CN109736795B - 一种判断油藏性质变化的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种判断油藏性质变化的方法，该方法包括：采用岩心流动实验对降压增注剂作用岩心进行评价，得到不同注入时长的降压增注药剂作用于岩心后的视吸水指数倒数的变化曲线，以确定实验解堵阀；建立用于对降压增注剂作用储层进行数值模拟的数学模型，对降压增注药剂作用储层进行数值模拟，得到具有不同注入参数的压降增注剂作用与储层后的视吸水指数的倒数变化曲线；通过局部增压装置将降压增注剂通过井口管汇注入地层，注入方法采用恒流模式，采用视吸水指数的倒数变化曲线，以设定的注入参数为第一条件，对比分析确定储层在注降压增注剂过程中油藏性质是否发生变化，确定降压增注剂的加药周期。本发明可以用于判断储层是否进行有效解堵。
Description
技术领域
本发明属于注水井降压增注领域，具体涉及一种判断油藏性质变化的方法。
背景技术
注水井正常注水是保证油田开发生产的重要手段，但随着注水开发延长，欠注井逐渐增多，很多井已进行多次措施，常规酸化措施已不能满足要求，而利用局部增压在线增注技术对欠注井进行二次提压，能实现注水井注水量达到配注。
在利用局部增压在线增注技术消欠过程中，发现，欠注井通过提压添加降压增注剂后很快能达到配注，但是连续加药3个月，停止加药，该井马上欠注，我们分析认为加药时间过短，油藏性质还没改变；在实际生产过程中，考虑到生产成本和现场管理问题，不能一直对欠注井进行加药。为此，急需根据油藏性质变化情况，确定合理的加药周期。
发明内容
本发明的目的在于提供一种判断油藏性质变化的方法，以解决上述问题。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
与现有技术相比，本发明有以下技术效果：
本发明通过采用室内岩心流动实验模拟降压增注剂作用对储层进行评价，得到不同注入时长的降压增注药剂作用于岩心后的视吸水指数倒数的变化曲线，以确定实验解堵阀值，实验解堵阀值为降压增注剂作用储层时，储层的解堵效果满足设定条件的注入参数；建立用于对降压增注剂作用储层进行数值模拟的数学模型，当该模型采用实验解堵阀值作为输入条件，对降压增注剂作用储层进行数值模拟时，储层的解堵效果满足设定条件；采用数学模型对降压增注药剂作用储层进行数值模拟，得到具有不同注入参数的压降增注剂作用与储层后的视吸水指数的倒数变化曲线；通过局部增压装置将降压增注剂通过井口管汇注入地层，注入方法采用恒流模式，采用视吸水指数的倒数变化曲线，以设定的注入参数为条件。因此，采用数学模型对降压增注剂作用储层通过视吸水指数的倒数进行数值模拟得到的储层解堵效果，与采用岩心流动实验对降压增注剂作用储层进行实际模拟得到的具有不同注入时间的降压增注剂作用岩心后的解堵效果相同；采用数学模型对降压增注剂作用储层通过视吸水指数的倒数进行数值模拟得到的不同注入参数的压降增注剂作用与储层后的视吸水指数的倒数变化曲线的准确性高，进而确定的解堵阀值准确性高，加药时间准备，减少了局部增压装置不必要的动力消耗，降低了生产成本，减少现场管理步骤。
附图说明
图1是本发明实施例提供的一种判断油藏性质变化的方法的流程图；
图2为本发明实施例提供的局部增压装置的结构示意图；
图3为本发明实施例提供的具有不同注入时长的降压增注剂作用与储层的视吸水指数的倒数变化曲线图。
其中：1、注水管线；2、增压注水泵体；3、变频控制柜；4、加药罐；5、加药泵；6、加药管路；7、视吸水指数的倒数监测设备；8、撬装底座。
具体实施方式
以下结合附图对本发明进一步说明：
请参阅图1至图3，一种判断油藏性质变化的方法，步骤1：模拟室内岩心流动实验对降压增注剂作用岩心进行评价，得到不同注入时长的降压增注药剂作用于岩心后的视吸水指数倒数的变化曲线，以确定实验解堵阀值，实验解堵阀值为降压增注剂作用储层时，储层的解堵效果满足设定条件的注入参数，包括以下步骤：
a)检测各个实验岩心实验前的孔隙结构和渗透率(取自长庆油田超低渗储层长8层位，岩心平均渗透率在0.01-1.0mD之间)；
b)采用不同注入时长，通过岩心流动装置模拟地层水对所述实验岩心进行驱替；
c)不同注入时长的降压增注药剂作用于储层后的视吸水指数倒数的变化曲线；
