CN108756873B - 一种基于纳米技术降低流体渗流阻力的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种基于纳米技术降低流体渗流阻力的确定方法，包括步骤一，根据实际工区的注入流体、注入时间的不同，将注入过程分为三个阶段，即初始注入阶段、纳米溶液注入阶段和顶替液注入阶段；步骤二，根据渗流达西定律及注入时间，确定三个阶段中每一阶段中截止不同注入时间条件下，流体在储层中的总累积注入量；步骤三，根据流体的总累积注入量与注入压力时间积分之间的线性关系，确定三个阶段的注入阻力曲线的斜率；步骤四，分别确定纳米溶液注入阶段流体在储层中的阻力系数和顶替液注入阶段的流体在储层中的残余阻力系数；步骤五，根据步骤四中所述两阻力系数的相对大小关系，评价纳米技术的降阻增注效果。该确定方法准确可靠，实用性强。

Description

一种基于纳米技术降低流体渗流阻力的确定方法

技术领域

本发明涉及注水井注水开发技术领域，更具体地，涉及一种基于纳米技术降低流体渗流阻力的确定方法。

背景技术

目前海上油藏注水井注水压力高、作业频繁、达不到配注要求等问题严重制约了油藏开发效果和储量动用程度的提高，常规酸化解堵体系在经过多轮次之后，储层剩余可供溶蚀的颗粒减少，无法进一步提升解堵效果，措施有效期大大缩短，急需研发新型纳米长效增注技术。

纳米增注技术是采用合成的纳米级聚硅减阻材料，其表面存在不饱和残键及不同键合状态的羟基，分子状态呈现三维硅石结构，具有强吸附性，在储层微孔隙喉道形成纳米吸附膜(见图1a和图1b所示)。同时纳米聚硅材料在储层条件下部分聚硅脱落露出羟基断键及隐藏的羟基断键(见图2a-图2d所示)，使得多孔介质内表面呈现强憎水性特征。

纳米增注技术不涉及储层污染物溶蚀解除过程，其利用纳米材料的物理化学特性在微孔隙喉道形成一种覆膜，使得流体在通过被纳米聚硅材料改性的储层孔隙喉道时具有更强的变形能力和渗流能力，纳米颗粒在微孔隙吼道形成高能光滑极性表面，因此常规注入压降测试手段不能反映其过程渗流阻力变化。并且，注入压降测试方法需要关闭注水井进行压力恢复，中低渗储层关井时间可达15天以上，对周边受效注水井产量造成较大减产影响，因此，注入压降测试方法不适宜用于纳米技术措施井，需要针对纳米技术措施井研究一种评价注水井注水措施过程中纳米材料对流体在储层中渗流阻力变化的影响的有效手段。

发明内容

本发明的目的在于解决针对纳米技术措施效果缺少表征方法的问题，提供一种能够准确、可靠地评价纳米增注技术措施过程中纳米材料对流体在储层中渗流阻力变化的影响，确定纳米技术增注效果的确定方法。

为了达到本发明的目的，本发明的技术方案是这样实现的：

该方法包括以下步骤：

步骤一，根据实际工区(即纳米措施技术现场)的注入流体、注入时间的不同，将注入过程分为三个阶段，即初始注入阶段、纳米溶液注入阶段和顶替液注入阶段；

步骤二，根据渗流达西定律及注入时间，确定所述三个阶段中每一阶段中截止不同注入时间条件下，流体在储层中的总累积注入量；

步骤三，根据所述流体在储层中的总累积注入量与注入压力时间积分之间的线性关系，确定所述三个阶段的注入阻力曲线的斜率；

步骤四，分别确定纳米溶液注入阶段的流体在储层中的阻力系数和顶替液注入阶段的流体在储层中的残余阻力系数；

步骤五，根据纳米溶液注入阶段的流体在储层中的阻力系数和顶替液注入阶段的流体在储层中的残余阻力系数的相对大小关系，可判断当前流体在储层中渗流阻力的变化关系类型，分析出在注水井中注入纳米溶液前后，对储层渗流阻力变化的影响，以确定纳米溶液减少储层渗流阻力的作用效果，进而评价纳米增注技术措施(以下简称纳米技术措施或纳米措施)的增注效果。

