一种页岩油藏不同驱替介质的驱替效率评估方法与流程

本发明涉及油藏开发，具体涉及一种页岩油藏不同驱替介质的驱替效率评估方法。

背景技术：

1、目前，页岩油作为重要的非常规油气资源，其开发日益受到关注。页岩油储层孔隙结构较为复杂，纳米级孔隙分布广泛，原油赋存特征与动用规律不同于常规储层，可动用性差，实践也表明实际开发中存在着能量递减快、产能低、注水困难等问题，因此，需要补充地层能量、使用增效方法来改善驱替环境。注气对于提高采收率有一定的试验效果，但是存在增产幅度不大、气窜、无法调动基质内大量原油等问题，化学驱是以提高宏观波及效率和微观洗油效率为目的的提高采收率方法，目前在中高渗油藏中已经取得了显著的效果。

2、如cn113969156a公开了一种原油驱替用的化学剂组合及原油驱替方法，该化学剂组合包括各自独立的硅酸盐水溶液、起泡剂水溶液、引发剂和降低油水界面张力的表面活性剂水溶液；其中，所述引发剂为co2。该方案提供的方法通过向目标油藏中注入硅酸盐水溶液、起泡剂水溶液、co2、降低油水界面张力的表面活性剂水溶液四个段塞，可以封堵高渗透层或降低高渗透层的吸水量，扩大波及体积；通过co2的能量补充、表面活性剂的洗油，几个段塞综合作用实现波及效率、洗油效率的提高，最终提高原油采收率。

3、cn112983368a公开了一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，该方法包括以下步骤：根据油藏平均渗透率确定粘弹性颗粒的粒径中值和弹性模量；优化化学剂总浓度一定条件下的浓度比；统计各层物性参数，根据熵权算法和基于重心法的聚类分析法组合层系；计算得到针对层系渗透率非均质特征下两段塞注入的单井最优分段塞体积比；结合剩余油饱和度变异系数、化学驱增油效果和成本建立目标函数，调用数值模拟器进行优化；基于上述结果得到各注入井分段塞的化学剂浓度和用量、生产井的产液量。该方案将注采优化和化学驱协同，有效地实现了原油均衡驱替开发及提高采收率的目的。

4、但由于页岩基质的特殊性，目前针对页岩油藏的化学提高采收率技术还处于探索阶段，亟需一种针对页岩油藏进行驱替时对所用驱替介质进行预先评估，从而指导页岩油藏的有效开发。

技术实现思路

1、鉴于现有技术中存在的问题，本发明的目的在于提供一种页岩油藏不同驱替介质的驱替效率评估方法，以对页岩油藏进行驱替时对所用驱替介质进行预先评估，从而指导页岩油藏的有效开发，提升页岩油藏的开采效率。

2、为达此目的，本发明采用以下技术方案：

3、本发明提供了一种页岩油藏不同驱替介质的驱替效率评估方法，所述驱替效率评估方法包括如下：

4、s1、提供页岩岩心试样，并测定页岩岩心试样的物性参数；

5、s2、对所述页岩岩心试样采用页岩原油进行饱和处理，之后进行驱替实验，测量不同驱替流量下的核磁共振t2谱和t1-t2二维核磁共振图谱，对核磁共振t2谱和t1-t2二维核磁共振图谱进行分析并对比评估驱替介质对页岩油藏驱替效率。

6、本发明提供的评估方法，通过利用一维和二维核磁共振图谱来对驱替介质对驱替效果进行评价，进而指导页岩油藏的有效开发，提升页岩油藏的开采效率。同时还可以对岩样在多种介质结合驱替下微观动用规律进行研究，揭示表面活性剂+二氧化碳驱替提高采收率机理，为夹层型页岩油有效开发提供理论依据。

