一种致密储层岩心内部流体的原位黏度测试方法及应用技术

本发明专利技术提供了一种致密储层岩心内部流体的原位黏度测试方法及应用，所述方法包括：(1)将预处理后的致密储层的待测岩心样品饱和地层水；(2)测试饱和地层水的待测岩心样品的核磁共振T2图谱；(3)将测试完核磁共振T2图谱的待测岩心样品消除水的核磁信号并饱和油；(4)测试饱和油的待测岩心样品的核磁共振T2图谱，并结合待测岩心样品的岩心平均毛管半径、体相黏度、边界黏度和体相流体半径计算得到所述致密岩心内部流体的原位黏度。本发明专利技术能够高效准确的测定岩心物理模拟实验过程中岩心内部原位黏度的变化。应用场合非常广泛，可以对油藏实际开发过程进行有效的预测并提出针对性的开发对策，有广阔的应用前景。有广阔的应用前景。有广阔的应用前景。

【技术实现步骤摘要】
一种致密储层岩心内部流体的原位黏度测试方法及应用


[0001]本专利技术涉及石油开采领域，具体的说，本专利技术涉及一种致密储层岩心内部流体的原位黏度测试方法及应用。

技术介绍

[0002]流体黏度是油藏的关键物性参数，需要准确测定。原油的原位黏度(μ
i
)是指原油在地层岩石内部的黏度。如图2所示，多孔介质孔道中流体中央的为体相流体，贴近固体壁面的为边界流体，原位黏度就是体相流体黏度(μ1)与边界流黏度(μ2)体共同作用下的黏度(图3)。在常规油气资源中，地层原油的黏度主要取决于其化学组成、温度、溶解气油比和压力等条件。而致密油藏中的原油主要是低黏度的轻质油，但其黏度在微
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纳米级孔隙中会有大幅度的上升(图4)，原位黏度远大于采出后所测黏度。其原因是孔隙边界层对流体的固
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液间作用力已不可忽略。
[0003]测量流体黏度的常规方法对于岩心内部流体显然无法进行测量。核磁共振这一非接触测量方式从1961年起被用于测试流体黏度。总体来说是流体黏度越高，分子间力越强，对应的T2驰豫时间就越短。2003年开始，核磁共振开始被用于测试物理模拟实验中岩心内流体的黏度，特别是针对稠油及油砂中原油黏度的测定。以上研究适用于常规储层，测试手段主要是核磁共振测井仪或常规岩心核磁共振分析仪。对于孔隙狭小的致密油藏微纳孔隙中的边界流体黏度无法精确获取与表征。
[0004]由于以上原因需专利技术一种适用于致密岩心原位黏度的测试方法，使之能够对致密岩心开发过程中的原位黏度进行测试。

