CN112147049B - 一种岩心水膜厚度的确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种岩心水膜厚度的确定方法，属于低渗油藏流体微观渗流机理研究技术领域。本发明首先获取储层岩心，对获取的岩心进行预处理；然后对预处理后的岩心进行饱和注入水，确定其岩心孔隙度和渗透率，并计算岩心比表面；将岩心再次饱和注入水，并对饱和后的岩心进行水驱替和油驱替，确定岩心累计驱替水体积；最后根据得到的岩心累计驱替水体积、岩心孔隙体积、岩心体积和岩心比表面计算岩心水膜厚度。本发明通过岩心分析法直接获取表征油藏储层物性的特征参数和残余水体积，减少了实验误差，计算过程相对简单，涉及模型少，得到的岩心水膜厚度精确度高。
Description
技术领域
本发明涉及一种岩心水膜厚度的确定方法，属于低渗油藏流体微观渗流机理研究技术领域。
背景技术
油藏经过长期注水开发，岩石表面润湿性大多为亲水，尤其是近井注水强冲刷地带，水膜会以连续方式覆盖于岩石孔隙表面。在中、高渗透率油藏中，由于孔隙喉道较大，水膜层厚度对渗流横截面的影响很小；而在低渗透油藏中，因渗透率和孔隙度较低，孔隙喉道细小，孔喉作用增强，尤其在低流速的情况下，孔隙喉道半径与水膜厚度处于同一数量级，水膜厚度就成了影响流体渗流规律的主要因素。表面活性剂可以通过改变岩心表面的润湿性减小水膜厚度，从而增加油藏孔隙的有效孔喉半径，降低注水压力同时增加注水量。因此有必要开展水膜厚度实验研究，为评价低渗透油藏表面活性剂降压增注效果提供有利的依据。
公开号为CN104200105A的中国专利申请文件公开了一种确定致密砂岩气充注物性下限的方法，从吸附水膜受力分析入手，利用分离压力水膜厚度模型法计算水膜厚度，局限为仅反映理论上的油气藏有效孔喉下限，而真实油气藏受到充注动力限制，无法驱替掉所有孔喉中的毛细管水，所测得的水膜厚度仅反映为油藏有效孔喉理论下限。公开号为CN107702656A的中国专利申请文件公开了一种矿石水膜厚度检测方法，此方法具有一定的局限性，仅限于粒级矿石颗粒水膜厚度的检测；在计算过程中，利用CAD、MATLAB等图像处理软件计算不规则颗粒的表面积存在大约5％的实验误差，影响了水膜厚度的精确度。公开号为CN107944671A的中国发明专利申请文件公开了一种确定地层束缚水饱和度的方法，对所采集的岩心样品进行检测分析，获得的地层可动水密度分析数据、地层油密度分析数据，结合实际油藏高度数据，确定碎屑岩地层束缚水膜厚度；在水膜厚度计算过程中涉及过多的理论模型，较多的参数(地层束缚水膜指数、自由水面以上碎屑岩油藏高度等)取值均为概念值，影响了求取水膜厚度的精确度。
发明内容
本发明的目的是提供一种岩心水膜厚度的确定方法，以解决现有水膜厚度确定过程中存在的涉及模型多、计算复杂导致得到的水膜厚度精确度低的问题。
本发明为解决上述技术问题而提供一种岩心水膜厚度的确定方法，该确定方法包括以下步骤：
1)获取储层岩心，对获取的岩心进行预处理；
2)对预处理后的岩心进行饱和注入水，并根据饱和前后的岩心重量和注入水密度计算岩心的有效孔隙体积和岩心孔隙度；
3)测定岩心的渗透率，并根据岩心孔隙度和渗透率计算岩心比表面；
4)将岩心再次饱和注入水，并对饱和后的岩心进行水驱替和油驱替，确定岩心累计驱替水体积；
5)根据得到的岩心累计驱替水体积、岩心的有效孔隙体积、岩心体积和岩心比表面计算岩心水膜厚度，所述岩心水膜厚度的计算公式为：
其中，d为岩心水膜厚度，单位为nm；Vw为岩心累计驱替水体积，单位为cm3；Vp为岩心的有效孔隙体积，单位为cm3；VR为岩心体积，单位为cm3；S为岩心比表面，单位为cm2/cm3。
本发明通过岩心分析法可直接获取表征油藏储层物性的特征参数和残余水体积，根据得到的特征参数和残余水体积建立岩心水膜厚度的计算模型，根据该模型进行水膜厚度计算。整个计算过程相对简单，涉及模型少，得到的岩心水膜厚度精确度高。
进一步地，为了确定表面活性剂对水膜厚度的影响，所述步骤4)在进行水驱替和油驱替前先用表面活性剂溶液驱替岩心，使其充分与岩石矿物发生反应设定时间后，再进行水驱替和油驱替。