7、本发明中，对岩心试样的物性参数进行测试前，可以对试样进行烘干处理，如在80-100℃下进行烘干24-48h等。

8、作为本发明优选的技术方案，所述物性参数包括岩样渗透率、岩样孔隙度和润湿角。

9、作为本发明优选的技术方案，所述驱替实验中所用驱替介质包括二氧化碳和/或表面活性剂。

10、本发明中，所述表面活性剂可以是本领域中化学驱替常用的表面活性剂，可以是单一种类的表面活性剂，如阴离子表面活性剂，也可以是多种表面活性剂的组合如阴离子表面活性剂和阴-非离子型表面活性剂的组合物等，具体如可以是nm-207为一种阴离子和阴非离子复合表面活性剂。产品外观半透明乳状，整体颜色偏白色，密度0.95-1.05g/cm3，直径30-50nm，室温25℃下粘度6.3mpa·s。

11、作为本发明优选的技术方案，所述驱替实验中岩心试样进口的压力为20-22mpa，例如可以是20mpa、20.1mpa、20.2mpa、20.3mpa、20.4mpa、20.5mpa、20.6mpa、20.7mpa、20.8mpa、20.9mpa、21mpa、21.1mpa、21.2mpa、21.3mpa、21.4mpa、21.5mpa、21.6mpa、21.7mpa、21.8mpa、21.9mpa或22mpa等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

12、优选地，所述驱替实验中岩心试样出口的压力为17-19mpa，例如可以是17mpa、17.1mpa、17.2mpa、17.3mpa、17.4mpa、17.5mpa、17.6mpa、17.7mpa、17.8mpa、17.9mpa、18mpa、18.1mpa、18.2mpa、18.3mpa、18.4mpa、18.5mpa、18.6mpa、18.7mpa、18.8mpa、18.9mpa或20mpa等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

13、优选地，所述驱替实验中岩心试样的围压为22-25mpa，例如可以是22mpa、22.2mpa、22.4mpa、22.6mpa、22.8mpa、23mpa、23.2mpa、23.4mpa、23.6mpa、23.8mpa、24mpa、24.2mpa、24.4mpa、24.6mpa、24.8mpa或25mpa等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

14、作为本发明优选的技术方案，所述驱替实验在60-70℃下进行，例如可以是60℃、60.5℃、61℃、61.5℃、62℃、62.5℃、63℃、63.5℃、64℃、64.5℃、65℃、65.5℃、66℃、66.5℃、67℃、67.5℃、68℃、68.5℃、69℃、69.5℃或70℃等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

15、优选地，所述驱替实验中的驱替流量为5pv-20pv，pv为岩心试样的孔喉体积/ml，例如可以是5pv、5.5pv、6pv、6.5pv、7pv、7.5pv、8pv、8.5pv、9pv、9.5pv、10pv、10.5pv、11pv、11.5pv、12pv、12.5pv、13pv、13.5pv、14pv、14.5pv、15pv、15.5pv、16pv、16.5pv、17pv、17.5pv、18pv、18.5pv、19pv、19.5pv或20pv等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

16、作为本发明优选的技术方案，所述核磁共振t2谱的分析为依据核磁共振t2谱分析计算不同驱替流量下的驱替效率及对应驱替流量下孔喉的绝对驱油贡献。

17、本发明中，核磁共振t2谱的分析中所采用的计算公式如下式(i)和式(ii)：

18、e＝(as-ad)/as×100％  (i)

19、ep＝(ap,s-ap,d)/(as-ad)×e×100％  (ii)

20、式中，e为驱油效率，as为饱和油核磁共振信号量，ad为驱替后核磁共振信号量，ep为不同孔喉区间绝对驱油贡献，ap,s为孔喉区间内饱和油核磁共振信号量，ap,d为孔喉区间内驱替后核磁共振信号量。

21、本发明中，将核磁共振谱中弛豫时间在0.1-10ms，包括10ms为小孔喉，10-100ms，不包括10ms为中孔喉，＞100ms为大孔喉。

22、作为本发明优选的技术方案，所述t1-t2二维核磁共振图谱的分析为依据t1-t2二维核磁共振图谱的t1值和t2值确定页岩油的赋存状态及占比，之后计算不同赋存状态下不同驱替流量下的相对驱替含量。

