CN106872507B - 一种评价页岩油储层自吸水驱油效果和驱油时间的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种评价页岩油储层自吸水驱油效果和驱油时间的方法，通过配置实验用模拟地层水达到地层水矿化度；将岩心置于饱和不含氢核的氟油中，测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积；将岩心进行自吸水驱油实验，分别放置不同时间段后测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积；将岩心分别放置不同时间段测得的核磁共振T2谱绘制在同一张图上，将不同自吸水驱油时间下得到的T2谱与X轴包围面积计算面积差值确定T2谱与X轴包围面积增加率R，若R小于5％，则对应的前一个自吸时间为最佳自吸水驱油时间。该方法利用核磁共振技术来评价页岩油的毛细管自吸水驱油效果，确定最佳自吸水驱油时间。

Description

一种评价页岩油储层自吸水驱油效果和驱油时间的方法
技术领域
本发明涉及油气开发实验技术领域，特别涉及一种评价页岩油储层自吸水驱油效果和确定最佳自吸水驱油时间的方法。
背景技术
随着常规油气资源不断减少，非常规油气受到人们的普遍关注，已成为目前的研究热点和难点。页岩油作为重要的非常规油气资源之一，因为孔隙尺寸以纳米级为主，常规油藏的水驱油方式不适用于页岩油储层。目前主要通过水平井体积压裂改造产生的裂缝来开发页岩油，存在的问题是裂缝提供了高渗通道往往使得渗流能力很差的纳米孔隙中的原油难以被采出。充分利用页岩油储层发育的纳米孔隙，开展自吸水驱油评价、确定合理的自吸时间对于有效开发页岩油具有重要指导价值。现有研究中，专利CN201310224584.6公布了一种泥页岩层系内页岩油资源潜力评价方法；专利CN201510767641.4公布了页岩油的加工方法；专利CN201110124512.5公布了一种利用热动力开采页岩气和/或页岩油的方法；专利CN201010539090.3公布了一种页岩油加工方法；专利CN201510044729.3公布了一种泥页岩油气饱和度的计算模型；专利CN201610029592.9公布了一种页岩油气优质储层评价方法及参数确定方法；专利CN201410571890.1公布了页岩油气经济有效层段的评价方法；专利CN201310105272.3公布了泥页岩油水饱和度精确测试方法；专利CN201310057719.4公布了一种油页岩油气资源原位开采方法；专利CN201410598941.X公布了一种体积压裂水平井开采页岩油的方法；专利CN201610151743.8公布了页岩油测井评价方法；专利ZL201310145986.7公布了一种定量评价油气二次运移过程中孔喉动用规律的方法；专利ZL201410175123.9公布了一种定量评价注水对孔喉分布影响的方法；专利ZL201410174667.3公布了一种定量评价应力敏感过程中孔喉变化程度的方法；专利ZL201410174888.0公布了一种提高中渗岩心驱油效果的方法；2007年第27卷第2期，矿物岩石，孙来喜等人利用饱含石油的碳酸盐岩油层岩心样品进行了缝洞型碳酸盐岩油藏自吸驱油实验；1992年第13卷第3期，石油学报，曲志浩等人利用安山岩光刻复制微观孔隙模型进行了自吸驱油实验；2002年第32卷第4期，西北大学学报(自然科学版)，曲志浩等人通过真实砂岩微观孔隙模型实验，研究了安塞、五号桩、鄯善、科尔康4个低渗透油田的自吸驱油特征。
上述存在的主要问题是：(1)现有针对页岩油的研究主要表现为页岩油资源和页岩油储层的各类评价方法、页岩油的压裂改造方法、页岩油的参数计算模型、页岩油的开采或加工方法，而自吸水驱页岩油的这种开发方式和最佳自吸时间的确定方法未见报道；(2)虽然已有针对低渗油藏和碳酸盐油藏的自吸驱油方法，但使用的实验模型、实验手段和评价方法均与本发明不同，而且研究对象与本发明差异很大，导致已有的方法不适用于本发明的研究对象；(3)本发明人前期利用核磁共振技术针对油气二次成藏、注水开发过程的应力敏感、孔喉变化和中渗岩心的提高采收率效果进行了评价，但评价对象、评价过程、要解决的主要问题和达到的主要目的与本发明相差很大。
发明内容
