CN204374032U - 一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置 - Google Patents
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Abstract
本实用新型提供了一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置，包括一根五通管和四根直筒填砂管，每根直筒填砂管的一端与五通管的端口连接，且四根直筒填砂管处于同一平面内；每根直筒填砂管的管壁上沿其径向设有多个测压孔；为了避免模型内砂料外漏，每根直筒填砂管的两端的端口内沿径向设有金属滤网。结构紧凑、操作简便、使用成本低，与现有的物理模型结合实现了研究调剖堵剂在平面、垂向、和裂缝性油藏等不同特征油藏类型过程流变性和渗流情况模拟的全面解决方案。
Description
技术领域
本实用新型属于石油开采领域，具体涉及一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置。
背景技术
在油田开发的过程中，当油层原始能量开始降低后，需要向地层补注能量，即向油层注水，以提高原油采收率。然而，当油田开发进入中晚期后，就会遇到油井出水问题，给油井生产带来严重的影响。由于油井出水，使得油层能量下降，引起管线和设备结垢，并发腐蚀，增加脱水***负荷，降低油层的最终采收率。因此，在油田开发的过程中，必须及时注意油井出水动态，研究并采取有力措施，减少油井出水，以提高原油采收率。由于油层的非均质性或因为开采方式不当，使注入水及边水沿高渗透层及高渗透区不均匀地推进，在纵向上形成单层突进，在横向上形成舌进，造成注入水提前突破，致使油井过早出水，直至水淹，而低渗透层尚未发生作用，降低了原油的采收率。因此，稳油控水是油田开发过程中的一个重要研究课题。为防止油井过早出水，人们在开发方案和开采措施上做了大量工作。在开发方案方面，采用了合理布井方式；在开采措施方面，采用了分层注水的方法。然而，由于地层的非均质性，注入水沿高渗透层的不均匀推进仍不能够避免；在机械分注的过程中，由于分隔器发生分隔不严的情况，或因固井质量等原因，仍会造成油井过早出水的现象。因此，必须采用油井堵水或注水井调剖的方法来治理水害。对于多数注水开发的油田，由于油层的非均质性，使注入水沿高渗透层条带突进是油井水淹的主要原因。对出水油井采取措施后，虽然可以降低含水量，但有效期短，仅单井受益，势必增加施工成本，且成功率不高，特别是非均质性严重的地层。为此，解决油井过早水淹的问题，还必须从注水井着手。在注水井上，采用分层注水及分层改造低渗透层是使水线能比较均匀推进的重要措施，但并不是在所有情况下都能比较好地解决问题。因此，对注水井进行选择性封堵高渗透层大孔道的方法来调整和改善吸水剖面，即注水井调剖，是使水线较均匀地推进，防止油井过早水淹，降低原油含水，增加水驱油的面积，减少死油区，提高油层采收率较好方法。
调剖堵水是油藏改善水驱提高区块整体注入效果的重要措施，在进行调剖堵水研究过程中，物理模拟方法和装置的建立是实验设计的重要部分，目前研究过程主要采用单管和双管并联模型进行调剖剂的封堵性能研究，无法模拟近井地带对调剖剂的降解过程，也无法近距离观察岩心内容驱替过程的变化，且物理模型方法单一，与油藏复杂的渗流过程存在一定的距离。
实用新型内容
本实用新型的目的是解决现有的调剖堵剂填砂模型单一，无法模拟近井地带对调剖剂的降解过程，与油藏复杂的渗流过程存在一定的距离的问题。
为此，本实用新型提供了一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置，包括一根五通管和四根直筒填砂管，每根直筒填砂管的一端与五通管的端口连接，且四根直筒填砂管处于同一平面内；
每根直筒填砂管的管壁上沿其径向设有多个测压孔；
每根直筒填砂管的两端的端口内沿径向设有金属滤网。
所述直筒填砂管包括直管段、位于直管段两端的上接头和下接头，所述上接头与五通管的端口通过螺纹连接。
所述测压孔为2个。
所述直筒填砂管的内径是15.4mm~35.4mm，长度是100mm~300mm。
所述直筒填砂管的内径是25.4mm，长度是200mm。
所述五通管的内径是15.4mm~35.4mm。
