评价非均质储层均衡动用程度的方法

1.本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种评价非均质储层均衡动用程度的方法。


背景技术：

2.在油气田开发领域的二次采油和三次采油过程中，注入流体由于储层的非均质性倾向于更多的进入渗透率较高的层位，因此大幅降低了波及范围，影响最终采收率。非均质储层均衡动用思想是指尽可能提高各个层位的采收率并降低各个层位采收率的差异，如图1所示，向各岩心注入化学体系后驱替均衡程度逐渐增大。但由于储层的非均质性复杂，参数多样，难以系统建立综合评价非均质储层均衡动用程度的方法。
3.目前学者从不同角度给出的驱替均衡程度评价方法主要包括：冯其红等提出利用油田开发的最大净现值评价储层的均衡动用程度：即当各注采方向累积产油量之比等于孔隙体积之比时实现了储层的均衡动用；常会江等以单井含水率相同为目标判断平面驱替均衡程度；蔡晖等提出以垂向与水平流动时间之比为水驱均衡驱替准数评价非均质储层动用效果；刘音颂等提出利用洛伦兹曲线方法判断非均质储层各层动用效果；陈存良等以最小耗水率为指标评价储层均衡动用：即当各层注入孔隙体积倍数相同时储层实现均衡动用；屈亚光等提出利用泰尔指数评价储层动用均衡程度。
4.以上评价储层均衡动用程度的方法可以分为两类，第一类是根据储层生产动态划分的，以实现某种生产参数(或参数团)的均衡为评价指标，例如实现各层含水率、吸液量完全一致，但是不同储层的物性不同势必会造成流体流动的差异，追求完全的均衡在理论上不可行；另一类是利用数学模型来表征储层的均衡动用程度，洛伦兹曲线及泰尔指数均为经济学中评价收入均衡程度的指标，二者的根本思想一致，该类评价指标需要根据储层的生产参数获得曲线，再根据曲线求得不同阶段的生产动态差异，但难以在短时间内明确生产过程中的动态指标，在时间上具有一定的滞后性。因此需要建立一种简单易行、适应性强、时效性高的非均质储层均衡动用程度评价方法。


技术实现要素：

5.本发明的目的，是要提供一种评价非均质储层均衡动用程度的方法，以实现水驱后非均质储层化学驱过程中均衡动用程度的快速、实时评价，
6.本发明为实现上述目的，所采用的技术方案如下：
7.一种评价非均质储层均衡动用程度的方法，包括以下步骤：
8.s1、将a，a≥3根岩心烘干，然后抽真空，进行饱和水处理，根据各岩心几何尺寸分别计算各岩心体积v
ci
，并记录各岩心自吸饱和水体积v
wi
，得到各岩心的孔隙度φi＝v
ci
/v
wi
×
100％；
9.s2、将各岩心放入相应的岩心夹持器，连接驱替实验装置，利用isco泵进行恒速水驱，记录各岩心达到驱替稳定时的压差，并利用达西定律计算各岩心的水测渗透率ki；将各
岩心按水测渗透率ki大小分为三组，分别模拟储层的高渗层、中渗层和低渗层；
10.s3、利用isco泵向各渗层所包括的饱和水的岩心中注入原油至无水采出，记录各岩心产出水体积v
oi
，即为饱和油体积，计算各渗层所包括岩心的含油饱和度s
oi
＝v
oi
/v
wi
×
100％；
11.s4、将各渗层所包括岩心在储层温度下老化，然后利用isco泵按照实验方案进行恒速驱油实验，首先第一次水驱至各渗层所包括岩心的综合含水率为第一设定值后转化学驱，然后第二次水驱至各渗层所包括岩心的综合含水率为第二设定值，分别记录各渗层所包括岩心第一次水驱结束时刻、化学驱阶段的产液变化情况，得到各渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率、综合含水率和综合采出程度，以及各渗层化学驱阶段某一时刻的综合分流率、综合含水率和综合采出程度；
12.s5、根据步骤s4得到的数据，分别计算剖面改善率λ、采油上升率ξ、采收率均衡度θ；
13.s6、根据剖面改善率λ、采油上升率ξ和采收率均衡度θ计算驱替均衡度φ，根据驱替均衡度φ评价非均质储层第一次水驱后转化学驱过程中某一时刻的储层均衡动用程度。
14.作为限定，步骤s1中，所述抽真空时间为2h，饱和水处理时间为4h。
15.作为第二种限定，步骤s2中，所述驱替实验装置包括isco泵、油釜、水釜、化学釜、若干岩心夹持器、第一六通阀、第二六通阀、压力传感器、试管和恒温箱，所述isco泵通过第一六通阀与油釜、水釜、化学釜的进料端相连，岩心夹持器的一端均通过第二六通阀与油釜、水釜、化学釜的出料端相连，第二六通阀上安装有压力传感器，岩心夹持器的另一端均通过管路分别连接有试管；所述油釜、水釜、化学釜、岩心夹持器、第一六通阀、第二六通阀和试管均设在恒温箱内。
