CN114324073B - 多孔介质驱油体系筛选方法及应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种多孔介质驱油体系筛选方法及其应用，所述方法包括如下步骤：1)配制待测复合体系；2)岩心抽真空后饱和水，使岩心充分被水润湿并整体达到实验温度；3)分管线同时向岩心注入原油与地层水q PV，按预定时间间隔记录注入过程中的压力值；4)分管线同时向岩心注入原油与待测型复合体系n PV，按预定时间间隔记录注入过程中的压力值；5)分管线同时向岩心注入原油与与地层水m PV，按预定时间间隔记录注入过程中的压力值。与现有岩心驱油实验方法筛选驱油体系技术相比，该方法具有经济性与操作性优势。
Description
技术领域
本发明涉及多孔介质驱油体系筛选方法及应用。
背景技术
在目前的化学驱中，具有较低张力的驱油体系易于与原油组分在外力作用下生成乳状液。高粘度的乳状液既调节了地层流体间的流度比，又为剩余油的剥落和油滴的聚并起到促进作用，同时乳状液对乳化聚并形成的富油带也起到活塞推进的作用。室内实验和矿场试验均表明，乳化对提高化学驱的驱油效果十分有利(Bryan J,Kantzas A.Journalof Canadian Petroleum Technology,2009,48(02):37-46.)。因此，对于化学驱中乳状液渗流规律的研究与合理利用，对于体系优化以提高采收率有着重要的意义。
目前筛选具有提高采收率体系的方法主要包括：岩心驱油实验方法筛选驱油体系技术、可视化模型渗流方法筛选驱油体系技术和油-复合体系岩心同注实验方法筛选驱油体系技术等。对于岩心驱油实验方法筛选驱油体系技术，CN105403557A、张晓冉等(油田化学,2017,34(02):312-317)通常使用30cm以上岩心，饱和水并饱和油后进行水驱+0.3PV复合体系段塞+0.2PV聚合物保护段塞+后续水驱，记录驱油过程中的压力、含水率和采收率。这种方法最能够综合的评价包括驱油体系乳化渗流能力在内的几乎所有因素对提高采收率的影响。但是，由于驱油实验中影响乳状液运移的干扰因素过多，标准驱油体系注入段塞较小，岩心内乳状液分布不均一，油水比持续动态变化，采出端有概率无法见到乳状液，导致在驱油过程中是否有效生成乳状液，生成的乳状液是否严重滞留，表面活性剂是否在岩心孔壁上大量吸附等结果无法区分。另外，大批量利用30cm以上长度岩心进行驱油实验成本相对较高。
对于可视化模型渗流方法筛选驱油体系技术，王凤琴等(石油勘探与开发,2006(02):221-224.)、黄斌(变渗流阻力体系驱油提高采收率实验研究,2013)等主要利用具有类似岩心孔喉结构的可视化模型，观测乳状液在模型中渗流的形态与油水分布等直观可视结果。该方法对乳状液过孔喉过程、剩余油的驱替与分布等问题的研究有着直观的解释。但是可视化模型的材料、孔喉的结构与尺寸依旧与真实地层多孔介质有一定差距，相关理论结果与岩心驱油结果联系程度偏低。
对于油-复合体系岩心同注实验方法筛选驱油体系技术，赵清民(油气地质与采收率，2011,18(01):41-43)、葛际江(科学技术与工程,2015,15(26):165-170)等通过利用多种规格的岩心，向岩心中大PV数同时注入油-复合体系以生成乳状液，主要测量油-复合体系同住阶段的注入压力，并对采出液理化性质进行测量，联合岩心生成的乳状液孔喉匹配关系与驱油实验结果指导筛选驱油体系。该方法基于孔喉匹配理论，该理论通常的将乳状液简化为具有可测量平均粒径的理想单一类型乳状液，较少考虑乳状液孔喉“匹配”后的滞留状况，几乎不考虑乳状液在渗流过程中发生的反相状态。
由此可见，复合体系在岩心中的渗流规律与提高采收率作用已有大量研究，但是影响乳状液渗流规律的因素繁多且复杂，相关理论与实验方法并不完善且缺乏普适性，致使驱油用复合体系的有效筛选受到极大限制。因此，发明一种驱油用复合体系筛选方法，能够解决室内评价实验无法准确的模拟真实的地层条件的问题，使驱油体系乳状液在评价过程中处于实际地层级别的多孔介质当中，并解决复合体系乳状液渗流规律的影响因素过于复杂导致难以有效筛选驱油体系的问题，同时具备较低的实验成本，对于更加高效的筛选具有较强提高采收率能力的二元、三元复合驱油体系具有重要价值，同时有益于理解和丰富复合体系乳状液运移、滞留、相转变和驱油效果之间的联系机理。
