CN104389592A - 底水带油环凝析气藏水淹层油损失评价实验测试方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了涉及底水带油环凝析气藏水淹层油损失评价实验测试方法，包括：(1)配制注入水、地层原油、凝析气样品；(2)岩心取样与流程建立，采用调和平均方式将各块岩心组合成长岩心；(3)底水带油环凝析气藏原始条件建立；(4)水体的建立，根据已知原始油气藏数据进行建立；(5)底水驱油损失评价，通过油、气、水三相饱和度数据建立公式计算油损失量；(6)根据含油饱和度数据绘制图形，结合油损失量计算公式可对底水带油环凝析气藏水淹层油损失情况以及气顶区的油环分布情况等作出定量评价。本发明建立了原始地层实际条件下底水带油环凝析气藏底水驱的物理模拟方案，为水淹层的油损失评价提供了有效的工具和实验测试方法。

Description

底水带油环凝析气藏水淹层油损失评价实验测试方法

技术领域

本发明涉及石油天然气勘探开发领域底水带油环凝析气藏水淹层油损失评价的实验测试方法。

背景技术

由于底水上升，底水带油环凝析气藏油环容易被水淹，使得采出程度一般较低，如何提高油环采收率是这类油气藏的关键问题。目前已开展过底水油藏水驱和底水气藏水驱的相关实验和研究，但底水带油环凝析气藏水驱还没有较为成熟的评价实验测试方法，而这正是现场工程技术人员关心的问题。目前关于底水油藏水驱或底水气藏水驱的实验，压力温度一般未达到实际条件或油气藏流体不是真实流体，关键技术难题是如何在实验室条件下测得油、气、水饱和度分布以及如何建立与油气藏实际条件接近的物理模拟方案，本发明就是在具有线性饱和度在线测试功能的长岩心驱替装备上建立的实验测试方法。

发明内容

本发明的目的在于提供底水带油环凝析气藏水淹层油损失评价实验测试方法，该方法原理可靠，操作简便，可有效模拟底水带油环凝析气藏底水上升驱油、驱气过程，并准确测量含油饱和度和含气饱和度沿岩心垂直方向的分布情况，为评价底水带油环凝析气藏水淹层油损失情况提供有效的工具和手段。

为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。

底水带油环凝析气藏水淹层油损失评价实验测试方法，依次包括以下步骤：

(1)配制注入水、地层原油、凝析气样品

在地层温度压力下，按相关标准进行配制。地层原油样品根据现场提供的原油PVT报告进行配制，凝析气样品根据气顶PVT取样进行配制，注入水样品根据实际地层水离子含量分析数据在室温条件下配制。

(2)岩心取样与流程建立

按储层纵向方向进行取心，按标准方法分别测试每块岩心的孔隙度φ和渗透率K，为了使长岩心具有更好的代表性，按渗透率调和平均方式(即按公式L/K＝L_i/K_i计算得到各块岩心的平均渗透率K，然后选取渗透率与K值较为接近的岩心从岩心夹持器的出口端依次排列)将各块岩心组合成长岩心，长度为L(cm)，装入带油气水三相饱和度测试功能的长岩心夹持器中，垂直放置，将***加温到预定地层温度，直到温度稳定，波动在±0.5之内。

(3)底水带油环凝析气藏原始条件建立

将长岩心进行抽空达200Pa以下，从长岩心下部饱和注入水样品，在保持地层温度的条件下将水加压到地层原始压力，再将配好的凝析气样品直接从顶部注入驱替长岩心中饱和的注入水，直到采出端不出水，得到束缚水饱和度S_wi(％)；将配置好的地层原油样品从底部注入到长岩心中，注入形成的油环厚度H_o(cm)由下式确定:H_o＝L*H_oi/(H_oi+H_gi)。

式中H_gi(m)：带油环凝析气藏原始气顶厚度，H_oi(m)：带油环凝析气藏原始油层厚度。

油环厚度H_o由三相饱和度监控设备进行控制。

通过三相饱和度测试可得到油环含油饱和度S_o，计算采用H_o值应为实际测试的纯油环厚度，设D(cm)为岩心直径，原始纯油环油体积V_o(ml)：

V_o＝1/4πD²φH_oS_o

气顶中油气过渡带油体积V_o′(ml)： ${V_o}^{\′}=1/4\mathrm{\π}{D}^2\mathrm{\φ}\underset{j=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔH}}_{\mathrm{ogj}}{S}_{\mathrm{ogj}}$

