CN113887113A - 石油储层微通道内生物纳米颗粒吸附机理表征方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种石油储层微通道内生物纳米颗粒吸附机理表征方法，包括以下步骤：向海上油田相同层位的中低渗岩心中注入生物纳米溶液；利用扫描电子显微镜得到岩心切片的孔隙和喉道的结构；利用双向耦合粒子追踪对纳米颗粒的分布位置进行模拟，描述纳米颗粒微观吸附运移情况。本发明给出了针对生物纳米驱油技术的定量化、可操作的技术方法和实施步骤，也为其他石油领域创新技术提供了及其有价值的参考方法。
Description
技术领域
本发明属于石油开采领域，涉及基于数模以及物模综合方法表征生物纳米驱油技术，尤其是一种石油储层微通道内生物纳米颗粒吸附机理表征方法。
背景技术
目前海上油田步入高含水阶段，注水开发采用大泵提液后，单井配注指标提高，但由于注水层的堵塞问题，导致注入压力较高，能耗巨大，注水困难，明显制约了稳产和进一步提高采收率，因此，有必要对注水井的堵塞机理及其对注入过程的影响进行研究，并相应的提出增注措施。
纳米颗粒吸附法减阻技术是一种近年来新兴的物理法减阻技术，该技术通过将特定性质的纳米颗粒注入到石油储层微通道中，在储层微通道壁面形成吸附层，改变微通道壁面的润湿性及微结构，进而降低注水阻力、提高注水量。针对中低渗储层，相对于酸化、压裂等储层改造技术，纳米颗粒吸附法减阻技术不仅具有减阻效果好、有效期长、无污染等特点，并且不会对储层造成永久性伤害。自2007年开始，国内外专家围绕纳米材料制备、水基分散液的研发、纳米材料减阻效果和现场增注工艺等开展了大量的工作，针对纳米颗粒在储层微通道壁面的吸附特征一直是该技术的研究重点之一，但是，目前还没有相应的石油储层微通道内生物纳米颗粒吸附机理表征方法。本文提出的表征方法对生物纳米材料改善油藏开发效果作用机理研究具有重要的指导意义。
发明内容
本发明为解决上述背景技术中所提出的问题，特提供一种石油储层微通道内生物纳米颗粒吸附机理表征方法，先利用扫描电子显微镜研究生物纳米溶液在岩石孔隙中的吸附行为；再对向岩心中注入生物纳米溶液后纳米颗粒的分布位置进行模拟，来描述纳米颗粒微观吸附情况。
实现本发明目的的技术方案为：
一种石油储层微通道内生物纳米颗粒吸附机理表征方法，包括以下步骤：
(1)获取海上油田相同层位的中低渗岩心，使用恒流泵向岩心中注入生物纳米溶液，使得岩心充满生物纳米溶液。
(2)利用扫描电子显微镜得到岩心切片的孔隙和喉道的结构、纳米颗粒在岩石孔喉的吸附特征，选用不同倍数下的电子扫描图片，展示更细化的纳米颗粒吸附行为。
(3)利用Comsol软件达西流动模块与粒子追踪模块中的流体流动颗粒跟踪(fpt)形成双向耦合粒子追踪，对向岩心中注入生物纳米溶液后纳米颗粒的分布位置进行模拟，来描述纳米颗粒微观吸附运移情况。
双向耦合粒子追踪是进行物质来源的追踪，机理数学表达式是将输出点的浓度描述为输入源强度的线性函数，表达式为：
式中：
c0为输出点浓度，用于量化该岩心结构对出口端输出浓度的贡献；
N为输入输出之间的行程路径数，设定的数值范围为3-15，该数值与纳米粒子的运移速度相关，纳米粒子的运移速度通常为0.1-1m/s，运移速度越大，数值设定越大；
T0为输出时间，单位为s，设定的数值范围为2-50，输出时间相当于纳米粒子在岩心中运移的时间，运移时间越长，数值设定越大；
cj为生物纳米颗粒源输入强度，设定的数值范围为0.1-1，与纳米粒子的粒径相关，纳米粒子的粒径通常为30-50nm，粒径越大，设定值越大；
tj为行程路径j的延时，单位为s，设定的数值范围为1-5s，与纳米粒子相互碰撞的时间有关，碰撞的时间一般是1-20s，相互碰撞时间越长，设定值越大；
γj为行程路径j的影响系数，设定的数值范围一般是0.01-0.1，生物纳米颗粒源强度cj和影响系数γj的单位取决于所使用的源模型；与真实模型形状相比误差在5％以内，来修正纳米颗粒吸附时降低的摩阻；
a为双向耦合叠加系数，设定的数值范围一般是0.1-1，通过纳米粒子相互碰撞时产生的能量损耗确定，能量损耗越大，数值设定越小。
