地层中含油饱和度的模拟测量方法及装置

摘要

本发明提供一种地层中含油饱和度的模拟测量方法及装置，它属于一种地球物理勘探测试方法及模拟装置，该地层中含油饱和度的模拟测量方法包括步骤模拟实际地层(制作人造胶结岩心模型)、布置模拟井、在人造胶结岩心模型中设置油水饱和度监测系统、在井壁周围建立电场和通过测量岩心模型的电阻率变化来获取不同渗透层的含油饱和度图谱等步骤。所述方法不仅仅能够很好地模拟测量了地下地质状况，还可以进一步获知储层剩余油的位置及饱和度的变化规律，进而获知确定模拟地层中的油藏储量和品位。

权利要求

1.一种地层中含油饱和度的模拟测量方法，该方法包括以下步骤：(1)模拟实际地层，制作石英砂与环氧树脂胶结的人造胶结岩心模型：针对每一种渗透率，选择合理粒度分布均方差σ的石英砂，通过调整石英砂粒度分布中值 确定各种粒径砂子的用量与环氧树脂用量，将砂子搅拌均匀后，放入模具中加压成型；

(2)在人造胶结岩心模型的四角、边线的中点以及正方形的中心，各安装一口井，共布置有九口模拟井，利用这九口井来模拟驱油过程中的各种注采方式；在每口井中安装有电子闭合开关，通过对各井的开关，来实现五点法井网、九点法井网或七点法井网注采方式。

(3)在人造胶结岩心模型中设置油水饱和度监测系统：该油水饱和度监测系统由供电电极、测量电极、传输电缆、A/D转换接口板、数字量输出板和计算机组成，测量电极是由直径1mm的两根铜漆包线组成，测量电极是在压制模型前，插入到模型中，平面上等距离分布；测量电极布好以后，将测量电极与扁电缆焊接，并与A/D转换板和计算机相连；

(4)在井壁周围建立电场：通过供电电极A、B两电极供给强度为I的电流，在井壁周围建立电场，即在地层中建立电场，然后测量测量电极M、N两点间(位于A、B两电极之间)的电位差ΔUMN；ΔUMN的变化即反映了岩层电阻率的变化；

(5)根据阿尔奇公式回归，对所测定的电阻率进行反算，确定人造胶结岩心模型上不同位置、不同时刻的含油饱和度；

(6)利用人造胶结岩心模型上不同位置、不同时刻的含油饱和度结果得到不同渗透层的含油饱和度图谱；

(7)根据得到的不同渗透层的含油饱和度图谱，确定模拟地层中的油藏储量和品位；

其中，设定胶结岩心模型的电阻率为R，在电阻率测量中以点电源为球心，以r为半径作一球，在球上电流密度为：根据欧姆定律微分形式，得

将E积分得

如果电极系是由A、M、N组成，则

则

电极系系数K为：

电阻率测量供给低频矩形波交流电，测量M和N之间的电位差ΔUmn并按下式计算胶结岩心模型的电阻率：R＝KRL (1.9)K为电极系系数，它只与电系尺寸、类型有关；RL为两个电极M、N之间的电阻值，所以只需要测得RL通过计算就可得胶结岩心模型的电阻率R；

其中，测量出地层的电阻率，由下面的公式计算含水饱和度：式中：Rt-岩石含油电阻率(实测的电阻率)，

Ro-岩石完全含水电阻率，

Sw-含水饱和度，

b-系数，

n-饱和度指数；

对于纯砂岩，b＝1，n＝2；

由Archie公式将测得的电阻率换算成含水饱和度，因所建立的人造模型的孔隙介质中只含有油和水，因Sw+So＝1，所以就可以得到含油饱和度So。

2.依据权利要求1中所述的地层中含油饱和度的模拟测量方法，其中在人造胶结岩心模型中的一条对角线的两端各开一口井，采用一注一采布井方式，可以用来模拟五点井网单元的四分之一井网单元。

3.一种地层中含油饱和度的模拟测量装置，其特征在于制作与地层物性相近似的人造胶结岩心，其中制造人造胶结岩心按照下面要求进行：(1)采用了压力实验机加压制作工艺、以环氧树脂为胶结剂制造人造胶结岩心；

(2根据所模拟的油田的油层物性，选择石英砂合理粒度分布方差σ，在控制制作工艺条件不变的情况下，通过调整石英砂粒度分布中值 控制岩心渗透率；

(3)岩心孔隙度控制：在加压强度分别为3、5、7.5、10和15MPa下制作一系列岩心，恒温固化后钻取岩心，分析孔隙度随压力的变化规律；

(4)岩心润湿性控制：

1)弱亲油岩心制作：将石英砂用量的三分之一进行硅油处理，使制作出的岩心呈弱亲油性；

将部分40～60、60～100和100～200目石英砂用硅油处理，制备成硅油砂；制作岩心时由粗到细选用总用砂重量的三分之一，即首先对40～60目的粗砂进行硅油处理，若处理的砂量没达到总砂量的三分之一、再处理60～100目的砂，直到处理的砂量占总砂量的三分之一为止；

硅油砂制备过程如下：将砂重1％的硅油用20倍石油醚稀释，与石英砂搅拌均匀，室温下挥发20小时后，放入电热鼓风干燥箱中加热至180℃，恒温8小时；

2)中性及水湿岩心制作：用未经处理石英砂和环氧树脂，采用20％邻苯二甲酸二丁脂做为增韧剂、7％乙二胺做固化剂，所制作的人造岩心具有中性偏亲油的润湿性质；

(5)岩心孔隙结构控制：取低渗透性天然岩心，压碎成20-40目颗粒，人造岩心拌砂后，成型前均匀加入30％天然岩心碎屑，加压成型后所制作的人造岩心孔吼分布接近于天然岩心。

4.依据权利要求3中所述的地层中含油饱和度的模拟测量装置，其中所述岩心渗透率控制为在加压强度3MPa及σ＝0.8条件下，选用 分别为2.1、2.4、2.7、3.0、3.3、3.6、3.9和4.2的粒度组成制作了一系列人造岩心。

说明书

地层中含油饱和度的模拟测量方法及装置

技术领域

[0001] 本发明涉及地球物理勘探测试方法，具体为地层(岩石)中含油饱和度的模拟测量方法及装置，涉及地球物理勘探中基于油水前缘的含油饱和度的模拟测量方法及模拟装置。

