海上注水开发油田合理注入水源选择方法及评价方法

1.本发明涉及海上注水开发油田储层水敏伤害评价领域，尤其涉及一种海上注水开发油田合理注入水源选择方法及评价方法。


背景技术：

2.水敏感性导致储层中粘土膨胀或微粒运移，从而引起储层渗流能力降低。储层水敏伤害严重影响注水开发油田的开发效果，因此，储层水敏伤害评价对注水开发油田至关重要，能够有效指导注入水与储层的配伍性认识和合理注入水源的选择。目前，行业中常用的储层水敏伤害评价方法来自行业标准《储层敏感性流动实验评价方法(sy/t 5358-2010)》，其方法是选择地层水、1/2矿化度地层水和蒸馏水逐次进行单相水驱渗透率测试，获得水敏伤害程度参数进行水敏伤害评价。海上注水开发油田所用的注入水源矿化度普遍高于地层水，且注水开发油田储层普遍存在油水两相流动，因此，水敏伤害程度参数难以有效评价海上注水开发油田的储层水敏伤害，需要建立一种能够表征油水两相流动、注入水矿化度升高或降低的水敏伤害评价方法进行海上注水开发油田的储层水敏伤害评价及注入水源选择方法。


技术实现要素：

3.本发明针对行业中常用的储层水敏伤害评价方法难以有效评价海上注水开发油田水敏伤害程度的问题，建立一种适合海上注水开发油田的储层水敏伤害评价方法，量化海上注水开发油田不同注入水源对储层的伤害程度，指导合理注入水源的选择，实现表征合理、可靠性强、操作性强的海上注水开发油田合理注入水源选择方法及评价方法。
4.本发明所采用的技术方案是：
5.提供一种海上注水开发油田合理注入水源选择方法，包括以下步骤：
6.s1、根据矿场所取地层水离子成分分析结果配制0-3倍的矿化度地层水，进行驱替实验，所用原油为地层原油；岩心选择同一口井位置、岩性、储层物性相近的两块或者多块平行岩样，并对平行岩样进行常规物性测试；
7.s2、对同一块岩样依次进行1-3倍或1-0倍的矿化度地层水的水驱油实验，同一块岩样做完一种矿化度地层水的水驱油实验后，直接重新饱和油到初始束缚水饱和度后进行老化，然后再进行下一种矿化度地层水的水驱油实验；
8.s3、基于油水两相渗流理论和li-horne模型，建立考虑驱替压差与可动油饱和度影响的油水两相渗流模型进而推导获得表征储层中油水两相渗流能力的评价因子计算模型其中，a1为考虑驱替压差的毛管压力相关系数；b1为考虑驱替压差的重力相关系数；r为岩心驱替/自吸实验中某一驱替/自吸速度对应的原油采收率；me为有效流度；s
wi
为初始含水饱和度；s
or
为残余油饱和度；δp为驱替压差；
9.s4、记录不同矿化度注入水驱油实验过程中的驱替时间、驱替压差、产油量、产水量，利用s3中的油水两相渗流模型拟合不同矿化度注入水驱油实验对应的单位压差产油速度与原油采收率倒数之间的关系，获得相应的拟合参数；
10.s5、根据步骤s4中拟合参数和步骤s1中岩心常规物性测试结果，利用步骤s3中评价因子计算模型计算不同矿化度注入水驱油实验对应的储层中油水两相渗流能力的评价因子；
11.s6、根据计算的评价因子评价不同矿化度注入水对储层的伤害程度，进而选择合适的地层水矿化度倍数对应的注入水源进行注水开发。
12.接上述技术方案，对同一块岩样进行注入水矿化度升高或降低的水驱油实验。
13.接上述技术方案，选用两块平行岩样进行驱替实验，对其中一块平行岩样依次进行地层水、2倍矿化度地层水和3倍矿化度地层水的水驱油实验，对另一个平行岩样依次进行地层水、1/2倍矿化度地层水和蒸馏水的水驱油实验。
