CN113833458B - 一种二氧化碳驱混相前缘的检测方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种二氧化碳驱混相前缘的检测方法，属于油气田开发二氧化碳驱油领域。该方法首先模拟二氧化碳驱油过程；然后按编号顺序采集产出油气样品，记录气体突破前不同时刻产出油气样品数据；之后折算各产出地层原油的折算体积，计算各产出地层原油在长岩心中的校正体积；再通过对各产出底层原油的折算体积和校正体积的叠加得到产出油气样品在长岩心中的体积，结合长岩心内孔隙的总截面积，计算各产出油气样品对应的采样时间内混相前缘在长岩心中的移动距离，从而确定二氧化碳驱混相前缘的运动位置。本发明通过将混相前缘在长岩心中运动的距离等效为产出油气样品在其中运动距离，直观地表征了混相前缘的运动规律。
Description
技术领域
本发明涉及一种二氧化碳驱混相前缘的检测方法，属于油气田开发二氧化碳驱油领域。
背景技术
二氧化碳驱技术是公认的提高低渗油藏采收率的有效方法，由于二氧化碳特殊的气体性质，在温度大于31.06℃、压力大于7.38MPa时处于超临界状态，具有与气体接近的粘度、与液体接近的密度、良好注入性能等特点，极易与原油形成混相，通过使原油体积膨胀、粘度降低、萃取等作用大幅提高原油采收率，因此，二氧化碳是一种优质驱油剂，研究二氧化碳驱技术具有重要的现实意义。
目前，针对二氧化碳驱运动规律的研究，主要有两类：第一种方法是通过压力分布规律来反映二氧化碳驱替前缘运动特征；第二种方法则是通过数值模拟软件含油饱和度的变化来反映驱替特征。名为“利用多点连续测压数据反演二氧化碳驱前缘的方法”的中国发明专利申请(申请公布号为CN 107387039 A)属于第一种方法，该方法没有考虑压力传播过程中的压力滞后效应，虽然是多点采压得到的结果，但得到的压力分布是通过理论推导并经过简化后得出的，使确定混相前缘位置的误差较大。名为“一种二氧化碳驱油驱替前缘的检测方法”的中国发明专利申请(申请公布号为CN 107515246 A)属于第二种方法，该方法是使用声发射装置并利用特制的实验设备进行测定，但只能测定驱替前缘的位置，而不能确定混相前缘的位置，而且整个过程过于繁琐。两类方法相比，都是通过其他参数的变化来反映前缘运动规律，不是混相前缘运动的直接反映，混相前缘位置的确定结果误差过大。
发明内容
本发明的目的是提供一种二氧化碳驱混相前缘的检测方法,以解决目前二氧化碳驱替技术中混相前缘位置的确定结果误差大的问题。
为解决上述技术问题，提供本发明的一种二氧化碳驱混相前缘的检测方法，该方法包括以下步骤：
1)依据目标油藏的储层地质特征，选取目标油藏具有代表性的岩心，按照布拉法则排列组合成设定长度的长岩心；
2)模拟目标油藏的储层的环境，向长岩心进气端通入二氧化碳，模拟二氧化碳驱油过程；
3)采集产出油气样品，并按时间顺序为样品进行编号，当混相带完全通过出口后气体突破，通过检测分析产出油气样品数据判断发生气体突破的时刻，记录气体突破前不同时刻产出油气样品数据，其中包括各时间段产出油气样品中产出油气的体积；
4)根据各时间段产出油气样品中产出油气的体积，折算出相应时间段产出地层原油的折算体积；
5)计算出各时间段产出地层原油的折算体积在长岩心中的校正体积，以降低长岩心长度方向压力梯度的变化对各时间段产出地层原油体积的影响；
6)通过对各时间段产出地层原油的折算体积和校正体积的叠加得到产出油气样品在长岩心中的体积，结合长岩心内孔隙的总截面积，计算各产出油气样品对应的采样时间内混相前缘在长岩心中的移动距离；根据各产出油气样品对应的采样时间内混相前缘在长岩心中的移动距离，确定二氧化碳驱混相前缘的位置。
本发明的有益效果为：
