CN112031719A - 一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，包括流动系数计算、测试不同渗透率岩心注入不同流体启动压力梯度、建立流动系数‑启动压力梯度曲线、根据测试结果，对不同类型油藏选择合理开发方式。该方法同时考虑储层物性和流体性质，适用范围更广(包括水驱、气驱、化学驱等多种开发方法)。可用于评价不同低渗储层岩心和不同类型注入流体条件下的不同流动系数的启动压力梯度的测试。同时，该方法不仅适用于砂岩油藏，而且适用于低渗碳酸盐岩、砾岩、页岩等岩性的油藏，适用范围广，为不同类型油藏开发方式的优选、提高采收率技术方向的选择以及不同注入流体适用低渗透油藏渗透率界限的判断提供定量依据。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法。
背景技术
低渗储层的主要特征是流体流动的孔隙半径小、流动阻力大，渗流规律偏离经典的达西线性渗流，属于非线性渗流，非线性渗流特征通常用启动压力梯度来表征。启动压力梯度是低渗油藏开发的重要参数之一，特别对油藏开发井网井距的设计尤为重要。
目前低渗透储层启动压力梯度主要通过室内物理实验模拟方法测试获得，测试单相(地层水或地层原油)和两相(油水共存)情况下的启动压力梯度，建立岩心渗透率和启动压力梯度的关系，主要用于注水开发油藏的启动压力梯度的测试。但是启动压力梯度受储层物性和流体性质的双重影响，同时低渗透油藏开发方式并非单一的注水开发。现有启动压力梯度测试方法仅考虑储层因素和只适用注水开发油藏，无法满足为改善低渗储层开发效果的气驱、化学驱等提高采收率技术的油藏启动压力梯度的测试。
发明内容
本发明的目的在于提供一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，克服现有技术中存在的上述技术问题。
为此，本发明提供的技术方案如下：
一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，包括以下步骤：
步骤1)得到不同注入介质和不同渗透率岩心下的流动系数λ；
步骤2)测试不同压力梯度下的渗流速度，确定不同渗透率岩心注入不同介质的启动压力梯度；
步骤3)在同一油藏岩心渗透率下，根据步骤1)得到的流动系数λ和步骤2)得到的启动压力梯度，建立横坐标为流动系数、纵坐标为启动压力梯度的流动系数-启动压力梯度曲线；
步骤4)根据油藏储层物性和注入介质计算得到注入介质对应的开发方式的流动系数，在已知注采井间启动压力梯度下，得到不同开发方式的点M(流动系数，启动压力梯度)，当点M位于流动系数-启动压力梯度曲线上及其上方区域时，则表明该开发方式可行，当点M位于流动系数-启动压力梯度曲线的下方时，则确定该开发方式不适合该油藏。
步骤1)的具体过程如下：
(1)分别选取空气渗透率K范围为0.01mD-0.1mD、0.1mD-1mD、1mD-10mD、10mD-50mD的岩心至少五块；
(2)测试和确定不同注入介质在油藏温度和压力下的粘度μ；
(3)根据岩心空气渗透率K和注入介质粘度μ计算流动系数
得到不同注入介质和不同渗透率岩心下的流动系数λ，其中，K为岩心空气渗透率，mD；μ为被测流体粘度，mPa·s；λ为流动系数，mD/mPa·s。
所述开发方式包括水驱、化学驱和气驱。
步骤2)的具体过程如下：
(1)岩心烘干后，放入物理模拟装置中抽真空；
(2)加热到测试油藏温度，末端回压测试油藏地层压力，岩心内注入一种开发方式对应的注入介质；
(3)以恒压模式注入注入介质，初始注入压力设定为末端回压的105％-110％之间，间隔相同时间计量出口流速；
(4)当出口流速稳定后，改变注入压力，间隔相同时间计量出口流速直至出口流速稳定，得到不同压力梯度下的渗流速度；
(5)根据单块岩心多组压力梯度和渗流速度，绘制横坐标为压力梯度、纵坐标为渗流速度的曲线，进行二维坐标下投影，拟合曲线，获取出口渗流速度为0时，对应的流体压力梯度为该岩心的启动压力梯度；
(6)重复步骤(1)-(5)，对不同渗透率岩心注入和不同粘度注入介质下的单块岩心注入对应的流体，得到不同渗透率岩心注入不同流体的启动压力梯度。
所述岩心长度为4-10cm、直径2.4-2.6cm。
步骤(2)中的流体介质为液体时，根据国家标准GB/T 22235-2008《液体粘度的测试》测试油藏温度液体的粘度，当流体介质为气体时，通过气体物理性质查询油藏温度和不同压力下气体的粘度。
所述气驱包括氮气驱、甲烷驱和二氧化碳驱。
步骤(4)中出口流速稳定是指连续三次计量出口流速相对偏差小于2％以内。
步骤(4)中改变注入压力时，每次增大值为末端压力的5％-10％。
本发明的有益效果是：