具体而言，所述步骤二包括：根据所述流体渗流达西定律及注入时间，确定流体的注入流量q_inj(t)，表达式如下：

对初始注入阶段的流体的注入流量q_inj(t)进行时间t积分，确定初始注入阶段中截止不同注入时间t₁条件下，流体在储层中的累积注入量W_inj(t)，表达式如下：

式中，K为流体的有效渗透率，h为储层厚度，μ为流体粘度，B为流体的体积系数，r_e为储层含油面积半径(即储层含油控制半径)，r_w为井口半径，P_wf(t)为注入井井底注入压力(即井底流压)，P_i为储层地层压力，W_inj(t)为流体累积注入量，t_e1为初始注入阶段流体的注入压力时间积分。

其次，所述步骤二还包括：根据所述纳米溶液注入阶段的流体流度比M_c和所述纳米溶液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径R_bsi,0，确定纳米溶液注入阶段中截止不同注入时间条件下，流体的总累积注入量W_si(t)；

根据顶替液注入阶段的流体流度比M_rc和所述顶替液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径R_bw,0，确定顶替液注入阶段中截止不同注入时间条件下，流体的总累积注入量W_bw(t)。

其中，流体在储层中的波及半径R_b的计算表达式如下：

式中，W(t)为所述三个阶段中任一阶段中截止任一时刻条件下流体的总累积注入量，φ为储层孔隙度，ΔS_w为储层含水饱和度的变化。

其中，所述纳米溶液注入阶段的流体流度比M_c和顶替液注入阶段的流体流度比M_rc的确定表达式如下：

式中，K_0w为初始注入阶段储层的初始有效渗透率，μ_w为初始注入阶段注入流体的粘度，K_si为纳米溶液注入阶段储层的有效渗透率，μ_si为纳米溶液粘度，K_bw为顶替液注入阶段储层有效渗透率，μ_bw为顶替液注入阶段注入流体的粘度。

其中，纳米溶液注入阶段中截止不同注入时间t₂条件下，流体在储层中的总累积注入量W_si(t)的确定表达式如下：

式中，B_si为纳米溶液的体积系数，t_e2为纳米溶液注入阶段纳米溶液的注入压力时间积分。

其中，顶替液注入阶段中截止不同注入时间t₃条件下，流体在储层中的总累积注入量W_bw(t)的确定表达式如下：

式中，B_bw为顶替液的体积系数，t_e3为顶替液注入阶段注入流体的注入压力时间积分。

接着，所述步骤三包括：基于步骤二中得到的所述三个阶段的流体在储层中的总累积注入量W_inj(t)、W_si(t)、W_bw(t)与注入压力时间积分t_e1、t_e2、t_e3之间的线性关系，采用线性回归拟合方法，确定初始注入阶段、纳米溶液注入阶段及顶替液注入阶段的动态曲线的斜率I_inj、II_inj、III_inj。

其中，W_inj(t)、W_si(t)、W_bw(t)与注入压力时间积分t_e之间的线性关系表达式如下：

W_inj(t)＝I_inj·t_e1

W_si(t)＝II_inj·t_e2

W_bw(t)＝III_inj·t_e3

再接着，在步骤四中，根据如下表达式确定纳米溶液注入阶段的流体在储层中的阻力系数F_c和顶替液注入阶段的流体在储层中的残余阻力系数F_rc：

最终，由步骤四得到的确定结果的应用体现在：根据F_c(r,t)与F_rc(r,t)值相对大小，可判断当前流体在储层中渗流阻力的变化关系类型，分析出在注水井中注入纳米溶液前后，对储层渗流阻力变化的影响，进而评价纳米技术措施降阻增注的效果，具体包括：

