CN108952649A - 在长胶结管内判断乳化发生位置的方法与装置 - Google Patents
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Abstract
一种在长胶结管内判断乳化发生位置的方法与装置。所述方法为利用短胶结管串联的方法，在串联处采出连续相，通过观测连续相的状态，以此作为判断长胶结管内相同位置的非连续相是否发生乳化的初步依据，然后根据岩心内乳状液与油/水相混合液压力的差异性，判断长胶结管中的油与功能型聚合物溶液发生乳化的具体位置。所述装置包括烧杯、长胶结管模型、管线、驱替泵、控制阀门、三通、压力表、注油活塞容器、注功能型聚合物溶液活塞容器以及恒温箱，所述长胶结管模型由若干短直的金属管模具串联而成，各金属管模具之间使用可弯曲的连接管线联通，在所述连接管线中间部位布设取样及测压点，金属管内使用石英砂树脂胶结的物料填充压制。
Description
技术领域：
本公开涉及一种油气田开发提高采收率技术领域中的判断乳化发生位置的方法与装置。
背景技术：
目前，我国的大部分油田已经进入了高含水期，功能型聚合物驱已经成为油田高含水后期提高采收率的有效技术之一。功能型聚合物的驱油机理是乳化增粘，在岩心驱替过程中，利用储层岩心喉道的剪切作用，生成乳状液。在实际储层孔隙中因为细小孔隙的连通性及孔喉尺寸等影响，导致油水相各自分散、不连续，更多的是以接触点或狭小的接触面方式接触；而常规静态测试中油水相都是整体上连续分布，接触密切充分，更易形成乳状液。目前，在实验室内研究岩心内乳状液生成与分布状态主要使用的是可视化光刻玻璃模型，在人造岩心不可视的条件下，已有的实验方法存在以下缺陷：1、无法判断岩心中的油与功能型聚合物溶液发生乳化的具体位置。2、在某些储层条件下，实际乳化距离过大，以现有的实验室条件无法达成。
发明内容：
为了解决背景技术中所提到的技术问题，本发明提供一种在长胶结管内判断乳化发生位置的方法与装置，利用本发明可以判断长胶结管中的油与功能型聚合物溶液发生乳化的具体位置。
本发明的技术方案是：本种在长胶结管内判断乳化发生位置的方法，可以概括为，利用短胶结管串联的方法，在串联处采出连续相，通过观测连续相的状态，以此作为判断长胶结管内相同位置的非连续相是否发生乳化的初步依据，然后根据岩心内乳状液与油/水相混合液压力的差异性，判断长胶结管中的油与功能型聚合物溶液发生乳化的具体位置。
具体地说，所述方法可按照如下步骤进行：
发明步骤一，选取实际模拟区块，确定相关参数；
即根据实际模拟区块，确定实验所需岩心渗透率、孔隙度等相关参数，配制所模拟区块的模拟油和指定浓度分子量的功能型聚合物溶液；
发明步骤二，进行串联短胶结管稳态法实验，观察衔接处采出液状态与压力确定乳化位置；
即根据发明步骤一确定的岩心参数，将n段长度为L的胶结管模型进行串联，对其进行抽真空，在实验要求的温度下，用驱替泵将油和功能型聚合物溶液按照7:3的注入比例同时注入；观察各段采出端采出液的状态，当采出端稳定发现乳状液，记录下第x段至最终段第n段压力表示数P1x,P1(x+1),…,P1n；若至最终段依旧未发现乳状液，则向后继续串联若干段短胶结管，直至稳定采出乳状液，并记录下初次采出乳状液的第x段至最终段第n段压力表示数；
之后，将驱替泵注入的油和功能型聚合物溶液的注入比例依次改为6:4、 5:5、4:6和3:7，重复进行短胶结管串联稳态法实验，观察各段采出端采出液的状态，并记录下初次采出乳状液的第x段至最终段第n段压力表示数P2x, P2(x+1),…,P2n；P3x,P3(x+1),…,P3n；P4x,P4(x+1),…,P4n；P5x,P5(x+1),…,P5n；
