本发明属于石油开采，具体涉及一种非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法。
背景技术：
1、水驱油二维物理模型是用于研究水驱油的微观驱油机理及检测剩余油分布的关键技术，二维物理模型的设计在很大程度上决定剩余油测定实验的成败与实验数据的质量。
2、目前二维水驱油仿真实验模型主要有刻蚀玻璃模型(佟颖,贾元元，2018)、石英砂填充模型(cn111101910a)、人造岩心(cn202011019259.2)和天然岩心，其中刻蚀、填砂和人造模型的孔喉特征、矿物成分等物性与油层岩石的物性差异较大；天然岩心与油层岩石高度相似。刻蚀、填砂或人造模型因其孔喉特征等与真实油层岩石差异大，导致水驱油实验得到的水驱油潜力与采收率结果存在较大误差，不能客观准确地评价真实油藏的潜力及水驱采收率。以往的天然岩心驱替实验，主要是一维驱替，主要体现线性驱替，不能反映径向渗流和其它类型的流线，也不能反映二维非均质性对采收率的影响。
3、cn111101910a提供一种底水二维平板物理模型水驱油实验装置，包括长方体壳体，其由上到下填充单层或多层胶结石英砂，下部根据油藏实际参数计算得到底水区域的渗透率以及高度，填充符合该渗透率级别的胶结石英砂。长方形壳体前端玻璃板右侧顶部设采出口，长方体壳体左侧玻璃条下端设注入口，利用柱塞泵定流量地将中间容器中的模拟原油驱替至底水二维平板物理模型注入口，采出口通过油水分离器记录油的液面刻度从而确定采出油量，正前方设置摄像机，实时采集油水分布情况的图像。所述装置可以定量采集模型的出油、出液量，适用于波及系数及剩余油的定量研究。该专利中的模型是胶结石英砂模型。
4、cn109989741a提供一种非均质油藏开发物理模型及其制备方法和应用。所述物理模型包括模型本体和包覆在所述模型本体表面的密封层，所述模型本体包括底水区、设置在所述底水区上方的渗透区和水平管，所述渗透区包括沿所述模型的长度方向设置的高渗区、中渗区和低渗区，所述水平管穿过所述高渗区、所述中渗区和所述低渗区，所述物理模型上设置有安装孔。所述非均质油藏开发物理模型可以较好地模拟底水驱动油藏水平井开发过程和评价堵水措施效果。该专利中制作的模型属于胶结剂和石英砂的混合压制人造模型。
5、cn202210093390.6提供一种定量分析岩心剩余油的方法及系统。得到了驱替后岩心的油水含量，进而获得岩心的剩余油含量。本发明能确定驱替后岩心内剩余油含量，但是该发明没有给出不同尺度孔隙内剩余油的确定方法。
6、cn201910567326.5提供基于核磁共振t2谱评估含水饱和度的方法和装置。实现了计算测井含水饱和度sw，但该发明无法应用于水驱实验后条件下的孔隙内剩余油的确定。
7、cn201710168433.1提供一种基于高精度成像的微观剩余油定量评价方法。用高精度扫描设备扫描岩心，根据实际需求设计并开展微观驱替实验；获取不同驱替状态下流体分布数据；本发明可定性观测岩心孔隙结构和流体分布变化、定量评价岩心中的微观剩余油分布变化，无法实现不同尺度孔隙内剩余油的定量计算。
8、对比分析前人实验认为，实验室内天然砂岩平板模型要比填砂等人造模型在孔隙介质仿真程度、流线特征、驱油力学机理等方面更能体现油藏渗流的真实情况。因此，本发明在调研国内外核磁共振成像技术在水驱油实验中使用情况基础上，发明了一种非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法。该方法可以定量描述非均质砂岩驱替至矿场一定程度条件下，岩心不同部位孔隙中剩余油分布比例以及剩余油的二维分布规律。基于此建立宏观非均质参数渗透率与微观孔隙中剩余油分布相关关系，准确反映储层非均质对剩余油分布规律的影响，为油田开发潜力评价及技术调整策略制定提供有力依据。
9、参考文献：
10、(1)佟颖,贾元元.基于刻蚀模型的高渗条带控制下剩余油微观赋存特征[j].科学技术与工程,2018,18(28):7.
11、(2)cn111101910a,底水二维平板物理模型水驱油实验装置及实验方法.
12、(3)cn202011019259.2,一种基于数字岩心实现人造岩心定量制作方法.
13、(4)cn109989741a,一种非均质油藏开发物理模型及其制备方法和应用.
14、(5)cn202210093390.6,一种定量分析岩心剩余油的方法及系统.
15、(6)cn201910567326.5,基于核磁共振t2谱评估含水饱和度的方法和装置.
