CN109357986A - 高含水储层长岩心堵调全过程相渗曲线的测定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种高含水储层长岩心堵调全过程相渗曲线的测定方法其包括：选取具有代表性的岩心，分析相应物性，实验确定相应参数；对所选岩心进行岩心排序，组合成为长岩心；配置调剖体系并测量相关物化参数；组装并连接设备；进行水驱油实验，绘制水驱油阶段的相渗曲线，进行堵调驱油实验；绘制堵调阶段的相对渗透率曲线。本发明的方法能快速测定高含水油层堵调全过程相渗曲线。
Description
技术领域
本发明涉及一种高含水储层长岩心堵调全过程相渗曲线的测定方法。
背景技术
相对渗透率反映在多相流动过程中，各相流体在岩石中通过能力的大小，其对油气藏的开发具有十分重要的作用。相对渗透率曲线反映各相之间的相对渗透率与不同含水饱和度之间的关系。作为研究流体渗流规律的基础，相渗曲线对油气田的开发具有非常重要的作用。
作为三次采油技术中一项非常重要的措施，调剖堵水对处于高含水时期的油藏增加采出程度有很大的作用。在注水过程中，由于地层非均质性强，容易造成不同层位的吸水量大小不一，注入水容易沿高渗层突进，会造成指进和舌进现象，严重影响注水开发效果。为了提高注入水的波及系数，对吸水能力强的地层应进行堵水措施，降低其吸水能力，该过程称为堵水。同时，在生产井附近，由于不同层段的产液能力不一样，存在高产水层和低产水层，为降低由于水沿高渗层突进造成的“水窜”的影响，应对高产水层进行封堵，改善产液剖面，即堵水作业。
目前，对于相渗曲线的测试主要分为为稳态方法和非稳态方法，稳态方法由于实验条件要求高，测试时间长，应用很受限制。非稳态方法由贝克莱列维尔特两相渗流理论模型推导而来，通过计算出口端的采液量及驱替过程当中的压力。由于其省时高效，计算方便的特点，成为最为广泛应用的相渗曲线计算方法。目前，对于高含水油藏调剖堵水全过程的相渗曲线研究很少；此外，由于调剖体系所具有的特殊物化特性，常用的油水两相相对渗透率计算方法不适用于其计算。另外，由于短岩心尺寸较小，孔隙体积不大，在调剖措施中不易计量，容易造成较大误差。
因此，仍需要研发新的相渗曲线的测试方法，从而促进油气田的开发。
发明内容
本发明提供了一种高含水储层长岩心堵调全过程相渗曲线的测定方法，其包含以下步骤：
(1)选取代表性的岩心，并测量岩心的物性；
(2)配置调剖体系并测试其相关物性，其中测定调剖体系的粘度与剪切应力的关系、粘弹性、老化特性及其吸附特性；
(3)对所选岩心进行岩心排序，组合成长岩心；
(4)对实验设备进行连接，所述试验设备包含以下组件：驱替泵、长岩心夹持器、中间容器、压力表、阀门、回压阀和分离器，所述组件通过管线连接而成；
(5)实验前准备工作：对长岩心建立束缚水饱和度，饱和原油的操作；
(6)进行水驱油实验，绘制水驱油阶段相渗曲线；
(7)转注调剖体系，进行堵调驱替实验，绘制堵调阶段的相对相渗曲线。
本发明以长岩心为研究基础，既能反映地下实际储层的复杂性，又有足够的空间，调剖体系的作用效果比较明显，效果较好。本发明的方法能快速测定高含水油层堵调全过程相渗曲线，对认识水驱后期堵调过程地层流体流动规律，指导后续三采开发、对堵调工艺技术的发展及高含水油田的高效开发具有重要的意义。
附图说明
图1本发明的适用于堵调全过程相渗曲线测定的流程图。
图2本发明实验装置图；
图中，1-驱替泵，2-长岩心夹持器，3-中间容器，4-压力表，5-阀门，6-回压阀，7-分离器
图3为毛管束模型结构图。
图4为本发明的驱替相饱和度对油相和水相相对渗透率的相渗曲线。
具体实施方式
本发明提供一种高含水储层长岩心堵调全过程相渗曲线的测定方法，其包含以下步骤：
