一种评价凝胶微球调剖剂油藏适应性的方法
【专利摘要】本发明提供一种评价凝胶微球调剖剂油藏适应性的方法，该方法包括：制备多个胶结人造岩心；针对每一胶结人造岩心，利用地层水溶液和已知浓度的待测凝胶微球调剖剂进行驱替，计算残余阻力系数，并根据残余阻力系数确定最小预测适用渗透率和最大预测适用渗透率；分别根据最小预测适用渗透率和最大预测适用渗透率确定最小适用渗透率、最大适用渗透率；将以最大适用渗透率、最小适用渗透率为端点涵盖的渗透率范围确定为已知浓度的待测凝胶微球调剖剂适用的油藏地层渗透率范围。该范围可作为凝胶微球调剖剂的适用标准由厂商提供给用户，方便调剖堵水施工人员选择合适浓度的凝胶微球调剖剂。
【专利说明】一种评价凝胶微球调剖剂油藏适应性的方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及石油钻采【技术领域】，具体地，涉及一种评价凝胶微球调剖剂油藏适应性的方法。
【背景技术】
[0002]随着油田的不断开发，油藏非均质性越来越严重，注入水大量冲刷，油层粘土和胶结物膨胀、溶蚀，微粒运移，出砂加重等，造成地质非均质情况进一步恶化。在开发过程中往往表现出以下问题，如:平面矛盾突出，平面注入水沿高渗透带突进形成水道；层间矛盾突出，产吸剖面不均匀，纵向上存在单层突进现象。而目前的石油天然气采出程度却非常低，因此急需进行调剖调驱作业，封堵高渗透层，扩大注入水波及面积，启动残余油。
[0003]凝胶微球调剖剂具有耐温、耐矿化度能力强、封堵强度高、阻力系数和残余阻力系数大等特点。由于凝胶微球调剖剂是一种出厂时已确定好浓度，施工现场不能再改变浓度的化学试剂，因此，在凝胶微球调剖剂出厂时确定其适用的油藏地层，对于生产厂商及调剖堵水施工都具有非常重要的意义。
【发明内容】
[0004]本发明实施例的主要目的在于提供一种评价凝胶微球调剖剂油藏适应性的方法，以提供一种在实验室条件下通过模拟凝胶微球调剖剂调剖堵水过程来确定凝胶微球调剖剂油藏适应性的技术。
[0005]为了实现上述目的，本发明实施例提供一种评价凝胶微球调剖剂油藏适应性的方法，包括:
[0006]制备多个胶结人造岩心，在所述胶结人造岩心的前端部装设压力传感器；其中，所述多个胶结人造岩心分别用于模拟多个不同渗透率的油藏地层，并且，所述多个油藏地层具有的最大渗透率和最小渗透率分别对应预设的最大估计渗透率、最小估计渗透率；
[0007]为每一所述胶结人造岩心配制地层水溶液，该地层水溶液的矿化度与该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的矿化度相同；
[0008]针对每一所述胶结人造岩心执行以下操作:分别利用为该胶结人造岩心配制的地层水溶液和已知浓度的待测凝胶微球调剖剂对该胶结人造岩心进行驱替，并根据驱替过程中所述压力传感器的压力示数值计算该胶结人造岩心的残余阻力系数，若计算得到的残余阻力系数为无穷大，则将该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的渗透率确定为最小预测适用渗透率，若计算得到的残余阻力系数等于1，则将该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的渗透率确定为最大预测适用渗透率；
[0009]将所有最小预测适用渗透率中的最大值确定为最小适用渗透率；
[0010]将所有最大预测适用渗透率中的最小值确定为最大适用渗透率；
[0011]将以所述最大适用渗透率、最小适用渗透率为端点涵盖的渗透率范围确定为所述已知浓度的待测凝胶微球调剖剂适用的油藏地层渗透率范围。[0012]借助于上述技术方案，本发明在实验室条件下模拟了凝胶微球调剖剂调剖堵水的过程，本发明首先制备胶结人造岩心以模拟不同渗透率的油藏地层，然后针对不同的胶结人造岩心采用地层水溶液以及同一已知浓度的待测凝胶微球调剖剂进行岩心驱替，并根据驱替过程中记录的压力示数值计算胶结人造岩心的残余阻力系数，最后根据计算得到的残余阻力系数确定该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂所适用的油藏地层渗透率范围，该范围可作为凝胶微球调剖剂的适用标准由厂商提供给用户，方便调剖堵水施工人员选择合适浓度的凝胶微球调剖剂，达到降低施工成本、减少资源浪费的目的。
