多管模拟层内非均质水驱油渗流的实验装置的制作方法

本发明涉及一种多管模拟层内非均质水驱油渗流的实验装置。

背景技术：

岩心水驱油实验作为油气田开发领域一种常见的室内实验在分析地层情况、研究地层流体分布、评价堵剂提高采收率性能等方面有着很重要的作用，还能为后续数模提供可靠的数据支持。随着油藏开发的不断深入，我国陆相油田全面进入特高含水期，注水开发油田面临空前严峻的形势，高渗透层含水率逐年上升，有的油田综合含水率甚至超过96％。经过长期的注水开发，地层物性发生很大的改变，水窜通道的形成，纵向、横向的不均质程度加深，地层层内、层间矛盾更为突出。为了研究地层层内、层间渗流变化，实验室需要相关的实验装置来做相关实验。室内岩心水驱油实验是常见的研究地层渗流特点的实验，利用单管填砂岩心可以针对不同渗透率的地层条件进行测试，但是单管制作层内非均质岩心管存在极大困难；不仅不易填管，后续实验及测量的可操作性都比较低。目前尚无较好的层内非均质水驱油实验装置。应用工厂加工的由不同渗透率长方岩心压制而成的组合岩心，可以反应层内矛盾，但是成本高，而且岩心过油以后不易清洗，很难重复利用。

因此，仍需研发新型的装置，以用于研究非均质地层渗流特点。

技术实现要素：

本发明提供一种多管模拟层内非均质水驱油渗流的实验装置，所述实验装置包含单管填砂岩心模型，其包含流入端、填砂岩心管体和采出端，其特征在于所述单管填砂岩心模型至少为3根，其上均设有多个连接端；所述至少3根单管填砂岩心模型由一根上部单管填砂岩心模型、至少一根中部单管填砂岩心模型和一根下部单管填砂岩心模型组成；

其中上部单管填砂岩心模型设有多个下连接端，中部单管填砂岩心模型设有多个上连接端和下连接端，下部单管填砂岩心模型设有多个上连接端；

其中所述至少3根单管填砂岩心模型之间并联连接；所述相邻的单管填砂岩心模型之间通过渗流通道连接相对应的上连接端和下连接端，而彼此连通；

所述渗流通道上设有压力表。

本发明还涉及所述的多管模拟层内非均质水驱油渗流的实验装置的测量方法，其包含以下步骤：

(1)根据不同水相渗透率值要求，分别按照所需的比例配砂，将砂粒混合均匀后，按照所需的压实程度分别制备单管填砂岩心模型；

(2)分别计算出各单管填砂岩心模型的孔隙度；

(3)对各单管填砂岩心模型进行水相渗透率测定，经30min压力变化幅度小于5％或压力持平，根据达西定律计算出各个岩心模型的实际渗透率；

(4)将各单管填砂岩心模型并联接入流程，进行水驱；

(5)将各单管填砂岩心模型分别饱和油，油驱水至岩心出口含油饱和度＞98％，并恒温老化；

(6)将各单管填砂岩心模型再次并联接入流程，水驱油至所要求的各岩心出口的含水率，将所需量的堵剂由并联处注入，注堵剂结束后，转后续水驱至所要求的各岩心出口的含水率；

(7)根据出口含水率、采收率变化、压力数据，评价堵剂体系对非均质性的改善能力及驱油效率。

本发明的装置可快捷、合理地反应地层情况的情况下，利用多根可连通填砂岩心模型代替组合压制的岩心，有效的节约实验成本。本发明的装置，还具有以下优点：

(1)填砂岩心成本低，可重复使用；

(2)渗流通道添加压力表可以观察渗流通道压力变化；

(3)三个岩心管分别填砂，各单管均可单独测量渗透率；

(4)多管并联且连通，可模拟多种层内非均质情况；

(5)连接端及测压点处均设置防砂网，预防出砂。

附图说明

图1本发明装置的结构示意图，其中装置包含3根单管填砂岩心模型

图2现有技术中的单管填砂岩心模型

1-并联处流入端，2-流入端，3-压力表，4-测压点，5-采出端，6-上部单管填砂岩心模型，7-中部单管填砂岩心模型，8-下部单管填砂岩心模型，9-渗流通道

具体实施方式

本发明提供一种多管模拟层内非均质水驱油渗流的实验装置，所述实验装置包含单管填砂岩心模型，其包含流入端、填砂岩心管体和采出端，其特征在于所述单管填砂岩心模型至少为3根，其上均设有多个连接端；所述至少3根单管填砂岩心模型由一根上部单管填砂岩心模型、至少一根中部单管填砂岩心模型和一根下部单管填砂岩心模型组成；

其中上部单管填砂岩心模型设有多个下连接端，中部单管填砂岩心模型设有多个上连接端和下连接端，下部单管填砂岩心模型设有多个上连接端；

其中所述至少3根单管填砂岩心模型之间并联连接；所述相邻的单管填砂岩心模型之间通过渗流通道连接相对应的上连接端和下连接端，而彼此连通；

所述渗流通道上设有压力表，以方便观察渗流通道压力变化。

相邻单管填砂岩心模型的连接端的数量相同，以使连接端通过渗流通道一一对应连通。本发明中的渗流通道为管间连通装置，例如为两端带接头的一个管线；其中接头与单管填砂岩心模型的连接端密封连接。

中部单管填砂岩心模型的数量根据所需模拟的非均质地层的层数而

定。例如，若模拟3层非均质，则上部1根岩心管，中部1根岩心管，下部1根岩心管；若模拟5层非均质，则上部1根岩心管，中部3根岩心管，

下部1根岩心管；不同渗透率的地层对应一个中部单管填砂岩心模型。

单管填砂岩心模型是本领域公知的装置(现有的单管填砂岩心模型上只有测压点，没有渗流通道连接端)，其结构是本领域技术人员所熟知的，

本领域技术人员可以根据渗透率要求，按照所需的比例配砂制作。

在一个实施方案中，各单管填砂岩心模型上设置的连接端个数相同。

在一个实施方案中，单管填砂岩心模型的连接端及测压点处均设置防砂网。

在一个实施方案中，各单管填砂岩心模型的渗透率相同或不同。

本发明还涉及所述的多管模拟层内非均质水驱油渗流的实验装置的测量方法，其包含以下步骤：

(1)根据不同渗透率要求，分别按照所需的比例配砂，将砂粒混合均匀后，按照所需的压实程度分别制备单管填砂岩心模型；

(2)分别计算出各单管填砂岩心模型的孔隙度；

(3)对各单管填砂岩心模型进行水相渗透率测定，经30min压力变化幅度小于5％或压力持平，根据达西定律计算出各个岩心模型的实际渗透率；

(4)将各单管填砂岩心模型并联接入流程，进行水驱；

(5)将各单管填砂岩心模型分别饱和油，使油驱水至岩心出口含油饱和度＞98％，并恒温老化；

(6)将各单管填砂岩心模型再次并联接入流程，水驱油至所要求的各岩心出口的含水率，将所需量的堵剂由并联处注入，注堵剂结束后，转后续水驱至所要求的各岩心出口的含水率；

(7)根据出口含水率、采收率变化(即步骤(6)中的两次出口含水率的差值)、压力数据，评价堵剂体系对非均质性的改善能力及驱油效率。

在一个实施方案中，步骤(2)中，孔隙度如下计算：孔隙体积v1/填

砂岩心的体积v2

其中v1＝(m2-m1)/水密度

其中岩心称干重m1，

抽空饱和地层水后，称湿重m2。

在一个实施方案中，步骤(5)中，恒温老化2天以上，优选3天。

本发明装置在使用时由并联处流入端注入水、油或堵剂，经各岩心的流入端进入各岩心，然后在各岩心采出端流出，即岩心出口，进行测定物性数据，例如含水率等。

如图1所示，本发明的实验装置的所述单管填砂岩心模型为3根，其中上部单管填砂岩心模型具有4个下连接端，每个下连接端分别与中部单管填砂岩心模型的相对应的4个上连接端通过渗流通道连接而连通；下部单管填砂岩心模型具有4个上连接端，每个上连接端分别与中部单管填砂岩心模型的相对应的4个下连接端通过渗流通道连接而连通。

应用实施例

采用本发明的图1所示的多管模拟层内非均质水驱油渗流的实验装置的测量方法，其包含以下步骤：

(1)实验选取三层非均质岩心，要求高渗岩心渗透率5μm²，中渗岩心渗透率3μm²，低渗岩心渗透率1μm²；高渗岩心：40-60目：60-80目＝2：1、中渗岩心：60-80目：80-100目＝2：1、低渗岩心：80-100目：100-120目＝1：1。

(2)按步骤(2)分别计算出各单管填砂岩心模型的孔隙度，计算得到高渗岩心孔隙度38％、中渗岩心孔隙度32％、低渗岩心孔隙度29％。

(3)对各单管填砂岩心模型进行水相渗透率测定，经30min压力变化基本持平，根据达西定律计算出各个岩心模型的实际渗透率；计算得到高渗岩心渗透率5.02μm²，中渗岩心渗透率3.01μm²，中渗岩心渗透率0.99μm²。

(4)将各单管填砂岩心模型按照图1的方式并联接入流程，进行水驱；

(5)将各单管填砂岩心模型分别饱和油，油驱水至岩心出口含油饱和度＞98％，并恒温老化；

(6)将各单管填砂岩心模型再次并联接入流程，水驱油至所要求的岩心出口的综合含水率达到98％，将0.3pv总孔隙体积的堵剂由并联处注入，注堵剂结束后，转后续水驱至所要求的岩心出口的综合含水率达到98％，结束注入实验；

(7)根据出口含水率、采收率变化、压力数据，评价堵剂体系对非均质性的改善能力及驱油效率，实验结果见表1。实验结果表明，三管层内非均质岩心水驱油、注入堵剂及后续水驱后，综合含水率下降最大幅度12.3％，综合提高采收率值21.8％，可见注入堵剂后大幅度降低了含水率，提高了原油的采收率。

表1三管层内非均质岩心水驱油渗流的实验结果数据表

可见，本发明的多管模拟层内非均质水驱油渗流的实验装置，通过多根单管填砂岩心模型的并联，可极好的模拟多种层内非均质情况，由此可快捷、合理地反应地层情况。