发明内容
为了至少部分地解决现有技术中存在的缺陷和弊端，作出本发明。
作为本发明一个方面，涉及一种多孔介质驱油体系筛选方法，包括如下步骤：
1)配制待测复合体系；
2)岩心抽真空后饱和水，使岩心充分被水润湿并整体达到实验温度；
3)分管线同时向岩心注入原油与地层水q PV，按预定时间间隔记录注入过程中的压力值；
4)分管线同时向岩心注入原油与待测型复合体系n PV，按预定时间间隔记录注入过程中的压力值；
5)分管线同时向岩心注入原油与与地层水m PV，按预定时间间隔记录注入过程中的压力值。
在一具体实施例中，步骤3)具体为：分管线同时向岩心注入原油与地层水1.5PV，油水体积比为1：1，注入速度为0.3mL/min，每间隔5分钟记录注入过程中的压力值。
在一具体实施例中，步骤4)具体为：分管线同时向短贝雷岩心注入原油与待测复合体系10PV，原油与待测复合体系的体积比为1：1，注入速度为0.3mL/min，每间隔5分钟记录注入过程中的压力值。
在一具体实施例中，步骤5)具体为：分管线同时向短贝雷岩心注入原油与与地层水3PV，原油与地层水的体积比为1：1，注入速度为0.3mL/min，每间隔5分钟记录注入过程中的压力值。
在一具体实施例中，上述多孔介质驱油体系筛选方法还包括如下步骤：
6)在步骤4)及步骤5)中，每合计注入1PV，对采出液进行光学显微镜观察。
在一具体实施例中，上述多孔介质驱油体系筛选方法还包括如下步骤：
7)步骤4)的注入体积达到δPV(δ<10)，对采出液进行表观粘度测量。在一具体实施例中，上述多孔介质驱油体系筛选方法还包括如下步骤：
8)步骤4)的注入体积达到εPV(ε<10)，对采出液进行背散射光强度测量。
在一具体实施例中，上述多孔介质驱油体系筛选方法还包括如下步骤：
9)取步骤3)中总注入量1PV和1.5PV时的压力值做平均值，记为P#，步骤4)和步骤5)中记录的注入过程不同时间间隔记录的压力值计为Pi，注入过程中的渗流阻力值按Ri＝Pi/P#计算。
在一具体实施例中，上述多孔介质驱油体系筛选方法还包括如下步骤：
10)对待测符合体系和参照复合体系分别测定渗流阻力值后，以PV数为横坐标，渗流阻力为纵坐标，作图。
作为本发明的另一个方面，涉及权上述多孔介质驱油体系筛选方法在多孔介质驱油体系筛选中的应用。
本发明至少实现了以下有益效果：
(一)与现有可视化模型渗流方法筛选驱油体系技术相比，该创新成果能够在更加真实的更加接近实际地层状态下的多孔介质条件下考察乳状液运移、滞留状态，获得数据能更准确的指导筛选驱油体系。
(二)与现有油-复合体系岩心同注实验方法筛选驱油体系相比，该创新成果基于更加先进的乳状液渗流与提高采收率理论，能够将乳状液运移、滞留过程中相转变因素囊括在测试过程中，将乳状液滞留的重要性提升并整合在筛选方法中，在实验变量可控、结果易于分析状态下更全面的考虑了乳状液渗流中的重要影响因素。
(三)与现有岩心驱油实验方法筛选驱油体系技术相比，该创新成果具有经济性与操作性优势，渗流用短岩心费用为30cm长岩心1/6，并能有效减少30cm长岩心驱油实验数量，且操作难度易于或接近30cm长岩心驱油实验。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为短岩心内不同体系渗流阻力的示意图；
图2为同体系化学驱阶段提高采收率幅度的示意图。
具体实施方式
在本公开的启示下，本领域技术人员可以参考标准SY/T 6424-2014来实现本发明的实施例。
本实施例中所用到的复合体系：
①型复合体系：以大庆油田地层水配制，含十八烷基甜菜碱浓度为0.3wt％，水溶液粘度由分子量1200-1600万的HPAM调节为40mPa.s的复合体系。
②型复合体系：以大庆油田地层水配制，含十八烷基甜菜碱浓度为0.15wt％，含二十烷基苯磺酸钠浓度为0.15wt％，水溶液粘度由分子量1200-1600万的HPAM调节为40mPa.s的复合体系。
③型复合体系：以大庆油田地层水配制，含NaCl浓度为1.2wt％，含二十烷基苯磺酸钠浓度为0.3wt％，水溶液粘度由分子量1200-1600万的HPAM调节为40mPa.s的复合体系。