背景技术

[0002] 在地震勘探和开采中，由于地下存在或残留大量剩余油，需要进一步勘探和开发，所以勘探开发研究人员就利用多种手段进行开采。在开采之前，必须评估地下油藏的储量及品位，以进一步评估开采的费用及利润。对于地下油藏品位的准确测定是一个世界级的难题，现在普遍采用的方法是对地下岩石中每一点油水含量即含油饱和度的测量，即对含油饱和度的测量。目前关于饱和度测量的主要方法有：X射线CT法、X射线吸收法、核磁共振法、微波吸收法和伽马射线衰减饱和度检测法，上述各方法均是测量模型剖面平均饱和度的变化，没有测量点饱和度的方法和仪器，更没有对含油饱和度的动态变化进行实时测量的方法和仪器。

[0003] 因此，众多地球勘探研究机构积极开展这项测量地层中点油水饱和度的研究。例如中国专利申请第200610112745.2号中公开了一种地层流体饱和度评价方法，该方法利用构造一种岩电关系模型评价地层流体饱和度。但是在公开的文本中仅仅了构造一种岩电关系模型，而没有给出具体构造的实际地层(岩层)模型，即没有给出进行岩石物理实验的基础。

[0004] 美国西阿特拉斯国际公司在中国申请的CN1190741A专利申请中公开了一种确定岩层中的油饱和度的方法，其中根据所述岩层中的碳和氧的相对量的测量结果来确定大地岩层中的油饱和度的方法，所述测量结果通过对在彼此分隔的位置、从所述大地岩层探测到的中子诱发的非弹性伽马射线进行光谱分析得到，该方法包含根据所述碳和氧的相对量，计算所述井孔中在各个所述彼此分隔位置的表观油滞留量；根据在各个所述彼此分隔位置的所述表观滞留量之间的差值，计算所述井孔中的修正的油滞留量；根据所述碳和氧的相对量和所述修正滞留量，计算所述岩层中在各个所述彼此分隔位置的表观油饱和度；根据在各个所述彼此分隔位置的所述表观饱和度之间的差值，计算所述岩层中的修正的油饱和度。

[0005] 但是上述确定岩层中的油饱和度方法缺少物理模拟，不能很好地准确确定地下物理状况，因此准确度不高。并且随着油田化学驱油已经全面实现了工业化，二元和三元复合驱试验区也在逐步的扩大，而目前部分二类油层也将相继开展化学驱油，化学驱油已经逐步成为了油田可持续发展的主要手段。但研究结果表明聚驱后地下仍然残存大量剩余油，因此，进一步深化勘探开发技术，从而准确识别地下剩余油的位置，对油田开发生产规划、制定开发调整措施和提高综合效益均意义重大。此外，开发更优良的油水饱和度监测模拟手段，可以进一步丰富水驱、化学驱驱油机理的认识，为产量运行安排、产量接替及开发过程中不同时期开展有针对性的跟踪调整措施提供理论依据。

发明内容

[0006] 为了解决上面背景技术中存在的问题，本发明提出一种地层(岩石)中含油饱和度的模拟测量方法及装置，涉及地球物理勘探中基于含油饱和度的模拟测量方法及模拟装置，该方法不仅仅能够很好地模拟了地下地质状况，还可以进一步获知储层剩余油的位置。

[0007] 依据本发明第一方面，提供一种地层中含油饱和度的模拟测量方法，该方法包括以下步骤：

[0008] (1)模拟实际地层，制作石英砂与环氧树脂胶结的人造胶结岩心模型：针对每一种渗透率，选择合理粒度分布均方差σ的石英砂，通过调整石英砂粒度分布中值 确定各种粒径砂子的用量与环氧树脂用量，将砂子搅拌均匀后，放入模具中加压成型；

[0009] (2)在人造胶结岩心模型的四角、边线的中点以及正方形的中心，各安装一口井，共布置有九口模拟井，利用这九口井来模拟驱油过程中的各种注采方式；在每口井中安装有电子闭合开关，通过对各井的开关，来实现五点法井网、九点法井网或七点法井网注采方式。

[0010] (3)在人造胶结岩心模型中设置油水饱和度监测系统：该油水饱和度监测系统由供电电极、测量电极、传输电缆、A/D转换接口板、数字量输出板和计算机组成，测量电极是由直径1mm的两根铜漆包线组成，测量电极是在压制模型前，插入到模型中，平面上等距离分布；测量电极布好以后，将测量电极与扁电缆焊接，并与A/D转换板和计算机相连；

[0011] (4)在井壁周围建立电场：通过供电电极A、B两电极供给强度为I的电流，在井壁周围建立电场，即在地层中建立电场，然后测量测量电极M、N两点间(位于A、B两电极之间)的电位差ΔUMN；ΔUMN的变化即反映了岩层电阻率的变化；

[0012] (5)根据阿尔奇公式回归，对所测定的电阻率进行反算，确定人造胶结岩心模型上不同位置、不同时刻的含油饱和度；

[0013] (6)利用人造胶结岩心模型上不同位置、不同时刻的含油饱和度结果得到不同渗透层的含油饱和度图谱；

[0014] (7)根据得到的不同渗透层的含油饱和度图谱，确定模拟地层中的油藏储量和品位；

[0015] 其中，设定胶结岩心模型的电阻率为R，在电阻率测量中以点电源为球心，以r为半径作一球，在球上电流密度为：

[0016]

[0017] 根据欧姆定律微分形式，得

[0018]

[0019] 将E积分得

[0020]

[0021] 如果电极系是由A、M、N组成，则

[0022]

[0023]

[0024] 则

[0025]

[0026] 电极系系数K为：

[0027]

[0028] 电阻率测量供给低频矩形波交流电，测量M和N之间的电位差ΔUmn并按下式计算胶结岩心模型的电阻率：

[0029]

[0030] R＝KRL (1.9)

[0031] K为电极系系数，它只与电系尺寸、类型有关；RL为两个电极M、N之间的电阻值，所以只需要测得RL通过计算就可得胶结岩心模型的电阻率R；

[0032] 其中，测量出地层的电阻率，由下面的公式计算含水饱和度：

[0033]

