CN111878050A - 一种核磁在线致密油水驱开发提高采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油气勘探技术领域，具体为一种核磁在线致密油水驱开发提高采收率的方法，包括步骤一：将岩心样品洗油洗盐之后放入烘箱内，烘箱温度调为60°，烘干48小时之后取出。按照行业标准测量样品的直径D＝2.5cm，长度L＝5.450cm，孔隙度Φ＝15.22％，渗透率K＝0.1028mD，称干重M1＝61.8972g，再将称取干重后的岩心样品放入真空泵中抽真空4个小时，再无气泡溢出后加压(20MPa)饱和模拟油不少于48小时，模拟油密度ρo＝0.8g/cm3,称湿重M2＝65.0846g，计算样品的初始含油饱和度Soi，实验要求初始含油饱和度需要达到98％以上，才可以避免实验过程中，出现油气水三相流引起的实验误差，其结构合理，能够实现准确获取了岩心样品中油的驱替效率、残余油饱和度、剩余油分布规律等参数。
Description
技术领域
本发明涉及油气勘探技术领域，具体为一种核磁在线致密油水驱开发提高采收率的方法。
背景技术
致密油是继页岩油气之后全球非常规油气勘探开发领域的又一新热点，其作为典型的非常规资源，将是我国未来重要的能源接替之一。致密油是指储集在覆压基质渗透率小于或等于0.1×10-3μm2(空气渗透率小于1×10-3μm2)的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层中的油。单井一般无自然产能或自然产能低于工业油气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业油气产量，如酸化压裂、多级压裂、水平井、多分支井等措施。据资料统计，，全球致密油总储量约为9294×108t，技术可采储量约为460×108t。致密油资源主要分布在俄罗斯、美国、中国、利比亚、阿根廷和澳大利亚等国家。尽管全球致密油藏资源量丰富，但采收率普遍低下。北美Bakken组致密油藏是世界致密油藏开发较早的区块之一，自然衰竭开采平均采收率仅为5％～10％。我国致密油开采起步较晚，从2010年以邹才能为首的专家才开始注重致密油理论技术的公关研究。2015年，长庆油田在陕北姬塬发现了中国第一个亿吨级大型致密油田—新安边油田，正式开启了我国致密油开采的新篇章。但是与美国海相沉积的致密油相比，我国陆相沉积致密油储层地层能量不足，气油比低，分布稳定性差，因此必须形成适合我国致密油储集特色的开发方式。目前，致密油储层多采用注水、注气等开发方式后进入三次采油阶段，考虑到开发过程的不可逆以及致密油储层的复杂性，尝试通过调整注水方式和优化驱替路径以达到提高致密油采收率的目的是目前国内外专家热衷的新话题。为了更好的研究这个话题，必须弄清致密油储层水驱过程中油水微观流动特性，油水分布规律及各影响因素对流体渗流的影响。但由于致密油藏孔喉半径小、连通性差、孔喉结构复杂、黏滞力和毛细管力作用突出，使其水驱渗流特征有别于常规油藏和页岩油藏，且常规实验测试手段和方法很难直接获得致密油储层水驱渗流规律和宏观性质。
为此，我们提出一种通过改变毛细管数Ca来提高致密油采收率的新方法。通过核磁共振在线实验，研究不同毛细管数Ca对致密油水驱渗流规律和油水分布的影响，弄清不同孔喉类型和不同流体介质作用下致密砂岩驱替规律，寻找合理的注入毛细管数Ca的范围，实现低成本安全高效的致密油开采新方法。
发明内容
本部分的目的在于概述本发明的实施方式的一些方面以及简要介绍一些较佳实施方式。在本部分以及本申请的说明书摘要和发明名称中可能会做些简化或省略以避免使本部分、说明书摘要和发明名称的目的模糊，而这种简化或省略不能用于限制本发明的范围。
因此，本发明的目的是提供一种核磁在线致密油水驱开发提高采收率的方法，能够实现准确获取了岩心样品中油的驱替效率、残余油饱和度、剩余油分布规律等参数。