利用CAD软件对真实岩心进行刻画，形成可以进行导入的岩心几何模型。与岩心切片经过扫描电子显微镜得到的孔隙和喉道的结构进行对比校正。
在模拟过程中，求解网格均超百万，具有极高的精确度；粒子的速度都由达西速度场提供，本身不具备初速度，在碰到岩石时，被岩石壁面吸附、进行漫反射或者镜反射反弹都具有一定的概率。
求解使用的多孔介质模型为真实岩心铸体薄片进行二值化处理，之后多次使用形态学的腐蚀和膨胀算法，经过多次处理后建立的岩心多孔介质模型十分接近真实岩心。
进一步地，腐蚀和膨胀算法是基于MATLAB软件进行实现，将两种算法进行融合叠加，表达式即3x3&3x3像素的运算：
P＝(P11&P12&P13&P21&P22&P23&P31&P32&P33)&(P11|P12|P13|P21|P22|P23|P31|P32|P33)
式中：P指的是算法中的因子。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
(1)本发明提供了一套综合方法，使生物纳米颗粒吸附机理有效表征成为可能；
(2)本发明利用物理模拟仿真软件以及物模实验，提高了生物纳米颗粒在孔隙中分布描述的精度；
(3)本发明给出了定量化、可操作的技术方法和实施步骤；
(4)本发明提出的方法为其他石油领域创新技术提供了及其有价值的参考。
附图说明
图1是本发明的表征方法流程图。
图2是本发明的部分低渗岩心照片。
图3是本发明的部分中渗岩心照片。
图4是本发明的中渗岩心12000倍下电子扫描孔隙图片。
图5是本发明的低渗岩心2400倍下电子扫描孔隙图片。
图6是本发明的中渗岩心30000倍下电子扫描孔隙图片。
图7是本发明的低渗岩心2400倍下电子扫描孔隙图片。
图8是本发明的中渗岩心求解网格。
图9是本发明的低渗岩心求解网格。
图10是本发明的10mD纳米颗粒分布图(低渗岩心，纳米颗粒反弹概率：50％)。
图11是本发明的30mD纳米颗粒分布图(低渗岩心，纳米颗粒反弹概率：50％)。
图12是本发明的100mD纳米颗粒分布图(中渗岩心，纳米颗粒反弹概率：50％)。
图13是本发明的300mD纳米颗粒分布图(中渗岩心，纳米颗粒反弹概率：50％)。
图14是本发明的10mD压力及流线分布图(低渗岩心，纳米颗粒反弹概率：50％)。
图15是本发明的30mD压力及流线分布图(低渗岩心，纳米颗粒反弹概率：50％)。
图16是本发明的100mD压力及流线分布图(中渗岩心，纳米颗粒反弹概率：50％)。
图17是本发明的300mD压力及流线分布图(中渗岩心，纳米颗粒反弹概率：50％)。
具体实施方式
下面通过具体实施例对本发明作进一步详述，以下实施例只是描述性的，不是限定性的，不能以此限定本发明的保护范围。
本发明提供了一种石油储层微通道内生物纳米颗粒吸附机理表征方法，图1为本表征方法的流程图，该方法包括下列步骤：
步骤(1)
从海上K油田获取了部分相同层位的中低渗岩心，如图2和图3，实验岩心基础数据如下表1所示。将岩心放入岩心夹持器中，旋紧进口与出口，将围压调至2-4MPa并使围压始终大于进口压力至少2MPa，使用恒流泵向岩心中注入生物纳米溶液，使得岩心充满生物纳米溶液。
表1
步骤(2)
利用Quanta250FEG型场发射环境扫描电子显微镜研究生物纳米溶液在岩石孔隙中的吸附行为，根据扫描电子显微镜的图片，我们可以较为清晰地观察到岩心切片的孔隙和喉道的结构、纳米颗粒在岩石孔喉的吸附特征，显示的均为经过生物纳米溶液处理过后的岩心切片，图4中可以观察到岩心切片上部存在大量表面较光滑的块状石英矿物颗粒，直径在1到3μm不等，矿物表面则紧密地吸附了纳米颗粒，而在岩心切片的中下部位，纳米颗粒吸附的数量则更少；图5为岩心中的一处喉道位置，喉道直径约40μm，在几块表面较光滑的矿物颗粒之间存在许多纳米颗粒聚集的情况，占据了喉道处约一半的空间，由此可见利用生物纳米溶液驱替岩石后，纳米颗粒存在堵塞细小喉道的现象；图6、7为单独放大之后的纳米颗粒吸附矿物的情况，可以看到疏水纳米颗粒单层吸附在矿物颗粒的表面。