式中ΔH_ogj：油气过渡带第j段分段长度大小，j＝1～N，总分段数N是将过渡带厚度平均分段后得到的段数，可选0.1～0.5cm；S_ogj：测试得到气顶区油气过渡带第j段含油饱和度(％)；

原始条件建立完毕后，通过X射线饱和度在线测试仪测试得到沿岩心垂直方向上的油、气、水三相饱和度S_ok、S_gk、S_wk的分布情况。

(4)水体的建立

根据已知原始油气藏数据进行建立。根据带油环凝析气藏原始水体体积与原始烃类体积比N_w(无因次)来进行配制，高温高压下岩心中欲建立的水体体积V_wi(ml)可以按下式进行确定：

V_wi＝(V_oi+V_gi)*N_w

式中带油环凝析气藏原始含油体积V_oi与原始含气体积V_gi及N_w均为已知数据，为了保证水体体积的准确性，加工一个与V_wi体积一样大的耐高温高压的刚性容器接在长岩心的垂直下方，通过外接中间容器将水体在地层温度下加压到油气藏初始压力下。

(5)底水驱油损失评价

采用中间容器装满注入水样品，在设定压力下通过注入泵从长岩心底部注水进行恒压底水驱，记录不同注入水量HCPV(烃类占据的孔隙体积，注入水量用HCPV的倍数表示，如0.15HCPV即表示注入水量为地下烃类占据孔隙体积的0.15倍)条件下的沿垂直方向上底水驱油、气、水三相饱和度S_ok、S_gk、S_wk的变化情况。底水带油环凝析气藏水淹层油损失情况由以下两方面进行定量评价：

1)纯油环区的油损失量。

不同注入HCPV水量下纯油环区的油损失量V₁，以原始纯油环厚度H_o为界线，低于H_o以下的区域为纯油环区，按下式计算：

$V_1=1/4\mathrm{\π}{D}^2\mathrm{\φ}\underset{j=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔH}}_{\mathrm{ojk}}{S}_{\mathrm{ojk}}$

式中ΔH_ojk:油环第K级HCPV下第j段分段长度大小，j＝1～N，总分段数N是将H_o平均分段后得到，每计算段可选0.1～0.5cm；S_ojk:测试得到的纯油环第j段含油饱和度(％)；

2)气顶区的油损失量。

不同注入HCPV水量下气顶区的油损失量V₂，以原始纯油环厚度H_o为界线，高于H_o以上的区域为气顶区域，按下式计算：

$V_2=1/4\mathrm{\π}{D}^2\mathrm{\φ}\underset{j=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔH}}_{\mathrm{ogjk}}{S}_{\mathrm{ogjk}}-{V_o}^{\′}$

式中ΔH_ogjk:气顶油侵区第K级HCPV下第j段分段长度大小，j＝1～N，总分段数N是将油侵区厚度平均分段后得到，可选0.1～0.5cm；S_ogjk:测试得到气顶中油侵区含油饱和度(％)。(6)根据含油饱和度数据绘制图形

根据测试得到的数据，绘制出恒压底水驱前及恒压底水驱后不同注入HCPV水量时沿岩心垂直方向上的油、气、水三相饱和度分布曲线图，根据绘制的曲线图结合步骤(5)的油损失量计算公式即可对底水带油环凝析气藏水淹层油损失情况以及气顶区的油环分布情况等作出定量评价。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

(1)在真实地层温度及压力条件下，采用按严格标准配制的凝析气、原油及地层水样品进行实验，可准确模拟底水带油环凝析气藏底水驱的驱替过程，客观地反映原始油气藏的开采动态；

(2)在真实地层温度及压力条件下，评价底水直接驱替条件下底水带油环凝析气藏水淹油环上升与损失情况；

附图说明

图1是底水驱前油、气、水三相饱和度线性分布示意图。

图2是底水驱后油、气、水三相饱和度线性分布示意图。

具体实施方式

下面根据附图和实例进一步说明本发明。

底水带油环气藏水淹层油损失评价实验测试方法，按下列步骤进行：

(1)配制注入水、地层原油、凝析气样品

在地层温度80，压力30MPa下，按相关标准进行配制。地层原油样品根据现场提供的原油PVT报告进行配制，凝析气样品根据气顶PVT取样进行配制，注入水样品根据实际地层水离子含量分析数据在室温条件下配制。

