CN114464068A - 一种基于核磁共振的水驱层间干扰模型及其实验方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种基于核磁共振的水驱层间干扰模型及其实验方法，根据模型制作所需的渗透率和孔隙度的不同，采用不同粒径的砂粒和胶结物进行混合压制，制作平面模型，然后按照待建立模型区块的主体分布码放好上述平面模型后，利用环氧树脂对上述码放好的平面模型进行浇筑，得到干扰模型。通过核磁共振实验方法进行剩余油定量分析，拓展水驱层间干扰规律模拟实验研究技术，得到水驱开发油田层间干扰规律。
Description
技术领域
本发明涉及石油开发技术领域，更具体地说涉及一种基于核磁共振的水驱层间干扰模型及其实验方法。
背景技术
在笼统注水的开发条件下，油藏非均质性导致的层间干扰现象相对严重。对于生产过程中所出现的层间干扰问题，石油行业科技工作者们分别从渗流机理、数值模拟、室内岩心驱油实验、矿场试验等方面进行研究。目前在实验室内同时考虑纵向和平面流场下的笼统注水层间干扰现象并进行三维数字化描述尚未有相关研究。
发明内容
本发明克服了现有技术中的不足，目前并没有关于同时考虑纵向和平面流场下的笼统注水层间干扰现象的模型，提供了一种基于核磁共振的水驱层间干扰模型及其实验方法，通过核磁共振实验方法进行剩余油定量分析，拓展水驱层间干扰规律模拟实验研究技术，得到水驱开发油田层间干扰规律。
本发明的目的通过下述技术方案予以实现。
一种基于核磁共振的水驱层间干扰模型，根据模型制作所需的渗透率和孔隙度的不同，采用不同粒径的砂粒和胶结物进行混合压制，制作平面模型，然后按照待建立模型区块的主体分布码放好上述平面模型后，利用环氧树脂对上述码放好的平面模型进行浇筑，得到干扰模型。
干扰模型上预留的井口阀件和干扰模型的接头配件均采用非金属材质，以避免在核磁共振仪测试过程中金属配件对磁信号产生干扰。
渗透率的范围为1000-5000mD，孔隙度的范围为28％-33％。
不同粒径的砂粒的粒径范围为0.075-0.425mm，平面模型的尺寸为100mm*100mm*15mm。
一种基于核磁共振的水驱层间干扰模型的实验方法，按照下述步骤进行：
步骤1，对目标油田的油藏参数特征和层间干扰的主要影响因素进行分析，以确定模型制作所需的渗透率和孔隙度；
步骤2，进行基于核磁共振的水驱层间干扰模型制作：根据步骤1确定得到的渗透率和孔隙度的不同，采用不同粒径的砂粒和胶结物进行混合压制，制作平面模型，然后按照待建立模型区块的主体分布码放好上述平面模型后，利用环氧树脂对上述码放好的平面模型进行浇筑，得到干扰模型，其中，干扰模型上预留的井口阀件和干扰模型的接头配件均采用非金属材质，以避免在核磁共振仪测试过程中金属配件对磁信号产生干扰；
步骤3，模型实验准备：采用真空泵对步骤2制备得到的干扰模型依次进行抽真空、饱和地层水操作后，用氯化锰水对干扰模型进行驱替，以保证核磁共振油水信号分离，然后，对上述干扰模型再次进行饱和模拟油操作，即得到用于实验的干扰模型；
步骤4，利用模型模拟油田注水开发过程：利用注入泵、步骤3制备得到的用于实验的干扰模型、产出计量系统、连接管线依次相连后组成实验驱替系统，将注入水驱替至用于实验的干扰模型，并通过产出计量系统计量用于实验的干扰模型出口的产液，分析产液中含油含水情况，用于分析水驱过程中的层间干扰现象；