【专利附图】
【附图说明】
[0013]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，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅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性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0014]图1是本发明提供的评价凝胶微球调剖剂油藏适应性的方法的流程示意图；
[0015]图2是图1中步骤S13的具体流程示意图；
[0016]图3是通过更新最小估计渗透率以确定残余阻力系数为无穷大的最小适用渗透率的具体流程示意图；
[0017]图4是通过更新最大估计渗透率以确定残余阻力系数等于I的最大适用渗透率的具体流程示意图。
【具体实施方式】
[0018]下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅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，本领域普通技术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。
[0019]本发明提供一种评价凝胶微球调剖剂油藏适应性的方法，如图1所示，该方法包括:
[0020]步骤S11，制备多个胶结人造岩心，在所述胶结人造岩心的前端部装设压力传感器；其中，所述多个胶结人造岩心分别用于模拟多个不同渗透率的油藏地层，并且，所述多个油藏地层具有的最大渗透率和最小渗透率分别对应预设的最大估计渗透率Xtl、最小估计渗透率Y。。
[0021 ] 为了分析确定已知浓度的待测凝胶微球调剖剂所适用的油藏地层渗透率范围，本发明首先要在实验室条件下制作胶结人造岩心以模拟具有不同渗透率的油藏地层。具体的，该步骤可以采用石英砂环氧树脂胶结、石英砂填砂模型、石英砂磷酸铝胶等方法制备胶结人造岩心，对此本发明不作具体限定。
[0022]该步骤可根据已有的调剖堵水经验，估计该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂所适用(即能够起到调剖堵水作用)的若干种油藏地层渗透率，其中的最大渗透率为预设的最大估计渗透率Xtl,其中的最小渗透率为预设的最小估计渗透率\。
[0023]步骤S12，为每一所述胶结人造岩心配制地层水溶液，该地层水溶液的矿化度与该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的矿化度相同。
[0024]步骤S13，针对每一所述胶结人造岩心执行以下操作:分别利用为该胶结人造岩心配制的地层水溶液和已知浓度的待测凝胶微球调剖剂对该胶结人造岩心进行驱替，并根据驱替过程中所述压力传感器的压力示数值计算该胶结人造岩心的残余阻力系数，若计算得到的残余阻力系数为无穷大，则将该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的渗透率确定为最小预测适用渗透率，若计算得到的残余阻力系数等于1，则将该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的渗透率确定为最大预测适用渗透率。
[0025]如图2所示，该步骤S13具体可以包括如下步骤:
[0026]步骤S131，对该胶结人造岩心抽真空。
[0027]步骤S132，利用为该胶结人造岩心配制的地层水溶液对该胶结人造岩心进行初次水驱，当所述压力传感器的示数稳定时记录压力示数值。
[0028]步骤S133，从所述胶结人造岩心的前端部注入已知浓度的待测凝胶微球调剖剂。
