CN111929218B - 一种聚合物微球与储层匹配性评价方法 - Google Patents
一种聚合物微球与储层匹配性评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111929218B CN111929218B CN202010776283.4A CN202010776283A CN111929218B CN 111929218 B CN111929218 B CN 111929218B CN 202010776283 A CN202010776283 A CN 202010776283A CN 111929218 B CN111929218 B CN 111929218B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- core
- permeability
- polymer
- polymer microsphere
- polymer microspheres
- 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 202
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 197
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 140
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 65
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 65
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 46
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 21
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 20
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 19
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 14
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims description 12
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims description 12
- 230000002522 swelling effect Effects 0.000 claims description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 7
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 6
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 238000004321 preservation Methods 0.000 claims description 5
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims description 4
- 239000002985 plastic film Substances 0.000 claims description 4
- 229920006255 plastic film Polymers 0.000 claims description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 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
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- 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
- G01N15/0227—Investigating particle size or size distribution by optical means using imaging; using holography
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
- Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Pathology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
Abstract
本发明涉及一种聚合物微球与储层匹配性评价方法，其特征在于，包括以下步骤：(1)配制预设浓度的聚合物微球分散体系，并对其膨胀性进行研究，得到聚合物微球的缓膨性以及其能够进入岩心的理论渗透率；(2)对聚合物微球能够进入的最低岩心渗透率进行测量；(3)对聚合物微球能够有效作用的最高岩心渗透率进行测量；(4)根据测量得到的聚合物微球能够进入的最低岩心渗透率和有效作用的最高岩心渗透率，确定聚合物微球的注入性和封堵性图版，进而确定该聚合物微球与油藏渗透率的匹配关系。本发明可以广泛应用于油田开发领域。
Description
技术领域
本发明涉及一种聚合物微球与储层匹配性评价方法，用于聚合物微球类调驱剂的优选，属于油田开发技术领域。
背景技术
我国渤海油田多为陆相沉积，储层非均质较强，目前水驱采出程度为30％左右，提高采收率潜力较大。聚合物微球是一种常用的深部调驱药剂，现场试验证明其具有较强的提高采收率能力。聚合物微球是由高分子聚合物与交联剂、助剂等在一定条件下反应生成的具有一定网状结构和弹性的球体，其粒径一般呈正态分布。现场应用时，将聚合物微球分散于注入水而被携带进入地层，并在注入压力驱动下逐渐往油藏深部运移，在此过程中，聚合物微球逐渐吸水膨胀，封堵油藏中的孔喉。由于聚合物微球具有较为集中的粒径分布并具有一定的强度，所以，一般只能进入到高渗透层并形成有效封堵，而较少进入并污染中低渗透层，因此，可以迫使其携带液和后续液体进入并启动中低渗透层。
聚合物微球封堵高渗透层的效果取决于其粒径与地层孔喉直径的匹配情况，聚合物微球粒径过大，则难以进入油藏深部，粒径过小则难以对大的孔喉产生封堵。研究聚合物微球与储层孔喉匹配性的方法主要包括微孔滤膜法、毛细管法、“架桥理论”近似法等，采用这些方法可以给出准定量的匹配关系，但是考虑的条件比较理想，与油藏中极为复杂的孔喉分布和连通情况差别较大，因此，所得结果的适用性不是很强。使用岩心测试聚合物微球与储层匹配关系是也常用的一种方法，而且更接近于实际情况，但是，由于聚合物微球经常被滞留于岩心端面而造成结果失真，或者由于岩心渗透率选择不当而需要较大的测试工作量。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种可以更真实、准确且工作量较小的聚合物微球与储层匹配性评价方法，可以指导聚合物微球优选，提高对高渗透层封堵效果和原油采收率。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种聚合物微球与储层匹配性评价方法，其包括以下步骤：
(1)配制预设浓度的聚合物微球分散体系，并对其膨胀性进行研究，得到聚合物微球的缓膨性以及其能够进入岩心的理论渗透率；
(2)基于确定的聚合物微球进入岩心的理论渗透率，对聚合物微球能够进入的最低岩心渗透率进行测量；
(3)基于确定的目标聚合物微球进入岩心的理论渗透率及聚合物微球的缓膨性，对聚合物微球能够有效作用的最高岩心渗透率进行测量；
(4)根据测量得到的聚合物微球能够进入的最低岩心渗透率和能够有效作用的最高岩心渗透率，确定聚合物微球的注入性和封堵性图版，进而确定该聚合物微球与油藏渗透率的匹配关系。
进一步地，所述步骤(1)中，得到聚合物微球的缓膨性以及其能够进入岩心的理论渗透率的方法，包括以下步骤：
(1.1)配制预设浓度的聚合物微球分散体系，并测试聚合物微球分散体系的初始粒径和粒径分布；
(1.2)将聚合物微球分散体系样品密封放入设定为目标油藏温度的保温箱内，并定期测量聚合物微球分散体系的粒径和粒径分布，直到聚合物微球体积不再增加，确定其缓膨性，包括水化膨胀时间以及粒径、粒径分布、膨胀倍数与时间的关系；
(1.3)根据“架桥”理论，得到聚合物微球能够通过岩心的孔喉尺寸，并根据岩心渗透率与孔喉半径关系公式计算出聚合物微球进入岩心的理论渗透率。
进一步地，所述步骤(1.1)中，聚合物微球分散体系的配制用水采用目标油藏注入水或目标油藏注入水的离子组成配制模拟注入水；所述预设浓度范围为500mg/L～5000mg/L。
进一步地，所述步骤(2)中，测量聚合物微球能够进入的最低岩心渗透率的方法，包括以下步骤：
(2.1)配制与步骤(1)中相同浓度的聚合物微球分散体系；
(2.2)基于理论渗透率值上下浮动预设比例得到其渗透率范围，选择或制作一组具有不同渗透率的岩心作为实验用岩心，并测试其水测渗透率；
(2.3)在聚合物微球类型和浓度固定条件下，将预设体积的聚合物微球分散体系，按照预设注入速度注入渗透率最低的实验用岩心，并记录注入压力与注入体积数的关系；
(2.4)若当前实验用岩心的注入压力随注入体积数持续升高，则按照渗透率由低到高的顺序依次更换成其他实验用岩心，并重复步骤(2.3)，直至注入压力与注入PV数关系曲线出现水平段为止，此时的实验用岩心对应的渗透率即为聚合物微球能够进入且不发生堵塞的最低岩心渗透率。
进一步地，所述步骤(2.2)中，实验用岩心的渗透率应根据目标油藏实际情况和聚合物微球粒径分布选择或制作，且相邻实验用岩心的渗透率差值不小于50mD；所述预设比例不小于300％。
