CN113109234B - 重水核磁束缚水探测的低含油饱和度渗流规律修正方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种重水核磁束缚水探测的低含油饱和度渗流规律修正方法，包括步骤：利用重水核磁探测束缚水，岩心饱和水与孔隙体积的计算，岩心饱和油正向稳态法相对渗透率曲线测试流程，毛细管平衡法与稳定法对相对渗透率曲线进行修正。本发明方法测量的低含油饱和度油藏的相对渗透率曲线结合了核磁共振与毛细管平衡法，易于确定束缚水饱和度点与两相使稳态法曲线逼近真实的特点，最终得到的相对渗透率曲线结果贴近现实，避免了误将低含油饱和度油藏中的可动水当作束缚水对曲线的影响以及致密油藏中启动压力对相渗曲线的影响，提高稳态法测定低含油饱和度油藏相渗的准确性。
Description
技术领域
本发明属于石油工程技术领域，涉及用于低含油饱和度油藏测定相对渗透率曲线的方法，具体为一种重水核磁束缚水探测的低含油饱和度渗流规律修正方法。
背景技术
随着油气勘探领域的不断扩展和勘探开发技术的不断提高，近些年来有越来越多的低含油饱和度油藏相继被发现。众所周知，油气藏在原始状态均不同程度上存在共存水(原始饱和地层水)，通常情况共存水为束缚水，一般在40％以下，在油田开发过程中共存水一般不会发生流动，而低含油饱和度油藏的共存水饱和度远高于常规束缚水饱和度，含油饱和度明显偏低，存在明显可动水，这类油气田在开发过程中，具有明显不同于常规油藏的渗流特征，对其油藏的成因也存在各种不同的观点。近几年国内在新疆准噶尔盆地陆梁油田、中部各区块相继发现大规模的低含油饱和度油藏，才逐步引起了石油科技工作者对该类油藏的日益重视和关注。该类油藏成藏成因和油藏渗流规律的系统研究就显得尤为重要和迫切。
相对渗透率曲线作为油藏工程最重要的基础资料之一，是油气田开发指标预测、开发方案编制以及油藏数值模拟技术研究不可或缺的重要基础数据，主要用来分析油井产水规律、确定油水界面、计算油井产量和流速比，是评价两相流体在储层多孔介质中渗流能力最常用的技术指标。最常用的相对渗透率曲线测定方法包括：非稳态法相对渗透率曲线和稳态法相对渗透率曲线。
但针对低含油饱和度油藏，常规的相对渗透率曲线测试方法已不再适用于低含油饱和度油藏相对渗透率曲线的测定，原因有以下几点：
1.束缚水饱和度确定：
束缚水饱和度是确定产液性质的关键参数。获取束缚水饱和度的方法有岩心实验法与测井预测法。但低含油饱和度油藏的共存水饱和度远高于常规束缚水饱和度，含油饱和度明显偏低，存在明显可动水。无法用常规岩心实验直接测量方法，尤其在低孔隙度低渗透储层中，利用该标准常常预测不准束缚水饱和度。会造成两相渗流区域变窄，相渗曲线发生变化，想要获取整个储层段的束缚水饱和度数值以及变化趋势，仅仅依靠岩心实验难以达到目的。
2.非稳态法相对渗透率曲线测试的弊端：
常规非稳态法测量基于贝克莱-列维尔特前沿推进理论，认为水驱油的过程中，油、水饱和度在岩石中的分布是驱替时间与距离的函数，因此在水驱中测量恒压与流量，即可得出相对渗透率曲线，但因为末端效应的存在而导致压力数据具有一定的延后性，并不完全满足宏观达西定理的要求，因此测量曲线与实际曲线差距较大。
3.启动压力：
低渗透储层的孔隙介质大多为微尺度，由于孔喉尺寸较小，边界层流体厚度较大，在油层岩石孔隙的内表面，存在一个原油边界层，边界流体受固液耦合作用强，使得流体浓度、密度、粘性明显增加，存在结构黏度特征、屈服值导致在宏观上则表现为启动压力梯度。将产生不同于传统流动规律的尺度效应。多孔介质流动空间的尺度效应使其中流体的流动更加复杂化，表现为渗流规律的非线性、存在启动压力梯度及流动截面的可变性等。在较低的驱动压力下参与渗流的流体只在较大的喉道内流动，随着驱动压力梯度的增加，更多的小喉道内的流体参与渗流，岩心两端压差形成的驱动力、岩石(包括岩石表面的流体)表面分子之间的吸附力、毛管力造成启动压力梯度存在。