①当F_rc>F_c>1(即上翘型曲线)时：曲线特征表明初始注入阶段、纳米溶液注入阶段和顶替液注入阶段的流体注入压力依次减小，即流体在储层中的渗透性得到显著改善，起到了降压增注效果，说明纳米技术措施增注措施起到了较好的增注效果，储层基本无污染，注采对应关系较好，注采井受效较好。

②F_rc＝F_c＝1(即直线型曲线)：曲线特征表明初始注入阶段、纳米溶液注入阶段和顶替液注入阶段中，流体在储层中的注水井中流体的注入压力居高不下，即渗透性改善不明显，说明纳米技术措施对储层物理性质(即物性)的影响作用较弱，未能达到降低流体渗流阻力的作用效果，储层可能存在污染，需要进一步酸化溶蚀储层中孔隙喉道的堵塞。

③F_rc<F_c<1(即下凹型曲线)：曲线特征表明初始注入阶段、纳米溶液注入阶段和顶替液注入阶段的流体注入压力持续缓慢上升，随着注入时间下凹幅度越来越大，反映了储层平面非均质性较强，储层连通性较差，注采不受效，需要重新论证注采对应关系。

本发明的技术方案与现有技术相比，具有如下有益效果：

1、通过本方法得到的纳米技术措施前后的流体阻力变化结果，分别考虑了初始注入阶段、纳米溶液注入阶段及顶替液注入阶段的流体在储层中的渗透性、流度及波及半径的变化，使确定结果更加准确可靠，并根据F_c(r,t)与F_rc(r,t)值相对大小，即可判断出当前流体在储层中渗流阻力的变化关系类型，进而准确分析纳米溶液注入注水井后，对储层渗流阻力变化的影响，确定纳米溶液减少储层渗流阻力的作用效果，以评价纳米技术措施的增注效果，该方法有助于提高纳米降阻增注的开发效果，为注水油藏开采提供了有效的评价手段；

2、本发明实用性强，可广泛应用于纳米增注技术措施现场的方案设计和理论指导，例如基于前期设计方案中各注入阶段的流体在储层中的波及半径的预设值及实际生产过程流体的含水饱和度动态变化数据，即可确定出流体在储层中的总累积注入量的理论结果，基于每一注入阶段的预设注入时间，则可进一步预估出流体的注入压力的理论变化结果，或者基于每一注入阶段的流体的注入压力的理论变化数据，进一步预估出流体的预设注入时间理论值，进而用于指导实际工区的现场设计，提高增注措施过程的施工效率和措施可靠性；

3、通过该确定方法得到的流体的累积注入量的理论计算结果，可应用于与实际生产测量数据进行对比验证，从而提高流体阻力系数分析结果的准确性和可靠性。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本发明技术方案的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本发明的技术方案，并不构成对本发明技术方案的限制。

图1a和图1b为纳米微粒在岩石孔隙喉道内壁形成吸附膜示意图；

图2a-图2d为岩芯纳米溶液润湿反转前后形态变化(其中，图2a、图2c为处理前，图2b、图2d为处理后)示意图；

图3为本发明实施例所述的基于纳米技术降低流体渗流阻力的确定方法的流程示意图；

图4为本发明实施例的纳米增注措施过程中流体累计注入量动态数据曲线图；

图5为本发明实施例的纳米增注措施过程流体注入三区复合示意图；

图6为本发明实施例的纳米增注措施过程的三个阶段的流体渗流阻力变化趋势(流体总累积注入量与注入压力时间积分之间的动态曲线)示意图；

图7为本发明实施例的纳米增注措施过程的三种类型阻力变化示意图。

其中，图3-图7中符号标记与参数名称之间的关系为：

I-初始注入阶段(阶段I)，II-纳米溶液注入阶段(阶段II)，III-顶替液注入阶段(阶段III)，q_inj-注入流量(注入量)，W_inj-流体累积注入量(累积注入量)，t_e-注入压力时间积分，P_wf-流体注入压力，R_b0-初始注入阶段的流体在储层中的波及半径，R_bsi-纳米溶液注入阶段的流体在储层中的波及半径，R_bw,t3-顶替液注入阶段的流体在储层中的波及半径。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文中将结合附图对本发明的实施例进行详细说明。需要说明的是，该确定方法过程中，前、后文中的参数符号所指代的物理意义一致，后文中提及时不再赘述，本发明实施例中的现场工艺参数和生产动态数据均为现场流体参数检测装置采集得到，可供实时查看和调用。