14.接上述技术方案，常规物性测试包括测试平行岩样的长度、直径、孔隙度、渗透率。
15.本发明还提供一种海上注水开发油田储层水敏伤害评价方法，其特征在于，包括以下步骤：
16.s1、根据矿场所取地层水离子成分分析结果配制3倍矿化度地层水、2倍矿化度地层水、地层水、1/2倍矿化度地层水和蒸馏水，驱替实验所用原油为地层原油，岩心选择同一口井位置、岩性、储层物性相近的2块平行岩样，并进行常规物性测试；
17.s2、对其中一个平行岩样依次进行地层水、2倍矿化度地层水和3倍矿化度地层水的水驱油实验，对另一个平行岩样依次进行地层水、1/2倍矿化度地层水和蒸馏水的水驱油实验，同一块岩样做完一种矿化度注入水驱油实验后，直接重新饱和油到初始束缚水饱和度后进行老化，然后再做下一种矿化度注入水驱油实验；
18.s3、基于油水两相渗流理论和li-horne模型，建立考虑驱替压差与可动油饱和度影响的油水两相渗流模型进而推导获得表征储层中油水两相渗流能力的评价因子计算模型其中，a1为考虑驱替压差的毛管压力相关系数；b1为考虑驱替压差的重力相关系数；r为岩心驱替/自吸实验中某一驱替/自吸速度对应的原油采收率；me为有效流度；s
wi
为初始含水饱和度；s
or
为残余油饱和度；δp为驱替压差；
19.s4、记录不同矿化度注入水驱油实验过程中的驱替时间、驱替压差、产油量、产水量，利用s3中的油水两相渗流模型拟合不同矿化度注入水驱油实验对应的单位压差产油速度与原油采收率倒数之间的关系，获得相应的拟合参数；
20.s5、根据步骤s4中拟合参数和步骤s1中岩心常规物性测试结果，利用步骤s3中评价因子计算模型计算不同矿化度注入水驱油实验对应的储层渗流能力的评价因子；
21.s6、根据计算的评价因子评价不同矿化度注入水对储层的伤害程度。
22.接上述技术方案，在步骤s2中，对两块平行岩样分别进行注入水矿化度升高和降低的水驱油实验。
23.接上述技术方案，常规物性测试包括测试平行岩样的长度、直径、孔隙度、渗透率。
24.本发明产生的有益效果是：本发明基于油水两相渗流理论和li-horne模型，建立
考虑驱替压差与可动油饱和度影响的油水两相渗流模型，通过分析不同矿化度注入水的水驱油实验结果，结合岩心常规物性参数计算获得相应的储层渗流能力评价因子参数，量化不同矿化度注入水对储层的水敏伤害程度，有效指导海上注水开发油田合理注入水源选择。本发明解决了现有方法无法评价海上注水开发油田所用的注入水源矿化度普遍高于地层水和储层中油水两相渗流能力表征的问题，为海上注水开发油田合理注入水源的选择提供了简便、快捷、准确的评价方法及水上油田的注入水源选择方法。
附图说明
25.下面将结合附图及实施例对本发明作进一步说明，附图中：
26.图1是本发明实施例海上注水开发油田合理注入水源选择方法的结构示意图；
27.图2为本发明的一具体实例中水驱油实验装置；
28.图3为本发明的一具体实例中平行样品2_砂砾岩的地层水驱油实验的单位压差产油速度与原油采收率倒数之间的关系图；
29.图4为本发明的一具体实例中储层渗流能力评价因子与5％原油采收率下的单位压差产油速度之间的关系图；
30.图5为本发明的一具体实例中不同矿化度注入水驱油实验对应的储层渗流能力评价因子变化图；
31.图6a为本发明的一具体实例中砂砾岩样品不同矿化度单相水驱实验对应的大孔隙占比变化图；
32.图6b为本发明的一具体实例中砂砾岩样品不同矿化度单相水驱实验对应的中孔隙占比变化图；
33.图6c为本发明的一具体实例中砂砾岩样品不同矿化度单相水驱实验对应的小孔隙占比变化图；
