CN110927026B - 评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法 - Google Patents
评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110927026B CN110927026B CN201911369339.8A CN201911369339A CN110927026B CN 110927026 B CN110927026 B CN 110927026B CN 201911369339 A CN201911369339 A CN 201911369339A CN 110927026 B CN110927026 B CN 110927026B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- core
- polymer
- resistance coefficient
- section
- coefficient
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 title claims abstract description 131
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 110
- 230000005012 migration Effects 0.000 title claims abstract description 44
- 238000013508 migration Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000004088 simulation Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 54
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 32
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 25
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 25
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 18
- 238000005266 casting Methods 0.000 claims description 15
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 7
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 4
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 claims description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- ORKBYCQJWQBPFG-WOMZHKBXSA-N (8r,9s,10r,13s,14s,17r)-13-ethyl-17-ethynyl-17-hydroxy-1,2,6,7,8,9,10,11,12,14,15,16-dodecahydrocyclopenta[a]phenanthren-3-one;(8r,9s,13s,14s,17r)-17-ethynyl-13-methyl-7,8,9,11,12,14,15,16-octahydro-6h-cyclopenta[a]phenanthrene-3,17-diol Chemical compound OC1=CC=C2[C@H]3CC[C@](C)([C@](CC4)(O)C#C)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1.O=C1CC[C@@H]2[C@H]3CC[C@](CC)([C@](CC4)(O)C#C)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 ORKBYCQJWQBPFG-WOMZHKBXSA-N 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 description 2
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 239000002332 oil field water Substances 0.000 description 1
