缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油实验评价方法

1.缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油实验评价方法，依次包括以下步骤：
(1)选择方块状碳酸盐岩岩心，进行人工造自然单缝，钻取全直径岩心，缝面位于全直径岩心中央并沿轴向贯穿整个岩心，对全直径岩心内部进行造洞，洞的个数和大小按实际油藏溶洞分布和大小经计算后确定，洞不能穿过岩心的边缘和端面，形成一个人造自然单缝面贯穿所有洞的岩心模型；
(2)根据地层原油PVT报告配制地层原油样品，根据现场实际数据配制地层水、注入水样品，设定开始注水的压力p1和结束注水的压力p2；
(3)进行原始状态恢复，将岩心装入岩心夹持器并垂直放置，对岩心进行清洗、烘干、抽真空，用泵驱动地层水由底端进入岩心，让岩心中的压力缓步升高至地层压力，再将配制好的地层原油在地层温度和地层压力下由顶端注入岩心，驱替岩心中的地层水，得到岩心中的地层原油原始地下体积Voi；
(4)在地层温度下，从原始地层压力开始由岩心顶端进行衰竭开采实验，得到从原始地层压力衰竭至p1采出的原油体积Vo0和气体体积Vg0；
(5)进行注水替油实验，在地层温度下，从压力p1开始，由岩心顶端向岩心注入配制的注入水，当压力回升至p2时停止注水，记录第一次注水体积Vwi1，关闭岩心顶端阀门，稳定2小时以上再打开顶端阀门进行衰竭开采，得到岩心顶端采出的气体体积Vg1，原油体积Vo1和地层水体积Vw1，按此方法进行多次注水替油，得到通过n次注水替油后累计采出的原油体积Votn、气体体积Vgtn、地层水体积Vwtn；
(6)根据岩心中的地层原油原始地下体积Voi和PVT报告中地层温度和地层压力下原油的体积系数Boi，通过下式计算岩心中原油储量N以体积表示：
通过下式计算经过n次注水替油后的原油采收率Ron：
其中Vod2为岩心顶端管线中流体体积。

缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油实验评价方法\n技术领域\n[0001] 本发明涉及石油天然气勘探开发领域缝洞型油藏注水替油提高原油采收率的实验评价方法。\n背景技术\n[0002] 缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间特殊。钻井过程中由于钻井液漏失等原因，井通常只能钻到缝洞单元顶部，且不少缝洞单元仅有单井钻遇。由于天然能量有限，衰竭式开发采收率低。由于单井单元不能建立注采系统，常规的注水开发方式也不适用。而采用注水替油，一方面可补充地层能量，另一方面由于油水密度差和重力分异作用，注入水可将原油向上托举至井底并采出，从而有效提高原油采收率。由于目前缝洞型油藏渗流理论尚不成熟，无法指导这类油藏工艺参数优化，而物理实验评价方法可对注水替油参数优化提供指导。\n发明内容\n[0003] 本发明的目的在于提供一种缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油实验评价方法。该方法原理可靠，操作简便，可有效模拟油藏注水替油过程，为评价和优化缝洞型碳酸盐岩油藏的开采方式提供了工具和手段。\n[0004] 为达到上述技术目的，本发明提供以下技术方案：\n[0005] 缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油实验评价方法，依次包括以下步骤：\n[0006] （1）制作缝洞型碳酸盐岩岩心模型\n[0007] 选择一块边长在30cm左右的方块状碳酸盐岩岩心，进行人工造自然单缝，要求缝面大致平行于方块的任一条棱并且贯穿整个岩心，用4英寸直径钻头钻取全直径岩心，岩心长度可达10-25cm，要求缝面尽量位于全直径岩心中央并沿轴向贯穿整个岩心，之后对全直径岩心内部进行造洞，洞的个数和大小按实际油藏溶洞分布和大小经计算后确定，并且洞不能穿过岩心的边缘和端面，从而形成一个人造自然单缝面贯穿所有洞的岩心模型。