本发明实施例中，针对采用纳米增注技术对海上油藏注水井进行增注措施的技术现场，提供了一种基于纳米技术降低流体渗流阻力的确定方法。图3为本发明实施例所述的基于纳米技术降低流体渗流阻力的确定方法的流程示意图；图6为本发明实施例的纳米增注措施过程的三个阶段的流体渗流阻力变化趋势(即流体总累积注入量与注入压力时间积分之间的动态曲线)示意图，如图3和图6所示，该确定方法包括：

步骤一，根据实际工区的注入流体、注入时间不同，将注入施工过程分为三个阶段，即初始注入阶段、纳米溶液注入阶段和顶替液注入阶段；

步骤二，根据渗流达西定律及注入时间，确定三个阶段中每一阶段中截止不同注入时间条件下，流体在储层中的总累积注入量；

步骤三，根据流体的总累积注入量与注入压力时间积分之间的线性关系，确定三个阶段的注入阻力曲线的斜率；

步骤四，分别确定纳米溶液减少流体在储层中的渗流阻力的阻力系数及顶替液注入阶段的流体在储层中的残余阻力系数。

步骤五，根据纳米溶液注入阶段的流体在储层中的阻力系数和顶替液注入阶段的流体在储层中的残余阻力系数的相对大小关系，可判断当前流体在储层中渗流阻力的变化关系类型(如图6和图7所示)，分析出在注水井中注入纳米溶液前后，对储层渗流阻力变化的影响，以确定纳米溶液减少储层渗流阻力的作用效果，进而评价纳米技术措施的增注效果。

在步骤一中，首先根据实际工区的注入过程中的注入流体、注入时间的不同，将注入过程通常可以分为三个阶段：初始注入阶段、纳米溶液注入阶段和顶替液注入阶段(分别对应图6中所示的阶段I、阶段II和阶段III)。其中，初始注入阶段和顶替液注入阶段可采用清水作为注入流体溶液，纳米溶液注入阶段的流体溶液可采用各种纳米增注剂(例如纳米聚硅溶液)，各注入阶段中，注入流体溶液可经由注水井分别到达注入井的不同储层位置处(即目标储层位置处)。

接着，在步骤二中，确定三个阶段中每一阶段中截止不同注入时间条件下，流体在储层中的总累积注入量，具体计算步骤包括：

(2.1)根据流体渗流达西定律及注入时间，确定初始注入阶段的注入水在储层中的注入流量q_inj(t)，表达式如下：

对初始注入阶段的流体的注入流量q_inj(t)进行时间t积分，确定初始注入阶段中截止不同注入时间t₁条件下，流体在储层中的累积注入量W_inj(t)(见图6中阶段I)，表达式如下：

式中，K为流体的有效渗透率，h为储层厚度，μ为流体粘度，B为流体的体积系数，r_e为储层含油面积半径，r_w为井口半径，P_wf(t)为注入井井底流体的注入压力，下文简称为注入压力，P_i为储层地层压力，W_inj(t)为流体累积注入量，t_e1为注入压力时间积分。需要说明的是，t₁指初始注入阶段中任意一截止注入的时间，并不仅限于初始注入阶段结束时的截止注入时间，下述t₂、t₃相同，t₂、t₃分别指代纳米注入阶段、顶替液注入阶段中任意一截止注入时间，并不仅限于纳米注入阶段、顶替液注入阶段结束时刻的注入时间。

(2.2)根据如下表达式确定纳米溶液注入阶段的流体流度比M_c和顶替液注入阶段的流体流度比M_rc：

式中，K_0w为初始注入阶段储层的初始有效渗透率，μ_w为初始注入阶段注入流体的粘度，K_si为纳米溶液注入阶段储层的有效渗透率，μ_si为纳米溶液粘度，K_bw为顶替液注入阶段储层有效渗透率，μ_bw为顶替液注入阶段注入流体的粘度。