为解决现有技术中存在的上述缺陷，本发明的目的在于提供一种评价页岩油储层自吸水驱油效果和确定最佳自吸水驱油时间的方法，该方法通过实验，利用核磁共振技术，基于实验流程和实验方法改进来评价页岩油的毛细管自吸水驱油效果，并确定出最佳自吸水驱油时间，用于指导页岩油开发。
本发明是通过下述技术方案来实现的。
一种评价页岩油储层自吸水驱油效果和驱油时间的方法，其特征在于，包括下述步骤：
步骤一、配置实验用模拟地层水，达到地层水矿化度；
步骤二、将岩心置于高压饱和装置中，使其饱和不含氢核的氟油，测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积；
步骤三、将岩心置于恒温箱中的岩心夹持器内，岩心两端以极低速度持续注入模拟地层水开展自吸水驱油实验，改变温度和环压，自吸水驱油24小时后测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积；
步骤四、重复步骤三，岩心分别自吸水驱油48小时、72小时、96小时，分别测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积；
步骤五、将步骤二测得的核磁共振T2谱和步骤三、四岩心分别自吸水驱油不同时间段测得的核磁共振T2谱绘制在同一张图上，对比分析不同自吸时间条件下的T2谱变化；
步骤六、将不同自吸水驱油时间下得到的T2谱与X轴包围面积与前一次得到的T2谱与X轴包围面积进行对比，计算面积差值；
步骤七、根据面积差值ΔS，确定T2谱与X轴包围面积增加率R，得到页岩油储层自吸水驱油时间，如果R小于5％，则认为对应的前一个自吸时间为最佳自吸水驱油时间。
进一步，所述步骤一中，达到地层水矿化度为25000mg/L。
进一步，所述步骤三中，自吸水驱油实验为：将岩心置于恒温箱中的岩心夹持器内，岩心两端以0.01ml/min的极低速度持续注入模拟地层水开展自吸水驱油实验，设定在10～70℃温度下，岩心自吸水驱油时间大于24小时，环压介于0.1MPa～25MPa。
进一步，所述步骤六中，按照式(1)计算面积差值：
ΔS＝Si+1-Si (1)
式中：ΔS为第i+1次与第i次得到的T2谱与X轴包围面积差值；
Si为第i次得到的T2谱与X轴包围面积；
Si+1为第i+1次得到的T2谱与X轴包围面积。
进一步，所述步骤七中，按照下式确定T2谱与X轴包围面积增加率R：
式中，R为T2谱与X轴包围面积增加率。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
(1)针对页岩油纳米孔隙发育程度高，传统水平井体积压裂手段难以有效开发纳米孔隙内原油的特点，基于毛细管自吸作用的基本原理，创新性提出利用毛细管自吸水驱油的思想，并提出确定最佳自吸时间的方法，为了克服常温常压下自吸水驱油效果难以反映油藏条件的缺点，实验过程中逐渐改变温度和环压，来评价时间、温度、压力变化过程中的自吸水驱油效果，并确定最佳自吸水驱油时间，来实现页岩油纳米孔隙原油的有效开发。
(2)针对传统自吸驱油实验方法的难以实现定量评价、无法反映不同孔隙内自吸水驱油效果的缺点，利用核磁共振技术，通过实验方法改进，形成了既能定量评价不同自吸时间驱油效果，又能直观对比不同孔隙自吸水驱油特征差异的方法。
附图说明
图1自吸水驱油过程示意图；
图2为实施例1不同自吸水驱油时间的核磁共振T2谱图；
图3为实施例2不同自吸水驱油时间的核磁共振T2谱图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对发明作进一步的详细说明，但并不作为对发明做任何限制的依据。
下面选取某油田样品结合附图对本发明做详细叙述。
实施例1
一种评价页岩油储层自吸水驱油效果和确定最佳自吸水驱油时间的方法包括以下步骤：
步骤一、配置实验用模拟地层水，达到地层水矿化度为25000mg/L；
步骤二、将岩心置于高压饱和装置中，使其饱和不含氢核的氟油，测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积为764.71；
步骤三、将岩心置于恒温箱中的岩心夹持器内，岩心两端以0.01ml/min的极低速度持续注入模拟地层水开展自吸水驱油实验，实验温度为40℃，环压为5MPa，自吸水驱油24小时后测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积为913.32；