发明内容
本发明的目的在于解决上述现有技术存在的缺陷，本发明通过将重水核磁共振、稳态法与毛管力平衡法相结合的方式，针对低含油饱和度油藏特点设计了从束缚水饱和度点的确定出发，以常规非稳态法为基础，通过测定油水两相启动压力，以修正通过稳态法测定的相对渗透率曲线的测定方法。
本发明具体通过以下技术方案实现：
一种重水核磁束缚水探测的低含油饱和度渗流规律修正方法，包括以下步骤：
1)以0.05mL/min的流速对真实岩心注入重水，对得到岩心样品称重记为G1，并对岩心样品进行核磁测试，获取所述岩心样品的核磁孔隙体积随横向弛豫时间T2的核磁图谱，得到所述岩心样品的束缚水含量V1；
2)将岩心样品粉碎后，升温干馏，记录120℃下岩心样品的出水量和出油量；
3)构建低饱和度模型，记录接入岩心样品前的稳定压力，测量0.05mL/min流速驱替的地层水，使用10mL的试管接液，直至压力平稳；
4)称取试验用岩心样品的干重M1，对岩心进行抽真空和饱和水，记录岩心样品湿重M2，计算孔隙体积
；所述孔隙体积
5)称取重量M3的原油，利用胶头滴管吸入部分液体，滴入量筒，读液体体积V1，称取剩余原油总质量M4，则原油的密度ρ1＝(M3-M4)/V1；
6)将岩心样品置于岩心夹持器中，以0.005mL/min的速度缓慢向岩心注入地层水至出口端处液面开始流动时，利用汞柱压差计上测定压力，记录液柱高度h1和h2，直至液柱高度稳定，计算岩心样品的水相启动压力及启动压力梯度
7)模拟油藏条件，将岩心样品以0.01mL/min进行油驱直至地层条件下束缚水饱和度，恒温老化24小时，以0.005mL/min的速度换换向岩心样品注入原油，记录不同时刻汞柱压差计上的液柱高度h1和h2直至液柱高度稳定，计算岩心样品的油相启动压力及启动压力梯度；
8)以0.8mL/min的流速注入原油至压力平稳且不出油为止，读取出水、出油量；
9)根据核磁共振得到的束缚水饱和度点以及非稳态法水驱后得到的残余油饱和度点，以及非稳态法处理得到的等渗点，将含水饱和度划分为两个区域，每个区域取两个饱和度点，加上等渗点的含水饱和度共7点，计算油水比例进行油水同注饱和岩心，得到稳态法相对渗透率曲线；
10)对稳态法驱替得到的数据结合测得的油水两相的启动压力进行修正处理，最终得出稳态法相对渗透率曲线。
进一步的，步骤1)中饱和重水，水驱后核磁共振测井T2谱检测D含量，计算可动流体饱和度，得到低含油饱和度油藏束缚水饱和度点。
进一步的，步骤2)中岩心样品在0～120℃下的出水量为可动水Vw1，岩心样品在150℃、200℃、250℃、650℃的出水量为粘土束缚水Vwr1。
进一步的，计算水相或油相启动压力及启动压力梯度具体为：调整岩心夹持器的排量分别为0.01、0.02、0.04、0.06、0.08、0.1、0.2、0.4、0.6mL/min，计记录每一流量下岩心样品两端压力稳定后的压差、流量，计算每一流量下对应的流速(流量与岩心横截面积比值)绘制流速-压差关系曲线。
进一步的，利用毛细管平衡法记录不同时刻汞柱压差计上的液柱高度h1和h2直至液柱高度稳定。
进一步的，步骤9)中的油水比例，按从大至小的顺序，将油、地层水分别以Q1mL/min、Q2mL/min流速同时注入驱替，记录初始压力，直至压力平稳且出油出水量稳定，记录出油、出地层水量。
本发明的有益效果为：
