一种测定特稠油油藏初始水渗透率的装置及方法

摘要

本发明公开了一种测定特稠油油藏初始水渗透率的装置及方法，该装置包括填砂管岩心模拟机构、流体饱和机构、产出液收集机构和温度控制机构；该方法包括步骤：一、填砂管岩心模拟机构的形成；二、气密性检测；三、获取填砂管岩心模拟机构的孔隙度；四、获取填砂管岩心模拟机构的绝对渗透率；五、液化蜡并加热填砂管岩心模拟机构；六、预先设定注蜡后的填砂管岩心模拟机构的含水饱和度并向填砂管注蜡；七、注蜡后的填砂管岩心模拟机构的老化；八、固化蜡；九、清理残余固态蜡；十、测定注蜡后的填砂管岩心模拟机构的初始水渗透率。本发明利用蜡固化模拟特稠油油藏，实现真实特稠油油藏岩心中油相和水相均匀分布的初始状态，准确测定初始水渗透率。

说明书

技术领域

本发明属于特稠油油藏初始水渗透率的测定技术领域，具体涉及一种测定特稠油油藏初始水渗透率的装置及方法。

背景技术

稠油按照粘度可分为普通稠油、特稠油和超稠油三类。特稠油一般是指在地层条件下粘度范围在100～50000mPa·s的原油。特稠油油藏中初始水的饱和度和渗透率是储层描述、合理开采方式选取(蒸汽吞吐、蒸汽辅助重力驱油、蒸汽驱等)和开发方案设计的关键基础数据。

目前特稠油油藏岩心初始水渗透率的测定方式主要有两种，分别是直接利用油田现场密闭取芯获得的岩心测定和运用实验室内填砂管模拟岩心测定。由于特稠油油藏一般由疏松砂岩构成，为了获得完整的油藏岩心，现场密闭取芯需要价格高昂的特殊仪器和复杂的工艺，因此获取地下完整的真实岩心的成本非常高，限制了该测定方式的大规模应用。填砂管模拟岩心测定方式由于操作简便、成本低等优点被广泛应用于油藏岩心初始水渗透率的测定。但是对于特稠油油藏，在利用填砂管模拟岩心模拟油藏初始状态时，由于油藏内的原油粘度很高(粘度范围在100～50000mPa·s)而水的粘度很低(大约1mPa·s左右)，因此填砂管模拟岩心中的特稠油油藏油相和水相很难达到均匀分布，进而无法模拟储层内油水均匀分布的初始状态，也无法利用填砂管模拟岩心准确测定初始水的渗透率。所以，寻找一种结构简单、操作方便、能准确高效测定特稠油油藏初始水渗透率的装置及方法，为储层描述、合理开采方式选取和开发方案设计提供关键基础数据，从而实现特稠油油藏的高效开发具有重要的现实意义。

发明内容

本发明所要解决的技术问题在于针对上述现有技术中的不足，提供一种测定特稠油油藏初始水渗透率的装置，其设计新颖合理，利用蜡固化后具有较高粘度模拟特稠油油藏储层内原油，实现了真实特稠油油藏岩心中油相和水相均匀分布、油相粘度特别高的初始状态，进而准确地测定初始水的渗透率，同时为油藏储层描述、合理开采方式选取和开发方案设计提供关键基础数据，便于推广使用。

为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：一种测定特稠油油藏初始水渗透率的装置，其特征在于：包括用于模拟特稠油油藏岩心的填砂管岩心模拟机构、用于向所述填砂管岩心模拟机构内饱和流体的流体饱和机构、用于收集所述填砂管岩心模拟机构中产出液的产出液收集机构和用于控制所述填砂管岩心模拟机构温度的温度控制机构；所述填砂管岩心模拟机构包括填砂管和填充在填砂管内的石英砂；所述流体饱和机构包括与填砂管连通的管线以及并联安装在管线上用于储水的第一中间容器和用于储蜡的第二中间容器，第一中间容器和第二中间容器的进液端设置有柱塞泵，第一中间容器和第二中间容器的出液端与填砂管的进液端连通，第一中间容器的出液端和第二中间容器的出液端与填砂管的进液端的连通端设置有第一竖直水管，填砂管的出液端设置有第二竖直水管，填砂管的出液端和第二竖直水管的连通端设置有排液管，填砂管的进液端上安装有压力传感器；所述产出液收集机构包括量筒，量筒与所述排液管连通；所述温度控制机构包括恒温箱和水浴箱，填砂管设置在水浴箱内，水浴箱、第一竖直水管、第二竖直水管、压力传感器和所述排液管均设置在恒温箱内，压力传感器与计算机连接。

