一种确定低渗透油藏最小动用孔喉半径的方法与流程

1.本发明涉及一种确定低渗透油藏最小动用孔喉半径的方法，属于石油开发技术领域。


背景技术：

2.在每年的新增探明储量中，低渗透油藏的比例约占2/3，随着开发的深入，中、高渗油藏逐渐进入高含水期，低渗透油藏的重要性越来越明显。对于低渗透油藏，仅利用孔隙度和渗透率无法正确评价储层的性质，必须研究岩石的孔隙结构。岩石的孔隙系统由孔隙和吼道两部分组成，孔隙为系统中的膨大部分，连通孔隙的细小部分为吼道，孔隙是流体附存于岩石中的基本储集空间，而吼道则是控制流体在岩石中渗流的重要通道。低渗透油藏中吼道的大小对岩石的渗透率起主要作用，原油能否在一定压差下从岩石中流出取决于孔喉半径的大小。最小动用孔喉半径是指半径小于该下限值的孔隙空间对渗透率无贡献，存在于低于该下限值孔隙空间内的流体不参与流动。
3.最小动用孔喉半径的大小对低渗透油藏储量评价及开发方案的确定具有重要意义，目前一般依据毛管压力测试资料对岩石微观孔喉结构进行分析，以确定油藏的最小动用孔喉半径。该方法在确定最小动用孔喉半径时主要考虑了毛管力的影响，主要用途是确定储层的动用下限。目前也有其他确定最小动用孔喉半径的方法，例如申请公布号为cn107228934a的发明专利申请文件中公开的孔喉半径下限确定方法，该方法先采用颗粒荧光分析与高压压汞分析相结合确定多个致密砂岩储层样品的孔喉大小及分布的特征参数，然后根据各储层样品的孔喉大小及分布的特征参数确定实际地层条件下的致密砂岩油气充注孔喉半径下限。
4.在低渗油藏实际开发过程中发现，最小动用孔喉半径不仅与毛管力有关，还与现场开发时的注入压力、油井压力及启动压力有关，上述方法确定最小动用孔喉半径时要么仅考虑毛管力的影响，要么仅根据储层样品确定实际地层的孔喉半径下限，所得的最小动用孔喉半径与实际油藏开发工况不符，准确度低。