[0034]

[0035] 式中：Rt-岩石含油电阻率(实测的电阻率)，

[0036] Ro-岩石完全含水电阻率，

[0037] Sw-含水饱和度，

[0038] b-系数，

[0039] n-饱和度指数；

[0040] 对于纯砂岩，b＝1，n＝2；

[0041] 由Archie公式将测得的电阻率换算成含水饱和度，因所建立的人造模型的孔隙介质中只含有油和水，因Sw+So＝1，所以就可以得到含油饱和度So。

[0042] 优选地，在人造胶结岩心模型中的一条对角线的两端各开一口井，采用一注一采布井方式，可以用来模拟五点井网单元的四分之一井网单元。

[0043] 依据本发明的第二方面，提供一种地层中含油饱和度的模拟测量装置，其特征在于制作与地层物性相近似的人造胶结岩心，其中制造人造胶结岩心按照下面要求进行：

[0044] (1)采用了压力实验机加压制作工艺、以环氧树脂为胶结剂制造人造胶结岩心；

[0045] (2根据所模拟的油田的油层物性，选择石英砂合理粒度分布方差σ，在控制制作工艺条件不变的情况下，通过调整石英砂粒度分布中值 控制岩心渗透率；

[0046] (3)岩心孔隙度控制：在加压强度分别为3、5、7.5、10和15MPa下制作一系列岩心，恒温固化后钻取岩心，分析孔隙度随压力的变化规律；

[0047] (4)岩心润湿性控制：

[0048] 1)弱亲油岩心制作：将石英砂用量的三分之一进行硅油处理，使制作出的岩心呈弱亲油性；

[0049] 将部分40～60、60～100和100～200目石英砂用硅油处理，制备成硅油砂；制作岩心时由粗到细选用总用砂重量的三分之一，即首先对40～60目的粗砂进行硅油处理，若处理的砂量没达到总砂量的三分之一、再处理60～100目的砂，直到处理的砂量占总砂量的三分之一为止；

[0050] 硅油砂制备过程如下：将砂重1％的硅油用20倍石油醚稀释，与石英砂搅拌均匀，室温下挥发20小时后，放入电热鼓风干燥箱中加热至180℃，恒温8小时；

[0051] 2)中性及水湿岩心制作：用未经处理石英砂和环氧树脂，采用20％邻苯二甲酸二丁脂做为增韧剂、7％乙二胺做固化剂，所制作的人造岩心具有中性偏亲油的润湿性质；

[0052] (5)岩心孔隙结构控制：取低渗透性天然岩心，压碎成20-40目颗粒，人造岩心拌砂后，成型前均匀加入30％天然岩心碎屑，加压成型后所制作的人造岩心孔吼分布接近于天然岩心。

[0053] 优选地，所述岩心渗透率控制为在加压强度3MPa及σ＝0.8条件下，选用 分别为2.1、2.4、2.7、3.0、3.3、3.6、3.9和4.2的粒度组成制作了一系列人造岩心。

[0054] 使用上述方法及装置，进一步深化勘探开发技术，从而准确识别地下剩余油的位置及油水饱和度的变化规律，对油田开发生产规划、制定开发调整措施和提高综合效益均意义重大。并且，在非均质油层不同层位中，通过测量出的油水饱和度运移规律、油分布及波及系数，量化了扩大波及体积和提高驱油效率在驱替各阶段对不同渗透层采收率的贡献上，均具有突出效果。

[0055] 附图简要说明

[0056] 图1是人造胶结岩心模型渗透率与石英砂粒度分布中值关系曲线；

[0057] 图2是人造胶结岩心模型的岩心渗透率随压力变化曲线；

[0058] 图3是人造胶结岩心模型的岩心孔隙度与制作压力关系曲线；

[0059] 图4是天然岩心与未处理的人造胶结岩心孔喉大小分布对比；

[0060] 图5是天然岩心与处理后的人造胶结岩心孔喉大小分布对比；

[0061] 图6是层间非均质模型示意图；

[0062] 图7是油水饱和度监测系统的实物照片图；

[0063] 图8是一维均质长方模型前缘检测示意图；

[0064] 图9是稳态法一维岩芯上不同电极监测点含油饱和度与电阻率关系曲线；

[0065] 图10是本发明的含油饱和度的模拟测量装置中的电位电极系示意图；

[0066] 图11是本发明的含油饱和度的模拟测量装置中的油水饱和度测量系统信号流向关系图。

具体实施方式

[0067] 依据本发明的技术方案，提供一种地层中含油饱和度的模拟测量方法及测量装置，其中该方法的设计思想为：

[0068] (1)研究和制作监测化学驱油水饱和度的物理模型；

[0069] (2)在模型驱替过程中，利用数据采集系统，监测各层、各点电阻率的变化；

[0070] (3)通过数据采集系统采集出不同渗透层各个时刻电阻率的变化情况；

[0071] (4)根据阿尔奇公式回归，对所测定的电阻率进行反算，最终确定模型上不同位置、不同时刻的含油饱和度；

[0072] (5)利用模型上不同位置、不同时刻的含油饱和度结果得到不同渗透层的含油饱和度图谱；

[0073] (6)根据得到的不同渗透层的含油饱和度图谱确定模拟地层中的油藏储量和品位。

[0074] 具体地，地层中含油饱和度的模拟测量方法包括以下步骤：

[0075] (1)模拟实际地层，制作石英砂与环氧树脂胶结的人造胶结岩心模型：针对每一种渗透率，选择合理粒度分布均方差σ的石英砂，通过调整石英砂粒度分布中值 确定各种粒径砂子的用量与环氧树脂用量，将砂子搅拌均匀后，放入模具中加压成型，在温度120℃下恒温固化；通常不同油田的不同层位，其油层粒度分布方差σ不同，如大庆油田葡萄花油层的粒度分布方差σ为1.0，通过找出石英砂粒度分布中值Φ与不同渗透率之间关系，即可确定葡萄花油层中渗透率与中值Φ的标准曲线。

[0076] (2)在人造胶结岩心模型的四角、边线的中点以及正方形的中心，各安装一口井，共布置有九口模拟井，利用这九口井来模拟驱油过程中的各种注采方式；在每口井中安装有电子闭合开关，通过对各井的开关，来实现五点法井网、九点法井网或七点法井网注采方式；