步骤四、重复步骤三，岩心分别自吸水驱油48小时、72小时、96小时，自吸水驱油不同时间段后，每次结束后测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积分别为936.53、946.03、949.95；
步骤五、将核磁共振T2谱绘制在同一张图上，见图2所示，对比发现自吸水驱油24小时的T2谱变化幅度最大，自吸水驱油48小时、72小时、96小时的T2谱变化幅度减小；
步骤六、将不同自吸水驱油时间下得到的T2谱与X轴包围面积与前一次得到的T2谱与X轴包围面积进行对比，按照式(1)，计算面积差值分别为148.61、23.21、9.5、3.92；
ΔS＝Si+1-Si (1)
步骤七、根据ΔS，按照式(2)确定R，可知自吸水驱油24小时、48小时、72小时、96小时的R分别为19.43％、2.54％、1.01％、0.41％，由此确定最佳自吸水驱油时间为24小时。
实施例2
一种评价页岩油储层自吸水驱油效果和确定最佳自吸水驱油时间的方法包括以下步骤：
步骤一、配置实验用模拟地层水，达到地层水矿化度为25000mg/L；
步骤二、将岩心置于高压饱和装置中，使其饱和不含氢核的氟油，测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积为370.15；
步骤三、将岩心置于恒温箱中的岩心夹持器内，岩心两端以0.01ml/min的极低速度持续注入模拟地层水开展自吸水驱油实验，实验温度为10℃，环压为25MPa，自吸水驱油24小时后测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积为434.56；
步骤四、重复步骤三，岩心分别自吸水驱油48小时、72小时、96小时，自吸水驱油不同时间段后，每次结束后测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积分别为449.33、463.16、474.94；
步骤五、将核磁共振T2谱绘制在同一张图上，见图3所示，对比分发现自吸水驱油24小时的T2谱变化幅度最大，自吸水驱油48小时、72小时、96小时的T2谱变化幅度减小；
步骤六、将不同自吸水驱油时间下得到的T2谱与X轴包围面积与前一次得到的T2谱与X轴包围面积进行对比，按照式(1)，计算面积差值分别为64.41、14.77、13.83、11.78。
ΔS＝Si+1-Si (1)
步骤七、根据ΔS，按照式(2)确定R，可知自吸水驱油24小时、48小时、72小时、96小时的R分别为17.40％、3.40％、3.08％、2.54％，由此确定最佳自吸水驱油时间为24小时。
实施例3
步骤一、配置实验用模拟地层水，达到地层水矿化度为25000mg/L；
步骤二、将岩心置于高压饱和装置中，使其饱和不含氢核的氟油，测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积为365.64；
步骤三、将岩心置于恒温箱中的岩心夹持器内，岩心两端以0.01ml/min的极低速度持续注入模拟地层水开展自吸水驱油实验，实验温度为70℃，环力为0.1Mpa，自吸水驱油24小时后测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积为453.22；
步骤四、重复步骤三，岩心分别自吸水驱油48小时、72小时、96小时，自吸水驱油不同时间段后，每次结束后测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积分别为485.23、502.86、510.65；
步骤五、将核磁共振T2谱绘制在同一张图上，见图3所示，对比分发现自吸水驱油24小时的T2谱变化幅度最大，自吸水驱油48小时、72小时、96小时的T2谱变化幅度减小；
步骤六、将不同自吸水驱油时间下得到的T2谱与X轴包围面积与前一次得到的T2谱与X轴包围面积进行对比，按照式(1)，计算面积差值分别为87.58、32.01、17.63、7.79。
ΔS＝Si+1-Si (1)
步骤七、根据ΔS，按照式(2)确定R，可知自吸水驱油24小时、48小时、72小时、96小时的R分别为23.95％、7.06％、3.63％、1.55％，由此确定最佳自吸水驱油时间为48小时。
