CN113863923B - 一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法 - Google Patents
一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113863923B CN113863923B CN202111208926.6A CN202111208926A CN113863923B CN 113863923 B CN113863923 B CN 113863923B CN 202111208926 A CN202111208926 A CN 202111208926A CN 113863923 B CN113863923 B CN 113863923B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- configuration
- model
- dimensional
- bottom fan
- sand
- 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
- 238000009826 distribution Methods 0.000 title claims abstract description 63
- 238000004088 simulation Methods 0.000 title claims abstract description 48
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 244000035744 Hura crepitans Species 0.000 claims abstract description 79
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 79
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 60
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims abstract description 11
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 68
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 42
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims description 36
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 23
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 22
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 17
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 16
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 15
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 13
- 230000033764 rhythmic process Effects 0.000 claims description 11
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 8
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims description 6
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 6
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 5
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 8
- 230000006872 improvement Effects 0.000 abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 84
- 102000010637 Aquaporins Human genes 0.000 description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 108091006146 Channels Proteins 0.000 description 2
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/20—Computer models or simulations, e.g. for reservoirs under production, drill bits
-
- 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)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
本发明公开了一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法，包括：建立三维构型模型；建立三维渗透率模型；建立三维砂箱模型；确定注采井位置和砂箱模型参数，开展高温高压条件下的水驱油模拟实验，并通过饱和度探头获得不同含水阶段含油饱和度的大小和分布，进一步分析湖底扇构型约束下的剩余油分布模式。本发明公开的湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法，解决了物理模拟实验时不能再现地层条件下湖底扇内部构型控制的剩余油三维分布的问题，利用该方法获得的实验结果能够为相似储层的油田开发方案调整及采收率提高提供有力科学依据。
Description
技术领域
本发明涉及石油开发技术领域，具体涉及一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法。
背景技术
经过几十年开发，目前我国老油田的开采已普遍呈现出高含水、高采出的“双高”特点，大量的剩余油富集在地下储层中。由于油层内部复杂的渗流屏障和渗流差异的控制，地下的剩余油分布非常复杂，是下一步挖潜的重要目标。物理模拟实验是进行剩余油分布研究的重要手段。目前，对于地层高温高压条件下的剩余油分布物理模拟，针对三维湖底扇储层构型控制下的剩余油分布模拟尚缺乏研究。因此，亟需一套研究地层条件下三维湖底扇储层构型约束下的剩余油空间分布的关键技术，从而建立湖底扇储层构型约束下的剩余油分布模式，为油田后期开发方案的调整及剩余油挖潜提供可靠的地质依据。
发明内容
本发明的目的在于提供一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法，用以解决目前的剩余油物理模拟实验不能再现地层条件下湖底扇储层内部构型控制的剩余油三维分布的问题。
本发明提供一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法，包括以下步骤：
建立湖底扇储层三维构型模型；
根据不同构型单元间及同一构型单元内部的渗流差异，在所述湖底扇储层三维构型模型的基础上建立湖底扇储层三维渗透率模型；
基于所述湖底扇储层三维渗透率模型，计算渗透率对应的地层压实状态下的不同构型单元的砂体粒度，根据实际填砂粒径对砂箱进行铺设建立三维砂箱模型；
确定注采井位置及砂箱模型参数，开展高温高压条件下的水驱油物理模拟实验，并通过饱和度探头获得不同含水阶段含油饱和度的大小和分布，进一步根据所述三维砂箱模型分析湖底扇构型约束下储层构型中剩余油分布模式。
进一步地，所述建立湖底扇储层三维构型模型具体包括以下步骤：
步骤S11：设置研究区，观察与描述研究区岩心，识别出湖底扇储层的3种构型单元，包括辫状水道、朵叶体和朵叶间泥；
步骤S12：通过岩心标定测井曲线建立各构型单元的测井响应模板，并对非取心井的构型单元进行单井解释；
步骤S13：结合砂体厚度分析和连井相分析成果，在沉积模式指导下，预测复合辫状水道和复合朵叶体的分布；
步骤S14：表征单一辫状水道以及单一朵叶体的分布；
步骤S15：结合取心井及水平井表征朵叶体内部夹层，总结湖底扇储层的三维构型模式。
进一步地，所述建立湖底扇储层三维渗透率模型具体包括以下步骤：
步骤S21：基于研究区岩心渗透率数据分析，将湖底扇辫状水道砂体和朵叶体划分为两个或三个相对均质韵律段；
步骤S22：对辫状水道和朵叶体的各均质段渗透率以及朵叶体内部夹层的渗透率大小进行统计；
步骤S23：对辫状水道和朵叶体的渗透率级差以及韵律特征进行分析；
步骤S24：基于湖底扇储层各构型单元的渗透率大小、级差及韵律特征，在所述三维构型模型的约束下建立湖底扇储层三维渗透率模型。
进一步地，所述建立三维砂箱模型具体包括以下步骤：
步骤S31：根据渗透率与地层压力之间的关系，计算出市场可提供的石英砂粒度在不同地层上覆压力条件下对应的渗透率；
步骤S32：明确研究区的地层上覆压力，控制砂箱模型在地层上覆压力条件下与研究区内构型单元的渗透率大小与级差相近、韵律不变，来确定砂箱模型中各构型单元内所需铺设的石英砂粒径；
步骤S33：按照计算出的不同构型单元及同一构型单元不同部位的实际填砂粒径，基于三维渗透率模型在砂箱内分层铺设不同粒径的石英砂来反映构型单元渗流差异，并按照三维渗透率模型中非渗透性夹层的位置，放入耐高温的橡胶板来代替朵叶体内的泥质夹层；
步骤S34：在对每层砂箱模型铺设之后，使用浓度为3‰的NaCl溶液对石英砂进行浇灌，使得在模型铺设过程中砂体能够尽可能紧实；
步骤S35：在完成整个砂箱模型砂体铺设之后，加盖砂箱模型装置的底盖并用耐高温密封圈进行密封，然后将模型翻转使其顶盖系统朝上，完成三维砂箱模型的建立。
进一步地，所述开展高温高压条件下的水驱油物理模拟实验具体包括以下步骤：
步骤S41：考虑构型单元的渗流差异、注采井位置及射孔情况等确定注采井位置，根据地下实际油藏参数确定砂箱模型参数；
