一种高油水粘度比下水膜厚度的测试方法

1.本发明涉及油气田开发领域，具体涉及一种高油水粘度比下水膜厚度的测试方法。


背景技术：

2.在油气田开发领域，由于储层经过长期水浸而变为亲水性，因此在岩石表面形成一层水膜。一般将储层流体流动状态作为开发难易的判断指标，水膜粘度极强，即使较大外力也难以移动。对于孔隙喉道较大的储层，水膜厚度对孔径变化影响较小，但是低渗或致密储层的孔隙喉道半径与水膜厚度在同一数量级上，水膜厚度影响储层的可开发性与开发难易程度。因此，开展水膜厚度的测试方法研究对于开发致密储层的研究意义重大。
3.现有方法主要通过油驱水实验以及经验公式测试水膜厚度。例如：公开号为cn112147049a的中国专利进行油驱水实验，测试过程涉及岩心累计驱替水体积计算岩心水膜厚度，但是对于高油水粘度比实验，油中含水量较高，直接计量累计驱水体积方法会导致测试结果不准确。公开号为cn113325023a的中国专利使用经验公式测试水膜厚度，由于公式中存在经验常数，不同储层所处环境以及孔隙喉道结构往往差别较大，这导致测试水膜厚度与实际水膜厚度有偏差，此外所需测量参数过程复杂同样导致测试得出水膜厚度精度低的问题。