发明步骤三，进行长胶结管稳态法实验确定压力分布；
即根据步骤一确定的岩心参数，选择长度为nL的连续弯曲长胶结管，在长胶结管上每隔距离L布设一个压力表，对其进行抽真空，在实验要求的温度下，用驱替泵将油和功能型聚合物溶液按照7:3的注入比例同时注入，记录下各处压力表示数P1x’,P1x+1’,…,P1n’；
之后，分别将驱替泵注入的油和功能型聚合物溶液的注入比例依次改为6:4、5:5、4:6和3:7，重复进行长胶结管串联稳态法实验，并记录下第x段开始的压力表示数P2x’,P2(x+1)’,…,P2n’；P3x’,P3(x+1)’,…,P3n’；P4x’, P4(x+1)’,…,P4n’；P5x’,P5(x+1)’,…,P5n’；
发明步骤四：通过压力数据对比判断长胶结管乳化位置；
即将步骤二各组所得的压力表示数Px、Pn与步骤三对应同油水比例组所得的压力表示数Px’、Pn’做比较，若Pn-Px所得的值与Pn’-Px’所得的值相近或相同，则判断在步骤三的长胶结管模型中，(x-1)L与xL之间的位置发生了乳化，本步中所述“相近”是指Pn-Px所得的值与Pn’-Px’所得的值之间的误差率不超过5％；
若Pn-Px所得的值与Pn’-Px’所得的值差距较大超过5％，则继续比较Pn-Px+1与Pn’-Px+1’，直至压力差误差率不超过5％，结束对比。
用于实现上述方法的装置，包括第一恒温箱、第二恒温箱、由若干短胶结管通过弯曲的连接管线串联后构成的长胶结管模拟模型、连续弯曲长胶结管、第一注入端压力表、第二注入端压力表、第一驱替泵、第二驱替泵、第一注油活塞容器、第一注功能型聚合物溶液活塞容器、第三驱替泵、第四驱替泵、第二注油活塞容器以及第二注功能型聚合物溶液活塞容器；
所述短胶结管采用两端带有螺纹接口的直金属管模具，直金属管模具中填充有石英砂，所述螺纹接口用于连接连接管线的接头；
长胶结管模拟模型、第一注入端压力表、第一驱替泵、第二驱替泵、第一注油活塞容器、第一注功能型聚合物溶液活塞容器连接构成串联短胶结管稳态法实验装置后置于第一恒温箱中，在每个连接管线均设有采出端压力表和采出口。在最后一个短胶结管的尾端设有第n段采出端压力表；一共有n段短胶结管，按顺序分别为第1,2,…，x，x+1，…，n段，每一段之间通过管线连接，每根连接管线上均设有采出端压力表与采出口；“第x段”指的是首次在采出口发现乳状液时，该采出口的序号，第x段采出端压力表和第x段采出口指的是该段对应的采出端压力表和采出口，“第n段采出端压力表”为最后一段短胶结管后所设的采出端压力表。
连续弯曲长胶结管、第二注入端压力表、第三驱替泵、第四驱替泵、第二注油活塞容器以及第二注功能型聚合物溶液活塞容器连接构成长胶结管稳态法实验装置后置于第二恒温箱中；连续弯曲长胶结管由直金属管模具与弯曲金属管模具组成，中间使用等直径接头连接，金属管与接头内使用石英砂树脂胶结的物料连续填充压制，在若干个弯曲金属管模具中间部位布置测压点连接第x 处压力表，在最后一根直金属管模具的尾端设置出口压力表。
本发明具有如下有益效果：本发明解决了在人造岩心不可视的条件下，判断生成原油乳状液的生成位置遇到的问题，并且提供了一种利用长胶结管精确判断乳化发生位置的方法与装置。此方法应用于室内模拟驱替实验中，可以精准地确定岩心内发生乳化的位置，并且有效的解决了因实际乳化距离较大导致室内长岩心模型无法实现的问题，从而能够更加清晰的认识储层中乳状液的分布与变化，对实际矿场试验有更好的指导意义。
附图说明：