步骤S42：对砂箱模拟装置依次完成高压地层条件设置、砂体饱和水过程、饱和油过程、高温地层条件设置，进而开展高温高压条件下的水驱油物理模拟实验；
步骤S43：通过饱和度探头获得不同含水阶段含油饱和度的大小和分布，进一步根据所述三维砂箱模型分析湖底扇构型约束下的储层构型中剩余油分布模式。
本发明还涉及一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验装置，包括
第一处理单元，用于建立湖底扇储层三维构型模型；
第二处理单元，用于根据不同构型单元间及同一构型单元内部的渗流差异，在所述湖底扇储层三维构型模型的基础上建立湖底扇储层三维渗透率模型；
第三处理单元，用于基于所述湖底扇储层三维渗透率模型，计算渗透率对应的地层压实状态下的不同构型单元的砂体粒度，根据实际填砂粒径对砂箱进行铺设建立三维砂箱模型；
第四处理单元，用于确定注采井位置及砂箱模型参数，开展高温高压条件下的水驱油物理模拟实验，并通过饱和度探头获得不同含水阶段含油饱和度的大小和分布，进一步根据所述三维砂箱模型分析湖底扇构型约束下储层构型中剩余油分布模式。
本发明还涉及一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述的方法的步骤。
本发明还涉及一种计算机设备，包括存储器、处理器以及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述的方法的步骤。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
本发明公开了一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法，通过将三维构型模型转换为三维渗透率模型再转换为三维砂箱模型，并在确定砂箱中砂体粒度时考虑了地下压实作用的影响以及构型单元均质段之间的渗透率级差，更准确地建立了能够反映构型单元之间及构型单元内部渗流差异的砂箱模型，解决了现有技术中物理模拟实验时不能再现地层条件下湖底扇内部构型控制的剩余油三维分布的问题。现有技术不仅更充分地体现了湖底扇构型单元之间以及构型单元内部的渗流差异，并能够模拟地层真实高温高压条件下湖底扇储层内部构型控制的剩余油三维分布特征，大幅提高了储层构型控制下的剩余油分布研究的可靠性，可以为相似储层的油田开发方案调整及采收率提高提供有力科学依据，能够广泛应用于石油开发技术领域。
附图说明
图1为本发明一实施例提供的砂箱模拟装置井位示意图；
图2为本发明一实施例提供的模型第一层底部时的砂箱模拟实验注采井位及构型单元位置示意图；
图3为本发明一实施例提供的模型第二层底部时的砂箱模拟实验注采井位及构型单元位置示意图。
具体实施方式
以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
实施例1
实施例1提供一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法，包括：
步骤S1：建立湖底扇储层三维构型模型，具体包括以下步骤：
步骤S11：设置研究区G，通过观察与描述研究区G的岩心，识别出了湖底扇储层的3种构型单元，包括辫状水道、朵叶体和朵叶间泥；
步骤S12：通过岩心标定测井曲线建立各构型单元的测井响应模板，并对非取心井的构型单元进行单井解释；
步骤S13：结合砂体厚度分析和连井相分析成果，在沉积模式指导下，预测复合辫状水道和复合朵叶体的分布；
步骤S14：表征单一辫状水道以及单一朵叶体的分布；
步骤S15：结合取心井及水平井表征朵叶体内部夹层，总结湖底扇储层的三维构型模式。
该模式反映了湖底扇储层中以朵叶砂体为主，辫状水道砂体呈“顶平底凸”的形态发育在朵叶体的上部，朵叶体内部主要发育三种样式的泥质夹层，即连续夹层、较连续夹层与不连续夹层。
步骤S2：根据不同构型单元间及同一构型单元内部的渗流差异，在所述湖底扇储层三维构型模型的基础上建立湖底扇储层三维渗透率模型，具体包括以下步骤：
步骤S21：基于岩心渗透率数据分析，将研究区G湖底扇辫状水道划分为下部和上部两个相对均质韵律段，将朵叶体划分为下部、中部和上部三个相对均质韵律段；
步骤S22：对辫状水道和朵叶体的各均质段渗透率大小进行统计，辫状水道下部渗透率约为3000mD，上部渗透率约为900mD，整体平均渗透率约为2000mD；朵叶体上部渗透率约为4500mD，中部渗透率约为3000mD，下部渗透率约为1800mD，整体平均渗透率约为3100mD；朵叶体内部的夹层主要为非渗透性泥岩，渗透率基本小于10mD。
步骤S23：对辫状水道和朵叶体的渗透率级差进行分析，辫状水道内部的渗透率表现为明显正韵律，渗透率级差约为3；朵叶体内部的渗透率表现为明显反韵律，渗透率级差约为2.5。整体而言，朵叶体的渗透率级差小于辫状水道的渗透率级差，而朵叶体的平均渗透率大于辫状水道的平均渗透率。
步骤S24：基于湖底扇储层各构型单元的渗透率大小、级差及韵律特征，在所述三维构型模型的约束下建立湖底扇储层三维渗透率模型。
步骤S3：基于所述湖底扇储层三维渗透率模型，计算渗透率对应的地层压实状态下的不同构型单元的砂体粒度，根据实际填砂粒径对砂箱进行铺设建立三维砂箱模型。