(1)选取代表性的岩心，并测量岩心的物性；
(2)配置调剖体系并测试其相关物性，其中测定调剖体系的粘度与剪切应力的关系、粘弹性、老化特性及其吸附特性；
(3)对所选岩心进行岩心排序，组合成长岩心；
(4)对实验设备进行连接，所述试验设备包含以下组件：驱替泵、长岩心夹持器、中间容器、压力表、阀门、回压阀和分离器，所述组件通过管线连接而成；
(5)实验前准备工作：对长岩心建立束缚水饱和度，饱和原油的操作；
(6)进行水驱油实验，绘制水驱油阶段相渗曲线；
(7)转注调剖体系，进行堵调驱替实验，绘制堵调阶段的相对相渗曲线。
在一个优选的实施方案中，步骤(1)中，对岩心进行的物性分析是指对岩心的岩心长度，岩心直径，岩心渗透率，岩心孔隙度，岩心迂曲度和比表面的物性测试。
在一个优选的实施方案中，所述获取有代表性岩心及物性分析的具体步骤包括：在目标层位获取代表性岩心，保证渗透率、孔隙度变化程度较为稳定，不选取物性急剧变化的岩心，对有微裂缝发育的地层，尽量选取微裂缝充分发育的岩心。
配置调剖体系并测试其相关物性的主要是指，按规定比例配置调剖体系，并测定其粘度与剪切应力的关系、粘弹性、老化特性等相关参数。
在一个优选的实施方案中，步骤(3)中，对所选岩心进行岩心排序通过对每块岩心的排列顺序按下列调和平均方式进行，
其步骤包括：由下式(1)调和平均法算出值，然后将该值与所有岩心的渗透率作比较，取渗透率与该值最接近的那块岩石放在出口站第一位；然后再由剩余岩心求出新的值，将新求出新的值与所有剩下的(n-1)岩心作比较，取渗透率与新的值最接近的那块岩心放在出口端第二位；依次类推便可得出岩心排列顺序；
式中：L—岩心的总长度，cm；
—岩心的调和平均渗透率，μm2；
Li—第i块岩心的长度，cm；
Ki—第i块岩心的渗透率，μm2
对实验设备进行连接，所述试验设备包含以下组件：驱替泵、长岩心夹持器、中间容器、压力表、阀门、回压阀和分离器，所述组件通过管线连接而成。所述组件中，长岩心夹持器为由选取地层的代表性的岩心按照上述方法制成，其余组件为本领域中常规使用的组件，可商购获得。所述组装并连接实验设备是按照图2用管线连接各组件，并进行气密性测试，保证连接处连接紧密，不产生泄露等问题。
在一个优选的实施方案中，步骤(5)中，对长岩心建立束缚水饱和度和饱和原油的操作包括：先对连接好的长岩心进行抽真空，确保没有空气滞留再孔隙中；其次注入地层水，直至长岩心的孔隙完全被水饱和；最后用注入泵从入口端注入原油建立束缚水饱和度和饱和原油。
在一个优选的实施方案中，实验前准备工作主要包括建立束缚水饱和度和饱和原油等操作，主要步骤是先对连接好的长岩心进行抽真空，确保没有空气滞留再孔隙中，对实验造成影响；其次注入地层水，等到出口端有水流出后并稳定后，逐级提高注入速度，关闭出口端，在压力环境下静置一天，保证还没有被水饱和的孔隙在渗吸的作用下能完全被水饱和；最后用注入泵从入口端注入原油建立束缚水饱和度，注入体积要至少达到孔隙体积的两倍以上，到出口端完全不在出水时结束。
在一个优选的实施方案中，步骤(6)中，进行水驱油实验的主要步骤包括以恒定注入速度的方式进行驱替实验，实验中记录时间、出口端压力变化、累计液量、累计出水量，并由以下公式绘制水驱油阶段的相渗曲线：
fo(sw)---含油率，用小数表示；
---无因次累积采油量；
---无因次累积采液量；
μw为水的粘度；
μo为油的粘度；
μw/μo为水油粘度比；
Kro---油相相对渗透率，为小数；
Krw---水相相对渗透率，为小数；
I---相对注入能力；
Q(t)---t时刻出口端产液流量
Q0---初始时刻出口端面产油量
Δp0---初始压差，MPa；
Δp(t)---t时刻驱替压差，MPa；