(1)使用重水核磁探测确定束缚水饱和度点，可以克服低含油饱和度油藏可流动水和束缚水难以区分的难点。
(2)使用稳态法初步确定等渗点、残余油饱和度点。
(3)使用毛管压力平衡法确定油水两相启动压力，可以克服启动压力造成的相对渗透率曲线的不准确性。
本发明提供的测定低含油饱和度的相渗曲线修正方法，从原始束缚水饱和度和启动压力的本质差异上创新性提出对两者值进行校正，即通过重水核磁与毛细管平衡法和稳态法，准确求取两个关键性控制因素造成损失量，数据可靠准确。特别是相比只能应用于一般油藏的束缚水饱和度法、渗流规律的特殊性。
在低含油饱和度、油水同层型致密油原始含油饱和度测定上具有更好的准确性。此外，本发明利用目前国内外实验测定含油饱和度最为准确的核磁共振方法获得实验数据进行校正，相比于其他方法数据更为准确。而且利用毛细管平衡法和稳定法得到启动压力，相比于其他方法，将启动压力的存在更为形象的进行展现数据也更为准确。同时，本发明的方法计算简单，能够有效利用国内外油田内已经测定的大量实验数据，易于大范围推广使用。
附图说明
图1是本发明方法的装置连接示意图；
图2是本发明方法得到的稳态相对渗透率曲线。
具体实施方式
下面将结合本发明具体的实施例，对本发明技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明提供了一种重水核磁束缚水探测的低含油饱和度渗流规律修正方法，包括以下步骤：
组件驱替流程装置：包括1-核磁共振仪器、2-ISCO微量驱替泵a、3-ISCO微量驱替泵b、4-模拟油容器罐、5-地层水容器罐、6-三通阀a、7-三通阀b、8-六通阀、9-电压传感器、10-电流传感器a、11-压力数据采集装置、12-电流传感器b，13-岩心夹持器、14-取样装置、15-U型毛细压汞装置。4-模拟油容器罐的出液口连接2-ISCO微量驱替泵a的进液口端，另一台3-ISCO微量驱替泵b的出液口连接5-地层水容器罐下端的进液口端，4-模拟油容器罐顶端出液管线接入6-三通阀a，5-地层水容器罐的顶端出液管线也与7-三通阀b连接，6-三通阀a、7-三通阀b的两个出口分别连接9-电压传感器与10-电流传感器a，经由数据线接口将数据传入11-压力数据采集装置，同时，两三通阀的另一出液口连接8-六通阀，且8-六通阀的出口连接10-电流传感器a。同时，8-六通阀的另一出液口连接13-岩心夹持器入液端，13-岩心夹持器出液端经管线导流，将液体导流进入11-压力数据采集装置，另一出液口连接15-U型毛细压汞装置。
S1饱和重水
将真实岩心放置在架子上，以0.05mL/min的流速注入重水，加大排量至压力平稳，停泵，卸掉上游压力，恒温老化24小时。
进一步的，以0.05mL/min的流速排空管线后，加大排量以1mL/min的流速进行驱替。
进一步的，待进水管线出口端出液平稳后，记录此时进水管线上所连电压传感器在实验系统上的所显示的压力，该压力为注油管线未接入岩心进液端时的初始压力。
S2.核磁共振测试真实束缚水饱和度
将饱和重水的真实岩心样品用保鲜膜包装后放入冰箱，并进行待测；将所述岩心样品称重，所述岩心样品称重所得重量记为G1；将所述岩心样品进行核磁测试，获取所述岩心样品的核磁孔隙体积随横向弛豫时间T2的核磁图谱，得到所述岩心样品的束缚水饱和度Swr1；
进一步，以全直径岩心核磁共振分析系统进行核磁测试；
进一步的，基于氢和氚的氢谱差异测定出岩心束缚水饱和度为Swr1。
S3分段干馏测试真实束缚水饱和度