16、(7)cn201710168433.1,一种基于高精度成像的微观剩余油定量评价方法。
技术实现思路
1、本发明主要目的是提供一种非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法。本发明所述方法能够确定天然岩心中不同尺度孔隙内剩余油的分布及呈现各位置剩余油的含量，克服了现有技术的不足。
2、为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
3、本发明提供一种非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法，所述方法包括以下步骤：
4、选取研究区一整块非均质天然砂岩，切割出两块大小形状相同的样品a、b，作为非均质天然砂岩物理模型；
5、将样品a切割成若干大小形状相同的岩心样品，对每块样品进行渗透率测定，反映物理模型不同部位的宏观非均质特征；
6、对样品b开展非均质天然砂岩水驱油物理模拟，获取实际剩余油体积；水驱油物理模拟结束后，按切割样品a的方法将样品b分割成若干大小形状相同的岩心样品进行t2谱分析，获取每块岩心样品的剩余油相对量，根据实际剩余油体积，计算得到样品b中每块岩心样品的剩余油量；同时，对样品b进行核磁共振成像，得到可视化的剩余油分布状况；建立储层非均质与孔隙剩余油相关关系。
7、进一步地，样品a中每块样品的渗透率、非均质特征需符合模拟油藏的要求，否则重新进行选样。
8、进一步地，对样品b开展非均质天然砂岩水驱油物理模拟时，在模拟地层水加入顺磁性物质，顺磁性物质的质量百分比为0.4％-1.0％。
9、进一步地，所述顺磁性物质为氯化锰。
10、进一步地，建立储层非均质与孔隙剩余油相关关系的方法为：根据样品a中每块圆柱形岩心样品的渗透率与样品b中相应的岩心样品的剩余油量建立渗透率与剩余油量间的关系模型。
11、进一步地，样品b中每块岩心样品的剩余油量具体的获取方法为：
12、(1)测出每块岩心样品的t2值；
13、(2)根据t2谱测试，将核磁共振t2谱图像转化为含油孔隙半径分布；
14、(3)计算不同含油孔隙半径范围的面积值；
15、(4)按照面积值的比值，可以求出每块岩心每个范围孔隙内剩余油的相对量，再结合实际剩余油体积，得到每块岩心所有孔隙内剩余油，求和得到为每块岩心内的剩余油量。
16、与现有技术相比，本发明具有以下优势：
17、本发明选取天然非均质岩心，取样方向、几何形状、水驱油速度、注采井位部署与实际油层水驱开发一致，通过精选岩块，切割成两块大小形状完全相同的样品a、b；对样品a块切割成若干个岩心样品测定其孔渗参数，实现了模孔渗参数确定和非均质性的度量，又实现了不破坏驱油实验所用样品b的整体性，为实现从天然砂岩选取制作满足非均质性要求的平板模型，提供了可靠的手段。
18、本发明方法结合二维平板模型驱油过程油水量测定、计量，定量计算了模型宏观剩余油，实现了t2谱信号转化为二维非均质模型各测点的宏观剩余油饱和度和不同尺度孔隙内微观剩余油的定量确定方法。在此基础上，建立的储层不同部位宏观渗透率—微观孔隙剩余油分布相关关系，宏观、微观相结合，更有针对性地指导开发生产实践。
19、说明书附图：
20、下面结合附图对本发明所述的非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定新方法做进一步的详细描述。
21、图1为本发明所述非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法的具体实施流程图。
22、图2为本发明实施例1中进行驱替实验所用装置示意图。
23、图3为地层水中不同浓度锰离子对t2谱和核磁共振成像的影响图。
24、图中1-平流泵、2-活塞型中间容器、3-三通、4-压力传感器、5-注入阀门、6-实验平板模型、7-采出阀门、8-实验底座、9-计量容器。
25、图4为本发明实施例1中不同部位渗透率与剩余油分布关系图。
26、图5为本发明实施例1中不同部位岩心的核磁共振成像图。
27、图6为本发明实施例1中不同部位岩心的不同孔径内剩余油分布图。
1.一种非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法，其特征在于，包括以下步骤：
2.根据权利要求1所述非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法，其特征在于，样品a中每块样品的渗透率、非均质特征需符合模拟油藏的要求，否则重新进行选样。
3.根据权利要求2所述非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法，其特征在于，样品a中每块样品的渗透率为50md-750md，渗透率变异系数>0.2。
4.根据权利要求1所述非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法，其特征在于，对样品b开展非均质天然砂岩水驱油物理模拟时，在模拟地层水加入顺磁性物质，顺磁性物质的质量百分比为0.4％-1.0％。
5.根据权利要求4所述非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法，其特征在于，所述顺磁性物质为氯化锰。
6.根据权利要求1所述非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法，其特征在于，建立储层非均质与孔隙剩余油相关关系的方法为：根据样品a中每块圆柱形岩心样品的渗透率与样品b中相应的岩心样品的剩余油量建立渗透率与剩余油量间的关系模型。
7.根据权利要求1所述非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法，其特征在于，将样品a切割成8-16块大小相同的圆柱形岩心样品。
8.根据权利要求1或6所述非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法，其特征在于，样品b中每块岩心样品的剩余油量具体的获取方法为：
9.根据权利要求8所述非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法，其特征在于，步骤(2)中利用砂岩横向弛豫时间与孔隙大小的转换公式，将核磁共振t2谱图像转化为含油孔隙半径分布；
10.根据权利要求8所述非均质天然砂岩二维水驱油条件下孔隙尺度的剩余油实验测定方法，其特征在于，步骤(3)计算不同含油孔隙半径范围的面积值的方法为：根据含油孔隙半径与信号幅度的关系，得到信号幅度与含油孔隙半径的关系式a，进一步得到信号幅度曲线与围成的面积的关系式b；对关系式b积分的上下限进行分段，即可计算不同含油孔隙半径范围的面积值。
