CN114200083A - 化学剂驱油全流程物理模拟装置及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种化学剂驱油全流程物理模拟装置及方法，包括：可视化浇筑平板模型，可视化浇筑平板模型上设置有进样孔、采用孔和出样孔；装油活塞容器和装水活塞容器，二者通过阀门组件与进样孔连接；平流泵，用于将装油活塞容器和装水活塞容器中的油或水泵送至可视化浇筑平板模型；取样容器和压力传感器，二者与取样孔连接，用于通过样品分析化学剂在多孔介质中的消耗状况以及监测取样地附近的压力状况；计量容器，计量容器与出样孔连接，用于收集流出的样品。该模型上设置有多个取样、测压点，即能够更好的评价化学剂在多孔介质中吸附滞留等消耗作用，也能够通过测点压力变化评价由砂粒运移而导致弱胶结储层物性变化特征。
Description
技术领域
本发明涉及一种化学剂驱油全流程物理模拟装置及方法，属于石油天然气开发技术领域。
背景技术
弱胶结储层在我国陆地及海上油田分布比较广，其在开发过程中受地质因素及开发因素的影响，会存在不同程度出砂现象。目前多数油田已进入化学驱阶段，化学驱因能够实现大幅度提高波及程度与驱油效率的效果，已成为各类高含水油田三次采油的主要技术。弱胶结储层化学驱过程中，由于化学剂的流变性、黏弹性等特殊物理性质也会增加生产分析、动态预测的复杂性。化学剂驱油物理模拟实验是评价化学剂适用性及其开发效果常用的手段，为油藏的合理、经济、高效开发提供必不可少的基础理论及技术支持。
目前常见的二维驱替模拟实验装置多为形态规则的填砂模型，少量基于人造岩心或天然露头的模型多不能实现驱替过程的可视化，也少有能够实现油藏不同部位流速不同特征的模型。具体缺点表现为以下几点：
(1)化学剂注入过程中，在井底附近会由于高流速而受到强剪切作用，受限于模型形态规则，无法同时模拟近井区域的高流速区域以及井间低流速区域。由于化学剂在不同流动速度下性质有很大差异，如果不同实现化学驱驱替过程中的流速分布的不均衡性，就很难对化学剂的驱油性能进行客观评价。
(2)化学剂在储层内部运移的过程中，会存在吸附、滞留、降解等消耗现象，并且随着在不同储层部位消耗程度也不同。现有化学剂消耗评价方法中多用长岩心模型，较难实现分区域对化学剂消耗进行直观评价
(3)弱胶结砂岩储层开发过程中存在砂粒运移现象，并会及其对物性产生较大影响。现有模拟装置，虽可实现对出砂现象的评价分析，但是难以实现由于防砂措施所带来的液流分布变化特征。
发明内容
针对上述技术问题，本发明提供一种化学剂驱油全流程物理模拟装置及方法，该装置及方法可以更好的对弱胶结储层中的驱油过程进行模拟。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
一种化学剂驱油全流程物理模拟装置，包括：
可视化浇筑平板模型，所述可视化浇筑平板模型上设置有进样孔、采用孔和出样孔；
装油活塞容器和装水活塞容器，二者通过阀门组件与所述进样孔连接；
平流泵，用于将所述装油活塞容器和所述装水活塞容器中的油或水泵送至所述可视化浇筑平板模型；
取样容器和压力传感器，二者与所述取样孔连接，用于通过样品分析化学剂在多孔介质中的消耗状况以及监测取样地附近的压力状况；
计量容器，所述计量容器与所述出样孔连接，用于收集流出的样品。
所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，优选地，所述可视化浇筑平板模型包括岩心以及依次包覆在所述岩心外部的防渗漏涂层和浇筑层。
所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，优选地，所述岩心是利用具有一定粒度比例组成的石英砂颗粒、黏土矿物以及胶结剂，在一定压力下制作出的弱胶结物理模型。
所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，优选地，所述石英砂颗粒包括100目、50目和20目，当模型渗透率为1000mD时，三种粒径石英砂的重量比为1:3:5，所述黏土矿物包括高岭石、绿泥石、蒙脱石以及伊利石，所述胶结剂包括环氧树脂和固化剂，胶结压力为岩心制作过程中的上覆压力，大于5Mpa。
