油藏改建储气库多周期注采渗流仿真模拟实验评价方法

1.本发明涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种油藏改建储气库多周期注采渗流仿真模拟实验评价方法。


背景技术：

2.储气库在国内外的实施案例中均以油气藏为主要改造对象，其中又以气藏为重心，以油藏为改造对象的案例在国内尤其少。油藏在开发过程中，往往会产生水体锥进，将油藏改建为储气库，由于注入气体的参与，地下多孔介质中的流体流动会成为油-气-水三相渗流，再加之气体的高速反复注采，高温高压下的这种油气水三相渗流变得更加复杂。在油藏改建储气库前，多周期运行过程中流体渗流规律和储层扩容能力的分析十分必要，它是制定实施方案的重要依据。然而，目前我国油藏改建储气库仍处于起步阶段，关于油藏改建储气库渗流仿真模拟实验评价方法公开报道较少。因此，亟需一种油藏改建储气库渗流仿真模拟实验评价方法，方便认知油藏改建储气库的渗流机理。


技术实现要素：

3.针对上述问题，本发明旨在提供一种油藏改建储气库多周期注采渗流仿真模拟实验评价方法。
4.本发明的技术方案如下：
5.一种油藏改建储气库多周期注采渗流仿真模拟实验评价方法，包括以下步骤：
6.s1：准备模拟实验评价装置，所述模拟实验评价装置包括抽真空系统、注入系统、岩心夹持器、地层模拟系统、压力监测系统、采出与计量系统；
7.s2：准备岩心，将所述岩心清洗后烘干，并测得烘干后岩心的干重、长度、直径、孔隙度、渗透率；
8.s3：将所述岩心放入所述岩心夹持器内，然后通过所述抽真空系统对所述模拟实验评价装置进行抽真空；
9.s4：利用所述地层模拟系统将所述岩心夹持器的围压加载至模拟上覆地层压力，通过所述注入系统向所述岩心夹持器内注入地层水，对岩心饱和地层水，并利用所述地层模拟系统将所述岩心夹持器的温度升至模拟地层温度并保持恒定；
10.s5：通过所述注入系统向所述岩心夹持器内的岩心注入原油，使所述岩心的含水饱和度达到模拟含水饱和度，且在此过程中将所述岩心夹持器内的流体压力维持在所述模拟上覆地层压力；
11.s6：将所述岩心夹持器内的部分流体输送至所述采出与计量系统中，使所述岩心夹持器内的流体压力衰竭至最低运行压力；
12.s7：通过所述注入系统以流速一向所述岩心夹持器内的岩心注入气样，使所述岩心夹持器内的流体压力恢复至所述模拟上覆地层压力；
13.s8：通过所述采出与计量系统以流速二对所述岩心夹持器内的岩心进行采气，使
所述岩心夹持器内的流体压力衰竭至最低运行压力；
14.s9：重复步骤s7-s8，进行多个周期的注气采气模拟，并利用所述采出与计量系统记录采出的流体量；
15.s10：根据步骤s2和步骤s9获取的实验数据，对油藏改建储气库的能力进行评价。
16.作为优选，所述速度一小于速度二，模拟慢注快采过程。
17.作为优选，步骤s10中，对油藏改建储气库的能力进行评价依靠存水率、存油率、存液率以及扩容能力进行评价。
18.作为优选，所述存水率是指岩心中的含水量与原始条件下孔隙体积的比值，所述存油率是指岩心中的含油量与原始条件下孔隙体积的比值，所述存液率是指含液量与原始条件下孔隙体积的比值，所述扩容能力是指岩心中的气体所能占据的体积与原始条件下孔隙体积的比值。
19.作为优选，所述存水率、存油率、存液率以及扩容能力分别通过下式进行计算：
[0020][0021][0022][0023]
η＝1-(λo+λw)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4)
[0024]
式中：λw为岩心存水率，％；λo为岩心存油率，％；λ
l
为岩心存液率，％；nw为岩心中原始条件下的含水量，ml；no为岩心中原始条件下的含油量，ml；n
l
为岩心中原始条件下的含液量，ml；nw'为岩心中产出的水量，ml；no'为岩心中产出的油量，ml；bw为水的体积系数，无量纲；bo为原油的体积系数，无量纲；η为扩容能力，％。
[0025]
作为优选，所述抽真空系统包括依次相连的真空泵、压力表、阀门一；
[0026]
所述注入系统包括依次相连的驱替泵、四通阀一、中间容器、四通阀二、阀门二，所述中间容器包括并联设置的气样中间容器、原油中间容器以及地层水中间容器，且所述气样中间容器的进出口分别设有阀门三和阀门四，所述原油中间容器的进出口分别设有阀门五和阀门六，所述地层水中间容器的进出口分别设有阀门七和阀门八；
[0027]
所述抽真空系统和所述注入系统并联设置，且两者的输出端与三通阀一相连，所述三通阀一的其中一个出口与压力传感器一相连，另一个出口依次与阀门九、岩心夹持器、三通阀二、阀门十相连，所述三通阀二的另一个出口与压力传感器二相连；
[0028]
所述地层模拟系统包括围压泵和恒温箱，所述围压泵与所述岩心夹持器相连，所述岩心夹持器设置在所述恒温箱内；