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000009991 scouring Methods 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/02—Investigating particle size or size distribution
- G01N15/0205—Investigating particle size or size distribution by optical means
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
- G01N15/0826—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample and measuring fluid flow rate, i.e. permeation rate or pressure change
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/088—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N2015/0042—Investigating dispersion of solids
- G01N2015/0061—Investigating dispersion of solids in solids, e.g. petrography
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
Abstract
本发明涉及的是评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法，它包括：制作长岩心模型；测试聚合物微球在长岩心模型中不同运移深度的阻力系数和残余阻力系数；采用匹配系数表征聚合物微球与岩心孔隙的匹配关系；绘制聚合物微球注入压力、阻力系数和残余阻力系数与驱替深度关系曲线，找到注入压力、阻力系数和残余阻力系数达到最大值的驱替深度，聚合物微球在该深度达到最佳流度控制和滞留能力；绘制采出液中聚合物微球粒径和匹配系数与驱替深度关系曲线，确定聚合物微球在不同运移时期的粒径范围和匹配系数范围。本发明模拟了聚合物微球在多孔介质中的长距离运移，方便堵水调剖人员根据调剖深度选择合适类型的聚合物微球。
Description
技术领域：
本发明涉及的是油田开发技术领域中聚合物微球深部调驱技术，具体涉及的是评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法。
背景技术：
水驱开发油田，由于地下油藏的非均质性及油、水粘度差异，容易导致注入水沿着高渗透层、大孔道或裂缝突进或指进。而长期注入水冲刷会进一步加剧储层的非均质恶化程度，极易在地层高渗透带形成水流优势通道，造成绝大部分注入水沿优势通道突进，形成低效和无效循环。储层内中、低渗透层仍有大量未动用储量或动用程度较低的储量。同时，大量的注入水、地层水被无效采出，不仅增加生产能耗、管线腐蚀、污水处理费用等生产成本，而且还会导致环境污染。
利用化学剂及其配套技术进行调剖，是改善严重非均质油藏高含水期水驱开发效果、提高采收率的最有效方法之一。但当油田进入高含水或特高含水开采期后，储层结构愈来愈复杂，现有的浅调剖技术已不能满足油藏调剖实际需求。为了更好地挖潜低渗透层剩余油潜力，在调剖技术基础上，形成了多种深部调驱技术。
聚合物微球是近年来迅速发展的一种新兴、有潜力的深部调驱技术。聚合物微球由聚合物单体、交联剂、引发剂和活性剂等聚合而成，可直接采用污水配液，具有耐温抗盐、耐剪切的优点，主要适应岩石孔喉直径微米级的油藏。它对于主力油层水淹严重、剩余油分布高度分散的油田具有良好的调驱作用，能有效地对储层深部水驱不均状况进行直接调整，提高波及系数。
已有大量文献证实了聚合物微球深部调驱的可行性，但聚合物微球在多孔介质中运移规律的研究存在一定不足。学者们研究聚合物微球运移规律大部分是在固定微球粒径或在较短运移距离的情况下进行的，而对聚合物微球在多孔介质中长距离运移、膨胀及不同运移深度下封堵形式和机理仍缺少系统的研究。
发明内容：
本发明的一个目的是提供评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法，这种评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法用于解决现有人造岩心长度难以满足实验要求的问题，又考虑了在多孔介质中聚合物微球由于运移膨胀而匹配系数随注入时间变化的问题。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：这种评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法包括以下步骤：
