CN109989741B - 一种非均质油藏开发物理模型及其制备方法和应用 - Google Patents

Abstract

一种非均质油藏开发物理模型及其制备方法和应用。所述物理模型包括模型本体和包覆在所述模型本体表面的密封层，所述模型本体包括底水区、设置在所述底水区上方的渗透区和水平管，所述渗透区包括沿所述模型的长度方向设置的高渗区、中渗区和低渗区，所述水平管穿过所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区，所述物理模型上设置有安装孔。本申请的非均质油藏开发物理模型可以较好地模拟底水驱动油藏水平井开发过程和评价堵水措施效果，为该类油藏开采参数优化以及堵水效果评价和相应工艺参数优化提供了有效技术手段。

Description

一种非均质油藏开发物理模型及其制备方法和应用

技术领域

本申请涉及非均质油藏开发技术，尤其涉及一种非均质油藏开发物理模型及其制备方法和应用。

背景技术

目前，国内主要油田生产已经进入中高含水开发阶段，调剖、堵水和化学驱已经成为提高油田采收率的重要技术手段之一。为了使调剖、堵水和化学驱措施取得预期的增油降水效果，所采用调剖堵水剂和驱油剂及其注入工艺参数就必须要与目标油藏储层的地质特征、流体性质和开发现状相适应。目前，物理模拟(即岩心驱替实验)是调驱和堵水剂油藏适应性评价的有效技术手段。

油藏开发可划分为人工注水和边底水驱动开发两大类，前者通过注水井向储层注水补充能量来完成油田开发，后者利用边水或底水的天然能量来完成油田开发。对于底水油藏，水平井开发可以大幅度提高采油速度，但当油藏沿水平井方向存在较强的非均质性时，底水就会沿高渗透部位突进，最终影响中低渗透部位水驱波及效果和原油采收率。因此，底水驱动非均质油藏水平井开发物理模拟技术对于开采参数(注入量、注入速度、采出量等参数)优化、堵水剂堵水效果评价和工艺参数优化(例如，如何注入堵水剂、是否交替注入、交替多少轮次等)具有十分重要的意义，但有关底水驱动非均质油藏水平井开发物理模拟实验方法还未见有文献报道。

发明内容

为了解决上述技术问题，本申请提供了一种非均质油藏开发物理模型及其制备方法和应用，应用该模型能够准确模拟底水驱动非均质油藏水平井开发过程，实现堵水剂堵水效果评价和堵水工艺参数优化。

具体地，本申请提供了一种非均质油藏开发物理模型，所述物理模型包括模型本体和包覆在所述模型本体表面的密封层，所述模型本体包括底水区、设置在所述底水区上方的渗透区和水平管，所述渗透区包括沿所述模型的长度方向设置的高渗区、中渗区和低渗区，所述水平管穿过所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区，所述物理模型上设置有安装孔。

在本申请中，所述高渗区的渗透率可以为5000×10^-3-10000×10^-3μm²，所述中渗区的渗透率可以为1000×10^-3-4999×10^-3μm²，所述低渗区的渗透率可以为300×10^-3-999×10^-3μm²。

在本申请实施例中，所述水平管可以为不锈钢管，其内径可以为2-3mm，外径可以为3-4mm，在水平管的长度方向上均匀割缝，形成液流通道，以模拟现场的水平井筛管。

在本申请实施例中，所述底水区和所述渗透区可以均由石英砂和胶结剂形成，所述石英砂与所述胶结剂的重量比为13:1-15:1。

在本申请实施例中，所述胶结剂可以为环氧树脂。

在本申请实施例中，形成所述高渗区的石英砂的粒度可以为60-70目，形成所述中渗区的石英砂的粒度可以为100-120目，形成所述低渗区的石英砂的粒度可以为250-270目。

在本申请实施例中，在所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区中，所述高渗区最靠近所述水平管的出口。

本领域技术人员应理解，所述物理模型上设置的安装孔用于安装公锥和闸门，因此安装孔的设置位置可以根据实际需求确定，例如，可以设置在所述物理模型的底水区的下表面和渗透区的上表面的靠近沿物理模型长度方向的两端的位置处。

本领域技术人员应理解，所述物理模型中的水平管用于模拟水平井，只要能保证其设置在与底水区平行的平面上使其能够模拟水平井即可，其在物理模型的宽度和高度方向上的具体位置则可以根据实际需求确定。

