CN108426908B - 一种检测岩心中泡沫气液比的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种检测岩心中泡沫气液比的方法，属于低磁场核磁共振检测和石油工程提高采收率技术领域。本发明旨在利用核磁共振技术测试岩心中油和水的体积，进而推算出岩心中气体的体积，最终形成一种检测岩心中泡沫气液比的方法。本方法可以评价泡沫在岩心中气液比，解决长期以来泡沫在岩心中气液比无法测定的难题。

Description

一种检测岩心中泡沫气液比的方法
技术领域
本发明涉及一种检测岩心中泡沫气液比的方法，属于低磁场核磁共振检测和石油工程提高采收率技术领域。
背景技术
核磁共振成像(Magnetic Resonance Imaging，MRI)技术是利用核磁共振原理，通过外加梯度磁场检测所发射出的电磁波获得物体内部的结构图像，该技术目前在医疗、食品和考古等方面得到了广泛的应用。随着低场核磁共振岩心驱替系统在线检测技术和磁共振图像后处理软件的发展，核磁共振技术越来越多的被用于检测岩心多孔介质内部流体流动情况。核磁共振检测岩心内部流体流动过程十分直观方便，更符合流体实际流场情况。该技术的发展对石油工程研究提高采收率机理问题具有重要的理论和实际意义。
泡沫驱油技术是一项富有创造性的提高采收率新方法，它不仅具有调剖和驱油的双重功能，而且还克服了气驱易气窜的缺点。泡沫驱油技术成本低，安全可靠，适用的油藏种类、深度、范围较为广泛，尤其适用于高含水、非均质严重、存在裂缝或大孔道的油藏，是相对较廉价、具有很好发展前景的提高采收率方法之一。泡沫驱过程中泡沫体系的气液比是影响泡沫稳定性和泡沫驱油效率的一个重要参数，但常规泡沫岩心驱替实验中仅仅能测量注入端泡沫的气液比，无法测量岩心中泡沫的气液比。本发明采用核磁共振技术检测泡沫驱过程中岩心中的气体和水的含量进而推测岩心中泡沫的气液比。
发明内容
针对常规泡沫驱替实验中岩心内部气液比无法计算的问题，本发明旨在利用核磁共振技术测试岩心中油和水的体积，进而推算出岩心中气体的体积，最终形成一种检测岩心中泡沫气液比的方法。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种检测岩心中泡沫气液比的方法，包括如下步骤：
(1)在核磁共振磁体中放入测试线圈，打开核磁共振射频开关，打开核磁共振T2谱测试软件；
(2)在测试线圈中放入硫酸铜水溶液的标样，校准中心频率以及偏移频率；
(3)调节核磁共振仪器的TE(回波时间)、TR(采样等待时间)和叠加次数等各项参数；
(4)取出线圈中的硫酸铜水溶液的标样，测试岩心夹持器的基底信号；
(5)白油定标：将含有不同质量白油的标样瓶放入岩心夹持器中，测试不同质量白油核磁共振信号的峰面积，通过数据拟合形成核磁共振T2谱峰面积和白油质量之间的对应关系式；
(6)水定标：和白油定标方法相同，建立核磁共振T2谱的峰面积和不同水质量之间的对应关系式；
(7)将已经饱和白油后的岩心放入夹持器中，确定岩心位于夹持器的中央，加环压；
(8)采用恒流的方式向泡沫发生器中同时注入氮气和起泡剂溶液，形成稳定的泡沫后注入岩心；
(9)注入泡沫一定时间后，测试岩心的T2谱，按照定标拟合公式计算岩心中白油和水的体积；
(10)采用岩心的孔隙体积减去岩心中的白油和水的体积，获得岩心中气体的体积；
Vg＝Vp-Vw-Vo (1)
式中，Vg、Vp、Vw和Vo分别为岩心中气体体积、岩心的孔隙体积、岩心中水的体积和岩心中油的体积，mL；
(11)采用气体体积除以水的体积获得岩心中泡沫的气液比；
Figure BDA0001575107170000021
式中，n分别为岩心中泡沫的气液比，无量纲。
所述岩心直径为25mm～38mm，岩心孔隙度10％～40％，渗透率为50mD～5000mD。
所述步骤(9)中，泡沫注入岩心的过程中泡沫段塞长度至少1.0PV。
本发明方法可以将白油替换为其它有机油，如柴油、煤油等。
与现有技术相比，本发明的优点是：
本发明方法采用核磁共振技术检测泡沫驱过程中岩心中的气体和水的体积进而获得岩心中泡沫的气液比，可以评价泡沫在岩心中气液比，解决长期以来泡沫在岩心中气液比无法测定的难题。
附图说明
图1为油定标线。
图2为水定标线。
图3为岩心泡沫驱油核磁共振T2谱。
具体实施方式
现将本发明结合附图的具体实施例叙述于后。
本实施例的一种检测岩心中泡沫气液比的方法，测试步骤为：
(1)在核磁共振磁体中放入1#岩心夹持器，打开核磁共振射频开关，打开核磁共振T2谱测试软件。
(2)在岩心夹持器中放入硫酸铜水溶液的标样，校准中心频率为23MHz以及偏移频率100kHz。
(3)调节后仪器的各项参数为：TE为9.5ms，TR为1000ms，回波个数为10000，射频信号频率的偏移量为28965Hz，采样点数为1000个，射频180度脉冲宽度为58μm，采样起始点控制参数为0.005ms。
(4)将质量分别为1.02g、2.01g、3.61gg、4.61g和6.05g的白油放入岩心夹持器中，测试T2谱峰面积的大小。将数据进行拟合形成白油的T2谱峰面积和质量的对应关系。实验结果见表1和图1。
表1油水定标数据
油质量(g) 峰面积 水质量(g) 峰面积
1.02 1696.608 0.05 108.585
2.01 3201.322 0.3 460.471
3.61 5666.168 1.0 1334.672
4.61 7246.537 2.0 2612.182
6.05 9487.434 3.0 3936.34
(5)将质量分别为0.05g、0.3g、1.0g、2.0g和3.0g的水放入岩心夹持器中，测试T2谱峰面积的大小。将数据进行拟合形成水的T2谱峰面积和质量的对应关系。实验结果见表1和图2。
(6)调节氮气流量为1ml/min，起泡剂流量为0.5ml/min，气液同时注入泡沫发生器中，待产生稳定的泡沫后将泡沫注入岩心夹持器中。
(7)注入泡沫1.0PV后，测试岩心的T2谱，根据岩心中水峰和油峰的峰面积计算岩心中的油水体积。核磁共振T2谱测试结果见图3。
(8)通过图3可计算岩心中泡沫的气液比，结果如表2所示。岩心中气体体积为6.79ml，水的体积为4.01ml，计算可得岩心中的泡沫气液比为1.69。
表2泡沫驱气液比计算结果
Figure BDA0001575107170000031