本发明提供的这种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，考虑因素全面(包括储层物性和流体性质)、适用范围更广(包括水驱、气驱、化学驱等多种开发方法)。可用于评价不同低渗储层(一般低渗透、特低渗透、超低渗透和致密油)岩心和不同类型注入(不同气体、液体)流体条件下的不同流动系数的启动压力梯度的测试。
本发明通过建立不同流动系数条件下的启动压力梯度，不仅适应于砂岩油藏，而且适用于低渗碳酸盐岩、砾岩、页岩等不同岩性的油藏，同时考虑储层物性和流体性质的双重影响，可定量测试不同注入流体在不同类型低渗透储层岩心启动压力梯度，适用范围广，为不同类型油藏开发方式的优选(注水或注气开发)、提高采收率技术方向的选择以及不同注入流体适用低渗透油藏渗透率界限的判断提供定量依据。
为让本发明的上述内容能更明显易懂，下文特举优选实施例，并结合附图，作详细说明如下。
附图说明
图1是本发明压力梯度-渗流速度曲线及启动压力梯度示意图；
图2是不同渗透率岩心注入不同流体的启动压力梯度图；
图3是流动系数和启动压力梯度曲线示意图。
具体实施方式
以下由特定的具体实施例说明本发明的实施方式，本领域技术人员可由本说明书所揭示的内容轻易地了解本发明的其他优点及功效。
现参考附图介绍本发明的示例性实施方式，然而，本发明可以用许多不同的形式来实施，并且不局限于此处描述的实施例，提供这些实施例是为了详尽地且完全地公开本发明，并且向所属技术领域的技术人员充分传达本发明的范围。对于表示在附图中的示例性实施方式中的术语并不是对本发明的限定。
除非另有说明，此处使用的术语(包括科技术语)对所属技术领域的技术人员具有通常的理解含义。另外，可以理解的是，以通常使用的词典限定的术语，应当被理解为与其相关领域的语境具有一致的含义，而不应该被理解为理想化的或过于正式的意义。
实施例1：
本发明的第一实施方式涉及一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，包括以下步骤：
步骤1)得到不同注入介质和不同渗透率岩心下的流动系数λ；
步骤2)测试不同压力梯度下的渗流速度，确定不同渗透率岩心注入不同介质的启动压力梯度；
步骤3)在同一油藏岩心渗透率下，根据步骤1)得到的流动系数λ和步骤2)得到的启动压力梯度，建立横坐标为流动系数、纵坐标为启动压力梯度的流动系数-启动压力梯度曲线；
步骤4)根据油藏储层物性和注入介质计算得到注入介质对应的开发方式的流动系数，在已知注采井间启动压力梯度下，得到不同开发方式的点M(流动系数，启动压力梯度)，当点M位于流动系数-启动压力梯度曲线上及其上方区域时，则表明该开发方式可行，当点M位于流动系数-启动压力梯度曲线的下方时，则确定该开发方式不适合该油藏。
本发明考虑了储层物性和流体性质两种因素，适用水驱、气驱、化学驱等多种开发方法。可用于评价不同低渗储层(一般低渗透、特低渗透、超低渗透和致密油)岩心和不同类型注入流体条件下的不同流动系数的启动压力梯度的测试，通过建立不同流动系数下的启动压力梯度图版，为不同类型油藏开发方式的优选(注水或注气开发)以及不同注入流体适用低渗透油藏渗透率界限的判断提供定量依据。
实施例2：
在实施例1的基础上，本实施例提供了一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，步骤1)的具体过程如下：
(1)分别选取空气渗透率K范围为0.01mD-0.1mD、0.1mD-1mD、1mD-10mD、10mD-50mD的岩心至少五块；
(2)测试和确定不同注入介质在油藏温度和压力下的粘度μ；
(3)根据岩心空气渗透率K和注入介质粘度μ计算流动系数
得到不同注入介质和不同渗透率岩心下的流动系数λ，其中，K为岩心空气渗透率，mD；μ为被测流体粘度，mPa·s；λ为流动系数，mD/mPa·s。
选取相同区块的低渗取芯井，在确保岩性和矿物组分相近(相同区块的井岩性和矿物组分相近)的基础下，按照SY/T5336《岩石分析方法》进行岩心钻取、切割和洗油，获得长度为4-10cm、直径2.4-2.6cm的系列岩心，测试不同岩心空气渗透率。
选取空气渗透率范围为0.01mD-50mD的不同岩心，确保每一个数量级岩心数量不少于5块，即0.01mD-0.1mD、0.1mD-1mD、1mD-10mD、10mD-50mD各范围内岩心数量不少于5块，确保后续流动系数数值的均匀分布。
实施例3：
在实施例1或实施例2的基础上，本实施例提供了一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，步骤2)的具体过程如下：
(1)岩心烘干后，放入物理模拟装置中抽真空；
(2)加热到测试油藏温度，末端回压测试油藏地层压力，岩心内注入一种开发方式对应的注入介质；
