一种模拟油藏油水过渡带含油饱和度分布的方法与流程

本发明涉及一种模拟油藏油水过渡带含油饱和度分布的方法，属于油气田开发技术领域。

背景技术：

在储层毛管力作用下，油藏纯油区和自由水界面之间是一个含油饱和度逐渐降低的一段油层，而不是一个突变的界面。低渗储层油水过渡带垂向分布范围大，当油层构造幅度较低时，地质储量可占到整个油藏的三分之一到二分之一。随着顶部主力油层进入高含水期，水淹层的剩余油饱和度与油水过渡带的含油水平相当，主力油层采取提高采收率措施的同时，应进一步探索油水过渡带开发动用的可行性，这对增加整个低渗油藏的可采储量意义重大。根据毛管力原理，油水过渡带含油饱和度分布在宏观和微观尺度都与常规水驱后低含油饱和度状态有很大差别，因此室内研究油水过渡带开采方法的基础是建立室内油水过渡带的物理模拟方法。国内外关于油水过渡带油藏室内物理模拟方法的现有研究中较少，shehadehk.等(shehadehk.highoilrecoveriesfromtransitionzones[j].societyofpetroleumengineers,2000.)根据初始含油饱和度和孔隙体积，计算饱和油量后直接在岩心中注入对应体积的原油，但当初始含油饱和度较低时，此方法容易造成原油仅富集在注入端，无法在整个岩心内分布。孙志刚等(孙志刚.低含油饱和度砂岩油藏水驱特征实验[j].油气地质与采收率,2008(3):105-107.)通过实验摸索，按照油水比例1:2，进行油水混注，模型含油饱和度可达到40.9％。但是这种方法饱和的岩心，油水分布比较均匀且分散，无法模拟油水过渡带含油饱和度随深度逐渐降低的变化特点。

因此，提供一种模拟油藏油水过渡带含油饱和度分布的方法已经成为本领域亟需解决的技术问题。

技术实现要素：

为了解决上述的缺点和不足，本发明的目的在于提供一种模拟油藏油水过渡带含油饱和度分布的方法。

为达到上述目的，本发明提供一种模拟油藏油水过渡带含油饱和度分布的方法，其中，该方法包括以下步骤：

(1)、将若干已经饱和地层水的岩心依次安装在垂直放置的岩心夹持器中，将岩心夹持器升温至实验温度，并对其施加环压；

(2)由岩心夹持器顶端注入原油，采用恒压低速方式饱和原油，记录原油累计注入量和出油量，待岩心夹持器出口端见到出油后立刻停止注入原油，饱和油结束，使该垂直放置的岩心夹持器静置，等待油水平衡；

(3)调换岩心夹持器出入口管线，在恒压低速模式下由岩心夹持器底端至顶端进行水驱，顶端见水后立刻停止水驱；再对放置于该垂直放置的岩心夹持器内的岩心老化一定时间，以使油水平衡；

(4)取出岩心，再对该岩心进行ct扫描，根据ct扫描结果观察水驱后岩心的含油饱和度分布情况。

本发明所提供的模拟油藏油水过渡带含油饱和度分布的方法对所用地层水无特殊要求，通常情况下，该地层水为根据目标岩心所在地区的地层水的矿化度和离子类型配置的盐水。

在所述的方法中，本发明对步骤(1)中对岩心所施加的环压无特殊要求，通常情况下，所述环压与目标岩心在地层状态下承受的上覆岩层压力相近。

在所述的方法中，本发明对步骤(1)中所述实验温度不做具体要求，本领域技术人员可以根据作业需要合理设置该实验温度，只要保证可以实现本发明目的即可。

在所述的方法中，本发明对步骤(1)中所述岩心的根数不做具体要求，其可以是一根或者多根，但是需要保证该岩心的总长度符合本发明的要求，即保证其总长度大于50cm。

在所述的方法中，优选地，所述岩心的总长度大于50cm。

在所述的方法中，优选地，所述岩心的总长度大于75cm。

在所述的方法中，优选地，步骤(2)中所述原油的流速小于0.1ml/min。

在所述的方法中，优选地，步骤(2)中所述静置时间为72h。

在所述的方法中，步骤(3)中所得岩心的整体含油饱和度按照以下公式计算得到：

含油饱和度＝(累计注液量-出油量-入口管线体积)/岩心总孔隙体积×100％。

在所述的方法中，选择饱和原油驱压力时发现，低速恒压的方式有利于控制油水饱和过程，优选地，步骤(2)中所述恒压为恒定油相注入压力，该油相注入压力按照如下公式(1)计算得到，