把测完核磁的所述岩心样品进行粉碎成颗粒，并进行干馏；将干馏装置逐步升高温度，并分别记录120℃下的所述岩心样品的出水量和出油量；其中，所述岩心样品在0～120℃下的出水量为可动水Vw1，所述岩心样品在150℃、200℃、250℃、650℃的出水量为粘土束缚水Vwr1为所述核磁图谱中对应的所述横向弛豫时间T2值得到的束缚水含水饱和度进行对比。
进一步，所述岩心样品的含重水饱和度为Swi1＝1-Vw1/V1；
进一步，所述岩心样品的束缚水饱和度为Swr2＝1-(Vw1+Vwr1)/V1；
进一步，Swr1与Swr2进行对比。
S3构建低饱和度模型
记录接入岩心前的稳定压力，测量0.05mL/min流速驱替的地层水，使用试管接液，直至压力平稳；
进一步的，所述的接液试管的量程为10mL。
S4岩心孔隙度计算与孔隙度计算：
利用精密电子天平，称量试验用岩心的干重M1，对岩心进行抽真空，饱和水，然后记录岩心湿重M2，计算孔隙体积
。
进一步的，精密电子天平的精度为：0.01g。
进一步的，所述岩心的尺寸为
的圆柱形岩心。
进一步的，计算孔隙体积
，方法是
S5.原油密度测试：
取一定体积原油，使用精密电子天平称量其重量M3，利用胶头滴管吸入部分液体，滴入量筒，读液体体积V1，再测出烧杯及剩余液体的总质量M4。
进一步地，利用胶头滴管吸入液体进行称量，避免倾倒时液体粘壁现象发生以免产生误差；
进一步的，上述原油的密度ρo＝(M3-M4)/V1；
S6水相启动压力测定
岩心洗油烘干后气测渗透率，抽真空饱和地层水。以0.005mL/min的速度缓慢向岩心注入地层水，待岩心出口端处液面开始流动时，关闭六通阀的进液开关，记录不同时刻汞柱压差计上的液柱高度h1和h2，直至液柱高度稳定。由此计算岩心的启动压力及启动压力梯度，调整泵的排量分别为0.01、0.02、0.04、0.06、0.08、0.1、0.2、0.4、0.6mL/min。记录每一流量下待岩心两端压力稳定后记录压差、流量，计算每一流量下对应的流速(流量与岩心横截面积比值)绘制流速-压差关系曲线。
进一步的，称取岩心干重M1，将小岩心放置于装有水的烧杯中，将烧杯放置于抽真空的大容器内，进行抽真空饱和水，连接岩心抽真空流程，抽真空时，当压力表显示压力为-0.09MPa左右时，可将连接到六通阀上的阀门关闭，整个流程密闭，观察压力表数值是否回升，检查气密性。
进一步的，检查流程，直到压力表数值保持稳定，确保流程不漏气；抽真空至压力表值为-0.092MPa，1h后，打开六通阀排空阀门，关闭电源，取出放有岩心的烧杯，将岩心取出，用纸擦尽表面水分，称取岩心湿重M2，得到岩心孔隙体积为Vp＝(M2-M1)/ρw，岩心孔隙度为Vp/V(V为岩心表观体积)；
进一步的，记录泵的排量分别为0.01、0.02、0.04、0.06、0.08、0.1、0.2、0.4、0.6mL/min；
进一步的，水相启动压力λw＝ρWg(h2-h1)
S7获得油相启动压力
水测渗透率后，将管线接入含模拟油的中间容器上，和水测一样，打开恒温箱，模拟油藏条件，将岩心进行饱和油以0.01mL/min进行油驱岩心，一直驱到出口端累积产水不再增加，然后加大排量驱至地层条件下束缚水饱和度，停泵，卸掉上游压力，恒温老化24小时。以0.005mL/min的速度换换向岩心注入模拟油，待岩心待岩心出口端处液面流动时，关闭六通阀上游的进液开关记录不同时刻汞柱压差计上的液柱高度h1和h2直至液柱高度稳定，由此计算岩心的油相启动压力。
进一步的，记录泵的排量分别为0.01、0.02、0.04、0.06、0.08、0.1、0.2、0.4、0.6mL/min；
进一步的，油相启动压力λo＝ρog(h2-h1)
S8非稳态法驱油
以较大流速注入原油，记录出液时间，间隔2min接液一次，无水采收期进行加密接液，接液时间依次换为5min，至压力平稳且不出油为止，读取出水、出油量；
