非均质储层不同驱替方式岩心驱替实验方法与流程

[0001]
本发明涉及油田储层研究技术领域，特别涉及一种非均质储层不同驱替方式岩心驱替实验方法。


背景技术：

[0002]
国内外油田长期的开采实践表明，无论是二次采油还是三次采油的驱油效率高低，都受到储层非均质性的影响。从现场生产井的测井曲线层内旋回特征看，70％以上的层为非均质储层。长期的注水开发，均质型储层驱替较干净，驱油效率高，而非均质储层存在局部剩余油富集，且采取不同驱替方式，驱油效率提高幅度有差异的问题。为了研究非均质储层不同驱替方式下驱油效率的变化，目前主要开展岩心驱替实验方法。从调研情况看，多采用均质岩心进行驱替，但实验数据不能反映非均质储层特点，在高含水后期及聚驱阶段，提供一种能够描述非均质储层不同驱替方式岩心驱替实验方法是非常重要的。
[0003]
文献《用模型组合实验研究注水油层驱油效率的变化》，采取岩心并联方式，制作多个渗流参数岩心，分别驱替，解决油层注水时层间非均质性对油田开发的影响,研究了注水对油层驱油效率的变化情况。
[0004]
发明人发现相关技术至少存在以下问题：
[0005]
一是岩心制作大多数采用一种渗流参数值，即模拟均质岩心驱替，少数采用2种以上渗透率参数值分别制作岩心进行并联驱替，与真实非均质储层的特性相差还是较远。二是驱替方式采取单一的水驱，而油田进入高含水后期，聚驱已经成为主要开发方式，注入不同浓度、不同分子量聚合物对非均质储层驱油效率影响很大。


技术实现要素：

[0006]
本发明所要解决的技术问题是，克服背景技术中存在的并联驱替只能反映层间，不能反映非均质储层层内，且驱替方式单一，无法反映水驱、聚驱后驱油效率变化的问题，提供一种非均质储层不同驱替方式岩心驱替实验方法。该方法对驱替人造岩心渗透率参数的确定，采用了取心井微观孔隙结构的实验结果，按照四种河道微相微观孔隙结构组合类型及每一种孔隙结构类型对应的渗透率数值，确定人造岩心多个组合类型的渗流参数，然后将不同渗透率级别岩心进行垂向和平面粘接，制作垂向及平面均为非均质的人造岩心，模拟地下真实油层特点。注入方式采用点状注入和五点法注入，分别模拟从饱和油-水驱-聚驱(改变分子量、注入浓度)驱替过程，分析不同驱替方式驱油效率的变化规律，对于制定有针对性的油田开发调整措施具有指导意义。
[0007]
本发明解决其问题可通过如下技术方案来达到：该非均质储层不同驱替方式岩心驱替实验方法，包括以下步骤：
[0008]
步骤
⑴
收集取心井为河道砂的沉积单元相带图，选择注采完善的取心井井区进行截图；根据取心井在相带图的平面发育部位，分为四种河道微相；收集取心井岩性、物性、电性资料，利用地质绘图软件，加载数据，绘制取心井岩心综合图；
[0009]
步骤
⑵
根据微观孔隙结构分类表，确定取心井样品点孔隙结构类型，加载到岩心综合图中；利用岩心综合图和截取的沉积单元相带图，在四种河道微相分类基础上，分析取心井河道砂测井曲线、孔隙结构类型的差异，确定四种河道微相垂向微观孔隙结构组合类型；
[0010]
步骤
⑶
参考微观孔隙结构分类表，确定能够代表每一种孔隙结构类型的渗透率数值；根据不同河道微相微观孔隙结构组合类型，确定制作水驱、聚驱驱替实验的人造岩心数量和进行荧光实验的切片数量；
[0011]
步骤
⑷
根据确定的实验参数和数量，制作进行驱替实验的垂向及平面组合人造岩心，每一块人造岩心驱替结束后样品进行切片，用于荧光显微镜下观察流体的分布规律；
[0012]
步骤
⑸