Swe---出口端面含水饱和度；
Swr---束缚水饱和度，为小数。
所述进行堵水调剖驱油实验的主要步骤包括，以恒定注入速度的方式进行驱替实验，实验中记录时间，出口端压力变化，累计液量，累计出油量等。
在注入调剖体系后，由于化学剂的吸附和滞留作用，部分化学剂会吸附在孔道上，岩心的孔径变小，孔隙度变小，造成岩心物性的变化，因而原来的计算方法已经不适用与化学调剖阶段的相渗曲线计算。由化学剂吸附滞留造成的吸附层厚度可以表达为：
δ为吸附层的厚度；
G，形状因子，小数；
Cp，吸附量；
a,b为常数，
c,d为与吸附量Cp有关的常数。
现有毛细管模型
φ，孔隙度；
Ve，孔隙体积；
Vb，总体积；
n，毛细管数；
A，截面积；
L，长度；
r，毛细管半径。
由图3中的毛细管束模型，例如可参见《油层物理》书中J.Kozeny建立的毛细管渗流模型，可得
K，渗透率；
φ，孔隙度；
r，毛细管半径；
考虑化学剂的吸附后，地层流体的有效渗流半径变为：
r2＝r-δ (10)
r2，有效渗流半径；
δ，吸附层厚度；
由此，孔隙度变为
由于实际岩心当中能够的渗流通道与毛细管具有很大差别，因而引入孔道迂曲度τ
岩石比面与半径存在以下关系，
则渗透率与孔隙度和比面的关系变为
由此可以看出，在注入调剖体系后，岩心的孔隙度、迂曲度、和比面都会由于调剖体系的吸附而产生变化，渗透率也从未注入调剖体系前的K1变成K2，从而对之后的流体渗透规律造成影响。
因此，进行调剖体系驱油，在达到设计含水饱和度时，转注调剖体系，以恒定注入速度的方式进行驱替实验，实验中记录时间，出口端压力变化，累计液量，累计出油量，并由以下公式绘制堵调阶段的相对相渗曲线：
式(15)的上标指数为渗透率变异因子，其通过实验测得，单位为小数；
Kro＝η·β·(1-5n)m (17)
Sor＝Sor(Cp) (19)
其中，K2为考虑堵调体系吸附滞留的渗透率；
K1是不考虑吸附滞留的原始渗透率；
Sn是饱和度因子，为小数；
Sw是驱替相饱和度，为小数；
Swr是束缚水饱和度，为小数；
Sor是残余油饱和度，为小数；
η是渗透率影响因子，为小数；
а、β、m、n是关于吸附量Cp的因子，为小数。
在一个具体的实施方案中，选用胜利油田某区块高含水储层的岩心，进行了如下试验，结果如图4所示：
1.选取有代表性的岩心准备实验，选取过程保证渗透率、孔隙度变化程度较为稳定。
2.测量岩心的物性，如下表所示，主要测试了岩心的岩心长度，岩心直径，岩心渗透率，岩心孔隙度。
3.配置调剖体系，采用高强度封窜冻胶体系并测试其相关物性，按规定比例配置调剖体系，并测定其粘度与剪切应力的关系、粘弹性、老化特性及其吸附特性，确定各个吸附常数。
4.对所选岩心进行岩心排序，以岩心的渗透率和岩心长度为主要考虑因素，进行调和排序，其中如上所示岩心长50.356cm，共9块。
5.对实验设备进行连接(如图2所示)，保证连接处连接紧密，连接完成后要进行气密性测试工作，保证实验中不会发生泄露现象。
6.实验前准备工作，先对连接好的长岩心进行抽真空，确保没有空气滞留再孔隙中；其次注入地层水，等到出口端有水流出后并稳定后，提速驱替，关闭出口端，加压静置一天，改进饱和效果；最后用注入泵从入口端注入原油，驱替饱和完成的地层水，建立束缚水饱和度，注入体积要至少达到孔隙体积的两倍以上，到出口端完全不出水时结束。
7.进行水驱油实验，从注入端以恒定速度注入地层水，同时在出口端记录压力变化，累计液量，累计出水量的数据，并按照水驱油的数学模型进行计算水驱阶段相渗曲线。
8.进行调剖体系驱油，在达到设计含水饱和度时，转注调剖体系，以恒定注入速度的方式进行驱替实验，实验中记录时间，出口端压力变化，累计液量，累计出油量，计算该阶段相渗曲线。