步骤5，利用低场核磁共振仪对实验过程中模型进行T2谱测试和切片成像测试：利用低场核磁共振仪，分别在实验开始前，实验开始后和不同实验阶段时对用于实验的干扰模型进行扫描，采集用于实验的干扰模型内油水的实时核磁共振信号，得到不同实验阶段油水的NMR-T2谱及分辨率较高的油水分布图像，分析剩余油实时分布情况和提高采收率程度，用于定量分析水驱层间干扰影响的含油饱和度分布特征、驱油效率、采收率的规律。
在步骤2中，渗透率的范围为1000-5000mD，孔隙度的范围为28％-33％，不同粒径的砂粒的粒径范围为0.075-0.425mm，平面模型的尺寸为100mm*100mm*15mm。
在步骤4中，注入泵的注入流速为0.5-3.0mL/min。
本发明的有益效果为：本模型能够进行驱油过程的定量化、可视化，本模型中使平板岩心实现无磁化，避免对磁信号的干扰，使得低场核磁共振实验可以采用平板岩心进行实验；相比于传统的一维柱状岩心实验，平板岩心实验具有可以模拟不同井网变化、考虑平面流场等优势。
附图说明
图1是本发明的流程示意图。
具体实施方式
下面通过具体的实施例对本发明的技术方案作进一步的说明。
实施例一
针对某区块，纵向上主体分为三层，平均渗透率分别为1000、2000、5000mD，平均孔隙度30％左右，地层温度为65℃，地下原油粘度70-80mPa·s，采用笼统注水的开发方式，在开发过程中遇到层间干扰问题，需要针对该区块进行室内物理模拟实验研究。具体过程如下：
(1)确定模型制作所需的渗透率分别为1000、2000、5000mD，孔隙度为30％。
(2)进行基于核磁共振的水驱层间干扰模型制作，根据渗透率和孔隙度参数的不同，采用不同粒径的砂粒和胶结物进行混合压制，制作平面模型，平面模型的尺寸为100*100*15mm，然后按照待建立模型区块的主体分布码放好上述平面模型后，利用环氧树脂对上述码放好的平面模型进行浇筑，得到干扰模型，其中，干扰模型上预留的井口阀件和干扰模型的接头配件均采用非金属材质，以避免在核磁共振仪测试过程中金属配件对磁信号产生干扰。
(3)模型实验准备：采用真空泵对干扰模型依次进行抽真空、饱和地层水操作后，用氯化锰水对干扰模型进行驱替，以保证核磁共振油水信号分离，然后，对上述干扰模型再次进行饱和模拟油操作，即得到用于实验的干扰模型。
(4)利用模型模拟油田注水开发过程：利用注入泵、用于实验的干扰模型、产出计量系统、连接管线依次相连后组成实验驱替系统，将注入水驱替至用于实验的干扰模型，并通过产出计量系统计量用于实验的干扰模型出口的产液，分析产液中含油含水情况，用于分析水驱过程中的层间干扰现象，其中，注入泵的注入流速为1.5mL/min。
(5)利用低场核磁共振仪对实验过程中模型进行T2谱测试和切片成像测试：利用低场核磁共振仪，分别在实验开始前，实验开始后和不同实验阶段时对用于实验的干扰模型进行扫描，采集用于实验的干扰模型内油水的实时核磁共振信号，得到不同实验阶段油水的NMR-T2谱及分辨率较高的油水分布图像，分析剩余油实时分布情况和提高采收率程度，用于定量分析水驱层间干扰影响的含油饱和度分布特征、驱油效率、采收率的规律。
实施例二
针对某区块，纵向上主体分为两层，平均渗透率分别为1000、5000mD，平均孔隙度31％左右，地层温度为60-65℃，地下原油粘度60-80mPa·s，采用笼统注水的开发方式，在开发过程中遇到层间干扰问题，需要针对该区块进行室内物理模拟实验研究。具体过程如下：
(1)确定模型制作所需的渗透率分别为1000、5000mD，孔隙度为31％。