所述五通管的内径是25.4mm。
所述五通管和四根直筒填砂管的内壁为打磨均匀的磨面。
本实用新型的有益效果：本实用新型提供了一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置，结构紧凑、操作简便、使用成本低，与现有的物理模型结合实现了研究调剖堵剂在平面、垂向、和裂缝性油藏等不同特征油藏类型过程流变性和渗流情况模拟的全面解决方案。
以下将结合附图对本实用新型做进一步详细说明。
附图说明
图1是模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置的结构示意图。
图2是直筒填砂管的结构示意图。
附图标记说明：1、五通管；2、直筒填砂管；3、测压孔；4、直管段；5、上接头；6、下接头。
具体实施方式
以下将结合附图进一步对该模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置作详细的说明。
实施例1：
如图1所示，本实用新型提供了一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置，包括一根五通管1和四根直筒填砂管2，每根直筒填砂管2的一端与五通管1的端口连接，且四根直筒填砂管2处于同一平面内；每根直筒填砂管2的管壁上沿其径向设有多个测压孔3；为了避免模型内砂料外漏，每根直筒填砂管2的两端的端口内沿径向设有金属滤网。
每根直筒填砂管2根据研究区块油藏物性和非均值性首先进行岩心粉碎，用分子筛分选不同粒径岩石颗粒，或选择不同粒径石英砂进行填砂，填砂过程根据所填渗透率、孔隙度要求进行压实。填砂过程完成。根据实验方案进行气测渗透率和孔隙度的测试，在填砂过程中，根据油藏基本情况，可进行不同渗透率的填砂，保证平面非均质性和垂向非均质性，需要指出的是，四根直筒填砂管2，其中每根直筒填砂管2的一端与五通管1的端口连接，另外一端作为流体出口，而五通管1中心的端口即未与直筒填砂管2连接的一端作为流体入口。
具体的，研究区块油藏情况如下：岩性深灰色长石质石英砂岩粒度：以细－中砂岩为主，油藏平均有效孔隙度15.0%，平均有效渗透率16.58mD，储层非均质性强，渗透率最大值为100.7mD，最小值为2mD，渗透率级差50.35，变异系数0.91，井网形式为五点井网。根据该项资料进行填砂，填砂结果测试渗透率最大值为98.6mD，最小值为1.5mD，平均为50.1mD，平面整体非均质性为0.86，因此，该物理模型与油藏基本物性相似。
实验过程：油藏温度下模型饱和地层水，建立束缚水，进行水驱，水驱至含水98%，注入调剖剂，调剖剂注入量为0.05PV，恒温48h后进行后续水驱。
实验结果：水驱至含水98%，采收率为23.5%，注入调剖剂后采收率提高3.56%，后续水驱采收率提高至45.6%，阻力系数为12.5，残余阻力系数为5.6，其中低渗透填砂模型提高采收率35.2%，较高渗透率模型提高采收率为2.3%。实验过程中记录压力变化发现，调剖剂在注入过程中不同测压点压力梯度变化，通过测压孔3检测粘度保留率，计算确定了调剖剂在油藏中运移深度。实验结束后，打开五通管1与直筒填砂管2的螺纹连接处，通过定性检测、镜下观察，调剖剂在不同渗透率方向的运移过程及粘度的变化。
实验结论：通过进行该物理模拟实验，确定了调剖体系适应于该类油藏，能够有效提高该类储层的采收率。为现场开展调剖实验确定了注入参数和注入量。
实施例2：
在实施例1的基础上，进一步的，如图2所示，所述直筒填砂管2包括直管段4、位于直管段4两端的上接头5和下接头6，所述上接头5与五通管1的端口通过螺纹连接，所述测压孔3为2个，下接头6作为流体出口。
具体的，研究区块油藏情况如下：岩性深灰色长石质石英砂岩粒度：以细－中砂岩为主，油藏平均有效孔隙度15.0%，平均有效渗透率16.58mD，储层非均质性强，渗透率最大值为100.7mD，最小值为2mD，渗透率级差50.35，变异系数0.91，井网形式为五点井网。根据该项资料进行填砂，填砂结果测试渗透率最大值为98.6mD，最小值为1.5mD，平均为50.1mD，平面整体非均质性为0.86，因此，该物理模型与油藏基本物性相似。
实验过程：油藏温度下模型饱和地层水，建立束缚水，进行水驱，水驱至含水98%，注入调剖剂，调剖剂注入量为0.05PV，恒温48h后进行后续水驱。