[0077] (3)在人造胶结岩心模型中设置油水饱和度监测系统：该油水饱和度监测系统由供电电极、测量电极、传输电缆、A/D转换接口板、数字量输出板和计算机组成，测量电极是由直径1mm的两根铜漆包线组成，测量电极是在压制模型前，插入到模型中，平面上等距离分布；测量电极布好以后，将测量电极与扁电缆焊接，并与A/D转换板和计算机相连；

[0078] (4)在井壁周围建立电场：通过供电电极A、B两电极供给电流强度为I的电流，在井壁周围建立电场，即在人造胶结岩心模型的地层中建立电场，然后测量测量电极M、N两点间(位于A、B两电极之间)的电位差ΔUMN；ΔUMN的变化即反映了岩层电阻率的变化；

[0079] (5)根据阿尔奇公式回归，对所测定的电阻率进行反算，确定人造胶结岩心模型上不同位置、不同时刻的含油饱和度；

[0080] (6)利用人造胶结岩心模型上不同位置、不同时刻的含油饱和度结果得到不同渗透层的含油饱和度图谱；

[0081] (7)根据得到的不同渗透层的含油饱和度图谱，确定模拟地层中的油藏储量和品位。

[0082] 其中，设定胶结岩心模型的电阻率为R，在电阻率测量中以点电源为球心，以r为半径作一球，在球上电流密度为：

[0083]

[0084] 根据欧姆定律微分形式，得

[0085]

[0086] 将E积分得

[0087]

[0088] 如果电极系是由A、M、N组成，则

[0089]

[0090]

[0091] 则

[0092]

[0093] 电极系系数为：

[0094]

[0095] 电阻率测量供给低频(频率分档可调)矩形波交流电，测量M和N之间的电位差ΔUmn并按下式计算电阻率：

[0096]

[0097] R＝KRL (1.9)

[0098] K为电极系系数，它只与电系尺寸、类型有关；RL为两个电极M、N之间的电阻值，所以只需要测得RL通过计算就可得电阻率。

[0099] 优选地，通过在供电电极A、B两段加上精准电压，再经精密的标准电阻和电极间电阻值组成一个回路，测量电极间电压值，通过换算可得到两个电极间的电阻值，从而通过计算得饱和度。饱和度测量探针采用四电极系：A、B为供电极，M、N为测量电极，在电极棒上有三个电极，回路电极B在较远处。要在有限介质中准确测量电阻率，电极系不应该太大，才能尽量满足点电源的条件，但是由于受到探针制作工艺的限制，不可能做的很小。目前测量电极直径为1.2mm，两个电极之间的距离为10mm。

[0100] 在地层中含油饱和度的模拟测量方法中，首先测量出地层的电阻率，由下面的公式计算含水饱和度：

[0101]

[0102]

[0103] 式中：Rt-岩石含油电阻率(实测的电阻率)，

[0104] Ro-岩石完全含水电阻率，

[0105] Sw-含水饱和度，

[0106] b-系数，

[0107] n-饱和度指数；

[0108] 对于纯砂岩，b＝1，n＝2；

[0109] 由Archie公式将测得的电阻率换算成含水饱和度，因所建立的人造模型的孔隙介质中只含有油和水，因Sw+So＝1，所以就可以得到含油饱和度So。

[0110] 另外，也可以在人造胶结岩心模型中的一条对角线的两端各开一口井，采用一注一采布井方式，可以用来模拟五点井网单元的四分之一井网单元。

[0111] 在本发明中制作地层中含油饱和度的模拟测量装置也是本发明人发明的非常关键技术，其要求制作与地层物性相近似的人造胶结岩心，其中制造人造胶结岩心按照下面技术工艺要求进行：

[0112] (1)采用了压力实验机加压制作工艺、以环氧树脂为胶结剂制造人造胶结岩心；

[0113] (2根据所模拟的油田的油层物性，选择石英砂合理粒度分布方差σ，在控制制作工艺条件不变的情况下，通过调整石英砂粒度分布中值 控制岩心渗透率；

[0114] (3)岩心孔隙度控制：在加压强度分别为3、5、7.5、10和15MPa下制作一系列岩心，恒温固化后钻取岩心，分析孔隙度随压力的变化规律；

[0115] (4)岩心润湿性控制：

[0116] 1)弱亲油岩心制作：将石英砂用量的三分之一进行硅油处理，使制作出的岩心呈弱亲油性；

[0117] 将部分40～60、60～100和100～200目石英砂用硅油处理，制备成硅油砂。制作岩心时由粗到细选用总用砂重量的三分之一(首先对粗砂40～60目进行硅油处理，若处理的砂量没达到总砂量的三分之一，再处理60～100目砂，直到处理的总砂量占全部砂量的三分之一为止；

[0118] 硅油砂制备过程如下：将砂重1％的硅油用20倍石油醚稀释，与石英砂搅拌均匀，室温下挥发20小时后，放入电热鼓风干燥箱中加热至180℃，恒温8小时；

[0119] 2)中性及水湿岩心制作：用未经处理石英砂和环氧树脂，采用20％邻苯二甲酸二丁脂做为增韧剂、7％乙二胺做固化剂，所制作的人造岩心具有中性偏亲油的润湿性质；

[0120] (5)岩心孔隙结构控制：取低渗透性天然岩心，压碎成20-40目颗粒，人造岩心拌砂后，成型前均匀加入30％天然岩心碎屑，加压成型后所制作的人造岩心孔吼分布接近于天然岩心。

[0121] 优选地，所述岩心渗透率控制为在加压强度3MPa及σ＝0.8条件下，选用 分别为2.1、2.4、2.7、3.0、3.3、3.6、3.9和4.2的粒度组成制作了一系列人造岩心。

