一种致密储层岩心内部流体的原位黏度测试方法及应用与流程

本发明涉及石油开采领域，具体的说，本发明涉及一种致密储层岩心内部流体的原位黏度测试方法及应用。

背景技术：

1、流体黏度是油藏的关键物性参数，需要准确测定。原油的原位黏度(μi)是指原油在地层岩石内部的黏度。如图2所示，多孔介质孔道中流体中央的为体相流体，贴近固体壁面的为边界流体，原位黏度就是体相流体黏度(μ1)与边界流黏度(μ2)体共同作用下的黏度(图3)。在常规油气资源中，地层原油的黏度主要取决于其化学组成、温度、溶解气油比和压力等条件。而致密油藏中的原油主要是低黏度的轻质油，但其黏度在微-纳米级孔隙中会有大幅度的上升(图4)，原位黏度远大于采出后所测黏度。其原因是孔隙边界层对流体的固-液间作用力已不可忽略。

2、测量流体黏度的常规方法对于岩心内部流体显然无法进行测量。核磁共振这一非接触测量方式从1961年起被用于测试流体黏度。总体来说是流体黏度越高，分子间力越强，对应的t2驰豫时间就越短。2003年开始，核磁共振开始被用于测试物理模拟实验中岩心内流体的黏度，特别是针对稠油及油砂中原油黏度的测定。以上研究适用于常规储层，测试手段主要是核磁共振测井仪或常规岩心核磁共振分析仪。对于孔隙狭小的致密油藏微纳孔隙中的边界流体黏度无法精确获取与表征。

3、由于以上原因需发明一种适用于致密岩心原位黏度的测试方法，使之能够对致密岩心开发过程中的原位黏度进行测试。

技术实现思路

1、本发明的一个目的在于提供一种致密储层岩心内部流体的原位黏度测试方法；

2、本发明的另一目的在于提供一种致密储层岩心开发过程中原位黏度变化的定量分析方法。

3、为达上述目的，一方面，本发明提供了一种致密储层岩心内部流体的原位黏度测试方法，其中，所述方法包括：

4、(1)将预处理后的致密储层的待测岩心样品饱和地层水；

5、(2)测试步骤(1)得到的饱和地层水的待测岩心样品的核磁共振t2图谱；

6、(3)将步骤(2)的测试完核磁共振t2图谱的待测岩心样品消除水的核磁信号并饱和油；

7、(4)测试步骤(3)得到的饱和油的待测岩心样品的核磁共振t2图谱，并结合待测岩心样品的岩心平均毛管半径、体相黏度、边界黏度和体相流体半径计算得到所述致密岩心内部流体的原位黏度。

8、根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)所述预处理包括将待测岩心进行洗油处理。

9、根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(4)包括利用体相黏度、边界黏度、孔道的平均毛管半径和体相流体半径计算得到所述待测岩心内部流体的原位黏度。

10、根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(4)包括利用如下公式(1)计算得到所述待测岩心内部流体的原位黏度：

11、

12、其中，μi为原位黏度；μ1为体相黏度，mpa·s；μ2为边界黏度，mpa·s；r为孔道的平均毛管半径，μm；r0为体相流体半径，μm。

13、其中，体相黏度可以通过普通黏度计获得；孔道的平均毛管半径可由压汞法得到。

14、根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(4)包括利用两相流体的相对含氢指数rhi和岩心的t2弛豫时间分布的几何平均值t2cgm计算得到μ2。

15、根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(4)包括利用如下公式(2)计算得到μ2：

16、

17、其中，rhi为两相流体的相对含氢指数，无量纲；t2cgm为岩心的t2弛豫时间分布的几何平均值，s。

18、根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(4)包括利用油的核磁振幅指数ai油和地层水的核磁振幅指数ai水计算得到两相流体的相对含氢指数rhi。

19、根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(4)包括利用如下公式(3)计算得到rhi：

20、

21、其中，ai油为油的核磁振幅指数，g-1；ai水为地层水的核磁振幅指数，g-1。

22、根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(4)包括分别利用地层水和油的流体测试核磁共振的振幅amplitude以及测试核磁的流体质量mass计算得到ai油和ai水。

23、根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(4)包括利用如下公式(4)计算得到公式(3)中的ai油和ai水：

24、

25、其中，ai为ai油和ai水的统称；amplitude为流体(地层水或油)测试核磁共振的振幅，无量纲；mass为测试核磁的流体(地层水或油)质量。

26、可以理解的是，上述ai为ai油和ai水的统称，即，ai油和ai水都可利用公式(4)获得。如，ai油＝amplitude油/mass油；ai水＝amplitude水/mass水。

27、根据本发明一些具体实施方案，其中，本发明所述的油可以是采集的致密储层岩心内部的地层油、也可以是根据地层油配制的模拟地层油。

28、根据本发明一些具体实施方案，其中，本发明所述的水和地层水可以是采集的致密储层岩心内部的实际地层水、也可以是根据实际地层水配制的模拟地层水。

29、根据本发明一些具体实施方案，其中，计算t2cgm所需的待测岩心样品的可动流体t2截止值可由离心标定法获取。

30、根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(4)包括利用毛管内流体边界层厚度h和孔道的平均毛管半径r计算得到r0。

31、根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(4)包括利用如下公式(5)计算得到r0：

32、r0＝r-h                                (5)

33、h为毛管内流体边界层厚度，μm。

34、其中，毛管内流体边界层厚度h可通过微管实验测得。

35、另一方面，本发明还提供了一种致密储层岩心开发过程中原位黏度变化的定量分析方法，其中，所述方法包括利用在线核磁设备，依据本发明任意一项所述的方法测试致密储层岩心开发过程中原位黏度的变化。

36、根据本发明一些具体实施方案，其中，所述方法包括利用在线核磁设备，依据本发明任意一项所述的方法测试致密储层岩心开发过程中原位黏度的变化，并建立从高到低黏度的划分界限。

37、根据本发明一些具体实施方案，其中，所述方法包括利用在线核磁设备，依据本发明任意一项所述的方法测试致密储层岩心开发过程中原位黏度的变化，并按照如下标准建立从高到低黏度的划分界限：

38、

39、综上所述，本发明提供了一种致密储层岩心内部流体的原位黏度测试方法及应用。本发明的方法具有如下优点：

40、本发明对致密储层岩心的边界流体进行准确分析，在线核磁共振设备定量测试出边界流体中油水的信号量，从而分析得到岩心的边界流体黏度，综合计算得到岩心原位黏度。并通过对目标油藏岩心进行在线核磁物理模拟实验，测试开发过程中原位黏度的变化，建立了岩心开发过程中原位黏度的测试方法。并提出了原位黏度分类评价界限，可以对油藏实际开发过程进行有效的预测并提出针对性的开发对策。应用在线核磁技术进行物理模拟实验的过程中测试原位黏度，没有增加物料成本和时间成本，做到了节约高效。

41、本发明适用于具有在线核磁共振设备的各油田及研究院。本发明能够高效准确的测定岩心物理模拟实验过程中岩心内部原位黏度的变化。应用场合非常广泛，可以对油藏实际开发过程进行有效的预测并提出针对性的开发对策，有广阔的应用前景。