CN114427997B - 缝洞岩心模型的制作方法及模型、水驱油实验方法 - Google Patents
缝洞岩心模型的制作方法及模型、水驱油实验方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114427997B CN114427997B CN202011024641.2A CN202011024641A CN114427997B CN 114427997 B CN114427997 B CN 114427997B CN 202011024641 A CN202011024641 A CN 202011024641A CN 114427997 B CN114427997 B CN 114427997B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracture
- core
- cavity
- filling
- water
- 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
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 106
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000005530 etching Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 42
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 26
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 25
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 25
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 22
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 18
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 14
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 12
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 11
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical group O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 6
- -1 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 claims description 6
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 claims description 6
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 claims description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 4
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 4
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims description 4
- 229920001903 high density polyethylene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 claims 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 10
- 238000011160 research Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 4
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/28—Preparing specimens for investigation including physical details of (bio-)chemical methods covered elsewhere, e.g. G01N33/50, C12Q
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N13/00—Investigating surface or boundary effects, e.g. wetting power; Investigating diffusion effects; Analysing materials by determining surface, boundary, or diffusion effects
- G01N13/04—Investigating osmotic effects
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/088—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry
- G01N15/0893—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry by measuring weight or volume of sorbed fluid, e.g. B.E.T. method
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Instructional Devices (AREA)
Abstract
本发明公开了一种缝洞岩心模型的制作方法及模型、水驱油实验方法，包括如下步骤：1)获取目标缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞特征及缝洞中填充介质的特征，并选取钻取的全直径岩心；2)对全直径岩心进行洗油，测量全直径岩心的气测渗透率，之后将全直径岩心沿轴向对半剖分；3)在全直径岩心的两侧断面上，依照目标缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞特征依据相似准则刻蚀裂缝溶洞网络；4)在裂缝溶洞网络中按照填充介质的特征，将对应的填充介质置于裂缝溶洞网络中；5)将对半剖分的全直径岩心相对合并密封连接，以形成包含填充介质的缝洞岩心模型。本发明真实地反映了缝洞型碳酸盐岩油藏特征，并能够探究填充介质及填充程度对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油的影响。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，更具体地，涉及一种缝洞岩心模型的制作方法及模型、水驱油实验方法。
背景技术
缝洞型碳酸盐岩油藏构造复杂，主要储集空间有大型洞穴、溶蚀孔洞和裂缝，且分布不连续，储层非均质性强，油水关系复杂。在实际油藏注水开发过程，存在含水上升速度快，含水率较高，采收率较低，剩余油较多等问题。针对这些问题，需要从根本上去研究问题产生的原因，进而提出相应的调整方案，改善缝洞型碳酸盐岩油藏开发状况。缝洞型碳酸盐岩油藏储层特征及流体在储层中的渗流规律作为研究该类油藏开发的基础，制作与其储层特征相近的岩心模型，并通过实验研究流体在岩心模型中的渗流规律，进而能够将研究成果应用于该类油藏开发，提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率，因此缝洞型碳酸盐岩油藏岩心模型的制作对研究流体在缝洞型碳酸盐岩油藏中的渗流规律尤为关键。
目前采用的模型均存在着一些问题：①有机玻璃刻蚀模型方面，有机玻璃性质与真实岩心性质(例如润湿性等)相差较大，不能够真实反映油藏真实状况；②小型平面模型方面，小型平面模型多是二维模型，通常将裂缝处理为狭长孔道，忽略了垂向裂缝，导致流动规律表征出现偏差；③缝洞独立单元模型方面，未充分考虑充填介质及充填程度(缝洞型油藏裂缝内的充填一般以搬运充填和方解石充填为主，且搬运充填物多为岩石颗粒；溶洞的充填方式包括垮塌充填、化学充填及搬运充填，大多呈充填或半充填状态)，无法真实反映缝洞型油藏特征。综上，使用上述模型研究流体渗流规律与实际会存在较大偏差，研究结果无法真实地反映流体在缝洞型碳酸盐岩油藏渗流规律。
因此期待研发一种缝洞岩心模型的制作方法及模型、水驱油实验方法，以真实地反映缝洞型碳酸盐岩油藏特征，同时能够探究填充介质及填充程度对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油的影响，以获得缝洞型碳酸盐岩油藏水驱过程中流体渗流规律，以提高该类油藏的水驱采收率。
发明内容
本发明的目的是提供一种缝洞岩心模型的制作方法及模型、水驱油实验方法，真实地反映缝洞型碳酸盐岩油藏特征，并探究填充介质及填充程度对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油的影响。
为了实现上述目的，本发明提供一种缝洞岩心模型的制作方法，所述方法包括如下步骤：
1)获取目标缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞特征及缝洞中填充介质的特征，并选取钻取的全直径岩心；
2)对所述全直径岩心进行洗油，测量所述全直径岩心的气测渗透率，之后将所述全直径岩心沿轴向对半剖分；
3)在所述全直径岩心的两侧断面上，依照所述目标缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞特征依据相似准则刻蚀裂缝溶洞网络；
4)在所述裂缝溶洞网络中按照所述填充介质的特征，将对应的填充介质置于所述裂缝溶洞网络中；
5)将对半剖分的所述全直径岩心相对合并密封连接，以形成包含所述填充介质的缝洞岩心模型。
可选地，所述目标缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞特征包括裂缝和孔洞的大小、位置、走向、深度，所述填充介质的特征包括填充介质的种类及填充程度。
可选地，在所述步骤3)中，所述全直径岩心的两侧断面上刻蚀的裂缝溶洞网络相互对称。
可选地，在所述步骤5)中，用聚四氟乙烯塑料衬垫将对半剖分的所述全直径岩心密封连接。
本发明还提供一种缝洞岩心模型，利用上述的方法制得，包括：
岩心本体，所述岩心本体包括两个横截面为半圆形的柱体，所述两个横截面为半圆形的柱体相互贴合呈圆柱状；
所述两个横截面为半圆形的柱体的相互贴合的端面上分别刻蚀有裂缝溶洞网络，所述裂缝溶洞网络中设有填充介质，两个所述横截面为半圆形的柱体上的所述裂缝溶洞网络相对应。
可选地，所述填充介质为石英砂或基质碎屑。
本发明还提供一种岩心水驱油实验方法，利用一种岩心水驱油实验装置，所述岩心水驱油实验装置包括：恒温箱、岩心夹持器、储油装置、储水装置及围压装置；所述岩心夹持器设置于所述恒温箱中，用于容纳岩心物理模型；所述储油装置和所述储水装置设置于所述恒温箱中，且分别连接于所述岩心夹持器的进液口，分别用于向所述岩心夹持器中注入模拟原油、注入模拟地层水；所述围压装置连接于所述岩心夹持器，用于为所述岩心夹持器中的岩心物理模型施加围压，所述方法包括如下步骤：
1)制作多个上述的缝洞岩心模型，所述多个缝洞岩心模型体积相同，但其中的填充介质的种类或填充程度不同；
2)选择一个缝洞岩心模型，将所述缝洞岩心模型烘干称其干重；
3)将所述缝洞岩心模型放置于所述岩心夹持器中，并抽成真空，之后利用所述储水装置向所述缝洞岩心模型中注入模拟地层水至饱和，并称其湿重，以计算所述缝洞岩心模型的孔隙体积；
