本發(fā)明涉及非常規(guī)致密油開發(fā)中的致密油可動(dòng)用性的研究技術(shù)，特別涉及一種高粘度低流度致密油在不同溫壓條件下的微觀可流動(dòng)性的評(píng)價(jià)方法，屬于石油開采技術(shù)領(lǐng)域。

背景技術(shù)：

當(dāng)前全球已進(jìn)入非常規(guī)油氣開發(fā)快速發(fā)展時(shí)代，致密油已成為是最近全球最引人注目的非常規(guī)石油資源，尤其是以北美為典型代表的致密油開發(fā)領(lǐng)域近年來取得顯著進(jìn)展，通過“水平井+體積壓裂+工廠化”模式已實(shí)現(xiàn)了工業(yè)開采，使美國油氣對(duì)外依存度大幅下降。中國致密油資源豐富，在鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾等盆地發(fā)現(xiàn)多個(gè)億噸級(jí)規(guī)模儲(chǔ)量區(qū)，在松遼、渤海灣、四川等盆地也有重要突破。我國致密油屬于陸相致密油，與北美海相致密油相比，具有原油粘度大、氣油比低、流度小的顯著特點(diǎn)，導(dǎo)致在不同的溫度、壓力條件下，致密油賦存狀態(tài)和可動(dòng)用性存在明顯差異，常規(guī)的常溫常壓下核磁共振測(cè)試確定微觀流體可流動(dòng)性的方法無法全面可靠的評(píng)價(jià)高粘度低流度致密油的可動(dòng)用性。

對(duì)我國高粘度低流度致密油的微觀可流動(dòng)性進(jìn)行全面可靠的評(píng)價(jià)，明確該類非常規(guī)石油資源的可動(dòng)用性，對(duì)于制定高粘度低流度致密油開發(fā)技術(shù)對(duì)策具有重大意義，國內(nèi)外目前尚無高粘度低流度致密油不同溫壓條件下微觀可流動(dòng)性評(píng)價(jià)方法。常規(guī)的油氣微觀可流動(dòng)性評(píng)價(jià)主要依據(jù)常溫常壓條件下核磁共振測(cè)試方法確定的可動(dòng)流體飽和度，常規(guī)方法的優(yōu)點(diǎn)是可快速進(jìn)行油氣藏可動(dòng)用性評(píng)價(jià)，基本滿足了常規(guī)油氣藏可動(dòng)用性評(píng)價(jià)需求，但非常規(guī)致密油不僅儲(chǔ)層致密、流體賦存狀態(tài)多樣，而且與北美海相致密油和常規(guī)油藏相比其高粘度低流度特點(diǎn)突出，不同溫壓條件下可流動(dòng)性差異顯著、不容忽視，因此常規(guī)核磁測(cè)試方法無法全面、系統(tǒng)、可靠地認(rèn)識(shí)高粘度低流度致密油不同溫壓條件下微觀可流動(dòng)特性。

因此，提供一種高粘度低流度致密油不同溫壓條件下微觀可流動(dòng)性評(píng)價(jià)方法，明確高粘度低流度致密油不同溫壓條件下微觀可流動(dòng)特性，對(duì)于制定致密油開發(fā)技術(shù)對(duì)策具有重大意義，國內(nèi)外目前尚無高粘度低流度致密油不同溫壓條件下微觀可流動(dòng)性評(píng)價(jià)方法。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

為了解決上述技術(shù)問題，本發(fā)明的目的在于提供一種高粘度低流度致密油的微觀可流動(dòng)性的評(píng)價(jià)方法，利用該評(píng)價(jià)方法可以全面、系統(tǒng)、可靠地認(rèn)識(shí)高粘度低流度致密油不同溫壓條件下微觀可流動(dòng)特性。

