CN112081588A - 一种判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法，步骤如下：S1、采用化学体系在岩心中进行驱油实验，每隔一段时间采集产出液，计算产出液的含油率fo1，fo2，···，fon；S2、根据产油量和束缚水饱和度计算出口端含水饱和度Sw1，Sw2，···，Swn；S3、以含水饱和度Sw为横坐标，ln((fo)/(1‑fo))为纵坐标作出关系曲线；S4、对关系曲线拟合线性关系，若线性相关系数大于0.98，计算相对渗透率曲线时采用定值计算；若线性相关系数小于0.98，在计算相对渗透率曲线过程中需要考虑化学体系黏度变化的影响。本发明提供的方法为化学体系相对渗透率曲线的计算过程提供对黏度值处理的参考依据，提高了对化学体系相对渗透率曲线的测定效率。

Description

一种判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法
技术领域
本发明涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法。
背景技术
相对渗透率曲线在油气田开发领域，是一种重要的油藏资料。针对相对渗透率曲线的测定研究，大多数情况下依据的是国家标准GB/T 28912-2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》进行室内非稳态法测定实验。化学体系驱油作为一种应用广泛的三次采油方式，研究其相对渗透率曲线，对于认识化学体系在地层中渗流规律并进行高效利用具有重要作用。
但是，由于化学体系在地层流动过程中受到剪切、吸附、滞留等影响，导致化学体系的有效作用黏度并不等同于黏度计测量值，如申请号为2017112878504专利《一种模拟油藏真实条件聚合物粘度变化装置与方法》，利用模拟油藏真实条件的装置评价聚合物粘度变化，而化学体系的黏度值因为受到多种因素的影响，给化学体系在地层中的渗流规律研究造成了一定的困难，其主要难点就在于化学体系黏度的变化对流动过程的影响难以判定。在对化学体系的相对渗透率曲线测定中，文献《渤海绥中36-1油田二元复合驱相对渗透率研究》提出了以每段时间产出液值的平均值作为计算过程中的黏度值，是一个随着时间的变化值；文献《非稳态法测定聚合物驱相对渗透率曲线》中利用达西公式和阻力系数及残余阻力系数计算聚合物溶液黏度，是一个定值。即针对化学体系黏度值的处理，考虑的是以变值或者是以定值进行计算。
因此，为了判断化学体系相对渗透率曲线计算过程中黏度值是否采用定值进行处理，需要对化学体系在驱替过程中黏度的变化进行判断，从而提高对化学体系相对渗透率曲线的测定效率，并进一步提高其准确性。
发明内容
本发明的目的是提供一种判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法。
本发明提供的判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法，包括以下步骤：
S1、采用化学体系在岩心中进行驱油实验，每隔一段时间采集产出液，计算产出液的含油率fo1，fo2，···，fon；含油率等于产出油量除以产出液量。
S2、根据产油量和束缚水饱和度，利用物质平衡，计算出口端含水饱和度Sw1，Sw2，···，Swn；含水饱和度Sw的计算公式如下：
Figure BDA0002742766400000011
式中，Sws是束缚水饱和度，
Figure BDA0002742766400000012
是无因次累积产油，
Figure BDA0002742766400000013
无因次累积产液，f0(Sw)是含油率。即含水饱和度Sw等于束缚水饱和度，加上无因次累积产油(累积产油除以孔隙体积)，减去无因次累积产液(累积产液除以孔隙体积)与含油率的乘积。
S3、利用含水饱和度Sw和含油率数据做出Sw与ln((fo)/(1-fo))的关系曲线：以Sw为横坐标，ln((fo)/(1-fo)为纵坐标，做出含水饱和度Sw1、Sw2···Swn与含油率数据ln((fo1)/(1-fo1))、ln((fo2)/(1-fo2))···ln((fon)/(1-fon))的关系曲线。
S4、对步骤S3作出的关系曲线进行拟合线性关系，若线性相关系数大于0.98，表明化学体系在岩心中的黏度变化不大，计算相对渗透率曲线时可以采用定值计算；若是线性相关系数小于0.98，则表明化学体系在岩心驱替过程中具有较大的黏度变化，在计算过程中要考虑化学体系黏度变化的影响。若步骤S3作出的关系曲线不能进行线性拟合，就代表粘度变化较大，就是不能采用定值计算，要采用其他手段。
与现有技术相比，本发明的有益之处在于：
本发明通过对化学体系驱替后的产出液数据进行处理得到相应的含水饱和度Sw与ln((fo)/(1-fo))的关系曲线，从而判断化学体系在岩心驱油过程中的黏度变化程度，确定在计算相对渗透率曲线过程中是否考虑化学体系黏度变化的影响；该方法简单，操作方便，可以为化学体系在相对渗透率曲线的测定过程减少相应的黏度处理工作提供参考依据。
本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。
附图说明
图1是实施例1的化学体系HPAM产出液计算Sw与ln((fo)/(1-fo))关系图。
图2是实施例2的二元化学体系产出液计算Sw与ln((fo)/(1-fo))关系图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
实施例1
采用黏度为40mPa·s的化学体系1750～2000mg/L的2500万粘均分子量的HPAM，以1mL/min的流速，对饱和了黏度为70mPa·s原油的岩心(尺寸4.5cm×4.5cm×30cm)进行驱替，每间隔时间5min采集驱替过程中的产出油量和产出液量，计算含油率fo和出口端含水饱和度Sw，如表1所示。含油率等于产出油量除以产出液量。含水饱和度Sw的计算公式如下：
Figure BDA0002742766400000021
即含水饱和度Sw等于束缚水饱和度，加上无因次累积产油(累积产油除以孔隙体积)，减去无因次累积产液(累积产液除以孔隙体积)与含油率的乘积。
表1、计算出的含油率和含水饱和度
含油率 含水饱和度
0.833 0.269
0.789 0.296
0.722 0.338
0.684 0.363
0.667 0.374
0.471 0.508
0.421 0.543
0.389 0.566
0.222 0.687
0.208 0.696
0.182 0.717
0.172 0.724
0.135 0.755
0.115 0.771
做出Sw与ln((fo)/(1-fo))的关系图，如图1所示。从图中可以得到，含水饱和度与含油率数据可以拟合线性关系，且相关系数大于0.98，表明此处的化学体系HPAM在岩心驱油过程中黏度变化不大，在计算相对渗透率曲线过程中黏度值可以采用定值进行计算。
实施例2
采用黏度为42mPa·s的JZ9-3二元体系，该二元体系由浓度1750mg/L的HPAM和2000mg/L的HDS组成。以1mL/min的流速，对饱和了黏度为70mPa·s原油的岩心(尺寸4.5cm×4.5cm×30cm)进行驱替，每间隔时间3min采集驱替过程中的产出油量和产出液量，计算含油率fo和出口端含水饱和度Sw，如表2所示。
表2计算出的含油率和含水饱和度
Figure BDA0002742766400000031
Figure BDA0002742766400000041
做出Sw与ln((fo)/(1-fo))的关系图，如图2所示。从图中可以得到，含水饱和度与含油率数据并不满足线性关系，由此表明这里的二元化学体系(HPAM+HDS)在岩心渗流过程中的黏度具有较大的变化，在对该体系相对渗透率曲线的测定过程中需要考虑黏度变化。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (7)