图1所示为本发明的串联短胶结管稳态法实验装置连接图。
图2是本发明中所涉及的短胶结管的结构示意图。
图3是本发明中所涉及的长胶结管稳态法实验装置连接图。
图4是本发明中所涉及的本发明中所涉及的连续弯曲长胶结管的结构示意图。
具体实施方式：
下面结合附图对本发明作进一步说明：
用于实现本发明的装置，包括第一恒温箱1、第二恒温箱14、由若干短胶结管通过弯曲的连接管线3串联后构成的长胶结管模拟模型2、连续弯曲长胶结管15、第一注入端压力表4、第二注入端压力表22、第一驱替泵5、第二驱替泵6、第一注油活塞容器9、第一注功能型聚合物溶液活塞容器10、第三驱替泵 18、第四驱替泵19、第二注油活塞容器20以及第二注功能型聚合物溶液活塞容器21；
所述短胶结管采用两端带有螺纹接口的直金属管模具，直金属管模具中填充有石英砂，所述螺纹接口用于连接连接管线3的接头；
长胶结管模拟模型2、第一注入端压力表4、第一驱替泵5、第二驱替泵6、第一注油活塞容器9、第一注功能型聚合物溶液活塞容器10连接构成串联短胶结管稳态法实验装置后置于第一恒温箱1中，在每个连接管线3上均设有采出端压力表和采出口。在最后一个短胶结管的尾端设有第n段采出端压力表13；一共有n段短胶结管，按顺序分别为第1,2,…，x，x+1，…，n段，每一段之间通过管线连接，每根连接管线上均设有采出端压力表与采出口；“第x段”指的是首次在采出口发现乳状液时，该采出口的序号，第x段采出端压力表11和第x段采出口12指的是该段对应的采出端压力表和采出口，“第n段采出端压力表”为最后一段短胶结管后所设的采出端压力表。
连续弯曲长胶结管15、第二注入端压力表22、第三驱替泵18、第四驱替泵 19、第二注油活塞容器20以及第二注功能型聚合物溶液活塞容器21连接构成长胶结管稳态法实验装置后置于第二恒温箱14中；连续弯曲长胶结管15由直金属管模具与弯曲金属管模具组成，中间使用等直径接头连接，金属管与接头内使用石英砂树脂胶结的物料连续填充压制，在若干个弯曲金属管模具中间部位布置测压点连接第x处压力表23，在最后一根直金属管模具的尾端设置出口压力表24。
本种方法由如下步骤组成：
发明步骤一：选取实际模拟区块，确定相关参数
根据实际模拟区块，确定实验所需岩心渗透率、孔隙度等相关参数，配制所模拟区块的模拟油和指定浓度分子量的功能型聚合物溶液。
发明步骤二：串联短胶结管稳态法实验，观察衔接处采出液状态与压力确定乳化位置
根据步骤一确定的岩心参数，将n段长度为L的胶结管模型进行串联，对其进行抽真空，按照图1所示连接实验装置，在实验要求的温度下，用驱替泵将油和功能型聚合物溶液按照7:3的注入比例同时注入。观察各段采出端采出液的状态，当采出端稳定发现乳状液，记录下第x段至最终段第n段压力表示数 P1x,P1(x+1),…,P1n；若至最终段依旧未发现乳状液，则向后继续串联若干段短胶结管，直至稳定采出乳状液，并记录下初次采出乳状液的第x段至最终段第n 段压力表示数。
将驱替泵将油和功能型聚合物溶液的注入比例依次改为6:4，5:5，4:6，3:7，重复进行短胶结管串联稳态法实验，观察各段采出端采出液的状态，并记录下初次采出乳状液的第x段至最终段第n段压力表示数P2x,P2(x+1),…,P2n；P3x, P3(x+1),…,P3n；P4x,P4(x+1),…,P4n；P5x,P5(x+1),…,P5n。
考虑到实际乳化距离较大，采用短管胶结串联模型，各直金属管模具使用可弯曲的连接管线串联，金属管模具与管线间用变直径接头连接，在管线中间部位布设取样及测压点，金属管内使用石英砂树脂胶结的物料填充压制(如图2 所示)。