4)再将所述缝洞岩心模型放置于所述岩心夹持器中，并将所述岩心夹持器中的水排空，之后将所述恒温箱的温度设置为目标地层的温度，利用围压装置向所述缝洞岩心模型施加围压；
5)利用储油装置向所述岩心夹持器中注入模拟原油进行驱替，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率小于第一预设值，停止注入模拟原油，并静置预设时长；
6)利用储水装置向所述岩心夹持器中注入模拟地层水进行驱替，并实时监测所述缝洞岩心模型中模拟原油的体积变化，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率大于第二预设值，停止注入模拟地层水；
7)重复步骤2)-6)，直到对多个缝洞岩心模型均完成驱替，对比不同填充介质的种类或填充程度对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油的采收率的影响。
可选地，所述步骤1)中，所述多个缝洞岩心模型中的填充介质分别为基质碎屑及不同粒径的石英砂。
可选地，所述步骤1)中，所述填充程度包括25％、50％、75％、100％。
可选地，所述步骤5)包括：
5.1)利用储油装置向所述岩心夹持器中缓慢注入模拟原油进行驱替，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率＜2％；
5.2)提高向所述岩心夹持器中注入模拟原油的速度，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率为0后，停止注入模拟原油，并静置预设时长。
本发明的有益效果在于：本发明的缝洞岩心模型能够真实反映缝洞型碳酸盐岩油藏特征，本发明同时给出了利用缝洞岩心模型的水驱油实验方法，以研究缝洞型碳酸盐岩油藏水驱过程中流体渗流规律，分析不同填充介质及填充程度对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱的影响，为缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发提供理论参考。
本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
通过结合附图对本发明示例性实施方式进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施方式中，相同的参考标号通常代表相同部件。
图1为缝洞岩心模型的制作方法的流程图。
图2示出了根据本发明的一个实施例的岩心水驱油实验装置的示意图。
图3示出了不同物理实验模型水驱油实验结果曲线图。
图4示出了不同填充介质的缝洞岩心模型的水驱油实验结果曲线图。
图5示出了不同填充程度的缝洞岩心模型的驱油实验结果曲线图。
附图标记说明
1、2、3、4、5、6、7、8均为阀门；
9、驱油泵；10、油罐；11、第一压力表；12、驱水泵；13、水罐；14、第二压力表；15、岩心夹持器；16、量筒；17、第三压力表；18、围压泵；19、恒温箱。
具体实施方式
下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
在本发明的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“长度”、“宽度”、“厚度”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”“内”、“外”、“顺时针”、“逆时针”、“轴向”、“径向”、“周向”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
本发明公开了一种缝洞岩心模型的制作方法，方法包括如下步骤：
1)获取目标缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞特征及缝洞中填充介质的特征，并选取钻取的全直径岩心；
2)对全直径岩心进行洗油，测量全直径岩心的气测渗透率，之后将全直径岩心沿轴向对半剖分；
3)在全直径岩心的两侧断面上，依照目标缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞特征依据相似准则刻蚀裂缝溶洞网络；
4)在裂缝溶洞网络中按照填充介质的特征，将对应的填充介质置于裂缝溶洞网络中；
5)将对半剖分的全直径岩心相对合并密封连接，以形成包含填充介质的缝洞岩心模型。
具体地，通过本方法制得的缝洞岩心模型能够真实的反应缝洞型碳酸盐岩油藏特征。
作为可选方案，目标缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞特征包括裂缝和孔洞的大小、位置、走向、深度，填充介质的特征包括填充介质的种类及填充程度。
具体地，采用本方法制得的缝洞岩心模型即为目标缝洞型碳酸盐岩油藏的微缩模型，其中裂缝和孔洞的大小、深度均按照比例缩小，位置、走向均与目标缝洞型碳酸盐岩油藏相对应，且填充介质和填充程度与目标缝洞型碳酸盐岩油藏相同。
作为可选方案，在步骤3)中，全直径岩心的两侧断面上刻蚀的裂缝溶洞网络相互对称。
具体地，两侧断面上刻蚀的裂缝溶洞网络相互对称，合并起来时即形成完整的缝洞岩心模型。
作为可选方案，在步骤5)中，用聚四氟乙烯塑料衬垫将对半剖分的全直径岩心密封连接。
具体地，聚四氟乙烯塑料衬垫不渗透、耐高温、耐油，适合作为本发明的模型的粘接材料；但本发明的粘接材料并不仅限于聚四氟乙烯塑料衬垫，也可以采用其他符合实验要求的材料粘接。
本发明还公开一种缝洞岩心模型，利用上述的方法制得，包括：
岩心本体，岩心本体包括两个横截面为半圆形的柱体，两个横截面为半圆形的柱体相互贴合呈圆柱状；
两个横截面为半圆形的柱体的相互贴合的端面上分别刻蚀有裂缝溶洞网络，裂缝溶洞网络中设有填充介质，两个横截面为半圆形的柱体上的裂缝溶洞网络相对应。
具体地，本发明的缝洞岩心模型与目标缝洞型碳酸盐岩油藏的裂缝溶洞网络及其中的填充介质相同，能够真实反映目标油藏的特征。
