CN111335856A - 一种三维物理电极水驱非均质模型及其模拟方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种三维物理电极水驱非均质模型及其模拟方法，涉及石油开发技术领域，其中非均质模型包括模型主体，所述模型主体上设置有多个井口和测试孔；所述模型主体内部设置有填充腔，所述填充腔内包括一个中心区和至少4个边井区，所述边井区连接所述中心区且呈矩阵分布在所述中心区外围；所述边井区渗透率均不相同；多个所述井口为8个，呈矩形阵列在所述模型主体上；所述测试孔呈矩阵排列设置在所述中心区和边井区上。本发明公开的模拟方法采用本发明所公开的非均质模型进行模拟。本发明所公开的非均质模型及其模拟方法适用于特高含水率油井模拟。

Description

一种三维物理电极水驱非均质模型及其模拟方法
技术领域
本发明涉及石油开发技术领域，尤其涉及三维物理电极水驱非均质模型及其模拟方法。
背景技术
我国东部大部分水驱砂岩油藏已陆续进入了含水率90％以上的特高含水期开发阶段，储层的非均质性直接影响着油水的分布及开发效果。平面非均质性是指由于砂体平面沉积构成组合的不同以及不同微相表现物性特征不同所造成的各小层渗透率的平面变化，从而导致注入水沿高渗砂体突进形成局部舌进，注入水扰流现象以及井间干扰现象较为严重。尤其是特高含水期，剩余油分布相对分散，井组内无效水循环严重，因此想要提高油井采出程度，需要通过提液来提高水驱波及效率，通过调剖堵水扩大波及体积。
水驱波及系数是注水油田开展动态分析、评价水驱效果的重要参数，它直接影响油田水驱的采收率。由一口注水井及其周边四口采油井组成的五点井网是油藏开发中普遍采用的一种井网型式。目前水驱波及系数的确定方法主要有三种：(1)丙型水驱曲线法、(2)驱油效率确定水驱波及系数法、(3)室内实验法。其中室内实验法采用大尺寸非均质物理模型，利用模型上布置的饱和度测量探针，通过动态测量水驱的开采效果、压力和饱和度场变化，得到不同井网条件下的水驱波及系数。
但由于油田在特高含水期，主流线方向上水洗程度较高，剩余油饱和度较低，常规的非均质物理模型和模拟方法难以模拟出更接近油藏实际情况的水驱规律，导致模拟所得到的结果应用困难。
发明内容
本发明为了解决上述技术问题提供了一种三维物理电极水驱非均质模型，设置渗透率不同的边井区，并在中心区和边井区均设置井口，可以实现5点井网、7点井网以及9点井网的注采方式，更好的模拟油田在特高含水期提液、变井网对水驱效率及剩余油分布的影响。
本发明还提供了一种三维物理电极水驱模拟方法，采用本发明公开的非均质模型进行水驱模拟。
本发明解决上述技术问题的技术方案如下：本发明公开一种三维物理电极水驱非均质模型，包括模型主体，所述模型主体上设置有多个井口和测试孔；所述模型主体内部设置有填充腔，所述填充腔内包括一个中心区和至少4个边井区，所述边井区连接所述中心区且呈矩阵分布在所述中心区外围；所述中心区和边井区内均填充有人造复合高温胶结砂岩岩心，且每个所述边井区被填充后渗透率均不相同；多个所述井口对应设置在所述中心区和所述边井区上，所述中心区设置的井口设置在所述中心区的中心；所述边井区远离所述中心区的角以及两个相邻的所述边井区的连接处均设置井口，且所述井口均远离所述中心区；所述井口均与所述填充腔连通；所述测试孔呈矩阵排列设置在所述中心区和边井区上，且与所述填充腔连通。
上述技术方案中，所述模型主体设置为俯视面为正方形的长方体，所述中心区的井口设置在正方形的中心；所述边井区设置8个井口，分别设置在靠近正方形的四个角和靠近正方形四个条边的中点；8个位于边井区的井口与一个位于中心区的井口呈矩形阵列；使其可实现选择五点井网、七点井网以及九点井网的注采方式，便于模拟变井网对堵水措施的影响；同时每个边井区均填充不同渗透率的人造复合高温胶结砂岩岩心，布置成非均质模型；同时模拟不同渗透率的砂体对注入水扰流现象和井间干扰现象，使其形成的模拟油藏状态更接近于真实的油藏状态，尤其适用于特高含水期的剩余油水驱模拟。