制定驱替实验步骤：包括实验条件，实验程序的设计；
[0013]
步骤
⑹
设计水驱和聚驱实验方案：对相同孔隙结构组合分别以两大类五种驱替方式进行驱替，记录不同驱替方案实验数据；
[0014]
步骤
⑺
实验结果分析：根据实验数据，总结不同驱替方式驱油效率变化规律。
[0015]
本发明与上述背景技术相比较可具有如下有益效果：
[0016]
⑴
本发明对驱替人造岩心渗透率参数的确定，采用了取心井微观孔隙结构的实验结果，实验参数依据于取心井，利用微观孔隙结构类型计算的渗透率参数，更加科学准确，减少了定性估计的误差。在此基础上，根据每一个河道砂垂向和平面都不是均质分布的特点，通过分析河道砂垂向多个样品点的孔隙结构组合类型，用组合类型确定的多级别渗透率参数制作驱替人造岩心，更加接近于真实岩心。
[0017]
⑵
本发明将岩心并联驱替改为将多个渗透率级别岩心进行垂向和平面粘接，解决了并联驱替只能反映层间，无法反映层内非均质性对驱油效率影响大的问题。
[0018]
⑶
本发明解决了驱替方式单一的问题，注入方式采用点状注入和五点法注入，分别模拟从饱和油-水驱-聚驱(改变分子量、注入浓度)驱替过程，驱替方式更接近油田开发实际，对于制定有针对性的开发调整措施具有指导意义。
[0019]
⑷
本发明形成的非均质储层不同驱替方式岩心驱替实验方法，总结出的规律认识，适用于聚驱开发区块，尤其可为三次采油区块驱油方案、规划方案编制等提供技术支撑，指导了杏南开发区3个工业化区块参数个性化设计及跟踪调整。
附图说明
[0020]
附图1是本发明实施例中步骤
⑴
中取心井平面分布沉积单元相带图；
[0021]
附图2是本发明实施例中步骤
⑴
中取心井岩心综合图；
[0022]
附图3是本发明实施例中步骤
⑵
中不同河道微相垂向微观孔隙结构组合类型图；
[0023]
附图4发明实施例中步骤
⑷
中制作进行驱替实验的组合人造岩心设计图；
[0024]
附图5发明实施例中步骤
⑷
中垂向柱状人造岩心二维设计图；
[0025]
附图6发明实施例中步骤
⑷
中平面板状人造岩心三维设计图；
[0026]
附图7发明实施例中步骤
⑺
中垂向柱状人造岩心交替注入实验数据分析图；
[0027]
附图8发明实施例中步骤
⑺
中垂向柱状人造岩心交替注入驱油效率变化图；
[0028]
附图9发明实施例中步骤
⑺
中垂向柱状人造岩心梯次注入实验数据分析图；
[0029]
附图10发明实施例中步骤
⑺
中垂向柱状人造岩心梯次注入驱油效率变化图。
具体实施方式：
[0030]
下面结合附图及实施例将对本发明作进一步说明：
[0031]
使用本发明所述的一种非均质储层不同驱替方式岩心驱替实验方法，以大庆油田杏南开发区为例，说明本发明方法的实施过程。
[0032]
步骤1、收集取心井为河道砂的沉积单元相带图(见附图1)，取心井用
☆
符号标注，分析取心井所在河道区域平面分布位置，以及与周围水井注采完善程度，选择注采完善的取心井井区进行截图。根据取心井在相带图的平面发育部位，分为四种河道微相。包括：曲流型河道中心型、曲流型废弃河道型、顺直型连续性好型、顺直型河道规模小型。
[0033]
收集取心井岩性、物性、电性资料，岩性资料包括：砂岩厚度、泥质含量、细砂含量、含油性等；物性资料包括孔隙度、空气渗透率、驱油效率；电性资料包括测井曲线矢量化数据。利用卡奔软件，加载数据，绘制取心井岩心综合图(见附图2)。图中包括小层砂岩厚度、岩心剖面、水洗级别、水淹解释、测井曲线、孔隙度、渗透率等地质信息。