上述的一种测定特稠油油藏初始水渗透率的装置，其特征在于：所述石英砂的目数为20目～200目。

上述的一种测定特稠油油藏初始水渗透率的装置，其特征在于：所述第一中间容器的出液端安装有出水阀，第二中间容器的出液端安装有出蜡阀，第一竖直水管上安装有第一调节阀，第二竖直水管上安装有第二调节阀，所述排液管上安装有第三调节阀。

上述的一种测定特稠油油藏初始水渗透率的装置，其特征在于：所述第一竖直水管和第二竖直水管的顶端内设置有液体石蜡。

上述的一种测定特稠油油藏初始水渗透率的装置，其特征在于：所述管线位于恒温箱内的管段上安装有出液阀，出液阀位于第一竖直水管的前端。

同时，本发明还提供一种测定特稠油油藏初始水渗透率的方法，其特征在于：该方法包括以下步骤：

步骤一、填砂管岩心模拟机构的形成：利用振动填充法将干燥的石英砂填充到填砂管中，形成填砂管岩心模拟机构，所述石英砂的目数为20目～200目；

步骤二、气密性检测：关闭出水阀、出蜡阀、第一调节阀、第二调节阀和第三调节阀，通过出水阀向填砂管中注入高压氮气，检测填砂管的气密性；

步骤三、获取填砂管岩心模拟机构的孔隙度，过程如下：

步骤301、将真空泵与出水阀连接，利用真空泵将填砂管抽真空；

步骤302、关闭出水阀，打开第三调节阀，装有蒸馏水的量筒对填砂管饱和蒸馏水；

步骤303、根据公式计算填砂管岩心模拟机构的孔隙度φ，其中，V₁为量筒输出的饱和蒸馏水量，单位为ml，V₂为出水阀、出蜡阀、第一调节阀和第二调节阀之间的管段的容积，单位为ml，V₃为排液管的容积，单位为ml，V₄为填砂管的容积，单位为ml；

步骤四、获取填砂管岩心模拟机构的绝对渗透率，过程如下：

步骤401、打开出水阀和第三调节阀，在室温下设定柱塞泵n个不同的驱替速率，n次利用柱塞泵使第一中间容器中的水对填砂管岩心模拟机构进行驱替，同时n次记录压力传感器采集的压力值，其中，n为不小于3的正整数；

步骤402、根据公式计算填砂管岩心模拟机构的绝对渗透率k，单位为μm²，其中，k_i为步骤401中柱塞泵在第i个驱替速率下的填砂管岩心模拟机构的绝对渗透率且单位为μm²，Q_i为步骤401中柱塞泵的第i个驱替速率，单位为cm³/s，μ为水的粘度，单位为mPa·s，L为填砂管的长度，单位为cm，A为填砂管的横截面积，单位为cm²，ΔP_i＝P_i-P₀为步骤401中柱塞泵在第i个驱替速率下的填砂管两端的压力差，单位为10^-1MPa，P_i为柱塞泵在第i个驱替速率下的压力传感器采集的压力值，单位为10^-1MPa，P₀为大气压，单位为10^-1MPa；

步骤五、液化蜡并加热填砂管岩心模拟机构：关闭出水阀并将第二中间容器中的蜡加热至70℃，使第二中间容器中的蜡融化为液态，打开恒温箱和水浴箱，对填砂管岩心模拟机构加热至70℃，并保持填砂管岩心模拟机构的温度为70℃；