进一步的，油相注入速度为0.8mL/min
S9划分区域
根据核磁共振得到的束缚水饱和度点以及非稳态法水驱后得到的残余油饱和度点，以及非稳态法处理得到的等渗点，将含水饱和度划分为两个区域，每个区域取两个饱和度点，加上等渗点的含水饱和度共7点，计算出油水比例进行油水同注饱和岩心，以得到稳态法相对渗透率曲线。
进一步的，等渗点划分的两个区域分别等距离取两含水饱和度值。
S10油水同注
以不同的油水比例注入，记录接入岩样前的初始压力，再以相同流速进行油、水驱替，用100mL量程量筒接液(提前加10mL水)，5h一支，直至压力平稳，且出油出水量稳定，再以10mL试管(提前加2mL水)于平稳段接液20min一支，接2支，读取出油、出水量
进一步的，所述无水采收期加密接液的具体方式是：至出液开始，使用精密试管每2min接一支试管，直至出水点；
进一步的，需等出油出水进一步的，所述的精密试管为5mL精密试管，试管刻度为0.1mL；
进一步的，以核磁共振确定的束缚水饱和度点A，确定其注入的第一个油水比例，进行驱替，接液方法同上述流速一致，直至压力平稳，且出油出水量稳定，读取出油、出水量；
进一步的，对核磁共振确定的束缚水饱和度点A与等渗点B组成的前半区按照等距离进行划分，得到两个后续进行稳态法油聚同注的比例点C、D，确定其注入的油水比例，进行驱替，接液方法同上述流速一致，直至压力平稳，且出油出水量稳定，读取出油、出水量；
进一步的，对非稳态相对渗透率曲线的等渗点B与残余油饱和度点E组成的后半区图像进行局部放大并按照等距离进行划分，得到两个后续进行稳态法油聚同注的比例点F、G，确定其注入的油水比例，进行驱替，接液方法同上述流速一致，直至压力平稳，且出油出水量稳定，读取出油、出水量；
进一步的，所述的每个区域内两个饱和度点的取法是，根据保护度点区域宽度，等距离取内部两点；
进一步的，油与水同注的方式是：按照油水比例从大至小的顺序，将油、地层水分别以Q1mL/min、Q2mL/min流速同时注入驱替，记录初始压力，使用记录接液直至压力平稳且出油出水量稳定，再以试管加密接液，记录出油，出地层水量；
进一步的，所述接液的方式是，使用100mL量程量筒接液，5h一支。
进一步的，所述的试管加密接液的具体方式为：以10mL精密试管与平稳端接液20min一支，接2支；
进一步的，出液数据计量的具体方式：试管总出液体积记为V3，总出水体积记为V4，则原油体积V5＝V3-V4。
进一步的，压力稳定至少3PV以上。
S11对稳态法驱替得到的数据进行修正处理，最终得出稳态法相对渗透率曲线。
进一步的，所述的处理方法是根据稳态法过程中出液数据与压力数据对整个含水饱和度过程中油水相对渗透率曲线进行修正拟合，最终得出稳态法相对渗透率曲线。
实施例1
本实施例提供一种基于重水核磁束缚水探测的低含油饱和度渗流规律修正方法，实验参数如下：
岩心尺寸
：为3.8×7.8cm，岩心渗透率K：30mD
实验模拟油：粘度3mPa·s
实验温度：80℃
实验用水组成：
| 成分 | Na<sup>+</sup>、K<sup>+</sup> | Ca<sup>+</sup> | Mg<sup>+</sup> | SO<sub>4</sub><sup>2-</sup> | Cl<sup>-</sup> |
| mg/L | 21877.25 | 332.12 | 501.55 | 85.29 | 5436.34 |
实验具体步骤与流程如下：
1)岩心用重水驱后，通过核磁共振方法得到束缚水饱和度点。
2)通过T2谱计算得出，岩心束缚水饱和度：60％。