16.作为进一步限定，步骤s2中，达西定律的计算公式为：
17.ki＝(qμli)/(aiδpi)
×
100(1)
18.其中，q为注入速度，单位为ml/s，μ为注入水黏度，单位为mpa
·
s，li为第i个岩心长度，单位为cm，ai为第i个岩心截面积，单位为cm2，δpi为第i个岩心达到驱替稳定时的压差，单位为atm。
19.作为再进一步限定，步骤s2中，将岩心按水测渗透率ki大小分为三组，分别模拟储层的高渗层、中渗层和低渗层的方法为；
20.将步骤s1中的岩心按根数分为三组，其中第一组用于模拟高渗层，第二组用于模拟中渗层，第三组用于模拟低渗层，岩心根数除三后得到的整数商分别作为高渗层和低渗层的岩心根数，剩余岩心根数均作为中渗层的岩心根数；
21.按照高渗层、中渗层和低渗层的岩心根数，将岩心按水测渗透率ki由大到小的顺序依次分配到高渗层、中渗层和低渗层中。
22.作为第三种限定，步骤s4中，各岩心在储层温度下的老化时间为2d；第一设定值为95％，第二设定值为98％。
23.作为第四种限定，步骤s5中，所述剖面改善率λ的计算公式为：
24.25.其中，q
wh
为高渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率，q
wm
为中渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率，q
wl
为低渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率，q
cht
为高渗层化学驱阶段第t时刻的综合分流率，q
cmt
为中渗层化学驱阶段第t时刻的综合分流率，q
clt
为低渗层化学驱阶段第t时刻的综合分流率；
26.采油上升率ξ的计算公式为：
[0027][0028]
其中，f
cmt
为中渗层化学驱阶段第t时刻的综合含水率，f
wm
为中渗层第一次水驱结束时刻的综合含水率，f
clt
为低渗层化学驱阶段第t时刻的综合含水率，f
wl
为低渗层第一次水驱结束时刻的综合含水率，f
cht
为高渗层化学驱阶段第t时刻的综合含水率；
[0029]
采收率均衡度θ的计算公式为：
[0030][0031]
其中，η
wm
为中渗层第一次水驱结束时刻的综合采出程度，η
wm
为高渗层第一次水驱结束时刻的综合采出程度，η
wl
为低渗层第一次水驱结束时刻的综合采出程度，η
cmt
为中渗层化学驱阶段第t时刻的综合采出程度，η
cht
为高渗层化学驱阶段第t时刻的综合采出程度，η
clt
为低渗层化学驱阶段第t时刻的综合采出程度。
[0032]
作为进一步限定，步骤s6中，驱替均衡度φ的计算公式为：
[0033]
φ＝(x
×
λ+y
×
ξ+z
×
θ)(5)
[0034]
其中，x为剖面改善率λ的权重贡献率，y为采油上升率ξ的权重贡献率，z为采收率均衡度θ的权重贡献率。
[0035]
本发明由于采用了上述的技术方案，其与现有技术相比，所取得的技术进步在于：
[0036]
(1)本发明对岩心进行抽真空、饱和水和饱和油处理，然后利用isco泵按照实验方案进行恒速驱油实验，首先第一次水驱至各渗层所包括岩心的综合含水率为第一设定值后转化学驱，然后第二次水驱至各渗层所包括岩心的综合含水率为第二设定值，根据恒速驱油实验，能够模拟驱油体系在非均质储层中的流动情况；
[0037]
(2)本发明通过恒速驱油实验，得到第一次水驱结束时刻、化学驱阶段各渗层的产液变化情况后，进一步得到剖面改善率λ、采油上升率ξ和采收率均衡度θ，并得到驱替均衡度φ，根据驱替均衡度φ可以评价非均质储层水驱后转化学驱过程中的储层均衡动用程度；
[0038]
(3)本发明的进行恒速驱油实验的实验方案可以根据矿场储层物性条件、实际应用参数以及各参数贡献实际情况调整优化，具有较强的油藏适应性；
[0039]
(4)本发明提供了一种参数易获取、适用性广且时效性高的评价水驱后非均质储层转化学驱过程均衡动用程度的方法，为矿场开发效果评价提供了指标。
[0040]
综上所述，本发明实现了水驱后非均质储层化学驱过程中均衡动用程度的快速、实时评价。
附图说明
[0041]
图1所示为本发明非均质储层化学驱后驱替均衡程度逐渐增大示意图；