技术实现要素：

4.针对现有技术的不足，本发明提供一种高油水粘度比下水膜厚度的测试方法，用以解决现有针对高油水粘度比下水膜厚度的测试方法测试结果偏差较大的问题，具有计算公式不存在经验常数以及测量参数过程简单的优点。
5.本发明的技术方案如下：
6.一种高油水粘度比下水膜厚度的测试方法，包括以下步骤：
7.(1)岩心预处理
8.获取岩心，将获取到的岩心预处理成干净岩心，然后称重预处理岩心；
9.(2)岩心饱和水
10.将预处理岩心在负压饱和水装置中饱和水，擦干饱和水岩心表面的残余水并称重；
11.(3)油驱替
12.将饱和水岩心进行油驱替，擦干油驱替后岩心表面的残余油并称重；
13.(4)计算水膜厚度
14.根据得到各阶段岩心的质量、油/水密度和岩心内表面积，按照公式(1)计算岩心水膜厚度；
15.16.式(1)中，σ为岩心水膜厚度，单位为nm；m1为预处理后岩心干重，单位为g；m2为饱和水后岩心质量，单位为g；m3为油驱替后岩心质量，单位为g；ρ
水
为注入水密度，单位为g/cm3；ρ
油
为注入油密度，单位为g/cm3；a为岩心内表面积，单位为cm2。
17.根据本发明，优选的，步骤(1)中所述的岩心为天然或人造的普通、低渗或致密岩心，或者填砂管。
18.根据本发明，优选的，步骤(1)中岩心预处理根据石油行业规范清洗岩心内原油和盐水，然后烘干至恒重。
19.根据本发明，优选的，步骤(2)中饱和水为纯净水、地层水或配制盐水。
20.根据本发明，优选的，步骤(2)、(3)中擦干并称重过程应反复进行，直至恒重。称重所用装置如天平精度应尽可能高。
21.根据本发明，优选的，步骤(3)中油驱替过程应驱替至产出液中无小油滴产生且恒重。
22.根据本发明，适用于高油水粘度比下的水膜厚度测试，对于注入油的粘度大于3mpa
·
s，优选大于等于69mpa
·
s，更优选大于等于89mpa
·
s，测试误差较小。
23.根据本发明，假设油驱替后残余水均匀平铺于岩心内表面，实验过程岩心内表面积不变。根据残余水体积和岩心内表面积与水膜厚度的关系，计算初始水膜厚度和驱出水对应的水膜厚度，两者之差即为岩心水膜厚度，水膜厚度的计算公式如公式(1)所示。
24.本发明的有益效果如下：
25.本发明测试得到的高油水粘度比的水膜厚度精度极高，因为计算水膜厚度的公式(1)中没有出现涉及产水油或水的质量和体积，故不存在高粘度油中含水率较高的问题，并且实验和计量过程简单，最大可能的减少误差。岩心可以是天然或人造的普通、低渗和致密岩心，填砂管同样适用本发明，适用性强。
附图说明
26.图1是本发明测试岩心水膜厚度方法的流程图。
27.图2是本发明与公开号为cn112147049a计算结果的相对误差图。
具体实施方式
28.本发明首先获取岩心，此岩心可为天然岩心，人造岩心或者填砂管。对于含有原油和盐水的岩心，首先根据石油行业规范清洗岩心，清洗后的岩心烘干至恒重，放至室温记录此时岩心质量m1，烘干称重过程反复三次至两次相差不大于0.01g；然后将预处理后的岩心放入负压饱和水装置中饱和水，此饱和水可为纯净水、地层水或配制水，擦拭饱和水后岩心表面残余水，饱和水称重过程反复三次至两次相差不大于0.01g，记录饱和水岩心质量m2；最后对饱和水后岩心进行油驱替，此饱和油可为任意粘度原油以及配置油，待产出液无小油滴流出，擦拭油驱替后岩心表面残余油，记录油驱替后岩心质量m3，油驱替称重过程反复三次至两次相差不大于0.01g。假设油驱替后残余水均匀平铺于岩心内表面，实验过程岩心内表面积不变。根据残余水体积和岩心内表面积与水膜厚度的关系，计算初始水膜厚度和驱出水对应水膜厚度，两者之差即为岩心水膜厚度。
29.与已知技术相比，本发明计算高油水粘度比的水膜厚度精度极高，计算水膜厚度
过程没有出现涉及产水油或水的质量和体积，故不存在高粘度油中含水率较高的问题，实验和计量过程简单，最大可能的减少误差。本发明能够准确计算高粘度比下水膜厚度，为测试水膜厚度方法提供了另外一种新途径，该方法的流程如图1所示。
30.下面通过具体实施例对本发明做进一步说明，但不限于此。
31.实施例1
32.本实施例岩心选用的是某油田桩斜2-21-56井的样品岩心，采用饱和水装置和驱替装置进行测试水膜厚度的实验，具体步骤包括：
33.1.岩心预处理
34.实验岩心编号56-01，渗透率10.45md，内表面积13560cm2(由bet氮气吸附法测出)，将实验岩心根据石油行业规范清洗岩心，清洗后的岩心放至80℃恒温烘箱36h，取出烘干后的岩心放至室温，称重为88.0672g，重新放入80℃恒温烘箱6h，取出烘干后的岩心放至室温，称重为88.0496g，重新放入80℃恒温烘箱6h，取出烘干后的岩心放至室温，称重为88.0451g。记录预处理后岩心质量为88.0451g。
35.2.岩心饱和水
36.将预处理后的岩心放入负压饱和水装置36h，饱和水的密度为1.009g/cm3，取出擦拭岩心表面残余水，称重为93.1216g，重新放入饱和水装置6h，取出擦拭岩心表面残余水，称重为93.1294g，重新放入饱和水装置6h，取出擦拭岩心表面残余水，称重为93.1326g。记录饱和水后岩心质量为93.1326g。
37.3.油驱替
38.将饱和水后的岩心放入岩心夹持器，用油将装置管线中的气体排出后，进行油驱替实验。驱替温度为室温，围压大于驱替压力2.5～3.0mpa，以0.01ml/min的流量注入油，油在室温下的粘度为128mpa
·
s，密度为0.867g/cm3。驱替至产出液中无小油滴产生，取出擦拭岩心表面残余油，称重为92.4292g，重新放入岩心夹持器驱替2h，取出擦拭岩心表面残余油，称重为92.4221g，重新放入岩心夹持器驱替2h，取出擦拭岩心表面残余油，称重为92.4219g。记录油驱替后岩心质量为92.4219g。
39.4.计算水膜厚度
40.假设油驱替后残余水均匀平铺于岩心内表面，实验过程岩心内表面积不变。根据残余水体积和岩心内表面积与水膜厚度的关系，计算初始水膜厚度和驱出水对应的水膜厚度，两者之差即为岩心水膜厚度，水膜厚度的计算公式(2)：
[0041][0042]
式(2)中，σ为岩心水膜厚度，单位为nm；m1为预处理后岩心干重，单位为g；m2为饱和水后岩心质量，单位为g；m3为油驱替后岩心质量，单位为g；ρ
水
为注入水密度，单位为g/cm3；ρ
油
为注入油密度，单位为g/cm3；a为岩心内表面积，单位为cm2。
[0043]
实施例2
[0044]
将实施例1油驱替后岩心(编号56-01)根据石油行业规范清洗。本实施例与实施例1的方法基本相同，其主要区别点：1.步骤3中所用驱替油的粘度和密度不同，参数见表1，同时记录产出液中水的体积。按照公式(2)计算岩心水膜厚度，计算结果见表2。
[0045]
表1驱替油参数
[0046][0047]
由表2可知，当驱替油粘度增大时，水膜厚度减小，驱替油粘度增大到某一数值后，水膜厚度趋于定值。油水粘度比增加，油-水分子间作用力增强，因此水膜厚度减小，由此说明本发明适用高油水粘度比下水膜厚度计算。
[0048]
表2水膜厚度
[0049][0050]
下面通过对比例进一步说明本发明的优点。
[0051]
对比例
[0052]
对比公开号为cn112147049a公开的计算岩心水膜厚度的确定方法，其利用体积与表面积的关系，建立岩心水膜厚度的计算模型，水膜厚度的计算公式(3)：
[0053][0054]
式(3)中，d为岩心水膜厚度，单位为nm；v
p
为岩心孔隙体积，单位为cm3；vw为岩心出口端累计驱替水体积，单位为cm3；vr为岩心体积，单位为cm3；s为岩心比表面，单位为cm2/cm3。
[0055]
实施例1和实施例2实验过程中同时计量了产出液中水的体积，将相关参数带入公式(3)中，计算结果列于表3。
[0056]
表3cn112147049计算水膜厚度结果
[0057][0058]
由表3可知，当驱替油粘度提升至某一定值后，水膜厚度趋于定值，和本发明计算结果趋势相似。对比公开号为cn112147049a计算结果(表3)和本发明计算结果(表2)可以得出以下结果：1.当粘度较小时，两种计算方法的水膜厚度结果相似，但是随着驱替油粘度上
升，两者的差距逐渐增加，相对误差从注入油粘度为3mpa
·
s时的3.41％，增大至注入油粘度为128mpa
·
s时的48.21％(图2所示)。2.公开号为cn112147049a计算结果大于本发明的计算结果。造成这2个结果的原因是公开号为cn112147049a计量产出液种水量(vw)不准确，因为油水粘度比增加，油中含水量增加，导致vw变小，从而使计算水膜厚度偏大。本发明计算水膜厚度过程中不涉及此参数，因此适用于高油水粘度比下的水膜厚度测试。