(3)以恒压模式注入注入介质，初始注入压力设定为末端回压的105％-110％之间，间隔相同时间计量出口流速；
(4)当出口流速稳定后，改变注入压力，间隔相同时间计量出口流速直至出口流速稳定，得到不同压力梯度下的渗流速度；
(5)根据单块岩心多组压力梯度和渗流速度，绘制横坐标为压力梯度、纵坐标为渗流速度的曲线，进行二维坐标下投影，拟合曲线，获取出口渗流速度为0时，对应的流体压力梯度为该岩心的启动压力梯度；如图1所示；
(6)重复步骤(1)-(5)，对不同渗透率岩心注入和不同粘度注入介质下的单块岩心注入对应的流体，得到不同渗透率岩心注入不同流体的启动压力梯度。如图2所示，为三种不同类型流体在不同渗透率岩心中启动压力梯度图。
实施例4：
在实施例1或例2或例3的基础上，本实施例提供了一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，包括流动系数计算、测试不同渗透率岩心注入不同流体启动压力梯度、建立流动系数-启动压力梯度曲线、根据测试结果，对不同类型油藏选择合理开发方式。具体流程如下：
1、不同流动系数岩心和流体组合，计算不同组合流动系数
(1)岩心的选取和空气渗透率测试
选取相同区块的低渗取芯井，在确保岩性和矿物组分相近(相同区块的井岩性和矿物组分相近)的基础下，按照SY/T5336《岩石分析方法》，钻取获得长度为4-10cm、直径2.4-2.6cm的系列岩心，测试不同岩心空气渗透率。
选取空气渗透率范围为0.01mD-50mD的不同岩心，确保每一个数量级岩心数量不少于5块，即0.01mD-0.1mD、0.1mD-1mD、1mD-10mD、10mD-50mD各范围内岩心数量不少于5块，确保后续流动系数数值的均匀分布。
(2)油藏温度和压力下粘度的测试和确定
根据目前低渗油藏开发方法，选择水、表面活性剂和不同气体(氮气、甲烷、二氧化碳)等。按照国家标准GB/T 22235-2008《液体粘度的测试》测试油藏温度液体的粘度；对于气体，通过气体物理性质查询油藏温度和不同压力下气体的粘度。
(3)计算不同注入介质和不同岩心渗透率下的流动系数
按照(1)(2)中所选岩心和所测的注入流体粘度，计算流动系数，得到不同的流体和岩心渗透率组合。
2、测试不同压力梯度下的渗流速度，明确不同渗透率岩心注入不同流体的启动压力梯度
(1)岩心烘干后，放入物理模拟装置中抽真空；
(2)模型加热到测试油藏温度，末端回压测试油藏地层压力，岩心内注入该组合设定的流体；
(3)以恒压模式注入待测流体，初始注入压力设定为末端回压的105％-110％之间，间隔相同时间计量出口流速，当连续三次计量流速相对偏差小于2％以内时，说明流速已稳定；
(4)然后改变注入压力，每次增大值为末端压力的5％-10％，按照(3)中计量稳定流速，得到不同压力梯度下的不同稳定渗流速度；
(5)根据单块岩心多组压力梯度和渗流速度，绘制横坐标为启动压力梯度、纵坐标为渗流速度的曲线，进行二维坐标下投影，拟合曲线，获取出口渗流速度为0时对应流体压力梯度为该样品的启动压力梯度；如图1所示；
(6)按照(1)-(5)对不同渗透率岩心和不同粘度注入流体下的单块岩心注入对应的流体，得到不同渗透率岩心注入不同流体的启动压力梯度，如下图所示为三种不同类型流体在不同渗透率岩心中启动压力梯度图。如图2所示为三种不同类型流体(L1、L2和L3)在不同渗透率岩心中启动压力梯度图。
3、建立不同流动系数和启动压力梯度曲线
根据1计算的不同组合的流动系数和2中测试的启动压力梯度，建立横坐标为流动系数、纵坐标为启动压力梯度的曲线。如图3所示。
4、根据测试结果，对不同类型油藏选择合理开发方式
当油藏注采井间的最小的压力梯度大于启动压力梯度时代表该开发方式下可以形成有效的驱替压力***，流体能够流动，否则流体无法流动，表示该开发方式不适用于该油藏。
根据油藏储层物性和不同开发方式下(注水开发或是注气开发)可建立的注采井间最小压力梯度(已知)，计算不同开发方式的流动系数，进而得到不同开发方式的流动系数和地层压力梯度，得到不同开发方式的点M(流动系数，地层压力梯度)，当点M落在3中测试的流动系数和启动压力梯度曲线上方时，表示该开发方式下可行，当点M落在曲线下方时，表示该开发方式不适合该油藏，如图3所示，M1方式适合该油藏开发，M2开发方式不适合该油藏。
综上所述，本发明提供了一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，是以储层渗透率和流体粘度计算流体在岩心中不同流动系数，测试不同流动系数条件下的启动压力梯度，建立不同流动系数下的启动压力梯度图版。该方法考虑因素全面(包括储层物性和流体性质)、适用范围更广(包括水驱、气驱、化学驱等多种开发方法)。可用于评价不同低渗储层(一般低渗透、特低渗透、超低渗透和致密油)岩心和不同类型注入(不同气体、液体)流体条件下的不同流动系数的启动压力梯度的测试。同时，该方法不仅适用于砂岩油藏，而且适用于低渗碳酸盐岩、砾岩、页岩等岩性的油藏，适用范围广，为不同类型油藏开发方式的优选、提高采收率技术方向的选择以及不同注入流体适用低渗透油藏渗透率界限的判断提供定量依据。