[0122] 为了更详细地说明本发明的技术方案，将与本发明相关的技术详述如下：

[0123] 1.1人造胶结岩心制造技术

[0124] 1.1.1工艺技术路线选择

[0125] 物理模型研制的任务，就是在保证其物性与实际地层相似的基础上，提高其渗透率、孔隙度等参数的控制精度，使制作出的均质及非均质模型具有较好的重复性。

[0126] 目前国内人造胶结岩心胶结方式主要有环氧树脂胶结和烧结法。由于烧结法需要较高的温度，对于大尺寸模型的制造难度较大，而环氧树脂可以常温(室温-120℃)固化，因而环氧树脂胶结法在国内得到了较为广泛的使用。本项工作就是以环氧树脂为胶结剂，探讨岩心制作参数控制方法。

[0127] 在成型工艺上，大庆及北京石油勘探开发研究院采用振夯机夯实法，即利用振夯机产生的机械震动，将拌胶后的石英砂夯实。本项工作是采用了压力实验机加压制作工艺。与夯实法相比较，该技术显著提高了模型的重复性和各部位的均匀型，是岩心制作较为理想的成型工艺技术。

[0128] 1.1.2岩心渗透率控制方法

[0129] 在岩心渗透率控制方法上，前人采用以下方法：用不同粒级的石英砂按一定配比配制成基准砂，通过调整基准砂和细砂的比例，制作较低渗透率岩心，调整基准砂与粗砂的比例制作高渗透性岩心。本项工作采用如下方法：

[0130] 对于天然碎屑岩，其颗粒大小分布具有一定的规律。一般情况下，如果定义Φ＝-log2d，其中d为颗粒直径，则Φ值分布近似于正态分布规律。也就是说，碎屑岩颗粒Φ值的分布参数直接影响其物性参数。

[0131] 岩心制作过程中，石英砂粒度分布无疑是决定岩心物理性质的主要因素，如果控制一定的加压强度、胶质用量及粒度分布方差σ，则 (Φ中值)和岩心渗透率之间必然存在着很强的依赖关系。

[0132] 在加压强度3MPa及σ＝0.8条件下，选用 分别为2.1、2.4、2.7、3.0、3.3、3.6、3.9和4.2的粒度组成，制作了人造胶结岩心。图1给出了 与岩心渗透率之间的关系曲线(曲线1)。可以看出，岩心渗透率与 之间具有很好的相关性。

[0133] 与传统的配制基准砂，通过调整基准砂与细砂(或粗砂)配比控制岩心渗透率的方式相比，调整 控制岩心渗透率的方式具有一定的优势。一方面，由于粒度分布方差σ相同，不同渗透率岩心之间孔隙结构更加接近，因而更具科学性。另一方面，简化了基准曲线工作量(将基准曲线由两条减为一条)，因而更具实用性。

[0134] 综上所述，在选择石英砂合理粒度分布方差σ并控制制作工艺条件不变的情况下，通过调整石英砂粒度分布 值，可以较好地控制岩心渗透率。这种岩心渗透率控制方法具有较好的科学性和实用性。

[0135] 1.1.3岩心孔隙度控制方法

[0136] 岩心制作加压强度直接影响着模型渗透率、孔隙度等物性参数。为了研究加压强度的影响，选用不同配比的石英砂( 分别为2.1、2.4、2.7、3.0、3.3、3.6、3.9)，在加压强度分别为3、5、7.5、10和15MPa下制作岩心，恒温固化后钻取岩心，分析其物性变化规律。

[0137] 图2同时给出了不同配比的石英砂所制作的岩心，其渗透率与岩心制作加压强度之间的关系。从中可以看出，随加压强度的提高，岩心渗透率明显降低。

[0138] 图3给出了岩心孔隙度随岩心制作压力变化曲线。

[0139] 通过图1和图3标准曲线的结合，即可达到控制人造胶结岩心渗透率和孔隙度的目的。但由于受岩心制作条件制约，岩心制作压力的选择具有一定的范围，因而人造胶结岩心孔隙度的控制具有一定的局限性。

[0140] 1.1.4岩心润湿性控制方法

[0141] (1)弱亲油岩心制作

[0142] 将石英砂用量的三分之一进行硅油处理，使制作出的岩心呈弱亲油性。

[0143] 将部分40～60、60～100和100～200目石英砂用硅油处理，制备成硅油砂。制作岩心时由粗到细选用总用砂重量的三分之一(首先对粗砂40～60目进行硅油处理，若处理的砂量没达到总砂量的三分之一，再处理60～100目砂，直到处理的总砂量占全部砂量的三分之一为止。

[0144] 硅油砂制备过程如下：将砂重1％的硅油用20倍石油醚稀释，与石英砂搅拌均匀，室温下挥发20小时后，放入电热鼓风干燥箱中加热至180℃，恒温8小时。

[0145] (2)中性及水湿岩心制作

[0146] 用未经处理石英砂和环氧树脂(E-44)，采用20％邻苯二甲酸二丁脂做为增韧剂、7％乙二胺做固化剂，所制作的人造胶结岩心具有中性偏亲油的润湿性质。

[0147] 实验研究表明除石英砂表面性质外，胶结剂的表面性质同样对人造胶结岩心润湿性起着重要的作用。在固化剂中加入一定量添加剂可以显著改变所制作岩心的润湿性质。通过大量筛选实验工作，确定了一种油溶性非离子型表面活性剂(OP-10)，控制添加百分比，可以使制作的人造胶结岩心润湿性由中性偏亲油性向亲水性转化，从而达到一定程度上控制人造胶结岩心润湿性的目的。

[0148] 利用Amott法测定了上述方法制作出岩心的润湿性。表1给出了测定结果。从中可以看出，利用上述方法，可以较好地控制人造胶结岩心润湿性。

[0149] 表1.经不同方法处理的石英砂制作的岩心润湿性测定

[0150]岩心 硅油砂 普通砂 0.3％OP 1.0％OP
润湿指数 0.4 0.8 1.4 3.6
润湿性 弱亲油 中性偏亲油 中性偏亲水 弱亲水

[0151] 1.1.5岩心孔隙结构控制方法

[0152] 在天然岩心中，用压汞法测得的岩心孔吼分布曲线呈双峰态，而普通环氧树脂胶结岩心孔隙大小分布呈单峰。图4对比了天然岩心与这种人造胶结岩心的孔隙大小分布状态的差别。

[0153] 采用向石英砂中掺入天然岩心碎屑的方法可以制作出具有细微孔隙的人造胶结岩心。取低渗透性天然岩心，压碎成20-40目颗粒；在人造胶结岩心拌砂后，成型前均匀加入30％天然岩心碎屑，加压成型后所制作的人造胶结岩心孔吼分布接近于天然岩心(如图5所示)。