[0042]
图2所示为本发明实施例1中的驱替实验装置；
[0043]
图3所示为本发明实施例2中五组驱替实验驱替均衡度动态变化曲线；
[0044]
图4所示为本发明实施例2中单一3640d聚合物段塞采收率曲线；
[0045]
图5所示为本发明实施例2中单一smg聚合物微球段塞采收率曲线；
[0046]
图6所示为本发明实施例2中3640d聚合物和smg聚合物微球复合段塞采收率曲线；
[0047]
图7所示为本发明实施例2中0.3pvsmg聚合物微球+0.4pv3640d聚合物组合段塞采收率曲线；
[0048]
图8所示为本发明实施例2中0.2pv3640d聚合物+0.3pvsmg聚合物微球+0.2pv3640d聚合物三段塞组合采收率曲线。
[0049]
图中：1、isco泵；2、油釜；3、水釜；4、化学釜；5、岩心夹持器；6、第一六通阀；7、第二六通阀；8、压力传感器；9、试管。
具体实施方式
[0050]
为了更好的解释本发明，以便于理解，下面结合附图，通过具体实施方式，对本发明作详细描述。
[0051]
实施例1一种评价非均质储层均衡动用程度的方法
[0052]
本实施例为一种评价非均质储层均衡动用程度的方法，包括以下步骤：
[0053]
s1、将a，a≥3根岩心烘干，然后抽真空2h，采用自吸水的方式进行饱和水处理4h，根据各岩心几何尺寸分别计算各岩心体积v
ci
，并记录各岩心自吸饱和水体积v
wi
，得到各岩心的孔隙度φi＝v
ci
/v
wi
×
100％；
[0054]
s2、将各岩心放入相应的岩心夹持器5，按照图2连接驱替实验装置，其中，驱替实验装置包括isco泵1、油釜2、水釜3、化学釜4、若干岩心夹持器5、第一六通阀6、第二六通阀7、压力传感器8、试管9和恒温箱；isco泵1通过第一六通阀6与油釜2、水釜3、化学釜4的进料端相连，岩心夹持器5的一端均通过第二六通阀7与油釜2、水釜3、化学釜4的出料端相连，第二六通阀7上安装有压力传感器8，岩心夹持器5的另一端均通过管路分别连接有试管9；油釜2、水釜3、化学釜4、岩心夹持器5、第一六通阀6、第二六通阀7和试管8均设在恒温箱内，岩心夹持器5与步骤s1中的岩心数量相等；
[0055]
开启通过水釜3进行水驱对应路线中第一六通阀6、第二六通阀7的阀门，利用isco泵1以每根岩心的泵流速为0.3ml/min进行恒速水驱，通过压力传感器8记录各岩心达到驱替稳定时的压差，并利用达西定律计算各岩心的水测渗透率ki；
[0056]
其中，达西定律的计算公式为：
[0057]ki
＝(qμli)/(aiδpi)
×
100(1)
[0058]
其中，q为注入速度，单位为ml/s，μ为注入水黏度，单位为mpa
·
s，li为第i个岩心长度，单位为cm，ai为第i个岩心截面积，单位为cm2，δpi为第i个岩心稳定压差，单位为atm；
[0059]
将步骤s1中的岩心按根数分为三组，其中第一组用于模拟高渗层，第二组用于模拟中渗层，第三组用于模拟低渗层，岩心根数除三后得到的整数商分别作为高渗层和低渗层的岩心根数，剩余岩心根数均作为中渗层的岩心根数；按照高渗层、中渗层和低渗层的岩
心根数，将岩心按水测渗透率ki由大到小的顺序依次分配到高渗层、中渗层和低渗层中；
[0060]
s3、开启通过油釜2注入原油对应路线中第一六通阀6、第二六通阀7的阀门，利用isco泵1以每根岩心的泵流速为0.3ml/min，向各渗层所包括的饱和水的岩心中注入原油至无水采出，通过各试管9记录各岩心产出水体积，即为饱和油体积v
oi
，即为饱和油体积，计算各渗层所包括岩心的含油饱和度s
oi
＝v
oi
/v
wi
×
100％；
[0061]
s4、将各渗层所包括岩心在恒温箱中以储层温度老化2d，然后利用isco泵1按照实验方案以每根岩心的泵流速为0.3ml/min进行恒速驱油实验，首先开启水驱对应路线中第一六通阀6、第二六通阀7的阀门，第一次水驱至各渗层所包括岩心的综合含水率为第一设定值后，开启化学釜4进行化学驱对应路线中第一六通阀6、第二六通阀7的阀门转化学驱，各岩心依照实验方案中的化学驱方案进行化学驱阶段驱替，根据实验要求注入一定量后停止注化学剂溶液，然后第二次水驱至各渗层所包括岩心的综合含水率为第二设定值；
[0062]