作为可选方案，填充介质为石英砂或基质碎屑。
具体地，填充介质的粒径大小与目标缝洞型碳酸盐岩油藏中的填充介质相对应。
本发明还公开一种岩心水驱油实验方法，利用一种岩心水驱油实验装置，岩心水驱油实验装置包括：恒温箱、岩心夹持器、储油装置、储水装置及围压装置；岩心夹持器设置于恒温箱中，用于容纳岩心物理模型；储油装置和储水装置设置于恒温箱中，且分别连接于岩心夹持器的进液口，分别用于向岩心夹持器中注入模拟原油、注入模拟地层水；围压装置连接于岩心夹持器，用于为岩心夹持器中的岩心物理模型施加围压，方法包括如下步骤：
1)制作多个上述的缝洞岩心模型，多个缝洞岩心模型体积相同，但其中的填充介质的种类或填充程度不同；
2)选择一个缝洞岩心模型，将缝洞岩心模型烘干称其干重；
3)将缝洞岩心模型放置于岩心夹持器中，并抽成真空，之后利用储水装置向缝洞岩心模型中注入模拟地层水至饱和，并称其湿重，以计算缝洞岩心模型的孔隙体积；
4)再将缝洞岩心模型放置于岩心夹持器中，并将岩心夹持器中的水排空，之后将恒温箱的温度设置为目标地层的温度，利用围压装置向缝洞岩心模型施加围压；
5)利用储油装置向岩心夹持器中注入模拟原油进行驱替，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率小于第一预设值，停止注入模拟原油，并静置预设时长；
6)利用储水装置向岩心夹持器中注入模拟地层水进行驱替，并实时监测缝洞岩心模型中模拟原油的体积变化，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率大于第二预设值，停止注入模拟地层水；
7)重复步骤2)-6)，直到对多个缝洞岩心模型均完成驱替，对比不同填充介质的种类或填充程度对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油的采收率的影响。
具体地，利用本方法进行水驱油实验，能够获得缝洞型碳酸盐岩油藏水驱过程中流体渗流规律，能够获得不同填充介质及填充程度对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱的影响，为缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发提供理论参考。
作为可选方案，步骤1)中，多个缝洞岩心模型中的填充介质分别为基质碎屑及不同粒径的石英砂。
具体地，填充介质的种类可以根据目标缝洞型碳酸盐岩油藏中的填充介质进行选择，不限于基质碎屑或石英砂。
作为可选方案，步骤1)中，填充程度包括25％、50％、75％、100％。
具体地，进行试验时，填充程度的设定可以根据实验需求选择。
作为可选方案，步骤5)包括：
5.1)利用储油装置向岩心夹持器中缓慢注入模拟原油进行驱替，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率＜2％；
5.2)提高向岩心夹持器中注入模拟原油的速度，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率为0后，停止注入模拟原油，并静置预设时长。
实施例1
本实施例以塔河某一具体缝洞型碳酸盐岩油藏为例，该油藏主要储层物性如下：基质岩芯孔隙度1.01％，气测渗透率0.95×10-3um2；缝洞岩芯孔隙度3.17％，气测渗透率2985×10-3um2，填充介质为基质碎屑，填充程度75％。
缝洞岩心模型的制作方法，如图1所示，包括如下步骤：
1)获取目标缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞特征及缝洞中填充介质的特征，包括裂缝和孔洞的大小、位置、走向、深度，填充介质的特征包括填充介质的种类及填充程度，并在岩心库选取钻取的目标油藏的全直径岩心；
2)对全直径岩心进行洗油，测量全直径岩心的气测渗透率，之后将全直径岩心沿轴向对半剖分；
3)在全直径岩心的两侧断面上，依照目标缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞特征依据相似准则刻蚀裂缝溶洞网络，使全直径岩心的两侧断面上刻蚀的裂缝溶洞网络相互对称；
4)在裂缝溶洞网络中填充基质碎屑，填充程度75％；
5)将对半剖分的全直径岩心相对合并用聚四氟乙烯塑料衬垫密封连接，以形成包含填充介质的缝洞岩心模型。
本方法制得的缝洞岩心模型能够真实反映缝洞型碳酸盐岩油藏特征，利用该模型进行水驱油实验，实验结果更接近真实油藏。
为了测试本方法制得的缝洞岩心模型反映真实油藏特征的能力，根据该油藏的主要储层物性制作与之相应的有机玻璃刻蚀模型、小尺寸平面模型、缝洞独立单元模型及本方法制得的缝洞岩心模型，然后对上述四个模型分别进行水驱油实验，实验结果如图3所示。
从图3可以看出，相较于其他物理实验模型，本方法制得的缝洞岩心模型心水驱油实验结果与真实油藏吻合度高，证明缝洞岩心模型更能够真实地反映缝洞型碳酸盐岩油藏特征。
缝洞型碳酸盐岩油藏储层特征及流体在储层中的渗流规律作为研究该类油藏开发的基础，制作与其储层特征相近的缝洞岩心模型，并通过实验研究流体在缝洞岩心模型中的渗流规律，进而将研究成果指导该类油藏开发，对于提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率有着重要意义。
实施例2
本实施例公开一种岩心水驱油实验方法，利用一种岩心水驱油实验装置，该实验装置如图2所示，岩心夹持器15设置于恒温箱19中，用于容纳岩心物理模型，岩心夹持器15出液口处设有量筒16；油罐10的进口端通过驱油泵9连接于供油管网，油罐10的出口端通过第一压力表11连接于岩心夹持器15的进液口，用于向岩心夹持器15中注入模拟原油；水罐13设置于恒温箱19中，水罐13的进口端通过驱水泵12连接于供水管网，水罐13的出口端通过第二压力表14连接于岩心夹持器15的进液口，用于向岩心夹持器15中注入模拟地层水；围压泵18连接于岩心夹持器15，第三压力17表设置于围压泵18与岩心夹持器15之间，用于为岩心夹持器15中的岩心物理模型施加围压；其中，驱油泵9与驱水泵12均为平流泵。