[0154] 1.2人造胶结岩心制作标准

[0155] 1.材料准备：

[0156] A.石英砂：石英含量99％以上。用震筛机重新筛选为40-60目、60-100目、100-200目、200目以下等几个级别。

[0157] B.环氧树脂：E-44。

[0158] C.临苯二甲酸二丁酯：化学纯以上。

[0159] D.乙二胺：化学纯以上。

[0160] D.丙酮：化学纯以上。

[0161] F.石油醚：化学纯以上。

[0162] 2.岩心制作工艺原理

[0163] (1)工艺技术路线选择

[0164] 环氧树脂加入固化剂和增韧剂后，经过丙酮稀释后与石英砂充分拌合，装入模具加压成型，120℃下恒温固化。

[0165] (2)岩心渗透率控制方法

[0166] 根据制备岩心渗透率控制标准曲线图1，通过调整石英砂粒度分布 值，实现人造胶结岩心渗透率控制

[0167] (3)岩心孔隙度控制方法

[0168] 通过图1和图3标准曲线的结合，可达到控制人造胶结岩心渗透率和孔隙度的目的

[0169] (4)岩心润湿性控制方法

[0170] A.弱亲油岩心制作

[0171] 将石英砂用量的三分之一进行硅油处理，制作出的岩心呈弱亲油性。

[0172] 硅油砂制备过程如下：将砂重1％的硅油用20倍石油醚稀释，与石英砂搅拌均匀，室温下挥发20小时后，放入电热鼓风干燥箱中加热至180℃，恒温8小时。

[0173] B.中性及水湿岩心制作

[0174] 用未经处理石英砂和环氧树脂(E-44)，采用20％邻苯二甲酸二丁脂做为增韧剂、7％乙二胺做固化剂，所制作的人造胶结岩心具有中性偏亲油的润湿性质。在固化剂中加入表面活性剂(OP-10)，可以使制作的人造胶结岩心润湿性由中性偏亲油性向亲水性转化。

[0175] (5)岩心孔隙结构控制方法

[0176] 取低渗透性天然岩心，压碎成20-40目颗粒，在人造胶结岩心拌砂后，成型前均匀加入30％天然岩心碎屑，加压成型后所制作的人造胶结岩心孔吼分布接近于天然岩心。

[0177] 3.岩心制作工艺参数确定

[0178] (1) 及加压强度确定

[0179] 加压强度与 值由人造胶结岩心渗透率与孔隙度，通过标准曲线图3确定。

[0180] (2)环氧树脂用量

[0181] 制作某种人造胶结岩心，如果40～60目、60～100目、100～200及200目以下各种组分石英砂用量分别为W1、W2、W3和W4，根据环氧树脂与比面积呈正比的原则，总环氧树脂用量：

[0182] W＝C×(16.8×W1+29.0×W2+57.5×W3+150×W4)

[0183] 其中常数C推荐选定为0.0012。

[0184] (3)增韧剂用量

[0185] 选用邻苯-二甲酸二丁酯作为环氧树脂增韧剂，用量为环氧树脂用量的20％。

[0186] (4)固化剂用量

[0187] 环氧树脂固化剂选用乙二胺，其较好的固化范围为环氧树脂用量的6～9％，模型制作时，其用量为环氧树脂重量的7％。

[0188] (5)稀释剂用量

[0189] 使用丙酮作为稀释剂，其用量X采用与石英砂比面呈正比的原则，各种渗透性模型制作均可较好的拌砂：

[0190] X＝D×(16.8×W1+29.0×W2+57.5×W3+150×W4)

[0191] 其中常数D选定为0.00065。

[0192] 4.岩心制作工艺流程

[0193] ①按设计渗透率、孔隙度及用砂量，选择 值及加压强度，并计算各粒级石英砂(包括硅油砂)用量以及胶结剂组成配比。

[0194] ②按配方称取各粒级石英砂，拌匀并过20目筛。

[0195] ③按比例配制环氧树脂胶结剂。

[0196] ④拌砂并过10目筛。

[0197] ⑤装入模具并加压恒定10分钟。

[0198] ⑥卸下模具，恒温120℃六小时以上。

[0199] ⑦根据需要，切割、钻取、整形。

[0200] 1.3大型三维物理模型制作及油水饱和度监测系统的安装

[0201] 1.3.1大型三维物理模型制作

[0202] 模型采用石英砂与环氧树脂胶结模型，对每一种渗透率，选择石英砂合理粒度分布均方差σ，通过调整石英砂粒度分布Φ(中值)，确定各种粒径砂子的用量与环氧树脂用量，将砂子搅拌均匀后，放入模具中加压成型。

[0203] 模型平面几何尺寸为60cm×60cm×4.5cm，从几何相似看，它可以模拟驱油过程中的各种注采方式。在模型的四角、边线的中点以及正方形的中心，各安装一口井。这样通过对各井的开关，就可以实现五点法井网、九点法井网和七点法井网注采方式。本次给出的模型是在模型的一条对角线的两端各开一口井，采用一注一采布井方式，用来模拟五点井网单元的四分之一，模拟的是层间非均质模型，模型示意图及参数见图6、图7及表3-1。

[0204] 表3-1层间非均质模型基本物性参数表

[0205]

[0206] 1.3.2油水饱和度监测系统的安装

[0207] 化学驱油水饱和度监测系统由供电电极、测量电极、传输电缆、数字量输出板、A/D转换接口板和计算机组成，测量电极是由直径1mm的两根铜漆包线组成，测量电极是在压制模型前，插入到模型中，平面上按10mm等距离分布；测量电极布好以后，将测量电极与扁电缆焊接，并与A/D转换板和计算机相连；本次处理流程在平面上各行各列分别布8对测量电极，共有64个测量电极检测点；纵向上按模型的分层情况，测量电极的一端插入待测层中部，另一端裸露在模型的表面。这就实现了使用不同时刻、不同位置的测量电极对饱和度进行测定的目的。