其中，恒速驱油实验的实验方案可以根据实际情况具体设定；本步骤中第一设定值为95％，第二设定值为98％；分别记录各渗层所包括岩心第一次水驱结束时刻、化学驱阶段的产液变化情况，得到各渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率、综合含水率和综合采出程度，以及各渗层化学驱阶段某一时刻的综合分流率、综合含水率和综合采出程度；
[0063]
其中各渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率为各渗层所包括岩心第一次水驱结束时刻分流率的平均值或总和，各渗层第一次水驱结束时刻的综合含水率为各渗层所包括岩心第一次水驱结束时刻含水率的平均值或总和，各渗层第一次水驱结束时刻的综合采出程度为各渗层所包括岩心第一次水驱结束时刻采出程度的平均值或总和；各渗层化学驱阶段某一时刻的综合分流率、综合含水率和综合采出程度与上述一致；
[0064]
s5、根据步骤s4得到的数据，分别计算剖面改善率λ、采油上升率ξ、采收率均衡度θ；
[0065][0066]
其中，q
wh
为高渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率，q
wm
为中渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率，q
wl
为低渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率，q
cht
为高渗层化学驱阶段第t时刻的综合分流率，q
cmt
为中渗层化学驱阶段第t时刻的综合分流率，q
clt
为低渗层化学驱阶段第t时刻的综合分流率；
[0067]
采油上升率ξ的计算公式为：
[0068][0069]
其中，f
cmt
为中渗层化学驱阶段第t时刻的综合含水率，f
wm
为中渗层第一次水驱结束时刻的综合含水率，f
clt
为低渗层化学驱阶段第t时刻的综合含水率，f
wl
为低渗层第一次水驱结束时刻的综合含水率，f
cht
为高渗层化学驱阶段第t时刻的综合含水率；
[0070]
采收率均衡度θ的计算公式为：
[0071]
[0072]
其中，η
wm
为中渗层第一次水驱结束时刻的综合采出程度，η
wm
为高渗层第一次水驱结束时刻的综合采出程度，η
wl
为低渗层第一次水驱结束时刻的综合采出程度，η
cmt
为中渗层化学驱阶段第t时刻的综合采出程度，η
cht
为高渗层化学驱阶段第t时刻的综合采出程度，η
clt
为低渗层化学驱阶段第t时刻的综合采出程度；
[0073]
s6、根据剖面改善率λ、采油上升率ξ和采收率均衡度θ计算驱替均衡度φ，根据驱替均衡度φ评价非均质储层第一次水驱后转化学驱开发过程中某一时刻的储层均衡动用程度；
[0074]
驱替均衡度φ的计算公式为：
[0075]
φ＝(x
×
λ+y
×
ξ+z
×
θ)(4)
[0076]
其中，x为剖面改善率λ的权重贡献率，y为采油上升率ξ的权重贡献率，z为采收率均衡度θ的权重贡献率。
[0077]
实施例2一种评价非均质储层均衡动用程度的方法
[0078]
本实施例为一种评价非均质储层均衡动用程度的方法，其中，步骤s4按照实验方案，恒速驱油实验中的化学剂以3640d聚合物和smg聚合物微球为例，进行三根岩心并联进行均质储层模型驱油实验，smg聚合物微球溶液的浓度为1500mg/l，中值粒径约为20μm，3640d聚合物溶液的浓度为1000mg/l，黏度约为45cp。
[0079]
本实施例具体包括以下步骤：
[0080]
s1、将三根岩心烘干，然后抽真空2h，采用自吸水的方式进行饱和水处理4h，根据各岩心几何尺寸分别计算各岩心体积v
ci
，并记录各岩心自吸饱和水体积v
wi
，得到各岩心的孔隙度φi＝v
ci
/v
wi
×
100％；
[0081]
其中，三根岩心均为尺寸为4.5cm
×
4.5cm
×
30cm的方形胶筑岩心，第一根岩心的孔隙度φ1＝22％，第二根岩心的孔隙度φ1＝25％，第三根岩心的孔隙度φ1＝27％；
[0082]
s2、将三根岩心放入相应的岩心夹持器5，按照图2连接驱替实验装置，开启通过水釜3进行水驱对应路线中第一六通阀6、第二六通阀7的阀门，利用isco泵1以每根岩心的泵流速为0.3ml/min进行恒速水驱，通过压力传感器8记录各岩心达到驱替稳定时的压差，并利用达西定律计算各岩心的水测渗透率ki；
[0083]
