一种储层岩石模拟生产条件下的润湿性表征方法技术

本发明专利技术公开了一种储层岩石模拟生产条件下的润湿性表征方法，该方法包括以下步骤：将岩样完全饱和氯化锰溶液，并测试岩样的核磁共振T1‑

【技术实现步骤摘要】
一种储层岩石模拟生产条件下的润湿性表征方法


[0001]本专利技术涉及一种储层岩石模拟生产条件下的润湿性表征方法，属于油气勘探与开发


技术介绍

[0002]储层岩石的润湿性是指岩石孔隙空间中存在两相流体时，其中某一相流体对岩石表面的铺展能力或者倾向性。储层岩石的润湿性是储层最基本的物性特征之一，它是影响储层岩石孔隙空间中油水的微观分布、流体在孔隙空间的渗流特征、油藏含油、含水饱和度的关键因素。
[0003]在油气藏的开发过程中，储层岩石中存在大量流体置换的过程，会导致流体的性质在不断地发生改变，因此岩石的润湿性会随着不同的开发阶段而发生变化。而现在常用的润湿性评价方法，如接触角法、Amott法和USBM方法只能表征岩石在初始状态或者最终状态的润湿性，难以表征油藏开发过程中岩石润湿性的动态变化。目前对储层岩石润湿性的动态变化相关研究仍然较少，暂未形成一套完整的动态润湿性评价流程或者实验方法。核磁共振作为一种可精准、快速、无损获取流体分子与岩石孔隙表面的相互作用信息的技术，为岩石孔隙表面润湿性质的判断提供了可能性。
[0004]本方法提供了一种基于核磁共振技术的动态润湿性评价方法，可准确表征储层岩石润湿性在生产条件下的动态变化，对不同阶段的油藏开发方案的合理调整和提高采收率方案的实施具有重要的意义。