步骤六、预先设定注蜡后的填砂管岩心模拟机构的含水饱和度并向填砂管注蜡：根据公式v＝δφV₄，计算量筒中的待产出水量v，单位为ml，使注蜡后的填砂管岩心模拟机构的含水饱和度达到预先设定值，其中，δ为预先设定注蜡后的填砂管岩心模拟机构的含水饱和度；

打开出蜡阀，利用柱塞泵将第二中间容器中的液化蜡注入到填砂管中，当量筒中的实时产出水量与待产出水量v相等时，停止向填砂管注蜡；

步骤七、注蜡后的填砂管岩心模拟机构的老化：在管线位于恒温箱内的管段上安装出液阀，出液阀位于第一竖直水管的前端，关闭出蜡阀、出液阀和第三调节阀，打开第一调节阀和第二调节阀，并在第一调节阀和第二调节阀的顶端加入液体石蜡，将注蜡后的填砂管岩心模拟机构在70℃水浴箱内老化4天，进而使填砂管中的水均匀分布；

步骤八、固化蜡：在管线位于恒温箱内的管段上安装出液阀，出液阀位于第一竖直水管的前端，关闭出液阀，降低恒温箱和水浴箱的温度，从而使填砂管中的蜡从液态转变成固态，同时保持填砂管中的水与第一竖直水管和第二竖直水管中的水连通；

步骤九、清理残余固态蜡：拆卸管线，对管线中的残余固态蜡进行清理，同时，清理填砂管两端口的残余固态蜡，将清理后的管线与清理后的填砂管连接，并饱和蒸馏水；

步骤十、测定注蜡后的填砂管岩心模拟机构的初始水渗透率，过程如下：

步骤1001、打开出水阀、出液阀和第三调节阀，关闭第一调节阀和第二调节阀，在室温下设定柱塞泵m个不同的驱替速率，m次利用柱塞泵使第一中间容器中的水对填砂管岩心模拟机构进行驱替，同时m次记录压力传感器采集的压力值，其中，m为不小于3的正整数；

步骤1002、根据公式计算注蜡后的填砂管岩心模拟机构的初始水渗透率K，单位为μm²，其中，K_j为步骤1001中柱塞泵在第j个驱替速率下注蜡后的填砂管岩心模拟机构的初始水渗透率且单位为μm²，单位为cm³/s，ΔP_j＝P_j-P₀为步骤1001中柱塞泵在第j个驱替速率下的填砂管两端的压力差，单位为10^-1MPa，P_j为步骤1001中柱塞泵在第j个驱替速率下的压力传感器采集的压力值，单位为10^-1MPa。

本发明与现有技术相比具有以下优点：

1、本发明采用的装置，通过设置第二中间容器存储蜡，利用了蜡在不同温度下的物理性质，即在65℃～100℃高温条件下，蜡是液态、具有较低粘度(大约5mPa·s)且易于饱和进填砂管岩心模拟机构中；而在21℃室温条件下，蜡会变成粘度很高、几乎不流动的固态，与特稠油油藏储层内原油的性质类似，因此，可实现真实特稠油油藏岩心中油相和水相均匀分布、油相粘度特别高的初始状态，进而可以准确地测定初始水的渗透率，提高了实验结果的精确度和可信度，便于推广使用。

2、本发明采用的方法，步骤简单，通过饱和不同体积的蜡，可以获得不同含水饱和度的填砂管岩心模拟机构，进而可以实现定量测定不同含水饱和度下初始水的渗透率，同时为合理利用初始水的流动性能来提高稠油油藏采收率的系统决策提供重要的理论依据；通过在填砂管岩心模拟机构中填充不同目数的石英砂，可以模拟具有不同绝对渗透率的特稠油油藏，提高了应用范围，便于推广使用。

综上所述，本发明设计新颖合理，利用蜡固化后具有较高粘度模拟特稠油油藏储层内原油，实现了真实特稠油油藏岩心中油相和水相均匀分布、油相粘度特别高的初始状态，进而准确地测定初始水的渗透率，同时为油藏储层描述、合理开采方式选取和开发方案设计提供关键基础数据，便于推广使用。