(2.3)根据初始注入阶段的流体的总累积注入量W_inj(t)和纳米溶液注入阶段的流体的总累积注入量W_si(t)，分别确定纳米溶液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径R_bsi,0和顶替液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径R_bw,0，如图5中所示。

其中，流体在储层中的波及半径R_b的计算表达式如下：

式中，φ为储层孔隙度，ΔS_w为储层含水饱和度的变化。

需要说明的是，ΔS_w为初始时刻的储层含水饱和度值和注入时间t时的储层含水饱和度值之差。如图6所示，W(t)可以为三个阶段中任一阶段中截止任意一时刻(包括结束时刻)条件下流体的总累积注入量，例如W_inj(t)、W_si(t)、W_bw(t)，分别指自初始注入阶段的零时刻到阶段I、阶段II和阶段III中的某一截止注入时刻时，流体的总累积注入量，此时分别与图5中阶段I、阶段II和阶段III条件下，流体在储层中的波及半径R_b0、R_bsi、R_bw相对应(图5为本发明实施例的纳米技术措施过程流体注入三区复合示意图)。W_inj(t₁)、W_si(t₂)、W_bw(t₃)分别指阶段I、阶段II和阶段III的结束时刻条件下流体的总累积注入量，分别对应于阶段I、阶段II和阶段III中截止结束注入时刻时，流体在储层中相应的波及半径R_bsi,0、R_bw,0、R_bw,t3。

基于步骤(2.1)中得到的初始注入阶段的结束时刻的流体的总累积注入量W_inj(t₁)，及上述波及半径R_b表达式，可确定初始注入阶段结束时刻的流体在储层中的波及半径R_b0,t1，也即纳米溶液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径R_bsi,0(见图5中阶段I)具体表达式如下：

(2.4)基于步骤(2.2)和步骤(2.3)中得到的纳米溶液注入阶段的流体流度比M_c和纳米溶液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径R_bsi,0，并对纳米溶液的注入压力在纳米溶液注入阶段进行时间t积分，可确定纳米溶液注入阶段中截止不同注入时间t₂条件下，流体在储层中的总累积注入量W_si(t)(见图6中阶段II)，计算表达式如下：

式中，B_si为纳米溶液的体积系数，t_e2为纳米溶液注入阶段纳米溶液的注入压力时间积分。

(2.5)基于步骤(2.4)中得到的纳米溶液注入阶段结束时刻的流体的总累积注入量W_si(t₂)，可确定纳米溶液注入阶段结束时刻的流体在储层中的波及半径R_bsi,t2，也即顶替液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径R_bw,0(见图5中阶段II)，具体表达式如下：

(2.6)基于步骤(2.2)和步骤(2.5)中得到的顶替液注入阶段的流体流度比M_rc和顶替液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径R_bw,0，并对顶替液的压力在顶替液注入阶段进行时间积分，确定顶替液注入阶段中截止不同注入时间t₃条件下，流体在储层中的总累积注入量W_bw(t)(见图6中阶段III)，计算表达式如下：

式中，B_bw为顶替液的体积系数，t_e3为顶替液注入阶段注入流体的注入压力时间积分。

接着，在步骤三中，根据流体的总累积注入量与注入压力时间积分之间的线性关系，确定三个阶段的注入阻力曲线的斜率；包括：

如图6所示，根据截止不同注入时间条件下，流体在储层中的总累积注入量W_inj(t)、W_si(t)、W_bw(t)与注入压力时间积分t_e1、t_e2、t_e3之间的线性关系，采用线性回归拟合方法，确定出初始注入阶段I、纳米溶液注入阶段II及顶替液注入阶段III的动态曲线的斜率I_inj、II_inj、III_inj，确定表达式如下：