为解决上述技术问题，根据本发明的一个方面，本发明提供了如下技术方案：
一种核磁在线致密油水驱开发提高采收率的方法，其特征在于：包括如下步骤：
步骤一：将岩心样品洗油洗盐之后放入烘箱内，烘箱温度调为60°，烘干48小时之后取出。按照行业标准测量样品的直径D＝2.5cm，长度L＝5.450cm，孔隙度Φ＝15.22％，渗透率K＝0.1028mD，称干重M1＝61.8972g，再将称取干重后的岩心样品放入真空泵中抽真空4个小时，再无气泡溢出后加压(20MPa)饱和模拟油不少于48小时，模拟油密度ρo＝0.8g/cm3,称湿重M2＝65.0846g，计算样品的初始含油饱和度Soi，实验要求初始含油饱和度需要达到98％以上，才可以避免实验过程中，出现油气水三相流引起的实验误差；
Soi＝4*(M2-M1)/(ρo*π*D2*L*Φ)
步骤二：将标样放入核磁共振成像仪腔体7内，调整仪器参数，进行中心频率矫正，确定脉宽，中心频率等参数，进行孔渗参数标定后取出标样；
步骤三：将经步骤S1处理完成的样品放入核磁共振专用岩心夹持器中，用鼓风机将样品密封固定在橡胶套中，并连接左右塞，之后连接核磁共振在线驱替装置，将核磁共振专用岩心夹持器上端连接阀门，进口端压力表连接到中间容器的出口端，中间容器中装满重水，中间容器的进口端连接高压注入泵并关闭所有进出口阀门，核磁共振专用夹持器的出口端经出口端压力表连接量筒，核磁共振专用岩心夹持器的侧面连接手摇围压泵，放置核磁共振专用夹持器中饱和油岩心样品72小时使样品进行老化处理；
步骤四：将装有岩心样品的核磁共振专用样品夹持器装入按照步骤S3矫正参数之后的核磁共振仪系统中，并保证磁场N级在上，S级在下，手摇围压泵加围压至20MPa；
步骤五：按照行业标准SYT5345-2007岩石中两相相对渗透率测定方法，将中间容器中的重水注入核磁共振专用岩心夹持器的上端，在驱替过程中，首先选用较低注入毛细管数Ca1≈2.71*10-6(对应驱替压力P1＝3MPa)驱替，在整个儿驱替过程中，较低毛细管数保持不变，每隔一定时间，测量一次核磁共振T2谱，得到一条T2谱曲线，直至相邻两条核磁共振T2谱曲线重合，此时，达到了该毛细管数作用下的残余油状态；
步骤六：将岩心样品取出，重新洗油洗盐，并重复S1-S4步骤，进行第二组实验，将中间容器中的重水注入核磁共振专用岩心夹持器的上端，在本组实验中，选用高一数量级的毛细管数Ca2≈1.24*10-5(对应驱替压力P2＝10MPa)驱替，并且在整个儿驱替过程中，高一数量级的毛细管数Ca2保持不变，每隔一定时间，测量一次核磁共振T2谱，直至相邻两条核磁共振T2谱曲线重合，此时，达到了高一数量级毛细管数Ca2作用下的残余油状态；
步骤七：重复步骤S1-S5，进行第三组实验，在本组实验中，选用更高一数量级的毛细管数Ca3(对应驱替压力P3)驱替，并且在整个儿驱替过程中，更高一数量级的毛细管数Ca3≈0.74*10-4(对应驱替压力P3＝15MPa)同样保持不变，每隔一定时间，测量一次核磁共振T2谱，直至相邻两条核磁共振T2谱曲线重合，此时，达到了高一数量级毛细管数Ca3≈0.74*10-4作用下的残余油状态；
步骤八：通过得到的不同组的核磁共振T2谱曲线簇，计算衡量水驱效果的无量纲特征参数。
作为本发明所述的一种核磁在线致密油水驱开发提高采收率的方法的一种优选方案，其中：进行核磁共振仪测量参数的调整，选择CPMG核磁序列，调整采样参数的等待时间Tw＝6000ms，回波时间TE＝0.25ms，扫描次数NECH＝32等参数，在所有实验过程中，所有的核磁共振仪测量参数均选用此参数。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
(1)利用重水(D2O)来替代地层水进行实验，有效屏蔽水的核磁共振信号，所得的T2谱曲线可以准确的反应油的驱替效率和变化规律，省去了后期区分油水信号的繁琐步骤。