从扫描电镜中可以看出，纳米颗粒进入储层后，若是低渗储层岩心，会在喉道处形成疏水膜；若是高渗储层岩心纳米颗粒更易吸附到孔道中。在完成吸附后，水流与亲水孔壁的接触面减少，极大地降低了水流阻力。外力作用下，产生了显著的纳米效应的水流速度滑移。整体流速显著提高，水流量相应增加，从而产生了显著的降压增注效果。同时还应当注意到，对于孔喉半径更加细小(通常小于纳米颗粒粒径)的地方，当生物纳米溶液注入地层后，溶液中的纳米颗粒将会难以进入其中，这会造成少量的孔隙喉道处发生堵塞。
步骤(3)
使用comsol软件中的达西流动模块与粒子追踪模块中的流体流动颗粒跟踪(fpt)形成双向耦合粒子追踪，表达式为：
c0为输出点浓度，用于量化该岩心结构对出口端输出浓度的贡献；
N为输入输出之间的行程路径数，设定的数值范围为3-15，该数值与纳米粒子的运移速度相关，纳米粒子的运移速度通常为0.1-1m/s，运移速度越大，数值设定越大；
T0为输出时间，单位为s，设定的数值范围为2-50，输出时间相当于纳米粒子在岩心中运移的时间，运移时间越长，数值设定越大；
cj为生物纳米颗粒源输入强度，设定的数值范围为0.1-1，与纳米粒子的粒径相关，纳米粒子的粒径通常为30-50nm，粒径越大，设定值越大；
tj为行程路径j的延时，单位为s，设定的数值范围为1-5s，与纳米粒子相互碰撞的时间有关，碰撞的时间一般是1-20s，相互碰撞时间越长，设定值越大；
γj为行程路径j的影响系数，设定的数值范围一般是0.01-0.1，生物纳米颗粒源强度cj和影响系数γj的单位取决于所使用的源模型；与真实模型形状相比误差在5％以内，来修正纳米颗粒吸附时降低的摩阻；
a为双向耦合叠加系数，设定的数值范围一般是0.1-1，通过纳米粒子相互碰撞时产生的能量损耗确定，能量损耗越大，数值设定越小。
双向耦合粒子追踪所用的算法是以结束时间T0作为反向开始时间，设定生物纳米颗粒点沿着地层中流体反方向回溯，一直到达源，被追踪的粒子点消失。以岩心2-3为例，结合岩心的物性特征以及结构特征，在Comsol软件中设置输入输出之间的行程路径数N为5，输出时间T0为7s，双向耦合叠加系数a为0.5，其他参数设置如下表：
表2
针对生物纳米颗粒运移不同的行程路径，需要设置不同的生物纳米颗粒源输入强度、行程路径j的影响系数以及行程路径的延时。此处行程路径表示的是岩心内部不同结构所构成的生物纳米颗粒运移通道。利用上述参数，结合表达式，计算出输出点浓度c0为80.31％。
然后导入岩心的几何模型，其中利用形态学的腐蚀和膨胀算法进行处理岩心，表达式的运算为：
对向岩心中注入生物纳米溶液后纳米颗粒的分布位置进行模拟。在模拟过程中，求解网格均超百万，具有极高的精确度；粒子的速度都由达西速度场提供，本身不具备初速度，在碰到岩石时，粒子有50％的概率被岩石壁面吸附，有50％的概率进行漫反射或者镜反射反弹，在反弹的概率中，漫反射与镜面反射概率均为50％。
同时，求解使用的多孔介质模型为真实岩心铸体薄片进行二值化处理，之后多次使用形态学的腐蚀和膨胀算法。经过多次处理后建立的岩心多孔介质模型十分接近真实岩心，表3为求解使用的边界条件。
表3是求解时设置的壁面条件，图8、图9是求解时所使用的的网格，图10、11、12、13为不同渗透率岩心条件下的纳米颗粒的分布位置图，从这些图中可看出中渗岩心更易在岩心的孔道中形成疏水膜；而低渗岩心形成疏水膜的最佳位置为岩心中的喉道位置，主要原因是在这些位置，纳米颗粒会经历多次碰撞与反弹，因此更易形成疏水膜。
图14、15、16、17为多孔介质中的压力场、流线分布图，带箭头的白色线条为流线，可以看到无论在中渗还是低渗岩心都是在喉道处的流线更加密集，代表喉道处的流速更高，纳米颗粒也更易或在早期就吸附在这些地方，同时又降低了这些地方的摩阻；同时在中渗岩心中流线比低渗岩心更加密集，即在同定进出口压力条件下，中渗岩心中流体的流速更加高。