步骤一、制作长岩心模型：
（1）制备两块盘管状长条割缝岩心，为上层割缝岩心和下层割缝岩心；
（2）将下层割缝岩心放置在模具内，并浇铸环氧树脂；
（3）待下层割缝岩心环氧树脂固化后，再在下层割缝岩心上浇铸一层环氧树脂，然后马上将上层割缝岩心放入模具内，使其位于已浇铸环氧树脂的下层割缝岩心之上，并对上层割缝岩心浇铸环氧树脂，上层割缝岩心和下层割缝岩心粘结在一起形成模型；
（4）待环氧树脂胶结固化后，将模型上下翻转，用环氧树脂浇铸模型的底面；
（5）待环氧树脂胶结固化后，在设置好的测压点位置打孔，孔深为2.25cm，为了连接上层割缝岩心和下层割缝岩心，在上层割缝岩心的出口（测压点P6）处向下打孔，孔贯穿至下层割缝岩心中部，此处为下层割缝岩心流动通道入口，用于连接上层割缝岩心和下层割缝岩心的流动通道；
步骤二：测试聚合物微球在长岩心模型中不同运移深度的阻力系数和残余阻力系数；
（1）将长岩心模型分为n段，n为整数且大于1，沿驱替方向，从上层割缝岩心的入口开始，在长岩心模型上均匀分布n个测压点，测压点P1、P2、……、P（n-1）和Pn，以P1点为注入端，P2点为采出端，测试第1段岩心的渗透率；以P2点为注入端，P3点为采出端，测试第2段岩心的渗透率，……，以Pn点为注入端，下层割缝岩心出口为采出端，测试第n段岩心的渗透率，以此类推，分别测试每段岩心渗透率；
（2）配制一定质量浓度的聚合物微球溶液，溶液配制后马上注入长岩心模型，聚合物微球溶液每2小时重新配制，采用激光粒度仪测试聚合物微球溶液中聚合物微球粒径；
（3）将所述长岩心模型分成的n段，分别记做第1段、第2段、……、第n-1段和第n段，n为整数且大于1，分别测试经“第1段+第2段+…+第n-1段”岩心剪切后，聚合物微球溶液在第n段岩心中的阻力系数和残余阻力系数，阻力系数和残余阻力系数测试过程为：①长岩心模型抽空饱和地层水，注模拟水，记录压力dP 1 ；②注聚合物微球溶液4PV～6PV，记录压力dP 2 ；③注后续水4PV～6PV，记录压力dP 3 ；④计算阻力系数和残余阻力系数，注入过程必须保持注液速度相同；采用激光粒度仪测试每段岩心采出液中聚合物微球粒径；
步骤三：采用匹配系数R a表征聚合物微球与岩心孔隙的匹配关系，R a为岩石孔喉平均直径与聚合物微球平均粒径的比值；
步骤四：绘制聚合物微球注入压力、阻力系数和残余阻力系数与驱替深度关系曲线，找到注入压力、阻力系数和残余阻力系数达到最大值的驱替深度，聚合物微球在该深度达到最佳流度控制和滞留能力；
步骤五：绘制采出液中聚合物微球粒径和匹配系数与驱替深度关系曲线，根据阻力系数、残余阻力系数和运移深度的变化规律，将聚合物微球运移过程划分为不同时期，并确定聚合物微球在不同运移时期的粒径范围和匹配系数范围。
上述方案中长岩心模型流体经过的岩心端面为长方形或正方形，长度达到几十米。
上述方案中计算阻力系数和残余阻力系数的方法：
式(1)中，δP 1 为岩心水驱压差，δP 2 为化学驱压差，δP 3 为后续水驱压差，FR为阻力系数，FRR为残余阻力系数。
上述方案中R a的计算方法：
式（2）中，D是岩石孔喉平均直径（μm），d是聚合物微球平均粒径（μm），k是绝对渗透率（μm2），ϕ是孔隙度（%），f CK是Carman-Kozeny的形状因子，τ是曲折度。
本发明具有以下有益效果：
1、本发明的长岩心端面为长方形或正方形，长度为中国发明专利“一种人造长岩心及其制备方法（CN102628761B）”中所发明岩心的2倍，可以达到几十米，解决了现有人造岩心长度难以满足实验要求的问题。
2、聚合物微球在多孔介质中具有边运移边膨胀的特性，所以距离入口端不同距离的聚合物微球具有不同的流动特性，实验方法考虑了多孔介质中聚合物微球由于运移膨胀而匹配系数随注入时间变化的问题，能确定聚合物微球具有最大阻力系数和最大残余阻力系数的最佳时期（位置、深度）。该最佳时期可作为聚合物微球的适用标准，方便堵水调剖人员根据调剖深度选择合适类型的聚合物微球。
3、通过对粒径、匹配系数、阻力系数、残余阻力系数和运移深度的研究，将聚合物微球运移过程划分为不同时期，并确定聚合物微球在不同运移时期的粒径范围和匹配系数范围，得到聚合物微球在多孔介质中的深部运移规律，可进一步明确聚合物微球深部调驱机理，为聚合物微球提高油藏采收率技术提供科学依据和理论支持。
4、模拟了聚合物微球在多孔介质中的长距离运移，特别考虑了聚合物微球在多孔介质中由于运移膨胀而在不同运移深度流度控制能力和匹配系数变化的问题，确定了聚合物微球具有最佳流度控制能力的驱替深度和聚合物微球在不同运移时期的粒径范围和匹配系数范围，为聚合物微球在多孔介质中深部运移规律研究提供了有效技术手段。