[0029]步骤S134，待所述压力传感器的示数稳定后利用该地层水溶液对该胶结人造岩心进行再次水驱，当所述压力传感器的示数再次稳定时记录压力示数值。
[0030]步骤S135，根据达西公式，利用所述初次水驱过程中记录的压力示数值计算初次水驱时该胶结人造岩心的渗透率，利用所述再次水驱过程中记录的压力示数值计算再次水驱时该胶结人造岩心的渗透率。
[0031]具体的，该步骤所采用的达西公式如下:
[0032]K = 1000XLX μ XQ/60XgXAX Δ P
[0033]其中，K-渗透率，mD;
[0034]L-胶结人造岩心的长度，cm ；
[0035]μ -注入液体(地层水溶液)的粘度，cp ；
[0036]Q-流量，ml/min ；
[0037]g-重力加速度；
[0038]A-岩心截面积，cm2 ；
[0039]Δ P-胶结人造岩心前端部和尾部间的压力差(尾部压力为大气压强)，MPa。
[0040]步骤S136，根据该胶结人造岩心分别在再次水驱时和初次水驱时的渗透率，计算该胶结人造岩心的残余阻力系数。
[0041]具体的，该步骤采用的公式如下:
[0042]Frr = (Kwii) / (Kwi)；
[0043]其中，Frr-残余阻力系数；
[0044]Kwi1-再次水驱时胶结人造岩心的渗透率；
[0045]Kw1-初次水驱时胶结人造岩心的渗透率。
[0046]步骤S137，若计算得到的残余阻力系数为无穷大，则将该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的渗透率确定为最小预测适用渗透率Y1，若计算得到的残余阻力系数等于1，则将该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的渗透率确定为最大预测适用渗透率I。
[0047]具体的，残余阻力系数为无穷大，表示该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂能够完全封堵该渗透率的胶结人造岩心，对于渗透率更低的胶结人造岩心来说，该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂同样能起到完全封堵的作用；残余阻力系数等于1，表示该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂注入该渗透率的胶结人造岩心中如同注入水一样，不能起到封堵作用，对于渗透率更高的胶结人造岩心来说，该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂同样不能起到任何封堵作用。
[0048]步骤S14，将所有最小预测适用渗透率中的最大值确定为最小适用渗透率Ye ;将所有最大预测适用渗透率中的最小值确定为最大适用渗透率\。
[0049]针对多个不同渗透率的胶结人造岩心进行的步骤S13中，可能会计算得到多个残余阻力系数为无穷大的情况，说明该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂能够对多种预先估计的油藏地层渗透率达到完全封堵的作用，将其中最大的渗透率确定为该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂对应的最小适用渗透率Ye，对小于该最小适用渗透率Ye的油藏地层来说，该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂也能够起到完全封堵的作用，但对于这类油藏地层，则可以选择更低浓度的凝胶微球调剖剂，否则将会造成资源浪费、实施成本高等问题；对大于该最小适用渗透率Ye的油藏地层来说，随着渗透率越来越大，该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂所能起到的封堵作用将越来越小，甚至不能起到任何封堵作用。
