一种基于水力特性分析的剩余油表征方法及其应用技术

本申请提供了一种基于水力特性分析的剩余油表征方法及其应用，包括：确定目标地层，获取所述目标地层的岩心，对所述岩心进行驱替实验，获取驱替实验最终时刻的所述岩心的油相和水相的数字化图像；获取所述剩余油的油团的比表面积α，单位为m

【技术实现步骤摘要】
一种基于水力特性分析的剩余油表征方法及其应用


[0001]本文涉及但不限于油田开发
，涉及但不限于一种水驱剩余油表征方法及其应用，尤其涉及但不限于一种基于水力学特性分析的微观水驱剩余油表征方法。

技术介绍

[0002]注水开采是我国油田开发的主要手段，随着各油田逐渐进入开发后期，很多油田已步入高含水或特高含水的开发阶段，此时仍有大量的剩余油分布在储层中，并且长期注水开发使得剩余油高度分散。判断储层内剩余油赋存规律是阐明剩余油分布特征及启动机理的前提，是进一步挖潜动用剩余油的基础。现有关于微观剩余油的表征方法研究大多是基于剩余油形成机理或剩余油形态特征识别，且未考虑剩余油团的水力特性对微观剩余油启动的影响。

技术实现思路

[0003]以下是对本文详细描述的主题的概述。本概述并非是为了限制权利要求的保护范围。
[0004]本申请提供了一种在数字化水驱实验的基础上，对微观剩余油的形态特征进行定量的分析的方案，从而获得微观剩余油水力特性的特征参数，能很好地反映各类剩余油的启动特性。
[0005]本申请提供了一种水驱剩余油表征方法，所述水驱剩余油表征方法包括以下步骤：
[0006]确定目标地层，获取所述目标地层的岩心，对所述岩心进行驱替实验，获取驱替实验最终时刻的所述岩心的油相和水相的数字化图像；
[0007]获取所述剩余油的油团的比表面积α，单位为m
‑1；获取所述剩余油的油团的水
‑
油接触面积β，量纲为1；获取所述剩余油的油团的水
‑<br/>油通道数γ，单位为个；
[0008]所述剩余油的油团的比表面积α，所述剩余油的油团的水
‑
油接触面积β，所述剩余油的油团的水
‑
油通道数γ对所述剩余油的水力特性进行表征。
[0009]在本申请提供的一种实施方式中，数字化图像做滤波、灰度化等处理，识别并划分岩石颗粒、空隙空间、水相和油相。基于数字化图像，获得微观剩余油的水力学特性的统计数据。统计数据选取原则是优先便于计算机图像识别和提取，且能反应微观剩余油受力特征的量(即每个剩余油油团总体积、剩余油团与水相接触的总面积、剩余油团总表面积和每个剩余油团周围与水相连接的通道数)。
[0010]在本申请提供的一种实施方式中，所述获取所述剩余油的油团的比表面积α，根据公式(1)计算：
[0011][0012]式(1)中，S为剩余油团总表面积，单位为m2；V为剩余油团总体积，单位m3。
[0013]在本申请提供的一种实施方式中，获取所述剩余油的油团的水
‑
油接触面积β，根据公式(2)计算：
[0014][0015]式(2)中，S
ow
为剩余油团与水相接触的总面积，单位为m2；S为剩余油团总表面积，单位为m2。
[0016]在本申请提供的一种实施方式中，所述驱替实验最终时刻为所述岩心达到高含水甚至特高含水期。
[0017]在本申请提供的一种实施方式中，所述驱替实验最终时刻为所述岩心出口混合液体的含水量超过90％。
[0018]在本申请提供的一种实施方式中，获取所述岩心的油相和水相的数字化图像的方法包括：计算机断层扫描技术、扫描电镜成像技术、核磁共振成像技术和光学显微成像中的任意一种或更多种。
[0019]又一方面，本申请提供了上述的水驱剩余油表征方法的用途，
[0020]剩余油的油团的γ＞23，使用增加压力梯度、降低粘性力和降低毛管阻力中的任意一种或更多种的第一措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0021]或者，剩余油的油团的γ＜23，α＜0.41，β＞0.24，使用增加压力梯度、增加粘性力和降低毛管阻力中的任意一种或更多种的第二措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0022]或者，剩余油的油团的γ＜23，α＜0.41，β＜0.24，使用增加压力梯度和降低毛管力的第三措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0023]或者，剩余油的油团的γ＜23，α＞0.41，β＞0.24，使用降低毛管力的第四措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0024]或者，剩余油的油团的γ＜23，α＞0.41，β＜0.24，使用提高流体粘性力的第五措施，驱替所述目标地层的剩余油。
[0025]又一方面，本申请提供了上述的水驱剩余油表征方法的用途，