实验结果：水驱至含水98%，采收率为23.5%，注入调剖剂后采收率提高3.56%，后续水驱采收率提高至45.6%，阻力系数为12.5，残余阻力系数为5.6，其中低渗透填砂模型提高采收率35.2%，较高渗透率模型提高采收率为2.3%。实验过程中记录压力变化发现，调剖剂在注入过程中不同测压点压力梯度变化，通过测压孔3检测粘度保留率，计算确定了调剖剂在油藏中运移深度。实验结束后，打开五通管1与直筒填砂管2的螺纹连接处，通过定性检测、镜下观察，调剖剂在不同渗透率方向的运移过程及粘度的变化。
实验结论：通过进行该物理模拟实验，确定了调剖体系适应于该类油藏，能够有效提高该类储层的采收率。为现场开展调剖实验确定了注入参数和注入量。
实施例3：
在实施例1的基础上，需要说明的是，所述直筒填砂管2的内径是15.4mm~35.4mm，长度是100mm~300mm。所述五通管1的内径是15.4mm~35.4mm。
研究区块油藏情况如下：岩性深灰色长石质石英砂岩粒度：以细－中砂岩为主，油藏平均有效孔隙度15.0%，平均有效渗透率16.58mD，储层非均质性强，渗透率最大值为100.7mD，最小值为2mD，渗透率级差50.35，变异系数0.91，井网形式为五点井网。根据该项资料进行填砂，填砂结果测试渗透率最大值为98.6mD，最小值为1.5mD，平均为50.1mD，平面整体非均质性为0.86，因此，该物理模型与油藏基本物性相似。
实验过程：油藏温度下模型饱和地层水，建立束缚水，进行水驱，水驱至含水98%，注入调剖剂，调剖剂注入量为0.05PV，恒温48h后进行后续水驱。
实验结果：水驱至含水98%，采收率为23.5%，注入调剖剂后采收率提高3.56%，后续水驱采收率提高至45.6%，阻力系数为12.5，残余阻力系数为5.6，其中低渗透填砂模型提高采收率35.2%，较高渗透率模型提高采收率为2.3%。实验过程中记录压力变化发现，调剖剂在注入过程中不同测压点压力梯度变化，通过测压孔3检测粘度保留率，计算确定了调剖剂在油藏中运移深度。实验结束后，打开五通管1与直筒填砂管2的螺纹连接处，通过定性检测、镜下观察，调剖剂在不同渗透率方向的运移过程及粘度的变化。
实验结论：通过进行该物理模拟实验，确定了调剖体系适应于该类油藏，能够有效提高该类储层的采收率。为现场开展调剖实验确定了注入参数和注入量。
实施例4：
在实施例3的基础上，为了保证密封效果，该物理模型采用相同管径的螺纹连接，具体的，所述直筒填砂管2的内径是25.4mm，长度是200mm。所述五通管1的内径是25.4mm。
研究区块油藏情况如下：岩性深灰色长石质石英砂岩粒度：以细－中砂岩为主，油藏平均有效孔隙度15.0%，平均有效渗透率16.58mD，储层非均质性强，渗透率最大值为100.7mD，最小值为2mD，渗透率级差50.35，变异系数0.91，井网形式为五点井网。根据该项资料进行填砂，填砂结果测试渗透率最大值为98.6mD，最小值为1.5mD，平均为50.1mD，平面整体非均质性为0.86，因此，该物理模型与油藏基本物性相似。
实验过程：油藏温度下模型饱和地层水，建立束缚水，进行水驱，水驱至含水98%，注入调剖剂，调剖剂注入量为0.05PV，恒温48h后进行后续水驱。
实验结果：水驱至含水98%，采收率为23.5%，注入调剖剂后采收率提高3.56%，后续水驱采收率提高至45.6%，阻力系数为12.5，残余阻力系数为5.6，其中低渗透填砂模型提高采收率35.2%，较高渗透率模型提高采收率为2.3%。实验过程中记录压力变化发现，调剖剂在注入过程中不同测压点压力梯度变化，通过测压孔3检测粘度保留率，计算确定了调剖剂在油藏中运移深度。实验结束后，打开五通管1与直筒填砂管2的螺纹连接处，通过定性检测、镜下观察，调剖剂在不同渗透率方向的运移过程及粘度的变化。
实验结论：通过进行该物理模拟实验，确定了调剖体系适应于该类油藏，能够有效提高该类储层的采收率。为现场开展调剖实验确定了注入参数和注入量。
实施例5：
在实施例1的基础上，所述五通管1和四根直筒填砂管2的内壁为打磨均匀的磨面。将内壁打毛，是为了防止模型边缘窜流。