三维砂箱模型的关键是计算出砂箱模型中各构型单元内所需填入的砂体的粒径，以反映不同构型单元之间以及同一构型单元不同部位的渗流差异。目前，市场可提供的石英砂(即玻璃珠)的粒径可分为10种(如表1所示)，分别为0.03～0.05mm、0.05～0.10mm、0.10～0.15mm、0.15～0.20mm、0.20～0.25mm、0.25～0.30mm、0.30～0.35mm、0.35～0.40mm、0.40～0.45mm和0.45～0.50mm，不同粒径的石英砂反映了不同的渗透率。
建立三维砂箱模型具体包括以下步骤：
步骤S31：根据渗透率与地层压力之间的关系，计算出市场可提供的石英砂粒度在10Mpa、20Mpa等不同地层上覆压力条件下对应的渗透率，如表1所示。
表1市场可提供的石英砂(玻璃珠)粒度及其在不同上覆压力下的渗透率
步骤S32：明确研究区G的地层上覆压力为10Mpa，控制砂箱模型在10Mpa地层上覆压力条件下与研究区G内构型单元的渗透率大小与级差相近、韵律不变，来确定砂箱模型中各构型单元内所需铺设的石英砂粒径(如表2所示)。
表2湖底扇砂箱模型构型单元内铺设的砂体粒度及其对应的渗透率大小及级差
砂箱模型中各个构型单元内所需铺设的石英砂粒径为：辫状水道上部均质段的石英砂粒径为0.10～0.15mm，下部均质段的石英砂粒径为0.20～0.25mm，在本次砂箱模拟所需的10Mpa地层压力条件下辫状水道上部和下部的渗透率分别约为958.76mD、3106.39mD，渗透率级差约为3.24，与研究区G湖底扇辫状水道的渗透率级差3相近；朵叶体上部均质段的石英砂粒径为0.25～0.30mm，中部均质段的石英砂粒径为0.20～0.25mm，下部均质段的石英砂粒径为0.15～0.20mm，在10Mpa地层压力条件下朵叶体上部、中部和下部的渗透率分别约为4640.41mD、3106.39mD、1879.18mD，渗透率级差约为2.47，与研究区G湖底扇朵叶体的渗透率级差2.5基本一致。
步骤S33：按照计算出的不同构型单元及同一构型单元不同部位的实际填砂粒径，基于三维渗透率模型在砂箱内分层铺设不同粒径的石英砂来反映构型单元渗流差异，并按照三维渗透率模型中非渗透性夹层的位置，放入耐高温的橡胶板来代替朵叶体内的泥质夹层(连续夹层分布范围>较连续夹层分布范围>不连续夹层分布范围)。
本次采用的砂箱模型装置的顶盖安装了注采井以及饱和度探针，因此，在对构型单元填砂时需要将模型装置上下翻转，然后由模型上部到模型下部依次分层铺设石英砂，具体包括以下步骤：
首先，对三维砂箱模型上部的第一层进行砂体铺设，用防水的硬纸板固定出辫状水道的形态，在辫状水道内铺设0.10～0.15mm的石英砂，在朵叶砂体内铺设0.25～0.30mm的石英砂，并在第一层底部放入3个不同大小的耐高温的橡胶板来代替朵叶体内的3个泥质夹层，分别为连续夹层、过注水井的不连续夹层和过采油井的不连续夹层；
然后，对三维砂箱模型中部的第二层进行砂体铺设，在辫状水道和朵叶砂体内均铺设0.20～0.25mm的石英砂，在第二层底部放入1个耐高温的橡胶板来代替朵叶体内的较连续泥质夹层，并取出固定辫状水道形态的防水硬纸板；
最后，对三维砂箱模型下部的第三层进行砂体铺设，模型下部全部为朵叶砂体，在朵叶砂体内铺设0.15～0.20mm的石英砂。
步骤S34：在对每层砂箱模型铺设之后，使用浓度为3‰的NaCl溶液对石英砂进行浇灌，使得在模型铺设过程中砂体能够尽可能的紧实，否则松散的砂体会在模型装置加压之后孔隙体积大幅减小从而不能反映真实的三维渗透率分布。
步骤S35：在完成整个砂箱模型砂体铺设之后，加盖砂箱模型装置的底盖并用耐高温密封圈进行密封，然后将模型上下翻转使顶盖系统朝上，完成三维砂箱模型建立。
步骤S4：确定注采井位置及砂箱模型参数，开展高温高压条件下的水驱油物理模拟实验，并通过饱和度探头获得不同含水阶段含油饱和度的大小和分布，进一步根据所述三维砂箱模型分析湖底扇构型约束下储层构型中剩余油分布模式。
开展高温高压条件下的水驱油物理模拟实验具体包括以下步骤：
步骤S41：考虑构型单元的渗流差异、注采井位置及射孔情况等确定注采井位置，根据地下实际油藏参数确定砂箱模型参数。
在砂箱模拟装置内一共设计有17口井，如图1所示，编号为W1—W17。
考虑构型单元的渗流差异、注采井位置及射孔情况对剩余油的控制作用选用了10口井来开展此次模拟实验，如图2和图3所示。例如，考虑构型单元类型对剩余油的控制作用，河道内W11井注水、河道内W14井以及朵叶体内W16、W7井采油；考虑夹层类型对剩余油的控制作用，朵叶体内过连续与较连续夹层的W6井注水、W9和W5井采油；考虑同一类型夹层中注采井对剩余油的控制作用，过注水井的不连续夹层仅有W3井注水、过采油井的不连续夹层仅有W16井采油；考虑射孔情况对剩余油的控制作用，在朵叶体内的采油井W2全井段射孔而采油井W4仅上部射孔。最终，设计了注水井3口，分别为W3、W6和W11井，设计采油井7口，分别为W2、W4、W5、W7、W9、W14和W16井，且除了W4井仅上部射孔外，其余注采井均为全井段射孔。
根据相似原理，按研究区G实际油藏参数确定砂箱模型参数(如表3所示)。砂箱模型的长度、宽度和厚度均为模型装置本身的参数，分别为45cm、45cm和20cm；砂箱模型的温度、原油粘度、原油密度和水的密度与实际油藏中一致，分别为105℃、1.01mPa·s、0.8g/cm3和1.0g/cm3；根据相似原理计算得到物理模拟过程中的注水强度为0.007ml/min，模拟生产时间为3.5天。