[0208] 1.4化学驱油水饱和度的确定

[0209] 1.4.1化学驱油水饱和度测量原理

[0210] 通常储集油气层的基质是不导电的，而岩石中的水溶解了盐份，盐在水中电离出正、负离子，在电场的作用下，离子运动，从而形成电流。盐浓度越大，导电率越大，电阻率越小。因此，驱替过程中油水饱和度的变化可通过模型内部各点电阻率值的变化进行确定。地层中电阻率的大小主要受孔隙介质的形状、水矿化度和油水比例的影响。当孔隙介质不变时，电阻率的大小只和水矿化度、含油水的比例有关。

[0211] 2、一维模型电阻率测量步骤及电阻率向含油饱和度转化原理

[0212] 水驱至含水98％后注入浓度为1000mg/L的超高分子量聚合物溶液0.25PV，再注入浓度为1000mg/L的中高分子量聚合物0.32PV，聚合物溶液均由1000mg/LKCl溶液配制，每隔半小时测各电极电阻。

[0213] 测量出了地层的电阻率，由Archie公式计算含水饱和度：

[0214]

[0215]

[0216] 式中：Rt-岩石含油电阻率(实测的电阻率)；

[0217] Ro-岩石完全含水电阻率；

[0218] Sw-含水饱和度；

[0219] b-系数；

[0220] n-饱和度指数。

[0221] 确定系数b和n的方法有岩心驱替实验法和经验系数法两种，纯砂岩一般取b＝1，n＝2。

[0222] 由Archie公式将测得的电阻率换算成含水饱和度，因所建立的人造模型的孔隙介质中只含有油和水，因Sw+So＝1，所以就可以得到含油饱和度So，再将电阻率与对应的含油饱和度绘制成含油饱和度与电阻率关系曲线，如图8表示。图8为稳态法测定的含油饱和度、电阻率关系曲线，其中各点的电阻率变化具有很好的一致性，说明模型中各点油水分布均匀，关系曲线具有代表性。

[0223] 绘制出含油饱和度-电阻率标准曲线后(图9)，在进行饱和度测量实验时，可通过测定模型中各点的电阻率，对应含油饱和度-电阻率标准曲线采用插值法计算出各点的油水饱和度。

[0224] 1.4.2饱和度测量技术

[0225] 平板模型的实验目的之一就是能获得模拟油藏条件下的渗流规律，饱和度分布规律的测量对研究剩余油分布、模拟计算以及开发设计有重要意义。测量饱和度较为常用的间接方法有：电阻率、微波、声波、CT图像法和核磁成像法等。相对而言，CT图像法和核磁成像法可以获得直观的饱和度分布状况，但是这两种方法对实验模型及流程有严格的限制，如模型尺寸等。声波和微波法也对实验条件有严格要求，并且测量精度较低。电阻率方法最为简单，并且电阻率法的优点是可以分辨出测试层含水、含油变化。电阻率法具有较强的测量分辨能力，能有效识别较小范围内的含水、含油饱和度。

[0226] 1、测量原理

[0227] 目前测井作业中较为常用的电阻率测井方法包括：感应测井、电极系测井、微球形聚焦测井和侧向测井等。其测量原理大致相同：通过供电电极A、B两电极供给强度为I的电流，在井壁周围建立电场，即在地层中建立电场，然后测量测量电极M、N两点间(位于A、B两电极之间)的电位差ΔUMN；ΔUMN的变化即反映了沿井孔剖面岩层电阻率的变化。图10为探针测量示意图。

[0228] 通过供电极A和B供给电流I，在地层中建立电场后，用测量电极M、N进行电位差测量，这个电位差反映了电场分布特性，从而反映电阻率变化。

[0229] 假设介质是均匀各向同性，其电阻率为R，以点电源为球心，以r为半径作一球。在球上电流密度为：

[0230]

[0231] 根据欧姆定律微分形式，得

[0232]

[0233] 将E积分得

[0234]

[0235] 如果电极系是由A、M、N组成，则

[0236]

[0237]

[0238] 则

[0239]

[0240] 电极系系数为：

[0241]

[0242] 电阻率测量供给低频(频率分档可调)矩形波交流电，测量M和N之间的电位差ΔUmn并按下式计算电阻率：

[0243]

[0244] R＝KRL (3.9)

[0245] K为电极系系数，它只与电系尺寸、类型有关，通过实验可以测得，由于电极环尺寸与电极系尺寸在同一数量级上，不能满足点电源的要求，无法用解析解或数值模拟确定电极系系数，只有在已知电导率的均匀介质中实际标定电极系数；RL为两个电极M、N之间的电阻值，所以只需要测得RL通过计算就可得电阻率。

[0246] 2、饱和度测量系统

[0247] 本申请所涉及的饱和度测量系统，主要是测量M、N两个电极间的电阻值，通过在A、B两段加上精准电压，再经精密的标准电阻和电极间电阻值组成一个回路，测量电极间电压值，通过换算可得到两个电极间的电阻值，从而由上位机计算得饱和度。为了能较精确的得到平板模型模拟油藏条件下的渗流规律，所以会将电极做点数很多，本系统通过PCI板卡输出16路开关控制信号，在采集板中可以控制128点(64组电极)，为了满足实验的需要，可以继续扩充。

[0248] 饱和度测量探针采用四电极系：A、B为供电极，M、N为测量电极，在电极棒上有三个电极，回路电极B在较远处。要在有限介质中准确测量电阻率，电极系不应该太大，才能尽量满足点电源的条件，但是由于受到探针制作工艺的限制，不可能做的很小。目前测量电极直径为1.0mm，两个电极之间的距离为10mm。

[0249] 3、饱和度计算

[0250] 测量出了地层的电阻率，由Archie公式计算含水饱和度：

[0251]

[0252]

[0253] 式中Rt-岩石含油电阻率(实测的电阻率)；

[0254] Ro-岩石完全含水电阻率；

[0255] Sw-含水饱和度；

[0256] b-系数；

[0257] n-饱和度指数。

[0258] 确定系数b和n的方法有岩心驱替实验法和经验系数法两种，纯砂岩一般取b＝1，n＝2。由Archie公式将测得的电阻率换算成含水饱和度，因所建立的人造模型的孔隙介质中只含有油和水，因Sw+So＝1，所以就可以得到含油饱和度So，再将电阻率与对应的含油饱和度绘制成含油饱和度与电阻率关系曲线，