发明步骤三：长胶结管稳态法实验确定压力分布
根据步骤一确定的岩心参数，选择长度为nL的连续弯曲长胶结管，在长胶结管上每隔距离L布设一个压力表，对其进行抽真空，并按照图3所示连接实验装置，在实验要求的温度下，用驱替泵将油和功能型聚合物溶液按照7:3的注入比例同时注入。记录下各处压力表示数P1x’,P1x+1’,…,P1n’。
分别将驱替泵将油和功能型聚合物溶液的注入比例依次改为6:4，5:5，4:6， 3:7，重复进行长胶结管串联稳态法实验，并记录下第x段开始的压力表示数P2x’, P2(x+1)’,…,P2n’；P3x’,P3(x+1)’,…,P3n’；P4x’,P4(x+1)’,…,P4n’；P5x’,P5(x+1)’,…,P5n’。
考虑到实际乳化距离较大，采用弯曲长管胶结模型，整个弯曲胶结管内部溶液为非连续相。模型由直金属管模具与弯曲金属管模具组成，中间使用等直径接头连接，金属管与接头内使用石英砂树脂胶结的物料连续填充压制，在弯曲金属管模具中间部位布置测压点(如图4所示)。
发明步骤四：压力数据对比判断步骤三中长胶结管乳化位置
将步骤二各组所得的压力表示数Px、Pn与步骤三对应同油水比例组所得的压力表示数Px’、Pn’做比较，若Pn-Px所得的值与Pn’-Px’所得的值相近(误差率不超过5％)或相同，则判断在步骤二的长胶结管中，(x-1)L与xL之间的位置发生了乳化；若Pn-Px所得的值与Pn’-Px’所得的值差距较大(误差率超过5％)，则继续比较Pn-Px+1与Pn’-Px+1’，直至压力差误差率不超过5％，结束对比。
下面给出一个具体实施例:
针对某油田区块储层进行长胶结管驱替实验，并判断出实验中岩心内发生乳化的位置。该区块岩石空气渗透率为0.5μm2，孔隙度为23％，地层温度为55 ℃，原油粘度为15mPa·s，地层水矿化度为5000mg/L。
实验条件：
胶结管模型尺寸：连续长胶结管模型长度：5000mm，单段长度：1000mm，内径8-20mm；
驱替剂：浓度为1000mg/L的华鼎I型聚表剂溶液；
发明步骤一：
根据实际模拟区块的相关参数，确定实验所用岩心参数：空气渗透率为 0.5μm2，孔隙度为23％；配制粘度为15mPa·s的模拟油和浓度为1000mg/L的华鼎I 型聚表剂溶液。
发明步骤二：
将5段长度为1000mm的短胶结管进行串联，连接实验装置，将恒温箱温度设定为55℃，用驱替泵以0.8mL/min的注入速度将油和功能型聚合物溶液按照1:1 的注入比例同时注入。观察各段采出端采出液的状态，从第4段开始至第5段，采出端稳定采出乳状液，记录下各处压力表示数。
将驱替泵将油和功能型聚合物溶液的注入比例改为6:4，进行短胶结管串联稳态法实验，观察各段采出端采出液的状态，从第4段开始至第5段，采出端稳定采出乳状液，记录下各处压力表示数。
将驱替泵将油和功能型聚合物溶液的注入比例改为5:5，进行短胶结管串联稳态法实验，观察各段采出端采出液的状态，从第3段开始至第5段，采出端稳定采出乳状液，记录下各处压力表示数。
将驱替泵将油和功能型聚合物溶液的注入比例改为4:6，进行短胶结管串联稳态法实验，观察各段采出端采出液的状态，从第3段开始至第5段，采出端稳定采出乳状液，记录下各处压力表示数。
将驱替泵将油和功能型聚合物溶液的注入比例改为3:7，进行短胶结管串联稳态法实验，观察各段采出端采出液的状态，从第3段开始至第5段，采出端稳定采出乳状液，记录下各处压力表示数。如表1所示。
表1短岩心压力示数表
发明步骤三：