本申请还提供了一种如上所述的非均质油藏开发物理模型的制备方法，所述方法包括：

(1)分别称取形成所述底水区、所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区的石英砂和胶结剂，搅拌均匀，得到混合砂，分别将形成所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区的混合砂按照相同的重量比例为两份；

(2)将形成所述底水区的混合砂平铺在模具底部，刮平，预压实；

(3)在所述模具内放置隔板，将所述模具的内部空间分隔为三部分；

(4)分别将一份形成所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区的混合砂放入相应的隔断空间内，刮平，抽出隔板，再次预压实；

(5)在步骤(4)预压实后形成的混合砂的表面上放置所述水平管，然后重新将所述隔板放置在原位置上，并将另外一份形成所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区的混合砂放入相应的隔断空间内，刮平，抽出隔板，加压将混合砂压实，得到物理模型本体；

(6)卸压，将所述物理模型本体从所述模具中取出，用已经稠化的胶结剂涂抹在所述物理模型本体的表面，所述胶结剂固化后在所述物理模型本体的表面形成密封层；

(7)在所述底水区和所述渗透区的表面上开设安装孔，然后用胶结剂整体浇注带有密封层的物理模型本体，得到所述非均质油藏开发物理模型。

在本申请的实施例中，所述步骤(5)中所述加压的压力可以为5-7MPa，时间可以为10-20min。

在本申请的实施例中，所述步骤(2)中所述预压实的压力可以为2-3MPa，时间可以为30-120s。

在本申请的实施例中，所述步骤(4)中所述预压实的压力可以为2-3MPa，时间可以为30-120s。

本申请还提供了如上所述的非均质油藏开发物理模型在评价堵水效果和优化油藏开采工艺参数中的应用。

在本申请的实施例中，所述应用可以包括：

a.在所述物理模型的安装孔上安装公锥和闸门，然后在室温下将所述物理模型抽真空，饱和地层水，计算所述物理模型的平均孔隙度；

b.在油藏温度下向所述物理模型中饱和模拟油，直至从所述水平管的出口流出的流体中不含水，计算含油饱和度；

c.在油藏温度下用底水驱油直至所述水平管的出口流出的流体中的含水率达到预定值，收集采出液，计算含水率和采收率；

d.在油藏温度下向所述物理模型中注入堵水剂，进行顶替段塞；

e.在油藏温度下继续用底水驱油直至所述水平管的出口流出的流体中的含水率达到预定值，收集采出液，计算含水率和采收率；

f.绘制整个实验过程中的含水率和采收率与采出PV数关系曲线。

在本申请的实施例中，步骤c和步骤e中含水率的预定值可以根据实际情况确定，例如，可以均为98％。

本申请的非均质油藏开发物理模型及模拟方法可以较好地模拟底水驱动油藏水平井开发过程和评价堵水措施效果，为该类油藏开采参数优化以及堵水效果评价和相应工艺参数优化提供了有效技术手段。

本申请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，或者通过实施本申请而了解。本申请的目的和其他优点可通过在本申请以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本申请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申请的技术方案，并不构成对本申请技术方案的限制。

图1为本申请实施例1的物理模型的结构示意图；

图2为本申请实施例2的物理模型的结构示意图；

图3为本申请对比例1的物理模型的结构示意图；

图4为本申请实施例3的模拟方法的主要装置连接示意图；

图5为模型含水率与PV数的关系曲线图；

图6为模型采收率与PV数的关系曲线图。

附图中的符号标记为：

1-三通阀门 2-采出液收集器 3-非均质油藏开发物理模型

31-底水层 32-第一渗透区 33-第二渗透区

34-第三渗透区 4-阀门 5-压力传感器

6-气体 7-水 8-堵水剂

9-平流泵 10-缓冲气瓶 11-高压气瓶

12-减压阀

具体实施方式

为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文中将结合附图对本申请的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。

以下实施例和对比例中所采用的环氧树脂购买自南通星辰合成材料有限公司，产品型号为凤凰牌E44；

实验用模拟油由SZ36-1油田脱气原油与煤油按1:8的重量比例混合而成(μ_o＝75mPa.s)；

实验用底水为SZ36-1注入水，水质分析如表1所示：

表1

堵水剂为三相复合体系，由稳泡剂、起泡剂和氮气组成，其中，C_稳泡剂＝0.3质量％，C_起泡剂＝0.5质量％，气:液体(由起泡剂、稳泡剂和水组成的溶液)的积比＝1:1，段塞尺寸0.1PV。稳泡剂为SiO₂纳米颗粒，购买自赢创特种化学(上海)有限公司，产品型号为380，有效含量为99.9质量％；起泡剂为非离子表面活性剂，来自中海油服有限公司，产品型号为PO-FASD，有效含量为35质量％；氮气的纯度为99.9％。