另外，在驱油泵9与油罐10之间设有阀门1、油罐10与第一压力表11之间设有阀门2、第一压力表11与岩心夹持器15之间设有阀门3、驱水泵12与水罐13之间设有阀门4、水罐13与第二压力表14之间设有阀门5、第二压力表14与岩心夹持器15之间设有阀门6、岩心夹持器15的出液口处设有阀门7、围压泵18与第三压力表17之间设有阀门8。
岩心水驱油实验方法包括如下步骤：
1)制作七个体积相同的缝洞岩心模型，其中三个缝洞岩心模型中的填充介质种类不同(分别为基质碎屑、100目石英砂、70目石英砂，渗透率分别为～450×10-3um2、～1um2、～3um2)但填充程度相同，另外四个缝洞岩心模型的填充介质的种类相同但填充程度不同(分别为25％、50％、75％、100％)；
2)选择一个缝洞岩心模型，将缝洞岩心模型烘干称其干重；
3)将缝洞岩心模型放置于岩心夹持器中，并抽成真空，之后利用储水装置向缝洞岩心模型中注入模拟地层水至饱和，并称其湿重，以计算缝洞岩心模型的孔隙体积；
4)再将缝洞岩心模型放置于岩心夹持器中，并将岩心夹持器中的水排空，之后将恒温箱的温度设置为目标地层的温度，利用围压装置向缝洞岩心模型施加围压(围压设定高于岩心夹持器内部压力2MPa)；
5)利用油罐向岩心夹持器中缓慢注入模拟原油进行驱替，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率＜2％；
6)提高向岩心夹持器中注入模拟原油的速度，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率为0后，停止注入模拟原油，并静置12h；
7)利用水罐向岩心夹持器中注入模拟地层水进行驱替，并实时监测缝洞岩心模型中模拟原油的体积变化，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率达到98％以上，停止注入模拟地层水；
8)重复步骤2)-6)，直到对七个缝洞岩心模型均完成驱替，对比不同填充介质的种类对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油的采收率的影响及填充程度对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油的采收率的影响。
不同填充介质的种类对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油的采收率的影响如图4所示，从图4可以看出，随着填充介质渗透率(基质碎屑、100目石英砂、70目石英砂，渗透率分别为～450×10-3um2、～1um2、～3um2)的增加，缝洞型碳酸盐岩油藏岩心水驱采收率增加，出现这种现象的原因是：在其他条件相同的情况下，填充介质渗透率越大，其内部原油更容易被采出，其采收率增加，缝洞型碳酸盐岩油藏岩心整体采收率上升。
不同填充程度对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油的采收率的影响如图5所示，从图5可以看出，随着填充程度的增加，缝洞型碳酸盐岩油藏岩心水驱采收率减少，出现这种现象的原因是：在其他条件相同的情况下，缝洞内的原油比填充介质内的原油相对更容易被采出；填充程度越高，填充介质内的剩余油越多，导致缝洞型碳酸盐岩油藏岩心整体采收率下降。
通过本发明提出的水驱油实验研究了填充介质及填充程度对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱采收率的影响，结果表明：在其他条件相同的情况下，缝洞型碳酸盐岩油藏水驱采收率随充介质渗透率的增加或填充程度的减少而上升。
利用本方法研究缝洞型碳酸盐岩油藏水驱过程中流体渗流规律，分析不同填充介质及填充程度对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱的影响，为缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发提供理论参考。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。
Claims (6)
1.一种岩心水驱油实验方法，利用一种岩心水驱油实验装置，所述岩心水驱油实验装置包括：恒温箱、岩心夹持器、储油装置、储水装置及围压装置；所述岩心夹持器设置于所述恒温箱中，用于容纳岩心物理模型；所述储油装置和所述储水装置设置于所述恒温箱中，且分别连接于所述岩心夹持器的进液口，分别用于向所述岩心夹持器中注入模拟原油、注入模拟地层水；所述围压装置连接于所述岩心夹持器，用于为所述岩心夹持器中的岩心物理模型施加围压，其特征在于，所述方法包括如下步骤：
1）制作多个缝洞岩心模型，所述多个缝洞岩心模型体积相同，但其中的填充介质的种类或填充程度不同；
2）选择一个缝洞岩心模型，将所述缝洞岩心模型烘干称其干重；
3）将所述缝洞岩心模型放置于所述岩心夹持器中，并抽成真空，之后利用所述储水装置向所述缝洞岩心模型中注入模拟地层水至饱和，并称其湿重，以计算所述缝洞岩心模型的孔隙体积；
4）再将所述缝洞岩心模型放置于所述岩心夹持器中，并将所述岩心夹持器中的水排空，之后将所述恒温箱的温度设置为目标地层的温度，利用围压装置向所述缝洞岩心模型施加围压；
5）利用储油装置向所述岩心夹持器中注入模拟原油进行驱替，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率小于第一预设值，停止注入模拟原油，并静置预设时长；
6）利用储水装置向所述岩心夹持器中注入模拟地层水进行驱替，并实时监测所述缝洞岩心模型中模拟原油的体积变化，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率大于第二预设值，停止注入模拟地层水；
7）重复步骤2）-6），直到对多个缝洞岩心模型均完成驱替，对比不同填充介质的种类或填充程度对缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油的采收率的影响；
