一种基于边界层动态变化的低渗透油藏驱替介质优选方法
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，涉及边界层厚度测试，具体涉及一种基于边界层动态变化的低渗透油藏驱替介质优选方法。
背景技术
低渗透油藏的主要特征是流体流动的孔隙半径小，流动阻力大，固液界面及液液界面间的相互作用对渗流的影响较大，导致其渗流规律偏离经典的达西线性渗流，属于非达西渗流。
非线性渗流的特征主要以启动压力梯度来表征，但是对造成启动压力梯度的原因——边界层研究较少。边界层是由于固体与液体的界面作用以及界面层内分子间的相互作用，在岩石孔隙的内表面存在一个不动层，通常用边界层厚度占孔喉半径的大小表征边界层对开发过程的影响。边界层厚度占比越大，对流体的流动越不利。对于高渗透油藏而言，边界层的厚度比孔喉半径小的多，此时边界层占比可忽略不计，边界层对渗流的影响不大；但是对于低渗透、特低渗透油藏来说，边界层厚度边比孔喉半径相近，此时边界层占比大，边界层对渗流的影响不可忽略。
目前，对于边界层厚度定量研究方法主要包括微圆管法和称重法，测试对象均为液体(油和水)。其中，微圆管测试通常利用一个已知内径的微细圆管开展流动实验，根据泊肃叶理论计算流体实际流动的半径，以真实内径和流动半径的差值计算边界层厚度。但由于岩石多孔介质并非等直径的圆管，而是一系列不同尺寸的孔喉组成，所以，该方法不适应多孔介质内边界层厚度的测量。称重法是根据水驱油前后重量的差异研究边界层的影响规律，但该方法假设条件是剩余油全部为边界层油膜时才具有意义，而实际水驱油后剩余油类型和形态各异，除了油膜，还有油滴、油柱、油簇和盲端等其他类型，此外受驱替模型死体积的影响，计算过程误差较大，导致该方法的科学性和精确性受到质疑。同时由于边界层厚度受注入流体相态、流体物性、储层物性和压力梯度等因素的综合影响，上述方法均无法定量表征不同梯度下不同相态流体的边界层厚度占比变化情况。
发明内容
本发明的目的在于提供一种基于边界层动态变化的低渗透油藏驱替介质优选方法，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：
一种基于边界层动态变化的低渗透油藏驱替介质优选方法，油藏渗透率为定值时，得到不同驱替介质的边界层占比随压力梯度的关系曲线，通过对比同一压力梯度下边界层占比的大小选择适用于该油藏开发驱替介质，当边界层占比小于30％时，确定该驱替流体适合注入该油藏。
所述不同驱替介质的边界层占比随压力梯度的关系曲线通过以下步骤得到：
步骤1)利用氢气测试不同压力梯度下岩心的渗透率，根据渗透率平稳时的渗透率得到理论孔喉半径rR；
步骤2)注入被测试驱替介质，测试不同压力梯度下岩心的渗透率，计算不同压力梯度下的流动孔喉半径rai；
步骤3)根据理论孔喉半径rR和流动孔喉半径rai计算边界层占比，得到不同驱替介质的边界层占比随压力梯度的关系曲线。
所述不同驱替介质包括气体、水和化学药剂，所述气体包括天然气、氮气和二氧化碳。
步骤1)的具体过程如下：测试开发油藏岩心孔隙度和渗透率，在测试渗透率时，在岩心中注入氢气，不断增大注采压差改变压力梯度，测试不同压力梯度下的岩心氢气渗透率，得到压力梯度和岩心氢气渗透率关系曲线，当氢气渗透率恒定时，以该值KP(H2)对应的孔喉半径作为理论孔喉半径rR；
其中，压力梯度以0.5MPa/m递增，上限为20MPa/m，理论孔喉半径rR按下式计算：
式中：φ为岩心孔隙度，％；KP(H2)为稳定氢气岩心渗透率，mD；rR为理论平均孔吼半径，μm。
步骤1)中所述渗透率平稳为连续三次测试渗透率值波动小于1％。
步骤2)的具体过程如下：选择不同驱替介质，分别进行岩心渗透率测试，不断增大注采压差改变压力梯度，测得不同压力梯度下岩心渗透率，并按照下式计算流动孔喉半径rai，作压力梯度和岩心渗透率的关系曲线；
其中，初始压力为0MPa，压力梯度以5MPa/m递增，上限为20MPa/m，当渗透率稳定时停止增压；