為了達(dá)到上述目的，本發(fā)明提供了一種高粘度低流度致密油在不同溫壓條件下的微觀可流動(dòng)性的評(píng)價(jià)方法。該方法包括：

步驟A：選取儲(chǔ)層巖石樣品，制備成標(biāo)準(zhǔn)樣品，進(jìn)行編號(hào)、稱重、計(jì)算表觀體積，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試原始狀態(tài)T2譜；

步驟B：對(duì)所述儲(chǔ)層巖石樣品進(jìn)行洗油、烘干，采用氣測(cè)法測(cè)定孔隙度和滲透率，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試烘干狀態(tài)T2譜；

步驟C：配制模擬地層水，將所述儲(chǔ)層巖石樣品抽真空后飽和模擬地層水，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試飽水狀態(tài)T2譜；

步驟D：將飽水的儲(chǔ)層巖石樣品在不同離心力條件下離心，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試不同離心條件下T2譜；

步驟E：將經(jīng)過步驟D測(cè)試的儲(chǔ)層巖石樣品烘干，飽和模擬地層水，采用粘度與實(shí)際原油相當(dāng)?shù)姆万?qū)水造束縛水，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試束縛水狀態(tài)T2譜；

步驟F：將所述儲(chǔ)層巖石樣品以適當(dāng)壓力間隔增加環(huán)壓至致密油藏原始地層壓力狀態(tài)，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試不同壓力條件下T2譜；

步驟G：待環(huán)壓穩(wěn)定后，以適當(dāng)溫度間隔將所述儲(chǔ)層巖石樣品增溫至致密油藏原始地層溫度狀態(tài)，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試不同溫度條件下T2譜；

步驟H：在致密油藏原始地層壓力、地層溫度條件下，對(duì)所述儲(chǔ)層巖石樣品進(jìn)行水驅(qū)氟油至剩余油狀態(tài)，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試剩余油狀態(tài)的T2譜；

步驟I：將所述儲(chǔ)層巖石樣品進(jìn)行高壓壓汞測(cè)試，以獲得T2譜與高壓壓汞之間的刻度因子；

步驟J：對(duì)所述儲(chǔ)層巖石樣品在不同溫度、壓力條件下的T2譜進(jìn)行分析評(píng)價(jià)，以獲得不同條件下、不同賦存狀態(tài)流體數(shù)量及在不同喉道控制孔隙體積中的分布。

在上述評(píng)價(jià)方法中，優(yōu)選地，所述選取的儲(chǔ)層巖石樣品為高粘度低流度致密油區(qū)塊產(chǎn)油層段樣品。

在上述評(píng)價(jià)方法中，優(yōu)選地，所述標(biāo)準(zhǔn)樣品為直徑2.5cm、長度5cm的柱塞樣。

在上述評(píng)價(jià)方法中，優(yōu)選地，所述高溫高壓核磁共振巖心分析裝置為增配了高溫高壓夾持器和增溫加熱器的可進(jìn)行高溫高壓條件下核磁共振測(cè)試的裝置，最高溫度120℃、最高壓力50MPa。更優(yōu)選地，增溫加熱器與高溫高壓夾持器相連，所述高溫高壓夾持器與核磁測(cè)試設(shè)備相連。

在上述評(píng)價(jià)方法中，優(yōu)選地，在步驟D中，離心條件為150psi、300psi、450psi、600psi。

在上述評(píng)價(jià)方法中，優(yōu)選地，在步驟E中，實(shí)際原油在50℃的粘度為30-400mPa·s，所采用的氟油的粘度為30-400mPa·s。

在上述評(píng)價(jià)方法中，優(yōu)選地，在步驟F中，所述壓力間隔為5MPa。

在上述評(píng)價(jià)方法中，優(yōu)選地，在步驟G中，所述溫度間隔為5℃。

在上述評(píng)價(jià)方法中，優(yōu)選地，在步驟J中，分析評(píng)價(jià)包括對(duì)儲(chǔ)層巖石樣品在不同溫度、壓力條件下的T2譜的T2截止值、可動(dòng)流體飽和度、束縛流體飽和度，以及可動(dòng)流體飽和度與孔喉分布關(guān)系進(jìn)行分析評(píng)價(jià)。