同时，还可从纳米颗粒分布图中看出，在距离注入端越近的地方，生物纳米的吸附量越大，甚至达到各个位置均有吸附；而随着距离注入端的距离增加，可发现无论是低渗还是中渗岩心，吸附力均明显减小，且中渗岩心生物纳米能吸附到的距注入端的最远位置比中渗岩心更远。同时，纳米颗粒每次碰撞孔道壁面的吸附概率影响着纳米颗粒的最大吸附距离，概率越小，就越能影响到远的位置；渗透率与吸附概率有着类似的结论，渗透率越高，纳米颗粒就能吸附到更远的位置，远端的纳米颗粒吸附量也更多。
表3
最后所应说明的是：以上实施例仅用以说明而非限制本发明的技术方案，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应该理解：依然可以对本发明进行修改或者等同替换，而不脱离本发明的精神和范围的任何修改或局部替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (5)
1.一种石油储层微通道内生物纳米颗粒吸附机理表征方法，包括以下步骤：
向海上油田相同层位的中低渗岩心中注入生物纳米溶液；
利用扫描电子显微镜得到岩心切片的孔隙和喉道的结构；
利用双向耦合粒子追踪对纳米颗粒的分布位置进行模拟，描述纳米颗粒微观吸附运移情况，
双向耦合粒子追踪表达式为：
式中：
c0为输出点浓度，用于量化该岩心结构对出口端输出浓度的贡献；
N为输入输出之间的行程路径数，设定的数值范围为3-15，该数值与纳米粒子的运移速度相关，运移速度越大，数值设定越大；
T0为输出时间，单位为s，设定的数值范围为2-50，输出时间相当于纳米粒子在岩心中运移的时间，运移时间越长，数值设定越大；
cj为生物纳米颗粒源输入强度，设定的数值范围为0.1-1，与纳米粒子的粒径相关，纳米粒子粒径越大，设定值越大；
tj为行程路径j的延时，单位为s，设定的数值范围为1-5s，与纳米粒子相互碰撞的时间有关，相互碰撞时间越长，设定值越大；
γj为行程路径j的影响系数，设定的数值范围为0.01-0.1，生物纳米颗粒源强度cj和影响系数γj的单位取决于所使用的源模型；
a为双向耦合叠加系数，设定的数值范围为0.1-1，通过纳米粒子相互碰撞时产生的能量损耗确定，能量损耗越大，数值设定越小。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：利用CAD软件对真实岩心进行刻画，形成可以进行导入的岩心几何模型，与岩心切片经过扫描电子显微镜得到的孔隙和喉道的结构进行对比校正。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：求解使用的多孔介质模型为真实岩心铸体薄片进行二值化处理，之后多次使用形态学的腐蚀和膨胀算法，经过多次处理后建立的岩心多孔介质模型十分接近真实岩心。
4.根据权利要求3方法，其特征在于：所述的腐蚀和膨胀算法，通过MATLAB软件实现，将两种算法进行融合叠加，表达式即3x3&3x3像素的运算：
P＝(P11&P12&P13&P21&P22&P23&P31&P32&P33)&
(P11|P12|P13|P21|P22|P23|P31|P32|P33)
式中：P指的是算法中的因子。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：利用Comsol软件达西流动模块与粒子追踪模块中的流体流动颗粒跟踪形成双向耦合粒子追踪。
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2021
- 2021-09-01 CN CN202111020209.0A patent/CN113887113B/zh active Active
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Also Published As
| Publication number | Publication date |
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| CN113887113B (zh) | 2024-04-30 |
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