所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，优选地，所述防渗漏涂层是由环氧树脂和固化剂按一定比例混合而成的密封剂均匀涂抹在所述岩心的外表面，待其固化后形成所述防渗漏涂层。
所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，优选地，环氧树脂和固化剂的重量比为5：1，固化剂包括但不局限于乙二胺、脂肪胺、脂环胺、芳香胺等可以使环氧树脂发生固化的药剂。
所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，优选地，所述浇筑层是由环氧树脂和固化剂按一定比例混合而成的浇筑液均匀浇筑在所述防渗漏涂层的外表面，待其固化后形成所述浇筑层。
所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，优选地，组成浇筑层的环氧树脂和固化剂的重量比为10：1，固化剂包括但不局限于乙二胺、脂肪胺、脂环胺、芳香胺等可以使环氧树脂发生固化的药剂。
本发明第二方面提供一种可视化浇筑平板模型的制备方法，包括如下步骤：
根据实际储层注采井间压力分布计算结果，结合随注入化学剂对剪切速度的敏感性分析结果，确定所述可视化浇筑平板模型注采井附近较窄渗流区的宽度范围及长度比例；
结合所要模拟的疏松砂岩胶结程度分析结果，确定模型主体所需的模型胶结物含量；
根据目标储层的渗透率与孔隙度特征，利用具有一定粒度比例组成的石英砂颗粒、黏土矿物并结合胶结剂，在一定压力下制作出岩心；
将所述岩心涂抹防渗漏涂层后用环氧树脂和固化剂进行浇筑，制作出可视化浇筑平板模型。
本发明第三方面提供一种化学剂驱油全流程物理模拟装置的模拟方法，包括如下步骤：
将所述可视化浇筑平板模型抽真空，然后饱和未染色的实验用水，饱和进去的水量即为模型孔隙体积；
利用所述平流泵，通过所述装油活塞容器将含有染色剂的模拟油饱和进所述可视化浇筑平板模型中，饱和油过程中所驱替出水量的多少即为饱和原油量，从而可以计算出原始含油饱和度；
利用所述平流泵，通过所述装水活塞容器将染过色的化学剂对所述可视化浇筑平板模型开展化学驱实验研究；
通过所述计量容器计量采出端的产液、出砂状况，并且每间隔一定时间对测点进行测压及取样。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：
1、本发明采用注采全流程模拟的思路，不仅能够模拟近井地带高流速下强剪切作用及对注入剂及弱胶结砂粒运移的影响规律，同时还能够对地层内部低流速下化学驱油剂在多孔介质中的运移、驱油规律进行模拟，且具有较好的可重复性。
2、本发明的可视化浇筑平板模型上设置有多个取样、测压点，即能够更好的评价化学剂在多孔介质中吸附滞留等消耗作用，也能够通过测点压力变化评价由砂粒运移而导致弱胶结储层物性变化特征。
3、本发明的可视化浇筑平板模型采用胶结剂胶结砂岩模型，表层用环氧树脂浇注，能够对模型内部液流波及范围及动态特征进行实时监测。
附图说明
图1为本发明一实施例提供的注采井间压力分布示意图；
图2为本发明该实施例提供的化学剂驱油全流程物理模拟装置；
图3为本发明该实施例提供的可视化浇筑平板模型；
附图标记：1-平流泵；2-装油活塞容器；3-装水活塞容器；4-管线；5-六通阀；6-阀门；7-压力传感器；8-取样容器；9-可视化浇筑平板模型；10-计量容器；11-浇筑层；12-防渗漏涂层；13-岩心。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面对本发明中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例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。
如图2所示，本发明所提供的化学剂驱油全流程物理模拟装置，包括：
可视化浇筑平板模型9，可视化浇筑平板模型9上设置有进样孔、采用孔和出样孔；
装油活塞容器2和装水活塞容器3，二者通过阀门组件与进样孔连接；
平流泵1，用于将装油活塞容器2和装水活塞容器3中的油或水泵送至可视化浇筑平板模型9；
取样容器8和压力传感器7，二者与取样孔连接，用于通过样品分析化学剂在多孔介质中的消耗状况以及监测取样地附近的压力状况；
计量容器10，计量容器10与出样孔连接，用于收集流出的样品。