23、本发明中，所述t1-t2二维核磁共振图谱的分析中所用计算式如下式(iii)和(iv)：

24、si＝ai,s/as×100％  (iii)

25、ei,rd＝(ai,s-ai,d)/(as-ad)×100％  (iv)

26、式中，si为饱和油中不同赋存状态相对含量占比，ai,s为饱和原油不同赋存状态信号量，as为饱和油信号总量，ei,rd为不同赋存状态原油相对驱替含量占比，ai,d为驱替后原油不同赋存状态信号量，ad为驱替后信号总量。

27、作为本发明优选的技术方案，所述赋存状态包括有机质、吸附油和游离油；

28、优选地，所述有机质对应的t1值和t2值的范围为：t1＞10且t2＜1；

29、优选地，所述吸附油对应的t1值和t2值的范围为：t1＜100且t2＜33；

30、优选地，所述游离油对应的t1值和t2值的范围为：t1＞33且t2＞33。

31、作为本发明优选的技术方案，所述驱替实验中所用试剂包括表面活性剂时，驱替前对岩心试样采用表面活性剂进行润湿30-45min，并检测表面活性剂润湿后岩心试样和水的润湿角及所用表面活性剂与页岩原油的界面张力。

32、本发明中，所述驱替实验中所用试剂包括表面活性剂时，驱替前对岩心试样采用表面活性剂进行润湿30-45min，例如可以是30min、31min、32min、33min、34min、35min、36min、37min、38min、39min、40min、41min、42min、43min、44min或45min等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

33、作为本发明优选的技术方案，所述驱替效率评估方法包括如下：

34、s1、提供页岩岩心试样，并测定页岩岩心试样的物性参数；所述物性参数包括岩样渗透率、岩样孔隙度和润湿角；

35、s2、对所述页岩岩心试样采用页岩原油进行饱和处理，之后进行驱替实验，测量不同驱替流量下的核磁共振t2谱和t1-t2二维核磁共振图谱，对核磁共振t2谱和t1-t2二维核磁共振图谱进行分析并对比评估驱替介质对页岩油藏驱替效率；

36、所述驱替实验中所用驱替介质包括二氧化碳和/或表面活性剂；所述驱替实验中所用试剂包括表面活性剂时，驱替前对岩心试样采用表面活性剂进行润湿30-45min，并检测表面活性剂润湿后岩心试样和水的润湿角及所用表面活性剂与页岩原油的界面张力；所述驱替实验中岩心试样进口的压力为20-22mpa；所述驱替实验中岩心试样出口的压力为17-19mpa；所述驱替实验中岩心试样的围压为22-25mpa；所述驱替实验在60-70℃下进行；所述驱替实验中的驱替流量为5pv-20pv，pv为岩心试样的孔喉体积/ml；所述核磁共振t2谱的分析为依据核磁共振t2谱分析计算不同驱替流量下的驱替效率及对应驱替流量下孔喉的绝对驱油贡献；所述t1-t2二维核磁共振图谱的分析为依据t1-t2二维核磁共振图谱的t1值和t2值确定页岩油的赋存状态及占比，之后计算不同赋存状态下不同驱替流量下的相对驱替含量；所述赋存状态包括有机质、吸附油和游离油；所述有机质对应的t1值和t2值的范围为：t1＞10且t2＜1；所述吸附油对应的t1值和t2值的范围为：t1＜100且t2＜33；所述游离油对应的t1值和t2值的范围为：t1＞33且t2＞33。

37、与现有技术方案相比，本发明具有以下有益效果：

38、(1)本发明实验装置所采用quizix驱替有在线监测系统配置，可以直观地观察驱替速度和驱替流量的变化曲线。因此，与常规驱替泵相比，它可以更准确地判断驱替状态是否稳定，使得实验结果更准确。

39、(2)本发明所使用的原油以及恒温的实验环境更能模拟实际油藏生产中的情况；本发明从一维和二维两个角度对页岩油储层注co2驱替规律展开研究，相对以往研究更加完善。