弱碱三元体系：以大庆油田地层水配制，含Na2CO3浓度为1.2wt％，含石油磺酸盐浓度为0.3wt％，水溶液粘度由分子量1200-1600万的HPAM调节为40mPa.s的复合体系。
(一)待测①型复合体系短岩心生成乳状液渗流实验测试方法
1)取①型复合体系待测；
2)选取水测渗透率300mD、外观尺寸为5×φ2.5cm短贝雷岩心作为多孔介质的代表，抽真空后饱和大庆油田地层水，放置45℃恒温箱3小时，使岩心充分被水润湿并整体达到45℃；
3)分管线同时向短贝雷岩心注入原油与地层水1.5PV，油水体积比为1:1，注入速度为0.3mL/min，每间隔5分钟记录注入过程中的压力值；
4)分管线同时向短贝雷岩心注入原油与①型复合体系10PV，原油与①型复合体系的体积比为1:1，注入速度为0.3mL/min，每间隔5分钟记录注入过程中的压力值；
5)分管线同时向短贝雷岩心注入原油与与地层水3PV，原油与地层水的体积比为1:1，注入速度为0.3mL/min，每间隔5分钟记录注入过程中的压力值；
可选地，进行下列6)到8)步骤：
6)在步骤4)及步骤5)中，每合计注入1PV，对采出液进行光学显微镜观察，结果显示：在同时向短贝雷岩心注入原油与①型复合体系过程中，短贝雷岩心采出端逐渐出现水外相乳状液，液滴粒径很小，在后续同时向短贝雷岩心注入原油与与地层水过程中，短贝雷岩心采出端继续并持续出现水外相乳状液，液滴粒径很小，没有发生反相；
7)步骤4)的注入体积达到δPV(δ<10)，对采出液进行表观粘度测量，结果显示：采出液在乳状液影响下粘度远高于①型复合体系水溶液粘度，达到193.3mPa；
8)步骤4)的注入体积达到εPV(ε<10)，对采出液进行背散射光强度测量，结果显示：由背散射光强相对变化程度得出的TSI值为1.02；
9)取步骤3)中总注入量1PV和1.5PV时的压力值做平均值，记为P#，步骤4)和步骤5)中记录的注入过程不同时间间隔记录的压力值计为Pi，则注入过程中渗流阻力Ri＝Pi/P#；
(二)选取待测②型、③型复合体系和作为较高采收率对比体系的弱碱三元体系，进行与(一)类似的步骤，获得对应渗流阻力；
(三)弱碱三元体系基线比对筛选方法
1)根据弱碱三元体系渗流阻力，以PV数为横坐标，渗流阻力为纵坐标，作图，如图1所示，则该曲线作为对比基线；
3)根据待测的①型、②型、③型复合体系渗流阻力，以PV数为横坐标，渗流阻力为纵坐标，作于图1内；
4)观察步骤4)和步骤5)的渗流阻力曲线：
待测①型体系和弱碱三元体系相比，采出端乳状液液滴粒径很小，采出液粘度很高，间接说明待测①型体系原位生成乳状液运移能力很差；另外，采出端乳状液没有发生相转变，以TSI表示的采出端乳状液稳定性很高，间接说明待测①型体系乳状液滞留程度很高；更重要地，渗流阻力曲线形状不相似，且各处渗流阻力数值显著高于弱碱三元体系各处渗流阻力数值，直接说明待测①型体系原位生成乳状液运移能力很差，乳状液滞留程度很高，则预测待测①型体系采收率显著低于弱碱三元体系；
待测②型体系和弱碱三元体系相比，采出端乳状液液滴粒径较小，采出液粘度较高，间接说明待测②型体系原位生成乳状液运移能力较差；另外，采出端乳状液没有发生相转变，以TSI表示的采出端乳状液稳定性较高，间接说明待测②型体系乳状液滞留程度较高；更重要地，渗流阻力曲线形状相似，但各处渗流阻力数值显著高于弱碱三元体系各处渗流阻力数值，直接说明待测②型体系原位生成乳状液运移能力较差，乳状液滞留程度较高，则预测待测②型体系采收率低于弱碱三元体系但高于待测①型体系；
待测③型体系和弱碱三元体系相比，采出端乳状液液滴粒径略小，采出液粘度相近，间接说明待测③型体系原位生成乳状液运移能力较强；另外，采出端乳状液发生了相转变，以TSI表示的采出端乳状液稳定性相近，间接说明待测③型体系乳状液滞留程度较低；更重要地，渗流阻力曲线形状相似，且各处渗流阻力数值与弱碱三元体系各处渗流阻力数值相近，直接说明待测③型体系原位生成乳状液运移能力较强，乳状液滞留程度较低，则预测待测③型体系采收率接近弱碱三元体系。
(四)提高采收率能力的验证
使用与短岩心实验中相同的油水、待测①型、②型、③型复合体系和弱碱三元体系，进行驱油实验，具体步骤如下：
1)30×4.5×4.5cm岩心抽真空饱和水，测量孔隙体积；