附图说明
图1是本发明中长岩心模型的制作流程，其中(A)制作人造岩心，(B)人造岩心割缝，(C)下层岩心浇铸，(D)上层岩心浇铸，(E)模型底面浇铸，(F)模型打孔。
图2 是本发明中长岩心模型情况（结构示意图、流动通道示意图以及岩心模拟分段情况）图，其中(A)18m岩心实物（结构示意图）图，(B)岩心流线图，(C)岩心模拟分段情况。
图3是阻力系数和残余阻力系数测试流程图。
图4是聚合物微球阻力系数、残余阻力系数、微球粒径和匹配系数与驱替深度关系图，其中(a)输送期，(b)架桥封堵期，(c)弹性封堵期，(d)疲劳期。
图5是聚合物微球在岩心各段注入压力与PV数关系图。
图6是聚合物微球在多孔介质中运移特征示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明做进一步的说明：
这种评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法：
步骤一：18m长岩心模型制作。
18m长岩心由2块割缝人造岩心连结而成，采用环氧树脂浇铸，外观尺寸（高×长×宽）为12.5cm×63.5cm×63.5cm，岩心配方组成、胶结物、模具尺寸及压制工艺等见中国发明专利“一种人造长岩心及其制备方法（CN102628761B）”；沿驱替方向，在岩心上均匀分布10个测压点，测压点P1（入口）、P2、P3、P4、P5、P6、P7、P8、P9和P10距入口端距离分别为0m、1.8m、3.6m、5.4m、7.2m、9.0m、10.8m、12.6m、14.4m和16.2m。图1为物理模型制作工艺，包括：（A）压制2块“60cm×60cm×4.5cm”的人造岩心；（B）将压制好并烘干的2块岩心按图示割缝，得到“盘管”状长条岩心，岩心长度约为9m；（C）将下层割缝岩心放置在模具内，并浇铸环氧树脂；（D）待下层割缝岩心环氧树脂固化后，再在下层割缝岩心上浇铸一层环氧树脂，然后马上将上层割缝岩心放入模具内，使其位于已浇铸环氧树脂的下层割缝岩心之上，并对上层割缝岩心浇铸环氧树脂；（E）待环氧树脂胶结固化后，将整个模型上下翻转，用环氧树脂浇铸模型的底面；（F）待环氧树脂胶结固化后，在测压点位置打孔，孔深为2.25cm。在测压点P6处，孔贯穿至下层岩心中部，用于连接两块岩心的流动通道，（即在上层割缝岩心的出口测压点P6处向下打孔，孔贯穿至下层割缝岩心中部，此处为下层割缝岩心流动通道入口，用于连接上层割缝岩心和下层割缝岩心的流动通道。本实施方式中，在长岩心模型上层割缝岩心“长×宽”这个正方形平面上，连接两块岩心的流动通道位于这个正方形平面的一个角处，入口位于这个正方形平面的另一个角处，这两个角为对角，入口设置在上层割缝岩心上，出口设置下层割缝岩心上，（结合图1和图2）。
步骤二：测试聚合物微球在18m岩心中不同运移深度的阻力系数和残余阻力系数。
（1）如图2所示，将18m岩心（是指上层割缝岩心到下层割缝岩心的流动通道共18m，模拟18m岩心）分为10段，分别测试每段岩心渗透率。以P1点为注入端，P2点为采出端，测试第1段岩心的渗透率；以P2点为注入端，P3点为采出端，测试第2段岩心的渗透率；以此类推。
（2）配制质量浓度0.3%的聚合物微球溶液，溶液配制后马上注入岩心。实验过程中，聚合物微球溶液每2小时重新配制。采用激光粒度仪测试注入液中聚合物微球粒径。
（3）将18m岩心分为10段，分别记做第1段、第2段、……、第9段和第10段，测试经“第1段+第2段+…+第n-1段”岩心剪切后，聚合物微球在第n段岩心中的阻力系数和残余阻力系数（n=1，2，……，10），详见图3。取每段岩心采出液，采用激光粒度仪测试聚合物微球粒径。
步骤三：采用匹配系数R a（岩石孔喉平均直径与聚合物微球平均粒径的比值）表征聚合物微球与岩心孔隙的匹配关系，见公式（2）和表1。其中，D是岩石孔喉平均直径（μm），d是聚合物微球平均粒径（μm），k是绝对渗透率（μm2），ϕ是孔隙度（%），f CK是Carman-Kozeny的形状因子，τ是曲折度。
步骤四~步骤五：聚合物微球阻力系数、残余阻力系数、微球粒径和匹配系数与驱替深度关系见图4。聚合物微球在岩心各段注入压力与PV数关系见图5。从图4和图5可以看出，随驱替深度增加，聚合物微球采出液粒径先增大后减小，匹配系数先减小后增大，阻力系数和残余阻力系数先增大后减小，化学驱压力和后续水驱压力呈“先增大后减小”趋势。在注入初期，聚合物微球粒径较小，匹配系数较大，化学驱注入压力和后续水驱注入压力较低，阻力系数和残余阻力系数较小，流度控制能力和滞留能力较弱。随着时间延长，聚合物微球在岩心孔隙中边运移边膨胀，微球粒径增大，匹配系数减小，化学驱注入压力和后续水驱注入压力升高，阻力系数和残余阻力系数增大。在岩心第6段，注入压力、阻力系数和残余阻力系数达到最大值。第7段以后，岩心对聚合物微球的剪切作用愈加明显，微球注入压力下降，阻力系数和残余阻力系数降低。由此可知，聚合物微球可在岩心中段位置达到最佳流度控制和滞留能力，这对聚合物驱后油藏进一步提高采收率有较大应用价值。