其中，第一根岩心的水测渗透率k1＝700md，第二根岩心的水测渗透率k2＝2000md，第三根岩心的水测渗透率k1＝3500md；
[0084]
将三根岩心按水测渗透率ki大小分为三组，模拟储层的高渗层、中渗层和低渗层，即第一根岩心用于模拟储层的高渗层，第二根岩心用于模拟储层的中渗层，第三根岩心用于模拟储层的低渗层；
[0085]
s3、开启通过油釜2注入原油对应路线中第一六通阀6、第二六通阀7的阀门，利用isco泵1以每根岩心的泵流速为0.3ml/min向各渗层所包括的饱和水的岩心中注入原油至无水采出，记录各岩心产出水体积，即为饱和油体积v
oi
，计算各渗层所包括的含油饱和度s
oi
＝v
oi
/v
wi
×
100％；
[0086]
s4、将各渗层所包括岩心在恒温箱中在储层温度下老化2d，然后利用isco泵1按照实验方案以每根岩心的泵流速为0.3ml/min进行恒速驱油实验，首先开启水驱对应路线中第一六通阀6、第二六通阀7的阀门，第一次水驱至各渗层所包括岩岩心的综合含水率为第一设定值95％后转化学驱，按照实验要求注入一定量后停止注化学剂溶液，然后第二次水
驱至各渗层所包括岩心的综合含水率为第二设定值98％；
[0087]
本步骤中，按照实验方案，化学驱过程中根据3640d聚合物和smg聚合物微球，设计了包括3640d聚合物段塞化学驱、smg聚合物微球段塞化学驱、3640d聚合物和smg聚合物微球复合段塞化学驱、3640d聚合物和smg聚合物微球组合段塞化学驱以及3640d聚合物和smg聚合物微球三段塞组合化学驱共五组方案，实验在恒温55℃的恒温箱中进行，55℃下原油黏度为58cp。具体的实验方案如表1所示；
[0088]
表1非均质储层水驱后转化学驱实验方案
[0089][0090][0091]
分别记录五组实验中，各渗层所包括岩心第一次水驱结束时刻、化学驱阶段的产液变化情况，得到各渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率、综合含水率和综合采出程度，以及各渗层化学驱阶段某一时刻的综合分流率、综合含水率和综合采出程度；
[0092]
s5、根据步骤s4得到的数据，分别计算剖面改善率λ、采油上升率ξ、采收率均衡度θ；
[0093]
其中，剖面改善率λ的计算公式为：
[0094][0095]
其中，q
wh
为高渗层，即第三根岩心第一次水驱结束时刻的综合分流率，q
wm
为中渗层，即第二根岩心第一次水驱结束时刻的综合分流率，q
wl
为低渗层，即第一根岩心第一次水驱结束时刻的综合分流率，q
cht
为高渗层，即第三根岩心化学驱阶段第t时刻的综合分流率，q
cmt
为中渗层，即第二根岩心化学驱阶段第t时刻的综合分流率，q
clt
为低渗层，即第一根岩心化学驱阶段第t时刻的综合分流率；
[0096]
采油上升率ξ的计算公式为：
[0097][0098]
其中，f
cmt
为中渗层，即第二根岩心化学驱阶段第t时刻的综合含水率，f
wm
为中渗层，即第二根岩心第一次水驱结束时刻的综合含水率，f
clt
为低渗层，即第一根岩心化学驱
阶段第t时刻的综合含水率，f
wl
为低渗层，即第一根岩心第一次水驱结束时刻的综合含水率，f
cht
为高渗层，即第一根岩心化学驱阶段第t时刻的综合含水率；
[0099]
采收率均衡度θ的计算公式为：
[0100][0101]
其中，η
wm
为中渗层，即第二根岩心第一次水驱结束时刻的综合采出程度，η
wm
为高渗层，即第三根岩心第一次水驱结束时刻的综合采出程度，η
wl
为低渗层，即第一根岩心第一次水驱结束时刻的综合采出程度，η
cmt
为中渗层，即第二根岩心化学驱阶段第t时刻的综合采出程度，η
cht
为高渗层，即第三根岩心化学驱阶段第t时刻的综合采出程度，η
clt
为低渗层，即第一根岩心化学驱阶段第t时刻的综合采出程度；
[0102]
s6、根据剖面改善率λ、采油上升率ξ和采收率均衡度θ计算驱替均衡度φ，根据驱替均衡度φ评价非均质储层第一次水驱后转化学驱开发过程中某一时刻的储层均衡动用程度；
[0103]
驱替均衡度φ的计算公式为：
[0104]
φ＝(x
×
λ+y
×
ξ+z
×
θ)(4)
[0105]
其中，x为剖面改善率λ的权重贡献率，y为采油上升率ξ的权重贡献率，z为采收率均衡度θ的权重贡献率；
[0106]