所述缝洞岩心模型，利用缝洞岩心模型的制作方法制得，包括：
岩心本体，所述岩心本体包括两个横截面为半圆形的柱体，所述两个横截面为半圆形的柱体相互贴合呈圆柱状；
所述两个横截面为半圆形的柱体的相互贴合的端面上分别刻蚀有裂缝溶洞网络，所述裂缝溶洞网络中设有填充介质，两个所述横截面为半圆形的柱体上的所述裂缝溶洞网络相对应；
所述缝洞岩心模型的制作方法，包括如下步骤：
1）获取目标缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞特征及缝洞中填充介质的特征，并选取钻取的全直径岩心；
2）对所述全直径岩心进行洗油，测量所述全直径岩心的气测渗透率，之后将所述全直径岩心沿轴向对半剖分；
3）在所述全直径岩心的两侧断面上，依照所述目标缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞特征依据相似准则刻蚀裂缝溶洞网络；
4）在所述裂缝溶洞网络中按照所述填充介质的特征，将对应的填充介质置于所述裂缝溶洞网络中；
5）将对半剖分的所述全直径岩心相对合并密封连接，以形成包含所述填充介质的缝洞岩心模型；
所述目标缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞特征包括裂缝和孔洞的大小、位置、走向、深度，所述填充介质的特征包括填充介质的种类及填充程度；
所述填充介质和填充程度与目标缝洞型碳酸盐岩油藏相同；
所述填充介质为石英砂或基质碎屑，填充介质的粒径大小与目标缝洞型碳酸盐岩油藏中的填充介质相对应。
2.根据权利要求1所述的岩心水驱油实验方法，其特征在于，在所述步骤3）中，所述全直径岩心的两侧断面上刻蚀的裂缝溶洞网络相互对称。
3.根据权利要求1所述的缝洞岩心模型的制作方法，其特征在于，在所述步骤5）中，用聚四氟乙烯塑料衬垫将对半剖分的所述全直径岩心密封连接。
4.根据权利要求1所述的岩心水驱油实验方法，其特征在于，所述步骤1）中，所述多个缝洞岩心模型中的填充介质分别为基质碎屑及不同粒径的石英砂。
5.根据权利要求1所述的岩心水驱油实验方法，其特征在于，所述步骤1）中，所述填充程度包括25％、50％、75％、100％。
6.根据权利要求1所述的岩心水驱油实验方法，其特征在于，所述步骤5）包括：
5.1）利用储油装置向所述岩心夹持器中缓慢注入模拟原油进行驱替，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率＜2%；
5.2）提高向所述岩心夹持器中注入模拟原油的速度，直至岩心夹持器出液口产出的流体中含水率为0后，停止注入模拟原油，并静置预设时长。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011024641.2A CN114427997B (zh) | 2020-09-25 | 2020-09-25 | 缝洞岩心模型的制作方法及模型、水驱油实验方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011024641.2A CN114427997B (zh) | 2020-09-25 | 2020-09-25 | 缝洞岩心模型的制作方法及模型、水驱油实验方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114427997A CN114427997A (zh) | 2022-05-03 |
| CN114427997B true CN114427997B (zh) | 2024-05-14 |
Family
ID=81309002
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011024641.2A Active CN114427997B (zh) | 2020-09-25 | 2020-09-25 | 缝洞岩心模型的制作方法及模型、水驱油实验方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114427997B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115452679A (zh) * | 2022-10-18 | 2022-12-09 | 西南石油大学 | 一种油气沿碳酸盐岩裂缝运移的模拟实验装置及实验方法 |
Citations (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1716559A1 (ru) * | 1989-05-15 | 1992-02-28 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Способ подготовки модели пласта с трещиной к исследовани м |
| CN103556994A (zh) * | 2013-11-19 | 2014-02-05 | 中国石油大学(华东) | 缝洞型储层剩余油分布的实验检测系统及检测方法 |
| CN103712843A (zh) * | 2014-01-16 | 2014-04-09 | 中国石油大学(华东) | 一种制备缝洞型碳酸盐岩岩心的方法 |
| CN204677175U (zh) * | 2015-06-08 | 2015-09-30 | 中国海洋石油总公司 | 一种碳酸盐岩油藏水平井注气驱油三维物理模拟实验系统 |
| CN104977195A (zh) * | 2014-04-09 | 2015-10-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 采用人造裂缝性碳酸盐岩岩心进行应力敏感实验的方法 |
| CN105178926A (zh) * | 2015-10-28 | 2015-12-23 | 中国石油大学(北京) | 缝洞型碳酸盐岩油藏物理模型、驱替模拟实验装置及系统 |