如图3所示，可视化浇筑平板模型9包括岩心13以及依次包覆在岩心13外部的防渗漏涂层12和浇筑层13。
如图1、2所示，本发明提供的化学剂驱油全流程物理模拟装置的模拟方法，具体实施方式如下：
第一步：根据实际储层注采井间压力分布计算结果，结合随注入化学剂对剪切速度的敏感性分析结果，确定模型注采井附近较窄渗流区的宽度范围及长度比例。
注采井间压力主要消耗在井底附近，速度一定时，井底附近渗流面积小，渗流阻力大；通过储层中压力梯度的分布规律，确定近井模拟范围：
距离井底不同位置的压力梯度：
上式中，p(r)为近井范围内压力，Mpa；r1与r2分别为注入井井径与距采出井距离；r′1、r′2分别为采出井井径与距注入井距离,m；μ为地层流体粘度；B为地层系数，无单位；C为系数，无单位；k为渗透率，mD；h为厚度,m；q为流量,m3/s；Gradp为Mpa/m；Δp为压差，Mpa；Δr为距离，m。根据化学剂对剪切速度的敏感性，结合距离井底不同位置的压力梯度计算结果，确定近井区域模型的长度。
第二步：结合所要模拟的疏松砂岩胶结程度分析结果，确定模型主体所需的模型胶结物含量。
第三步：根据目的储层的渗透率与孔隙度特征，利用具有一定粒度比例(石英砂颗粒包括100目、50目和20目，当模型渗透率为1000mD时，三种粒径石英砂的重量比为1:3:5)组成的石英砂颗粒、黏土矿物(包括高岭石、绿泥石、蒙脱石以及伊利石)、并且结合胶结剂(胶结剂包括环氧树脂加固化剂)，在一定压力(大于5Mpa)下制作出符合实验要求的弱胶结物理模型岩心13。根据第一步计算结果，在模型注采端附近将多余部分切割。使用由环氧树脂和固化剂按一定比例(例如环氧树脂：固化剂为2:1，固化剂包括但不局限于乙二胺、脂肪胺、脂环胺、芳香胺等可以使环氧树脂发生固化的药剂)混合而成的密封剂均匀涂抹在平板模型外表面，待其完全固化后形成防渗漏涂层12。使用由环氧树脂和固化剂按一定比例(例如环氧树脂：固化剂为10:1，固化剂但不局限于乙二胺、脂肪胺、脂环胺、芳香胺等可以使环氧树脂发生固化的药剂)混合而成的浇筑液均匀浇筑在可视化浇筑平板模型9外，待其固化后形成具有一定厚度(厚度范围1-3cm)，且可承受一定压力(承受压力为0.5Mpa-1Mpa)的浇筑层11，该浇筑层应具有很好的透光性，透过改成可以很清晰的观察岩心状况。在处理好的可视化浇筑平板模型9相应位置钻孔，并连接上阀门6等，以用于流体的注入与采出实验。
第四步：将处理好的可视化浇筑平板模型9抽真空，然后饱和未染色的实验用水，饱和进去的水量即为模型孔隙体积。
第五步：利用平流泵1，通过装油活塞容器2将使用含有染色剂的模拟油饱和进可视化浇筑平板模型9，饱和油过程中所驱替出水量的多少即为饱和原油量，从而可以计算出原始含油饱和度。
第六步：给平流泵1设定一定的速度或压力(速度为0.1mL/min-2mL/min、压力为0.01Mpa-0.5Mpa)，通过装水活塞容器3将使用其它染色剂染过色的化学剂对可视化浇筑平板模型9开展化学驱实验研究。
第七步：通过计量器10计量采出端的产液、出砂状况，以一定的时间间隔T进行取样，通过样品分析化学剂在多孔介质中的消耗状况。监测取样地附近压力状况，通过压力变化规律来判断弱胶结储层物性随驱替实验的变化规律。
本发明将弱胶结储层化学驱油模拟分为近注入井、储层内部以及近生产井三个部分，通过改变模拟过程中不同位置的过流面积，来实现对弱胶结储层化学驱油全过程的模拟。为模拟化学剂注入过程中在井底附近受到强剪切作用，减小模型注入端附近过流面积，在注入端流量一定的情况下，过流面积越小流速越大。弱胶结储层生产过程中出砂现象主要发生在采出端附近，并且近井地带受径向流影响，流速本就很大，才带来砂粒运移。砂粒的启动和运移需要较高的液流速度，为此流量一定的情况下，需要减小模型采出端的过流面积。经过注入井近井地带剪切过的化学剂性质会发生很大程度的变化，剪切后流体在储层内部驱油过程中与未剪切流体效果不同。通过狭窄的注入端剪切后的化学剂能够直接进入模拟储层内部区域的模型中进行驱油实验模拟。化学剂在模型中运移的过程中会被模型内所流经的介质吸附，从而发生浓度损失。在模型上开取样口并连接着三通阀门，阀门一端可用于取样分析化学剂浓度，另一端可用于监测实验过程中模型内部压力场分布特征。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (10)