表3实际油藏参数与砂箱模型参数对应表
步骤S42：对砂箱模拟装置依次完成高压地层条件设置、砂体饱和水过程、饱和油过程、高温地层条件设置，进而开展高温高压条件下的水驱油物理模拟实验。
1)高压地层条件设置
砂箱模拟装置的底腔内装有活塞，连接有上覆压力系统，通过调整上覆压力系统，可以模拟出不同地层的压力。利用上覆压力系统向砂箱模型提供10Mpa的压力，模拟地下真实的高压环境。
2)饱和水过程
在对砂箱模型抽真空之后，打开砂箱模拟装置的横流水泵与砂箱之间的控制阀门，设定横流泵流速，选择饱和水模式，开始注水，即浓度为3‰的NaCl溶液，直至出水口有水排出。当电阻监测显示数值基本稳定，结束饱和水过程。
3)饱和油过程
打开横流油泵与砂箱之间的控制阀门，设定横流泵流速，选择饱和油模式，开始注油，直至没有水排出，结束饱和油过程。
4)高温地层条件设置
砂箱模拟装置配备油藏温度模拟系统，用来为油藏模型提供环境温度。将饱和油之后的砂箱模型推入恒温箱，设置恒温箱的温度为105℃，模拟地下真实的高温环境。
5)水驱油过程
打开横流泵与砂箱之间的控制阀门，设定横流泵流速为0.007ml/min，开始注水，持续时间为3.5天。需要注意的是，在注入水中需要加入日落黄，水驱油过程中注入水波及到的位置会被染成黄色，而注入水没有波及到的位置仍为白色。
步骤S43：通过饱和度探头获得不同含水阶段含油饱和度的大小和分布，进一步根据所述三维砂箱模型分析湖底扇构型约束下的储层构型中剩余油分布模式；
在水驱油过程中，通过饱和度探头获得了不同含水阶段含油饱和度的大小和分布，包括无水采油期(含水率1％)、低含水期(含水率15％)、中含水期(含水率40％)、高含水期(含水率75％)和特高含水期(含水率95％)，结果表明研究区G剩余油的分布样式主要包括以下3种：
①受重力影响，模型的顶部剩余油富集
由于朵叶体渗透率级差约为2.5，注入水仍然主要受重力影响，首先沿朵叶体底部运移，使模型的第二、三层被完全驱替，注入水形成无效循环，导致模型的顶部整体水驱程度低，含油饱和度高。
②受夹层遮挡影响，在夹层附近剩余油富集
朵叶体内部夹层对剩余油形成与分布的控制作用明显。受到夹层的遮挡作用，在朵叶体内的夹层附近剩余油较富集，连续夹层较不连续夹层附近的剩余油更加富集。
③采油井上部射孔较全井段射孔附近剩余油富集
注采井组的射孔情况对剩余油分布有一定影响，在注水井全井段射孔的条件下，相比于采油井全井段射孔，采油井上部射孔时采油井附近水驱的范围更小，剩余油富集范围更大。
基于不同含水阶段的含油饱和度分布和水驱油结束后三维砂箱模型中的剩余油分布结果，建立湖底扇储层构型控制下的剩余油分布模式，对相似研究区三维油藏数值模拟及剩余油空间分布预测具有重要指导意义。
虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施例对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。
Claims (7)
1.一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法，其特征在于，包括以下步骤：
建立湖底扇储层三维构型模型；
根据不同构型单元间及同一构型单元内部的渗流差异，在所述湖底扇储层三维构型模型的基础上建立湖底扇储层三维渗透率模型；
基于所述湖底扇储层三维渗透率模型，计算渗透率对应的地层压实状态下的不同构型单元的砂体粒度，根据实际填砂粒径对砂箱进行铺设建立三维砂箱模型；
确定注采井位置及砂箱模型参数，开展高温高压条件下的水驱油物理模拟实验，并通过饱和度探头获得不同含水阶段含油饱和度的大小和分布，进一步根据所述三维砂箱模型分析湖底扇构型约束下储层构型中剩余油分布模式；
所述建立三维砂箱模型具体包括以下步骤：
步骤S31：根据渗透率与地层压力之间的关系，计算出市场提供的石英砂粒度在不同地层上覆压力条件下对应的渗透率；
步骤S32：明确研究区的地层上覆压力，控制砂箱模型在地层上覆压力条件下与研究区内构型单元的渗透率大小与级差相近、韵律不变，来确定砂箱模型中各构型单元内所需铺设的石英砂粒径；
步骤S33：按照计算出的不同构型单元及同一构型单元不同部位的实际填砂粒径，基于三维渗透率模型在砂箱内分层铺设不同粒径的石英砂来反映构型单元渗流差异，并按照三维渗透率模型中非渗透性夹层的位置，放入耐高温的橡胶板来代替朵叶体内的泥质夹层；
步骤S34：在对每层砂箱模型铺设之后，使用浓度为千分之三的氯化钠溶液对石英砂进行浇灌，使得在模型铺设过程中砂体紧实；
步骤S35：在完成整个砂箱模型砂体铺设之后，加盖砂箱模型装置的底盖并用耐高温密封圈进行密封，然后将模型翻转使其顶盖系统朝上，完成三维砂箱模型的建立。
2.如权利要求1所述的湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法，其特征在于，所述建立湖底扇储层三维构型模型具体包括以下步骤：
步骤S11：设置研究区，观察与描述研究区岩心，识别出湖底扇储层的三种构型单元，包括辫状水道、朵叶体和朵叶间泥；
步骤S12：通过岩心标定测井曲线建立各构型单元的测井响应模板，并对非取心井的构型单元进行单井解释；