[0034]
步骤2、根据微观孔隙结构分类(见附表1为微观孔隙结构分类表)，确定取心井每一个样品点孔隙结构类型，加载到岩心综合图中(见附图2)，利用步骤
⑴
截取的沉积单元相带图和岩心综合图(见附图3)，在四种河道微相分类基础上，分析取心井河道砂在测井曲线、砂岩厚度、孔隙结构类型、平面发育部位的差异。测井曲线差异包括形态分为箱形、钟形、漏斗形；光滑程度分为光滑、微齿、齿化。孔隙结构类型差异包括首先确定每一个样品点分属于一、二、三、四、五类哪种孔隙结构类型，由于每一个河道砂垂向都有多个样品点，所以要分析河道砂垂向多个样品点的孔隙结构类型在垂向上所占的厚度比例，确定符合沉积特征的组合类型。
[0035]
以杏南开发区为例：曲流型河道中心微相在相带图上位于河道中心位置，岩心综合图反映曲线形态为箱型，光滑，孔隙结构类型为一、二、三类，从垂向孔隙结构所占的厚度比例看，一类孔隙结构厚度比例占到72％，垂向从下至上为一二三组合类型。曲流型废弃河道微相在相带图上位于废弃河道中心位置，岩心综合图反映曲线形态钟型，齿化，孔隙结构类型为三、四、五类，从垂向孔隙结构所占的厚度比例看，三类孔隙结构厚度比例占到79％，垂向从下至上为三四五组合类型。顺直型连续性好微相在相带图上位于顺直型河道中心位置，岩心综合图反映曲线形态钟型，光滑或微齿，孔隙结构类型为一、二、三类，从垂向孔隙结构所占的厚度比例看，二、三类孔隙结构厚度比例占到全层61％，垂向从下至上为一二三组合类型。顺直型河道规模小微相在相带图上位于窄小河道中心位置，岩心综合图反映曲线形态钟型，光滑或微齿，孔隙结构类型为二、三、四类，从垂向孔隙结构所占的厚度比例看，三类孔隙结构厚度比例大，占到全层64％，垂向从下至上为二三四组合类型。
[0036]
步骤3、参考微观孔隙结构分类(见附表1为微观孔隙结构分类表)，确定能够代表每一种孔隙结构类型的渗透率数值(见附表2为五种孔隙结构类型渗透率参数确定表)。再参考步骤
⑵
不同河道微相垂向微观孔隙结构组合类型(见附图3)，确定制作水驱、聚驱驱替实验的人造岩心数量和进行荧光实验的切片数量(见附表3为制作水驱、聚驱人造岩心数量设计表)。
[0037]
本发明对进行驱替实验的人造岩心渗透率参数的确定，采用了取心井微观孔隙结构的实验结果，实验参数依据于取心井，利用微观孔隙结构类型计算的渗透率参数，更加科学准确，减少了定性估计的误差。在此基础上，根据每一个河道砂垂向和平面都不是均质分
布的特点，通过分析河道砂垂向多个样品点的孔隙结构组合类型，用组合类型确定的多级别渗透率参数制作驱替人造岩心，更加接近于真实岩心。
[0038]
步骤4、根据步骤
⑶
确定的人造岩心参数和数量，制作进行驱替实验的垂向及平面组合人造岩心，包括垂向设计为柱状上中下三层不同渗透率级别的人造岩心，注入方式为自左向右点状注入；平面设计为不同渗透率级别的板状人造岩心，注入方式为从中心向四个方向的五点法注入(见附图4)。本发明将岩心并联驱替改为将多个渗透率级别岩心进行垂向和平面粘接，解决了并联驱替只能反映层间，无法反映层内非均质性对驱油效率影响大的问题。
[0039]
每一块人造岩心驱替结束后样品进行切片，用于荧光显微镜下观察流体的分布规律。
[0040]
以杏南开发区人造岩心设计过程举例说明：
[0041]
⑴
垂向柱状人造岩心
[0042]
以杏南开发区储层中河道砂体垂向孔隙结构类型为一二三类正韵律组合为例(见附图5)，底部一类孔隙结构发育厚度比例大。采用柱状模型常规浇铸方岩心，尺寸为45