[0026]剩余油的油团的γ＞23，使用增加压力梯度、降低毛管阻力和降低粘性力中的任意一种或更多种的第一措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0027]或者，剩余油的油团的γ＜23，α＜0.41，β＞0.24，使用增加压力梯度、增加粘性力和降低毛管阻力中的任意一种或更多种的第二措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0028]或者，剩余油的油团的γ＜23，α＜0.41，β＜0.24，使用增加压力梯度和降低毛管阻力中的任意一种或更多种的第三措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0029]或者，剩余油的油团的γ＜23，α＞0.41，β＞0.24，使用降低毛管阻力的第四措施，驱替所述目标地层的剩余油；
[0030]或者，剩余油的油团的γ＜23，α＞0.41，β＜0.24，使用提高粘性力的第五措施，驱替所述目标地层的剩余油。
[0031]在本申请提供的一种实施方式中，所述第一措施包括调剖调驱、分层注水、周期注水、加密井网、提高压差、改变液流方向、表面活性剂改变润湿性、表面活性剂降表面张力和压裂解堵中的任意一种或更多种；
[0032]在本申请提供的一种实施方式中，所述第二措施包括提高压差、改变液流方向、聚
合物驱替、表面活性剂降表面张力和压裂解堵中的任意一种或更多种；
[0033]在本申请提供的一种实施方式中，所述第三措施包括提高压差、调剖堵水、聚合物驱、加密井网、表面活性剂降表面张力中的任意一种或更多种；
[0034]在本申请提供的一种实施方式中，所述第四措施包括表面活性剂降表面张力、化学驱和微生物及CO2吞吐中的任意一种或更多种；
[0035]在本申请提供的一种实施方式中，所述第五措施包括提高注入速度、提高粘弹性和提高生产压差中的任意一种或更多种。
[0036]在本申请提供的一种实施方式中，当储层达到高含水甚至特高含水期，对所述水驱剩余油进行表征，根据表征结论使用相应措施驱替所述目标地层的剩余油。
[0037]在本申请提供的一种实施方式中，当储层含水量超过90％对所述水驱剩余油进行表征，根据表征结论使用相应措施驱替所述目标地层的剩余油。
[0038]本申请利用图像处理技术识别和提取岩心驱替实验最终时刻的油水两相分布，充分考虑微观剩余油的水力特性和启动条件，基于能综合性表征微观剩余油团水力特性的三个参数将微观剩余油表征为五类。与现有的根据形态的表征方法相比，该方法更加注重油水连通特性对剩余油启动影响，形成的表征标准可作为指导油田高含水阶段剩余油开采的更科学的指导依据。
[0039]本申本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种水驱剩余油表征方法，其特征在于，所述水驱剩余油表征方法包括以下步骤：确定目标地层，获取所述目标地层的岩心，对所述岩心进行驱替实验，获取驱替实验最终时刻的所述岩心的油相和水相的数字化图像；获取所述剩余油的油团的比表面积α，单位为m
‑1；获取所述剩余油的油团的水
‑
油接触面积β，量纲为1；获取所述剩余油的油团的水
‑
油通道数γ，单位为个；所述剩余油的油团的比表面积α，所述剩余油的油团的水
‑
油接触面积β，所述剩余油的油团的水
‑
油通道数γ对所述剩余油的水力特性进行表征。2.根据权利要求1所述的水驱剩余油表征方法，其特征在于，所述获取所述剩余油的油团的比表面积α，根据公式(1)计算：式(1)中，S为剩余油团总表面积，单位为m2；V为剩余油团总体积，单位m3。3.根据权利要求1所述的水驱剩余油表征方法，其特征在于，获取所述剩余油的油团的水
‑
油接触面积β，根据公式(2)计算：式(2)中，S
ow
为剩余油团与水相接触的总面积，单位为m2；S为剩余油团总表面积，单位为m2。4.根据权利要求1至3中任一项所述的水驱剩余油表征方法，其特征在于，所述驱替实验最终时刻为所述岩心达到高含水甚至特高含水期。5.根据权利要求4所述的水驱剩余油表征方法，其特征在于，所述驱替实验最终时刻为所述岩心出口混合液体的含水量超过90％。6.根据权利要求1至3中任一项所述的水驱剩余油表征方法，其特征在于，获取所述岩心的油相和水相的数字化图像的方法包括：计算机断层扫描技术、扫描电镜成像技术、核磁共振成像技术和光学显微成像中的任意一种或更多种。7.一种权利要求1至6中任一项所述的水驱剩余油表征方法的用途，其特征在于，剩余油的油团的γ＞23，使...

【专利技术属性】
技术研发人员：王沫然，龚文波，刘洋，杨光，
申请(专利权)人：清华大学，
类型：发明
国别省市：