Claims (6)
1.一种高含水储层长岩心堵调全过程相渗曲线的测定方法，其包含以下步骤：
(1)选取代表性的岩心，并测量岩心的物性；
(2)配置调剖体系并测试其相关物性，其中测定调剖体系的粘度与剪切应力的关系、粘弹性、老化特性及其吸附特性；
(3)对所选岩心进行岩心排序，组合成长岩心；
(4)对实验设备进行连接，所述试验设备包含以下组件：驱替泵、长岩心夹持器、中间容器、压力表、阀门、回压阀和分离器，所述组件通过管线连接而成；
(5)实验前准备工作：对长岩心建立束缚水饱和度，饱和原油的操作；
(6)进行水驱油实验，绘制水驱油阶段相渗曲线；
(7)转注调剖体系，进行堵调驱替实验，绘制堵调阶段的相对相渗曲线。
2.权利要求1所述的测定方法，其中步骤(1)中，对岩心进行的物性分析是指对岩心的岩心长度，岩心直径，岩心渗透率，岩心孔隙度，岩心迂曲度和比表面的物性测试。
3.权利要求1所述的测定方法，其中步骤(3)中，对所选岩心进行岩心排序通过对每块岩心的排列顺序按下列调和平均方式进行，
其步骤包括：由下式(1)调和平均法算出值，然后将该值与所有岩心的渗透率作比较，取渗透率与该值最接近的那块岩石放在出口站第一位；然后再由剩余岩心求出新的值，将新求出新的值与所有剩下的(n-1)岩心作比较，取渗透率与新的值最接近的那块岩心放在出口端第二位；依次类推便可得出岩心排列顺序；
式中：L—岩心的总长度，cm；
—岩心的调和平均渗透率，μm2；
Li—第i块岩心的长度，cm；
Ki—第i块岩心的渗透率，μm2。
4.权利要求1所述的测定方法，其中步骤(5)中，对长岩心建立束缚水饱和度和饱和原油的操作包括：先对连接好的长岩心进行抽真空，确保没有空气滞留再孔隙中；其次注入地层水，直至长岩心的孔隙完全被水饱和；最后用注入泵从入口端注入原油建立束缚水饱和度和饱和原油。
5.权利要求1所述的测定方法，其中步骤(6)中，以恒定注入速度的方式进行驱替实验，实验中记录时间、出口端压力变化、累计液量、累计出水量，并由以下公式绘制水驱油阶段的相渗曲线：
fo(sw)---含油率，用小数表示；
---无因次累积采油量；
---无因次累积采液量；
Kro---油相相对渗透率，小数；
Krw---水相相对渗透率，小数；
I---相对注入能力；
Q(t)---t时刻出口端产液流量
Q0---初始时刻出口端面产油量
Δp0---初始压差，MPa；
Δp(t)---t时刻驱替压差，MPa；
Swe---出口端面含水饱和度；
Swr---束缚水饱和度，小数。
6.权利要求1所述的测定方法，其中步骤(7)中，进行调剖体系驱油，在达到设计含水饱和度时，转注调剖体系，以恒定注入速度的方式进行驱替实验，实验中记录时间，出口端压力变化，累计液量，累计出油量，并由以下公式绘制堵调阶段的相对相渗曲线：
Kro＝η·β·(1-Sn)m (17)
Sor＝Sor(Cp) (19)
其中，式(15)的上标指数为渗透率变异因子，为小数；
K2为考虑堵调体系吸附滞留的渗透率；
K1是不考虑吸附滞留的原始渗透率；
Sn是饱和度因子，为小数；
Sw是驱替相饱和度，为小数；
Swr是束缚水饱和度，为小数；
Sor是残余油饱和度，为小数；
η是渗透率影响因子，为小数；
а、β、m、n是关于吸附量Cp的因子，为小数。
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2018
- 2018-10-26 CN CN201811259041.7A patent/CN109357986B/zh active Active
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