进一步地，所述步骤(2.3)中，所述预设注入速度范围为0.3mL/min～0.9mL/min；所述预设注入体积不少于5PV。
进一步地，所述步骤(3)中，测量目标聚合物微球能够有效作用的最高岩心渗透率的方法，包括以下步骤：
(3.1)配制与步骤(1)中相同浓度的聚合物微球分散体系；
(3.2)选取或制作一系列渗透率不同的实验用岩心，水测渗透率，并记录注入压力P1；
(3.3)在聚合物微球类型和浓度固定条件下，将预设注入体积的聚合物微球分散体系注入实验用岩心，并记录注入压力与注入PV数关系；
(3.4)将注入聚合物微球的实验用岩心进行处理后，置于目标油藏温度保温箱内水化膨胀；
(3.5)当聚合物微球在实验用岩心中停留时间达到水化膨胀时间后，将实验用岩心从保温箱内取出处理，并进行水驱，稳定后记录注入压力P2；
(3.6)根据注入压力P1和注入压力P2计算得到聚合物微球对该实验用岩心的封堵性β，将封堵性与预设阈值比较，若封堵性大于预设阈值则返回步骤(3.3)，直到得到的封堵性小于预设阈值为止，此时的渗透率岩心对于的渗透率即为聚合物微球分散体系可以有效作用的最高渗透率值。
进一步地，所述步骤(3.4)中，将注入聚合物微球的实验用岩心进行处理的方法为：将实验用岩心从岩心夹持器中取出，切除注入端长度在1～2cm之间的区域，然后用塑料薄膜、弹性橡胶带包裹和密封实验用岩心。
进一步地，所述步骤(3.6)中，封堵性β的计算公式为：
β＝(P2-P1)÷P1。
进一步地，所述步骤(3.6)中，所述预设阈值为50％。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：(1)本发明通过对聚合物微球的缓膨性进行测量，进而计算其理论渗透率，可以提高聚合物微球可进入的最低岩心渗透率和可有效作用的最高岩心渗透率的筛选速度，减少工作量；(2)本发明建立的图版可以为同类储层、同类聚合物微球的使用提供更便捷的匹配选择方式；(3)本发明中岩心切除端面可能堵塞区域的处理方式，可以降低因端面效应带来的实验测量误差，提高了测量准确度；(4)本发明中采用倒置生物显微镜对聚合物微球的粒径进行测试，可以有效避免因聚合物微球团聚等带来的测量误差；(5)本发明中测量所用水、岩心以及实验温度等可模拟目标油藏，提高了所得匹配关系的针对性和现场适用性。因此，本发明可以广泛应用于油田开发技术领域。
附图说明
图1是本发明实施例中不同水化时间时聚合物微球C粒径分布；
图2是本发明实施例中人造岩心渗透率与平均孔喉半径关系；
图3是本发明实施例中聚合物微球C注入压力与PV数关系，其中，图3a是Cp＝1000mg/L，图3b是Cp＝3000mg/L，图3c是Cp＝5000mg/L。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。
本发明提供的一种聚合物微球与储层匹配性评价方法，包括聚合物微球缓膨性评价、可进入的最低岩心渗透率和可有效作用的最高岩心渗透率测量等三部分内容，具体的，包括以下步骤：
(1)聚合物微球缓膨性评价：配制预设浓度的聚合物微球分散体系，并对其膨胀性进行研究，得到聚合物微球的缓膨性以及其能够进入岩心的理论渗透率。
具体的，包括以下步骤：
(1.1)配制预设浓度(Cp)的聚合物微球分散体系，并利用倒置生物显微镜测试聚合物微球分散体系的初始粒径和粒径分布；其中，配制聚合物微球分散体系的配制用水可以是目标油藏注入水也可以是根据目标油藏注入水的离子组成配制模拟注入水；聚合物微球的预设浓度(Cp)应根据目标油藏实际情况确定，一般可在500mg/L～5000mg/L范围内取值；
(1.2)将配制的聚合物微球分散体系样品密封放入设定为目标油藏温度的保温箱内，并定期测量聚合物微球分散体系的粒径和粒径分布，直到聚合物微球分散体系的体积不再增加，记录整个过程所需时间作为水化膨胀时间，并建立粒径、粒径分布、膨胀倍数与时间的关系；
(1.3)基于步骤(1.2)中的聚合物微球粒径和粒径分布，根据“架桥”理论，得到聚合物微球能够通过岩心的孔喉尺寸，并根据岩心渗透率与其孔喉尺寸关系公式计算出聚合物微球进入岩心的理论渗透率。
(2)基于步骤(1)确定的聚合物微球进入岩心的理论渗透率确定其渗透率范围，并对该聚合物微球能够进入的最低岩心渗透率进行测量。
具体的，包括以下步骤：
(2.1)配制与步骤(1)中相同浓度的聚合物微球分散体系；
(2.2)基于计算的理论渗透率值上下浮动预设比例得到其渗透率范围，选择或制作一组不同渗透率的实验用渗透率岩心，并测试其水测渗透率；其中，实验用渗透率岩心的渗透率应根据目标油藏实际情况和聚合物微球粒径分布选择或制作，常用直径为2.5cm、长度为10cm柱状岩心；预设比例不小于300％，且相邻渗透率岩心的渗透率差值不小于50mD；
(2.3)在聚合物微球类型(粒径)和浓度固定条件下，将预设体积的聚合物微球分散体系，按照预设注入速度注入渗透率最低的实验用岩心，并记录注入压力与注入PV数的关系；其中，预设注入速度根据目标油藏实际情况确定，一般可在0.3mL/min～0.9mL/min范围内取值；注入的聚合物微球分散体系的预设体积不少于5PV，优选5PV；