进一步地，为了实现水驱替和油驱替，本发明还给出了具体的驱替过程，所述水驱替和油驱替的过程如下：
在设定的温度和压力下，向饱和后的岩心以恒流模式正向驱替注入水2～3倍孔隙体积；以恒流模式向岩心驱替模拟油，驱替至渗透率稳定。
进一步地，为了更好实现对岩心数据的获取，所述步骤1)中的预处理为根据石油行业规范对岩心样品进行洗油、洗盐和烘干处理。
进一步地，本发明还给出了岩心的具体类型，所述岩心为天然岩心、人造岩心或单矿物组合成的填砂管。
附图说明
图1是本发明岩心水膜厚度确定方法的流程图；
图2-a是本发明实施例中文33-105井岩心样105-1B的油、水相对渗透率曲线图；
图2-b是本发明实施例中文33-105井岩心样105-3B的油、水相对渗透率曲线图；
图2-c是本发明实施例中文33-105井岩心样105-4A的油、水相对渗透率曲线图；
图2-d是本发明实施例中文33-105井岩心样105-10B的油、水相对渗透率曲线图；
图2-e是本发明实施例中文33-105井岩心样105-5A的油、水相对渗透率曲线图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步地说明。
本发明首先获取储层岩心，对获取的岩心进行预处理；然后对预处理后的岩心进行饱和注入水，并根据饱和前后的岩心重量和注入水密度计算岩心的有效孔隙体积和岩心孔隙度，并根据岩心的孔隙度和渗透率计算岩心比表面；将岩心再次饱和注入水，并对饱和后的岩心进行水驱替和油驱替，确定岩心累计驱替水体积；最后根据得到的岩心累计驱替水体积、岩心孔隙体积、岩心体积和岩心比表面计算岩心水膜厚度。与现有技术相比，本发明通过岩心分析法直接获取表征油藏储层物性的特征参数和残余水体积，减少了实验误差，计算过程相对简单，涉及模型少，得到的岩心水膜厚度精确度高，能够准确评价表面活性剂降压增注的效果，为表面活性剂的筛选提供了另外一种新途径。该方法的流程如图1所示，下面结合具体的实例对本发明的实施方式进行详细说明。
方法实施例1
本实施例岩心选用的是某油田文33块沙三上油藏文33-105井的取心样品，采用多功能驱替装置模拟油藏实际注入条件下岩心水膜厚度评价实验，具体实施步骤包括：
1.岩心预处理。
将实验岩心(编号105-2A，直径2.49cm,长度3.77cm)按照石油行业规范进行洗油、洗盐和烘干预处理工作，在60℃条件下恒温干燥48小时后，称取干燥岩心重量为44.0250g。
2.获取表征油藏储层物性的特征参数。
2.1)对预处理后的岩心进行饱和注入水，并将饱和后岩心进行去除表面残余水处理，根据其重量和注入水密度计算岩心的有效孔隙体积和岩心孔隙度。
本实施例利用抽真空饱和装置将岩心饱和注入水，饱和2h后停泵30min，交替进行24h直至无气泡产生；将饱和后的岩心取出，用滤纸擦去岩心表面残余水，称取其重量为46.3134g；注入水密度为0.9875g/cm3,根据公式(1)和(2)分别计算有效孔隙体积和岩心孔隙度。
其中VP为岩心的有效孔隙体积，单位为cm3；m2为岩心饱和注入水后的重量，单位为g；m1为岩心饱和注入水前的重量，单位为g；ρ为注入水密度，单位为g/cm3；为岩心孔隙度，单位为％；VR为岩心体积，单位为cm3。
2.2)测定岩心渗透率。
按照石油行业规范，本实施例利用液测渗透率法测定岩心的渗透率参数，根据公式(3)计算岩心渗透率。
其中K为岩心液体渗透率(简称岩心渗透率)，单位为10-3μm2；Q为液体的体积流量，单位为mL/s；L为岩心轴向长度，单位为cm；A为岩心横截面积，单位为cm2；μ为液粘度，单位为mPa·S；△p为岩心进、出口的压差，单位为Mpa。
2.3)根据岩心的孔隙度和渗透率计算岩心比表面。
对本实施例而言，根据得到的岩心的孔隙度和渗透率K，根据公式(4)计算岩心比表面S。
其中，S为岩心比表面，单位为cm2/cm3；为岩心孔隙度，单位为％；K为岩心液体渗透率，单位为μm2。
3.建立岩心水膜厚度的计算模型，并根据所建计算模型进行岩心水膜厚度计算。