进一步地，所述边井区的渗透率分别为50mD、100mD、300mD和500mD。
进一步地，所述中心区的渗透率为100mD或500mD。
进一步地，所述模型主体侧壁上设置有抽气管口；所述抽气管口上连接有可拆卸连接的密封盖。
进一步地，每个所述测试孔上可拆卸连接有电阻率探针；所述电阻率探针外接电阻率测试仪。
本发明还公开了一种三维物理电极水驱模拟方法，采用上述的非均质模型进行水驱模拟实验，其通过从井口注入水、油，形成与真实油藏状态相接近的油水分布状态，然后再通过模拟提液、变井网堵水的方式模拟特高含水期的水驱状况。
其具体包括以下步骤：
S1)模型抽空，测试模型的密封情况；
S2)从所述井口向已经抽空且密封情况符合要求的非均质模型注入水，并使所述填充腔内水填充饱和；
S3)从所述井口注入油，并循环步骤S2)和步骤S3)使所述填充腔内油饱和，建立束缚水和原始含油饱和度；
S4)给非均质模型加压，并静置至少1d；
S5)通过所述井口泵入水，进行水驱，并采集其他所述井口的出液至出液的综合含水率达到95％；所述注采方式为所述中心区注入水，所述边井区采集出液；
S6)阶段性提高水的泵入速度，注采方式不变，每个阶段的出液综合含水率达到98％时进入下一个阶段；两次出液综合含水率达到98％之后，改变注采方式，将渗透率较高的两个边井区井口关闭，并降低水的泵入速度，继续注水1PV后进入下一个阶段；改变注采方式，只保留渗透率最低的边井继续采液，并减低水的泵入速度，再次继续注水1PV后停止驱替；
在步骤S1)～步骤S6)过程中，采集各井口的压力、出液以及各测试孔内的电阻。
进一步地，所述步骤S2)和步骤S3)中，油和水的注入采用线性低速注入：当注入水的井口位于边井区时，采用与注入水的井口呈对角线或者相邻的边井区井口注入油；当注入水的井口位于中心区时，采用中心区四周的边井区井口注入油。
进一步地，所述步骤S2)中，注入水时在井口增加0.6MPa的驱替压力；克服岩心微细孔隙毛细管力，保证所有孔隙都被水填充。
所述步骤S3)中，给非均质模型超压0.6MPa，与步骤S2)中注入水形成饱和水时压力相同。
进一步地，所述模拟方法采用两个权利要求1～5任一项所述的非均质模型同时进行对比模拟实验，且两非均质模型的中心区渗透率不同。
本发明的有益效果：(1)本发明公开的一种三维物理电极水驱非均质模型，设置渗透率不同的边井区，并在中心区和边井区均设置井口，可以实现5点井网、7点井网以及9点井网的注采方式，更好的模拟油田在特高含水期提液、变井网对水驱效率及剩余油分布的影响。
(2)本发明公开的一种三维物理电极水驱模拟方法，采用设置有不同渗透率的边井区的非均质模型进行水驱模拟实验，其通过从9个井口注入水、油，形成与真实油藏状态相接近的油水分布状态，然后再通过模拟提液、变井网堵水的方式模拟特高含水期的水驱状况。
(3)本发明公开的一种三维物理电极水驱模拟方法采用两个中心区渗透率不同的非均质模型进行对比模拟，可更好的模拟特高含水期堵水工艺中提液及调剖措施对驱油效率的影响，为分析剩余油变化分布提供规律借鉴。
附图说明
图1为本发明一些实施例中非均质模型的井网设置示意图；
图2为本发明一些实施例中步骤S2)和步骤S3)中油和水注入至饱和油的顺序示意图；
图3为本发明一些实施例中的中心区渗透率为100mD的非均质模型模拟饱和油分布变化图；
图4为本发明一些实施例中的中心区渗透率为500mD的非均质模型模拟饱和油分布变化图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。
现有技术中，油田开采进入后期后，由于多次注水驱油及其调剖，其剩余油饱和度低且分布分散，油井进入含水率超过90％的特高含水期。因此在开发后期只有打破原来的固定优势流场，使得注入水向弱势区流动，才能有效驱动原油。而现有的非均质模型和模拟方法难以模拟特高含水期的剩余油分布和驱水规律，因此急需一种新的非均质模型及其模拟方法来模拟特高含水期油藏实际情况和水驱情况，使其分析得到的规律和结果可以为特高含水期油藏开发提供借鉴规律。