[0050]类似的，针对多个不同渗透率的胶结人造岩心进行的步骤S13中，可能会计算得到多个残余阻力系数等于I的情况，说明该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂对多种预先估计的油藏地层渗透率不能起到任何封堵作用，将其中最小的渗透率确定为该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂对应的最大适用渗透率Xy对大于该最大适用渗透率\的油藏地层来说，该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂不能起到任何封堵作用，但对小于该最大适用渗透率)?的油藏地层来说， 随着渗透率越来越小，该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂所能起到的封堵作用将越来越明显。
[0051]步骤S15，将以所述最大适用渗透率X6、最小适用渗透率Y6为端点涵盖的渗透率范围确定为所述已知浓度的待测凝胶微球调剖剂适用的油藏地层渗透率范围。
[0052]具体的，以所述最大适用渗透率最小适用渗透率\为端点涵盖的渗透率范围表示的含义是:具有该范围内渗透率的油藏地层，该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂均能起到调剖堵水作用，对于渗透率小于该最小适用渗透率之的油藏地层来说，采用该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂进行调剖堵水会有资源浪费、实施成本高等问题，而对于渗透率大于该最大适用渗透率Xe的油藏地层来说，该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂不能起到任何封堵作用。
[0053]图1所示的方法中，由于步骤Sll中制备的胶结人造岩心的渗透率是根据已有经验预先设定的，预设的最大估计渗透率Χο、最小估计渗透率\也是根据已有经验预先设定的，因此难免会出现不能涵盖最终所需的最大适用渗透率)?、最小适用渗透率Ye的情况。考虑到这种情况，本发明所提的评价凝胶微球调剖剂油藏适应性的方法还包括:
[0054]若图1所示的方法中，针对所述多个胶结人造岩心计算得到的残余阻力系数都不为无穷大，则执行如图3所示的如下步骤，
[0055]步骤S31，利用第一设定值更新当前的最小估计渗透率，并制备胶结人造岩心以模拟具有更新后的最小估计渗透率的油藏地层；所述更新后的最小估计渗透率小于当前的最小估计渗透率，且二者之差为所述第一设定值。
[0056]其中，第一设定值为一预先设定的差值，利用该第一设定值去更新当前的最小估计渗透率，以使更新后的最小估计渗透率更接近最终所需的最小适用渗透率其中，第一次执行步骤S31时，当前的最小估计渗透率为预设的最小估计渗透率I。
[0057]步骤S32，为当前制备的胶结人造岩心配制地层水溶液，该地层水溶液的矿化度与该当前制备的胶结人造岩心所模拟的油藏地层的矿化度相同。
[0058]步骤S33，分别利用为该当前制备的胶结人造岩心配制的地层水溶液和已知浓度的待测凝胶微球调剖剂对该当前制备的胶结人造岩心进行驱替，并根据驱替过程中所述压力传感器的压力示数值计算该胶结人造岩心的残余阻力系数。
[0059]具体的，步骤S33可参考如图2所示的各具体步骤实施。
[0060]步骤S34，若计算得到的残余阻力系数为无穷大，则将该更新后的最小估计渗透率确定为最小适用渗透率\ ;否则，重复步骤S31-S34，直到计算得到的残余阻力系数为无穷大。
[0061]重复步骤S31-S34的目的是:通过利用第一设定值逐步地改进最小估计渗透率，直到其刚好涵盖最终所需的最小适用渗透率Ye。
[0062]若图1所示的方法中，针对所述多个胶结人造岩心计算得到的残余阻力系数都不等于1，则执行如图4所示的如下步骤:
[0063]步骤S41，利用第二设定值更新当前的最大估计渗透率，并制备胶结人造岩心以模拟具有更新后的最大估计渗透率的油藏地层；所述更新后的最大估计渗透率大于当前的最小估计渗透率，且二者之差为所述第二设定值。
[0064]其中，第二设定值为一预先设定的差值，利用该第二设定值去更新当前的最大估计渗透率，以使更新后的最大估计渗透率更接近最终所需的最大适用渗透率其中，第一次执行步骤S41时，当前的最大估计渗透率为预设的最大估计渗透率