| CN205743861U (zh) * | 2016-05-13 | 2016-11-30 | 中国石油大学(北京) | 用于模拟实际缝洞型油藏的岩心模型及物理实验装置 |
| CN106884635A (zh) * | 2017-03-03 | 2017-06-23 | 中国石油大学(北京) | 一种低、特低渗透油藏co2驱最小混相压力的测定方法 |
| CN107165624A (zh) * | 2017-06-13 | 2017-09-15 | 西南石油大学 | 缝洞型碳酸盐岩油藏三维大尺寸物理模型及其制备方法 |
| CN108266164A (zh) * | 2017-12-15 | 2018-07-10 | 浙江海洋大学 | 一种通过气水交替驱油提高采收率的实验方法及实验装置 |
| CN108875148A (zh) * | 2018-05-28 | 2018-11-23 | 中国石油大学(北京) | 缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图的建立方法及模型和应用 |
| CN109344508A (zh) * | 2018-09-30 | 2019-02-15 | 西南石油大学 | 一种缝洞型碳酸盐岩油藏模型建立方法 |
| CN209339917U (zh) * | 2019-07-04 | 2019-09-03 | 西南石油大学 | 一种缝洞型油藏注气驱替实验装置 |
| CN110761759A (zh) * | 2019-09-24 | 2020-02-07 | 成都理工大学 | 一种缝洞型底水油藏泡沫驱油效果的试验装置 |
| AU2020100760A4 (en) * | 2018-09-21 | 2020-06-18 | University Of Science And Technology Beijing | Method for identifying medium structure coupling and fracture network morphology of shale gas reservoirs |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8550163B2 (en) * | 2010-07-23 | 2013-10-08 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process for carbonate reservoirs |
| CN105089657B (zh) * | 2015-06-15 | 2018-05-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法及实验装置 |
| CN109307755B (zh) * | 2018-10-25 | 2021-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气藏水侵与排水采气物理模拟实验装置及方法 |
-
2020
- 2020-09-25 CN CN202011024641.2A patent/CN114427997B/zh active Active
Patent Citations (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1716559A1 (ru) * | 1989-05-15 | 1992-02-28 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Способ подготовки модели пласта с трещиной к исследовани м |
| CN103556994A (zh) * | 2013-11-19 | 2014-02-05 | 中国石油大学(华东) | 缝洞型储层剩余油分布的实验检测系统及检测方法 |
| CN103712843A (zh) * | 2014-01-16 | 2014-04-09 | 中国石油大学(华东) | 一种制备缝洞型碳酸盐岩岩心的方法 |
| CN104977195A (zh) * | 2014-04-09 | 2015-10-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 采用人造裂缝性碳酸盐岩岩心进行应力敏感实验的方法 |
| CN204677175U (zh) * | 2015-06-08 | 2015-09-30 | 中国海洋石油总公司 | 一种碳酸盐岩油藏水平井注气驱油三维物理模拟实验系统 |
| CN105178926A (zh) * | 2015-10-28 | 2015-12-23 | 中国石油大学(北京) | 缝洞型碳酸盐岩油藏物理模型、驱替模拟实验装置及系统 |
| CN205743861U (zh) * | 2016-05-13 | 2016-11-30 | 中国石油大学(北京) | 用于模拟实际缝洞型油藏的岩心模型及物理实验装置 |
| CN106884635A (zh) * | 2017-03-03 | 2017-06-23 | 中国石油大学(北京) | 一种低、特低渗透油藏co2驱最小混相压力的测定方法 |
| CN107165624A (zh) * | 2017-06-13 | 2017-09-15 | 西南石油大学 | 缝洞型碳酸盐岩油藏三维大尺寸物理模型及其制备方法 |
| CN108266164A (zh) * | 2017-12-15 | 2018-07-10 | 浙江海洋大学 | 一种通过气水交替驱油提高采收率的实验方法及实验装置 |
| CN108875148A (zh) * | 2018-05-28 | 2018-11-23 | 中国石油大学(北京) | 缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图的建立方法及模型和应用 |