技术实现要素：

5.本发明的目的在于提供一种确定低渗透油藏最小动用孔喉半径的方法，用以解决现有方法所得的最小动用孔喉半径与实际油藏开发工况不符，准确度低的问题。
6.为实现上述目的，本发明提供了一种确定低渗透油藏最小动用孔喉半径的方法，该方法包括以下步骤：
7.利用目标储层的岩心样品，获取目标储层的启动压力梯度、界面张力和润湿角；
8.注采过程中采集目标储层的注入压力和油井压力；
9.结合目标储层的注入压力、油井压力、启动压力梯度、界面张力和润湿角，以及目标储层离注入井的距离、目标储层的注采井距和井筒半径，利用已构建好的最小动用孔喉半径公式计算最小动用孔喉半径；
10.所述最小动用孔喉半径公式根据刚好驱替孔喉处原油时的驱替力等于毛管力的原则构建。
11.本发明的有益效果是：确定最小动用孔喉半径时，不仅考虑了目标储层的界面张力和润湿角，还考虑了目标储层的启动压力梯度、以及现场开发时目标储层的注入压力和油井压力对最小动用孔喉半径的影响，由于根据目标储层的界面张力和润湿角可以确定毛管力，因此，本发明综合考虑了毛管力、启动压力梯度和现场开发时各种压力对最小动用孔喉半径的影响，考虑更加全面，更贴近实际生产应用，所得的最小动用孔喉半径更加准确。
12.进一步地，在上述确定低渗透油藏最小动用孔喉半径的方法中，所述已构建好的最小动用孔喉半径公式为：
[0013][0014]
式中，rm是目标储层距离注入井r位置处的最小动用孔喉半径，σ为目标储层距离注入井r位置处的界面张力，θ为目标储层距离注入井r位置处的润湿角，l为目标储层的注采井距，rw为井筒半径，pw为目标储层的注入压力，po为目标储层的油井压力，g是目标储层的启动压力梯度，r为目标储层离注入井的距离。
[0015]
进一步地，在上述确定低渗透油藏最小动用孔喉半径的方法中，所述最小动用孔喉半径公式的构建过程为：
[0016]
利用目标储层的岩心样品，获取目标储层的物性参数、启动压力梯度、界面张力和润湿角，所述物性参数包括渗透率；
[0017]
利用目标储层的油水样品，获取目标储层的流体特征参数，所述流体特征参数包括地层原油黏度；
[0018]
依据一注一采渗流规律，确定驱替力与目标储层的注入压力、产量、物性参数、流体特征参数、启动压力梯度的关系；
[0019]
根据毛管力与最小动用孔喉半径的关系，以及刚好驱替孔喉处原油时的驱替力等于毛管力的原则，建立所述最小动用孔喉半径公式。
[0020]
进一步地，在上述确定低渗透油藏最小动用孔喉半径的方法中，所述驱替力与目标储层的注入压力、产量、物性参数、流体特征参数、启动压力梯度的关系为：
[0021][0022]
其中，pr为目标储层距离注入井r位置处的驱替力，pw为目标储层的注入压力，μ为目标储层距离注入井r位置处的地层原油黏度，q是目标储层的产量，k是目标储层距离注入井r位置处的渗透率，h为目标储层距离注入井r位置处的油层厚度，po为目标储层的油井压力，l为目标储层的注采井距，r为目标储层离注入井的距离，g是目标储层的启动压力梯度，rw为井筒半径。
[0023]
进一步地，在上述确定低渗透油藏最小动用孔喉半径的方法中，通过对目标储层
的岩心样品做启动压力梯度实验，获取目标储层的启动压力梯度。
附图说明
[0024]
图1是本发明方法实施例中的确定低渗透油藏最小动用孔喉半径的方法流程图；
[0025]
图2是本发明方法实施例中压差为10mpa、注采井距为100m时，目标储层离注入井的距离与最小动用孔喉半径的关系曲线图。
具体实施方式
[0026]
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。
[0027]
方法实施例：
[0028]
本实施例的确定低渗透油藏最小动用孔喉半径的方法(以下简称本实施例方法)，如图1所示，该方法包括以下步骤：
[0029]
1)利用目标储层的岩心样品，获取目标储层的启动压力梯度、界面张力和润湿角；
[0030]
其中，目标储层离注入井不同距离处的界面张力和润湿角可通过以下方式获得：若目标储层离注入井r位置处恰好钻有井，则利用该井的岩心样品测得该位置处的界面张力和润湿角，r表示目标储层离注入井的距离；若目标储层离注入井r位置处没有钻井，则可以利用与该位置距离最近的钻井的岩心样品测得该位置处的界面张力和润湿角，或者可以通过对该位置附近的多口钻井的岩心样品数据进行插值处理，进而利用插值处理后的岩心样品数据得到该位置处的界面张力和润湿角。
[0031]
具体地，通过对目标储层的岩心样品做启动压力梯度实验来获得目标储层的启动压力梯度，由于目标储层的启动压力梯度是定值，因此选取目标储层任一位置处的岩心样品做启动压力梯度实验就能获得目标储层的启动压力梯度。