(2)岩心取样与流程建立

按储层纵向方向进行取心，按标准方法测试孔隙度和渗透率，平均孔隙度18％，平均渗透率50mD，按渗透率调和平均方式组合成长岩心，长度为L＝16cm，装入带油气水三相饱和度测试的长岩心夹持器中，垂直放置，将***加温到预定地层温度，直到整个***温度稳定，波动在±0.5之内。

(3)底水带油环凝析气藏原始条件建立

将长岩心进行抽空达200Pa以下，从长岩心下部饱和配制好的注入水样品，关闭上部闸门，在保持地层温度的条件下将水加压到地层原始压力，再将配好的凝析气直接从长岩心顶部注入驱饱和好的注入水，直到采出端不到水，记录驱出水量，得到束缚水饱和度S_wi＝35％；将配置好的地层原油样品从底部注入到长岩心中，根据储层油环高度占总油气藏高的25％计算得到长岩心中油环高度为4cm,在三相饱和度监控条件下，注入形成4cm纯油环(不含过渡带)，即H_o＝4cm,通过三相饱和度测试可得到油环油饱和度S_o＝65％，D＝2.54cm，油气过渡带厚1cm。

原始纯油环油体积V_o：V_o＝1/4πD²φH_oS_o,按油环厚度4cm计算可得油环体积为2.33ml。

原始油气过渡带油体积V_o′： ${V_o}^{\′}=1/4\mathrm{\π}{D}^2\mathrm{\φ}\underset{j=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔH}}_{\mathrm{ogj}}{S}_{\mathrm{ogj}}$

式中ΔH_ogj:油气过渡带第j段分段长度大小，j＝1～N，根据图1，油气过渡带为4-5cm之间的1cm，总分段数N＝10是将1cm平均分为10段后得到；S_ogj:油气过渡带为4-5cm间的每0.1cm对应的饱和度值，如果取平均值为32.5％；即可得过渡带油体积0.29ml。

原始条件建立完毕后，通过X射线饱和度在线测试仪测试得到沿岩心垂直方向上的油、气、水三相饱和度S_ok、S_gk、S_wk的分布情况。

(4)水体的建立

根据已知原始油气藏数据进行建立。根据带油环凝析气藏原始水体体积与原始烃类体积比N_w(无因次)来进行配制，高温高压下岩心中欲建立的水体体积V_wi(ml)可以按下式进行确定：

V_wi＝(V_oi+V_gi)*N_w

为了保证水体体积的准确性，加工一个与V_wi体积一样大的耐高温高压的刚性容器接在长岩心的垂直下方，通过外接中间容器将水体在地层温度下加压到油气藏初始压力下。

(5)底水驱油损失评价

采用中间容器装满注入水样品，在设定压力下进行恒压底水驱，在注入0.15HCPV时得到沿岩心垂直方向上底水驱油、气、水三相饱和度变化情况S_ok、S_gk、S_wk。底水带油环凝析气藏水淹层油损失情况由以下两方面进行定量评价：

1)纯油环区的油损失量。

以4cm为界线进行计量，在此之内纯油环区的油损失量V₁：

$V_1=1/4\mathrm{\π}{D}^2\mathrm{\φ}\underset{j=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔH}}_{\mathrm{ojk}}{S}_{\mathrm{ojk}}$

式中ΔH_ojk:油环第K级HCPV下第j段分段长度大小，j＝1～N，总分段数N是将4cm平均分段后得到，每计算段可选0.1～0.5cm；S_ojk:测试得到的纯油环第j段含油饱和度(％)；

2)气顶区的油损失量

高于4cm为界线以上的区域为气顶区，可按下式计算气顶区的油损失量V₂：

$V_2=1/4\mathrm{\π}{D}^2\mathrm{\φ}\underset{j=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔH}}_{\mathrm{ogjk}}{S}_{\mathrm{ogjk}}-{V_o}^{\′}$

式中ΔH_ogjk:气顶油侵区第K级HCPV第j段分段长度大小，j＝1～N，总分段数N是将油侵区高度4-8cm之间平均分段后得到，可选0.1～0.5cm；S_ogjk:测试得到气顶中油侵区第j段含油饱和度(％)。