3)岩心核磁共振后，粉碎进行干馏。在120℃下岩心出水体积为5mL，150℃下岩心出水体积为3.5mL；200℃下岩心出水体积为2.8；250℃下岩心出水体积为1.6；650℃下岩心出水体积为0.3mL。
由此得出得出，岩心束缚水饱和度：60％；则束缚水饱和度含量确定为60％。
4)岩心用精密电子天平，称取试验用岩心的干重M1，对岩心进行抽真空，饱和水，然后记录岩心湿重M2，计算孔隙体积
；计算得出，岩心孔隙体积：13.5mL。
5)对原油与水密度测试：称取某体积原油，称量其重量M3，部分液体倒入量筒中，读出倾倒体积V，测出烧杯及剩余液体的总质量M4，计算得出：原油密度为0.8948g/cm3。
6)进行岩心饱和油实验：记录接入岩心前的稳定压力，依次测量不同流速的饱和油，使用10mL的试管接液，直至压力平稳且不出水为止，读取出水、出油量；计算得出，岩心原油饱和度为：38.8％。
7)利用非稳态法驱替，汞柱压差计上的液柱高度h1和h2直至液柱高度稳定，水相启动压力测定，向岩心注入模拟油，待岩心出口端处液面流动时，关闭六通阀上游的进液开关记录不同时刻汞柱压差计上的液柱高度h3和h4直至液柱高度稳定；计算得出，岩心水相启动压力为λw，岩心油相启动压力为λo。
8)非稳态法测定相渗曲线得到等渗点B，残余油饱和度点E。等渗点将图像分为两个区域，在两区域保护度点区域宽度，分别等距离取内部两点，左边区域取到C、D，右边取到E、F。可以看出，束缚水饱和度在60％左右，残余油饱和度在26％左右，油相与水相的相对渗透率曲线的等渗点在含水饱和度73.6％，相对渗透率大小为0.27左右。
9)用稳态法进行相对渗透率曲线测试：A、B、C、D、E、F、G所对应的含水饱和度换算油水比例。以不同油水比例注入，记录出液时间，间隔2min接液一次，无水采收期进行加密接液，之后接液时间一次换为5min，至压力平稳且不出油为止，读取出水、出油量，对稳态相渗数据进行处理，得到稳态相对渗透率曲线。
10)用不同油水比例注入，对应的所使用的油与水同注的比例按照油与水比例从大到小分别是：
A点：油：0.135mL/min、水：0.065mL/min；
B点：油：0.128mL/min、水：0.072mL/min；
C点：油：0.121mL/min、水：0.079mL/min；
D点：油：0.114mL/min、水：0.086mL/min；
E点：油：0.098mL/min、水：0.102mL/min；
F点：油：0.122L/min、水：0.078mL/min；
G点：油：0.154mL/min、水：0.046mL/min；
根据各点所对应的注入比，对岩心进行稳态法相渗测试，油与水同注流速为七个点所对应的流速：记录初始压力，使用试管记录接液直至压力平稳且出油水量稳定，再以试管加密接液，记录出油、出地层水量。
对稳态相渗数据，代入油相、水相修正相对渗透率计算公式，通过计算可以看出，束缚水饱和度在60％左右，残余油饱和度在26％左右，油相与水相的相对渗透率曲线的等渗点在含水饱和度76.5％，相对渗透率大小为0.32左右。
实施例2
本实施例提供一种基于重水核磁束缚水探测的低含油饱和度渗流规律修正方法，实验参数如下：
岩心尺寸
：3.8×6.5cm，岩心渗透率K：15mD。
实验模拟油：粘度3mPa·s。
实验温度：80℃。
实验用水组成：
| 成分 | Na<sup>+</sup>、K<sup>+</sup> | Ca<sup>+</sup> | Mg<sup>+</sup> | SO<sub>4</sub><sup>2-</sup> | Cl<sup>-</sup> |