采用公式(4)计算五组恒速驱油实验中，化学驱阶段的驱替均衡度φ，绘制化学驱阶段的驱替均衡度关于注入量的关系曲线，分析对比不同注入方式下非均质储层的均衡动用程度和差异，结果如图3所示；由图3可知，驱替均衡度曲线整体上在注入初期先上升，后保持平稳或缓慢降低，最后迅速降低。由驱替均衡度的定义可知，其受剖面改善率λ、采油上升率ξ和采收率均衡度θ三个参数的影响，在不同的阶段其主控参数不同。注入初期驱替均衡度的升高主要是剖面改善率λ升高导致的，当剖面反转发生后驱替均衡度开始缓慢降低。这可以解释注入3640d聚合物段塞时驱替均衡度下降的拐点最靠前，注入smg聚合物微球段塞时由于剖面改善率始终较高，其驱替均衡度下降的拐点靠后。而3640d聚合物和smg聚合物微球复配体系段塞注入时，驱替均衡度上升速度较慢，但平稳时间较长。这主要是因为注入初期由于3640d聚合物较强的携带能力增加了高渗层的吸液量，延缓了剖面改善作用，同时也使得smg聚合物微球进入中渗层，在注入后期提高低渗层的吸液量持续保持剖面改善效果；注入中后期驱替均衡度的平稳和降低主要受控于采油上升率ξ。注入的中期，中、低渗层成为提高采收率的主体，采油上升率增大，整体上保持驱替均衡度的稳定。在注入后期，中、低渗层含水率迅速上升，采油上升率ξ快速降低，导致驱替均衡度整体下降。
[0107]
同时，图3显示，无论段塞大小，驱替均衡度在单一段塞的注入后期均会明显降低，这代表了剖面改善效果变差，中、低渗层开发效果变差。多段塞组合注入可以有效缓解上一段塞注入后期驱替均衡度的下降，这也是储层得到均衡动用的表现。
[0108]
如图4至图8所示，为五组恒速驱油实验中，化学驱阶段的采收率曲线，通过对图4至图8进行分析，可以对本实施例的注入方式进行优化。
[0109]
(1)单一0.7pv的3640d聚合物段塞化学驱
[0110]
单独注入0.7pv的3640d聚合物段塞化学驱的采收率曲线如图4所示。水驱阶段的综合采出程度为22.98％，最终采收率为49.35％，较水驱提高了26.37％。注入3640d聚合物
后：各层的采出程度均大幅增加，其中高渗层的增幅最为明显；
[0111]
(2)单一0.7pv的smg聚合物微球段塞化学驱
[0112]
单独注入0.7pv的smg聚合物微球段塞化学驱的采收率曲线如图5所示。水驱阶段的综合采出程度为23.81％，最终采收率为48.50％，较水驱提高了24.69％。注入smg聚合物微球后：各层的采出程度均有明显的增加，其中中渗层的增幅最为明显，高渗层未被充分开发动用导致最终的采收率降低；
[0113]
(3)0.7pv的3640d聚合物和smg聚合物微球复合段塞化学驱
[0114]
注入0.7pv的3640d聚合物和smg聚合物微球复合段塞化学驱的采收率曲线如图6所示。水驱阶段的综合采出程度为24.54％，最终采收率为52.53％，较水驱提高了27.99％。注入复合体系后：各层的采出程度均大幅增加，其中高渗层的增幅最为明显，低渗层采收率的增幅也明显高于单一3640d和smg驱替；复合体系的提高采收率明显优于二者单独使用的效果；
[0115]
(4)0.3pv的smg聚合物微球+0.4pv的3640d聚合物组合段塞化学驱
[0116]
注入0.3pv的smg聚合物微球+0.4pv的3640d聚合物组合段塞化学驱的采收率曲线如图7所示。水驱阶段的综合采出程度为25.92％，最终采收率为55.67％，较水驱提高了29.75％。注入smg聚合物微球后的采收率变化规律与方案(2)基本一致，主要动用中渗层；注入3640d聚合物段塞后：各层的采出程度均大幅增加，相比于方案(2)中渗层的增幅明显增大，这是因为smg聚合物微球在一定程度上封堵了高渗层，增加了聚合物在中渗层的分流率和作用时间；两段塞组合注入可以先充分发挥smg聚合物微球调整剖面的作用，再发挥3640d聚合物驱替中高渗层的作用，进一步提高采收率。而相比于方案(3)复合驱替，本方案段塞组合注入避免了smg聚合物微球进入中渗层，能够增强后续3640d聚合物对中渗层的动用效果。但目前的组合方式无法实现高渗层的充分动用，且低渗层的波及范围提高幅度有限。
[0117]
(5)0.2pv的3640d聚合物+0.3pv的smg聚合物微球+0.2pv的3640d聚合物三段塞组合化学驱替
[0118]