[0259] 实施例1

[0260] 给出不同油藏地质条件采用不同类别和不同性质聚合物驱时的油水饱和度分布，深化认识各种不同化学驱替剂(聚合物、二元及三元)的驱油机理。

[0261] 应用该项技术，针对萨中油田北一、二排西部葡I1-葡I4油层，开展聚驱后应用不同化学驱(高浓度聚合物、二元及三元)进一步提高采收率技术研究。深入研究了一次聚驱后剩余油分布规律，给出了聚驱各阶段油水饱和度分布；给出了聚驱后应用高浓度聚合物、二元及三元驱替过程中油水饱和度变分布，不同化学驱的流场变化情况；确定了不同化学驱在非均质油层不同层位中剩余油分布规律以及波及系数大小；深化认识了高浓度聚合物、二元和三元的渗流机理；并且量化匹配扩大波及体积和提高驱油效率，在驱替各阶段对不同渗透层采收率的贡献大小。为该区块进一步合理、高效地挖潜剩余油提供技术储备。

[0262] 矿场应用情况。

[0263] 孤东油田七区中区块经过聚合物驱后转入后续水驱开发，单元含水上升速度快，产量递减迅速。通过分析该油田主力油层注聚前后油水饱和度分布可见，该区块进入后续水驱后，水淹严重，剩余油高度分散，从注入井向生产井含油饱和度逐渐降低，只在井间及边角地带的剩余油相对富集，但在平面、层间及厚油层顶部仍富集大量剩余油。依据油水饱和度分布规律开展以下剩余油挖潜措施：精细剩余油研究，完善注采井网；配套剩余油监测技术，治理注聚效果变差及失效井；实施整体调剖，改善注入剖面。

[0264] 通过深化聚驱后转水驱规律研究，实施配套挖潜技术含水上升幅度得到有效控制，实际含水逐渐接近理论预测趋势，注聚增油达到了方案设计增油指标。截至2008年124
月注聚区累增油106.8×10t，提高采收率6.13％，吨聚合物增油48.8t。其中转后续水驱
4
后增油40.7×10t，占目前总增油量的38.1％，后续水驱阶段仍是聚合物驱增油的重要阶段。

[0265] 实施例2

[0266] 研究驱替过程中的油水饱和度分布，对深化认识油田开发现状，指导油田精细挖潜，对进一步提高原油采收率，以及指导后续注聚区块聚合物驱开采，有至关重要的意义。

[0267] 应用该项技术，针对萨北开发区北二西西块二类油层，开展不同连通方式下水聚同驱实验研究。给出了不同连通方式下水聚同驱过程中油水饱和度分布情况，尤其是水聚接触带处的油水运动变化规律、含油饱和度变化情况；确定了最佳匹配的注聚与注水强度，对今后指导聚驱方案调整及提高二类油层聚驱采收率值起着至关重要的作用。

[0268] 矿场应用情况。

[0269] 靖安油田大路沟三区开采历史较短，且投产初期就已经进入了中含水期，含水达到30％以上。通过对该区的油水饱和度分布进行测试研究可见：长231层水驱方向受砂体连通性控制，西北部、中部水淹方向较多、南部水淹方向较少，油井受边水影响；通过计算得出该算区域长231层含油饱和度平均值为35·32％，剩余油的分布与水驱方向和含水饱和度的分布密切相关。这为弄清该区的剩余油分布状况、注入水的推进方向及范围，进一步搞清目前该区的注水现状及开发现状以及为挖剩余油挖潜工作提供了依据。

[0270] 实施例3

[0271] 对于聚驱后剩余油的进一步挖潜、厚油层水平井技术的应用，以及指导油田开发生产规划和提高综合效益均意义重大。

[0272] 应用该项技术，针对高246块莲花油层开展厚油层顶部水平井注水开发机理研究。给出了不同井网下水平井水驱油水饱和度分布规律以及波及系数大小；确定了厚层块状稠油油藏水平井顶部注水的作用机理。

[0273] 矿场应用情况。

[0274] 通过对萨中、萨北和喇嘛甸油田的北一、二排西、北二西东和北东块北部3个典型注聚区块油水饱和度分布情况的研究，深入认识了该区块的开发现状，细化了挖潜措施。在现有技术条件下主要开展了如下挖潜措施：注水井上主要采取对“三低”井区延长注聚时间、水井分层、水井层段细分、水驱井网水井补孔、长胶筒封堵、水井方案调整；采油井上主要采取高含水关井、薄差层压裂、高水淹层封堵。

[0275] 挖潜效果及评价：(1)2002年8月在北一区断东东块对聚用量相对较低，周围采出井含水较低，采聚浓度低的“三低”井区的29口井进行延长注聚，周围主要连通的21口采出井月含水上升速度下降0.16个百分点，产量递减幅度由6.9％控制到0.53％。(2)在采取对高渗透、高产液层堵水的同时，压裂低渗透薄差层，取得了明显的增油降水效果。1996年3
注聚区块共措施8口井，平均单井日产水下降23m，日产油增加14t含水下降了9.8％。到
4 3 4
目前已累计降水21.4×10m，累计增油5.8×10t。(3)针对聚驱后薄差层剩余油仍然较多的实际情况，对钻遇4m以上薄差层且与厚层有良好隔层的采油井采取压裂措施，萨中1996年注聚及1998年注聚区块在聚驱后共压裂50口，平均单井日增油10.7t平均有效期186d，
4
累计增油10.2×10t。(4)2004年6月15-27日在1996年注聚的北一区中块的中1-P48井
3 3
组开展含油污泥深度调剖试验，共计注入污泥2 655m，污泥密度1.2-1.52g/cm。调剖后注入压力为11.5Mpa，调剖前后对比注入压力上升3.7MPa。对比连通的3口正常生产井，有2口井效果明显，日产油上升，综合含水下降。

[0276] 如上述，已经清楚详细地描述了本发明提出的一种地层中含油饱和度的模拟测量方法及装置。尽管本发明的优选实施例详细描述并解释了本发明，但是本领域普通的技术人员可以理解，在不背离所附权利要求定义的本发明的精神和范围的情况下，可以在形式和细节中做出多种修改。