技术特征：
1.一种高油水粘度比下水膜厚度的测试方法，包括以下步骤：(1)岩心预处理获取岩心，将获取到的岩心预处理成干净岩心，然后称重预处理岩心；(2)岩心饱和水将预处理岩心在负压饱和水装置中饱和水，擦干饱和水岩心表面的残余水并称重；(3)油驱替将饱和水岩心进行油驱替，擦干油驱替后岩心表面的残余油并称重；(4)计算水膜厚度根据得到各阶段岩心的质量、油/水密度和岩心内表面积，按照公式(1)计算岩心水膜厚度；式(1)中，σ为岩心水膜厚度，单位为nm；m1为预处理后岩心干重，单位为g；m2为饱和水后岩心质量，单位为g；m3为油驱替后岩心质量，单位为g；ρ
水
为注入水密度，单位为g/cm3；ρ
油
为注入油密度，单位为g/cm3；a为岩心内表面积，单位为cm2。2.根据权利要求1所述的高油水粘度比下水膜厚度的测试方法，其特征在于，步骤(1)中所述的岩心为天然或人造的普通、低渗或致密岩心，或者填砂管。3.根据权利要求1所述的高油水粘度比下水膜厚度的测试方法，其特征在于，步骤(1)中岩心预处理是清洗岩心内原油和盐水，然后烘干至恒重。4.根据权利要求1所述的高油水粘度比下水膜厚度的测试方法，其特征在于，步骤(2)中饱和水为纯净水、地层水或配制盐水。5.根据权利要求1所述的高油水粘度比下水膜厚度的测试方法，其特征在于，步骤(2)、(3)中擦干并称重过程应反复进行，直至恒重。6.根据权利要求1所述的高油水粘度比下水膜厚度的测试方法，其特征在于，步骤(3)中油驱替过程应驱替至产出液中无小油滴产生且恒重。7.根据权利要求1所述的高油水粘度比下水膜厚度的测试方法，其特征在于，步骤(3)中所述的油的粘度大于等于69mpa
·
s。8.根据权利要求1所述的高油水粘度比下水膜厚度的测试方法，其特征在于，步骤(3)中所述的油的粘度大于等于89mpa
·
s。

技术总结
本发明涉及一种高油水粘度比下水膜厚度的测试方法，包括以下步骤：(1)获取岩心，将获取到的岩心预处理成干净岩心，然后称重预处理岩心；(2)将预处理岩心在负压饱和水装置中饱和水，擦干饱和水岩心表面的残余水并称重；(3)将饱和水岩心进行油驱替，擦干油驱替后岩心表面的残余油并称重；(4)根据得到各阶段岩心的质量、油/水密度和岩心内表面积，计算岩心水膜厚度。本发明测试得到的高油水粘度比的水膜厚度精度极高，岩心可以是天然或人造的普通、低渗和致密岩心，填砂管同样适用本发明，适用性强。强。强。


技术研发人员：张贵才 刘志楠 葛际江 蒋平 裴海华
受保护的技术使用者：中国石油大学（华东）
技术研发日：2023.03.09
技术公布日：2023/7/11