利用本發(fā)明的高粘度低流度致密油在不同溫壓條件下的微觀可流動(dòng)性的評(píng)價(jià)方法能夠全面、系統(tǒng)、可靠地認(rèn)識(shí)高粘度低流度致密油不同溫壓條件下微觀可流動(dòng)特性，與常規(guī)常溫常壓條件下通過核磁共振測(cè)試方法評(píng)價(jià)流體微觀可流動(dòng)性方法相比較，對(duì)高粘度低流度致密油可動(dòng)用性特性評(píng)價(jià)更為全面可靠，更能從深層次認(rèn)識(shí)高粘度低流度致密油在不同溫壓條件下可流動(dòng)性的差異，對(duì)于制定該類致密油開發(fā)技術(shù)對(duì)策具有重大意義。

附圖說明

圖1為實(shí)施例1的高粘度低流度致密油在不同溫壓條件下的微觀可流動(dòng)性的評(píng)價(jià)方法的流程圖；

圖2為采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置對(duì)儲(chǔ)層巖石樣品進(jìn)行測(cè)試得到的原始狀態(tài)T2譜和烘干狀態(tài)T2譜；

圖3為采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置對(duì)儲(chǔ)層巖石樣品進(jìn)行測(cè)試得到的飽水狀態(tài)T2譜，以及分別在150psi、300psi、450psi、600psi離心力條件下測(cè)得的T2譜；

圖4為采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置對(duì)儲(chǔ)層巖石樣品進(jìn)行測(cè)試得到的飽水狀態(tài)T2譜和束縛水狀態(tài)T2譜；

圖5為以5MPa壓力間隔增加環(huán)壓至致密油藏原始地層壓力狀態(tài)，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置對(duì)儲(chǔ)層巖石樣品進(jìn)行測(cè)試得到的不同壓力條件下T2譜；

圖6為在環(huán)壓穩(wěn)定后，以15℃溫度間隔增溫至致密油藏原始地層溫度狀態(tài)，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置對(duì)儲(chǔ)層巖石樣品進(jìn)行測(cè)試得到的不同溫度條件下T2譜；

圖7為在致密油藏原始地層壓力、地層溫度條件下，對(duì)儲(chǔ)層巖石樣品進(jìn)行水驅(qū)氟油至剩余油狀態(tài)，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試得到的不同驅(qū)替程度時(shí)剩余油狀態(tài)的T2譜；

圖8為對(duì)儲(chǔ)層巖石樣品進(jìn)行高壓壓汞測(cè)試，獲得的T2譜與高壓壓汞之間的刻度因子C；

圖9A和圖9B為在常溫常壓和油藏溫壓條件下可動(dòng)油比例及在不同喉道控制孔隙體積中的分布圖。

具體實(shí)施方式

為了對(duì)本發(fā)明的技術(shù)特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，現(xiàn)對(duì)本發(fā)明的技術(shù)方案進(jìn)行以下詳細(xì)說明，但不能理解為對(duì)本發(fā)明的可實(shí)施范圍的限定。

實(shí)施例1

本實(shí)施例提供了一種高粘度低流度致密油在不同溫壓條件下的微觀可流動(dòng)性的評(píng)價(jià)方法，其是對(duì)中國具有典型“高粘度低流度”特點(diǎn)的準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油在不同溫壓條件下微觀流體可流動(dòng)性進(jìn)行評(píng)價(jià)，其流程如圖1所示，具體包括以下步驟：

S101：選取4塊儲(chǔ)層巖石樣品，將第一塊制備成標(biāo)準(zhǔn)樣品(直徑2.5cm、長度5cm柱塞樣)，編號(hào)為J1，稱重結(jié)果105.09g，計(jì)算表觀體積為46.56mL，采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試原始狀態(tài)T2譜，如圖2所示；