技术实现思路

[0005]为了克服现有技术中的问题与不足，本专利技术提供一种储层岩石模拟生产条件下的润湿性表征方法，本专利技术实现了润湿性的动态表征。
[0006]本专利技术解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种储层岩石模拟生产条件下的润湿性表征方法，包括以下步骤：
[0007]步骤S1、选取一块柱塞岩样，对柱塞岩样进行洗油、烘干后，参照相关行业标准测量岩样的干重、长度、直径、孔隙度和渗透率，分别记为m0、L、D、φ
He
和K；
[0008]步骤S2、将岩样放入中间容器中进行抽真空加压饱和一定浓度的氯化锰溶液48小时后取出称重记为m1，根据式(1)和式(2)计算岩样的有效孔隙度；当获取的有效孔隙度与参照行业标准获取的孔隙度满足式(3)时，判定岩样抽真空饱和达到要求；若不满足式(3)，则判定岩样抽真空饱和没有达到要求，则需重新饱和岩样，直到满足式(3)；待完全饱和后测量同时获取岩样饱和氯化锰溶液的核磁共振T1‑
T2谱曲线；
[0009][0010][0011][0012]式中：V
peff
——岩样的有效孔隙体积，cm3；
[0013]m1、m0——饱和完成后与饱和前岩样的质量，g；
[0014]ρ——用于饱和的流体的密度，g/cm3；
[0015]φ
p
——岩样的有效孔隙度，小数；
[0016]V——岩样的总体积，cm3。
[0017]步骤S3、将饱和后的岩样装入岩样夹持器中，并连接驱替装置，用地层原油驱替岩样直到不再出水时停止驱替实验；将驱替完成后的岩样浸泡在地层原油当中，在地层温度条件下老化恢复不少于10天；待老化完成后测量岩样在束缚水状态下的核磁共振T1‑
T2谱曲线；
[0018]步骤S4、将完成老化后的岩样装入岩样夹持器中，在各级驱替压差下开展前期配置好的一定浓度氯化锰水溶液驱油实验，其中各级驱替压差的设置根据岩样所在储层的生产压差确定，至少包括4个驱替压差，且水驱油实验中驱替压差逐级增大；每级驱替压差均驱替至待不再出油后停止驱替，并测量岩样对应时的核磁共振T1‑
T2谱曲线，最终得到各级驱替压差下岩样的核磁共振T1‑
T2谱曲线；
[0019]步骤S5、将完全饱和水状态、束缚水状态以及各级驱替压差后的核磁共振水相的T2谱曲线从对应的核磁共振T1‑
T2谱曲线中抽提出来；
[0020]步骤S6、根据式(4)和式(5)计算岩样在完全饱和氯化锰溶液时和束缚水状态下的T2几何平均值，并根据式(6)计算储层岩石的核磁共振T2谱偏移程度，获取储层岩石的初始润湿性；
[0021][0022][0023][0024]式中：T
2gm
——横向弛豫时间的几何平均值，ms；
[0025]φ
NMR
——岩样的核磁孔隙度，小数；
[0026]A——核磁共振T2谱信号大小，无量纲；
[0027]a、b——标定系数，无量纲；
[0028]V——岩样的总体积，cm3；
[0029]T2——核磁共振横向弛豫时间，ms；
[0030]T
2gm(0)
——完全饱和水的横向弛豫时间的几何平均值，ms；
[0031]T
2gm(i)
——不同状态的横向弛豫时间的几何平均值，ms；
[0032]I——核磁共振T2谱的偏移程度，无量纲。
[0033]步骤S7、根据式(4)和式(5)计算岩样在不同驱替压差水驱后的T2几何平均值，并根据式(6)计算储层岩石在不同水驱阶段的核磁共振T2谱偏移程度，并根据表1的评价标准获取储层岩石的润湿性变化情况。
[0034]进一步的技术方案是，所述步骤S2中一定浓度的氯化锰溶液的质量浓度为4
‑
10g/L。
[0035]进一步的技术方案是，所述步骤S3中的实验油是地层原油，也可用研究需要用的原油。
[0036]进一步的技术方案是，所述步骤S3中测量的束缚水状态下岩样核磁共振T1‑
T2谱应出现分离的水相T2谱曲线和油相T2谱曲线；若水相和油相的T2谱曲线不能分离，则应该调整氯化锰溶液的质量浓度重复步骤S2和S3，直到水相和油相的T2谱曲线分离。
[0037]进一步的技术方案是，所述步骤S6和S7中采用各级驱替压差水驱后的核磁共振水相T2谱曲线与完全饱和水状态的核磁共振T2谱曲线进行偏移程度的计算，得到储层岩石初始润湿性和各级驱替压差下的润湿性。本专利技术具有以下有益效果：
[0038]本专利技术利用二维核磁共振技术精准、快速、无损测量岩样中流体饱和度的特点，并且优选出可将核磁共振T1‑
T2谱中的水相和油相信号分离的浓度，并在后续实验用水中采用该浓度的氯化锰溶液。将岩样饱和一定浓度的氯化锰溶液，通过油驱水建立束缚水饱和度并老化后开展不同驱替压差的水驱油实验，然后获取各个驱替实验结束后岩样的核磁共振T1‑
T2谱曲线，并从中抽提出油相和水相的核磁共振T2谱。根据束缚水和饱和水状态下核磁共振T2谱曲线的偏移程度计算储层岩石的初始润湿性，再根据不同驱替压差水驱后谱曲线与饱和水状态下的核磁共振T2曲线的偏移程度计算储层岩石润湿性随不同开采阶段的变化特征。
[0039]该方法确定了储层岩石在不同开采阶段的润湿性变化情况，实现了润湿性的动态检测，弥补了现有润湿性评价方法的不足。该专利技术还具有流程简单、实验时间较短、评价结果精确的有益效果。
附图说明
[0040]为了更清楚地说明本专利技术实施例中的技术方案，下面将对实施例本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种储层岩石模拟生产条件下的润湿性表征方法，其特征在于，具体包括如下步骤：步骤S1、选取一块柱塞岩样，对柱塞岩样进行洗油、烘干后，参照相关行业标准测量岩样的干重、长度、直径、孔隙度和渗透率，分别记为m0、L、D、φ
He
和K；步骤S2、将岩样放入中间容器中进行抽真空加压饱和一定浓度的氯化锰溶液48小时后取出称重记为m1，根据式(1)和式(2)计算岩样的有效孔隙度；当岩样的有效孔隙度与参照行业标准获取的孔隙度满足式(3)时，判定岩样抽真空饱和达到要求；若不满足式(3)，则判定岩样抽真空饱和没有达到要求，则需重新饱和岩样，直到满足式(3)；待完全饱和后测量同时获取岩样饱和氯化锰溶液的核磁共振T1‑
T2谱曲线；谱曲线；谱曲线；式中：V
peff
——岩样的有效孔隙体积，cm3；m1、m0——饱和完成后与饱和前岩样的质量，g；ρ——用于饱和的流体的密度，g/cm3；φ
p
——岩样的有效孔隙度，小数；V——岩样的总体积，cm3；步骤S3、将饱和后的岩样装入岩样夹持器中，并连接驱替装置，用地层原油驱替岩样直到不再出水时停止驱替实验；将驱替完成后的岩样浸泡在地层原油当中，在地层温度条件下老化恢复不少于10天；待老化完成后测量岩样在束缚水状态下的核磁共振T1‑
T2谱曲线；步骤S4、将完成老化后的岩样装入岩样夹持器中，在各级驱替压差下开展前期配置好的一定浓度氯化锰水溶液驱油实验，其中各级驱替压差的设置根据岩样所在储层的生产压差确定，至少包括4个驱替压差，且水驱油实验中驱替压差逐级增大；每级驱替压差均驱替至待不再出油后停止驱替，并测量岩样对应时的核磁共振T1‑
T2谱曲线，最终得到各级驱替压差下岩样的核磁共振T1‑
T2谱曲线；步骤S5、将完全饱和水状态、束缚水状态以及各级驱替压差后的核磁共振水相的T2谱曲线从对应的核磁共振T1‑
T2谱曲线中抽提出来；步骤S6、根据式(4)和式(5)计算岩样在完全饱和氯化锰溶液时和束缚水状态下的T2几何平均值，并根据式(6)计算储层岩石的核磁共...

【专利技术属性】
技术研发人员：郑玲丽，黄矗，肖文联，杨玉斌，任吉田，刘帅帅，臧金鹏，罗国君，王婷，姜嘉皓，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：