一种注水开发油藏油层水驱油效率的判识方法

技术领域

本发明属于油气开发技术领域，具体涉及一种注水开发油藏油层水驱油效率的判识方法。

背景技术

水洗程度是油藏开发水驱油过程中判断油田开发状况及措施开发前景的重要指标。据中国石油天然气行业标准SY/T5366-2000《油田开发井取芯资料技术要求》，目前油层水洗程度根据取芯井岩心描述和室内驱油效率分析等综合判定，定性与定量相结合的方式，若驱油效率小于5%，染手性强，滴水级别为4级，镜下观察油脂感强、岩石颗粒表面不干净、见油膜，其它特征如无潮湿感、层理面常渗出油珠，则判定为未水洗；若驱油效率小于35%，染手，滴水级别为3级，镜下观察岩心为玻璃光泽、少见水膜、岩石颗粒表面不干净，其它特征如具潮湿感、局部颜色变浅，则判定为弱水洗；若驱油效率大于35%小于55%，微染手，滴水级别为2级，镜下观察岩心为玻璃光泽、颗粒表面较干净、见水膜，其它特征如有水湿感、颜色变化大、有明显水洗界面，则判定为中水洗；若驱油效率大于55%，不染手，滴水级别为1级，镜下观察岩心为玻璃光泽、颗粒表面很干净、见水珠，其它特征如水湿感强、层理间有水珠溢出、有明显水洗界面，则判定为强水洗。

水驱油效率是判断水洗程度中的唯一定量指标，但水驱油效率的计算所用的每一块岩心目前的含油饱和度是现场测定的，原始含油饱和度采用区块建产时的区块平均值或邻近井区油层的借用值，必然带来较大的偏差，计算得到的驱油效率不能反映所分析油层岩心的实际，经常出现同一油层多种解释的现象，给判定水洗程度、选择改善水驱技术造成极大难度和技术风险。

发明内容

本发明的目的是为了克服现有的水驱油效率的计算判定容易带来较大的误差，不能反映所分析油层岩心的实际，经常出现同一油层多种解释的现象，给判定水洗程度、选择改善水驱技术造成极大难度和技术风险的问题。

为此，本发明提供了一种注水开发油藏油层水驱油效率的判识方法，包括如下步骤：

步骤一：岩样处理

收到备测岩样品后按照岩样清单清点数量和岩样标记，核对无误后编录测试样品编号，准备进行核磁测试；

步骤二：仪器准备

①、正确设置和调节仪器测量参数：将测试仪器开机状态下运行5小时进行设备预热，性能稳定后用孔隙度27％的标准样进行调节和设定测试参数；

②、仪器定标，生成定标文件：用孔隙度1％～27％的标准样10只测定核磁信号，生成检测定标文件。

③、原油修正系数测量：用被测岩心样品区块的脱水原油测定核磁信号，换算原油修正系数；

步骤三：岩样原始状态核磁共振测量

①、用微湿滤纸去除岩样表面水；

②、核磁共振测量，测得孔隙度、渗透率、可动水饱和度、束缚水饱和度四项参数；

步骤四：在地层温度、压力条件下做岩心水驱油实验，得到束缚水饱和度、原始含油饱和度、残余油饱和度三个参数，并同时用核磁共振岩样分析仪测试对应的含油饱和度；

步骤五：校正含油饱和度

根据步骤三中的测量结果，测试不同渗透率和孔隙度的岩心样品，对比分析步骤四中的原始含油饱和度和核磁共振岩样分析仪测试的含油饱和度，对储层含油饱和度损失量进行恢复，校正渗吸作用对含油饱和度测试的影响，得到校正后所测试岩心的含油饱和度；

步骤六：由校正后所测试岩心的含油饱和度、饱和状态的束缚水饱和度、岩心的原始含油饱和度计算所测试岩心的水驱油效率；

步骤七：依据步骤三中所得的渗透率，选取渗透率不同、且其平均渗透率与油层渗透率相等的五块以上岩心分别测试各自的水驱油效率，取所测结果的平均值即为该油层的水驱油效率。