1.一种判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法，其特征在于，步骤如下：
S1、采用化学体系在岩心中进行驱油实验，每隔一段时间采集产出液，计算产出液的含油率fo1，fo2，···，fon；
S2、根据产油量和束缚水饱和度，利用物质平衡，计算出口端含水饱和度Sw1，Sw2，···，Swn；
S3、以含水饱和度Sw为横坐标，ln((fo)/(1-fo))为纵坐标作出关系曲线；
S4、对步骤S3作出的关系曲线拟合线性关系，若线性相关系数大于0.98，表明化学体系在岩心替过程中的黏度变化不大，计算相对渗透率曲线时采用定值计算；若线性相关系数小于0.98，则表明化学体系在岩心驱替过程中具有较大的黏度变化，在计算相对渗透率曲线过程中需要考虑化学体系黏度变化的影响。
2.如权利要求1所述的判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法，其特征在于，步骤S3中，做出含水饱和度Sw1、Sw2···Swn与含油率数据ln((fo1)/(1-fo1))、ln((fo2)/(1-fo2))···ln((fon)/(1-fon))的关系曲线。
3.如权利要求1所述的判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法，其特征在于，步骤S1中，含油率fo等于产出油量除以产出液量。
4.如权利要求3所述的判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法，其特征在于，采集产物液的间隔时间是1～5min。
5.如权利要求4所述的判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法，其特征在于，步骤S1中，选用的岩心尺寸是4.5cm×4.5cm×30cm。
6.如权利要求5所述的判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法，其特征在于，所述驱油实验是：采用黏度为40mPa·s的化学体系1750～2000mg/L的2500万粘均分子量的HPAM，以1mL/min的流速，对饱和了黏度为70mPa·s原油的岩心进行驱替实验。
7.如权利要求1所述的判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法，其特征在于，步骤S2中，出口端含水饱和度Sw的计算公式如下：
Figure FDA0002742766390000011
式中，Sws是束缚水饱和度，
Figure FDA0002742766390000012
是无因次累积产油，
Figure FDA0002742766390000013
无因次累积产液，f0(Sw)是含油率。
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