下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。

附图说明

图1为本发明采用的装置的结构连接示意图。

图2为本发明方法的流程框图。

附图标记说明:

1—柱塞泵； 2—管线； 3—第一中间容器；

4—第二中间容器； 5—出水阀； 6—出蜡阀；

7—出液阀； 8—第一竖直水管； 9—第一调节阀；

10—填砂管；11—第二竖直水管；12—第二调节阀；

13—第三调节阀；14—量筒；15—恒温箱；

16—水浴箱；17—压力传感器；18—计算机。

具体实施方式

如图1所示，本发明所述的一种测定特稠油油藏初始水渗透率的装置，用于模拟特稠油油藏岩心的填砂管岩心模拟机构、用于向所述填砂管岩心模拟机构内饱和流体的流体饱和机构、用于收集所述填砂管岩心模拟机构中产出液的产出液收集机构和用于控制所述填砂管岩心模拟机构温度的温度控制机构；所述填砂管岩心模拟机构包括填砂管10和填充在填砂管10内的石英砂；所述流体饱和机构包括与填砂管10连通的管线2以及并联安装在管线2上用于储水的第一中间容器3和用于储蜡的第二中间容器4，第一中间容器3和第二中间容器4的进液端设置有柱塞泵1，第一中间容器3和第二中间容器4的出液端与填砂管10的进液端连通，第一中间容器3的出液端和第二中间容器4的出液端与填砂管10的进液端的连通端设置有第一竖直水管8，填砂管10的出液端设置有第二竖直水管11，填砂管10的出液端和第二竖直水管11的连通端设置有排液管，填砂管10的进液端上安装有压力传感器17；所述产出液收集机构包括量筒14，量筒14与所述排液管连通；所述温度控制机构包括恒温箱15和水浴箱16，填砂管10设置在水浴箱16内，水浴箱16、第一竖直水管8、第二竖直水管11、压力传感器17和所述排液管均设置在恒温箱15内，压力传感器17与计算机18连接。

本实施例中，所述第一中间容器3的出液端安装有出水阀5，第二中间容器4的出液端安装有出蜡阀6，第一竖直水管8上安装有第一调节阀9，第二竖直水管11上安装有第二调节阀12，所述排液管上安装有第三调节阀13。

需要说明的是，利用填砂管岩心模拟机构模拟特稠油油藏岩心，避免现场密闭取芯使用高昂价格的特殊仪器和复杂的工艺，减少了投入成本，使测定方式可大规模应用，流体饱和机构中利用蜡在不同温度下的物理性质，即在65℃～100℃高温条件下，蜡是液态、具有较低粘度大约5mPa·s且易于饱和进填砂管岩心模拟机构中；而在21℃室温条件下，蜡会变成粘度很高、几乎不流动的固态，与特稠油油藏储层内原油的性质类似，因此，可实现真实特稠油油藏岩心中油相和水相均匀分布、油相粘度特别高的初始状态，进而可以准确地测定初始水的渗透率，提高了实验结果的精确度和可信度，产出液收集机构获取填砂管岩心模拟机构实验时的绝对渗透率、含水饱和度和初始水渗透率的相关参数，温度控制机构中，利用恒温箱15和水浴箱16双重保温方式加热保温填砂管岩心模拟机构，为实验提供可靠的保证。

本实施例中，所述石英砂的目数为20目～200目。

实际使用中，更换不同目数的石英砂可模拟不同特稠油油藏地下真实岩心类型，应用广泛。

本实施例中，所述第一竖直水管8和第二竖直水管11的顶端内设置有液体石蜡。

实际使用中，第一竖直水管8和第二竖直水管11的顶端内设置有液体石蜡，由于液体石蜡的密度比水低且不溶于水，因此液体石蜡会一直漂浮在水管的顶部，进而防止实验过程中第一竖直水管8和第二竖直水管11中的水在高温下蒸发，避免空气进入填砂管岩心模拟机构，保证填砂管岩心模拟机构渗透率准确。