基于上述技术问题，发明人在本申请文件提供了一种三维物理电极水驱非均质模型，参阅图1，包括模型主体，所述模型主体上设置有多个井口和测试孔；所述模型主体内部设置有填充腔，所述填充腔内包括一个中心区和至少4个边井区，所述边井区连接所述中心区且呈矩阵分布在所述中心区外围；所述中心区和边井区内均填充有人造复合高温胶结砂岩岩心，且每个所述边井区被填充后渗透率均不相同；多个所述井口对应设置在所述中心区和所述边井区上，所述中心区设置的井口设置在所述中心区的中心；所述边井区远离所述中心区的角以及两个相邻的所述边井区的连接处均设置井口，且所述井口均远离所述中心区；所述井口均与所述填充腔连通；所述测试孔呈矩阵排列设置在所述中心区和边井区上，且与所述填充腔连通。
需要说明的是，如图1所示，所述模型主体设置为俯视面为正方形的长方体，所述中心区的井口设置在正方形的中心；所述边井区设置8个井口，分别设置在靠近正方形的四个角和靠近正方形四个条边的中点；8个位于边井区的井口与一个位于中心区的井口呈矩形阵列。
在一些实施例中，边井区和中心区通过多次复合压实的方法得到不同渗透率的人造复合高温胶结砂岩岩心，不同的渗透率是岩心材料和制作方法来控制，模型主要材料包括：50～250目不同粒径的标准石英砂，复合胶结剂，真实岩心碎屑、混合粘土矿物粉末，通过高温液压机设定不同的压实压力、温度和时间来控制孔隙度和渗透率大小，精度一般在±25mD。其中人造复合高温胶结砂岩的多次高温压实方法为：先用较低的温压分开胶结这5块岩心到刚好成固体，然后从制作温度和压力最高的一块开始，单独压实胶结好后，把第二块加进去拼好并降低到第二块的制作温压条件，然后继续类推，加后续岩心至最终成型。
在一些实施例中，所述边井区的渗透率分别为50mD、100mD、300mD和500mD；所述中心区的渗透率为100mD或500mD。
在一些实施例中，所述测试孔设置为32个且呈矩形阵列分布，分别分布在中心区和边井区，每个所述测试孔内均可拆卸插入有电阻率探针；所述电阻率探针外接电阻率测试仪，用于测定中心区和边井区不同位置的电阻值变化。
在一些实施例中，所述模型主体侧壁上设置有抽气管口；所述抽气管口上连接有可拆卸连接的密封盖，用于模型主体的抽空。可选地，其抽空也可以采用井口进行。
需要说明的是，每个井口均安装有阀门，用于开关井口，便于井口注入、采集水/油，同时也可用于井口密封。
本申请文件还提供了一种适用于碎屑岩储层的屏蔽暂堵钻完井液，采用上述的非均质模型进行水驱模拟实验，其通过从井口注入水、油，形成与真实油藏状态相接近的油水分布状态，然后再通过模拟提液、变井网堵水的方式模拟特高含水期的水驱状况。
其具体包括以下步骤：
S1)模型抽空，测试模型的密封情况；
S2)从所述井口向已经抽空且密封情况符合要求的非均质模型注入水，并使所述填充腔内水填充饱和；
S3)从所述井口注入油，并循环步骤S2)和步骤S3)使所述填充腔内油饱和，建立束缚水和原始含油饱和度；
S4)给非均质模型加压，并静置至少1d，使非均质模型中的油水分布状态尽可能的接近于真实油藏；
S5)通过所述井口泵入水，进行水驱，并采集其他所述井口的出液至出液的综合含水率达到95％；所述注采方式为所述中心区注入水，所述边井区采集出液；其中，水的注入速度可选择为1.5ml/min。
S6)阶段性提高水的泵入速度，注采方式不变，每个阶段的出液综合含水率达到98％时进入下一个阶段；两次出液综合含水率达到98％之后，改变注采方式，将渗透率较高的两个边井区井口关闭，并降低水的泵入速度，继续注水1PV后进入下一个阶段；改变注采方式，只保留渗透率最低的边井继续采液，并减低水的泵入速度，再次继续注水1PV后停止驱替；