\n[0008] （2）配制地层原油、地层水和注入水样品，设定开始注水的压力p1和结束注水的压力p2\n[0009] 根据地层原油PVT报告配制地层原油样品，保证配制的样品在地层温度和地层压力下的气油比、粘度、体积系数等参数与地层原油PVT报告一致；根据现场实际数据配制地层水、注入水样品；根据油藏的具体情况，设定开始注水的压力p1和结束注水的压力p2，p2不能高于地层破裂压力，且p2＞p1。\n[0010] （3）进行原始状态恢复\n[0011] 将岩心装入岩心夹持器并垂直放置，对岩心进行清洗、烘干、抽真空，将中间容器装满地层水，接上自动泵，将泵设置到地层压力并记录泵此时的初始读数Vfw1，之后打开连接中间容器和岩心间的闸门，用泵缓步驱动地层水由底端进入岩心，让岩心中的压力缓步升高至地层压力，记录此时的泵读数Vfw2，在地层压力下进入岩心的地层水体积即为岩心孔隙体积Vp：\n[0012] Vp=Vfw2-Vfw1\n[0013] 再将配制好的地层原油在地层温度和地层压力下由顶端注入岩心，从上向下驱替岩心中的地层水，直到岩心底端不再出水，稳定一段时间后，记录下采出的地层水体积Vwp，在排除岩心两端管线中流体体积Vdw的影响后，即可得到岩心中的地层原油原始地下体积Voi，进而得到原始含油饱和度Soi：\n[0014] Voi=Vwp-Vdw\n[0015] \n[0016] 其中岩心中的地层原油原始地下体积Voi可用于计算岩心中的原油储量。\n[0017] （4）进行衰竭开采实验\n[0018] 在地层温度下，从原始地层压力开始由岩心顶端进行衰竭开采。根据原始地层压力与p1的差值分为多级衰竭，每级衰竭压降2-3MPa。每级衰竭按以下方法进行：逐步降低岩心顶端压力，使顶端能匀速出油，当顶端压力降至该级衰竭的目标压力时，保持该压力直至顶端不再出油为止，记录衰竭到该压力采出的原油体积和气体体积。按此方法进行多级衰竭后，岩心顶端压力下降至p1，记录从原始地层压力衰竭至p1采出的原油体积Vo0和气体体积Vg0。\n[0019] （5）进行注水替油实验\n[0020] 在地层温度下，从压力p1开始，由岩心顶端向岩心注入配制的注入水，当压力回升至p2时停止注水，记录第一次注水体积Vwi1。关闭岩心顶端阀门，稳定2小时以上，再次打开顶端阀门进行衰竭开采，当压力下降至p1时关闭顶端阀门，记录由岩心顶端采出的经气液分离器分离得到的气体体积Vg1，经油水分离器分离得到的原油体积Vo1和地层水体积Vw1，完成第一次注水替油。\n[0021] 按此方法进行多次注水替油，得到一系列的注水体积Vwi1、Vwi2、Vwi3、…、Vwin，采出气体体积Vg1、Vg2、Vg3、…、Vgn，采出原油体积Vo1、Vo2、Vo3、…、Von，采出地层水体积Vw1、Vw2、Vw3、…、Vwn（n为注水替油次数）。通过n次注水替油后累计采出的原油体积Votn、气体体积Vgtn、地层水体积Vwtn分别为：\n[0022] Votn=Vo1+Vo2+Vo3+…+Von\n[0023] Vgtn=Vg1+Vg2+Vg3+…+Vgn\n[0024] Vwtn=Vw1+Vw2+Vw3+…+Vwn\n[0025] 通过改变p1、p2的值，可模拟不同压力水平，不同吞吐压差，不同注采比下的开采过程，为优化注水替油工艺制度提供依据。\n[0026] 完成最后一次注水替油并衰竭到废弃压力后，关闭岩心顶端阀门，打开岩心底端阀门，将底端回压逐渐降为大气压，从岩心底端采出所有流体，测定采出的原油体积Von+1、气体体积Vgn+1和地层水体积Vwn+1，用于进行物质平衡检验。\n[0027] （6）计算开发指标。\n[0028] 根据岩心中的地层原油原始地下体积Voi和PVT报告中地层温度和地层压力下原油的体积系数Boi，可计算岩心中原油储量（以体积表示）N：\n[0029]