(2.4)若当前实验用岩心的注入压力随注入PV数持续升高，则依次更换成具有更高渗透率的实验用渗透率岩心，重复注入实验，直至注入压力与PV数关系曲线出现水平段为止，此时的实验用岩心对应的渗透率即为聚合物微球可进入且不发生堵塞的最低岩心渗透率值。
(3)基于步骤(1)确定的理论渗透率以及聚合物微球的缓膨性，对目标聚合物微球能够有效作用的最高岩心渗透率进行测量。
具体的，包括以下步骤：
(3.1)配制与步骤(1)中相同浓度的聚合物微球分散体系；
(3.2)选取或制作一系列渗透率不同的实验用岩心，水测渗透率，记录注入压力P1；其中，实验用岩心的渗透率最小值为步骤(2)中确定的聚合物微球分散体系可以进入的最低渗透率值；
(3.3)在聚合物微球类型(粒径)和浓度固定条件下，将5PV左右的聚合物微球分散体系注入实验用岩心，并记录注入压力与注入PV数关系；
(3.4)为避免因聚合物微球在岩心注入端面滞留而引起的附加渗流阻力，将实验用岩心从岩心夹持器中取出，切除注入端附近可能堵塞区域，切除长度在1～2cm之间，各实验用岩心的切除长度保持相等，然后用塑料薄膜、弹性橡胶带等包裹和密封实验用岩心，置于目标油藏温度保温箱内水化膨胀；
(3.5)当聚合物微球分散体系在实验用岩心中停留时间达到水化膨胀时间后，将实验用岩心从保温箱内取出，去掉塑料薄膜包裹，重新放入岩心夹持器进行水驱，稳定后记录注入压力P2；
(3.6)根据注入压力P1和注入压力P2计算得到聚合物微球对该渗透率岩心的封堵性β，将封堵性与预设阈值比较，若封堵性大于预设阈值则返回步骤(3.3)，直到得到的封堵性小于预设阈值为止，此时的渗透率岩心对于的渗透率即为聚合物微球分散体系可以有效作用的最高渗透率值。
其中，封堵性β的计算公式为：
β＝(P2-P1)÷P1
若β≧50％，说明聚合物微球进入后可以较好封堵这个渗透率值的岩心，因此，可在此基础上依次选择较高渗透率岩心重复上述注入实验步骤，直至β≦50％为止，此时的岩心渗透率即为聚合物微球可以有效作用的最高渗透率值。
(4)根据测量得到的目标聚合物微球可进入的最低岩心渗透率值和可有效作用的最高岩心渗透率值，确定目标聚合物微球的注入性和封堵性图版，进而确定该目标聚合物微球与油藏渗透率的匹配关系。
根据测量所得聚合物微球的可进入最低岩心渗透率和可有效作用最高岩心渗透率，可以确定聚合物微球的注入性和封堵性图版，进而能够准确地找出与聚合物微球匹配的岩心渗透率，反过来也可根据目标油藏渗透率范围选择具有良好匹配性的聚合物驱微球，为保障聚合物微球现场应用效果奠定良好的基础。
应用实例：
(1)聚合物微球缓膨性评价
(1.1)实验测量所用聚合物微球、模拟注入水和岩心
如图1所示，为实验用聚合物微球C的粒径分布及其随时间的变化，视有效含量100％。
实验用水为模拟注入水，其离子组成见表1。
表1模拟注入水离子组成
实验岩心为石英砂环氧树脂胶结的人造柱状岩心，几何尺寸为：直径2.5cm，长度10cm，岩心渗透率值见实验结果分析相关结果中。
(1.2)聚合物微球的膨胀倍数和水化膨胀时间测定
采用模拟注入水配制聚合物微球C分散体系，检测前先搅拌3min～5min，然后用注射器吸取少量样品滴到载玻片上，用倒置生物显微镜观测聚合物微球形态并测量粒径，即为初始粒径，根据不同粒径值及其所占比例作图可得粒径分布曲线。在65℃下样品静置1d、3d、5d和8d后测量其粒径，并根据粒径中值计算膨胀倍数。粒径分布与水化膨胀时间关系测试结果见图1。
根据图1，聚合物微球C粒径整体呈正态分布，粒径分布相对较窄；其初始粒径范围为7.09μm～32.01μm，粒径中值9.18μm；水化膨胀192h后粒径中值为31.40μm，膨胀倍数2.42倍。
(1.3)人造岩心渗透率与孔喉半径中值关系计算
人造岩心渗透率与孔喉半径中值关系曲线和拟合方程见图2。
根据“架桥”原理，颗粒类调剖剂能够通过的最大尺寸一般为孔喉的0.46倍，根据此原则，计算聚合物微球C能够通过的孔喉尺寸为19.96μm，利用岩心渗透率与其孔喉半径关系式计算相应的渗透率为708mD，据此值上下浮动约300％制作实验用岩心并开展聚合物微球C的可注入性和有效封堵性研究。
(2)聚合物微球可进入的最低岩心渗透率测量
分别配制浓度为1000mg/L、3000mg/L、5000mg/L的聚合物微球C分散体系，以0.9mL/min的速度注入，注入压力与孔隙体积(PV)倍数(注入量)关系如图3a～图3c所示。
根据图3a，对于Cp＝1000mg/L的聚合物微球C，在实验用岩心的渗透率为217mD和364mD时，注入压力随注入PV数的增加而持续上升，没有出现水平段，当实验用岩心的渗透率为509mD时，注入压力随注入PV数变化曲线开始出现水平段，由此得到，聚合物微球C在浓度为1000mg/L时可进入的最低岩心渗透率为509mD。同理根据图3b可得聚合物微球C在浓度为3000mg/L时可进入的最低岩心渗透率为499mD，根据图3c可得聚合物微球C在浓度为5000mg/L时可进入的最低岩心渗透率为514mD。