实验方法的原理说明
页岩油纳米孔隙发育，水平井体积压裂是目前主要的开发方式，通过体积压裂产生裂缝来沟通孔隙网络，提供原油流动的高渗通道。但是，体积压裂产生的裂缝数量是有限的，无法沟通所有的纳米孔隙，对于没有被裂缝沟通的纳米孔隙，如何实现原油开发就显得尤为重要。从油层物理的角度，对于亲水多孔介质而言，毛细管力是驱油的动力，而且孔隙半径越小，毛细管作用力就越大。基于这一思想，页岩油的纳米孔隙发育，毛细管自吸水产生的驱替动力大，能够有效驱替纳米孔隙中的原油，进而实现页岩油的有效开发。为了对比油藏温度和压力对自吸水驱油效果的影响，实验在恒温箱中进行，实验过程中改变岩心夹持器环压。
本方法将岩心置于恒温箱中的岩心夹持器内，通过设定极低速度、一定的温度和环压持续注入模拟地层水开展自吸水驱油实验，实验过程中模拟地层水的注入速度极低，相当于饱和氟油的岩心浸泡在模拟地层水中，有效模拟了自吸水驱油实验过程。实验时，模拟地层水会在毛细管力的自吸作用下进入细小孔隙中驱替原油(图1)，随着自吸时间增加，驱替的原油量也会随之发生改变，从而达到利用毛细管自吸原理进行页岩油开发的目的。
而实验过程中以不含氢核的氟油来代替地层原油，测得的核磁共振T2谱信号主要反映了岩心中模拟地层水的变化，根据驱替过程中核磁共振T2谱与X轴包围的面积大小，可以反映进入纳米孔隙中的水量，也反映了被驱替的原油量，根据面积的变化可以确定最佳的自吸水驱油时间。
以上内容是结合具体的优选实施方式对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施方式仅限于此，对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干简单的推演或替换，都应当视为属于本发明由所提交的权利要求书确定专利保护范围。

Claims (4)

1.一种评价页岩油储层自吸水驱油效果和驱油时间的方法，其特征在于，包括下述步骤：
步骤一、配置实验用模拟地层水，达到地层水矿化度；
步骤二、将岩心置于高压饱和装置中，使其饱和不含氢核的氟油，测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积；
步骤三、将岩心置于恒温箱中的岩心夹持器内，岩心两端以极低速度持续注入模拟地层水开展自吸水驱油实验，改变温度和环压，自吸水驱油24小时后测核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积；
具体为：
将岩心置于恒温箱中的岩心夹持器内，岩心两端以0.01ml/min的极低速度持续注入模拟地层水开展自吸水驱油实验，设定在10～70℃温度下，岩心自吸水驱油时间大于24小时，环力介于0.1MPa～25MPa；
步骤四、重复步骤三，自吸水驱油48小时、72小时、96小时，分别测自吸水驱油不同时间段后的岩心核磁共振T2谱，统计核磁共振T2谱与X轴包围的面积；
步骤五、将步骤二测得的核磁共振T2谱和步骤三、四岩心分别自吸水驱油不同时间段测得的核磁共振T2谱绘制在同一张图上，对比分析不同自吸时间条件下的T2谱变化；
步骤六、将不同自吸水驱油时间下得到的T2谱与X轴包围面积与前一次得到的T2谱与X轴包围面积进行对比，计算面积差值；
步骤七、根据面积差值ΔS，确定T2谱与X轴包围面积增加率R，得到页岩油储层自吸水驱油时间，如果R小于5％，则认为对应的前一个自吸时间为最佳自吸水驱油时间。
2.根据权利要求1所述的评价页岩油储层自吸水驱油效果和驱油时间的方法，其特征在于，所述步骤一中，达到地层水矿化度为25000mg/L。
3.根据权利要求1所述的评价页岩油储层自吸水驱油效果和驱油时间的方法，其特征在于，所述步骤六中，按照式(1)计算面积差值：
ΔS＝Si+1-Si (1)
式中：ΔS为第i+1次与第i次得到的T2谱与X轴包围面积差值；
Si为第i次得到的T2谱与X轴包围面积；
Si+1为第i+1次得到的T2谱与X轴包围面积。
4.根据权利要求3所述的评价页岩油储层自吸水驱油效果和驱油时间的方法，其特征在于，所述步骤七中，按照下式确定T2谱与X轴包围面积增加率R：
式中，R为T2谱与X轴包围面积增加率。
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