本实施例中，所述管线2位于恒温箱15内的管段上安装有出液阀7，出液阀7位于第一竖直水管8的前端。

实际使用中，出液阀7安装在管线2位于恒温箱15内的管段上，出液阀7位于第一竖直水管8的前端，避免降温固化蜡时，第一竖直水管8中的水流出。

如图2所示的一种测定特稠油油藏初始水渗透率的方法，包括以下步骤：

步骤一、填砂管岩心模拟机构的形成：利用振动填充法将干燥的石英砂填充到填砂管10中，形成填砂管岩心模拟机构，所述石英砂的目数为20目～200目；

实际使用中，振动填充法可将干燥的石英砂均匀的填充到填砂管10中，用于模拟实际的油藏，石英砂的目数为20目～200目，可选择不同目数的石英砂模拟不同渗透率的油藏，使用范围广。

步骤二、气密性检测：关闭出水阀5、出蜡阀6、第一调节阀9、第二调节阀12和第三调节阀13，通过出水阀5向填砂管10中注入高压氮气，检测填砂管10的气密性；

步骤三、获取填砂管岩心模拟机构的孔隙度，过程如下：

步骤301、将真空泵与出水阀5连接，利用真空泵将填砂管10抽真空；

步骤302、关闭出水阀5，打开第三调节阀13，装有蒸馏水的量筒14对填砂管10饱和蒸馏水；

需要说明的是，真空泵将填砂管10抽真空后打开第三调节阀13，可利用负压将量筒14中的蒸馏水吸入填砂管10中。

步骤303、根据公式计算填砂管岩心模拟机构的孔隙度φ，其中，V₁为量筒14输出的饱和蒸馏水量，单位为ml，V₂为出水阀5、出蜡阀6、第一调节阀9和第二调节阀12之间的管段的容积，单位为ml，V₃为排液管的容积，单位为ml，V₄为填砂管10的容积，单位为ml；

需要说明的是，装有蒸馏水的量筒14对填砂管10饱和蒸馏水时，蒸馏水会填充至管线2、竖直水管和排液管中，量筒14输出的饱和蒸馏水量与管线2、竖直水管和排液管中水量差即为填砂管10中孔隙的体积，填砂管10中孔隙的体积与填砂管10的体积之比即为填砂管岩心模拟机构的孔隙度α。

步骤四、获取填砂管岩心模拟机构的绝对渗透率，过程如下：

步骤401、打开出水阀5和第三调节阀13，在室温下设定柱塞泵n个不同的驱替速率，n次利用柱塞泵1使第一中间容器3中的水对填砂管岩心模拟机构进行驱替，同时n次记录压力传感器17采集的压力值，其中，n为不小于3的正整数；

步骤402、根据公式计算填砂管岩心模拟机构的绝对渗透率k，单位为μm²，其中，k_i为步骤401中柱塞泵1在第i个驱替速率下的填砂管岩心模拟机构的绝对渗透率且单位为μm²，Q_i为步骤401中柱塞泵1的第i个驱替速率，单位为cm³/s，μ为水的粘度，单位为mPa·s，L为填砂管10的长度，单位为cm，A为填砂管10的横截面积，单位为cm²，ΔP_i＝P_i-P₀为步骤401中柱塞泵1在第i个驱替速率下的填砂管10两端的压力差，单位为10^-1MPa，P_i为柱塞泵1在第i个驱替速率下的压力传感器17采集的压力值，单位为10^-1MPa，P₀为大气压，单位为10^-1MPa；

实际计算中，利用至少三个不同驱替速率下的填砂管岩心模拟机构的绝对渗透率取平均获取填砂管岩心模拟机构的绝对渗透率，计算精度高。

步骤五、液化蜡并加热填砂管岩心模拟机构：关闭出水阀5并将第二中间容器4中的蜡加热至70℃，使第二中间容器4中的蜡融化为液态，打开恒温箱15和水浴箱16，对填砂管岩心模拟机构加热至70℃，并保持填砂管岩心模拟机构的温度为70℃；