本领域的普通技术人员可以理解，上述各实施方式是实现本发明的具体实施例，而在实际应用中，可以在形式上和细节上对其作各种改变，而不偏离本发明的精神和范围。
Claims (9)
1.一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1)得到不同注入介质和不同渗透率岩心下的流动系数；
步骤2)测试不同压力梯度下的渗流速度，确定不同渗透率岩心注入不同介质的启动压力梯度；
步骤3)在同一油藏岩心渗透率下，根据步骤1)得到的流动系数和步骤2)得到的启动压力梯度，建立横坐标为流动系数、纵坐标为启动压力梯度的流动系数-启动压力梯度曲线；
步骤4)根据油藏储层物性和注入介质计算得到注入介质对应的开发方式的流动系数，在已知注采井间启动压力梯度下，得到不同开发方式的点M(流动系数，启动压力梯度)，当点M位于流动系数-启动压力梯度曲线上及其上方区域时，则表明该开发方式可行，当点M位于流动系数-启动压力梯度曲线的下方时，则确定该开发方式不适合该油藏。
2.根据权利要求1所述的一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，其特征在于，步骤1)的具体过程如下：
(1)分别选取空气渗透率K范围为0.01mD-0.1mD、0.1mD-1mD、1mD-10mD、10mD-50mD的岩心至少五块；
(2)测试和确定不同注入介质在油藏温度和压力下的粘度μ；
(3)根据岩心空气渗透率K和注入介质粘度μ计算流动系数
得到不同注入介质和不同渗透率岩心下的流动系数λ，其中，K为岩心空气渗透率，mD；μ为被测流体粘度，mPa·s；λ为流动系数，mD/mPa·s。
3.根据权利要求1所述的一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，其特征在于：所述开发方式包括水驱、化学驱和气驱。
4.根据权利要求1所述的一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，其特征在于，步骤2)的具体过程如下：
(1)岩心烘干后，放入物理模拟装置中抽真空；
(2)加热到测试油藏温度，末端回压测试油藏地层压力，岩心内注入一种开发方式对应的注入介质；
(3)以恒压模式注入注入介质，初始注入压力设定为末端回压的105％-110％之间，间隔相同时间计量出口流速；
(4)当出口流速稳定后，改变注入压力，间隔相同时间计量出口流速直至出口流速稳定，得到不同压力梯度下的渗流速度；
(5)根据单块岩心多组压力梯度和渗流速度，绘制横坐标为压力梯度、纵坐标为渗流速度的曲线，进行二维坐标下投影，拟合曲线，获取出口渗流速度为0时，对应的流体压力梯度为该岩心的启动压力梯度；
(6)重复步骤(1)-(5)，对不同渗透率岩心注入和不同粘度注入介质下的单块岩心注入对应的流体，得到不同渗透率岩心注入不同流体的启动压力梯度。
5.根据权利要求2所述的一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，其特征在于：所述岩心长度为4-10cm、直径2.4-2.6cm。
6.根据权利要求2所述的一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，其特征在于：步骤(2)中的流体介质为液体时，根据国家标准GB/T22235-2008《液体粘度的测试》测试油藏温度液体的粘度，当流体介质为气体时，通过气体物理性质查询油藏温度和不同压力下气体的粘度。
7.根据权利要求3所述的一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，其特征在于：所述气驱包括氮气驱、甲烷驱和二氧化碳驱。
8.根据权利要求4所述的一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，其特征在于：步骤(4)中出口流速稳定是指连续三次计量出口流速相对偏差小于2％以内。
9.根据权利要求4所述的一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法，其特征在于：步骤(4)中改变注入压力时，每次增大值为末端压力的5％-10％。
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