本发明通过巧妙地将混相前缘在长岩心中运动的距离等效为产出油气样品在其中运动距离，根据产出油气样品单次采样体积反推出样品在长岩心中移动的距离，通过反算产出油气样品实际在长岩心内的体积和长岩心孔隙总截面积，最终得到了该次采样时混相前缘在长岩心中的移动距离，从而能够确定二氧化碳驱混相前缘的位置，且位置确定的准确性高、误差小。本发明通过将混相前缘在长岩心中运动的距离等效为产出油气样品在其中运动距离，直观地表征了混相前缘的运动规律。
进一步的，为了提供最优的各时间段产出地层原油的折算体积计算方法，各时间段产出地层原油的折算体积的计算公式是：
Tn＝tn-tn+1
其中，为产出油气样品中产出油体积，Z为注气膨胀实验给出的体积系数，Tn为第n次采样的采样时间，tn-1为第n次采样的起始时刻，tn为第n次采样的结束时刻。
进一步的，为了简单高效地计算校正体积，所述步骤5)中通过将长岩心沿长度方向分为设定数量的岩心段，设定每段岩心段内部不存在压力梯度，再结合每段岩心段不同时刻的体积系数以获得各时间段产出地层原油的校正体积vj，计算公式是：
其中，为tn-1时刻第i段岩心段的体积系数，/>为tn时刻第i段岩心段的体积系数，m为混相前缘与出油口之间岩心段的数量，vi为第i段岩心段内的原油体积。
进一步的，为了提供最优的产出油气样品对应的采样时间内混相前缘在长岩心中的移动距离计算方法，步骤6)中产出油气样品对应的采样时间内混相前缘在长岩心中的移动距离的计算公式是：
其中，r为岩心半径，d为驱油效率，为原油含油饱和度，/>为各时间段产出地层原油的折算体积，vj为每段岩心段不同时刻的体积系数以获得各时间段产出地层原油的校正体积。
进一步的，为了提供一种简单直观的混相前缘的运动规律的表征方法，步骤6)中通过对产出油气样品对应的采样时间内混相前缘在长岩心中的移动距离累加获得0至tn时刻二氧化碳驱混相前缘的位置计算公式如下：
其中，依次为在采样时间T1、T2、…、Tn内混相前缘在长岩心中的移动距离。
进一步的，为了方便确定各岩心段内部的原油体积以进一步提高校正体积的计算效率，每段岩心段的长度均相同。
进一步的，为了通过推测气体突破时间来提高后续计算的准确性，在步骤3)中采集产出油气样品过程中，当产出油气样品的颜色开始变浅时，缩短采样时间以增加采样次数。
进一步的，为了实现直观简单的判断出是否发生气体突破，当检测到产出油气样品中气油比的增幅超过定比例时，判定为发生气体突破。
进一步的，为了确定二氧化碳注入体积倍数与混相前缘在长岩心中的移动距离之间的关系，计算各时间段的二氧化碳注入体积倍数，建立二氧化碳注入体积倍数与混相前缘在长岩心中的移动距离的关系曲线，所述二氧化碳注入体积倍数的计算公式如下：
式中，C、a，tn，PV分别为二氧化碳注入体积倍数、注入速度、时间、孔隙体积。
进一步的，为了确定二氧化碳注入体积倍数与混相前缘在长岩心中的移动距离之间的关系，根据各时间段内混相前缘在长岩心中的移动距离和对应时间段的比值，计算混相前缘的运动速度；建立混相前缘的运动速度与二氧化碳注入体积倍数的关系曲线。
附图说明
图1是本发明一种二氧化碳驱混相前缘的检测方法的流程图；
图2是本发明中长岩心夹持器的长岩心测压点和分段示意图；
图3是本发明中产出油气样品气油比与二氧化碳注入体积倍数的关系曲线；
图4是本发明中产出油气样品中产出气组分与二氧化碳注入体积倍数的关系曲线；
图5是本发明的混相前缘的运动距离与二氧化碳注入体积倍数的关系曲线；
图6是本发明的混相前缘的运动速度与二氧化碳注入体积倍数的关系曲线。
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的说明。
如图1所示是本发明一种二氧化碳驱混相前缘的检测方法的流程图，具体包括以下步骤：
1、实验准备