实际使用中，将填砂管岩心模拟机构的温度保持为70℃是为了使第二中间容器4中的液态蜡饱和至填砂管岩心模拟机构时，没有温差，避免液态蜡在传输的过程中凝固。

步骤六、预先设定注蜡后的填砂管岩心模拟机构的含水饱和度并向填砂管注蜡：根据公式v＝δφV₄，计算量筒14中的待产出水量v，单位为ml，使注蜡后的填砂管岩心模拟机构的含水饱和度达到预先设定值，其中，δ为预先设定注蜡后的填砂管岩心模拟机构的含水饱和度；

打开出蜡阀6，利用柱塞泵1将第二中间容器4中的液化蜡注入到填砂管10中，当量筒14中的实时产出水量与待产出水量v相等时，停止向填砂管10注蜡；

需要说明的是，实际油藏包含多种含水饱和度，根据量筒14中的待产出水量v的不同可获取不同的含水饱和度，预先设定注蜡后的填砂管岩心模拟机构的含水饱和度，根据量筒14中的待产出水量v实现该注蜡后的填砂管岩心模拟机构的含水饱和度。

步骤七、注蜡后的填砂管岩心模拟机构的老化：在管线2位于恒温箱15内的管段上安装出液阀7，出液阀7位于第一竖直水管8的前端，关闭出蜡阀6、出液阀7和第三调节阀13，打开第一调节阀9和第二调节阀12，并在第一调节阀9和第二调节阀12的顶端加入液体石蜡，将注蜡后的填砂管岩心模拟机构在70℃水浴箱16内老化4天，进而使填砂管10中的水均匀分布；

步骤八、固化蜡：在管线2位于恒温箱15内的管段上安装出液阀7，出液阀7位于第一竖直水管8的前端，关闭出液阀7，降低恒温箱15和水浴箱16的温度，从而使填砂管10中的蜡从液态转变成固态，同时保持填砂管10中的水与第一竖直水管8和第二竖直水管11中的水连通；

需要说明的是，保持填砂管10中的水与第一竖直水管8和第二竖直水管11中的水连通的目的是消除蜡和填砂管10在冷却过程中的收缩效应。

步骤九、清理残余固态蜡：拆卸管线2，对管线2中的残余固态蜡进行清理，同时，清理填砂管10两端口的残余固态蜡，将清理后的管线2与清理后的填砂管10连接，并饱和蒸馏水；

需要说明的是，对管线2中的残余固态蜡和填砂管10两端口的残余固态蜡进行清理的目的是避免残余固态蜡堵塞管线2和填砂管10，导致测定填砂管10注蜡后初始水渗透率时用水驱替过程受阻。

步骤十、测定注蜡后的填砂管岩心模拟机构的初始水渗透率，过程如下：

步骤1001、打开出水阀5、出液阀7和第三调节阀13，关闭第一调节阀9和第二调节阀12，在室温下设定柱塞泵m个不同的驱替速率，m次利用柱塞泵1使第一中间容器3中的水对填砂管岩心模拟机构进行驱替，同时m次记录压力传感器17采集的压力值，其中，m为不小于3的正整数；

步骤1002、根据公式计算注蜡后的填砂管岩心模拟机构的初始水渗透率K，单位为μm²，其中，K_j为步骤1001中柱塞泵1在第j个驱替速率下注蜡后的填砂管岩心模拟机构的初始水渗透率且单位为μm²，单位为cm³/s，ΔP_j＝P_j-P₀为步骤1001中柱塞泵1在第j个驱替速率下的填砂管10两端的压力差，单位为10^-1MPa，P_j为步骤1001中柱塞泵1在第j个驱替速率下的压力传感器17采集的压力值，单位为10^-1MPa。

本发明使用时，通过向填砂管岩心模拟机构中饱和不同体积的蜡，获得不同的填砂管岩心模拟机构的含水饱和度，进而可测定不同含水饱和度下的初始水渗透率，成功实现了真实特稠油油藏岩心中油相和水相均匀分布、油相粘度特别高的初始状态的模拟，进而可以准确地测定初始水的渗透率，提高了实验结果的可信度。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例，并非对本发明作任何限制，凡是根据本发明技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、变更以及等效结构变化，均仍属于本发明技术方案的保护范围内。