根据以上实验结果，将聚合物微球运移过程划分4个时期：从注入端至采出端依次为输送期、架桥封堵期、弹性封堵期和疲劳期，见图6。
（1）输送期。聚合物微球在岩心第1段中运移，阻力系数和注入压力较小。注入端和采出端聚合物微球粒径为3.37~8.62μm，匹配系数R a为6.36~2.49（表1）。此时，大部分微球顺利通过岩心孔隙，难以形成有效封堵。
（2）架桥封堵期。聚合物微球在岩心第2~4段运移，与输送期相比，阻力系数和注入压力明显增大。根据表1中岩心第1~4段末采出液中聚合物微球粒径测试结果可知，此段岩心中微球粒径为8.62~19.84μm，R a为1.08~2.49。其中，岩心第2段、第3段和第4段中微球粒径分别为8.62~13.83μm、13.83~17.22μm和17.22~19.84μm，相应的R a为2.49~1.55、1.55~1.25和1.25~1.08。此时，微球在多孔介质中以架桥封堵为主。若将岩心孔喉近似看成圆，架桥封堵可分为2颗粒封堵、3颗粒封堵、4颗粒封堵和多颗粒封堵等（图6），实现封堵的R a最大值分别为2、2.15和2.41等。架桥封堵初期，微球粒径较小，参与封堵的颗粒数多，R a值大，封堵概率低，阻力系数较小。随驱替时间增加，逐渐由多颗粒封堵转变为4、3、2颗粒封堵，封堵概率逐渐提高，阻力系数增大。岩心第2~4段，R a由2.49降至1.08，封堵概率逐渐提高，阻力系数增大。由于多颗粒封堵的低概率性，以4颗粒封堵为界限考虑为架桥封堵，即R a小于2.41。
（3）弹性封堵期。聚合物微球在岩心第5段及以后位置，与架桥封堵期相比，阻力系数和注入压力明显增大。根据表1中岩心第4段末~第6段末采出液中聚合物微球粒径测试结果可知，此段岩心中微球粒径为19.84~23.19μm，R a为1.08~0.92。其中，岩心第5段和第6段中微球粒径分别为19.84~21.77μm和21.77~23.19μm，相应的R a为1.08~0.98和0.98~0.92。此时，R a小于1，微球粒径较大，单个微球具备封堵岩心孔喉的能力，微球可以通过形变通过岩心孔隙发生弹性封堵。
（4）疲劳期。聚合物微球在岩心第7~10段中运移，与弹性封堵期相比，阻力系数和注入压力减小。根据表1可知，岩心第7段末~第10段末采出液中聚合物微球出现破损现象，进入疲劳期。微球在经历多次“弹性封堵-变形突破-恢复形态”后恢复能力逐渐变弱，直至发生剪切破坏，导致封堵能力下降，阻力系数和残余阻力系数大幅度降低。
采出液中聚合物微球出现时间、微球粒径和匹配系数见表1。从表1可以看出，在聚合物微球破损前，随运移时间增大，微球粒径增大，匹配系数R a 减小。当Ra小于1后，聚合物微球在31~38.5h进入弹性封堵期，相应的R a值为1.08~0.98，对应于图4和图5中岩心第5段。
表1 采出液中聚合物微球出现时间、微球粒径和匹配系数
综上所述，聚合物微球可以在多孔介质中边运移边膨胀。随驱替深度增加，微球粒径增大、R a减小，R a下降至2.41前为输送期，R a降至2.41后进入架桥封堵期，R a降至1后进入弹性封堵期，随后逐步进入疲劳期。从整个运移过程看，处于架桥封堵期和弹性封堵期时，聚合物微球阻力系数和残余阻力系数较大。因此，应延长这两个时期（通过合成抗剪切性能更强的聚合物微球实现），并合理调整这两个时期所处的位置（距注入端距离），以达到深部调驱的目的。
Claims (4)
1.一种评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法，其特征在于包括以下步骤：
步骤一、制作长岩心模型：
（1）制备两块盘管状长条割缝岩心，为上层割缝岩心和下层割缝岩心；
（2）将下层割缝岩心放置在模具内，并浇铸环氧树脂；
（3）待下层割缝岩心环氧树脂固化后，再在下层割缝岩心上浇铸一层环氧树脂，然后马上将上层割缝岩心放入模具内，使其位于已浇铸环氧树脂的下层割缝岩心之上，并对上层割缝岩心浇铸环氧树脂，上层割缝岩心和下层割缝岩心粘结在一起形成模型；
（4）待环氧树脂胶结固化后，将模型上下翻转，用环氧树脂浇铸模型的底面；
（5）待环氧树脂胶结固化后，在设置好的测压点位置打孔，孔深为2.25cm，为了连接上层割缝岩心和下层割缝岩心，在上层割缝岩心的出口测压点处向下打孔，孔贯穿至下层割缝岩心中部，此处为下层割缝岩心流动通道的入口，用于连接上层割缝岩心和下层割缝岩心的流动通道；
步骤二：测试聚合物微球在长岩心模型中不同运移深度的阻力系数和残余阻力系数；