[0065]步骤S42，为当前制备的胶结人造岩心配制地层水溶液，该地层水溶液的矿化度与该当前制备的胶结人造岩心所模拟的油藏地层的矿化度相同。
[0066]步骤S43，分别利用为该当前制备的胶结人造岩心配制的地层水溶液和已知浓度的待测凝胶微球调剖剂对该当前制备的胶结人造岩心进行驱替，并根据驱替过程中所述压力传感器的压力示数值计算该胶结人造岩心的残余阻力系数。
[0067]具体的，步骤S43可参考如图2所示的各具体步骤实施。
[0068]步骤S44，若计算得到的残余阻力系数等于1，则将该更新后的最大估计渗透率确定为最大适用渗透率Xe ;否则，重复步骤S41-S44，直到计算得到的残余阻力系数等于I。
[0069]重复步骤S41-S44的目的是:通过利用第二设定值逐步地改进最大估计渗透率，直到其刚好涵盖最终所需的最大适用渗透率
[0070]为了更好地体现该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂对不同渗透率油藏地层的封堵效果，本发明还可以包括如下步骤:建立各个胶结人造岩心所模拟油藏地层的渗透率与计算得到的残余阻力系数的对应关系。该对应关系反映了如下信息:该已知浓度的待测凝胶微球调剖剂应用到不同渗透率的油藏地层中，将会得到一定的调剖堵水效果，该调剖堵水效果由对应的残余阻力系数体现。
[0071]将本发明提供的评价凝胶微球调剖剂油藏适应性的方法应用于不同浓度的凝胶微球调剖剂，可获得不同浓度的凝胶微球调剖剂所适用的油藏地层渗透率范围，从而为实际调剖堵水施工过程中选择合适浓度的凝胶微球调剖剂提供可靠的参考标准。
[0072]实施例一[0073]针对浓度为3000ppm的待测凝胶微球调剖剂，本实施例进行凝胶微球调剖剂油藏适应性的评价，具体过程如下:
[0074]Stepl,制作6块尺寸为4.5cmX4.5cmX 30cm胶结人造岩心,并在每个胶结人造岩心的前端部安装压力传感器，这6块胶结人造岩心分别模拟渗透率为200md、300md、400md、500md、600md、700md的油藏地层，其中，预设的最大估计渗透率为700md，最小估计渗透率为 200md。
[0075]Step2,为每一块胶结人造岩心配制地层水溶液，该地层水溶液的矿化度与该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的矿化度相同。
[0076]针对每一块胶结人造岩心执行St印3，以下以模拟渗透率200md油藏地层的胶结人造岩心为例，Step3具体包括以下操作:
[0077]St印301，在60°C环境中，将该胶结人造岩心抽真空8小时；
[0078]St印302，利用为该胶结人造岩心配制的地层水溶液对该胶结人造岩心进行初次水驱，当压力传感器的示数稳定时记录压力示数值；
[0079]Step303,从该胶结人造岩心的前端部注入浓度为3000ppm的待测凝胶微球调剖剂；
[0080]Step304，待压力传感器的示数稳定后利用该地层水溶液对该胶结人造岩心进行再次水驱，当压力传感器的示数再次稳定时记录压力示数值；
[0081]Step305，根据达西公式，利用初次水驱过程中记录的压力示数值计算初次水驱时该胶结人造岩心的渗透率，利用再次水驱过程中记录的压力示数值计算再次水驱时该胶结人造岩心的渗透率；
[0082]St印306，根据该胶结人造岩心分别在再次水驱时和初次水驱时的渗透率，计算该胶结人造岩心的残余阻力系数。
[0083]Step307，若计算得到的残余阻力系数为无穷大，则将该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的渗透率确定为最小预测适用渗透率，若计算得到的残余阻力系数等于1，则将该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的渗透率确定为最大预测适用渗透率。