在步骤S1)～步骤S6)过程中，采集各井口的压力、出液以及各测试孔内的电阻。
在一些实施例中，所述步骤S2)和步骤S3)中，油和水的注入采用线性低速注入：当注入水的井口位于边井区时，采用与注入水的井口呈对角线或者相邻的边井区井口注入油；当注入水的井口位于中心区时，采用中心区四周的边井区井口注入油；如图2所示。
在一些实施例中，所述步骤S2)中，注入水时在井口增加0.6MPa的驱替压力；所述步骤S3)中，给非均质模型增压0.6MPa泵入。
在一些实施例中，同时采用两个中心区渗透率不同的非均质模型同时进行对比模拟实验，其实验方法与上述基本一致，因此不再一一赘述。其中两个非均质模型的中心区渗透率分别为500mD和100mD。
需要说明的是，步骤S6)分为四个阶段，分别为第一阶段、第二阶段、第三阶段和第四阶段。
其中，第一阶段保持步骤S5的一注四采的注采方式不变，即采用中心区井口注水，非均质模型四个角的井口(位于不同的边井区)采液；并提高水泵入速度，其中水的泵入速度可选择为3.0ml/min，当驱替注水至综合含水率达到98％时，进入第二阶段；
第二阶段继续保持一注四采的注采方式不变，并再次提高水泵入速度，其中水的泵入速度可选择为4.5ml/min，当驱替注水至综合含水率再次达到98％时，进入第三阶段；
第三阶段将一注四采的注采方式变为一注二采，即将渗透率较高的两个边井区内的井口关闭；并降低水的泵入速度，其中水的泵入速度可选择降为3.0ml/min；继续驱替注水至1PV后进入第四阶段；
第四阶段将一注二采的注采方式变为一注一采，即将渗透率最低的边井区内的井口关闭；并再次降低水的泵入速度，其中水的泵入速度可选择降为1.5ml/min；继续驱替注水至1PV后停止驱替，模拟实验结束。
以注入油为室温(25℃)下粘度为15mPa·s，密度为0.885g/cm3的原油、注入的水为室温(25℃)下为矿化度5748mg/L，粘度为1mPa·s，密度1.0124g/cm3的地层水为例，采用中心区渗透率为100mD和中心区渗透率为500mD的非均质模型同时进行模拟实验，并采集模拟实验过程中得到的数据，其模型基本参数采用表1所示：
Figure BDA0002400602530000091
表1
非均质模型中的剩余油饱和度采用MATLAB软件将电阻率探针得到的数据转化成如图3、图4所示的图像；其中，中心区渗透率为100mD的非均质模型的剩余油饱和度图像变化如图3所示，中心区渗透率为500mD的非均质模型的剩余油饱和度图像变化如图4所示。
模拟过程中，中央注水区域为100mD的非均质模型在饱和油、油井见水时刻、提速完成时刻及水驱完成时刻的含有饱和度分布情况如图3所示，在2a中，模型初始含油饱和度基本均匀，满足实验需求；如2b所示，油井见水之后，由于模型的非均质性，500mD和300mD边井区的含油饱和度明显降低，剩余油主要分布在渗透率较低的边井区，50mD区域内的含油饱和度几乎没有改变，说明此处储量尚未动用。同时，注入井附近的剩余油明显减少；如图3c所示，提液之前50、100mD边井区块储量已开始动用但仍是剩余油富集区；如图3d所示，提液之后，渗透率较高的边井区的含油饱和度进一步下降，渗透率较低的边井区的剩余油向最低渗透率的边井区集中；而入图3e所示，在提液、变井网堵水增产措施改造下，50mD边井区主流线处发生水淹，剩余油主要存在于50mD边井区的主流线两侧等水驱难以动用的区域。
而通过图4可知，中央注水区域为500mD的非均质模型中的剩余油饱和度在各阶段水驱波及规律基本一致，但剩余油饱和度分布图上反映出高渗透率边井区注水波及面积更大、强度更广，特别是对于注水区域洗油强度高。
这一模拟结果表明：对于特高含水后期的平面非均质油层，在低渗透率边井区注水控制区块内，特高含水期剩余油挖潜潜力相较于高渗透率边井区注水区块潜力更大，低渗透率边井区注水区块更需要实施增产措施，且剩余油主要分布在注采主流线两翼边界和远离注采井的死角位置，同时剩余油会更多聚集在相对低渗的部位，在低渗透率边井区分布的剩余油多呈带状和片状，在高、中渗透率边井区分布的剩余油多呈孤岛状；这一模拟结果与实际油田中剩余油变化规律大致相同。