3.1)将岩心再次饱和注入水，并对饱和后的岩心进行水驱替和油驱替，确定岩心累计驱替水体积。
对本实施例而言，利用抽真空饱和装置将岩心再次饱和注入水后，将饱和后的岩心放入多功能岩心驱替装置的岩心夹持器中，并将仪器工作温度控制在120℃(地层温度)，围压控制在≥驱替压力1.5～2.0MPa；将注入水、模拟油分别装入仪器内部的活塞中间容器，模拟油在90℃条件下的粘度为1mPa.s；待仪器温度加热稳定后，开启驱替泵将夹持器上游端管线中的空气全部排净；打开模拟注入水驱替泵阀门，以0.2mL/min的流量驱替注入水；待驱替2～3倍孔隙体积注入水后，关闭注入水驱替泵阀门，并打开模拟油驱替阀门，模拟油驱替流量为0.2mL/min，驱替至渗透率值稳定，测量岩心出口端累计驱替水体积为1.8399mL；关闭并清洗仪器。
3.2)根据得到的岩心累计驱替水体积、岩心孔隙体积、岩心体积和岩心比表面计算岩心水膜厚度。
假设驱替后的残余水在岩心孔隙壁面均匀铺展，依据体积与表面积的关系，两者相除即可建立如公式(5)所示的岩心水膜厚度的计算模型。
其中d为岩心水膜厚度，单位为nm；Vp为岩心孔隙体积，单位为cm3；Vw为岩心出口端累计驱替水体积(简称岩心累计驱替水体积)，单位为cm3；VR为岩心体积，单位为cm3；S为岩心比表面，单位为cm2/cm3。
方法实施例2
将实施例1模拟油驱替后的岩心(编号105-2A)取出，重新洗油、洗盐、烘干。本实施例与实施例1的方法基本相同，其主要区别点如下：步骤3.1中干燥岩心(编号105-2A)饱和注入水后，用一种表面活性剂溶液(常见的表面活性剂有硬脂酸钠、十二烷基硫酸钠、聚乙二醇等，本实施例中采用的是杂双子表面活性剂，具有超低界面张力，对注水井起到了明显的降压增注效果)驱替岩心，待驱替2～3倍孔隙体积表面活性剂溶液后，停止驱替，使其充分与岩石矿物发生反应2h以上，然后打开注入水驱替阀门(流量为0.2mL/min)，以恒流模式正向驱替注入水；待驱替2～3倍孔隙体积注入水后，关闭注入水驱替泵阀门，并打开模拟油驱替阀门，驱替至渗透率值稳定，记录岩心出口端累计驱替水体积，并依据公式(5)计算水膜厚度。
下面以两个实验岩心做对比，分析表面活性剂注入前后水膜厚度、驱替压差、渗透率的变化规律，其中，表面活性剂注入前后岩心水膜厚度测试数据如表1所示，表面活性剂注入前后岩心注入压力及渗透率变化特征如表2所示。
表1
表2
由表1可知：编号105-2A岩样表面活性剂处理前水膜厚度为71.26nm，表面活性剂处理后水膜厚度变为25.74nm，表面活性剂处理后的岩心较处理前水膜厚度下降了63.87％；编号105-3A岩样表面活性剂处理前水膜厚度为13.3nm，表面活性剂处理后水膜厚度变为7.61nm，表面活性剂处理后的岩心较处理前水膜厚度下降了42.78％。
由表2可知：注入表面活性剂可以减小注入压力，提高储层渗透率。通过对注入表面活性剂前后岩心水膜厚度的测试评价，明确了注入表面活性剂可以有效降低岩心水膜厚度，减小注水压力，提高储层渗透率。综上所述，岩心水膜厚度的变化可以准确评价低渗透油藏表面活性剂降压增注的效果，为表面活性剂的筛选提供了另外一种新途径。
下面通过对比例来进一步地证明本发明的效果。
对比例1
采用公开号为CN104200105A公开的一种确定致密砂岩气充注物性下限的方法，利用分离压力水膜厚度模型法计算水膜厚度，如公式(6)所示。
Pi＝2200/h3+150/h2+12/h+2σcosθ/r (6)
其中Pi为地层压力，单位为Mpa；h为水膜厚度，单位为um；r为喉道半径，单位为um；θ为润湿角，单位为度；σ为气水界面张力，单位为N/m。
对比例2
采用公开号为CN10794471A公开了一种确定地层束缚水饱和度的方法，利用地层可动水密度分析数据、地层油密度分析数据，结合实际油藏高度数据计算碎屑地层束缚水膜厚度，所采用的计算公式如式(7)所示。