[0032]
2)注采过程中采集目标储层的注入压力和油井压力；
[0033]
3)结合目标储层的注入压力、油井压力、启动压力梯度、界面张力和润湿角，以及目标储层离注入井的距离、目标储层的注采井距和井筒半径，利用已构建好的最小动用孔喉半径公式计算最小动用孔喉半径。
[0034]
其中，已构建好的最小动用孔喉半径公式为：
[0035][0036]
式中，rm是目标储层距离注入井r位置处的最小动用孔喉半径，σ为目标储层距离注入井r位置处的界面张力，θ为目标储层距离注入井r位置处的润湿角，l为目标储层的注采井距，rw为井筒半径，pw为目标储层的注入压力，po为目标储层的油井压力，g是目标储层的启动压力梯度，r为目标储层离注入井的距离。其中，由于采油井半径和注水井半径相同，因此井筒半径rw可以为采油井半径或注水井半径。
[0037]
具体地，最小动用孔喉半径公式根据刚好驱替孔喉处原油时的驱替力等于毛管力的原则构建，构建过程为：
[0038]
(1)利用目标储层的岩心样品，获取目标储层的物性参数、启动压力梯度、界面张力和润湿角；物性参数包括渗透率；利用目标储层的油水样品，获取目标储层的流体特征参数，流体特征参数包括地层原油黏度；
[0039]
其中，可以参照步骤1)中的方式获得目标储层的启动压力梯度、以及目标储层离注入井不同距离处的渗透率、界面张力和润湿角，以及目标储层离注入井不同距离处的地层原油黏度。
[0040]
(2)依据一注一采渗流规律，确定驱替力与目标储层的注入压力、产量、物性参数、流体特征参数、启动压力梯度的关系，具体为：
[0041][0042]
式中，pr为目标储层距离注入井r位置处的驱替力，pw为目标储层的注入压力，μ为目标储层距离注入井r位置处的地层原油黏度，q是目标储层的产量，k是目标储层距离注入井r位置处的渗透率，h为目标储层距离注入井r位置处的油层厚度，po为目标储层的油井压力，l为目标储层的注采井距，r为目标储层离注入井的距离，g是目标储层的启动压力梯度，rw为井筒半径。其中，利用测井数据能够获得目标储层离注入井不同距离处的油层厚度。
[0043]
(3)根据毛管力与最小动用孔喉半径的关系，以及刚好驱替孔喉处原油时的驱替力等于毛管力的原则，建立最小动用孔喉半径公式。
[0044]
其中，毛管力与最小动用孔喉半径的关系为：
[0045]
pc＝2σcosθ/rm[0046]
式中，pc为毛管力，σ为目标储层距离注入井r位置处的界面张力，θ为目标储层距离注入井r位置处的润湿角，rm为目标储层距离注入井r位置处的最小动用孔喉半径。
[0047]
利用产量q的公式对驱替力pr的公式进行化简得到：
[0048][0049]
又由于刚好驱替孔喉处原油时的驱替力等于毛管力，即pr＝pc，则可得最小动用孔喉半径公式为：
[0050][0051]
下面以某油田为例，详细说明采用本实施例方法确定该油田目标储层的最小动用孔喉半径的过程。
[0052]
对该油田目标储层某位置处的岩心样品做岩心试验，测得目标储层该位置处的渗透率k＝2.032md，油水界面张力σ＝30mn/m，润湿角θ＝110
°
；对该油田目标储层的岩心样品做启动压力梯度实验，测得目标储层的启动压力梯度g＝0.039mpa/m；对该油田目标储层相
应位置处的油水样品做试验，测得目标储层该位置处的地层原油粘度μ＝1.42mpa.s；现场注水开发时，注入压力pw＝40mpa，采出井压力(即目标储层的油井压力)po＝30mpa，目标储层该位置处的油层厚度h＝10m；目标储层的注采井距l＝100m，井筒半径rw＝0.1m。
[0053]
将上述参数代入最小动用孔喉半径公式，可求得目标储层相应位置处的最小动用孔喉半径，进而将目标储层距离注入井不同位置处的参数代入最小动用孔喉半径公式，可求得目标储层距离注入井不同位置处的最小动用孔喉半径，见图2。
[0054]
由图2可知，当注入压力和采出井压力的压力差为10mpa、注采井距为100m时，目标储层距离注入井或采出井的位置越近，最小动用孔喉半径越小，目标储层的位置处于注入井和采出井中部时，最小动用孔喉半径为18μm。这也表明离注入井或采出井位置越近的储层中的油更容易被驱出。
[0055]
本实施例方法在确定最小动用孔喉半径时，不仅考虑了目标储层的界面张力和润湿角，还考虑了目标储层的启动压力梯度、以及现场开发时目标储层的注入压力和油井压力对最小动用孔喉半径的影响，由于根据目标储层的界面张力和润湿角可以确定毛管力，因此，本实施例方法综合考虑了毛管力、启动压力梯度和现场开发时各种压力对最小动用孔喉半径的影响，考虑更加全面，更贴近实际生产应用，所得的最小动用孔喉半径更加准确，能够为注水开发油藏方案的调整提供依据。