技术实现思路

[0005]本专利技术的一个目的在于提供一种致密储层岩心内部流体的原位黏度测试方法；
[0006]本专利技术的另一目的在于提供一种致密储层岩心开发过程中原位黏度变化的定量分析方法。
[0007]为达上述目的，一方面，本专利技术提供了一种致密储层岩心内部流体的原位黏度测试方法，其中，所述方法包括：
[0008](1)将预处理后的致密储层的待测岩心样品饱和地层水；
[0009](2)测试步骤(1)得到的饱和地层水的待测岩心样品的核磁共振T2图谱；
[0010](3)将步骤(2)的测试完核磁共振T2图谱的待测岩心样品消除水的核磁信号并饱和油；
[0011](4)测试步骤(3)得到的饱和油的待测岩心样品的核磁共振T2图谱，并结合待测岩心样品的岩心平均毛管半径、体相黏度、边界黏度和体相流体半径计算得到所述致密岩心内部流体的原位黏度。
[0012]根据本专利技术一些具体实施方案，其中，步骤(1)所述预处理包括将待测岩心进行洗油处理。
截止值可由离心标定法获取。
[0034]根据本专利技术一些具体实施方案，其中，步骤(4)包括利用毛管内流体边界层厚度h和孔道的平均毛管半径R计算得到r0。
[0035]根据本专利技术一些具体实施方案，其中，步骤(4)包括利用如下公式(5)计算得到r0：
[0036]r0＝R
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h
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(5)
[0037]h为毛管内流体边界层厚度，μm。
[0038]其中，毛管内流体边界层厚度h可通过微管实验测得。
[0039]另一方面，本专利技术还提供了一种致密储层岩心开发过程中原位黏度变化的定量分析方法，其中，所述方法包括利用在线核磁设备，依据本专利技术任意一项所述的方法测试致密储层岩心开发过程中原位黏度的变化。
[0040]根据本专利技术一些具体实施方案，其中，所述方法包括利用在线核磁设备，依据本专利技术任意一项所述的方法测试致密储层岩心开发过程中原位黏度的变化，并建立从高到低黏度的划分界限。
[0041]根据本专利技术一些具体实施方案，其中，所述方法包括利用在线核磁设备，依据本专利技术任意一项所述的方法测试致密储层岩心开发过程中原位黏度的变化，并按照如下标准建立从高到低黏度的划分界限：
[0042][0043]综上所述，本专利技术提供了一种致密储层岩心内部流体的原位黏度测试方法及应用。本专利技术的方法具有如下优点：
[0044]本专利技术对致密储层岩心的边界流体进行准确分析，在线核磁共振设备定量测试出边界流体中油水的信号量，从而分析得到岩心的边界流体黏度，综合计算得到岩心原位黏度。并通过对目标油藏岩心进行在线核磁物理模拟实验，测试开发过程中原位黏度的变化，建立了岩心开发过程中原位黏度的测试方法。并提出了原位黏度分类评价界限，可以对油藏实际开发过程进行有效的预测并提出针对性的开发对策。应用在线核磁技术进行物理模拟实验的过程中测试原位黏度，没有增加物料成本和时间成本，做到了节约高效。
[0045]本专利技术适用于具有在线核磁共振设备的各油田及研究院。本专利技术能够高效准确的测定岩心物理模拟实验过程中岩心内部原位黏度的变化。应用场合非常广泛，可以对油藏实际开发过程进行有效的预测并提出针对性的开发对策，有广阔的应用前景。
附图说明
[0046]图1为实施例1在驱替过程中岩心内部的原位黏度变化；
[0047]图2为岩心孔隙示意图；
[0048]图3为致密岩心原位黏度示意图；
[0049]图4为不同孔道半径内流体的原位黏度。
具体实施方式
[0050]以下通过具体实施例详细说明本专利技术的实施过程和产生的有益效果，旨在帮助阅读者更好地理解本专利技术的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。
[0051]实施例1
[0052]对12块有代表性岩心进行洗油、烘干、测岩心的长度、直径、气测渗透率以及孔隙度(各参数见表1)。将6块岩心抽真空饱和模拟地层水，测试核磁T2谱。之后用离心机在2.88MPa的离心力下进行离心1h，用核磁共振仪测试可动流体T2截止值。将另外6块平行岩样切下一部分进行恒速压汞测试，得到每个岩心的平均孔隙半径。将6块岩心的剩余部分抽真空饱和模拟地层水，测试核磁T2谱，之后烘干，抽真空饱和氘水配制的模拟地层水。之后将岩心放入夹持器中，设定0.01mL/min的驱替速度，将岩心饱和相应储层的原油，驱替量为10PV，创建有束缚水的饱和油岩心。
[0053]将饱和好原油的岩心放入在线核磁仪器中，测试饱和油的核磁T2谱，计算岩心原位黏度(见表1和表2，体相黏度即地面原油黏度)，根据致密油原位黏度分级评价表对黏度进行划分。之后，使用在线核磁设备，用氘水为驱替介质，保持温度60℃，设置驱替压力为2MPa，在驱替量为0.5PV、1PV、2PV、5PV、10PV时分别测试测试核磁T2谱，计算岩心开发过程中的原位黏度的变化。
[0054]结合在线核磁物理模拟实验所测原位黏度数据以及不同油田开发实际情况，提出致密油原位黏度分级评价建议。如表3所示，将原始饱和油阶段原位黏度由低黏度到高黏度分为4个级别。三个油田的岩心饱和油状态的原位黏度分级评价如表4所示。综合以上研究可以得出，长庆致密油的开发难度最低，大庆次之，吉林致密油最难开发。
[0055]表1实验岩心参数...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种致密储层岩心内部流体的原位黏度测试方法，其中，所述方法包括：(1)将预处理后的致密储层的待测岩心样品饱和地层水；(2)测试步骤(1)得到的饱和地层水的待测岩心样品的核磁共振T2图谱；(3)将步骤(2)的测试完核磁共振T2图谱的待测岩心样品消除水的核磁信号并饱和油；(4)测试步骤(3)得到的饱和油的待测岩心样品的核磁共振T2图谱，并结合待测岩心样品的岩心平均毛管半径、体相黏度、边界黏度和体相流体半径计算得到所述致密岩心内部流体的原位黏度。2.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(1)所述预处理包括将待测岩心进行洗油处理。3.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(4)包括利用体相黏度、边界黏度、孔道的平均毛管半径和体相流体半径计算得到所述待测岩心内部流体的原位黏度。4.根据权利要求3所述的方法，其中，步骤(4)包括利用如下公式(1)计算得到所述待测岩心内部流体的原位黏度：其中，μ
i
为原位黏度；μ1为体相黏度，mPa
·
s；μ2为边界黏度，mPa
·
s；R为孔道的平均毛管半径，μm；r0为体相流体半径，μm。5.根据权利要求3或4所述的方法，其中，步骤(4)包括利用两相流体的相对含氢指数RHI和岩心的T2弛豫时间分布的几何平均值T
2cgm
计算得到μ2。6.根据权利要求5所述的方...

【专利技术属性】
技术研发人员：陈挺，杨正明，骆雨田，齐丹，熊生春，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：