在弯曲长胶结管上每隔距离1000mm布设一个压力表，对其进行抽真空，连接实验装置。将恒温箱温度设定为55℃，用驱替泵以0.8mL/min的注入速度将油和功能型聚合物溶液按照1:1的注入比例同时注入。记录下各处压力表示数(表2)。
分别将驱替泵将油和功能型聚合物溶液的注入比例依次改为6:4，5:5，4:6， 3:7，重复进行短岩心串联稳态法实验，并记录下各组压力表示数，如表2所示。
表2长胶结管压力示数表
发明步骤四：
将步骤二所得的第一组压力表示数与步骤三对应同油水比例组所得的压力表示数做比较，P15-P14所得的值与P15’-P14’所得的值的差率为75.19％，不符合误差条件，则判断在长胶结管中，以7:3的油/水相比注入，在注入端至4000mm 位置处未发生乳化。
将步骤二所得的第二组压力表示数与步骤三对应同油水比例组所得的压力表示数做比较，P25-P24所得的值与P25’-P24’所得的值的差率为28.34％，不符合误差条件，则判断在长胶结管中，以6:4的油/水相比注入，在注入端至4000mm 位置处未发生乳化。
将步骤二所得的第三组压力表示数与步骤三对应同油水比例组所得的压力表示数做比较，P35-P33所得的值与P35’-P33’所得的值的差率为48.03％，不符合误差条件；P35-P34所得的值与P35’-P34’所得的值的差率仅为3.85％，符合误差条件，则判断在长胶结管中，以5:5的油/水相比注入，在3000mm与4000mm之间的位置发生了乳化。
将步骤二所得的第四组压力表示数与步骤三对应同油水比例组所得的压力表示数做比较，P45-P43所得的值与P45’-P43’所得的值的差率为15.45％，不符合误差条件；P45-P44所得的值与P45’-P44’所得的值的差率仅为2.80％，符合误差条件，则判断在长胶结管中，以4:6的油/水相比注入，在3000mm与4000mm之间的位置发生了乳化。
将步骤二所得的第五组压力表示数与步骤三对应同油水比例组所得的压力表示数做比较，P55-P53所得的值与P55’-P53’所得的值的差率仅为3.43％，符合误差条件，P55-P54所得的值与P55’-P54’所得的值的差率仅为4.15％，符合误差条件，则判断在长胶结管中，以3:7的油/水相比注入，在2000mm与3000mm之间的位置发生了乳化。
表3长、短胶结管压力差率
Claims (3)
1.一种在长胶结管内判断乳化发生位置的方法，其特征在于：
利用短胶结管串联的方法，在串联处采出连续相，通过观测连续相的状态，以此作为判断长胶结管内相同位置的非连续相是否发生乳化的初步依据，然后根据岩心内乳状液与油/水相混合液压力的差异性，判断长胶结管中的油与功能型聚合物溶液发生乳化的具体位置。
2.权利要求1所述的在长胶结管内判断乳化发生位置的方法，其特征在于所述方法可按照如下步骤进行：
发明步骤一，选取实际模拟区块，确定相关参数；
即根据实际模拟区块，确定实验所需岩心渗透率、孔隙度等相关参数，配制所模拟区块的模拟油和指定浓度分子量的功能型聚合物溶液；
发明步骤二，进行串联短胶结管稳态法实验，观察衔接处采出液状态与压力确定乳化位置；
即根据发明步骤一确定的岩心参数，将n段长度为L的胶结管模型进行串联，对其进行抽真空，在实验要求的温度下，用驱替泵将油和功能型聚合物溶液按照7:3的注入比例同时注入；观察各段采出端采出液的状态，当采出端稳定发现乳状液，记录下第x段至最终段第n段压力表示数P1x, P1(x+1), …, P1n；若至最终段依旧未发现乳状液，则向后继续串联若干段短胶结管，直至稳定采出乳状液，并记录下初次采出乳状液的第x段至最终段第n段压力表示数；