[0084]针对模拟渗透率为300md、400md、500md、600md、700md的油藏地层的胶结人造岩心，分别执行上述St印3，具体操作与上述St印301-307 —致，只是所选用的胶结人造岩心的渗透率变更为 300md、400md、500md、600md、700md。
[0085]针对渗透率为200md、300md、400md、500md、600md、700md胶结人造岩心,若计算得
到的残余阻力系数都不为无穷大，则执行如下操作:
[0086]Step308，更新当前的最小估计渗透率，并制备胶结人造岩心以模拟具有更新后的最小估计渗透率的油藏地层；所述更新后的最小估计渗透率小于当前的最小估计渗透率，且二者之差为50md ；
[0087]Step309，为当前制备的胶结人造岩心配制地层水溶液，该地层水溶液的矿化度与该当前制备的胶结人造岩心所模拟的油藏地层的矿化度相同；
[0088]St印310，分别利用为该当前制备的胶结人造岩心配制的地层水溶液和浓度为3000ppm的待测凝胶微球调剖剂对该当前制备的胶结人造岩心进行驱替，并根据驱替过程中所述压力传感器的压力示数值计算该胶结人造岩心的残余阻力系数；
[0089]Step311，若计算得到的残余阻力系数为无穷大，则将该更新后的最小估计渗透率确定为最小适用渗透率；否则，重复步骤Step308-Step311，直到计算得到的残余阻力系数为无穷大。
[0090]针对渗透率为200md、300md、400md、500md、600md、700md胶结人造岩心，若计算得
到的残余阻力系数都大于1，则执行如下操作:
[0091]Step312，更新当前的最大估计渗透率，并制备胶结人造岩心以模拟具有更新后的最大估计渗透率的油藏地层；所述更新后的最大估计渗透率大于当前的最小估计渗透率，且二者之差为50md ；
[0092]Step313，为当前制备的胶结人造岩心配制地层水溶液，该地层水溶液的矿化度与该当前制备的胶结人造岩心所模拟的油藏地层的矿化度相同；
[0093]St印314，分别利用为该当前制备的胶结人造岩心配制的地层水溶液和浓度为3000ppm的待测凝胶微球调剖剂对该当前制备的胶结人造岩心进行驱替，并根据驱替过程中所述压力传感器的压力示数值计算该胶结人造岩心的残余阻力系数；
[0094]Step315，若计算得到的残余阻力系数等于1，则将该更新后的最大估计渗透率确定为最大适用渗透率；否则，重复步骤Step312-315，直到计算得到的残余阻力系数等于I。
[0095]Step4，将所有最小预测适用渗透率中的最大值确定为最小适用渗透率；将所有最大预测适用渗透率中的最小值确定为最大适用渗透率；
[0096]Step5，将以所述最大适用渗透率、最小适用渗透率为端点涵盖的渗透率范围确定为该浓度为3000ppm的待测凝胶微球调剖剂适用的油藏地层渗透率范围。
[0097]St印6，建立各个胶结人造岩心所模拟油藏地层的渗透率与计算得到的残余阻力系数的对应关系。
[0098]实施例二
[0099]针对浓度为5000ppm的待测凝胶微球调剖剂，本实施例进行凝胶微球调剖剂油藏适应性的评价，具体过程可参考实施例一中的Stepl-6，在此不再赘述。
[0100]以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
【权利要求】
1.一种评价凝胶微球调剖剂油藏适应性的方法，其特征在于，包括: 制备多个胶结人造岩心，在所述胶结人造岩心的前端部装设压力传感器；其中，所述多个胶结人造岩心分别用于模拟多个不同渗透率的油藏地层，并且，所述多个油藏地层具有的最大渗透率和最小渗透率分别对应预设的最大估计渗透率、最小估计渗透率； 为每一所述胶结人造岩心配制地层水溶液，该地层水溶液的矿化度与该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的矿化度相同； 针对每一所述胶结人造岩心执行以下操作:分别利用为该胶结人造岩心配制的地层水溶液和已知浓度的待测凝胶微球调剖剂对该胶结人造岩心进行驱替，并根据驱替过程中所述压力传感器的压力示数值计算该胶结人造岩心的残余阻力系数，若计算得到的残余阻力系数为无穷大，则将该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的渗透率确定为最小预测适用渗透率，若计算得到的残余阻力系数等于1，则将该胶结人造岩心所模拟的油藏地层的渗透率确定为最大预测适用渗透率； 将所有最小预测适用渗透率中的最大值确定为最小适用渗透率； 将所有最大预测适用渗透率中的最小值确定为最大适用渗透率； 将以所述最大适用渗透率、最小适用渗透率为端点涵盖的渗透率范围确定为所述已知浓度的待测凝胶微球调剖剂适用的油藏地层渗透率范围。