W_inj(t)＝I_inj·t_e1

W_si(t)＝II_inj·t_e2

W_bw(t)＝III_inj·t_e3

接着，在步骤四中，基于步骤三中得到的三个阶段的动态曲线的斜率I_inj、II_inj、III_inj，根据如下表达式分别确定纳米溶液注入阶段的流体在储层中的阻力系数F_c(即纳米溶液注入阶段中纳米溶液减少流体在储层中的渗流阻力的阻力系数)和顶替液注入阶段的流体在储层中的残余阻力系数F_rc(即恢复注水阶段流体的残余阻力变化系数)：

也即，纳米溶液注入阶段的流体在储层中的阻力系数F_c和顶替液注入阶段的流体在储层中的残余阻力系数F_rc的确定表达式可推导为：

最终，由步骤四得到的确定结果的应用体现在：根据F_c(r,t)与F_rc(r,t)值相对大小，可判断当前流体在储层中渗流阻力的变化关系类型(见图7所示)，分析出在注水井中注入纳米溶液前后，对储层渗流阻力变化的影响，用于评价纳米技术措施的增注效果，具体包括：

①当F_rc>F_c>1(即上翘型曲线)时：曲线特征表明初始注入阶段、纳米溶液注入阶段和顶替液注入阶段的流体注入压力依次减小，即流体在储层中的渗透性得到显著改善，说明纳米技术措施起到了较好的降阻增注效果，储层基本无污染，注采对应关系较好，注采井受效较好。

②F_rc＝F_c＝1(即直线型曲线)：曲线特征表明初始注入阶段、纳米溶液注入阶段和顶替液注入阶段中，流体在储层中的注水井中流体的注入压力居高不下，即渗透性改善不明显，说明纳米技术措施对储层物性的影响作用较弱，未能达到降低流体渗流阻力的作用效果，储层可能存在污染，需要进一步酸化溶蚀储层中孔隙喉道的堵塞。

③F_rc<F_c<1(即下凹型曲线)：曲线特征表明初始注入阶段、纳米溶液注入阶段和顶替液注入阶段的流体注入压力持续缓慢上升，随着注入时间下凹幅度越来越大，反映了储层平面非均质性较强，储层连通性较差，注采不受效，需要重新论证注采对应关系。

实施例：为了进一步说明本发明的实际应用效果，下面以某低渗油藏HZ11-3B1井注水开发作为示例进行详细说明。该低渗油藏HZ11-3B1井注水开发已长达5年，注采比为0.7，累积注采比0.3，从投产初期开始的5年里储层压降已达到5MPa，储层亏空严重，当前注水井增注已成为迫切需要。

本实施例的确定方法包括下列步骤：

(1)HZ11-3B1井为2017年5月采用纳米聚硅增注剂进行现场试验的一口井，首先根据实际工区(即纳米措施技术现场)的注入过程中的注入流体、注入时间的不同，将注入过程分为三个阶段：初始注入阶段、纳米溶液注入阶段和顶替液注入阶段(分别对应图5和图6中所示的阶段I、阶段II和阶段III)。

本实施例中，初始注入阶段、纳米溶液注入阶段、顶替液注入阶段分别采用清水、纳米聚硅增注剂、清水作为注入流体溶液，即初始注入阶段为初始注水阶段，顶替液注入阶段为恢复注水阶段。纳米技术增注过程中，采用段塞注入工艺设备，首先向注水井中注入清水，继而，向注水井中注入纳米聚硅增注剂进行降阻处理，最后，恢复注入清水。

HZ11-3B1井纳米技术现场工艺参数数据见表1所示。图4为本发明实施例的纳米技术措施过程中流体的累计注入量动态数据曲线图，其中，生产动态数据包括实际工区的流体在储层中的日注入量、累积注入量W_inj(t)、含水饱和度S_w、流体的注入压力P_wf(t)，现场工艺参数和生产动态数据均为现场流体参数检测装置采集得到，可供实时查看和调用。