所述的步骤一中的备测岩样品重量要求岩心样>25g，岩屑样>5g，处理成直径3-10mm的岩样颗粒进行核磁测试；

所述的步骤四中的束缚水饱和度、原始含油饱和度、残余油饱和度三个参数通过以下过程得到，

①、首先用锰离子浓度为20000mg/l的饱和MnCl₂水，做油驱水实验，得到束缚水饱和度，原始含油饱和度，同时用核磁共振岩样分析仪测试该含油饱和度；

②、然后用锰离子浓度为20000mg/l的MnCl₂水做水驱油驱替实验，得残余油饱和度，同时用核磁共振岩样分析仪测试该含油饱和度。

所述的步骤六中岩心的水驱油效率通过以下公式进行计算，

本发明的有益效果：本发明提供的这种注水开发油藏油层水驱油效率的判识方法，可以在低渗透注水开发油藏，进入油田中高含水开发期后，为改善水驱油效果、进一步提高油藏水驱采收率提供评价水驱油效率的方法。适用于注水开发的低渗透油藏，油藏渗透率1～50×10^-3um2，油藏温度不高于70℃，地层水矿化度低于100000mg/L，地层原油粘度低于10mPa.s的油藏。

本发明通过砂岩油层岩心不同状态的核磁共振岩样分析、可动流体截止值、渗吸作用对含油饱和度测试的校正，计算得到岩心的水驱油效率，为确定油层注水的水洗程度提供准确定量数据。本方法的分析结果和油层含油饱和度的热解分析结果、岩心分析结果一致，能反映所分析油层的实际，避免了同一油层多种解释的现象，可以初步评价注水开发油田水驱开发效果，确定油层的剩余油分布，为明确油田开发调整的主要挖潜方向和技术方法奠定坚实的基础。

具体实施方式

实施例1：

一种注水开发油藏油层水驱油效率的判识方法，包括如下步骤：

步骤一：岩样处理

收到备测岩样品后按照岩样清单清点数量和岩样标记，核对无误后编录测试样品编号，准备进行核磁测试；

步骤二：仪器准备

①、正确设置和调节仪器测量参数：将测试仪器开机状态下运行5小时进行设备预热，性能稳定后用孔隙度27％的标准样进行调节和设定测试参数；

②、仪器定标，生成定标文件：用孔隙度1％～27％的标准样10只测定核磁信号，生成检测定标文件。

③、原油修正系数测量：用被测岩心样品区块的脱水原油测定核磁信号，换算原油修正系数；

步骤三：岩样原始状态核磁共振测量

①、用微湿滤纸去除岩样表面水；

②、核磁共振测量，测得孔隙度、渗透率、可动水饱和度、束缚水饱和度四项参数；

步骤四：在地层温度、压力条件下做岩心水驱油实验，得到束缚水饱和度、原始含油饱和度、残余油饱和度三个参数，并同时用核磁共振岩样分析仪测试对应的含油饱和度；

步骤五：校正含油饱和度

根据步骤三中的测量结果，测试不同渗透率和孔隙度的岩心样品，对比分析步骤四中的原始含油饱和度和核磁共振岩样分析仪测试的含油饱和度，对储层含油饱和度损失量进行恢复，校正渗吸作用对含油饱和度测试的影响，得到校正后所测试岩心的含油饱和度；

步骤六：由校正后所测试岩心的含油饱和度、饱和状态的束缚水饱和度、岩心的原始含油饱和度计算所测试岩心的水驱油效率；

步骤七：依据步骤三中所得的渗透率，选取渗透率不同、且其平均渗透率与油层渗透率相等的五块以上岩心分别测试各自的水驱油效率，取所测结果的平均值即为该油层的水驱油效率。

所述的步骤一中的备测岩样品重量要求岩心样>25g，岩屑样>5g，处理成直径3-10mm的岩样颗粒进行核磁测试；

所述的步骤四中的束缚水饱和度、原始含油饱和度、残余油饱和度三个参数通过以下过程得到。

在地层温度、压力条件下做岩心水驱油实验，试验方法参照中华人民共和国石油天然气行业标准《油水相对渗透率测定方法（非稳态法）SY5345-1999》：

①、首先用锰离子浓度为20000mg/l的饱和MnCl₂水，做油驱水实验，得到束缚水饱和度，原始含油饱和度，同时用核磁共振岩样分析仪测试该含油饱和度；

②、然后用锰离子浓度为20000mg/l的MnCl₂水做水驱油驱替实验，得残余油饱和度，同时用核磁共振岩样分析仪测试该含油饱和度。

所述的步骤六中岩心的水驱油效率通过以下公式进行计算，

本发明的这种注水开发油藏油层水驱油效率的判识方法，分析结果和油层含油饱和度的热解分析结果、岩心分析结果一致，现场根据检查井油层水驱油效率分析成果，选择水驱油效率低的层段进行完井试油试采，射孔压裂放喷日产纯油15.6t，油井投产后日产油5～6t，含水小于10%，现场应用结果与室内判定结果一致，取得了明显的效果。

以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。