注入0.2pv的3640d聚合物+0.3pv的smg聚合物微球+0.2pv的3640d聚合物三段塞组合化学驱替的采收率曲线如图8所示。水驱阶段的综合采出程度为25.86％，最终采收率为59.24％，较水驱提高了33.37％。注入0.2pv的3640d聚合物后：各层的采收率变化规律与方案1基本一致，高渗层得到了充分的动用，从第二段的smg聚合物微球段塞开始则与方案(4)一样以动用中、低渗层为主。方案(5)较方案(4)多提高采收率3.62％，主要来源于高渗层的充分动用。
[0119]
将以上五组实验各层的提高采收率以及各阶段的综合采收率汇总如表2所示。
[0120]
表2不同实验方案的驱油特征参数
[0121]
[0122][0123]
由表2可知，单独注入smg聚合物微球时高渗层由于smg聚合物微球的封堵动用程度较低，综合采收率效果最差。这主要是因为smg聚合物微球具有良好的封堵作用，但是驱油能力较差，提高采收率的主要目标层位是中渗层；单独注入3640d聚合物时高渗层的提高采收率幅度最大，但是综合采收率仅比单独注入smg聚合物微球高0.85％。0.3pv的smg聚合物微球+0.4pv的3640d聚合物组合段塞驱替能够先后发挥二者的优势，smg聚合物微球首先封堵高渗层，后续的3640d聚合物则主要进入中渗层，同时也能够较二者单独使用时增大低渗层的采收率。该方案下中渗层的提高采收率幅度最大，但是高渗层的采收率虽然较方案(2)和方案(3)有所提升，但仍未实现充分动用；0.2pv的3640d聚合物+0.3pv的smg聚合物微球+0.2pv的3640d聚合物三段塞组合注入能够弥补以上方案的不足。前置的3640d聚合物段塞能够充分动用高渗层，使其提高采收率幅度仅次于单独3640d聚合物驱替的方案(1)；第二段smg聚合物微球段塞能够在高渗层充分动用后将其有效封堵；第三段3640d聚合物段塞则以驱替中、低渗层为主，大幅提高采收率，该方案的综合提高采收率最佳达到了33.37％。
[0124]
通过对比图3和表2可以发现，虽然方案(5)的各层提高采收率幅度在五组方案中均不是最高的，但各层采收率的差异是最小的，即实现了各层的均衡动用，此时最终的综合提高采收率效果是最佳的。因此，本实施例提供的评价非均质储层均衡动用程度的方法与提高采收率指标优选的最佳注入方案一致，在结果上具有较高的可靠性，能够独立应用。
[0125]
需要说明的是，以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域技术人员来说，其依然可以对上述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

技术特征：
1.一种评价非均质储层均衡动用程度的方法，其特征在于，包括以下步骤：s1、将a，a≥3根岩心烘干，然后抽真空，进行饱和水处理，根据各岩心几何尺寸分别计算各岩心体积v
ci
，并记录各岩心自吸饱和水体积v
wi
，得到各岩心的孔隙度φ
i
＝v
ci
/v
wi
×
100％；s2、将各岩心放入相应的岩心夹持器，连接驱替实验装置，利用isco泵进行恒速水驱，记录各岩心达到驱替稳定时的压差，并利用达西定律计算各岩心的水测渗透率k
i
；将各岩心按水测渗透率k
i
大小分为三组，分别模拟储层的高渗层、中渗层和低渗层；s3、利用isco泵向各渗层所包括的饱和水的岩心中注入原油至无水采出，记录各岩心产出水体积v
oi
，即为饱和油体积，计算各渗层所包括岩心的含油饱和度s
oi
＝v
oi
/v
wi
×
100％；s4、将各渗层所包括岩心在储层温度下老化，然后利用isco泵按照实验方案进行恒速驱油实验，首先第一次水驱至各渗层所包括岩心的综合含水率为第一设定值后转化学驱，然后第二次水驱至各渗层所包括岩心的综合含水率为第二设定值，分别记录各渗层所包括岩心第一次水驱结束时刻、化学驱阶段的产液变化情况，得到各渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率、综合含水率和综合采出程度，以及各渗层化学驱阶段某一时刻的综合分流率、综合含水率和综合采出程度；s5、根据步骤s4得到的数据，分别计算剖面改善率λ、采油上升率ξ、采收率均衡度θ；s6、根据剖面改善率λ、采油上升率ξ和采收率均衡度θ计算驱替均衡度φ，根据驱替均衡度φ评价非均质储层第一次水驱后转化学驱过程中某一时刻的储层均衡动用程度。2.根据权利要求1所述的评价非均质储层均衡动用程度的方法，其特征在于，步骤s1中，所述抽真空时间为2h，饱和水处理时间为4h。3.