1.一种化学剂驱油全流程物理模拟装置，其特征在于，包括：
可视化浇筑平板模型(9)，所述可视化浇筑平板模型(9)上设置有进样孔、采用孔和出样孔；
装油活塞容器(2)和装水活塞容器(3)，二者通过阀门组件与所述进样孔连接；
平流泵(1)，用于将所述装油活塞容器(2)和所述装水活塞容器(3)中的油或水泵送至所述可视化浇筑平板模型(9)；
取样容器(8)和压力传感器(7)，二者与所述取样孔连接，用于通过样品分析化学剂在多孔介质中的消耗状况以及监测取样地附近的压力状况；
计量容器(10)，所述计量容器(10)与所述出样孔连接，用于收集流出的样品。
2.根据权利要求1所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，其特征在于，所述可视化浇筑平板模型(9)包括岩心(13)以及依次包覆在所述岩心(13)外部的防渗漏涂层(12)和浇筑层(13)。
3.根据权利要求2所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，其特征在于，所述岩心(13)是利用具有一定粒度比例组成的石英砂颗粒、黏土矿物以及胶结剂，在一定压力下制作出的弱胶结物理模型。
4.根据权利要求3所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，其特征在于，所述石英砂颗粒的粒径包括100目、50目和20目，当模型渗透率为1000mD时，三种粒径石英砂的重量比为1:3:5，所述黏土矿物包括高岭石、绿泥石、蒙脱石以及伊利石，所述胶结剂包括环氧树脂和固化剂，胶结压力为岩心制作过程中的上覆压力，大于5Mpa。
5.根据权利要求2所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，其特征在于，所述防渗漏涂层(12)是由环氧树脂和固化剂按一定比例混合而成的密封剂均匀涂抹在所述岩心(13)的外表面，待其固化后形成所述防渗漏涂层(12)。
6.根据权利要求5所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，其特征在于，环氧树脂和固化剂的重量比为2：1，固化剂包括乙二胺、脂肪胺、脂环胺和芳香胺。
7.根据权利要求2所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，其特征在于，所述浇筑层(11)是由环氧树脂和固化剂按一定比例混合而成的浇筑液均匀浇筑在所述防渗漏涂层(12)的外表面，待其固化后形成所述浇筑层(11)。
8.根据权利要求7所述的化学剂驱油全流程物理模拟装置，其特征在于，环氧树脂和固化剂的重量比为10：1，固化剂包括乙二胺、脂肪胺、脂环胺和芳香胺。
9.一种可视化浇筑平板模型的制备方法，其特征在于，包括如下步骤：
根据实际储层注采井间压力分布计算结果，结合随注入化学剂对剪切速度的敏感性分析结果，确定所述可视化浇筑平板模型(9)注采井附近较窄渗流区的宽度范围及长度比例；
结合所要模拟的疏松砂岩胶结程度分析结果，确定模型主体所需的模型胶结物含量；
根据目标储层的渗透率与孔隙度特征，利用具有一定粒度比例组成的石英砂颗粒、黏土矿物并结合胶结剂，在一定压力下制作出岩心(13)；
将所述岩心(13)涂抹防渗漏涂层(12)后用环氧树脂和固化剂进行浇筑，制作出所述可视化浇筑平板模型(9)。
10.一种基于权利要求1-8任意一项所述化学剂驱油全流程物理模拟装置的模拟方法，其特征在于，包括如下步骤：
将所述可视化浇筑平板模型(9)抽真空，然后饱和未染色的实验用水，饱和进去的水量即为模型孔隙体积；
利用所述平流泵(1)，通过所述装油活塞容器(2)将含有染色剂的模拟油饱和进所述可视化浇筑平板模型(9)中，饱和油过程中所驱替出水量的多少即为饱和原油量，从而可以计算出原始含油饱和度；
利用所述平流泵(1)，通过所述装水活塞容器(3)将染过色的化学剂对所述可视化浇筑平板模型(9)开展化学驱实验研究；
通过所述计量容器(10)计量采出端的产液、出砂状况，并且每间隔一定时间对测点进行测压及取样。
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