选取某油田某储层岩心开展实验,依据目标油藏的储层地质特征，选取目标油藏具有代表性的岩心，所述具有代表性的岩心是指目标储层中部与储层的平均渗透率接近的完好岩心，之后按照布拉法则将选取的岩心排列组合成长度为180cm左右的长岩心，采用依照原始地层流体PVT参数配制的模拟地层油作为地层流体，利用多点测压长岩心气驱物理模拟实验装置开展长岩心CO2驱物理模拟实验，实验中严格模拟目标储层的地层压力、地层温度条件，并完全模拟实际油藏二氧化碳驱油过程。实验中使用长岩心夹持器夹持长岩心，如图2所示的即为其长岩心测压点和分段示意图，该岩心夹持器中间有五个测压点，加上注入压力和回压测压点，共计七个测压点，将岩心分成长度相等的六等份，每段岩心长度30cm，为便于计算校正体积和选取体积系数，同一段内的压力取该段两端压力的平均值。
2、长岩心实验及样品采集初步分析
在二氧化碳驱油过程中，依照距离注入端的远近分为近混相带和混相带两个运动带，其中第二个运动带的前缘就是混相前缘。实验过程中，近混相带先到达出口，此时在产出油气中能够检测到二氧化碳含量略有增加，产出油颜色略有变化，气油比略有增加，但增幅较小，近混相段(近混相带)完全通过出口时，混相前缘就到达出口处，之后气油比的增幅变大，二氧化碳含量增幅变大，混相段通过出口后，气油比和二氧化碳含量都急剧增加。
而在实际中，气体突破的时刻不好准确确定，在具体检测中，当检测到出油气样品中气油比的增幅超过了设定比例时即认定发生了气体突破，而该设定比例和实际的环境信息有关，本实施例中取40％，即当气油比的增幅超过了40％，认为气体已突破。当然还可以根据产出油的颜色来判断是否发生气体突破。
本实施例中，按照正常长岩心实验流程进行实验，以80min(可以适当调整)为间隔采集产出油气样品油气体积信息，并按照时间顺序编号，同时分别记录各采压点在不同时间段的压力数据(用于计算各时间段内各岩心段的压力平均值，具体见步骤4)，考虑到混相前缘先到达出口，然后混相段(混相带)通过出口，因此实验后期要缩短采集样品的时间间隔，尤其在发现产出油颜色由黑色变为褐色进一步加密采集样品和记录数据，采集的样品数据越多，对后续的计算越有利，近混相带通过出口后，混相前缘随之达到出口。直到气油比大幅增加时，气体突破，混相段已全部通过出口，样品采集结束。通过检测分析产出油气样品组分数据判断气体突破的时刻，记录气体突破前不同时间段产出油气样品组分数据。
如图3所示，将上述记录的数据，按照二氧化碳注入体积倍数与气油比的关系绘制直角坐标曲线，初步判断气体突破时的注入孔隙体积倍数，气油比突然大幅增加即为气体突破。
对图3进行初步分析判断，在二氧化碳注入体积倍数为0.9528HCPV时，气油比开始增加，说明混相前缘已经达到出口，混相带通过出口之后，气油比开始急剧增加，气体突破。为此初步考虑重点分析二氧化碳注入体积倍数在0.9528HCPV之前样品的数据。
3、产出油气样品的检测分析与产出地层原油体积的反算
图4即为本实施例产出油气样品中产出气组分与二氧化碳注入体积倍数的关系曲线，其中N2指的是氮气，C1指的是甲烷气体，C2指的是含有两个碳原子的饱和烃和非饱和烃，C3指的是含有三个碳原子的饱和烃和非饱和烃，从中可看出在注CO2气体0.9528HCPV时，产出气中CO2的含量增加了约5％，而其他组分的含量基本没有变化，说明此时混相前缘已经达到出口或者刚好通过出口，混相段中的气体在产出液中开始部分释放，结合图3的气油比变化，可以进一步判断，在注CO2气体0.9528HCPV时，混相段达到出口，混相前缘刚好通过出口，因此，需要对注0.9528HCPV之前的样品数据进行详细分析。
从混相前缘达到终点开始，计算混相前缘点达到终点前记录各时间间隔内体积，按照注气膨胀实验的体积系数，计算混相时的体积系数，突破前，气油比相同，压力不同，体积系数不同，反算的油体积也不同，因此记录的数据越多，反算得到的结果越精确。
首先，进行采样时间的确定：
Tn＝tn-tn-1
上式中，Tn为第n次采样的采样时间，tn-1为第n次采样的起始时刻，tn为第n次采样的结束时刻。
其次，进行二氧化碳注入体积倍数的计算：