（1）将长岩心模型分为n段，n为整数且大于1，沿驱替方向，从上层割缝岩心的入口开始，在长岩心模型上均匀分布n个测压点，测压点P1、P2、……、P（n-1）和Pn，以P1点为注入端，P2点为采出端，测试第1段岩心的渗透率；以P2点为注入端，P3点为采出端，测试第2段岩心的渗透率，……，以Pn点为注入端，下层割缝岩心出口为采出端，测试第n段岩心的渗透率，以此类推，分别测试每段岩心渗透率；
（2）配制一定质量浓度的聚合物微球溶液，溶液配制后马上注入长岩心模型，聚合物微球溶液每2小时重新配制，采用激光粒度仪测试聚合物微球溶液中聚合物微球粒径；
（3）将所述长岩心模型分成的n段，分别记做第1段、第2段、……、第n-1段和第n段，n为整数且大于1，分别测试经“第1段+第2段+…+第n-1段”岩心剪切后，聚合物微球溶液在第n段岩心中的阻力系数和残余阻力系数，阻力系数和残余阻力系数测试过程为：①长岩心模型抽空饱和地层水，注模拟水，记录压力δP 1 ；②注聚合物微球溶液4PV～6PV，记录压力δP 2 ；③注后续水4PV～6PV，记录压力δP 3 ；④计算阻力系数和残余阻力系数，注入过程必须保持注液速度相同；采用激光粒度仪测试每段岩心采出液中聚合物微球粒径；δP 1 为岩心水驱压差，δP 2 为化学驱压差，δP 3 为后续水驱压差；
步骤三：采用匹配系数R a表征聚合物微球与岩心孔隙的匹配关系，R a为岩石孔喉平均直径与聚合物微球平均粒径的比值；
步骤四：绘制聚合物微球注入压力、阻力系数和残余阻力系数与驱替深度关系曲线，找到注入压力、阻力系数和残余阻力系数达到最大值的驱替深度，聚合物微球在该深度达到最佳流度控制和滞留能力；
步骤五：绘制采出液中聚合物微球粒径和匹配系数与驱替深度关系曲线，根据阻力系数、残余阻力系数和运移深度的变化规律，将聚合物微球运移过程划分为不同时期，并确定聚合物微球在不同运移时期的粒径范围和匹配系数范围。
2.根据权利要求1所述的评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法，其特征在于：所述的长岩心模型中流体经过的岩心端面为长方形或正方形，长度达到几十米。
3.根据权利要求2所述的评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法，其特征在于：所述的计算阻力系数和残余阻力系数的方法：
式(1)中，δP 1 为岩心水驱压差，δP 2 为化学驱压差，δP 3 为后续水驱压差，FR为阻力系数，FRR为残余阻力系数。
4.根据权利要求3所述的评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法，其特征在于：所述的R a的计算方法：
式（2）中，D是岩石孔喉平均直径（μm），d是聚合物微球平均粒径（μm），k是绝对渗透率（μm2），ϕ是孔隙度（%），f CK是Carman-Kozeny的形状因子，τ是曲折度。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911369339.8A CN110927026B (zh) | 2019-12-26 | 2019-12-26 | 评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911369339.8A CN110927026B (zh) | 2019-12-26 | 2019-12-26 | 评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110927026A CN110927026A (zh) | 2020-03-27 |
| CN110927026B true CN110927026B (zh) | 2022-04-22 |
Family
ID=69861129
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201911369339.8A Active CN110927026B (zh) | 2019-12-26 | 2019-12-26 | 评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110927026B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114397228A (zh) * | 2022-01-20 | 2022-04-26 | 西南石油大学 | 一种评价驱油用聚合物在地层长期运移性能的方法 |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103993876A (zh) * | 2014-05-13 | 2014-08-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种评价缓膨颗粒油藏适应性的方法 |