×
45
×
300mm。样品设计渗透率自下而上分为三层，分别是1600md，700md,200md，厚度采取不等厚自下而上分别为2.0cm，1.5cm，1cm，制作岩心6块，荧光切片观察9块。
[0043]
⑵
平面板状人造岩心
[0044]
以杏南开发区储层中河道砂体平面孔隙结构类型为二一一类组合为例(见附图6)，依据河道砂中心部位孔隙结构连通类型，模拟五点法注入方式设计，采用板状模型常规浇铸方岩心，尺寸为300
×
300
×
45mm。样品设计渗透率分别是700md，1600md，1600md。制作岩心6块，荧光切片观察9块。
[0045]
步骤5、制定实验步骤:包括实验条件，实验程序的设计。
[0046]
⑴
实验条件
[0047]
①
实验用水
[0048]
饱和人造岩心用水为人工合成盐水，矿化度为6778mg/l，水驱驱替实验用水为处理后污水。配制聚合物溶液用处理后污水配置，后续水驱用处理后污水。
[0049]
②
实验用油
[0050]
实验用油为模拟油，用脱气原油与煤油混合而成，粘度为6.7mpa.s；(45℃条件下)
[0051]
③
实验所用化学剂：分子量为700万及2500万聚合物；
[0052]
④
实验温度：实验均在45℃条件下进行；
[0053]
⑤
注入速度：1m/d。
[0054]
⑵
实验程序
[0055]
①
将人造岩心抽空4小时后，注入矿化度为6778mg/l的人工合成盐水，达到饱和状态后测量孔隙度；
[0056]
②
将注入人工合成盐水达到饱和状态的人造岩心放置在恒温箱内恒温12小时以上(45℃)；
[0057]
③
注入模拟原油，达到饱和状态后确定原始含油饱和度，并将岩心放置在恒温箱内恒温12小时以上(45℃)；
[0058]
④
按规定的驱替速度水驱至岩心出口含水98％以上，计算水驱驱油效率；
[0059]
⑤
根据实验方案进行聚合物驱，达到所规定的孔隙体积倍数；
[0060]
⑥
聚合物段塞注完后，后续水驱至出口含水98％以上，计算聚合物驱驱油效率。
[0061]
步骤6、设计水驱和聚驱实验方案(见附表4为人造岩心进行驱替实验方案表)。对相同孔隙结构组合分别以两大类五种驱替方式进行驱替，记录不同驱替方案实验数据。包括各阶段压力、流速等的变化，计算相应的含水率、驱油效率等。
[0062]
以杏南开发区驱替实验为例，两大类五种驱替方式包括：
[0063]
⒈
交替注入(三种驱替方式)
[0064]
①
饱和油之后-水驱；
[0065]
②
饱和油之后-水驱-聚驱(2500万分子量，1500ppm，0.3pv)-后续水驱；
[0066]
③
饱和油-水驱-聚驱(2500万分子量，1500ppm，0.3pv)-聚驱(700万分子量，1500ppm，0.7pv)-后续水驱；
[0067]
⒉
梯次注入(两种驱替方式)
[0068]
①
饱和油-水驱-聚驱(2500万分子量，2000ppm，0.3pv)-后续水驱；
[0069]
②
饱和油-水驱-聚驱(2500万分子量，2000ppm，0.3pv-聚驱(2500万分子量，1500ppm，0.3pv)-聚驱(2500万分子量，900ppm，0.4pv)-后续水驱。
[0070]
本发明解决了驱替方式单一的问题，注入方式采用点状注入和五点法注入，分别模拟从饱和油-水驱-聚驱(改变分子量、注入浓度)驱替过程，驱替方式更接近油田开发实际，对于制定有针对性的开发调整措施具有指导意义。
[0071]
步骤7、实验结果分析。根据步骤