步骤S13：结合砂体厚度分析和连井相分析成果，在沉积模式指导下，预测复合辫状水道和复合朵叶体的分布；
步骤S14：表征单一辫状水道以及单一朵叶体的分布；
步骤S15：结合取心井及水平井表征朵叶体内部夹层，总结湖底扇储层的三维构型模式。
3.如权利要求1所述的湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法，其特征在于，所述建立湖底扇储层三维渗透率模型具体包括以下步骤：
步骤S21：基于研究区岩心渗透率数据分析，将湖底扇辫状水道砂体和朵叶体划分为两个或三个相对均质韵律段；
步骤S22：对辫状水道和朵叶体的各均质段渗透率以及朵叶体内部夹层的渗透率大小进行统计；
步骤S23：对辫状水道和朵叶体的渗透率级差以及韵律特征进行分析；
步骤S24：基于湖底扇储层各构型单元的渗透率大小、级差及韵律特征，在所述三维构型模型的约束下建立湖底扇储层三维渗透率模型。
4.如权利要求1所述的湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法，其特征在于，所述开展高温高压条件下的水驱油物理模拟实验具体包括以下步骤：
步骤S41：考虑构型单元的渗流差异、注采井位置及射孔情况确定注采井位置，根据地下实际油藏参数确定砂箱模型参数；
步骤S42：对砂箱模拟装置依次完成高压地层条件设置、砂体饱和水过程、饱和油过程、高温地层条件设置，进而开展高温高压条件下的水驱油物理模拟实验；
步骤S43：通过饱和度探头获得不同含水阶段含油饱和度的大小和分布，进一步根据所述三维砂箱模型分析湖底扇构型约束下的储层构型中剩余油分布模式。
5.一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验装置，使用权利要求1-4任一项所述的湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法，其特征在于，包括：
第一处理单元，用于建立湖底扇储层三维构型模型；
第二处理单元，用于根据不同构型单元间及同一构型单元内部的渗流差异，在所述湖底扇储层三维构型模型的基础上建立湖底扇储层三维渗透率模型；
第三处理单元，用于基于所述湖底扇储层三维渗透率模型，计算渗透率对应的地层压实状态下的不同构型单元的砂体粒度，根据实际填砂粒径对砂箱进行铺设建立三维砂箱模型；和
第四处理单元，用于确定注采井位置及砂箱模型参数，开展高温高压条件下的水驱油物理模拟实验，并通过饱和度探头获得不同含水阶段含油饱和度的大小和分布，进一步根据所述三维砂箱模型分析湖底扇构型约束下储层构型中剩余油分布模式。
6.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1-4任一项所述的方法的步骤。
7.一种计算机设备，包括存储器、处理器以及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1-4任一所述的方法的步骤。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111208926.6A CN113863923B (zh) | 2021-10-18 | 2021-10-18 | 一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111208926.6A CN113863923B (zh) | 2021-10-18 | 2021-10-18 | 一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113863923A CN113863923A (zh) | 2021-12-31 |
| CN113863923B true CN113863923B (zh) | 2022-11-01 |
Family
ID=79000045
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111208926.6A Active CN113863923B (zh) | 2021-10-18 | 2021-10-18 | 一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113863923B (zh) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4228853A (en) * | 1978-06-21 | 1980-10-21 | Harvey A Herbert | Petroleum production method |
| CN101762829A (zh) * | 2010-01-18 | 2010-06-30 | 赵庆辉 | 地层中含油饱和度的模拟测量方法及装置 |
| CN102749275A (zh) * | 2012-06-04 | 2012-10-24 | 东北石油大学 | 一种可视化人造岩心模型及其制备方法 |
| CN107092719A (zh) * | 2017-03-17 | 2017-08-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法及装置 |