S102：對(duì)J1樣品進(jìn)行洗油、烘干，采用氣測(cè)法測(cè)定孔隙度為16.07％、滲透率為0.24mD，采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試烘干狀態(tài)T2譜，如圖2所示，原始狀態(tài)T2譜與烘干狀態(tài)T2譜差異較小，烘干狀態(tài)T2譜顯示可動(dòng)空間略有減少；

S103：配制水型為NaHCO₃型、礦化度為35000g/mL的模擬地層水，將J1樣品抽真空后飽和模擬地層水，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試飽水狀態(tài)T2譜，如圖3所示；

S104：將飽水的儲(chǔ)層巖石樣品在150psi、300psi、450psi、600psi離心力條件下離心，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試不同離心條件下T2譜，如圖3所示，由飽水狀態(tài)開始，隨著離心力的增大，樣品內(nèi)地層水被逐漸排出，T2譜顯示可動(dòng)空間逐步減少，但減小幅度隨離心力增大而減少，600psi時(shí)與450psi時(shí)相比變化率小于3％，確定J1樣品飽和地層水狀態(tài)條件下可動(dòng)流體飽和度51.83％；

S105：將J1樣品烘干，飽和模擬地層水，采用粘度與實(shí)際原油(50℃粘度為45mPa·s)相當(dāng)?shù)姆万?qū)水造束縛水，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試束縛水狀態(tài)T2譜，如圖4所示；

S106：以5MPa壓力間隔增加環(huán)壓至致密油藏原始地層壓力狀態(tài)(35MPa)，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置對(duì)儲(chǔ)層巖石樣品進(jìn)行測(cè)試，得到常壓、5MPa、10MPa、15MPa、20MPa、25MPa、30MPa、35MPa共8種環(huán)壓條件下的T2譜，如圖5所示，測(cè)定結(jié)果表明流體可流動(dòng)性對(duì)壓力不敏感，圍壓從常壓以5MPa為間隔增至35MPa，T2譜變化率小于3％；

S107：待J1樣品環(huán)壓達(dá)到油藏地層原始?jí)毫?35MPa)并穩(wěn)定后，以5℃溫度間隔增溫至致密油藏原始地層溫度狀態(tài)(90℃)，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試30℃、45℃、60℃、75℃、90℃共5種溫度條件下T2譜，如圖6所示，測(cè)定結(jié)果表明J1樣品中高粘度低流度致密油可流動(dòng)性對(duì)溫度極為敏感，溫度從30℃以15℃為間隔增至90℃，T2譜可動(dòng)空間呈增大趨勢(shì)，可動(dòng)油飽和度由30℃時(shí)的26.72％增大至90℃時(shí)的36.32％；

S108：將J1樣品在致密油藏原始地層壓力(35MPa)、地層溫度(90℃)條件下，進(jìn)行水驅(qū)氟油至剩余油狀態(tài)，并采用高溫高壓核磁共振巖心分析裝置測(cè)試剩余油狀態(tài)的T2譜(圖7)，如圖7所示，從飽和油狀態(tài)開始以0.02mL/min的速度進(jìn)行水驅(qū)氟油，隨著注入體積數(shù)的增大，J1樣品中可動(dòng)油被陸續(xù)驅(qū)出，但單位體積注入水所驅(qū)出的油量逐漸減少，在注入體積達(dá)到11PV后，單位體積注入水所驅(qū)出的油量明顯減少，注入體積達(dá)到21PV后，注入水基本無法再驅(qū)出樣品中的油，注入體積達(dá)30PV時(shí)驅(qū)替出的總油量占飽和油量的35.3％；

S109：對(duì)儲(chǔ)層巖石樣品進(jìn)行高壓壓汞測(cè)試，以獲得T2譜與高壓壓汞之間的刻度因子；由核磁共振弛豫理論可知T2弛豫時(shí)間與孔隙半徑r存在對(duì)應(yīng)關(guān)系，將J1樣品進(jìn)行高壓壓汞測(cè)試，得到巖樣的孔喉半徑分布，如圖8所示，由測(cè)試得到的壓汞數(shù)據(jù)和T2譜數(shù)據(jù)來確定T～r之間的刻度因子C為24.7，從而可利用核磁共振T2譜定量獲得J1樣品的孔喉半徑分布；