公式(1)中，po为油相注入压力，单位为mpa；

a为系统压力矫正系数，无因次；

μo为油相粘度，单位为pa·s；

l为岩心长度，单位为cm；

k为岩心平均渗透率，单位为md；

a为岩心截面积，单位为cm²；

q为标准实验液体(原油)流速，单位为ml/s。

在所述的方法中，选择水驱压力时发现，低速恒压的方式有利于控制油水饱和过程，优选地，步骤(3)中所述恒压为恒定水相注入压力，该水相注入压力按照如下公式(2)计算得到，

公式(2)中，pw为水相注入压力，单位为mpa；

aw为水相注入压力的矫正系数，无因次；

μw为水相粘度，单位为pa·s；

a为系统压力矫正系数，无因次；

l为岩心长度，单位为cm；

k为岩心平均渗透率，单位为md；

a为岩心截面积，单位为cm²；

q为标准实验液体(地层水)流速，单位为ml/s。

在所述的方法中，考虑到实验设备压力损耗和水驱时所需克服的液体重量导致的额外压力，需要在对计算的注入压力进行经验矫正，通常情况下，系统压力矫正系数a＝1.2，水驱油矫正系数(水相注入压力的矫正系数)aw＝ρgl，其中，ρ为水相密度，g/ml；g为重力加速度，m/s²；l为岩心长度，mm。

在所述的方法中，优选地，步骤(3)中所述对放置于该垂直放置的岩心夹持器内的岩心老化一定时间为在该实验温度下使放置于该垂直放置的岩心夹持器内的岩心老化72h。其中，在本发明中所述老化只需保证该岩心夹持器及岩心静止即可实现，无需其他特殊操作。

在所述的方法中，垂直放置的岩心夹持器有利于在静置过程中，油水两相利用自身重力差达到原油向上运移，水相向下聚集的平衡过程。

在所述的方法中，步骤(3)中所述水驱为采用步骤(1)中所述地层水进行水驱，且本发明对水驱过程中地层水的流速不做具体要求，本领域技术人员可以根据作业需要合理设置地层水的流速(保证低速即可)，只要保证可以实现本发明目的即可。

油水过渡带含油饱和度分布的形成机理：储层毛管力作用下，油藏纯油区和自由水界面之间是一个含油饱和度逐渐降低的一段油层，而不是一个突变的界面。将储层简化成毛管模型后，由公式(3)可知，孔隙半径越大，油相上浮所需克服的阻力越小，因此构造低部位原油主要赋存在较大孔隙空间中。

其中，h指孔隙半径r对应的水柱高度，m；pc是毛管力，mpa；σwo是油水界面张力，mn/m；θwo是油水两相在岩石表面接触角，°；ρw-ρo是油水密度差，g/ml。

本领域技术人员公知水驱后剩余油主要分布在中小孔隙中，剩余油饱和度仅能降低至42％左右，含油饱和度分布也相对均匀，因此，用水驱后的低含油饱和度状态模拟油水过渡带，原油分布无论在宏观和微观上都很难与实际相符。因此，本发明申请人经多次尝试发现采用低速恒压下的油水双向饱和方法可以较好地模拟油水过渡带的原油分布状态。简述油水双向饱和机理：先从上至下利用低速恒压饱和原油，待出口端见油后即停止饱和，由于油水密度差异使得原油相对倾向于在顶部富集，因此底部岩心此时并未完全饱和原油。恒压下，随着岩心中的含油饱和度的增加，油相流速逐渐降低，其排驱能力仅限于进入较大的孔隙空间，因此，岩心底部的含油饱和度较低，微观上与油水过渡带相似，原油更倾向于饱和在较大的孔隙空间中；再从下至上利用低速恒压方法进行重力辅助水驱，底部岩心在未饱和原油的状态下经历相对较高的驱替倍数(因为操作过程中是顶部见水后立即停止水驱，所以作为入口端的底部要比顶部经历更多的水驱过程)，含油饱和度进一步降低，低于水驱后残余油饱和度，即低于完全饱和原油后水驱后残余油饱和度。