由此可见，本申请文件公开的非均质模型及其模拟方法可以模拟出特高含水后期的非均质油层在不同阶段的剩余油分布状态，为实际油田中剩余油变化分布分析提供规律借鉴。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.三维物理电极水驱非均质模型，其特征在于，包括模型主体，所述模型主体上设置有多个井口和测试孔；
所述模型主体内部设置有填充腔，所述填充腔内包括一个中心区和至少4个边井区，所述边井区连接所述中心区且呈矩阵分布在所述中心区外围；所述中心区和边井区内均填充有人造复合高温胶结砂岩岩心，且每个所述边井区被填充后渗透率均不相同；
多个所述井口对应设置在所述中心区和所述边井区上，所述中心区设置的井口设置在所述中心区的中心；所述边井区远离所述中心区的角以及两个相邻的所述边井区的连接处均设置井口，且所述井口均远离所述中心区；所述井口均与所述填充腔连通；
所述测试孔呈矩阵排列设置在所述中心区和边井区上，且与所述填充腔连通。
2.根据权利要求1所述的三维物理电极水驱非均质模型，其特征在于，所述边井区的渗透率分别为50mD、100mD、300mD和500mD。
3.根据权利要求2所述的三维物理电极水驱非均质模型，其特征在于，所述中心区的渗透率为100mD或500mD。
4.根据权利要求1～3任一项所述的三维物理电极水驱非均质模型，其特征在于，所述模型主体侧壁上设置有抽气管口；所述抽气管口上连接有可拆卸连接的密封盖。
5.根据权利要求1～3任一项所述的三维物理电极水驱非均质模型，其特征在于，每个所述测试孔上可拆卸连接有电阻率探针；所述电阻率探针外接电阻率测试仪。
6.一种三维物理电极水驱模拟方法，其特征在于，采用权利要求1～5任一项所述的非均质模型进行水驱模拟实验。
7.根据权利要求6所述的三维物理电极水驱模拟方法，其特征在于，其具体包括以下步骤：
S1)模型抽空，测试模型的密封情况；
S2)从所述井口向已经抽空且密封情况符合要求的非均质模型注入水，并使所述填充腔内水填充饱和；
S3)从所述井口注入油，并循环步骤S2)和步骤S3)使所述填充腔内油饱和，建立束缚水和原始含油饱和度；
S4)给非均质模型加压，并静置至少1d；
S5)通过所述井口泵入水，进行水驱，并采集其他所述井口的出液至出液的综合含水率达到95％；所述注采方式为所述中心区注入水，所述边井区采集出液；
S6)阶段性提高水的泵入速度，注采方式不变，每个阶段的出液综合含水率达到98％时进入下一个阶段；两次出液综合含水率达到98％之后，改变注采方式，将渗透率较高的两个边井区井口关闭，并降低水的泵入速度，继续注水1PV后进入下一个阶段；改变注采方式，只保留渗透率最低的边井继续采液，并减低水的泵入速度，再次继续注水1PV后停止驱替；
在步骤S1)～步骤S6)过程中，采集各井口的压力、出液以及各测试孔内的电阻。
8.根据权利要求7所述的三维物理电极水驱模拟方法，其特征在于，所述步骤S2)和步骤S3)中，油和水的注入采用线性低速注入：当注入水的井口位于边井区时，采用与注入水的井口呈对角线或者相邻的边井区井口注入油；当注入水的井口位于中心区时，采用中心区四周的边井区井口注入油。
9.根据权利要求8所述的三维物理电极水驱模拟方法，其特征在于，所述步骤S2)中，注入水时在井口超压0.6MPa泵入；
所述步骤S3)中，给非均质模型加压的压力采用超压0.6MPa泵入。
10.根据权利要求6～9任一项所述的三维物理电极水驱模拟方法，其特征在于，所述模拟方法采用两个权利要求1～5任一项所述的非均质模型同时进行对比模拟实验，且两非均质模型的中心区渗透率不同。
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