d)检测降压增注剂作用后的所述各个实验岩心的孔隙结构和渗透率；
e)对比降压增注剂作用前后的所述各个实验岩心的孔隙结构和渗透率，得到降压增注药剂作用储层的解堵效果，并根据所述降压增注剂作用储层的解堵效果，确定不同注入时长下的实验解堵阀值。
其中，所述降压增注剂作用储层的解堵效果，确定不同注入时长下的实验解堵阀值，主要指在压力曲线上，根据降压增注剂作用前后的所述各个实验岩心的孔隙结构和渗透率，确定累计注入压力、孔隙结构、渗透率关系，得到孔隙度和渗透率发生变化注入时间、压力、流量，确定确定不同注入时长下的实验解堵阀值。
步骤2：建立用于对降压增注剂作用储层进行数值模拟的数学模型，其为考虑启动压力梯度的非达西渗流模型、经典摩尔-库伦应变软化模型的组合，包括：
a)采用数学模型对降压增注剂作用储层进行数值模拟，得到具有不同注入参数的压降增注剂作用与储层后的视吸水指数的倒数变化曲线；
b)根据得到的视吸水指数的倒数变化曲线，以确定降压增注剂作用储层的井口解堵阀值，该阀值满足设定的注入参数条件。
c)所述实验解堵阀值和所述井口解堵阀值，确定降压增注剂注入地层时间，包括：计算所述实验解堵阀值和所述井口解堵阀值之间差值的绝对值与实验解堵阀值的比值；当所述比值小于等于10％时，油藏流体渗透率增大，性质发生变化，需停止注入降压增注剂；当所述比值大于10％时，油藏物性无变化，延长降压增注剂注入时间。
步骤3：采用数学模型对降压增注剂作用储层进行数值模拟，得到具有不同注入参数的压降增注剂作用与储层后的视吸水指数倒数变化曲线。
步骤4：通过局部增压装置将降压增注剂通过井口管汇注入地层(如图2)，注入方法采用恒流模式，利用视吸水指数倒数变化曲线(如图3)，以设定的注入参数为第一条件，对比分析确定储层在注降压增注剂过程中油藏性质是否发生变化。即计算所述实验解堵阀值和所述井口解堵阀值之间差值的绝对值与实验解堵阀值的比值；当所述比值小于等于10％时，说明地层已解堵，孔隙度和渗透率增大；当所述比值大于10％时，地层性质为发生变化，需要延长降压增注剂注入时间。
其中，局部增压装置包括增压注水电泵机组、加药装置和撬装底座，增压注水电泵机组和加药装置均设置在撬装底座上；增压注水电泵机组包括：注水管线1、出水管线、增压注水泵体2、变频控制柜3和视吸水指数的倒数监测设备7；增压注水泵体2的进口连接注水管线1，增压注水泵体2的出口连接出水管线；变频控制柜3连接增压注水泵体2；视吸水指数的倒数监测设备7连接到出水管线；
加药装置包括：加药罐4、加药泵5和加药管路6；加药罐通过加药罐路6连接加药泵5，加药泵通过加药管路连接出水管线。
在对增压注水泵体2和加药罐4进行优选和加工后，最后对其进行撬装组合，另外所用撬装底座起支撑、防震作用，使注水泵能平稳运行。
本发明通过采用室内岩心流动实验模拟降压增注剂作用对储层进行评价，得到不同注入时长的降压增注药剂作用于岩心后的视吸水指数倒数的变化曲线，以确定实验解堵阀值，实验解堵阀值为降压增注剂作用储层时，储层的解堵效果满足设定条件的注入参数；建立用于对降压增注剂作用储层进行数值模拟的数学模型，当该模型采用实验解堵阀值作为输入条件，对降压增注剂作用储层进行数值模拟时，储层的解堵效果满足设定条件；采用数学模型对降压增注药剂作用储层进行数值模拟，得到具有不同注入参数的压降增注剂作用与储层后的视吸水指数的倒数变化曲线；通过局部增压装置将降压增注剂通过井口管汇注入地层，注入方法采用恒流模式，采用视吸水指数的倒数变化曲线，以设定的注入参数为条件。因此，采用数学模型对降压增注剂作用储层通过视吸水指数的倒数进行数值模拟得到的储层解堵效果，与采用岩心流动实验对降压增注剂作用储层进行实际模拟得到的具有不同注入时间的降压增注剂作用岩心后的解堵效果相同；采用数学模型对降压增注剂作用储层通过视吸水指数的倒数进行数值模拟得到的不同注入参数的压降增注剂作用与储层后的视吸水指数的倒数变化曲线的准确性高，进而确定的解堵阀值准确性高，加药时间准备，减少了局部增压装置不必要的动力消耗，降低了生产成本，减少现场管理步骤。