34.图7为本发明的一具体实例中砂砾岩样品不同矿化度单相水驱实验对应的水测渗透率变化图。
具体实施方式
35.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。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
36.如图1所示，本发明实施例海上注水开发油田合理注入水源选择方法，包括以下步骤：
37.s1、根据矿场所取地层水离子成分分析结果配制0-3倍的矿化度地层水，进行驱替实验，所用原油为地层原油；岩心选择同一口井位置、岩性、储层物性相近的两块或者多块平行岩样，并对平行岩样进行常规物性测试；
38.s2、对同一块岩样依次进行1-3倍或1-0倍的矿化度地层水的水驱油实验，同一块岩样做完一种矿化度地层水的水驱油实验后，直接重新饱和油到初始束缚水饱和度后进行老化，然后再进行下一种矿化度地层水的水驱油实验；
39.s3、基于油水两相渗流理论和li-horne模型，建立考虑驱替压差与可动油饱和度
影响的油水两相渗流模型进而推导获得表征储层中油水两相渗流能力的评价因子计算模型其中，a1为考虑驱替压差的毛管压力相关系数；b1为考虑驱替压差的重力相关系数；r为岩心驱替/自吸实验中某一驱替/自吸速度对应的原油采收率；me为有效流度；s
wi
为初始含水饱和度；s
or
为残余油饱和度；δp为驱替压差；
40.s4、记录不同矿化度注入水驱油实验过程中的驱替时间、驱替压差、产油量、产水量，利用s3中的油水两相渗流模型拟合不同矿化度注入水驱油实验对应的单位压差产油速度与原油采收率倒数之间的关系，获得相应的拟合参数；
41.s5、根据步骤s4中拟合参数和步骤s1中岩心常规物性测试结果，利用步骤s3中评价因子计算模型计算不同矿化度注入水驱油实验对应的储层中油水两相渗流能力的评价因子；
42.s6、根据计算的评价因子评价不同矿化度注入水对储层的伤害程度，进而选择合适的地层水矿化度倍数对应的注入水源进行注水开发。
43.进一步地，可以对两块平行岩样分别进行注入水矿化度升高和降低的水驱油实验。如对其中一个平行岩样依次进行地层水、2倍矿化度地层水和3倍矿化度地层水的水驱油实验，对另一个平行岩样依次进行地层水、1/2倍矿化度地层水和蒸馏水的水驱油实验，同一块岩样做完一种矿化度注入水驱油实验后，直接重新饱和油到初始束缚水饱和度后进行老化，然后再做下一种矿化度注入水驱油实验
44.其中，基于油水两相渗流理论和li-horne模型的评价不同矿化度水驱油实验的理论模型推导如下：
45.假定自吸过程发生在垂直放置的岩样中，润湿相与非润湿相的渗流速度方程如下：
[0046][0047][0048]
根据毛管压力的定义，润湿相的压力方程为pw＝p
nw-pc，代入方程(1a)，得：
[0049][0050]
其中，
[0051]
方程(1b)可以变形为：
[0052][0053]
其中，
[0054]
在同向渗吸过程中，vw＝v
nw
。方程(3)可以简化为：
[0055][0056]
把方程(4)代入(2)，可得：
[0057][0058]
定义并且在活塞式渗吸过程中，成立。方程(5)可变形为：
[0059][0060]
假设在多孔介质中s
wi
均匀分布，则润湿相的渗吸总量可由如下方程计算：
[0061]nwt
＝axφ(s
wf-s
wi
)
ꢀꢀꢀ
(7)
[0062]
润湿相的渗吸速度qw＝avw，方程(6)可以如下表述：