在本发明具体实施例中，经ct扫描方法验证，采用本发明所提供的方法(长岩心油水双向饱和的方法)可成功模拟油水过渡带含油饱和度垂向剖面的变化，且原油在宏观和微观尺度上都与油水过渡带的实际分布相符合，证实了此方法的正确性。

毛管力作用下，油水过渡带的油水分布与常规油藏存在较大差异，只有在室内模拟油水过渡带油水赋存特点，才能为有效驱替方式研究提供实验方法，研究出适用于油水过渡带的开采技术。本发明所提供的方法可以实现在室内模拟油水过渡带油水赋存特点，进而可以指导油水过渡带的开采。

附图说明

图1为本发明实施例中经油水双向饱和后，岩心含油饱和度分布的ct扫描图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供了一种长岩心油水双向饱和方法，该方法包括以下步骤：

实施例中所用岩心为由三根直径分别为2.5cm的天然露头岩心拼接而成，其总长度70cm，渗透率为51.2md，入口端管线体积为1.5ml。本实施例中所用岩心的总孔隙体积为68.4ml。

实验用水为矿化度为14607mg/l的地层模拟盐水，ph值为7.8，水型为nahco3，密度为1.0g/ml；实验用油为模拟油(粘度约为5.3cp)。

油水双向饱和过程：

1)准备工作

岩心在110℃条件下烘干48h后依次编号1-3(编号为1-2的岩心等长，编号为3的岩心的长度为第1根岩心长度的2倍)，对岩心进行初次ct扫描，抽真空48h，饱和地层水。岩心按编号顺序安装在垂直放置的岩心夹持器中，升温至95℃，环压保持5mpa。

2)饱和油

由岩心夹持器顶端至底端注入原油，采用恒压低速(原油流速在驱替过程中是不断变化的，变化范围在0.1-0.08ml/min)方式饱和原油，实验压力为0.2kpa。记录累计原油注入量和出油量，出口端见油后停泵，饱和油结束。95℃下将垂直放置的岩心夹持器老化72h，等待水驱过程。

3)水驱

调换岩心夹持器出入口管线，在恒压低速(实验用水的流速在驱替过程中是不断变化的，变化范围在0.1-0.08ml/min)模式下由岩心夹持器底端至顶端进行水驱，水驱压力为7.1kpa，顶端见水后停止水驱。95℃下使垂直放置的岩心夹持器老化72h。

其中，饱和油及水驱实验中的具体实验数据如下表1所示。水驱后该岩心整体的含油饱和度＝(42.4-8.1-1.5)/68.4×100％＝47.95％。

表1

4)结束后将三根岩心取出分别进行ct扫描，ct扫描图如图1所示，观察水驱后含油饱和度分布情况，计算三块岩心平均含油饱和度，计算过程如下：测量每根岩心油、水两相流体的响应值，含油饱和度＝油相ct响应值累积量/(油相ct响应值累积量+水相ct响应值累积量)×100％，根据该公式计算三根岩心平均含油饱和度，其中，1号岩心平均含油饱和度为64.58％，2号岩心平均含油饱和度为50.91％，3号岩心平均含油饱和度为38.11％。由ct扫描结果计算得到的水驱后岩心整体的含油饱和度＝(64.58％+50.91％+38.11％+38.11％)/4＝47.93％。

实际油藏不同类型油藏实测含油饱和度数据如下表2所示。

表2

如图1所示的ct扫描结果可以证明：未饱和状态水驱后残余油仍主要在较大的孔隙空间内赋存；如表2所述的实验数据可以证明岩心底部含油饱和度已接近油水过渡带油水界面以下产水段的含油饱和度，即岩心的饱和效果接近油藏油水过渡带含油饱和度分布水平。