聚合物购买自大庆炼化公司，部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量为1900×10⁴，有效含量为90质量％；

其他原料和试剂，如无特别说明，均为普通市售产品。

物理模型的制备实施例

实施例1

本实施例的非均质油藏开发物理模型通过下述方法制备得到：

(1)称取603g粒度为30-40目的石英砂和41g环氧树脂，搅拌均匀，得到第一混合砂，后续用于形成底水区；称取615g粒度为60-70目的石英砂和43g环氧树脂，搅拌均匀，得到第二混合砂，后续用于形成高渗区，然后将第二混合砂按照重量比1:5分为两份；称取635g粒度为100-120目的石英砂和46g环氧树脂，搅拌均匀，得到第三混合砂，后续用于形成中渗区，然后将第三混合砂按照重量比1:5分为两份；称取700g粒度为250-270目的石英砂和49g环氧树脂，搅拌均匀，得到第四混合砂，后续用于形成低渗区，然后将第四混合砂按照重量比1:5分为两份；

(2)将第一混合砂平铺在模具底部，刮平，以3MPa压力预压实30s；其中，模具为金属材质，模具的内部空间的尺寸为：长×宽×高＝30cm×6cm×7cm，预压实时将模具放置在电木托板上，在模具四周放置电木挡板和电木侧板，并在模具上方放置电木压板，实现对模具的密封，然后加压进行预压实；

(3)在所述模具内放置隔板，使隔板的表面垂直于模具的长度方向，通过隔板将所述模具的内部空间分隔为三部分；其中，所述隔板为电木板，长×宽×厚＝6cm×6cm×2mm；

(4)分别将较重的一份第四混合砂、较重的一份第三混合砂、较重的一份第二混合砂依次放入相邻的隔断空间内，使沿模具的长度方向按照低渗区、中渗区、高渗区的顺序排列，将混合砂刮平，抽出隔板，以3MPa压力再次预压实30s；

(5)在步骤(4)预压实后形成的混合砂的表面上沿所述模具的长度方向放置不锈钢管(内径为3mm，外径为4mm，长度为30cm)，并使不锈钢管位于混合砂的表面的沿长度方向的中心线上，将不锈钢管的靠近低渗区的一端作为入口端，靠近高渗区的另一端作为出口端，在不锈钢管的入口端连接长度为10cm的尼龙软管并将尼龙软管从模具与电木板和金属板的间隙中引出，出口端连接公锥接头，然后重新将所述隔板放置在原位置上(即，使与步骤(3)中隔板的放置位置位于同一平面上，保证低渗区、中渗区和高渗区在模具上部和下部是一一对应的)，并将较轻的一份第四混合砂、较轻的一份第三混合砂、较轻的一份第二混合砂放入相应的隔断空间内，刮平，抽出隔板，在模具上方放置电木压板，实现对模具的密封，然后将模具内部加压至7MPa并维持10min，以将模具内部的混合砂压实，得到物理模型本体；

(6)卸压，将所述物理模型本体从所述模具中取出，用已经稠化的环氧树脂涂抹在所述物理模型本体的表面，所述环氧树脂固化后在所述物理模型本体的表面形成密封层；

(7)在所述底水区的下表面和所述渗透区的上表面的靠近沿长度方向的两端的位置处开设安装孔，然后用环氧树脂整体浇注带有密封层的物理模型本体，得到所述非均质油藏开发物理模型。

如图1所示，制备得到的非均质油藏开发物理模型的尺寸为：长×宽×高＝30cm×6cm×7cm，底水区的高度为1cm，低渗区、中渗区、高渗区的尺寸相同，均为长×宽×高＝10cm×6cm×6cm，不锈钢管与底水区之间的距离为5cm，低渗区的渗透率为500×10^-3μm²，中渗区的渗透率为1500×10^-3μm²，高渗区的渗透率为6000×10^-3μm²。

实施例2

本实施例与实施例1的不同之处仅在于：

步骤(4)中，沿模具的长度方向按照高渗区、低渗区、中渗区的顺序排列；

步骤(5)中，将不锈钢管的靠近高渗区的一端作为入口端，靠近中渗区的另一端作为出口端。

如图2所示，制备得到的非均质油藏开发物理模型的尺寸为：长×宽×高＝30cm×6cm×7cm，底水区的高度为1cm，低渗区、中渗区、高渗区的尺寸相同，均为长×宽×高＝10cm×6cm×6cm，不锈钢管与底水区之间的距离为5cm，低渗区的渗透率为500×10^-3μm²，中渗区的渗透率为1500×10^-3μm²，高渗区的渗透率为6000×10^-3μm²。