[0029]
所述压力监测系统包括所述压力表、压力传感器一以及所述压力传感器二；
[0030]
所述采出与计量系统包括依次相连的阀门十一、密封的液体计量装置、采气泵，所述阀门十一的入口端与所述阀门十的出口端相连；所述液体计量装置的底部还设有排出管线，所述排出管线上设有阀门十二。
[0031]
作为优选，所述模拟实验评价装置还包括供气系统，当所述气样中间容器供气不
足时补充气体；所述供气系统包括依次相连的气源、阀门十三、气体增压泵、单向阀，所述单向阀的输出端与所述气样中间容器和所述四通阀二之间的管线相连。
[0032]
作为优选，所述压力监测系统还包括压力显示器一和压力显示器二，所述压力显示器一与所述压力传感器一相连，所述压力显示器二与所述压力传感器二相连。
[0033]
作为优选，所述液体计量装置采用电容式液体计量装置。
[0034]
作为优选，所述岩心夹持器采用全直径岩心夹持器。
[0035]
本发明的有益效果是：
[0036]
本发明能够利用所述存水率、存油率、存液率以及扩容能力对油藏改建储气库多周期注采渗流仿真模拟实验进行定量地评价，为油藏改建储气库提供技术支持。
附图说明
[0037]
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。
[0038]
图1为本发明模拟实验评价装置的一个实施例结构示意图；
[0039]
图2为一个具体实施例采用本发明评价存水率的结果示意图；
[0040]
图3为一个具体实施例采用本发明评价存油率的结果示意图；
[0041]
图4为一个具体实施例采用本发明评价存液率的结果示意图；
[0042]
图5为一个具体实施例采用本发明评价扩容能力的结果示意图。
[0043]
图中标号：1-阀门八、2-地层水中间容器、3-阀门七、4-原油中间容器、5-阀门五、6-四通阀一、7-阀门三、8-驱替泵、9-气样中间容器、10-气源、11-阀门十三、12-气体增压泵、13-单向阀、14-真空泵、15-压力表、16-阀门一、17-阀门四、18-阀门六、19-阀门二、20-四通阀二、21-压力显示器一、22-压力传感器一、23-三通阀一、24-阀门九、25-压力显示器二、26-压力传感器二、27-三通阀二、28-阀门十、29-阀门十一、30-采气泵、31-液体计量装置、32-泄压组件、33-阀门十二、34-岩心夹持器、35-恒温箱、36-围压泵。
具体实施方式
[0044]
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本技术中的实施例及实施例中的技术特征可以相互结合。需要指出的是，除非另有指明，本技术使用的所有技术和科学术语具有与本技术所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。本发明公开使用的“包括”或者“包含”等类似的词语意指出现该词前面的元件或者物件涵盖出现在该词后面列举的元件或者物件及其等同，而不排除其他元件或者物件。
[0045]
本发明提供一种油藏改建储气库多周期注采渗流仿真模拟实验评价方法，包括以下步骤：
[0046]
s1：准备模拟实验评价装置，所述模拟实验评价装置包括抽真空系统、注入系统、岩心夹持器34、地层模拟系统、压力监测系统、采出与计量系统。
[0047]
在一个具体的实施中，如图1所示，所述抽真空系统包括依次相连的真空泵14、压力表15、阀门一16；
[0048]
所述注入系统包括依次相连的驱替泵8、四通阀一6、中间容器、四通阀二20、阀门二19，所述中间容器包括并联设置的气样中间容器9、原油中间容器4以及地层水中间容器2，且所述气样中间容器9的进出口分别设有阀门三7和阀门四17，所述原油中间容器4的进出口分别设有阀门五5和阀门六18，所述地层水中间容器2的进出口分别设有阀门七3和阀门八1；
[0049]
所述抽真空系统和所述注入系统并联设置，且两者的输出端与三通阀一23相连，所述三通阀一23的其中一个出口与压力传感器一22相连，另一个出口依次与阀门九24、岩心夹持器34、三通阀二27、阀门十28相连，所述三通阀二27的另一个出口与压力传感器二26相连；
[0050]
所述地层模拟系统包括围压泵36和恒温箱35，所述围压泵36与所述岩心夹持器34相连，所述岩心夹持器34设置在所述恒温箱35内；
[0051]
所述压力监测系统包括所述压力表15、压力传感器一22以及所述压力传感器二26；
[0052]
所述采出与计量系统包括依次相连的阀门十一29、密封的液体计量装置31、采气泵30，所述阀门十一29的入口端与所述阀门十28的出口端相连；所述液体计量装置31的底部还设有排出管线，所述排出管线上设有阀门十二33。
[0053]