S110：對(duì)J1樣品不同溫度、壓力條件下T2譜進(jìn)行分析評(píng)價(jià)，獲得不同條件下不同賦存狀態(tài)流體數(shù)量及在不同喉道控制孔隙體積中的分布，如圖9A和圖9B所示，在溫度為30℃、環(huán)壓為0MPa時(shí)，J1樣品在飽油狀態(tài)下可動(dòng)油比例為26.72％，不可動(dòng)油為73.28％，其中半徑0.02～0.05μm的喉道控制了6.52％的可動(dòng)油、半徑0.05～0.1μm的喉道控制了6.8％的可動(dòng)油、半徑0.1～0.5μm的喉道控制了8.1％的可動(dòng)油、半徑大于0.5μm的喉道控制了5.3％的可動(dòng)油(圖9A)，在油藏溫壓條件(溫度為90℃、環(huán)壓為35MPa)時(shí)，J1樣品在飽油狀態(tài)下可動(dòng)油比例為36.32％，不可動(dòng)油為63.68％，其中半徑0.02～0.05μm的喉道控制了8.8％的可動(dòng)油、半徑0.05～0.1μm的喉道控制了9.4％的可動(dòng)油、半徑0.1-0.5μm的喉道控制了9.82％的可動(dòng)油、半徑大于0.5μm的喉道控制了8.3％的可動(dòng)油(圖9B)。上述J1樣品實(shí)驗(yàn)測(cè)試可知對(duì)于高粘度低流度致密油，其可流動(dòng)性對(duì)壓力不敏感，對(duì)溫度極為敏感，油藏溫壓條件下可動(dòng)油比例較常溫常壓條件下有明顯增大，不同尺度喉道控制孔隙體積內(nèi)可動(dòng)油均有增大，但增大比例不同。

對(duì)比例

針對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地二疊系蘆草溝組高粘度低流度致密油某樣品，在常規(guī)常溫常壓條件下測(cè)得其可動(dòng)流體飽和度為26.4％。

采用本發(fā)明的高粘度低流度致密油在不同溫壓條件下的微觀可流動(dòng)性的評(píng)價(jià)方法進(jìn)行測(cè)試，在圍壓為35MPa(油藏原始地層壓力)條件下，當(dāng)油藏溫度為30℃、45℃、60℃、75℃、90℃時(shí)，測(cè)得可動(dòng)流體飽和度分別為26.8％、28.3％、30.9％、33.3％、37.1％。

由以上結(jié)果可知在油藏溫度和壓力條件下真實(shí)可動(dòng)流體飽和度達(dá)37.1％，是常規(guī)常溫常壓條件下可動(dòng)流體飽和度值的1.4倍，這對(duì)于該類致密油開發(fā)中可動(dòng)用儲(chǔ)量計(jì)算、開發(fā)方式選擇等具有重要指導(dǎo)作用。

以上實(shí)施例說明，利用本發(fā)明的高粘度低流度致密油在不同溫壓條件下的微觀可流動(dòng)性的評(píng)價(jià)方法可全面、系統(tǒng)、可靠地認(rèn)識(shí)高粘度低流度致密油不同溫壓條件下微觀可流動(dòng)特性，與常規(guī)常溫常壓條件下通過核磁共振測(cè)試方法評(píng)價(jià)流體微觀可流動(dòng)性方法相比較，對(duì)高粘度低流度致密油可動(dòng)用性特性評(píng)價(jià)更為全面可靠，更能從深層次認(rèn)識(shí)高粘度低流度致密油在不同溫壓條件下可動(dòng)用性的差異，對(duì)于制定該類致密油開發(fā)技術(shù)對(duì)策具有重大意義。