之后，将驱替泵注入的油和功能型聚合物溶液的注入比例依次改为6:4、5:5、4:6和3:7，重复进行短胶结管串联稳态法实验，观察各段采出端采出液的状态，并记录下初次采出乳状液的第x段至最终段第n段压力表示数P2x, P2(x+1), …, P2n；P3x, P3(x+1), …, P3n；P4x,P4(x+1), …, P4n；P5x, P5(x+1), …, P5n；
发明步骤三，进行长胶结管稳态法实验确定压力分布；
即根据步骤一确定的岩心参数，选择长度为nL的连续弯曲长胶结管，在长胶结管上每隔距离L布设一个压力表，对其进行抽真空，在实验要求的温度下，用驱替泵将油和功能型聚合物溶液按照7:3的注入比例同时注入，记录下各处压力表示数P1x’, P1x+1’, …, P1n’；
之后，分别将驱替泵注入的油和功能型聚合物溶液的注入比例依次改为6:4、5:5、4:6和3:7，重复进行长胶结管串联稳态法实验，并记录下第x段开始的压力表示数P2x’,P2(x+1)’, …, P2n’；P3x’, P3(x+1)’, …, P3n’；P4x’, P4(x+1)’, …, P4n’；P5x’, P5(x+1)’, …,P5n’；
发明步骤四：通过压力数据对比判断长胶结管乳化位置；
即将步骤二各组所得的压力表示数Px、Pn与步骤三对应同油水比例组所得的压力表示数Px’、Pn’做比较，若Pn-Px所得的值与Pn’-Px’所得的值相近或相同，则判断在步骤三的长胶结管模型中，(x-1)L与xL之间的位置发生了乳化，本步中所述“相近”是指Pn-Px所得的值与Pn’-Px’所得的值之间的误差率不超过5%；
若Pn-Px所得的值与Pn’-Px’所得的值差距较大超过5%，则继续比较Pn-Px+1与Pn’-Px+1’，直至压力差误差率不超过5%，结束对比。
3.在长胶结管内判断乳化发生位置的装置，包括第一恒温箱（1）、第二恒温箱（14）、由若干短胶结管通过弯曲的连接管线（3）串联后构成的长胶结管模拟模型（2）、连续弯曲长胶结管（15）、第一注入端压力表（4）、第二注入端压力表（22）、第一驱替泵（5）、第二驱替泵（6）、第一注油活塞容器（9）、第一注功能型聚合物溶液活塞容器（10）、第三驱替泵（18）、第四驱替泵（19）、第二注油活塞容器（20）以及第二注功能型聚合物溶液活塞容器（21）；
所述短胶结管采用两端带有螺纹接口的直金属管模具，直金属管模具中填充有石英砂，所述螺纹接口用于连接连接管线（3）的接头；
长胶结管模拟模型（2）、第一注入端压力表（4）、第一驱替泵（5）、第二驱替泵（6）、第一注油活塞容器（9）、第一注功能型聚合物溶液活塞容器（10）连接构成串联短胶结管稳态法实验装置后置于第一恒温箱（1）中，在每个连接管线（3）上均设有采出端压力表与采出口,如果首次在某采出口发现乳状液时，该采出口的序号定为x,对应的采出端压力表与采出口为第x段采出端压力表（11）和第x段采出口（12），在最后一个短胶结管的尾端设有第n段采出端压力表（13）；
连续弯曲长胶结管（15）、第二注入端压力表（22）、第三驱替泵（18）、第四驱替泵（19）、第二注油活塞容器（20）以及第二注功能型聚合物溶液活塞容器（21）连接构成长胶结管稳态法实验装置后置于第二恒温箱（14）中；连续弯曲长胶结管（15）由直金属管模具与弯曲金属管模具组成，中间使用等直径接头连接，金属管与接头内使用石英砂树脂胶结的物料连续填充压制，在若干个弯曲金属管模具中间部位布置测压点连接第x处压力表（23），在最后一根直金属管模具的尾端设置出口压力表（24）。
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