Claims (4)

1.一种检测岩心中泡沫气液比的方法，其特征在于，包括如下步骤：
(1)在核磁共振磁体中放入测试线圈，打开核磁共振射频开关，打开核磁共振T2谱测试软件；
(2)在测试线圈中放入硫酸铜水溶液的标样，校准中心频率以及偏移频率；
(3)调节核磁共振仪器的回波时间、采样等待时间和叠加次数各项参数；
(4)取出测试线圈中的硫酸铜水溶液的标样，测试岩心夹持器的基底信号；
(5)白油定标：将含有不同质量白油的标样瓶放入岩心夹持器中，测试不同质量白油的核磁共振T2谱的峰面积，通过数据拟合形成核磁共振T2谱峰面积和白油质量之间的对应关系式，实现白油定标；
(6)水定标：将含有不同质量水的标样瓶放入岩心夹持器中，测试不同质量水的核磁共振T2谱的峰面积，通过数据拟合形成核磁共振T2谱峰面积和水质量之间的对应关系式，实现水定标；
(7)将已经饱和白油后的孔隙体积为Vp的岩心放入夹持器中，确定岩心位于夹持器的中央，加环压；
(8)采用恒流的方式向泡沫发生器中同时注入氮气和起泡剂溶液，形成稳定的泡沫后注入岩心；
(9)注入泡沫一定时间后，测试岩心的T2谱，按照定标拟合公式计算岩心中白油的体积Vo和水的体积Vw；
(10)采用岩心的孔隙体积减去岩心中的白油的体积Vo和水的体积Vw，获得岩心中气体的体积Vg；
V g =V p-V w-V o (1)
式中，Vg、Vp、Vw和Vo分别为岩心中气体体积、岩心的孔隙体积、岩心中水的体积和岩心中白油的体积，mL；
(11)采用气体体积除以水的体积获得岩心中泡沫的气液比；
Figure FDA0002363739910000011
式中，n为岩心中泡沫的气液比，无量纲。
2.根据权利要求1所述的检测岩心中泡沫气液比的方法，其特征在于，所述岩心直径为25mm～38mm，岩心孔隙度为10％～40％，渗透率为50mD～5000mD。
3.根据权利要求1所述的检测岩心中泡沫气液比的方法，其特征在于，所述步骤(9)中，泡沫注入岩心的过程中泡沫段塞长度至少1.0PV。
4.根据权利要求1所述的检测岩心中泡沫气液比的方法，其特征在于，将白油替换为其它有机油。
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