⑹
实验数据，总结不同驱替方式驱油效率变化规律。
[0072]
⑴
垂向柱状人造岩心
[0073]
交替注入时，分别注入2500万和700万分子量聚合物：压差先增大后降低；含水率经历降低-快速上升-缓慢持续上升过程(见附图7)；驱油效率在注2500万分子量，1500ppm聚合物后上升幅度大，提高7.6％，继续注入700万分子量，1500ppm聚合物后，驱油效率提高10％，聚驱结束后，后续水驱驱油效率仅有0.4％的增幅，总的驱油效率是56.9％(见附图8)；梯次注入时，分别注入2500万分子量，不同浓度的聚合物：压差先增大后降低；含水率经历降低-上升后略有下降-缓慢持续上升过程(见附图9)；驱油效率在注聚后持续上升，注2000ppm聚合物，驱油效率提高11.4％，注1500ppm聚合物，驱油效率提高8.7％，注900ppm聚合物，驱油效率提高1.9％，具有先快后慢的特点，随着注聚浓度降低，驱油效率提高幅度逐渐下降，总的驱油效率是61.0％(见附图10)。
[0074]
⑵
平面板状人造岩心
[0075]
分析平面板状人造岩心交替驱油实验数据(见附表5为交替注入驱替实验数据表)，ⅰ区为一类孔隙结构类型，渗透率高，为1600
×
10-3
um2，ⅱ区为二类孔隙结构，渗透率相对降低为700
×
10-3
um2。水驱阶段，ⅰ区驱油效率高于ⅱ区，说明注入水主要驱替的是高渗透层(ⅰ区)，中渗透区域动用程度差(ⅱ区)。随着聚合物的注入，中渗透层(ⅱ区)驱油效率所占比例增加，而且聚合物分子量降低为700万后，ⅰ区和ⅱ区驱油效率差值减少，说明交替注入聚合物，改善了中渗透层的平面差异。交替注入总的驱油效率为60.8％。
[0076]
从平面板状人造岩心梯次注入驱油实验数据(见附表6为梯次注入驱替实验数据表)，ⅰ区为一类孔隙结构类型，渗透率高，为1600
×
10-3
um2，ⅱ区为二类孔隙结构，渗透率相
对降低为700
×
10-3
um2。水驱阶段，ⅰ区驱油效率高于ⅱ区20.6％，说明注入水主要驱替的是高渗透层(ⅰ区)，中渗透区域动用程度较差(ⅱ区)。随着聚合物的注入，注入浓度为2000ppm聚合物时，ⅰ区与ⅱ区驱油效率差值为3.1％，当聚合物浓度降低为1500ppm，ⅰ区与ⅱ区驱油效率差值为0.1％，当聚合物浓度降低为900ppm，ⅰ区与ⅱ区驱油效率差值为0.3％，说明梯次注入聚合物，降低浓度，改善了中渗透层的平面差异。梯次注入总的驱油效率为62.2％。
[0077]
根据本发明研究成果，搞清了非均质储层从水驱—聚驱—后续水驱以及同一分子量聚合物梯次降浓不同驱替阶段驱油效率变化规律。水驱和聚驱均为高渗层驱替效果好，但聚驱使注入剂波及范围变大，上部中渗区对驱油贡献增加。后续水驱驱油作用不强，但使油水分布更加均匀。
[0078]
本发明形成的非均质储层不同驱替方式岩心驱替实验方法，适用于聚驱开发区块，尤其可为三次采油区块驱油方案、规划方案编制等提供技术支撑，指导了杏南开发区3个工业化区块参数个性化设计及跟踪调整。优化参数后节约干粉1118t。按50％的技术贡献率，税金：25％计算，直接获得经济效益648.1万元，取得了较好的开发效果。
[0079]
表1
[0080][0081]
表2
[0082]
微观孔隙结构类型空气渗透率(
×
10-3
μm2)一类1600二类700三类200四类40五类5
[0083]
表3
[0084][0085]
表4
[0086][0087]
表5
[0088][0089]
表6
[0090]