| CN108387685A (zh) * | 2018-01-09 | 2018-08-10 | 中国石油大学(华东) | 深水浅部弱胶结地层钻井液稳定井壁作用评价的方法和装置 |
| CN108548702A (zh) * | 2018-03-10 | 2018-09-18 | 东北石油大学 | 基质-高渗条带岩心的制备坯体以及岩心制备方法 |
| CN110067545A (zh) * | 2019-04-30 | 2019-07-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于强底水油藏的非均质物理模拟及泡沫驱替评价系统 |
| CN110331966A (zh) * | 2019-05-16 | 2019-10-15 | 中国石油大港油田勘探开发研究院 | 点坝砂体双向水驱油模拟实验的剩余油饱和度测定方法 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3478824A (en) * | 1968-04-12 | 1969-11-18 | Chevron Res | Sand consolidation process |
| US4787453A (en) * | 1986-10-30 | 1988-11-29 | Union Oil Company Of California | Permeability stabilization in subterranean formations containing particulate matter |
| US5232955A (en) * | 1991-12-16 | 1993-08-03 | Mol Magyar Olaj Es Gazipari Reszvenytarsasag | Process for producing a high strength artificial (cast) stone with high permeability and filter effect |
| CN202195837U (zh) * | 2011-09-20 | 2012-04-18 | 东北石油大学 | 一种用于蒸汽驱模拟实验的高温高压二维填砂模型 |
| CN104120999B (zh) * | 2014-07-03 | 2017-02-15 | 中国石油大学(北京) | 两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏co2驱过程中发生窜逸的采油方法 |
| CN104537940B (zh) * | 2015-02-03 | 2015-07-01 | 东北石油大学 | 一种用于地震勘探的砂箱物理模拟实验装置 |
| CN109385257A (zh) * | 2017-08-06 | 2019-02-26 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种低渗砂岩油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法 |
-
2021
- 2021-10-18 CN CN202111208926.6A patent/CN113863923B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4228853A (en) * | 1978-06-21 | 1980-10-21 | Harvey A Herbert | Petroleum production method |
| CN101762829A (zh) * | 2010-01-18 | 2010-06-30 | 赵庆辉 | 地层中含油饱和度的模拟测量方法及装置 |
| CN102749275A (zh) * | 2012-06-04 | 2012-10-24 | 东北石油大学 | 一种可视化人造岩心模型及其制备方法 |
| CN107092719A (zh) * | 2017-03-17 | 2017-08-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法及装置 |
| CN108387685A (zh) * | 2018-01-09 | 2018-08-10 | 中国石油大学(华东) | 深水浅部弱胶结地层钻井液稳定井壁作用评价的方法和装置 |
| CN108548702A (zh) * | 2018-03-10 | 2018-09-18 | 东北石油大学 | 基质-高渗条带岩心的制备坯体以及岩心制备方法 |
| CN110067545A (zh) * | 2019-04-30 | 2019-07-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于强底水油藏的非均质物理模拟及泡沫驱替评价系统 |
| CN110331966A (zh) * | 2019-05-16 | 2019-10-15 | 中国石油大港油田勘探开发研究院 | 点坝砂体双向水驱油模拟实验的剩余油饱和度测定方法 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 三角洲前缘河口坝复合体剩余油分布物理模拟;刘太勋等;《中国石油大学学报(自然科学版)》;20181220(第06期);全文 * |