表1 HZ11-3B1井纳米技术措施现场工艺参数数据

(2)根据表1：HZ11-3B1井纳米技术工艺参数数据，基于流体粘度及储层渗透率，根据步骤(2.2)中公式

计算纳米溶液-清水间的流度比M_c＝0.5，M_rc＝1.6。

(3)根据步骤(2.1)中公式

得到初始注水阶段(0<t₁≤100d)注入动态数据，如图6中所示的阶段I对应曲线；

基于初始注水阶段流体总累积注入量W_inj(t)与压力积分时间t_e1线性关系W_inj(t)＝I_inj·t_e1，采用线性回归方法拟合曲线(本示例以选择10个点数据为例)，得到的对应拟合曲线表达式y＝88.351x-3178.3(其中，判定系数R²＝0.9823，R表示相关系数，R²越大说明实际值与拟合值之间拟合吻合性越高，斜率结果越准确)，确定出阶段I拟合曲线斜率为I_inj＝88.35。

(4)根据步骤(2.3)中公式

由初始注入阶段的结束时刻的流体的总累积注入量W_inj(t₁)确定纳米溶液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径(即初始注入阶段结束时刻的流体在储层中的波及半径)R_bsi,0＝58m，如图5中所示的阶段I对应的流体波及半径；

(5)根据步骤(2.4)中公式

得到纳米溶液注入阶段(100d<t₂≤110d)注入动态数据，如图6中所示的阶段II对应曲线；

基于纳米溶液注入阶段的流体总累积注入量W_si(t)与压力积分时间t_e2线性关系W_si(t)＝II_inj·t_e2，采用线性回归方法拟合曲线(本示例以选择10个点数据为例)，得到的对应拟合曲线表达式y＝106.05x-11399(判定系数R²＝0.9631)，确定出阶段II拟合曲线斜率为II_inj＝106.05；

(6)根据步骤(2.5)中公式

由纳米溶液注入阶段结束时刻的总累积注入量W_si(t₂)可确定顶替液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径(即纳米溶液注入阶段结束时刻的流体在储层中的波及半径)R_bw,0＝87m，如图5中所示的阶段II对应的流体波及半径。

(7)根据公式

得到恢复注水阶段(110d<t₃≤140d)注入动态数据，如图6中所示的阶段III对应曲线；

基于恢复注水阶段的流体总累积注入量W_bw(t)与压力积分时间t_e3线性关系W_bw(t)＝III_inj·t_e3，采用线性回归方法拟合曲线(本示例以选择10个点数据为例)，得到的对应拟合曲线表达式y＝119.98x-38710(判定系数R²＝0.9341)，确定出阶段III拟合曲线斜率为III_inj＝119.98；

(8)根据步骤(3)、(5)、(7)拟合得到的曲线斜率I_inj、II_inj、III_inj，再根据公式

和

确定纳米溶液注入阶段的流体在储层中的阻力系数F_c＝1.2，恢复注水阶段流体的残余阻力变化系数F_rc＝1.35，绘制出的三阶段的阻力系数变化示意图(如图7中所示)。

(9)根据步骤(8)的计算结果，得出F_rc>F_c>1，进而判断该阻力系数变化关系属于①类型阻力曲线，即上翘型曲线(如图7所示)，曲线特征表明：初始注水阶段、纳米溶液注入阶段和恢复注水阶段的流体注入压力依次减小，即流体在储层中的渗透性得到显著改善，说明纳米技术措施起到较好的降阻增注的效果，储层基本无污染，注采对应关系较好，注采井受效较好。

虽然本发明所揭露的实施方式如上，但的内容仅为便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属领域内的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定为准。

Claims (10)

1.一种基于纳米技术降低流体渗流阻力的确定方法，其特征在于，该确定方法包括：

步骤一，根据实际工区的注入流体、注入时间的不同，将注入过程分为三个阶段，即初始注入阶段、纳米溶液注入阶段和顶替液注入阶段；

步骤二，根据渗流达西定律及注入时间，确定所述三个阶段中每一阶段中截止不同注入时间条件下，流体在储层中的总累积注入量；

步骤三，根据所述流体在储层中的总累积注入量与注入压力时间积分之间的线性关系，确定所述三个阶段的注入阻力曲线的斜率；

步骤四，分别确定纳米溶液注入阶段的流体在储层中的阻力系数和顶替液注入阶段的流体在储层中的残余阻力系数；

步骤五，根据步骤四中的两阻力系数的相对大小关系，评价纳米技术降阻增注的效果。

2.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，所述步骤二包括：

根据所述流体的渗流达西定律及注入时间，确定流体的注入流量q_inj(t)，表达式如下：

对初始注入阶段的流体的注入流量q_inj(t)进行时间t积分，确定初始注入阶段中截止不同注入时间t₁条件下，流体在储层中的累积注入量W_inj(t)，表达式如下：

