> <mn>3</mn> <mi>n</mi> <mo>+</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>n</mi> </mfrac> <mo>)</mo> </mrow> <mi>n</mi> </msup> <msup> <mi>&amp;phi;</mi> <mfrac> <mrow> <mn>1</mn> <mo>+</mo> <mi>n</mi> </mrow> <mn>2</mn> </mfrac> </msup> </mrow> </mfrac> <mo>&amp;times;</mo> <msup> <mn>10</mn> <mrow> <mo>(</mo> <mn>2</mn> <mo>-</mo> <mn>4</mn> <mi>n</mi> <mo>)</mo> </mrow> </msup> </mrow>
式中，φ-孔隙度；v-流体在毛管中得实际渗流速度，cm/s；k-相渗透率，μm2；ΔP-驱替压差，Mpa；μ-流体粘度，mPa·s；L-岩心长度，cm；n-非牛顿指数；K-多孔介质中流体的稠度系数，mPa·sn。
7.根据权利要求6所述的化学驱普通稠油动态降粘评价方法，其特征在于，在步骤4中，将试验测得的非牛顿指数、渗流速度、试验压差代入非牛顿流体渗流动力学方程计算得到多孔介质中流体的稠度系数K。
8.根据权利要求7所述的化学驱普通稠油动态降粘评价方法，其特征在于，在步骤4中，根据Kozeny方程代入多孔介质渗透率和孔隙度，得到毛管等效半径r，其中，k是相渗透率，φ是孔隙度。
9.根据权利要求1所述的化学驱普通稠油动态降粘评价方法，其特征在于，在步骤5中，根据试验渗流速度v和多孔介质等价毛管半径r，利用毛管束模型确定多孔介质中流体渗流过程产生的剪切速率
<mrow> <mover> <mi>&amp;gamma;</mi> <mo>&amp;CenterDot;</mo> </mover> <mo>=</mo> <mfrac> <mrow> <mn>3</mn> <mi>n</mi> <mo>+</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mrow> <mn>4</mn> <mi>n</mi> </mrow> </mfrac> <mo>*</mo> <mfrac> <mrow> <mn>8</mn> <mi>v</mi> </mrow> <mi>D</mi> </mfrac> <mo>=</mo> <mfrac> <mrow> <mn>3</mn> <mi>n</mi> <mo>+</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>n</mi> </mfrac> <mo>*</mo> <mfrac> <mi>v</mi> <mi>r</mi> </mfrac> </mrow>
其中，n是非牛顿指数；D是毛管直径，cm。
10.根据权利要求1所述的化学驱普通稠油动态降粘评价方法，其特征在于，在步骤5中，将剪切速率稠度系数K以及非牛顿指数n代入计算油水混合流体的表观粘度η。
11.根据权利要求1所述的化学驱普通稠油动态降粘评价方法，其特征在于，在步骤6中，确定普通稠油动态降粘率的公式为：
普通稠油降粘率＝1-(油水混合流体的表观粘度η/普通稠油粘度ηO)。
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