另外，根据图3a～图3c所示，在用渗透率约为500mD的岩心开展注入实验时，三种浓度的聚合物微球C注入压力曲线均出现水平段，但随着浓度增加，水平段对应的压力值也在增加，这说明，出现压力水平段的岩心渗透率临界值是逐渐增大的，但由于应用案例中实验所用岩心渗透率差值较大，聚合物微球可进入的最低岩心渗透率临界值没有更精确地显示出来，因此，在具体测量时可以根据精度要求来制作渗透率差异更小的岩心。
(3)聚合物微球可有效作用的最高岩心渗透率测量
不同浓度聚合物微球C分散体系在不同渗透率岩心中的β值如表2所示。
表2不同渗透率岩心中聚合物微球C的β值
根据表2，浓度为1000mg/L聚合物微球C的β值约等于50％时所对应的岩心渗透率为1432～1818mD，即其可有效作用的最高岩心渗透率在1432～1818mD之间；同理可得浓度为3000mg/L聚合物微球C的可有效作用最高岩心渗透率在1787～2321mD之间，浓度为5000mg/L聚合物微球C的可有效作用最高岩心渗透率在1782～2314mD之间。
本应用案例中计算的理论渗透率为708mD，而得到聚合物微球适用的最低和最高岩心渗透率约在500-2000mD之间，证明了采用理论渗透率可以缩小聚合物微球适用渗透率筛选范围，提高筛选效率。
(4)聚合物微球的注入性和封堵性图版
根据以上结果，可制作聚合物微球C注入性和封堵性图版如表3所示。
表3聚合物微球C注入性和封堵性图版
根据该图版，可以直观地看出聚合物微球C可注入的岩心渗透范围和可有效封堵的岩心渗透率范围，相应地根据目标油藏渗透率，也可以优选出匹配性更好的聚合物微球浓度，比如某目标油藏的渗透率为1800mD，则可以选择聚合物微球C且其浓度应在3000mg/L～5000mg/L之间，这样不仅可以保证聚合物微球C可以顺利注入油藏，而且可以产生较好的封堵作用。
上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式和制作工艺等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。
Claims (7)
1.一种聚合物微球与储层匹配性评价方法，其特征在于，包括以下步骤：
（1）配制预设浓度的聚合物微球分散体系，并对其膨胀性进行研究，得到聚合物微球的缓膨性以及其能够进入岩心的理论渗透率；
其中，得到聚合物微球的缓膨性以及其能够进入岩心的理论渗透率的方法，包括以下步骤：
（1.1）配制预设浓度的聚合物微球分散体系，并测试聚合物微球分散体系的初始粒径和粒径分布；
（1.2）将聚合物微球分散体系样品密封放入设定为目标油藏温度的保温箱内，并定期测量聚合物微球分散体系的粒径和粒径分布，直到聚合物微球体积不再增加，确定其缓膨性，包括水化膨胀时间以及粒径、粒径分布、膨胀倍数与时间的关系；
（1.3）根据“架桥”理论，得到聚合物微球能够通过岩心的孔喉尺寸，并根据岩心渗透率与孔喉半径关系公式计算出聚合物微球进入岩心的理论渗透率；
（2）基于确定的聚合物微球进入岩心的理论渗透率，对聚合物微球能够进入的最低岩心渗透率进行测量；
其中，测量聚合物微球能够进入的最低岩心渗透率的方法，包括以下步骤：
（2.1）配制与步骤（1）中相同浓度的聚合物微球分散体系；
（2.2）基于理论渗透率值上下浮动预设比例得到其渗透率范围，选择或制作一组具有不同渗透率的岩心作为实验用岩心，并测试其水测渗透率；
（2.3）在聚合物微球类型和浓度固定条件下，将预设体积的聚合物微球分散体系，按照预设注入速度注入渗透率最低的实验用岩心，并记录注入压力与注入体积数的关系；
（2.4）若当前实验用岩心的注入压力随注入体积数持续升高，则按照渗透率由低到高的顺序依次更换成其他实验用岩心，并重复步骤（2.3），直至注入压力与注入PV数关系曲线出现水平段为止，此时的实验用岩心对应的渗透率即为聚合物微球能够进入且不发生堵塞的最低岩心渗透率；
（3）基于确定的目标聚合物微球进入岩心的理论渗透率及聚合物微球的缓膨性，对聚合物微球能够有效作用的最高岩心渗透率进行测量；
其中，测量目标聚合物微球能够有效作用的最高岩心渗透率的方法，包括以下步骤：
（3.1）配制与步骤（1）中相同浓度的聚合物微球分散体系；
（3.2）选取或制作一系列渗透率不同的实验用岩心，水测渗透率，并记录注入压力P1；
（3.3）在聚合物微球类型和浓度固定条件下，将预设注入体积的聚合物微球分散体系注入实验用岩心，并记录注入压力与注入孔隙体积数关系；
（3.4）将注入聚合物微球的实验用岩心进行处理后，置于目标油藏温度保温箱内水化膨胀；
（3.5）当聚合物微球在实验用岩心中停留时间达到水化膨胀时间后，将实验用岩心从保温箱内取出处理，并进行水驱，稳定后记录注入压力P2；
（3.6）根据注入压力P1和注入压力P2计算得到聚合物微球对该实验用岩心的封堵性β，将封堵性与预设阈值比较，若封堵性大于预设阈值则返回步骤（3.3），直到得到的封堵性小于预设阈值为止，此时的渗透率岩心对应的渗透率即为聚合物微球分散体系可以有效作用的最高渗透率值；