进一步具体的操作是，研究区块油藏情况如下：岩性深灰色长石质石英砂岩粒度：以细－中砂岩为主，油藏平均有效孔隙度15.0%，平均有效渗透率16.58mD，储层非均质性强，渗透率最大值为100.7mD，最小值为2mD，渗透率级差50.35，变异系数0.91，井网形式为五点井网。根据该项资料进行填砂，填砂结果测试渗透率最大值为98.6mD，最小值为1.5mD，平均为50.1mD，平面整体非均质性为0.86，因此，该物理模型与油藏基本物性相似。
实验过程：油藏温度下模型饱和地层水，建立束缚水，进行水驱，水驱至含水98%，注入调剖剂，调剖剂注入量为0.05PV，恒温48h后进行后续水驱。
实验结果：水驱至含水98%，采收率为23.5%，注入调剖剂后采收率提高3.56%，后续水驱采收率提高至45.6%，阻力系数为12.5，残余阻力系数为5.6，其中低渗透填砂模型提高采收率35.2%，较高渗透率模型提高采收率为2.3%。实验过程中记录压力变化发现，调剖剂在注入过程中不同测压点压力梯度变化，通过测压孔3检测粘度保留率，计算确定了调剖剂在油藏中运移深度。实验结束后，打开五通管1与直筒填砂管2的螺纹连接处，通过定性检测、镜下观察，调剖剂在不同渗透率方向的运移过程及粘度的变化。
实验结论：通过进行该物理模拟实验，确定了调剖体系适应于该类油藏，能够有效提高该类储层的采收率。为现场开展调剖实验确定了注入参数和注入量。
以上例举仅仅是对本实用新型的举例说明，并不构成对本实用新型的保护范围的限制，凡是与本实用新型相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置，其特征在于：包括一根五通管（1）和四根直筒填砂管（2），每根直筒填砂管（2）的一端与五通管（1）的端口连接，且四根直筒填砂管（2）处于同一平面内；
每根直筒填砂管（2）的管壁上沿其径向设有多个测压孔（3）；
每根直筒填砂管（2）的两端的端口内沿径向设有金属滤网。
2.如权利要求1所述的一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置，其特征在于：所述直筒填砂管（2）包括直管段（4）、位于直管段（4）两端的上接头（5）和下接头（6），所述上接头（5）与五通管（1）的端口通过螺纹连接。
3.如权利要求1所述的一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置，其特征在于：所述测压孔（3）为2个。
4.如权利要求2所述的一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置，其特征在于：所述直筒填砂管（2）的内径是15.4mm~35.4mm，长度是100mm~300mm。
5.如权利要求4所述的一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置，其特征在于：所述直筒填砂管（2）的内径是25.4mm，长度是200mm。
6.如权利要求1所述的一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置，其特征在于：所述五通管（1）的内径是15.4mm~35.4mm。
7.如权利要求6所述的一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置，其特征在于：所述五通管（1）的内径是25.4mm。
8.如权利要求1所述的一种模拟不同油藏的深部调驱堵剂效果的填砂模型装置，其特征在于：所述五通管（1）和四根直筒填砂管（2）的内壁为打磨均匀的磨面。
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| CN106896041B (zh) * | 2015-12-17 | 2023-09-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种颗粒类堵水剂的堵水性能评价装置 |
| CN110805426A (zh) * | 2019-06-27 | 2020-02-18 | 大港油田集团有限责任公司 | 一种调剖剂封窜模拟实验用的防管壁窜流填砂管 |
| CN110805426B (zh) * | 2019-06-27 | 2022-11-25 | 大港油田集团有限责任公司 | 一种调剖剂封窜模拟实验用的防管壁窜流填砂管 |
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