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括: 针对所述多个胶结人造岩心，若计算得到的残余阻力系数都不为无穷大，则执行如下步骤， 步骤Al，利用第一设定值更新当前的最小估计渗透率，并制备胶结人造岩心以模拟具有更新后的最小估计渗透率的油藏地层；所述更新后的最小估计渗透率小于当前的最小估计渗透率，且二者之差为所述第一设定值； 步骤A2，为当前制备的胶结人造岩心配制地层水溶液，该地层水溶液的矿化度与该当前制备的胶结人造岩心所模拟的油藏地层的矿化度相同； 步骤A3，分别利用为该当前制备的胶结人造岩心配制的地层水溶液和已知浓度的待测凝胶微球调剖剂对该当前制备的胶结人造岩心进行驱替，并根据驱替过程中所述压力传感器的压力示数值计算该胶结人造岩心的残余阻力系数； 步骤A4，若计算得到的残余阻力系数为无穷大，则将该更新后的最小估计渗透率确定为最小适用渗透率；否则，重复步骤A1-A4，直到计算得到的残余阻力系数为无穷大。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于， 针对所述多个胶结人造岩心，若计算得到的残余阻力系数都大于1，则执行如下步骤，步骤BI，利用第二设定值更新当前的最大估计渗透率，并制备胶结人造岩心以模拟具有更新后的最大估计渗透率的油藏地层；所述更新后的最大估计渗透率大于当前的最小估计渗透率，且二者之差为所述第二设定值； 步骤B2，为当前制备的胶结人造岩心配制地层水溶液，该地层水溶液的矿化度与该当前制备的胶结人造岩心所模拟的油藏地层的矿化度相同； 步骤B3，分别利用为该当前制备的胶结人造岩心配制的地层水溶液和已知浓度的待测凝胶微球调剖剂对该当前制备的胶结人造岩心进行驱替，并根据驱替过程中所述压力传感器的压力示数值计算该胶结人造岩心的残余阻力系数；步骤B4，若计算得到的残余阻力系数等于1，则将该更新后的最大估计渗透率确定为最大适用渗透率；否则，重复步骤B1-B4，直到计算得到的残余阻力系数等于I。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的分别利用为该胶结人造岩心配制的地层水溶液和已知浓度的待测凝胶微球调剖剂对该胶结人造岩心进行驱替，并根据驱替过程中所述压力传感器的压力示数值计算该胶结人造岩心的残余阻力系数，具体包括: 对该胶结人造岩心抽真空； 利用为该胶结人造岩心配制的地层水溶液对该胶结人造岩心进行初次水驱，当所述压力传感器的示数稳定时记录压力示数值； 从所述胶结人造岩心的前端部注入已知浓度的待测凝胶微球调剖剂； 待所述压力传感器的示数稳定后利用该地层水溶液对该胶结人造岩心进行再次水驱，当所述压力传感器的示数再次稳定时记录压力示数值； 根据达西公式，利用所述初次水驱过程中记录的压力示数值计算初次水驱时该胶结人造岩心的渗透率，利用所述再次水驱过程中记录的压力示数值计算再次水驱时该胶结人造岩心的渗透率； 根据该胶结人造岩心分别在再次水驱时和初次水驱时的渗透率，计算该胶结人造岩心的残余阻力系数。
5.根据权利要求 1所述的方法，其特征在于，还包括:建立各所述胶结人造岩心所模拟油藏地层的渗透率与计算得到的残余阻力系数的对应关系。
【文档编号】G01N15/08GK103994959SQ201410200925
【公开日】2014年8月20日 申请日期:2014年5月13日 优先权日:2014年5月13日
【发明者】贾旭, 熊春明, 吴行才, 杨立民, 唐孝芬, 张松, 卢祥国, 牛丽伟, 叶银珠, 吕静 申请人:中国石油天然气股份有限公司