上式中，a，tn，PV分别为注入速度(mL/min)、时间(min)、孔隙体积(mL)。
最后，进行各时间段产出地层原油的体积的折算(即将气体折算到油上)：
上式中，VTn、vTn、Z分别为各时间段产出地层原油的折算体积、产出油气样品中产出油气体积，体积系数。
4、各时间段产出地层原油的校正体积的计算
考虑到前缘点至出口间孔隙中原油由于压力的变化引起的原油体积系数的变化导致孔隙中原油体积发生变化，同时也为保证计算得到的(即二氧化碳驱混相前缘的位置)(即二氧化碳驱混相前缘的位置)更加准确，对孔隙中原油体积进行校正，根据采压点的数量，将岩心延长度分为间距相等的段，忽略每段内压力梯度引起的体积系数的变化，从而得到前缘点至出口段原油校正体积：
上式中，vj为校正体积，当体积增加时为正值，当体积减小时为负值，m为混相前缘与出油口之间岩心段的数量，vi为第i段岩心段内的原油体积，这里由于长岩心为均匀分段，所以各段对应的vi均相等，为tn-1时刻第i段岩心段的体积系数，/>为tn时刻第i段岩心段的体积系数，体积系数的数值依照室内PVT测定的结果进行确定。
按照上述步骤，选取其中第一个时间段为例进行说明，第一时间的注气体积0.0743HCPV，产出地面原油体积为2.78mL，地层压力下的体积系数为1.4766mL/mL，为此折算得到的地层原油体积为2.78×1.47665＝4.0956mL。
按照分成六个岩心段来分析，每段内的压力为该段两端压力的平均值，按照此压力平均值选取对应的体积系数，与该段初始体积系数进行对比，体积系数增加说明体积膨胀了，相反，如果体积系数减小则说明该段内原油体积被压缩了，因此在计算前缘运动实际距离时，要通过体积系数的变化进行修正产出体积。例如，对于六个岩心段，在第一个时间段起始时刻下的初始体积系数均为1.4766mL/mL，在第一个时间段结束时刻下每段岩心段内压力平均值对应的体积系数分别为1.4714mL/mL、1.4714mL/mL、1.4714mL/mL、1.4766mL/mL、1.4766mL/mL、1.4766mL/mL，因此前三段内被压缩了，计算得到的校正体积分别为-0.0676mL、-0.0676mL、-0.0676mL、0mL、0mL、0mL，为此计算得到的实际被动用的地层原油体积(即LTn-vi)为4.0956-(-0.0676mL)+(-0.0676mL)+(-0.0676mL)＝4.2984mL。
5、反演表征混相前缘运动规律
折算Tn内混相前缘在长岩心中的移动距离：
上式中，LTn为Tn内混相前缘在长岩心中的移动距离，d为驱油效率，r为岩心半径，为原油含油饱和度。
实际混相前缘运动的距离(即二氧化碳驱混相前缘的位置)为计算点之前所有折算长度的和，即0至tn时刻混相前缘的运动距离为：
其中，依次为在采样时间T1、T2、…、Tn内混相前缘在长岩心中的移动距离。其中LT1、LT2、…的计算公式与LTn的计算公式类似，本实施例不再赘述。
本实施例中，取驱油效率为85％，岩心半径为2.5cm，原油含油饱和度为67.096％，按照上述公式进行计算得到实际前缘运动的距离LTn为7.9015cm。按照本方法计算在注气0.9528HCPV气体时，前缘运动总距离Ltn为182.0867cm，混相前缘已经通过出口。
本实施例中，每一个折算长度对应一个时间点tn，则总注入体积即为tn与注入速度a的乘积，根据上述二氧化碳注入体积倍数的计算公式计算得到二氧化碳注入体积倍数C，以C为横坐标，以为纵坐标，从而得到/>直角坐标关系图，如图5所示。图6为本实施例混相前缘的运动速度与二氧化碳注入体积倍数的关系曲线，图中总体运动速度按照总运动距离与总时间的比值计算，瞬间运动速度按照某一时间段内运动距离与时间的比值。
本实施例的方案相比于现有技术更科学、测定数据更准确，测定结果更具参考价值。本实施例的方案可用于气驱驱替特征及混相机理、评价驱替开发效果、剩余油分布规律等方面的研究，更好地满足油气田开发的需要。