2)将岩心置于45℃恒温箱中加热15小时；
3)岩心饱和原油，饱和后将岩心置于45℃恒温箱中加热20小时；
4)水驱油至出口含水率达98％时结束；
5)注入0.3PV相应体系+0.2PV聚合物保护段塞40mPa·s，后续水驱至出口含水率达98％时结束，计算采收率如图2所示。
①型复合体系、②型复合体系、③型复合体系和弱碱三元体系在短岩心渗流过程中都有效产生了乳状液，且4种体系乳状液相行为、粒径、粘度和稳定性具有各自特点，这些性质综合影响了乳状液运移能力和滞留能力，并根据乳状液运移能力和滞留能力预测了4种体系提高采收率幅度。根据图2，体系提高采收率幅度由小到大排名为①型复合体系<②型复合体系<③型复合体系<弱碱三元体系，这与根据图1乳状液运移能力和滞留能力所得出的提高采收率预测结果相符。显然，这证明了基于乳化运移能力的多孔介质驱油体系测试方法定性预测提高采收率采收率结果的成功，并且保证了评价实验处于地层条件，使驱油体系乳状液在评价过程中处于实际地层级别的多孔介质当中，这样既可以研究多孔介质生成乳状液的相行为、粒径大小、表观粘度和稳定性，分析乳状液在多孔介质内运移与滞留的影响因素，又可以将乳状液多重理化性质模糊化，解决复合体系乳状液渗流规律的影响因素过于复杂导致难以有效筛选驱油体系的问题，利用方法对提高采收率趋势预测能够有效减少驱油实验次数，降低了驱油体系筛选成本。
以上所述实施例仅是为充分说明本发明而所举的较佳的实施例，本发明的保护范围不限于此。本技术领域的技术人员在本发明基础上所作的等同替代或变换，均在本发明的保护范围之内。本发明的保护范围以权利要求书为准。
Claims (7)
1.一种多孔介质驱油体系筛选方法，其特征在于，包括如下步骤：
1）配制待测复合体系；
2）岩心抽真空后饱和水，使岩心充分被水润湿并整体达到实验温度；
3）分管线同时向岩心注入原油与地层水q PV，按预定时间间隔记录注入过程中的压力值；
4）分管线同时向岩心注入原油与待测型复合体系n PV，按预定时间间隔记录注入过程中的压力值；
5）分管线同时向岩心注入原油与地层水m PV，按预定时间间隔记录注入过程中的压力值；
其中，
所述步骤3）中，分管线同时向岩心注入原油与地层水1.5 PV，油水体积比为1：1，注入速度为0.3mL/min，每间隔5分钟记录注入过程中的压力值；
所述步骤4）中，分管线同时向短贝雷岩心注入原油与待测复合体系10 PV，原油与待测复合体系的体积比为1：1，注入速度为0.3mL/min，每间隔5分钟记录注入过程中的压力值；
所述步骤5）中，分管线同时向短贝雷岩心注入原油与地层水3 PV，原油与地层水的体积比为1：1，注入速度为0.3mL/min，每间隔5分钟记录注入过程中的压力值。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括如下步骤：
6）在步骤4）及步骤5）中，每合计注入1PV，对采出液进行光学显微镜观察。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括如下步骤：
7）步骤4）的注入体积达到δ PV（δ<10），对采出液进行表观粘度测量。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括如下步骤：
8）步骤4）的注入体积达到ε PV（ε<10），对采出液进行背散射光强度测量。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括如下步骤：
9）取步骤3）中总注入量1PV和1.5PV时的压力值做平均值，记为P#，步骤4）和步骤5）中记录的注入过程不同时间间隔记录的压力值计为Pi，注入过程中的渗流阻力值按Ri=Pi /P#计算。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，还包括如下步骤：
10）对待测符合体系和参照复合体系分别测定渗流阻力值后，以PV数为横坐标，渗流阻力为纵坐标，作图。
7.一种权利要求1～6中任一项所述方法在多孔介质驱油体系筛选中的应用。
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