（4）根据测量得到的聚合物微球能够进入的最低岩心渗透率和能够有效作用的最高岩心渗透率，确定聚合物微球的注入性和封堵性图版，进而确定该聚合物微球与油藏渗透率的匹配关系。
2.如权利要求1所述的一种聚合物微球与储层匹配性评价方法，其特征在于，所述步骤（1.1）中，聚合物微球分散体系的配制用水采用目标油藏注入水或目标油藏注入水的离子组成配制模拟注入水；所述预设浓度范围为500mg/L～5000mg/L。
3.如权利要求1所述的一种聚合物微球与储层匹配性评价方法，其特征在于，所述步骤（2.2）中，实验用岩心的渗透率应根据目标油藏实际情况和聚合物微球粒径分布选择或制作，且相邻实验用岩心的渗透率差值不小于50mD；所述预设比例不小于300%。
4.如权利要求1所述的一种聚合物微球与储层匹配性评价方法，其特征在于，所述步骤（2.3）中，所述预设注入速度范围为0.3mL/min～0.9mL/min；所述预设注入体积不少于5孔隙体积。
5.如权利要求1所述的一种聚合物微球与储层匹配性评价方法，其特征在于，所述步骤（3.4）中，将注入聚合物微球的实验用岩心进行处理的方法为：将实验用岩心从岩心夹持器中取出，切除注入端长度在1～2cm之间的区域，然后用塑料薄膜、弹性橡胶带包裹和密封实验用岩心。
6.如权利要求5所述的一种聚合物微球与储层匹配性评价方法，其特征在于，所述步骤（3.6）中，封堵性β的计算公式为：
β=（P2-P1）÷P1。
7.如权利要求5所述的一种聚合物微球与储层匹配性评价方法，其特征在于，所述步骤（3.6）中，所述预设阈值为50%。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010776283.4A CN111929218B (zh) | 2020-08-05 | 2020-08-05 | 一种聚合物微球与储层匹配性评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010776283.4A CN111929218B (zh) | 2020-08-05 | 2020-08-05 | 一种聚合物微球与储层匹配性评价方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111929218A CN111929218A (zh) | 2020-11-13 |
| CN111929218B true CN111929218B (zh) | 2023-03-31 |
Family
ID=73307618
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010776283.4A Active CN111929218B (zh) | 2020-08-05 | 2020-08-05 | 一种聚合物微球与储层匹配性评价方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111929218B (zh) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106703742A (zh) * | 2015-07-20 | 2017-05-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 油藏深部调驱用弹性微球的粒径与孔喉匹配方法 |
| CN106802271A (zh) * | 2017-02-08 | 2017-06-06 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种聚驱油藏流体渗流启动压力梯度的测量装置和方法 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| CN110018096A (zh) * | 2019-03-20 | 2019-07-16 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种界定聚合物微球调驱工艺参数的方法 |
-
2020
- 2020-08-05 CN CN202010776283.4A patent/CN111929218B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106703742A (zh) * | 2015-07-20 | 2017-05-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 油藏深部调驱用弹性微球的粒径与孔喉匹配方法 |
| CN106802271A (zh) * | 2017-02-08 | 2017-06-06 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种聚驱油藏流体渗流启动压力梯度的测量装置和方法 |
| 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 |