(2)进行基于核磁共振的水驱层间干扰模型制作，根据渗透率和孔隙度参数的不同，采用不同粒径的砂粒和胶结物进行混合压制，制作平面模型，平面模型的尺寸为100*100*15mm，然后按照待建立模型区块的主体分布码放好上述平面模型后，利用环氧树脂对上述码放好的平面模型进行浇筑，得到干扰模型，其中，干扰模型上预留的井口阀件和干扰模型的接头配件均采用非金属材质，以避免在核磁共振仪测试过程中金属配件对磁信号产生干扰。
(3)模型实验准备：采用真空泵对干扰模型依次进行抽真空、饱和地层水操作后，用氯化锰水对干扰模型进行驱替，以保证核磁共振油水信号分离，然后，对上述干扰模型再次进行饱和模拟油操作，即得到用于实验的干扰模型。
(4)利用模型模拟油田注水开发过程：利用注入泵、用于实验的干扰模型、产出计量系统、连接管线依次相连后组成实验驱替系统，将注入水驱替至用于实验的干扰模型，并通过产出计量系统计量用于实验的干扰模型出口的产液，分析产液中含油含水情况，用于分析水驱过程中的层间干扰现象，其中，注入泵的注入流速为1.2mL/min。
(5)利用低场核磁共振仪对实验过程中模型进行T2谱测试和切片成像测试：利用低场核磁共振仪，分别在实验开始前，实验开始后和不同实验阶段时对用于实验的干扰模型进行扫描，采集用于实验的干扰模型内油水的实时核磁共振信号，得到不同实验阶段油水的NMR-T2谱及分辨率较高的油水分布图像，分析剩余油实时分布情况和提高采收率程度，用于定量分析水驱层间干扰影响的含油饱和度分布特征、驱油效率、采收率的规律。
实施例三
针对某区块，纵向上主体分为三层，平均渗透率分别为1000、2000、5000mD，平均孔隙度30％左右，地层温度为65℃，地下原油粘度70-80mPa·s，采用分层注水的开发方式，对比笼统注水的开发效果，需要针对该区块进行室内物理模拟实验研究。具体过程如下：
(1)确定模型制作所需的渗透率分别为1000、2000、5000mD，孔隙度为30％。
(2)进行基于核磁共振的水驱层间干扰模型制作，根据渗透率和孔隙度参数的不同，采用不同粒径的砂粒和胶结物进行混合压制，制作平面模型，平面模型的尺寸为100*100*15mm，然后按照待建立模型区块的主体分布码放好上述平面模型后，利用环氧树脂对上述码放好的平面模型进行浇筑，得到干扰模型，其中，干扰模型上预留的井口阀件和干扰模型的接头配件均采用非金属材质，以避免在核磁共振仪测试过程中金属配件对磁信号产生干扰。
(3)模型实验准备：采用真空泵对干扰模型依次进行抽真空、饱和地层水操作后，用氯化锰水对干扰模型进行驱替，以保证核磁共振油水信号分离，然后，对上述干扰模型再次进行饱和模拟油操作，即得到用于实验的干扰模型。
(4)利用模型模拟油田注水开发过程：利用注入泵、用于实验的干扰模型、产出计量系统、连接管线依次相连后组成实验驱替系统，将注入水驱替至用于实验的干扰模型，并通过产出计量系统计量用于实验的干扰模型出口的产液，分析产液中含油含水情况，用于分析水驱过程中的层间干扰现象，其中，注入泵的注入流速为0.5mL/min。
(5)利用低场核磁共振仪对实验过程中模型进行T2谱测试和切片成像测试：利用低场核磁共振仪，分别在实验开始前，实验开始后和不同实验阶段时对用于实验的干扰模型进行扫描，采集用于实验的干扰模型内油水的实时核磁共振信号，得到不同实验阶段油水的NMR-T2谱及分辨率较高的油水分布图像，分析剩余油实时分布情况和提高采收率程度，用于定量分析水驱层间干扰影响的含油饱和度分布特征、驱油效率、采收率的规律。