以上内容仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明权利要求书的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种判断油藏性质变化的方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，模拟室内岩心流动实验对降压增注剂作用岩心进行评价，得到不同注入时长的降压增注药剂作用于岩心后的视吸水指数倒数的变化曲线，以确定实验解堵阈值；
步骤2，建立用于对降压增注剂作用储层进行数值模拟的数学模型，当该模型采用实验解堵阈值作为输入条件，对降压增注剂作用储层进行数值模拟时，储层的解堵效果满足设定条件；
步骤3，采用数学模型对降压增注药剂作用储层进行数值模拟，得到具有不同压力参数的压降增注剂作用与储层后的视吸水指数的倒数变化曲线；
步骤4，通过局部增压装置将降压增注剂通过井口管汇注入地层，注入方法采用恒流模式，采用视吸水指数的倒数变化曲线，以设定的注入参数为第一条件，对比分析确定储层在注降压增注剂过程中油藏性质是否发生变化；
步骤1中，模拟室内岩心流动实验对降压增注剂作用岩心进行评价，得到不同注入时长的降压增注药剂作用于岩心后的视吸水指数倒数的变化曲线，以确定实验解堵阈值；实验解堵阈值为降压增注剂作用储层时，储层的解堵效果满足设定条件的注入参数，包括以下步骤：
a)检测各个实验岩心实验前的孔隙结构和渗透率；
b)采用不同注入时长，通过岩心流动装置模拟地层水对所述实验岩心进行驱替；
c)得到不同注入时长的降压增注药剂作用于储层后的视吸水指数倒数的变化曲线；
d)检测降压增注剂作用后的各个实验岩心的孔隙结构和渗透率；
e)对比降压增注剂作用前后的各个实验岩心的孔隙结构和渗透率，得到降压增注药剂作用储层的解堵效果，并根据所述降压增注剂作用储层的解堵效果，确定不同注入时长下的实验解堵阈值；
建立用于对降压增注剂作用储层进行数值模拟的数学模型，包括：
a)采用数学模型对降压增注剂作用储层进行数值模拟，得到具有不同注入参数的压降增注剂作用与储层后的视吸水指数的倒数变化曲线；
b)根据得到的视吸水指数的倒数变化曲线，以确定降压增注剂作用储层的井口解堵阈值，该阈值满足设定的注入参数条件；
实验解堵阈值和井口解堵阈值，确定降压增注剂注入地层时间，包括：
a)计算所述实验解堵阈值和所述井口解堵阈值之间差值的绝对值与实验解堵阈值的比值；
b)当所述比值小于等于10%时，油藏流体渗透率增大，性质发生变化，需停止注入降压增注剂；
c)当所述比值大于10%时，油藏物性无变化，延长降压增注剂注入时间。
2.根据权利要求1所述的一种判断油藏性质变化的方法，其特征在于，对比降压增注剂作用前后的各个实验岩心的孔隙结构和渗透率，包括：
a)检测降压增注剂作用后的各个实验岩心的渗透率；
b)对比降压增注剂作用前后的各个实验岩心的渗透率和孔隙结构，得到降压增注剂作用岩心的渗透效果，并根据所述降压增注剂作用岩心的渗透效果确定所述实验解堵阈值。
3.根据权利要求1所述的一种判断油藏性质变化的方法，其特征在于，实验岩心的岩心平均渗透率在0.01-1.0mD之间。
4.根据权利要求1所述的一种判断油藏性质变化的方法，其特征在于，根据所述降压增注剂作用储层的解堵效果，确定不同注入时长下的实验解堵阈值，包括：
在压力曲线上，根据降压增注剂作用前后的所述各个实验岩心的孔隙结构和渗透率，确定累计注入压力、孔隙结构、渗透率关系，得到孔隙度和渗透率发生变化注入时间、压力、流量，确定不同注入时长下的实验解堵阈值。
5.根据权利要求1所述的一种判断油藏性质变化的方法，其特征在于，步骤4中，局部增压装置包括增压注水电泵机组、加药装置和撬装底座，增压注水电泵机组和加药装置均设置在撬装底座上；增压注水电泵机组包括：注水管线、出水管线、增压注水泵体、变频控制柜和视吸水指数的倒数监测设备；增压注水泵体的进口连接注水管线，增压注水泵体的出口连接出水管线；变频控制柜连接增压注水泵体；视吸水指数的倒数监测设备连接到出水管线；
加药装置包括：加药罐、加药泵和加药管路；加药罐通过加药管路连接加药泵，加药泵通过加药管路连接出水管线。
6.根据权利要求1所述的一种判断油藏性质变化的方法，其特征在于，所述数学模型包括考虑启动压力梯度的非达西渗流模型、经典摩尔-库伦应变软化模型的组合。
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