(2)利用核磁共振在线装置，可以观察到不同时刻，不同毛细管数Ca作用下，各个孔隙半径范围内水驱油的驱替路径和油水分布规律。
(3)提出了通过改变注入毛细管数，可有效增加致密油采收率的新方法。这种方法可直接使用到致密油藏实际开采中，原理简单，可操作性强，成本低廉，对储层损害小，人为误差小，并且可有效提高水驱油驱替效率，降低残余油饱和度。
(4)本发明每个实验环节都具有相应的验证方法，驱替过程中利用核磁共振在线仪可实时观测油水变化，所获取的实验数据具有很高的可靠性。
(5)本发明实验方法简单，操作环节少、受人为误差影响小。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施方式的技术方案，下面将结合附图和详细实施方式对本发明进行详细说明，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。其中：
图1为本发明步骤流程图；
图2为本发明不同毛细管数作用下，岩心样品核磁共振在线T2谱图；
图3为本发明不同毛细管数下，岩心样品残余油饱和度T2谱图。
具体实施方式
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图对本发明的具体实施方式做详细的说明。
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施方式的限制。
其次，本发明结合示意图进行详细描述，在详述本发明实施方式时，为便于说明，表示器件结构的剖面图会不依一般比例作局部放大，而且所述示意图只是示例，其在此不应限制本发明保护的范围。此外，在实际制作中应包含长度、宽度及深度的三维空间尺寸。
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的实施方式作进一步地详细描述。
本发明提供如下技术方案：一种核磁在线致密油水驱开发提高采收率的方法，其特征在于：包括如下步骤：
步骤一：将岩心样品洗油洗盐之后放入烘箱内，烘箱温度调为60°，烘干48小时之后取出。按照行业标准测量样品的直径D＝2.5cm，长度L＝5.450cm，孔隙度Φ＝15.22％，渗透率K＝0.1028mD，称干重M1＝61.8972g，再将称取干重后的岩心样品放入真空泵中抽真空4个小时，再无气泡溢出后加压(20MPa)饱和模拟油不少于48小时，模拟油密度ρo＝0.8g/cm3,称湿重M2＝65.0846g，计算样品的初始含油饱和度Soi，实验要求初始含油饱和度需要达到98％以上，才可以避免实验过程中，出现油气水三相流引起的实验误差，初始含油饱和度Soi计算为:
Soi＝4*(M2-M1)/(ρo*π*D2*L*Φ)＝4*(65.0846-61.8972)/0.8*3.14*2.52*5.45＝98％
步骤二：将标样放入核磁共振成像仪腔体7内，调整仪器参数，进行中心频率矫正，确定脉宽，中心频率等参数，进行孔渗参数标定后取出标样；
步骤三：将经步骤S1处理完成的样品放入核磁共振专用岩心夹持器中，用鼓风机将样品密封固定在橡胶套中，并连接左右塞，之后连接核磁共振在线驱替装置，将核磁共振专用岩心夹持器上端连接阀门，进口端压力表连接到中间容器的出口端，中间容器中装满重水，中间容器的进口端连接高压注入泵并关闭所有进出口阀门，核磁共振专用夹持器的出口端经出口端压力表连接量筒，核磁共振专用岩心夹持器的侧面连接手摇围压泵，放置核磁共振专用夹持器中饱和油岩心样品72小时使样品进行老化处理；
步骤四：将装有岩心样品的核磁共振专用样品夹持器装入按照步骤S3矫正参数之后的核磁共振仪系统中，并保证磁场N级在上，S级在下，手摇围压泵加围压至20MPa；