其中a为常数，(a＝1.18×10-7)；b为常数(b＝0.5)；e为地层束缚水膜指数(e≥3～6)；H为自由水面以上碎屑岩油藏高度，单位为m；hwf为地层束缚水膜厚度，hwf＞0.0025μm；g0为标准重力加速度，g0＝9.80665N/kg；ρof为地层油密度，单位为g/m3；ρwf为地层可动水密度，单位为g/m3；θR为油藏条件下油水两相流体的润湿接触角。
本发明以文33-105井所在的文33块相关资料为例阐述以上两个对比例中计算水膜厚度的具体方法。表3、表4、表5和表6分别是文33-105井岩样(编号105-2A)X-衍射全岩测试结果、黏土矿物分析、岩样的部分物性参数测试结果及压汞测试原始数据。
文33-105井位于文33块底部，地层压力36.9MPa，地层温度为120℃，地下原油密度0.672g/cm3，地下原油粘度1.0mPa.s，地面原油密度为0.818-0.8301g/cm3，地面原油粘度5.3-6.78mPa.s，地层水总矿化度为26-30×104mg/L，密度为0.989-1.04g/cm3，水型为CaCl2型，油藏储层岩性为长石石英粉砂岩，石英含量60～70％，长石含量15～30％。粒度中值0.073-0.087mm，平均孔喉半径为2.01um(见表6)，初始平均接触角为7.9°。
表3
表4
表5
表6
对文33-105井部分岩心进行油、水相对渗透率测试实验，结果如图2-a、2-b、2-c、2-d和2-e所示，测定文33-105井岩心束缚水饱和度为21.31％～34.65％，平均为28.59％。
采用以上两个对比例中公开的计算水膜厚度的方法与本发明实施例1做对比，结果见表7所示。
表7
| 对比例1 | 对比例2 | 实施例1 | |
| 水膜厚度/nm | 50.99 | 61.42 | 71.26 |
| 束缚水饱和度 | 14.71％ | 17.75％ | 20.59％ |
由表7可知：采用对比例中的方法计算得到的水膜厚度为50.99nm；采用对比例2中的方法计算得到的水膜厚度为61.42nm。采用本实施例1方法确定的水膜厚度为71.26nm，根据该水膜厚度按照对比例2中公开的计算地层水饱和度的方法，计算的束缚水饱和度为20.59％，与文33-105井实测的束缚水饱和度比较相近，在21.31％～34.65％的范围之内；对比例1和对比例2计算的束缚水饱和度不在此范围内，有一定的偏差；相较于对比例1和对比例2，采用本发明确定水膜厚度的方法得出的结果精确度更高。
Claims (5)
1.一种岩心水膜厚度的确定方法，其特征在于，该确定方法包括以下步骤：
1)获取储层岩心，对获取的岩心进行预处理；
2)对预处理后的岩心进行饱和注入水，并根据饱和前后的岩心重量和注入水密度计算岩心的有效孔隙体积和岩心孔隙度；
3)测定岩心的渗透率，并根据岩心孔隙度和渗透率计算岩心比表面；
4)将岩心再次饱和注入水，并对饱和后的岩心进行水驱替和油驱替，确定岩心累计驱替水体积；
5)根据得到的岩心累计驱替水体积、岩心的有效孔隙体积、岩心体积和岩心比表面计算岩心水膜厚度，所述岩心水膜厚度的计算公式为：
其中，d为岩心水膜厚度，单位为nm；Vw为岩心累计驱替水体积，单位为cm3；Vp为岩心的有效孔隙体积，单位为cm3；VR为岩心体积，单位为cm3；S为岩心比表面，单位为cm2/cm3。
2.根据权利要求1所述的岩心水膜厚度的确定方法，其特征在于，所述步骤4)在进行水驱替和油驱替前先用表面活性剂溶液驱替岩心，使其充分与岩石矿物发生反应设定时间后，再进行水驱替和油驱替。
3.根据权利要求1所述的岩心水膜厚度的确定方法，其特征在于，所述水驱替和油驱替的过程如下：
在设定的温度和压力下，向饱和后的岩心以恒流模式正向驱替注入水2～3倍孔隙体积；以恒流模式向岩心驱替模拟油，驱替至渗透率稳定。
4.根据权利要求1所述的岩心水膜厚度的确定方法，其特征在于，所述步骤1)中的预处理为根据石油行业规范对岩心样品进行洗油、洗盐和烘干处理。
5.根据权利要求1所述的岩心水膜厚度的确定方法，其特征在于，所述岩心为天然岩心、人造岩心或单矿物组合成的填砂管。
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