[0063][0064]
定义和以便与其它任何含水饱和度下的毛管压力和有效流度区分。将方程(7)代入方程(8)后，可以得到如下方程：
[0065][0066]
其中，
[0067]
在驱替过程中，进入岩心水的速度等于驱替出岩心油的速度，即qw＝qo。方程(9)可变为：
[0068][0069]
考虑驱替压差的影响，方程(10)可变形为：
[0070][0071]
其中，jo＝qo/
△
p，a1＝a0/
△
p，b1＝b0/
△
p。
[0072]
定义两相渗流能力评价参数如下：
[0073][0074]
则，方程(11)可变形为：
[0075][0076]
符号注释：vw和v
nw
分别表示润湿相和非润湿相的渗流速度；kw和k
nw
为润湿相和非润湿相的有效渗透率；μw和μ
nw
、ρw和ρ
nw
分别为润湿相和非润湿相的粘度、密度；pw和p
nw
代表距离为x时润湿相和非润湿相的压力；g为重力加速度；pc为毛管压力；me为有效流度；mw为湿相流度；m
nw
为非湿相流度；δρ为润湿相与非润湿相的密度差；a为岩心横截面积；l为岩心长度；φ为岩心孔隙度；s
wf
为某一时刻的含水(或润湿相)饱和度；s
wi
为初始含水(或润湿相)饱和度；s
or
为残余油饱和度；qw为润湿相的渗吸速度；qo为驱替实验在s
wf
下的产油量；a0为毛管压力相关系数；b0为重力相关系数；a1为考虑驱替压差的毛管压力相关系数；b1为考虑驱替压差的重力相关系数；r为岩心驱替/自吸实验中某一驱替/自吸速度对应的原油采收率；p
c*
为在s
wf
下的毛管压力；m
e*
为s
wf
下的两相全流度；i
p
为两相渗流能力评价参数；δp为驱替压差；jo为驱替实验在s
wf
下单位压差下的产油速度；n
wt
是润湿相的渗吸总量；v
p
为孔隙
体积。
[0077]
利用方程(11)中的油水两相渗流模型拟合不同矿化度注入水驱油实验对应的单位压差产油速度与原油采收率倒数之间的关系(数据如下表1所示)，获得相应的拟合参数，见图3，拟合效果很好。
[0078]
表1：平行样品2_砂砾岩的地层水驱油实验数据
[0079][0080][0081]
通过拟合不同岩性的4块岩样不同矿化度注入水驱油实验结果，利用方程(12)，结合岩心物性参数计算获得对应的两相渗流能力评价参数(如下表2所示)，图4为油水两相渗流能力评价因子与5％原油采收率下的单位压差产油速度之间的关系图，两者具有很好的线性关系，说明两相渗流能力评价参数能够很好的表征油水两相在细砂岩和砂砾岩储层中的渗流能力。
[0082]
根据上述获得的不同矿化度注入水驱油实验对应的油水两相渗流能力评价因子，计算得到不同矿化度注入水与地层水条件下油水两相渗流能力的差异，如下表2及见图5所示。2倍矿化度地层水与储层的配伍性最好，注入水为3倍矿化度地层水时两相渗流能力评价参数较注入水为2倍矿化度地层水时出现了下降。
[0083]
表2：不同矿化度注入水驱油实验对应的油水两相渗流能力评价参数
[0084][0085]
本发明另一实施例海上注水开发油田储层水敏伤害评价方法，包括以下步骤：
[0086]
s1、根据矿场所取地层水离子成分分析结果配制3倍矿化度地层水、2倍矿化度地层水、地层水、1/2倍矿化度地层水和蒸馏水，驱替实验所用原油为地层原油，岩心选择同一
口井位置、岩性、储层物性相近的2块平行岩样，分别是平行岩样1和平行岩样2，并进行常规物性测试(长度、直径、孔隙度、渗透率等)。其中，在步骤s1中，主要是准备不同矿化度注入水驱油实验所需要的流体与岩心资料。
