CN109057763A - 实现对长岩心内发生乳化位置的判断方法 - Google Patents
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Abstract
一种实现对长岩心内发生乳化位置的判断方法。该方法的主要步骤为:利用短岩心串联的方法，在串联处采出连续相，通过观测连续相的状态，以此作为判断长岩心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，判断长岩心中的油与功能型聚合物溶液发生乳化的具体位置。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，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。
Description
技术领域：
本发明隶属于油气田开发提高采收率技术领域，尤其是涉及一种可以实现对长岩心内发生乳化位置的判断方法。
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：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。
发明内容：
为了解决背景技术中所提到的技术问题，本发明提供一种实现对长岩心内发生乳化的精确判断方法。本发明的技术方案是：利用短岩心串联的方法，在串联处采出连续相，通过观测连续相的状态，以此作为判断长岩心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，判断长岩心中的油与功能型聚合物溶液发生乳化的具体位置。
本发明具体由如下步骤组成：
发明步骤一，选取实际模拟区块，确定相关参数；
即根据实际模拟区块，确定实验所需相关参数，所述相关参数包括岩心渗透率和孔隙度，配制所实际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：进行串联短岩心稳态法实验，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的短岩心模型进行串联，对其进行抽真空，连接实验装置后，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，将这个采出端记为第x段，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岩心，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，重复进行短岩心串联稳态法实验，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：进行长岩心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的长岩心，在长岩心上每隔距离L布设一个压力表，对其进行抽真空，并连接实验装置，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’；
分别用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，重复进行长岩心串联稳态法实验，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：根据步骤二和步骤三所获得的压力数据对比判断步骤三中长岩心乳化位置；
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(误差率不超过5％)或相同，则判断在步骤二的长岩心中，(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
本发明具有如下有益效果：本发明内容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，并且提供了一种实现对岩心内发生乳化位置的判断方法与装置。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，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所示为本发明进行串联短岩心稳态法实验装置连接图。
图2是本发明进行长岩心稳态法实验装置连接图。
图中1-第一恒温箱，2-第x段人造岩心，3-第n段人造岩心，4-第一驱替泵，5- 第二驱替泵，6-第一管线，7-第一注油活塞容器，8-第一注功能型聚合物溶液活塞容器，9-第x段采出端烧杯，10-第n段采出端烧杯，11-第一注入端压力表， 12-第x段采出端压力表，13-第n段采出端压力表，14-第一三通，15-第二恒温箱，16-长岩心，17-第三驱替泵，18-第四驱替泵，19-第二管线，20-第二注油活塞容器，21-第二注功能型聚合物溶液活塞容器，22-烧杯，23-第二注入端压力表，24第x处压力表，25-第n处压力表，26-第二三通。
具体实施方式：
下面结合附图对本发明作进一步说明：
本种实现对长岩心内发生乳化位置的判断方法，其独特之处在于：利用短岩心串联的方法，在串联处采出连续相，通过观测连续相的状态，以此作为判断长岩心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，判断长岩心中的油与功能型聚合物溶液发生乳化的具体位置。
所述的实现对长岩心内发生乳化位置的判断方法，具体由如下步骤组成：
发明步骤一，选取实际模拟区块，确定相关参数；
即根据实际模拟区块，确定实验所需相关参数，所述相关参数包括岩心渗透率和孔隙度，配制所实际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：进行串联短岩心稳态法实验，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的短岩心模型进行串联，对其进行抽真空，按照图1所示连接实验装置。连接实验装置后，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，将这个采出端记为第x段，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岩心，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，重复进行短岩心串联稳态法实验，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：进行长岩心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的长岩心，在长岩心上每隔距离L布设一个压力表，对其进行抽真空，并按照图2所示连接实验装置。连接实验装置后，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’；
分别用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，重复进行长岩心串联稳态法实验，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：根据步骤二和步骤三所获得的压力数据对比判断步骤三中长岩心乳化位置；