| mg/L | 21877.25 | 332.12 | 501.55 | 85.29 | 5436.34 |
实验具体步骤与流程如下：
1)岩心用重水驱后，通过核磁共振方法得到束缚水饱和度点。通过T2谱计算得出，岩心束缚水饱和度：35％。
2)岩心核磁共振后，粉碎进行干馏。在120℃下岩心出水体积为0.9mL，150℃下岩心出水体积为1.2mL；200℃下岩心出水体积为0.4；250℃下岩心出水体积为0.25；650℃下岩心出水体积为0mL。
由此得出得出，岩心束缚水饱和度：35.1％，则束缚水饱和度含量确定为35％。
3)岩心用精密电子天平，称取试验用岩心的干重M1，对岩心进行抽真空，饱和水，然后记录岩心湿重M2，计算孔隙体积
；计算得出，岩心孔隙体积：8.05mL。
4)对原油与水密度测试：称取一定体积原油，称量其重量M3，部分液体倒入量筒中，读出倾倒体积V，测出烧杯及剩余液体的总质量M4，计算得出：原油密度为0.8956g/cm3。
5)进行岩心饱和油实验：记录接入岩心前的稳定压力，依次测量不同流速的饱和油，使用10mL的试管接液，直至压力平稳且不出水为止，读取出水、出油量；计算得出，岩心原油饱和度为：60.2％。
6)利用非稳态法驱替，汞柱压差计上的液柱高度h1和h2直至液柱高度稳定，水相启动压力测定，向岩心注入模拟油，待岩心出口端处液面流动时，关闭六通阀上游的进液开关记录不同时刻汞柱压差计上的液柱高度h3和h4直至液柱高度稳定；计算得出，岩心水相启动压力为λw，岩心油相启动压力为λo。
7)非稳态法测定相渗曲线得到等渗点B，残余油饱和度点E。等渗点将图像分为两个区域，在两区域保护度点区域宽度，分别等距离取内部两点，左边区域取到C、D，右边取到E、F。可以看出，束缚水饱和度在40％左右，残余油饱和度在18％左右，油相与水相的相对渗透率曲线的等渗点在含水饱和度60.5％，相对渗透率大小为0.315左右。
8)用稳态法进行相对渗透率曲线测试：A、B、C、D、E、F、G所对应的含水饱和度换算油水比例。以各点对应油水比例注入，记录出液时间，间隔2min接液一次，无水采收期进行加密接液，之后接液时间一次换为5min，至压力平稳且不出油为止，读取出水、出油量，对稳态相渗数据进行处理，得到稳态相对渗透率曲线。
9)用不同油水比例注入，对应的所使用的油与水同注的比例按照油与水比从大到小分别是：
A点：油：0.152mL/min、水：0.048mL/min；
B点：油：0.148mL/min、水：0.052mL/min；
C点：油：0.131mL/min、水：0.069mL/min；
D点：油：0.122mL/min、水：0.078mL/min；
E点：油：0.036mL/min、水：0.164mL/min；
F点：油：0.026L/min、水：0.174mL/min；
G点：油：0.020mL/min、水：0.180mL/min；
10)根据各点所对应的注入比，对岩心进行稳态法相渗测试，油与水同注流速为七个点所对应的流速：记录初始压力，使用试管记录接液直至压力平稳且出油水量稳定，再以试管加密接液，记录出油、出地层水量。
11)对稳态相渗数据，代入油相、水相修正相对渗透率计算公式，通过计算可以看出，束缚水饱和度在40％左右，残余油饱和度在18％左右，油相与水相的相对渗透率曲线的等渗点在含水饱和度70％，相对渗透率大小为0.37左右。得到图2稳态相对渗透率曲线。
尽管已经示出和描述了本发明的实施例，对于本领域的普通技术人员而言，可以理解在不脱离本发明的原理和精神的情况下可以对这些实例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由所附权利要求及其等同物限定。