[0087]
s2、对平行岩样1依次进行地层水、2倍矿化度地层水和3倍矿化度地层水的水驱油实验，对平行岩样2依次进行地层水、1/2倍矿化度地层水和蒸馏水的水驱油实验，同一块岩样做完一种矿化度注入水驱油实验后，直接重新饱和油到初始束缚水饱和度后进行老化，然后再做下一种矿化度注入水驱油实验。其中，在步骤s2中，对两块平行岩样分别进行注入水矿化度升高和降低的水驱油实验。
[0088]
s3、基于油水两相渗流理论和li-horne模型，建立考虑驱替压差与可动油饱和度影响的油水两相渗流模型，进而推导获得表征储层中油水两相渗流能力的评价参数计算模型。其中，在步骤s3中，主要针对储层中油水两相渗流特征，建立评价不同矿化度注入水驱油实验对应的油水两相渗流能力表征方法。
[0089]
s4、记录不同矿化度注入水驱油实验过程中的驱替时间、驱替压差、产油量、产水量，利用s3中的油水两相渗流模型拟合不同矿化度注入水驱油实验对应的单位压差产油速度与采出程度倒数之间的关系，获得相应的拟合参数。
[0090]
s5、根据s4中拟合参数和s1中岩心常规物性测试结果，利用s3中储层渗流能力评价因子计算模型，获得不同矿化度注入水驱油实验对应的储层渗流能力评价因子参数，评价不同矿化度注入水对储层的伤害程度，指导海上注水开发油田合理注入水源选择。其中，在步骤s4、s5中，利用s3中的理论方法评价s2中的水驱油实验结果，获得不同矿化度注入水驱油实验对应的储层渗流能力评价因子；
[0091]
s6、根据计算的评价因子评价注入水矿化度升高和降低对储层的水敏伤害程度，从而指导海上注水开发油田合理注入水源选择。
[0092]
本发明的海上注水开发油田储层水敏伤害评价方法，有效解决了行业中常用的储层水敏伤害评价方法与海上注水开发油田所用的注入水源矿化度普遍高于地层水和注水开发油田储层普遍存在油水两相流动的情况不符导致注入水与储层的配伍性难以准确量化的难题。为海上注水开发油田储层水敏伤害评价提供一种表征合理、可靠性强、操作性强的方法，有效指导海上注水开发油田合理注入水源的选择，为海上注水开发油田合理、高效开发提供了有利的支持和保障。
[0093]
为了进一步证实评价结果的可靠性，本发明优选实施例选择砂砾岩平行样品3、4、5、6进行不同矿化度水驱的核磁共振实验(如下表3所示)，实验结果见图6a、6b、6c。对比3倍矿化度地层水和2倍矿化度地层水的核磁共振实验结果，一部分大孔转化为中孔导致油水两相渗流能力下降，主要原因是3倍矿化度地层水中用于中和黏土矿物中的负电荷和作为交换阳离子后剩余的ca
2
、mg
2
较多，其与储层中的so
42-、co
32-反应生成沉淀或难溶物质堵塞大孔喉。砂砾岩平行样品3、4、5、6在不同矿化度单相水驱渗透率测试结果见下表3及图7，水测渗透率随注入水矿化度增加而增加，说明水测渗透率难以有效表征储层微观孔喉变化对渗流能力的影响，这一结果也进一步证实了建立的储层水敏伤害评价方法的优越性。
[0094]
表3：砂砾岩平行样品不同矿化度单相水驱的核磁共振实验数据与水测渗透率数据
[0095][0096][0097]
通过以上评价结果，结合可作为油田注入水源的水分析结果，选择与两倍矿化度地层水相近的水源作为油田注入水源能够有效降低储层水敏伤害，提高油田注水开发效果。
[0098]
应当理解的是，对本领域普通技术人员来说，可以根据上述说明加以改进或变换，而所有这些改进和变换都应属于本发明所附权利要求的保护范围。