步骤五：按照行业标准SYT5345-2007岩石中两相相对渗透率测定方法，将中间容器中的重水注入核磁共振专用岩心夹持器的上端，在驱替过程中，首先选用较低注入毛细管数Ca1≈2.71*10-6(对应驱替压力P1＝3MPa)驱替，在整个儿驱替过程中，较低毛细管数保持不变，每隔一定时间，测量一次核磁共振T2谱，得到一条T2谱曲线，直至相邻两条核磁共振T2谱曲线重合，此时，达到了该毛细管数作用下的残余油状态；
步骤六：将岩心样品取出，重新洗油洗盐，并重复S1-S4步骤，进行第二组实验，将中间容器中的重水注入核磁共振专用岩心夹持器的上端，在本组实验中，选用高一数量级的毛细管数Ca2≈1.24*10-5(对应驱替压力P2＝10MPa)驱替，并且在整个儿驱替过程中，高一数量级的毛细管数Ca2保持不变，每隔一定时间，测量一次核磁共振T2谱，直至相邻两条核磁共振T2谱曲线重合，此时，达到了高一数量级毛细管数Ca2作用下的残余油状态；
步骤七：重复步骤S1-S5，进行第三组实验，在本组实验中，选用更高一数量级的毛细管数Ca3(对应驱替压力P3)驱替，并且在整个儿驱替过程中，更高一数量级的毛细管数Ca3≈0.74*10-4(对应驱替压力P3＝15MPa)同样保持不变，每隔一定时间，测量一次核磁共振T2谱，直至相邻两条核磁共振T2谱曲线重合，此时，达到了高一数量级毛细管数Ca3≈0.74*10-4作用下的残余油状态；
步骤八：通过得到的不同组的核磁共振T2谱曲线簇，计算衡量水驱效果的无量纲特征参数；
驱替效率Ed＝(Soi-Sor)/Soi
薄膜厚度
其中：残余油所占孔喉内表面积Af可由重水驱替时，重水进入单位孔喉体积所做的功来求取：
其中：进行核磁共振仪测量参数的调整，选择CPMG核磁序列，调整采样参数的等待时间Tw＝6000ms，回波时间TE＝0.25ms，扫描次数NECH＝32等参数，在所有实验过程中，所有的核磁共振仪测量参数均选用此参数；
T2谱截止值(可动流体和不可动流体的分界值，见附图2)、以及残余油饱和度Sor(附图3)、微观驱油效率Ed和残余油状态下孔喉壁薄膜厚度Hoi如下
从附图2、附图3以及上表可以看出，随着毛细管数数量级的增加(Ca1≈2.71*10-6、经Ca2≈1.24*10-5增加到Ca3≈0.74*10-4，驱油效率Ed逐渐升高，残余油状态下孔喉壁薄膜厚度Hoi逐渐减小，T2谱截止值逐渐减小，说明可动流体对应孔喉半径逐渐减小，即小孔隙中的油也逐渐被驱替出来，残余油饱和度逐渐减小。从这一系列的数据和图证明了本发明所述，核磁在线致密油水驱开发提高采收率新方法是切实有效并且可行的。通过增加毛细管数，可有效提高致密油采收率。
虽然在上文中已经参考实施方式对本发明进行了描述，然而在不脱离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲突，本发明所披露的实施方式中的各项特征均可通过任意方式相互结合起来使用，在本说明书中未对这些组合的情况进行穷举性的描述仅仅是出于省略篇幅和节约资源的考虑。因此，本发明并不局限于文中公开的特定实施方式，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。
Claims (2)
1.一种核磁在线致密油水驱开发提高采收率的方法，其特征在于：包括如下步骤：
步骤一：将岩心样品洗油洗盐之后放入烘箱内，烘箱温度调为60°，烘干48小时之后取出。按照行业标准测量样品的直径D＝2.5cm，长度L＝5.450cm，孔隙度Φ＝15.22％，渗透率K＝0.1028mD，称干重M1＝61.8972g，再将称取干重后的岩心样品放入真空泵中抽真空4个小时，再无气泡溢出后加压(20MPa)饱和模拟油不少于48小时，模拟油密度ρo＝0.8g/cm3,称湿重M2＝65.0846，计算样品的初始含油饱和度Soi，实验要求初始含油饱和度需要达到98％以上，才可以避免实验过程中，出现油气水三相流引起的实验误差；