根据权利要求1或2所述的评价非均质储层均衡动用程度的方法，其特征在于，步骤s2中，所述驱替实验装置包括isco泵、油釜、水釜、化学釜、若干岩心夹持器、第一六通阀、第二六通阀、压力传感器、试管和恒温箱，所述isco泵通过第一六通阀与油釜、水釜、化学釜的进料端相连，岩心夹持器的一端均通过第二六通阀与油釜、水釜、化学釜的出料端相连，第二六通阀上安装有压力传感器，岩心夹持器的另一端均通过管路分别连接有试管；所述油釜、水釜、化学釜、岩心夹持器、第一六通阀、第二六通阀和试管均设在恒温箱内。4.根据权利要求3所述的评价非均质储层均衡动用程度的方法，其特征在于，步骤s2中，达西定律的计算公式为：k
i
＝(qμl
i
)/(a
i
δp
i
)
×
100 (1)其中，q为注入速度，单位为ml/s，μ为注入水黏度，单位为mpa
·
s，l
i
为第i个岩心长度，单位为cm，a
i
为第i个岩心截面积，单位为cm2，δp
i
为第i个岩心达到驱替稳定时的压差，单位为atm。5.根据权利要求4所述的评价非均质储层均衡动用程度的方法，其特征在于，步骤s2中，将岩心按水测渗透率k
i
大小分为三组，分别模拟储层的高渗层、中渗层和低渗层的方法为；将步骤s1中的岩心按根数分为三组，其中第一组用于模拟高渗层，第二组用于模拟中渗层，第三组用于模拟低渗层，岩心根数除三后得到的整数商分别作为高渗层和低渗层的岩心根数，剩余岩心根数均作为中渗层的岩心根数；
按照高渗层、中渗层和低渗层的岩心根数，将岩心按水测渗透率k
i
由大到小的顺序依次分配到高渗层、中渗层和低渗层中。6.根据权利要求1或2所述的评价非均质储层均衡动用程度的方法，其特征在于，步骤s4中，各岩心在储层温度下的老化时间为2d；第一设定值为95％，第二设定值为98％。7.根据权利要求1或2所述的评价非均质储层均衡动用程度的方法，其特征在于，步骤s5中，所述剖面改善率λ的计算公式为：其中，q
wh
为高渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率，q
wm
为中渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率，q
wl
为低渗层第一次水驱结束时刻的综合分流率，q
cht
为高渗层化学驱阶段第t时刻的综合分流率，q
cmt
为中渗层化学驱阶段第t时刻的综合分流率，q
clt
为低渗层化学驱阶段第t时刻的综合分流率；采油上升率ξ的计算公式为：其中，f
cmt
为中渗层化学驱阶段第t时刻的综合含水率，f
wm
为中渗层第一次水驱结束时刻的综合含水率，f
clt
为低渗层化学驱阶段第t时刻的综合含水率，f
wl
为低渗层第一次水驱结束时刻的综合含水率，f
cht
为高渗层化学驱阶段第t时刻的综合含水率；采收率均衡度θ的计算公式为：其中，η
wm
为中渗层第一次水驱结束时刻的综合采出程度，η
wm
为高渗层第一次水驱结束时刻的综合采出程度，η
wl
为低渗层第一次水驱结束时刻的综合采出程度，η
cmt
为中渗层化学驱阶段第t时刻的综合采出程度，η
cht
为高渗层化学驱阶段第t时刻的综合采出程度，η
clt
为低渗层化学驱阶段第t时刻的综合采出程度。8.根据权利要求7所述的评价非均质储层均衡动用程度的方法，其特征在于，步骤s6中，驱替均衡度φ的计算公式为：φ＝(x
×
λ+y
×
ξ+z
×
θ) (5)其中，x为剖面改善率λ的权重贡献率，y为采油上升率ξ的权重贡献率，z为采收率均衡度θ的权重贡献率。

技术总结
本发明属于油气田开发技术领域，公开了一种评价非均质储层均衡动用程度的方法，将若干根岩心烘干，抽真空饱和水，计算孔隙度；将岩心放入岩心夹持器，连接驱替实验装置，计算各岩心的水测渗透率和含油饱和度；将各岩心在储层温度下老化，然后利用ISCO泵进行恒速驱油实验，记录第一次水驱结束时刻、化学驱阶段各层的产液变化情况；分别计算剖面改善率λ、采油上升率ξ、采收率均衡度θ，得到驱替均衡度Φ，根据驱替均衡度Φ评价非均质储层第一次水驱后转化学驱过程中的储层均衡动用程度。本发明用于实现水驱后非均质储层化学驱过程中均衡动用程度的快速、实时评价，为矿场开发效果评价提供了指标。价提供了指标。价提供了指标。


技术研发人员：陈鑫 刘顺 刘建斌 杜恒毅 张亚龙 黄凯 王宗振
受保护的技术使用者：西安石油大学
技术研发日：2023.08.07
技术公布日：2023/10/15