Claims (5)
1.一种重水核磁束缚水探测的低含油饱和度渗流规律修正方法，其特征在于，包括以下步骤：
1)以0.05mL/min的流速对真实岩心注入重水，对得到岩心样品称重记为G1，并对岩心样品进行核磁测试，获取所述岩心样品的核磁孔隙体积随横向弛豫时间T2的核磁图谱，得到所述岩心样品的束缚水含量V1；
2)将岩心样品粉碎后，升温干馏，记录120℃下岩心样品的出水量和出油量；
3)构建低饱和度模型，记录接入岩心样品前的稳定压力，测量0.05mL/min流速驱替的地层水，使用10mL的试管接液，直至压力平稳；
4)称取试验用岩心样品的干重M1，对岩心进行抽真空和饱和水，记录岩心样品湿重M2，计算孔隙体积
所述孔隙体积
5)称取重量M3的原油，利用胶头滴管吸入部分液体，滴入量筒，读液体体积V1，称取剩余原油总质量M4，则原油的密度ρ1＝(M3-M4)/V1；
6)将岩心样品置于岩心夹持器中，以0.005mL/min的速度缓慢向岩心注入地层水至出口端处液面开始流动时，利用汞柱压差计上测定压力，记录液柱高度h1和h2，直至液柱高度稳定，计算岩心样品的水相启动压力及启动压力梯度；
7)模拟油藏条件，将岩心样品以0.01mL/min进行油驱直至地层条件下束缚水饱和度，恒温老化24小时，以0.005mL/min的速度向岩心样品注入原油，记录不同时刻汞柱压差计上的液柱高度h1和h2直至液柱高度稳定，计算岩心样品的油相启动压力及启动压力梯度；
8)以0.8mL/min的流速注入原油至压力平稳且不出油为止，读取出水、出油量；
9)根据核磁共振得到的束缚水饱和度点以及非稳态法水驱后得到的残余油饱和度点，以及非稳态法处理得到的等渗点，将含水饱和度划分为两个区域，每个区域取两个饱和度点，加上等渗点的含水饱和度共7点，计算油水比例进行油水同注饱和岩心，得到稳态法相对渗透率曲线；
10)对稳态法驱替得到的数据结合测得的油水两相的启动压力进行修正处理，最终得出稳态法相对渗透率曲线。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤2)中岩心样品在0～120℃下的出水量为可动水Vw1，岩心样品在150℃、200℃、250℃、650℃的出水量为粘土束缚水Vwr1。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，计算水相或油相启动压力及启动压力梯度具体为：调整岩心夹持器的排量分别为0.01、0.02、0.04、0.06、0.08、0.1、0.2、0.4、0.6mL/min，记录每一流量下岩心样品两端压力稳定后的压差、流量，计算每一流量下对应的流速绘制流速-压差关系曲线。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，利用毛细管平衡法记录不同时刻汞柱压差计上的液柱高度h1和h2直至液柱高度稳定。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤9)中定油水比例，按从大至小的顺序，将油、地层水分别以Q1mL/min、Q2mL/min流速同时注入驱替，记录初始压力，直至压力平稳且出油出水量稳定，记录出油、出地层水量。
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Granted publication date: 20221014 |
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