以上给出了具体的实施方式，但本发明不局限于所描述的实施方式。本发明的基本思路在于上述基本方案，在不脱离本发明的原理和精神的情况下对实施方式进行的变化、修改、替换和变型仍落入本发明的保护范围内。
Claims (6)
1.一种二氧化碳驱混相前缘的检测方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
1)依据目标油藏的储层地质特征，选取目标油藏具有代表性的岩心，按照布拉法则排列组合成设定长度的长岩心；
2)模拟目标油藏的储层的环境，向长岩心进气端通入二氧化碳，模拟二氧化碳驱油过程；
3)采集产出油气样品，并按时间顺序为样品进行编号，通过检测分析产出油气样品数据判断发生气体突破的时刻，记录气体突破前不同时刻产出油气样品数据，其中包括各时间段产出油气样品中产出油气的体积；
4)根据各时间段产出油气样品中产出油气的体积，折算出相应时间段产出地层原油的折算体积；
各时间段产出地层原油的折算体积的计算公式是：
Tn＝tn-tn+1
其中，为产出油气样品中产出油体积，Z为注气膨胀实验给出的体积系数，Tn为第n次采样的采样时间，tn-1为第n次采样的起始时刻，tn为第n次采样的结束时刻；
5)计算出各时间段产出地层原油的折算体积在长岩心中的校正体积，以降低长岩心长度方向压力梯度的变化对各时间段产出地层原油体积的影响；
通过将长岩心沿长度方向分为设定数量的岩心段，设定每段岩心段内部不存在压力梯度，再结合每段岩心段不同时刻的体积系数以获得各时间段产出地层原油的校正体积vj，计算公式是：
其中，为tn-1时刻第i段岩心段的体积系数，/>为tn时刻第i段岩心段的体积系数，m为混相前缘与出油口之间岩心段的数量，vi为第i段岩心段内的原油体积；
6)通过对各时间段产出地层原油的折算体积和校正体积的叠加得到产出油气样品在长岩心中的体积，结合长岩心内孔隙的总截面积，计算各产出油气样品对应的采样时间内混相前缘在长岩心中的移动距离；根据各产出油气样品对应的采样时间内混相前缘在长岩心中的移动距离，确定二氧化碳驱混相前缘的位置；
产出油气样品对应的采样时间内混相前缘在长岩心中的移动距离的计算公式是：
其中，r为岩心半径，d为驱油效率，为原油含油饱和度，/>为各时间段产出地层原油的折算体积，vj为每段岩心段不同时刻的体积系数以获得各时间段产出地层原油的校正体积；
通过对产出油气样品对应的采样时间内混相前缘在长岩心中的移动距离累加获得0至tn时刻二氧化碳驱混相前缘的位置计算公式如下：
其中，依次为在采样时间T1、T2、…、Tn内混相前缘在长岩心中的移动距离。
2.根据权利要求1所述的二氧化碳驱混相前缘的检测方法，其特征在于，每段岩心段的长度均相同。
3.根据权利要求1所述的二氧化碳驱混相前缘的检测方法，其特征在于，在步骤3)中采集产出油气样品过程中，当产出油气样品的颜色开始变浅时，缩短采样时间以增加采样次数。
4.根据权利要求1所述的二氧化碳驱混相前缘的检测方法，其特征在于，当检测到产出油气样品中气油比的增幅超过设定比例时，判定为发生气体突破。
5.根据权利要求1所述的二氧化碳驱混相前缘的检测方法，其特征在于，计算各时间段的二氧化碳注入体积倍数，建立二氧化碳注入体积倍数与混相前缘在长岩心中的移动距离的关系曲线，所述二氧化碳注入体积倍数的计算公式如下：
式中，C、a，tn，PV分别为二氧化碳注入体积倍数、注入速度、时间、孔隙体积。
6.根据权利要求5所述的二氧化碳驱混相前缘的检测方法，其特征在于，根据各时间段内混相前缘在长岩心中的移动距离和对应时间段的比值，计算混相前缘的移动速度；建立混相前缘的移动速度与二氧化碳注入体积倍数的关系曲线。
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