| CN103995083A (zh) * | 2014-05-13 | 2014-08-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种评价聚合物凝胶调剖剂油藏适应性的方法 |
| CN106932313A (zh) * | 2017-04-24 | 2017-07-07 | 东北石油大学 | 一种聚合物微球油藏适应性评价方法 |
| CN107356503A (zh) * | 2017-06-22 | 2017-11-17 | 东北石油大学 | 一种聚合物微球粒径分布及其油藏适应性的评价方法 |
| CN107402286A (zh) * | 2017-08-01 | 2017-11-28 | 东北石油大学 | 一种聚合物微球岩心内缓膨性能测试实验方法 |
| CN107503721A (zh) * | 2017-08-18 | 2017-12-22 | 西南石油大学 | 一种有效改善高渗高含水油藏聚合物驱效果的方法 |
| CN107725038A (zh) * | 2017-09-12 | 2018-02-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种测试封堵性化学调剖剂在油藏中运移深度的方法 |
| CN107748124A (zh) * | 2017-02-27 | 2018-03-02 | 西南石油大学 | 一种建立分散胶颗粒粒径与岩石孔喉尺寸匹配关系的方法 |
| CN109142162A (zh) * | 2018-09-07 | 2019-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种快速判定聚合物溶液浓度与油藏匹配性的方法 |
| WO2019024531A1 (zh) * | 2017-07-31 | 2019-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透油藏深部调驱的方法 |
| CN110094201A (zh) * | 2019-03-14 | 2019-08-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种聚合物微球深部调驱注入粒径选择方法 |
-
2019
- 2019-12-26 CN CN201911369339.8A patent/CN110927026B/zh active Active
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103993876A (zh) * | 2014-05-13 | 2014-08-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种评价缓膨颗粒油藏适应性的方法 |
| CN103995083A (zh) * | 2014-05-13 | 2014-08-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种评价聚合物凝胶调剖剂油藏适应性的方法 |
| CN107748124A (zh) * | 2017-02-27 | 2018-03-02 | 西南石油大学 | 一种建立分散胶颗粒粒径与岩石孔喉尺寸匹配关系的方法 |
| CN106932313A (zh) * | 2017-04-24 | 2017-07-07 | 东北石油大学 | 一种聚合物微球油藏适应性评价方法 |
| CN107356503A (zh) * | 2017-06-22 | 2017-11-17 | 东北石油大学 | 一种聚合物微球粒径分布及其油藏适应性的评价方法 |
| WO2019024531A1 (zh) * | 2017-07-31 | 2019-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透油藏深部调驱的方法 |
| CN107402286A (zh) * | 2017-08-01 | 2017-11-28 | 东北石油大学 | 一种聚合物微球岩心内缓膨性能测试实验方法 |
| CN107503721A (zh) * | 2017-08-18 | 2017-12-22 | 西南石油大学 | 一种有效改善高渗高含水油藏聚合物驱效果的方法 |