式中，K为流体的有效渗透率，h为储层厚度，μ为流体的粘度，B为流体的体积系数，r_e为储层含油面积半径，r_w为井口半径，P_wf(t)为注入井井底流体的注入压力，P_i为储层地层压力，W_inj(t)为流体累积注入量，t_e1为初始注入阶段流体的注入压力时间积分。

3.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，所述步骤二包括：

根据所述纳米溶液注入阶段的流体流度比M_c和所述纳米溶液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径R_bsi,0，确定所述纳米溶液注入阶段中截止不同注入时间条件下，流体的总累积注入量W_si(t)。

4.根据权利要求3所述的确定方法，其特征在于，所述步骤二还包括：

根据所述顶替液注入阶段的流体流度比M_rc和所述顶替液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径R_bw,0，确定所述顶替液注入阶段中截止不同注入时间条件下，流体的总累积注入量W_bw(t)。

5.根据权利要求4所述的确定方法，其特征在于：

根据以下表达式确定所述纳米溶液注入阶段的流体流度比M_c和所述顶替液注入阶段的流体流度比M_rc：

式中，K_0w为初始注入阶段储层的初始有效渗透率，μ_w为初始注入阶段注入流体的粘度，K_si为纳米溶液注入阶段储层的有效渗透率，μ_si为纳米溶液粘度，K_bw为顶替液注入阶段储层的有效渗透率，μ_bw为顶替液注入阶段注入流体的粘度。

6.根据权利要求4所述的确定方法，其特征在于：

根据以下表达式确定流体在储层中的波及半径R_b：

式中，W(t)为所述三个阶段中任一阶段中截止任一时刻条件下流体的总累积注入量，φ为储层孔隙度，ΔS_w为储层含水饱和度的变化。

7.根据权利要求3所述的确定方法，其特征在于：

根据所述纳米溶液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径R_bsi,0和所述纳米溶液注入阶段的流体流度比M_c，确定所述纳米溶液注入阶段中截止不同注入时间t₂条件下，流体在储层中的总累积注入量W_si(t)，表达式如下：

式中，B_si为纳米溶液的体积系数，t_e2为纳米溶液注入阶段纳米溶液的注入压力时间积分。

8.根据权利要求4所述的确定方法，其特征在于：

根据所述顶替液注入阶段初始时刻的流体在储层中的波及半径R_bw,0和所述顶替液注入阶段的流体流度比M_rc，确定所述顶替液注入阶段中截止不同注入时间t₃条件下，流体在储层中的总累积注入量W_bw(t)，表达式如下：

式中，B_bw为顶替液的体积系数，t_e3为顶替液注入阶段注入流体的注入压力时间积分。

9.根据权利要求1-8中任一项所述的确定方法，其特征在于，所述步骤三包括：

根据流体在储层中的总累积注入量W_inj(t)、W_si(t)、W_bw(t)与注入压力时间积分t_e1、t_e2、t_e3之间的线性关系，采用线性回归拟合方法，确定所述初始注入阶段、所述纳米溶液注入阶段和所述顶替液注入阶段的动态曲线的斜率I_inj、II_inj、III_inj，确定表达式如下：

W_inj(t)＝I_inj·t_e1

W_si(t)＝II_inj·t_e2

W_bw(t)＝III_inj·t_e3

10.根据权利要求9所述的确定方法，其特征在于：

根据以下表达式确定所述纳米溶液注入阶段的流体在储层中的阻力系数F_c和所述顶替液注入阶段的流体在储层中的残余阻力系数F_rc：

Images