以上对本发明做了示例性的描述，应该说明的是，在不脱离本发明的核心的情况下，任何简单的变形、修改或者其他本领域技术人员能够不花费创造性劳动的等同替换均落入本发明的保护范围。
Claims (7)
1.一种基于核磁共振的水驱层间干扰模型，其特征在于：根据模型制作所需的渗透率和孔隙度的不同，采用不同粒径的砂粒和胶结物进行混合压制，制作平面模型，然后按照待建立模型区块的主体分布码放好上述平面模型后，利用环氧树脂对上述码放好的平面模型进行浇筑，得到干扰模型。
2.根据权利要求1所述的一种基于核磁共振的水驱层间干扰模型，其特征在于：干扰模型上预留的井口阀件和干扰模型的接头配件均采用非金属材质，以避免在核磁共振仪测试过程中金属配件对磁信号产生干扰。
3.根据权利要求1所述的一种基于核磁共振的水驱层间干扰模型，其特征在于：渗透率的范围为1000-5000mD，孔隙度的范围为28％-33％。
4.根据权利要求1所述的一种基于核磁共振的水驱层间干扰模型，其特征在于：不同粒径的砂粒的粒径范围为0.075-0.425mm，平面模型的尺寸为100mm*100mm*15mm。
5.一种基于核磁共振的水驱层间干扰模型的实验方法，其特征在于：按照下述步骤进行：
步骤1，对目标油田的油藏参数特征和层间干扰的主要影响因素进行分析，以确定模型制作所需的渗透率和孔隙度；
步骤2，进行基于核磁共振的水驱层间干扰模型制作：根据步骤1确定得到的渗透率和孔隙度的不同，采用不同粒径的砂粒和胶结物进行混合压制，制作平面模型，然后按照待建立模型区块的主体分布码放好上述平面模型后，利用环氧树脂对上述码放好的平面模型进行浇筑，得到干扰模型，其中，干扰模型上预留的井口阀件和干扰模型的接头配件均采用非金属材质，以避免在核磁共振仪测试过程中金属配件对磁信号产生干扰；
步骤3，模型实验准备：采用真空泵对步骤2制备得到的干扰模型依次进行抽真空、饱和地层水操作后，用氯化锰水对干扰模型进行驱替，以保证核磁共振油水信号分离，然后，对上述干扰模型再次进行饱和模拟油操作，即得到用于实验的干扰模型；
步骤4，利用模型模拟油田注水开发过程：利用注入泵、步骤3制备得到的用于实验的干扰模型、产出计量系统、连接管线依次相连后组成实验驱替系统，将注入水驱替至用于实验的干扰模型，并通过产出计量系统计量用于实验的干扰模型出口的产液，分析产液中含油含水情况，用于分析水驱过程中的层间干扰现象；
步骤5，利用低场核磁共振仪对实验过程中模型进行T2谱测试和切片成像测试：利用低场核磁共振仪，分别在实验开始前，实验开始后和不同实验阶段时对用于实验的干扰模型进行扫描，采集用于实验的干扰模型内油水的实时核磁共振信号，得到不同实验阶段油水的NMR-T2谱及分辨率较高的油水分布图像，分析剩余油实时分布情况和提高采收率程度，用于定量分析水驱层间干扰影响的含油饱和度分布特征、驱油效率、采收率的规律。
6.根据权利要求5所述的，其特征在于：在步骤2中，渗透率的范围为1000-5000mD，孔隙度的范围为28％-33％，不同粒径的砂粒的粒径范围为0.075-0.425mm，平面模型的尺寸为100mm*100mm*15mm。
7.根据权利要求5所述的，其特征在于：在步骤4中，注入泵的注入流速为0.5-3.0mL/min。
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