| CN107725038A (zh) * | 2017-09-12 | 2018-02-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种测试封堵性化学调剖剂在油藏中运移深度的方法 |
| CN109142162A (zh) * | 2018-09-07 | 2019-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种快速判定聚合物溶液浓度与油藏匹配性的方法 |
| CN110094201A (zh) * | 2019-03-14 | 2019-08-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种聚合物微球深部调驱注入粒径选择方法 |
Non-Patent Citations (4)
| Title |
|---|
| 聚合物微球注入参数优化及运移规律研究;刘伟等;《应用基础与工程科学学报》;20111215;第19卷(第06期);第886-893页 * |
| 聚合物微球粒径与喉道匹配性研究;蒲万芬等;《油气地质与采收率》;20180606;第25卷(第04期);第100-105页 * |
| 聚合物溶液、凝胶和微球渗流特性差异及其作用机理研究;肖丽华等;《油田化学》;20180625;第35卷(第02期);第241-251页 * |
| 聚合物溶液在岩心中的运移阻力;陈仕宇;《中外能源》;20160515;第21卷(第05期);第50-53页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110927026A (zh) | 2020-03-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107526891B (zh) | 一种聚合物驱大孔道油藏试井分析方法 | |
| CN101942991A (zh) | 裂缝各向异性油藏注水开发可预测物理模型建立方法 | |
| CN109339774B (zh) | 基于边界层的低渗透变形介质非线性渗流数值模拟方法 | |
| CN105840187A (zh) | 致密性油藏水平井分段压裂产能计算方法 | |
| CN106703742A (zh) | 油藏深部调驱用弹性微球的粒径与孔喉匹配方法 | |
| CN105317407B (zh) | 一种特高含水期表外储层的开发方法 | |
| CN105089612A (zh) | 低渗透油藏人工裂缝压裂缝长与井排距确定方法 | |
| CN110306960B (zh) | 双孔双渗介质储层的压裂液渗吸增产模拟方法及装置 | |
| CN110967287A (zh) | 一种复合暂堵转向材料组合配比的优化实验方法 | |
| CN110927026B (zh) | 评价聚合物微球在多孔介质中深部运移特征的模拟方法 | |
| CN110410045A (zh) | 一种针对特高含水期油藏的堵调方法 | |
| CN106958437B (zh) | 一种油井压裂提高采收率新方法 | |
| CN114278266B (zh) | 一种确定就地条件下酸蚀填砂裂缝有效缝长的方法 | |
| CN114458280A (zh) | 一种基于cfd-dem考虑颗粒粘结的覆膜支撑剂输送模拟方法 | |
| CN114088880A (zh) | 一种测试钻井液封堵性的定量评价方法 | |
| CN103993876B (zh) | 一种评价缓膨颗粒油藏适应性的方法 | |
| CN111535787A (zh) | 高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法 | |
| CN112031719A (zh) | 一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法 | |
| CN104747154B (zh) | 一种利用驱油效率比提高蒸汽驱剩余油研究精度的方法 | |
| CN113738351B (zh) | 一种断缝体油藏物理模型的制作方法和实验方法 | |
| CN103375165B (zh) | 单裂缝渗流介质物性精细控制方法 | |
| CN109933951A (zh) | 致密油藏体积压裂水平井多尺度、多机理耦合渗流模型的建立方法 | |
| CN215520857U (zh) | 一种用于裂缝型碳酸盐岩油藏堵水性能评价的实验装置 | |
| CN107356503A (zh) | 一种聚合物微球粒径分布及其油藏适应性的评价方法 | |
| CN109707340B (zh) | 一种致密气中选择性控水方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |