一种基于水力特性分析的剩余油表征方法及其应用

1.本文涉及但不限于油田开发技术领域，涉及但不限于一种水驱剩余油表征方法及其应用，尤其涉及但不限于一种基于水力学特性分析的微观水驱剩余油表征方法。


背景技术：

2.注水开采是我国油田开发的主要手段，随着各油田逐渐进入开发后期，很多油田已步入高含水或特高含水的开发阶段，此时仍有大量的剩余油分布在储层中，并且长期注水开发使得剩余油高度分散。判断储层内剩余油赋存规律是阐明剩余油分布特征及启动机理的前提，是进一步挖潜动用剩余油的基础。现有关于微观剩余油的表征方法研究大多是基于剩余油形成机理或剩余油形态特征识别，且未考虑剩余油团的水力特性对微观剩余油启动的影响。


技术实现要素：

3.以下是对本文详细描述的主题的概述。本概述并非是为了限制权利要求的保护范围。
4.本技术提供了一种在数字化水驱实验的基础上，对微观剩余油的形态特征进行定量的分析的方案，从而获得微观剩余油水力特性的特征参数，能很好地反映各类剩余油的启动特性。
5.本技术提供了一种水驱剩余油表征方法，所述水驱剩余油表征方法包括以下步骤：
6.确定目标地层，获取所述目标地层的岩心，对所述岩心进行驱替实验，获取驱替实验最终时刻的所述岩心的油相和水相的数字化图像；
7.获取所述剩余油的油团的比表面积α，单位为m-1
；获取所述剩余油的油团的水-油接触面积β，量纲为1；获取所述剩余油的油团的水-油通道数γ，单位为个；
8.所述剩余油的油团的比表面积α，所述剩余油的油团的水-油接触面积β，所述剩余油的油团的水-油通道数γ对所述剩余油的水力特性进行表征。
9.在本技术提供的一种实施方式中，数字化图像做滤波、灰度化等处理，识别并划分岩石颗粒、空隙空间、水相和油相。基于数字化图像，获得微观剩余油的水力学特性的统计数据。统计数据选取原则是优先便于计算机图像识别和提取，且能反应微观剩余油受力特征的量(即每个剩余油油团总体积、剩余油团与水相接触的总面积、剩余油团总表面积和每个剩余油团周围与水相连接的通道数)。
10.在本技术提供的一种实施方式中，所述获取所述剩余油的油团的比表面积α，根据公式(1)计算：
[0011][0012]
式(1)中，s为剩余油团总表面积，单位为m2；v为剩余油团总体积，单位m3。
[0013]
在本技术提供的一种实施方式中，获取所述剩余油的油团的水-油接触面积β，根据公式(2)计算：
[0014][0015]
式(2)中，s
ow
为剩余油团与水相接触的总面积，单位为m2；s为剩余油团总表面积，单位为m2。
[0016]
在本技术提供的一种实施方式中，所述驱替实验最终时刻为所述岩心达到高含水甚至特高含水期。
[0017]
在本技术提供的一种实施方式中，所述驱替实验最终时刻为所述岩心出口混合液体的含水量超过90％。
[0018]
在本技术提供的一种实施方式中，获取所述岩心的油相和水相的数字化图像的方法包括：计算机断层扫描技术、扫描电镜成像技术、核磁共振成像技术和光学显微成像中的任意一种或更多种。
[0019]
又一方面，本技术提供了上述的水驱剩余油表征方法的用途，
[0020]
剩余油的油团的γ＞23，使用增加压力梯度、降低粘性力和降低毛管阻力中的任意一种或更多种的第一措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0021]
或者，剩余油的油团的γ＜23，α＜0.41，β＞0.24，使用增加压力梯度、增加粘性力和降低毛管阻力中的任意一种或更多种的第二措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0022]
或者，剩余油的油团的γ＜23，α＜0.41，β＜0.24，使用增加压力梯度和降低毛管力的第三措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0023]
或者，剩余油的油团的γ＜23，α＞0.41，β＞0.24，使用降低毛管力的第四措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0024]
或者，剩余油的油团的γ＜23，α＞0.41，β＜0.24，使用提高流体粘性力的第五措施，驱替所述目标地层的剩余油。
[0025]
又一方面，本技术提供了上述的水驱剩余油表征方法的用途，
[0026]
剩余油的油团的γ＞23，使用增加压力梯度、降低毛管阻力和降低粘性力中的任意一种或更多种的第一措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0027]
或者，剩余油的油团的γ＜23，α＜0.41，β＞0.24，使用增加压力梯度、增加粘性力和降低毛管阻力中的任意一种或更多种的第二措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0028]
或者，剩余油的油团的γ＜23，α＜0.41，β＜0.24，使用增加压力梯度和降低毛管阻力中的任意一种或更多种的第三措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0029]
或者，剩余油的油团的γ＜23，α＞0.41，β＞0.24，使用降低毛管阻力的第四措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0030]
或者，剩余油的油团的γ＜23，α＞0.41，β＜0.24，使用提高粘性力的第五措施，驱替所述目标地层的剩余油。
[0031]
在本技术提供的一种实施方式中，所述第一措施包括调剖调驱、分层注水、周期注水、加密井网、提高压差、改变液流方向、表面活性剂改变润湿性、表面活性剂降表面张力和压裂解堵中的任意一种或更多种；
[0032]
在本技术提供的一种实施方式中，所述第二措施包括提高压差、改变液流方向、聚
合物驱替、表面活性剂降表面张力和压裂解堵中的任意一种或更多种；
[0033]
在本技术提供的一种实施方式中，所述第三措施包括提高压差、调剖堵水、聚合物驱、加密井网、表面活性剂降表面张力中的任意一种或更多种；
[0034]
在本技术提供的一种实施方式中，所述第四措施包括表面活性剂降表面张力、化学驱和微生物及co2吞吐中的任意一种或更多种；
[0035]
在本技术提供的一种实施方式中，所述第五措施包括提高注入速度、提高粘弹性和提高生产压差中的任意一种或更多种。
[0036]
在本技术提供的一种实施方式中，当储层达到高含水甚至特高含水期，对所述水驱剩余油进行表征，根据表征结论使用相应措施驱替所述目标地层的剩余油。
[0037]
在本技术提供的一种实施方式中，当储层含水量超过90％对所述水驱剩余油进行表征，根据表征结论使用相应措施驱替所述目标地层的剩余油。
[0038]
本技术利用图像处理技术识别和提取岩心驱替实验最终时刻的油水两相分布，充分考虑微观剩余油的水力特性和启动条件，基于能综合性表征微观剩余油团水力特性的三个参数将微观剩余油表征为五类。与现有的根据形态的表征方法相比，该方法更加注重油水连通特性对剩余油启动影响，形成的表征标准可作为指导油田高含水阶段剩余油开采的更科学的指导依据。
[0039]
本技术的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本技术而了解。本技术的其他优点可通过在说明书中所描述的方案来发明实现和获得。
附图说明
[0040]
附图用来提供对本技术技术方案的理解，并且构成说明书的一部分，与本技术的实施例一起用于解释本技术的技术方案，并不构成对本技术技术方案的限制。
[0041]
图1是实施例所用到的ct图像，图中实体部分代表油相。
[0042]
图2是五类剩余油的水力特征示意图。
[0043]
图3a为对剩余油表征时，α的临界值的确定规则。
[0044]
图3b为对剩余油表征时，β的临界值的确定规则。
[0045]
图3c为对剩余油表征时，γ的临界值的确定规则。
[0046]
图4a为岩心a驱替500pv后的剩余油分布示意图。
[0047]
图4b为岩心a油的空间分布状态示意图。
[0048]
图4c为岩心a剩余油体积分布示意图。
[0049]
图5a为岩心b驱替500pv后的剩余油分布示意图。
[0050]
图5b为岩心b油的空间分布状态示意图。
[0051]
图5c为岩心b剩余油体积分布示意图。
[0052]
图6a为岩心c驱替500pv后的剩余油分布示意图。
[0053]
图6b为岩心c油的空间分布状态示意图。
[0054]
图6c为岩心c剩余油体积分布示意图。
具体实施方式
[0055]
为使本技术的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文对本技术的实施例进行详细说明。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特征可以相互任意组合。
[0056]
实施例1：岩心驱替实验
[0057]
通过计算机断层扫描技术或者成像技术获取岩心驱替实验最终驱替时刻(注入总流量为500pv)的两相分布的灰度图像，结果如附图1所示。驱替实验条件为：岩心采用快速注入和后期抽真空方式使得岩心处于饱和油状态，油相黏度为10mpa
·
s，岩心入口注入质量分数为10％的碘化钠水溶液，水溶液黏度为1mpa
·
s，在室温状态下岩心入口的水溶液注入速度为11μm/s，出口保持常压状态。入口注入累计流量达到500pv后，停止注入，对被驱替岩心进行ct扫描，获取岩心内水油两相分布的灰度图像。所取岩心孔隙度为29.6％，平均孔径为62μm，渗透率为7449md。
[0058]
步骤二：对步骤一中所得表示两相流体分布状态的数字图像做滤波、去噪、分水岭算法提取不同组分的图像处理，识别并划分岩石颗粒、空隙空间、水相和油相(使用以下文献中提到的识别划分方法buades a,coll b,morel j m.nonlocal image and movie denoising[j].international journal of computer vision,2008,76(2):123-139.)中的非局域均值滤波方法(non-local means)。本实施例中灰度值为0的区域识别为油相，灰度值为255的区域识别为水相，灰度值128的区域识别为固体颗粒。经过图像识别后，将每个不与其他剩余油相连的区域成为一个剩余油油团。
[0059]
步骤三：获得微观剩余油的水力学特性的统计数据。统计数据选取原则是优先便于计算机图像识别和提取，且能反应微观剩余油受力特征的量，具体如下：
[0060]
分别统计步骤二中图像内每个剩余油油团的体积v、余油团与水相接触的总面积s
ow
、剩余油团总表面积s和每个剩余油团周围与水相连接的通道数(所述剩余油的油团的水-油通道数γ)。带入公式(1)和公式(2)计算描述微观剩余油水力学特性的三个参数为比表面积α、水-油接触面积比β和水-油通道数γ。
[0061]
步骤四：微观剩余油表征标准建立。根据微观剩余油优选参数及油团水力学特性分析，建立微观科学的易于推广的微观剩余油表征标准。结合步骤三中所得表征微观剩余油微团水力特性的三个参数，可表征为五类微观剩余油，不同剩余油类型按照其动用程度从高到低依次命名为a型剩余油、b型剩余油、c型剩余油、d型剩余油和e型剩余油。其水力特性示意简图如附图2所示，微观剩余油表征的参数范围如附图3a、附图3b和附图3c所示。
[0062]
a型剩余油主要特征为水油界面连通性好，岩心内形成分布广泛的剩余油微团，且其体积一般较大。a型剩余油主要发生在驱油剂未波及区域或者，水驱过程早期岩心内存在复杂的“指进”现象，剩余油微团在两相界面处形成动力平衡，驱油剂难以进入剩余油孔隙空间。
[0063]
b型剩余油水油界面连通性不足，水油面积比高，剩余油微团比表面小；表明剩余油体积大，两相界面作用区域大，出现水相“绕流”现象，剩余油微团更多的是受到流体剪切作用，难以在水驱作用下运移。
[0064]
c型剩余油水油界面连通性不足，水油面积比低，剩余油微团比表面小；表明剩余油体积大，但两相界面作用区域小，剩余油微团更多的是受到毛管力作用以及孔径变化带
来的阻力效应，从而制约了剩余油运移。
[0065]
d型剩余油水油界面连通性不足，水油面积比高，剩余油微团比表面大；表明剩余油体积小但有相对大的作用表面，且两相界面张力作用区域相对较大，驱油剂在剩余油微团表面面铺展，正压驱替作用弱，剩余油微团难以动用。
[0066]
e型剩余油水油界面连通性不足，水油面积比低，剩余油微团比表面大；表明剩余油体积小但有相对大的作用表面，而两相界面作用区域相对较小，剩余油微团受到孔隙结构约束，驱油剂难以进入孔隙结构完成剩余油的正压驱替。
[0067]
表1：数据表a型至e型剩余油表征标准
[0068]
微观剩余油类别表征依据aγ》23bγ《23,α《0.41,β》0.24cγ《23,α《0.41,β《0.24dγ《23,α》0.41,β》0.24eγ《23,α》0.41,β《0.24
[0069]
实施例2
[0070]
图4a是岩心a按照实施例1方法驱替500pv后的剩余油分布(灰色部分为油，水和岩石固体部分为背景色处理)，初始状态下含油体积为5.76μl，经过500pv驱替后，岩心内含油体积为1.38μl；经过上述表征方法处理，计算岩心内每一个剩余油的特征参数，对比表1中的剩余油类型表征标准，发现a、b、c、d、e五类剩余油的体积占比分别为10.6％、57.3％、19.3％、11.2％、1.6％，因此岩心a驱替500pv后剩余油的类型主要为b型，即剩余油特征为水油界面连通性不足，水油面积比高，剩余油微团比表面小。
[0071]
针对表征后剩余油的形态特征和受力，采用模拟增加压力梯度(即提升注入速度为22μm/s)，同时模拟降低毛管阻力(流体表面张力降低为1mn/s)的方式，对岩心a开展孔尺度数值模拟。数值模拟的初始状态与岩心a的岩心驱替实验中500pv时刻的水油分布保持一致，除水溶液注入速度和表面张力改变，其他条件保持一致，直至驱替到50pv。此时数值模拟的岩心a内含油体积为0.17μl，空间分布状态如图4b所示，此时剩余油的体积分布如图4c所示，主要分布在10-5
μl。相比于原始岩心a驱替实验中500pv时刻，依据剩余油表征方法给出的指导意见，可多采出21％的剩余油。
[0072]
实施例3
[0073]
取与岩心a同一区块不同性质的岩心，记录为岩心b，所取岩心孔隙度为31.09％，平均孔径为40μm，渗透率为1594md。按照实施例1的方法驱替500pv后的剩余油分布(图5a)，初始状态下含油体积为5.27μl，经过500pv驱替后，岩心b内含油体积为1.75μl；经过上述表征方法处理，计算岩心b内每一个剩余油的特征参数，对比表1中的剩余油类型表征标准，发现a、b、c、d、e五类剩余油的体积占比分别为67.6％、10.3％、2％、19.6％、0.5％，因此岩心b驱替500pv后剩余油的类型主要为a型，即剩余油特征为具有较高的水油通道数。
[0074]
针对表征后剩余油的形态特征和受力，采用增强亲水润湿性措施(即接触角由全岩心平均值65
°
降低为23
°
)的措施开展后续模拟验证。数值模拟的初始状态与岩心b的岩心驱替实验中500pv时刻的水油分布保持一致，其他条件保持一致，仅改变润湿性接触角，直至驱替到50pv。此时数值模拟的岩心b内含油体积为0.26μl，空间分布状态如图5b所示，此
时剩余油的体积分布如图5c所示，主要分布在0.56
×
10-5
μl。相比于原始岩心b驱替实验中500pv，依据剩余油表征方法给出的指导意见，可多采出28％的剩余油。
[0075]
实施例4
[0076]
取与岩心a、岩心b同一区块不同性质的岩心，记录为岩心c，所取岩心孔隙度为31.09％，平均孔径为34μm，渗透率为908md。按照实施例1的方法驱替500pv后的剩余油分布(图6a)，初始状态下含油体积为3.83μl，经过500pv驱替后，岩心c内含油体积为1.19μl；经过上述表征方法处理，计算岩心c内每一个剩余油的特征参数，对比表1中的剩余油类型表征标准，发现a、b、c、d、e五类剩余油的体积占比分别为25.1％、23.8％、0.2％、49.7％、1.2％，因此岩心c驱替500pv剩余油的类型主要为d型，即剩余油特征为具有较低的水油通道数、低水-油接触面积比、高比表面积。
[0077]
针对表征后剩余油的形态特征和受力，采用降低毛管阻力(流体表面张力降低为1mn/s)的措施开展后续模拟验证。数值模拟的初始状态与岩心c驱替实验中500pv时刻的水油分布保持一致，除表面张力降低为1mn/m，其他条件保持一致，直至驱替到50pv。此时数值模拟的岩心c内含油体积为0.52μl，空间分布状态如图6b所示，此时剩余油的体积分布如图6c所示，主要分布在0.9
×
10-5
μl。相比于原始岩心c驱替实验中500pv，依据剩余油表征方法给出的指导意见，可多采出17％的剩余油。