为了满足实验用气量较大的需求，可选地，所述模拟实验评价装置还包括供气系统，当所述气样中间容器9供气不足时补充气体；所述供气系统包括依次相连的气源10、阀门十三11、气体增压泵12、单向阀13，所述单向阀13的输出端与所述气样中间容器9和所述四通阀二20之间的管线相连。如此能够增加实验开展的连续性，操作方便且节约时间。
[0054]
为了使实验过程中的压力变化可视化，可选地，所述压力监测系统还包括压力显示器一21和压力显示器二25，所述压力显示器一21与所述压力传感器一22相连，所述压力显示器二25与所述压力传感器二26相连。
[0055]
为了使液体的计量更加准确，可选地，所述液体计量装置31采用电容式液体计量装置。其能够对流入所述电容式液体计量装置内的流体进行气液分离，且同时配合计算机能够实现对油和水的精准计量。
[0056]
在一个具体的实施例中，所述岩心夹持器34采用全直径岩心夹持器，所述驱替泵8采用高精度驱替泵，所述围压泵36采用自动追踪泵，所述采气泵采用高精度采气泵。需要说明的是，本发明所述的各个部件装置均为现有技术，具体结构在此不再赘述。
[0057]
s2：准备岩心，将所述岩心清洗后烘干，并测得烘干后岩心的干重、长度、直径、孔隙度、渗透率。
[0058]
s3：将所述岩心放入所述岩心夹持器内，然后通过所述抽真空系统对所述模拟实验评价装置进行抽真空。
[0059]
s4：利用所述地层模拟系统将所述岩心夹持器的围压加载至模拟上覆地层压力，通过所述注入系统向所述岩心夹持器内注入地层水，对岩心饱和地层水，并利用所述地层模拟系统将所述岩心夹持器的温度升至模拟地层温度并保持恒定。
[0060]
s5：通过所述注入系统向所述岩心夹持器内的岩心注入原油，使所述岩心的含水饱和度达到模拟含水饱和度，且在此过程中将所述岩心夹持器内的流体压力维持在所述模拟上覆地层压力。
[0061]
s6：将所述岩心夹持器内的部分流体输送至所述采出与计量系统中，使所述岩心夹持器内的流体压力衰竭至最低运行压力。
[0062]
s7：通过所述注入系统以流速一向所述岩心夹持器内的岩心注入气样，使所述岩心夹持器内的流体压力恢复至所述模拟上覆地层压力。
[0063]
s8：通过所述采出与计量系统以流速二对所述岩心夹持器内的岩心进行采气，使所述岩心夹持器内的流体压力衰竭至最低运行压力。
[0064]
s9：重复步骤s7-s8，进行多个周期的注气采气模拟，并利用所述采出与计量系统记录采出的流体量。
[0065]
s10：根据步骤s2和步骤s9获取的实验数据，对油藏改建储气库的能力进行评价，具体的依靠存水率、存油率、存液率以及扩容能力进行评价。
[0066]
所述存水率是指岩心中的含水量与原始条件下孔隙体积的比值，所述存油率是指岩心中的含油量与原始条件下孔隙体积的比值，所述存液率是指含液量与原始条件下孔隙体积的比值，所述扩容能力是指岩心中的气体所能占据的体积与原始条件下孔隙体积的比值。所述存水率、存油率、存液率以及扩容能力分别通过下式进行计算：
[0067][0068][0069][0070]
η＝1-(λo+λw)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4)
[0071]
式中：λw为岩心存水率，％；λo为岩心存油率，％；λ
l
为岩心存液率，％；nw为岩心中原始条件下的含水量，ml；no为岩心中原始条件下的含油量，ml；n
l
为岩心中原始条件下的含液量，ml；nw'为岩心中产出的水量，ml；no'为岩心中产出的油量，ml；bw为水的体积系数，无量纲；bo为原油的体积系数，无量纲；η为扩容能力，％。
[0072]
在一个具体的实施例中，所述速度一小于速度二，从而能够模拟慢注快采的过程。具体的速度值可以根据实际工况的注气采气速度进行设定。
[0073]
在一个具体的实施例中，以某岩心为例，采用本发明所述油藏改建储气库多周期注采渗流仿真模拟实验评价方法，对该岩心进行模拟实验。
[0074]
该岩心的基本参数为长度为9.942cm，直径为10.020cm，孔隙度17.72％，气测渗透率18.96md，干重为1562.6g。该岩心的存水率、存油率、存液率以及扩容能力的实验结果分别如图2-5所示。从图2-5可以看出，本发明能够定量地对油藏改建储气库的能力进行评价。
[0075]
且通过改变实验条件，能够科学精确地认识多种储层条件及不同开发程度下的油藏改建储气库的渗流特征以及可行程度，为在油藏基础上进行气库建设制定实施方案提供重要参考依据。且本发明避免了传统控压方法对控制采出速度的高难度，重复性好；数据处理简单，避免复杂的处理程序造成结果多解及高的出错率。与现有技术相比，具有显著的进步。
[0076]
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽
然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。