| AU2020100760A4 (en) * | 2018-09-21 | 2020-06-18 | University Of Science And Technology Beijing | Method for identifying medium structure coupling and fracture network morphology of shale gas reservoirs |
| CN109344508A (zh) * | 2018-09-30 | 2019-02-15 | 西南石油大学 | 一种缝洞型碳酸盐岩油藏模型建立方法 |
| CN209339917U (zh) * | 2019-07-04 | 2019-09-03 | 西南石油大学 | 一种缝洞型油藏注气驱替实验装置 |
| CN110761759A (zh) * | 2019-09-24 | 2020-02-07 | 成都理工大学 | 一种缝洞型底水油藏泡沫驱油效果的试验装置 |
Non-Patent Citations (9)
| Title |
|---|
| Mechanism of fluid invasion in naturally fractured reservoirs:experimental study;S.Salimi et al.;SPE;全文 * |
| 基于真实岩芯刻蚀模型的缝洞油藏水驱油机理;王世洁;;西南石油大学学报(自然科学版)(第06期);全文 * |
| 平面径向流岩心驱油实验装置研制;周焕亭, 颜慰平;大庆石油地质与开发;19981020(05);全文 * |
| 缝洞型油藏全直径岩心注气驱油实验研究;史锋刚;郑继龙;乔砚佳;;精细石油化工进展;20160528(03);全文 * |
| 缝洞型油藏溶洞-裂缝组合体内水驱油模型及实验;王敬等;石油勘探与开发;第41卷(第1期);第68-72页 * |
| 缝洞型碳酸盐岩油藏氮气驱效果影响因素;赵凤兰;屈鸣;吴颉衡;侯吉瑞;汪勇;;油气地质与采收率(第01期);全文 * |
| 缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油机理模拟实验研究;李俊;彭彩珍;王雷;孙雷;林涛;;天然气勘探与开发;20081225(04);全文 * |
| 缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油机理物理模拟研究;郑小敏;孙雷;王雷;易敏;;西南石油大学学报(自然科学版)(第02期);第89-92页 * |
| 缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油物理模型对比实验研究;郑小敏;孙雷;侯亚平;李平;杨大千;王宇飞;;重庆科技学院学报(自然科学版)(第05期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114427997A (zh) | 2022-05-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106884635B (zh) | 一种低、特低渗透油藏co2驱最小混相压力的测定方法 | |
| CN103233725B (zh) | 高温高压全直径岩心泥浆污染评价的测定装置及方法 | |
| CN103556993B (zh) | 低渗透油田平面五点法井网二氧化碳驱仿真实验模拟方法 | |
| CN108412472B (zh) | 缝洞型碳酸盐岩油藏立体注采模型、模拟系统及实验方法 | |
| CN110907334A (zh) | 一种砾岩全直径岩心径向流油水相对渗透率测量装置及方法 | |
| CN205643096U (zh) | 一种测试岩心相对渗透率的设备 | |
| CN103674593B (zh) | 一种用于模拟低渗储层压裂直井水驱油实验的装置及方法 | |
| CN108166968B (zh) | 测量焖井对致密岩芯渗透率影响的实验系统和方法 | |
| CN106194164A (zh) | 边底水油藏开发岩心实验模拟方法及装置 | |
| CN114427997B (zh) | 缝洞岩心模型的制作方法及模型、水驱油实验方法 | |
| CN108196002B (zh) | 一种压裂酸化用暂堵转向液性能评价装置及其测试方法 | |
| CN110924907B (zh) | 一种ct扫描用多段测压水气交替采油实验装置及方法 | |
| CN210858702U (zh) | 一种仿真环境水泥防窜能力评价装置 | |
| CN110320140B (zh) | Co2作用下的渗吸实验装置及方法 | |
| CN117079533B (zh) | 考虑储层应力时变影响的co2水层埋存的实验装置 | |
| CN207610963U (zh) | 用于测定超高压气藏渗流特征的装置 | |
| CN110905496B (zh) | 一种气驱超覆模拟装置及其使用方法 | |
| CN111323359A (zh) | 一种高压天然气-水系统岩心自发渗吸测量装置及方法 | |
| CN105717255A (zh) | 复合溶剂浸泡吞吐循环实验装置与模拟开采方法 | |
| CN115901573A (zh) | 岩心渗吸器、模拟裂缝流体压力渗吸实验装置及实验方法 | |
| CN108181440B (zh) | 测试大型地下水封石洞库回注水水质指标的实验装置 | |
| CN110631897A (zh) | 一种多功能岩心夹持器 | |
| CN216051619U (zh) | 一种用于评价钻井液对地层岩心污染的高温高压动失水仪 | |
| CN212180570U (zh) | 一种高压天然气-水系统岩心自发渗吸测量装置 | |
| CN115596415A (zh) | 降粘驱普通稠油油藏三维物理模拟实验方法 |
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 |