| 点坝内部构型控制的剩余油分布物理模拟;岳大力等;《中国科技论文》;20130531;第8卷(第5期);第473-476页 * |
| 辫状河心滩内部夹层控制的剩余油分布物理模拟实验;岳大力等;《地学前缘》;20120331;第19卷(第2期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113863923A (zh) | 2021-12-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Zhao et al. | Case studies on the CO2 storage and EOR in heterogeneous, highly water-saturated, and extra-low permeability Chinese reservoirs | |
| CN106437674B (zh) | 仿水平井注水开发井网适配方法 | |
| CN112392472B (zh) | 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置 | |
| CN109209316A (zh) | 一种高温高压和边底水条件下井网模拟装置及其在驱油效果评价中的应用 | |
| CN105317407B (zh) | 一种特高含水期表外储层的开发方法 | |
| CN109577942A (zh) | 一种优势渗流通道发育油藏剩余油的挖潜方法 | |
| CN101876241A (zh) | 一种提高正韵律厚油层水驱采收率的方法 | |
| CN103967458B (zh) | 一种防砂段水驱方法 | |
| Kaijun et al. | Three-dimensional physical modeling of waterflooding in metamorphic fractured reservoirs | |
| Mohammadi et al. | Test of steam-foam process for mobility control in south Casper creek reservoir | |
| CN109281642A (zh) | 一种改善聚合物驱后多层油藏开发效果的方法 | |
| CN114492226A (zh) | 一种含水层采动渗透破坏的评价方法 | |
| Gerard et al. | An attempt towards a conceptual model derived from 1993-1996 hydraulic operations at Soultz | |
| CN113863923B (zh) | 一种湖底扇构型约束的剩余油分布物理模拟实验方法 | |
| RU2203405C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Garcia Quijada | Optimization of a CO2 flood design Wesson Field-west Texas | |
| CN117079533A (zh) | 考虑储层应力时变影响的co2水层埋存的实验装置 | |
| CN205532554U (zh) | 一种高含水油藏反七点与反四点组合加密井网结构 | |
| CN105259330B (zh) | 一种室内实验装置及使用该装置进行调剖的方法 | |
| RU2342523C2 (ru) | Способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи | |
| ZHOU et al. | Application of multilateral wells with limited sand production to heavy oil reservoirs | |
| Lu et al. | A polymer injectivity model establishment and application for early polymer injection | |
| CN116025313A (zh) | 一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法 | |
| Taymourtash et al. | Investigation of applicability of dual-porosity model for polymer flooding simulation | |
| Gao et al. | Coupled numerical simulation of fracturing multilayer reservoir flow with lean-stratified water injection |
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 |