(6)根据含油饱和度数据绘制图形

根据测试得到的数据，可以得到恒压底水驱前及恒压底水驱后不同注入HCPV水量时沿岩心垂直方向上的油气水三相饱和度分布曲线图，对比附图1、2可以明显看出，底水驱前后沿岩心垂直方向上的油、气、水三相饱和度发生了很大的变化，根据图中的数据结合步骤(5)的油损失量计算公式即可对底水带油环凝析气藏水淹层油损失情况以及气顶区的油环分布情况等作出定量评价。

Claims (1)

1.底水带油环凝析气藏水淹层油损失评价实验测试方法，依次包括以下步骤：

(1)配制注入水、地层原油、凝析气样品；

(2)按储层纵向方向进行取心，按渗透率调和平均方式将各块岩心组合成长岩心，长度为L，装入带油气水三相饱和度测试功能的长岩心夹持器中，垂直放置，将***加温到预定地层温度；

(3)将长岩心进行抽空达200Pa以下，从长岩心下部饱和注入水样品，在保持地层温度的条件下将水加压到地层原始压力，再将配好的凝析气样品直接从顶部注入驱替长岩心中饱和的注入水，直到采出端不出水，得到束缚水饱和度S_wi，将配置好的地层原油样品从底部注入到长岩心中，注入形成的油环厚度H_o由下式确定:

H_o＝L*H_oi/(H_oi+H_gi)。

式中H_gi为带油环凝析气藏原始气顶厚度，H_oi为带油环凝析气藏原始油层厚度，

原始纯油环油体积V_o＝1/4πD²φH_oS_o

气顶中油气过渡带油体积 ${V_o}^{\′}=1/{4\mathrm{\πD}}^2\mathrm{\φ}\underset{j=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔH}}_{\mathrm{ogj}}{S}_{\mathrm{ogj}}$

式中D为岩心直径，S_o为油环含油饱和度，ΔH_ogj为油气过渡带第j段分段长度大小，j＝1～N，总分段数N是将过渡带厚度平均分段后得到的段数，可选0.1～0.5cm，S_ogj为测试得到气顶区油气过渡带第j段含油饱和度；

(4)根据已知原始油气藏数据建立水体，高温高压下岩心中建立的水体体积V_wi按下式进行确定：

V_wi＝(V_oi+V_gi)*N_w

式中V_oi为带油环凝析气藏原始含油体积，V_gi为原始含气体积，N_w为带油环凝析气藏原始水体体积与原始烃类体积比；

(5)在设定压力下通过注入泵从长岩心底部注水进行恒压底水驱，记录不同注入水量HCPV条件下的沿垂直方向上底水驱油、气、水三相饱和度S_ok、S_gk、S_wk的变化情况，底水带油环凝析气藏水淹层油损失情况由以下两方面进行定量评价：

1)纯油环区的油损失量

以原始纯油环厚度H_o为界线，低于H_o以下的区域为纯油环区，不同注入HCPV水量下纯油环区的油损失量V₁按下式计算：

$V_1=1/{4\mathrm{\πD}}^2\mathrm{\φ}\underset{j=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔH}}_{\mathrm{ojk}}{S}_{\mathrm{ojk}}$

式中ΔH_ojk为油环第K级HCPV下第j段分段长度大小，j＝1～N，总分段数N是将H_o平均分段后得到，每计算段可选0.1～0.5cm，S_ojk为测试得到的纯油环第j段含油饱和度；

2)气顶区的油损失量

以原始纯油环厚度H_o为界线，高于H_o以上的区域为气顶区域，不同注入HCPV水量下气顶区的油损失量V₂按下式计算：

$V_2=1/{4\mathrm{\πD}}^2\mathrm{\φ}\underset{j=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔH}}_{\mathrm{ogjk}}{S}_{\mathrm{ogjk}}-{V_o}^{\′}$

式中ΔH_ogjk为气顶油侵区第K级HCPV下第j段分段长度大小，j＝1～N，总分段数N是将油侵区厚度平均分段后得到，可选0.1～0.5cm，S_ogjk为测试得到气顶中油侵区含油饱和度；

(6)根据测试得到的数据，绘制出恒压底水驱前及恒压底水驱后不同注入HCPV水量时沿岩心垂直方向上的油、气、水三相饱和度分布曲线图，根据绘制的曲线图结合步骤(5)的油损失量计算，对底水带油环凝析气藏水淹层油损失情况以及气顶区的油环分布情况等作出定量评价。