步骤二：将标样放入核磁共振成像仪腔体7内，调整仪器参数，进行中心频率矫正，确定脉宽，中心频率等参数，进行孔渗参数标定后取出标样；
步骤三：将经步骤S1处理完成的样品放入核磁共振专用岩心夹持器中，用鼓风机将样品密封固定在橡胶套中，并连接左右塞，之后连接核磁共振在线驱替装置，将核磁共振专用岩心夹持器上端连接阀门，进口端压力表连接到中间容器的出口端，中间容器中装满重水，中间容器的进口端连接高压注入泵并关闭所有进出口阀门，核磁共振专用夹持器的出口端经出口端压力表连接量筒，核磁共振专用岩心夹持器的侧面连接手摇围压泵，放置核磁共振专用夹持器中饱和油岩心样品72小时使样品进行老化处理；
步骤四：将装有岩心样品的核磁共振专用样品夹持器装入按照步骤S3矫正参数之后的核磁共振仪系统中，并保证磁场N级在上，S级在下，手摇围压泵加围压至20MPa；
步骤五：按照行业标准SYT5345-2007岩石中两相相对渗透率测定方法，将中间容器中的重水注入核磁共振专用岩心夹持器的上端，在驱替过程中，首先选用较低注入毛细管数Ca1≈2.71*10-6(对应驱替压力P1＝3MPa)驱替，在整个儿驱替过程中，较低毛细管数保持不变，每隔一定时间，测量一次核磁共振T2谱，得到一条T2谱曲线，直至相邻两条核磁共振T2谱曲线重合，此时，达到了该毛细管数作用下的残余油状态；
步骤六：将岩心样品取出，重新洗油洗盐，并重复S1-S4步骤，进行第二组实验，将中间容器中的重水注入核磁共振专用岩心夹持器的上端，在本组实验中，选用高一数量级的毛细管数Ca2≈1.24*10-5(对应驱替压力P2＝10MPa)驱替，并且在整个儿驱替过程中，高一数量级的毛细管数Ca2保持不变，每隔一定时间，测量一次核磁共振T2谱，直至相邻两条核磁共振T2谱曲线重合，此时，达到了高一数量级毛细管数Ca2作用下的残余油状态；
步骤七：重复步骤S1-S5，进行第三组实验，在本组实验中，选用更高一数量级的毛细管数Ca3(对应驱替压力P3)驱替，并且在整个儿驱替过程中，更高一数量级的毛细管数Ca3≈0.74*10-4(对应驱替压力P3＝15MPa)同样保持不变，每隔一定时间，测量一次核磁共振T2谱，直至相邻两条核磁共振T2谱曲线重合，此时，达到了高一数量级毛细管数Ca3≈0.74*10-4作用下的残余油状态；
步骤八：通过得到的不同组的核磁共振T2谱曲线簇，计算衡量水驱效果的无量纲特征参数。
2.根据权利要求1所述的一种核磁在线致密油水驱开发提高采收率的方法，其特征在于：进行核磁共振仪测量参数的调整，选择CPMG核磁序列，调整采样参数的等待时间Tw＝6000ms，回波时间TE＝0.25ms，扫描次数NECH＝32等参数，在所有实验过程中，所有的核磁共振仪测量参数均选用此参数。
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Cited By (2)
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|---|---|---|---|---|
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| US11965845B2 (en) | 2021-07-08 | 2024-04-23 | Institute Of Geology And Geophysics, Chinese Academy Of Sciences | Device and method for measuring fluid saturation in nuclear magnetic resonance on-line displacement |
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2020
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