式中：φ为岩心孔隙度，％；Kpi为不同压力梯度下的注入流体测岩心渗透率，mD；rai为理论平均孔吼半径，μm；i为压力梯度数。
步骤3)的具体过程如下：以理论孔喉半径rR和不同压力梯度下的流动孔喉半径rai的差值除以理论孔喉半径rR得到不同压力梯度下的边界层占比，作压力梯度和边界层占比曲线；
式中：φ为岩心孔隙度，％；Kpi为不同压力梯度下的注入流体测岩心渗透率，mD；KP(H2)为稳定氢气岩心渗透率，mD；rR为理论平均孔吼半径，μm。
所述岩心长度小于10cm，直径为2.5cm。
所述岩心孔隙度通过液体饱和法测试，过程为：将岩心烘干称重，然后抽真空，饱和已知密度的液体，再次称重后计算岩心孔隙度。
本发明的有益效果是：
本发明提供的这种基于边界层动态变化的低渗透油藏驱替介质优选方法，基于气液粘度差异导致流动规律的不同，以分子半径最小的氢气测得的岩心渗透率的稳定值计算理论平均孔喉半径，以不同压力梯度下不同注入流体测试的岩心渗透率计算流动孔喉半径，以两者的差值与理论孔喉半径的比值作为边界层厚度占比，实现不同压力梯度下边界层占比动态变化的定量表征，该方法可用于评价不同渗透率(一般低渗透、特低渗透、超低渗透和致密油)岩心、不同类型注入(不同气体、液体)流体过程中不同压力梯度的边界层厚度占比的动态变化规律，为不同类型油藏渗流规律的认识、启动压力梯度的定量计算和不同类型油藏注入流体的优选提供依据。
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是本发明不同压力梯度边界层占比的流程图；
图2是不同压力梯度下氢气测渗透率和平衡渗透率图；
图3是不同压力梯度下流体介质测渗透率和压力梯度关系图；
图4是.边界层厚度占比和压力梯度曲线图；
图5是相同渗透率岩心下不同注入流体边界层占比-压力梯度关系曲线；
图6是不同注入流体不同渗透率岩心中边界层占比-压力梯度关系曲线。
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：
本实施例提供了一种基于边界层动态变化的低渗透油藏驱替介质优选方法，油藏渗透率为定值时，得到不同驱替介质的边界层占比随压力梯度的关系曲线，通过对比同一压力梯度下边界层占比的大小选择适用于该油藏开发驱替介质，当边界层占比小于30％时，确定该驱替流体适合注入该油藏。
本发明原理：
对于特定油藏而言渗透率为定值，对不同驱替介质进行边界层占比动态变化测试，通过对比边界层占比的大小，选择最佳的驱替介质，相同的压力梯度下，边界层占比越小，边界层对流动的影响越小，驱油效果越好。
根据计算的边界层占比大小对边界层对渗流影响程度进行快速判断，当边界层占比小于30％，边界层影响程度为低级；当边界层占比介于30％-60％时，边界层影响程度为中低级；当边界层占比介于60％-80％时，边界层影响程度为中高级；当边界层占比大于80％时，边界层影响程度为高级。边界层占比越大，表明该注入流体越不合适该类型油藏开发。
实施例2：
在实施例1的基础上，本实施例提供了一种基于边界层动态变化的低渗透油藏驱替介质优选方法，所述不同驱替介质的边界层占比随压力梯度的关系曲线通过以下步骤得到，如图1所示：
步骤1)利用氢气测试不同压力梯度下岩心的渗透率，根据渗透率平稳时的渗透率得到理论孔喉半径rR；
步骤2)注入被测试驱替介质，测试不同压力梯度下岩心的渗透率，计算不同压力梯度下的流动孔喉半径rai；
步骤3)根据理论孔喉半径rR和流动孔喉半径rai计算边界层占比，得到不同驱替介质的边界层占比随压力梯度的关系曲线。
其中，步骤1)中不注氮气或空气主要是因为氮气或空气在岩心孔喉中存在一定厚度的边界层，导致理论孔喉半径的计算偏小，因此选择分子半径最小的氢气测试气测渗透率，可降低气体边界层厚度对理论孔喉半径的影响；渗透率平稳是指连续三次测试渗透率值波动小于1％，按照SY/T5336《岩石分析方法》，利用液体饱和法测试岩心孔隙度和渗透率测试。
实施例3：
在实施例2的基础上，本实施例提供了一种基于边界层动态变化的低渗透油藏驱替介质优选方法，具体过程如下：