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(误差率不超过5％)或相同，则判断在步骤二的长岩心中，(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岩心驱替实验，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1μm2，孔隙度为30％，地层温度为45℃，原油粘度为9.8mPa·s，地层水矿化度为6778mg/L。
实验条件：
人造岩心尺寸：长岩心：1200×45×45mm，短岩心：300×45×45mm；
驱替剂：浓度为1000mg/L的华鼎I型聚表剂溶液；
现以该油田实际情况为依据，举例说明本发明的各步骤内容：
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 1μm2，孔隙度为30％；配制粘度为9.8mPa·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4段长度为300mm的短岩心进行串联，连接实验装置，将恒温箱温度设定为45℃，用驱替泵以1mL/min的注入速度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，从第3段开始至第4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，进行短岩心串联稳态法实验，观察各段采出端采出液的状态，从第3段开始至第4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，进行短岩心串联稳态法实验，观察各段采出端采出液的状态，从第2段开始至第4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，进行短岩心串联稳态法实验，观察各段采出端采出液的状态，从第2段开始至第4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，进行短岩心串联稳态法实验，观察各段采出端采出液的状态，从第2段开始至第4段，采出端稳定采出乳状液，记录下各处压力表示数。
表1短岩心压力示数表
发明步骤三：
在长岩心上每隔距离300mm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45℃，用驱替泵以1mL/min的注入速度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。
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。
表2长岩心压力示数表
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，P14-P13所得的值与P14’-P13’所得的值的差率为66.41％，不符合误差条件，则判断在长岩心中，以7:3的油/水相比注入，在注入端至900mm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，P24-P23所得的值与P24’-P23’所得的值的差率为30.80％，不符合误差条件，则判断在长岩心中，以6:4的油/水相比注入，在注入端至900mm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，P34-P32所得的值与P34’-P32’所得的值的差率为35.58％，不符合误差条件；P34-P33所得的值与P34’-P33’所得的值的差率仅为3.85％，符合误差条件，则判断在长岩心中，以5:5的油/水相比注入，在600mm与900mm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，P44-P42所得的值与P44’-P42’所得的值的差率为12.80％，不符合误差条件；P44-P43所得的值与P44’-P43’所得的值的差率仅为4.14％，符合误差条件，则判断在长岩心中，以4:6的油/水相比注入，在600mm与900mm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，P54-P52所得的值与P54’-P52’所得的值的差率仅为3.42％，符合误差条件，P54-P53所得的值与P54’-P53’所得的值的差率仅为1.64％，符合误差条件，则判断在长岩心中，以3:7的油/水相比注入，在300mm与600mm之间的位置发生了乳化。
表3长、短岩心压力差率
Claims (2)
1.一种实现对长岩心内发生乳化位置的判断方法，其特征在于：利用短岩心串联的方法，在串联处采出连续相，通过观测连续相的状态，以此作为判断长岩心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，判断长岩心中的油与功能型聚合物溶液发生乳化的具体位置。
2.根据权利要求1所述的实现对长岩心内发生乳化位置的判断方法，具体由如下步骤组成：
发明步骤一，选取实际模拟区块，确定相关参数；
即根据实际模拟区块，确定实验所需相关参数，所述相关参数包括岩心渗透率和孔隙度，配制所实际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：进行串联短岩心稳态法实验，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的短岩心模型进行串联，对其进行抽真空，连接实验装置后，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，将这个采出端记为第x段，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岩心，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，重复进行短岩心串联稳态法实验，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：进行长岩心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的长岩心，在长岩心上每隔距离L布设一个压力表，对其进行抽真空，并连接实验装置，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’；
分别用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，重复进行长岩心串联稳态法实验，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：根据步骤二和步骤三所获得的压力数据对比判断步骤三中长岩心乳化位置；
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（误差率不超过5%）或相同，则判断在步骤二的长岩心中，(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。
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