对比例1

本对比例的物理模型为均质模型，即渗透区的渗透率是均一的，不包括低渗区、中渗区和高渗区，采用608g粒度为60-70目的石英砂和47g环氧树脂制备而成。

如图3所示，模型的尺寸为：长×宽×高＝30cm×6cm×7cm，底水区的高度为1cm，不锈钢管与底水区之间的距离为5cm，渗透区的渗透率为3000×10^-3μm²，底水区的渗透率大于10000×10^-3μm²。

物理模型的应用实施例

实施例3

采用上述实施例和对比例的物理模型模拟底水驱动油藏水平井开发过程，如图4所示，模拟方法包括：

a.在上述实施例和对比例的物理模型的安装孔上安装公锥和闸门，然后在室温下将所述物理模型抽真空至0.09MPa，饱和地层水，计算所述物理模型的平均孔隙度(平均孔隙度＝物理模型饱和水体积/物理模型的尺寸)；

b.在65℃下向所述物理模型中饱和模拟油，使模拟油驱水，直至从所述不锈钢管的出口流出的流体中不含水，计算含油饱和度(物理模型饱和油体积/物理模型饱和水体积)；

c.在65℃下用压力为0.04MPa的底水驱油直至所述不锈钢管的出口流出的流体中的含水率达到98重量％，收集采出液，计算含水率(含水率＝产出水体积/产出液体积)和采收率(采收率＝总产出油体积/物理模型饱和油体积)；

d.在65℃下以0.5mL/min的恒速向物理模型中注入堵水剂，用聚合物溶液进行顶替段塞；

e.在65℃下继续用压力为0.04MPa的底水驱油直至所述不锈钢管的出口流出的流体中的含水率达到98重量％，收集采出液，计算含水率和采收率；

f.实验结束后切开物理模型，观察物理模型的剖面记录突进曲线，并绘制整个实验过程中的含水率和采收率与采出PV数关系曲线(采出液PV数＝采出液量/物理模型孔隙体积)。

其中，当物理模型为对比例1的物理模型(下文简称“模型1-1”)时：底水驱至98重量％+0.1PV三相复合体系+0.05PV顶替段塞(聚合物溶液的浓度为0.15质量％)+底水驱98重量％。

当物理模型为实施例1的物理模型(下文简称“模型1-2”)时：底水驱至98重量％+0.1PV三相复合体系+0.05PV顶替段塞(聚合物溶液的浓度为0.15质量％)+底水驱98重量％；

当物理模型为实施例2的物理模型(下文简称“模型1-3”)时：底水驱至98重量％+0.1PV三相复合体系+0.05PV顶替段塞(聚合物溶液的浓度为0.15质量％)+底水驱98重量％。

实验结果

1、采收率

模型类型对泡沫堵水增油降水效果的影响实验结果如表2所示。

表2

从表2可以看出，与均质模型“模型1-1”相比较，非均质模型“模型1-2”和“模型1-3”的底水驱采收率较低，采用三相复合体系进行泡沫堵水后采收率增幅明显较大，其中“模型1-2”的采收率增幅又大于“模型1-3”。

2、动态特征

实验过程中模型含水率和采收率与PV数的关系曲线见图5和图6。

从图5和图6可以看出，在三个模型中，“模型1-2”堵水后含水率下降幅度较大，采收率增幅较大。分析表明，与“模型1-1”相比较，“模型1-2”和“模型1-3”非均质性较强，底水沿高渗层锥进，水驱波及体积较小，采收率较低。与“模型1-3”相比较，“模型1-2”的高渗区位于不锈钢管的出口端，泡沫易于进入高渗层，封堵效果较好，后续水驱采收率增幅较大。

本申请实施例的非均质油藏开发物理模型及模拟方法可以较好地模拟底水驱动油藏水平井开发过程和评价堵水措施效果，为该类油藏开采参数优化以及堵水效果评价和相应工艺参数优化提供了有效技术手段。

虽然本申请所揭露的实施方式如上，但所述的内容仅为便于理解本申请而采用的实施方式，并非用以限定本申请。任何本申请所属领域内的技术人员，在不脱离本申请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，但本申请的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。

Claims (7)