| 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 |
| CN110018096A (zh) * | 2019-03-20 | 2019-07-16 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种界定聚合物微球调驱工艺参数的方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 交联聚合物微球分散体系性能研究;郑晓宇等;《油田化学》(第02期);全文 * |
| 孔喉尺度弹性调驱微球与储层匹配关系理论研究;贾晓飞 等;《石油钻探技术》;第39卷(第4期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111929218A (zh) | 2020-11-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Zhu et al. | Development of a high-temperature-resistant polymer-gel system for conformance control in Jidong oil field | |
| CN103025997B (zh) | 碳酸盐岩储集层的石油回收方法 | |
| CN103061727B (zh) | 一种基于粒径匹配关系的孔喉尺度弹性微球调驱设计方法 | |
| CN111472736B (zh) | 海上油田组合调驱优化设计方法及装置 | |
| CN104277804A (zh) | 一种am-daam-amps三元聚合物凝胶颗粒调堵剂及其合成方法 | |
| CN109369848A (zh) | 一种功能型耐温抗盐调堵剂及其制备方法 | |
| CN111734374B (zh) | 大幅提高非均质油藏采收率的缔合聚合物组合驱油方法 | |
| Chen et al. | Experimental study of calcium-enhancing terpolymer hydrogel for improved oil recovery in ultrodeep carbonate reservoir | |
| CN102965093A (zh) | 一种油藏深部调驱用复合交联深部调驱剂及其制备方法 | |
| CN104327435A (zh) | 聚阳离子颗粒凝胶及其制备方法 | |
| Schuman et al. | Evaluation of ultrahigh-temperature-resistant preformed particle gels for conformance control in north sea reservoirs | |
| CN111929218B (zh) | 一种聚合物微球与储层匹配性评价方法 | |
| CN113136185A (zh) | 一种低温高矿化度油藏用有机堵水冻胶 | |
| CN113790046B (zh) | 非均相体系的评价方法、装置、电子设备及存储介质 | |
| CN107955593B (zh) | 一种部分交联部分支化共聚物驱油剂及其制备方法 | |
| CN112760088A (zh) | 一种粘弹自调调驱剂及其制备方法 | |
| US11614391B1 (en) | Evaluating gel stability by injection in alternating flow directions | |
| CN104119849A (zh) | 冻胶-纤维复合堵剂及其制备方法 | |
| CN107605446B (zh) | 一种用于启动高渗油藏中低渗层剩余油的体系配制方法 | |
| CN105548466A (zh) | 一种裂缝中铬离子损耗对冻胶封堵效果影响的评价方法 | |
| Nie et al. | Analysis of water Plugging Mechanism of new gel plugging agent | |
| CN114508331B (zh) | 一种基于霍尔曲线导数确定聚合物注入能力新方法 | |
| CN115785601B (zh) | 一种基于地下原位成胶的聚合物凝胶颗粒及其制备方法和应用 | |
| Al-delfi et al. | Polyacrylamide Polymer Gel Systems for Conformance Control Technology: A Review | |
| Liu et al. | The effect of slickwater on shale properties and main influencing factors in hydraulic fracturing |
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 |