步骤1)按照SY/T5336《岩石分析方法》，利用液体饱和法测试岩心岩心孔隙度(岩心烘干称重，然后抽真空，饱和已知密度的液体，再次称重，计算岩心孔隙体积和孔隙度)和渗透率测试，其中测试渗透率时选择注入氢气(不注氮气或空气要是因为氮气或空气在岩心孔喉中存在一定厚度的边界层，导致理论孔喉半径的计算偏小，因此选择分子半径最小的氢气测试气测渗透率，可降低气体边界层厚度对理论孔喉半径的影响)，不断增大注采压差改变压力梯度(初始压力为0MPa，压力梯度以0.5MPa/m递增，上限为20MPa/m,当渗透率稳定时停止增压)，测试不同压力梯度下的岩心氢气渗透率，作压力梯度和岩心氢气渗透率曲线，如图2所示，当氢气渗透率恒定时，以该值对应的孔喉半径作为理论孔喉半径rR，计算公式如下：
步骤2)注入被测试流体，测试岩心不同压力梯度下的渗透率，计算流动孔喉半径：选择待测试流体，包括气体(天然气、氮气和CO2等)、水、化学药剂等，按照SY/T5336《岩石分析方法》进行岩心渗透率测试，不断增大注采压差改变压力梯度(初始压力为0MPa，压力梯度以5MPa/m递增，上限为20MPa/m，当渗透率稳定时停止增压)，测得不同压力梯度下岩心渗透率，并按照下式计算流动孔喉半径rai，作压力梯度和岩心渗透率的关系曲线，如图3所示；
步骤3)计算注入流体岩心不同压力梯度下的边界层厚度占比
以步骤1)中得到理论平均孔喉半径和步骤2)不同压力梯度下的流动孔喉半径的差值处于理论孔喉半径计算不同压力梯度下的边界层占比，作压力梯度和边界层占比曲线，如图4所示：
式中：φ为岩心孔隙度，％；Kpi为不同压力梯度下的注入流体测岩心渗透率，mD；KP(H2)为稳定氢气岩心渗透率，mD；rR为理论平均孔吼半径，μm。
步骤4)确定油藏驱替介质：
根据计算的边界层占比大小对边界层对渗流影响程度进行快速判断，当边界层占比小于30％，边界层影响程度为低级，适合用于该油藏开发；当边界层占比介于30％-60％时，边界层影响程度为中低级；当边界层占比介于60％-80％是，边界层影响程度为中高级；当边界层占比大于80％时，边界层影响程度为高级。边界层占比越大，表明该注入流体越不合适该类型油藏开发。
实施例4：
在实施例3的基础上，本实施例选择三种驱替介质，分别为流体L1、流体L2和流体L3。
对于特定油藏而言渗透率为定值，按照上述步骤，进行不同驱替介质边界层占比动态变化测试，通过对比边界层占比的大小，选择最佳的驱替介质，相同的压力梯度下，边界层占比越小，边界层对流动的影响越小，驱油效果越好。图5为流体L1、流体L2和流体L3三种不同驱替介质在相同岩心中的边界层占比-压力梯度变化曲线，推荐最佳的注入流体为L3。
对于特定的注入流体，测试不同渗透率岩心的边界层占比随压力梯度的曲线，明确该注入流体适用的油藏范围对于特定注入流体，按照上述步骤1)-步骤3)，进行不同岩心的边界层占比动态变化测试，通过对比边界层占比的大小，当边界层占比小于30％时表明边界层占比对驱油的影响较小，适用于该油藏的开发，相同的压力梯度下，边界层占比越小，边界层对流动的影响越小，驱油效果越好。如下为相同注入流体在五种不同渗透率岩心的边界层占比-压力梯度变化曲线，如图6所示，注入流体在渗透率为K4和K5两种岩心中的边界层小于30％，而K1、K2和K3三种油藏注入该流体时边界层占比较大，不适合注入该流体。
综上所述，本发明基于气液粘度差异导致流动规律的不同，以分子半径最小的氢气测得的岩心渗透率的稳定值计算理论孔喉半径，以不同压力梯度下不同注入流体测试的岩心渗透率计算流动孔喉半径，以两者的差值与理论孔喉半径的比值作为边界层厚度占比，实现不同压力梯度下边界层占比动态变化的定量表征，该方法可用于评价不同渗透率(一般低渗透、特低渗透、超低渗透和致密油)岩心、不同类型注入(不同气体、液体)流体过程中不同压力梯度的边界层厚度占比的动态变化规律，为不同类型油藏渗流规律的认识、启动压力梯度的定量计算和不同类型油藏注入流体的优选提供依据。
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。