1.一种非均质油藏开发物理模型，其中，所述物理模型包括模型本体和包覆在所述模型本体表面的密封层，所述模型本体包括底水区、设置在所述底水区上方的渗透区和水平管，所述渗透区包括沿所述模型的长度方向设置的高渗区、中渗区和低渗区，所述水平管穿过所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区，所述物理模型上设置有安装孔；所述底水区和所述渗透区均由石英砂和胶结剂形成，所述石英砂与所述胶结剂的重量比为13:1-15:1；

形成所述高渗区的石英砂的粒度为60-70目，形成所述中渗区的石英砂的粒度为100-120目，形成所述低渗区的石英砂的粒度为250-270目；

所述的非均质油藏开发物理模型的制备方法，包括：

(1)分别称取形成所述底水区、所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区的石英砂和胶结剂，搅拌均匀，得到混合砂，分别将形成所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区的混合砂按照相同的重量比例为两份；

(2)将形成所述底水区的混合砂平铺在模具底部，刮平，预压实；

(3)在所述模具内放置隔板，将所述模具的内部空间分隔为三部分；

(4)分别将一份形成所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区的混合砂放入相应的隔断空间内，刮平，抽出隔板，再次预压实；

(5)在步骤(4)预压实后形成的混合砂的表面上放置所述水平管，然后重新将所述隔板放置在原位置上，并将另外一份形成所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区的混合砂放入相应的隔断空间内，刮平，抽出隔板，加压将混合砂压实，得到物理模型本体；

(6)卸压，将所述物理模型本体从所述模具中取出，用已经稠化的胶结剂涂抹在所述物理模型本体的表面，所述胶结剂固化后在所述物理模型本体的表面形成密封层；

(7)在所述底水区和所述渗透区的表面上开设安装孔，然后用胶结剂整体浇注带有密封层的物理模型本体，得到所述非均质油藏开发物理模型。

2.根据权利要求1所述的非均质油藏开发物理模型，其中，在所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区中，所述高渗区最靠近所述水平管的出口。

3.根据权利要求1-2中任一项所述的非均质油藏开发物理模型的制备方法，其中，所述方法包括：

(1)分别称取形成所述底水区、所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区的石英砂和胶结剂，搅拌均匀，得到混合砂，分别将形成所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区的混合砂按照相同的重量比例为两份；

(2)将形成所述底水区的混合砂平铺在模具底部，刮平，预压实；

(3)在所述模具内放置隔板，将所述模具的内部空间分隔为三部分；

(4)分别将一份形成所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区的混合砂放入相应的隔断空间内，刮平，抽出隔板，再次预压实；

(5)在步骤(4)预压实后形成的混合砂的表面上放置所述水平管，然后重新将所述隔板放置在原位置上，并将另外一份形成所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区的混合砂放入相应的隔断空间内，刮平，抽出隔板，加压将混合砂压实，得到物理模型本体；

(6)卸压，将所述物理模型本体从所述模具中取出，用已经稠化的胶结剂涂抹在所述物理模型本体的表面，所述胶结剂固化后在所述物理模型本体的表面形成密封层；

(7)在所述底水区和所述渗透区的表面上开设安装孔，然后用胶结剂整体浇注带有密封层的物理模型本体，得到所述非均质油藏开发物理模型。

4.根据权利要求3所述的方法，其中，所述步骤(5)中所述加压的压力为5-7MPa，时间为10-20min。

5.根据权利要求3所述的方法，其中，所述步骤(2)中所述预压实的压力为2-3MPa，时间为30-120s；所述步骤(4)中所述预压实的压力为2-3MPa，时间为30-120s。

6.根据权利要求1-2中任一项所述的非均质油藏开发物理模型在评价堵水效果和优化油藏开采工艺参数中的应用。

7.根据权利要求6所述的应用，其中，所述应用包括：

a.在所述物理模型的安装孔上安装公锥和闸门，然后在室温下将所述物理模型抽真空，饱和地层水，计算所述物理模型的平均孔隙度；

b.在油藏温度下向所述物理模型中饱和模拟油，直至从所述水平管的出口流出的流体中不含水，计算含油饱和度；

c.在油藏温度下用底水驱油直至所述水平管的出口流出的流体中的含水率达到预定值，收集采出液，计算含水率和采收率；

d.在油藏温度下向所述物理模型中注入堵水剂，进行顶替段塞；

e.在油藏温度下继续用底水驱油直至所述水平管的出口流出的流体中的含水率达到预定值，收集采出液，计算含水率和采收率；

f.绘制整个实验过程中的含水率和采收率与采出PV数关系曲线。

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