(CN108005634) Oil and gas reservoir physical model and wettability global quantitative simulation method thereof 机翻标题: 暂无翻译,请尝试点击翻译按钮。

源语言标题
(CN108005634) Oil and gas reservoir physical model and wettability global quantitative simulation method thereof
公开号/公开日
CN108005634CN108005634 / 2020-08-112018-05-08
申请号/申请日
CN201711223227 / 2017-11-29
发明人
YUE XIANG'ANFENG XUEGANGFU YOUJUNZHAO JUESHUNZOU JIRUIZHANG BOWANG XUGANGZHANG JUNBIN;
申请人
BEIJING SHIDA RONGZHI TECHNOLOGY CHINA UNIVERSITY OF PETROLEUM (BEIJING);
主分类号
IPC分类号
E21B-047/00 E21B-049/00
摘要
(CN108005634) The invention provides an oil and gas reservoir physical model and a wettability global quantitative simulation method thereof. The oil and gas reservoir physical model includes an oil wetting physical model and/or a water wetting physical model. The preparation method includes: evenly mixing model sand, an oil wetting regulating agent or a water wetting regulating agent, and a cementing agent, and performing after-treatment, and acquiring an experiment oil and gas reservoir physical model; an wetting contact angle of the oil wetting regulating agent is greater than 160 DEG C, and the heat resistance temperature of the oil wetting regulating agent is at least 200 DEG C; and a wetting contact angle of the water wetting regulating agent is less than 20 DEG C, and the heat resistance temperature of the water wetting regulating agent is at least 200 DEG C. The method can achieve quantitative controllability of the wettability of the experiment reservoir model in a full range from high lipophilicity to high hydrophily; the wettability of the reservoir model is constant in a whole experimental process; and the method can provide a basis for evaluation of influence of the oil reservoir wettability on seepage and oil displacement.
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地址
代理人
(CN108005634B) LIU JUAN ; BEIJING SANYOU INTELLECTUAL PROPERTY AGENCY LTD Reg. Nb: 11127 SHEN JINHUI ; BEIJING SANYOU INTELLECTUAL PROPERTY AGENCY LTD Reg. Nb: 11127
代理机构
;
优先权号
2017CN-1223227
主权利要求
(CN108005634) 1.一种油气储层物理模型润湿性全域量化模拟方法,该方法是基于油气储层物理模型进行的,所述油气储层物理模型包括油润湿物理模型和/或水润湿物理模型;其中,   所述油润湿物理模型的制备包括以下步骤:将模型砂、油湿调控剂和胶结剂混合均匀后进行后处理,得到油润湿物理模型;其中,所述油湿调控剂的润湿接触角大于160°,耐温温度至少为200℃;在所述油润湿物理模型中,将油湿调控剂与模型砂的重量之比记为Ro,所述Ro的取值不超过0.03;   所述水润湿物理模型的制备包括以下步骤:将模型砂、水湿调控剂和胶结剂混合均匀后进行后处理,得到水润湿物理模型;其中,所述水湿调控剂的润湿接触角小于20°,耐温温度至少为200℃;在所述水润湿物理模型中,将水湿调控剂与模型砂的重量之比记为Rw,所述Rw的取值不超过0.03;   所述方法包括以下步骤:   分别测定不同Ro值的油润湿模型的润湿指数,其中,所述Ro表示油湿调控剂与模型砂的重量之比;   分别测定不同Rw值的水润湿模型的润湿指数,其中,所述Rw表示水湿调控剂与模型砂的重量之比;   构建润湿指数与Ro和Rw的关系,以得到油气储层物理模型润湿指数在[-1.0-1.0]的全域化模拟结果。 2.根据权利要求1所述的方法,其中,所述油湿调控剂的粒径小于0.2μm。 3.根据权利要求2所述的方法,其中,所述油湿调控剂包括氟树脂。 4.根据权利要求3所述的方法,其中,所述油湿调控剂包括聚四氟乙烯、聚偏氟乙烯和氟化(甲基)丙烯酸酯中的一种或几种的组合。 5.根据权利要求1-4任一项所述的方法,其中,所述水湿调控剂包括亲水疏油性气相二氧化硅。 6.根据权利要求5所述的方法,其中,所述亲水疏油性气相二氧化硅的粒径为20nm-2μm。 7.根据权利要求1所述的方法,其中,所述Ro的取值为[0-0.0133]。 8.根据权利要求1所述的方法,其中,所述Rw的取值为[0-0.02]。 9.根据权利要求1所述的方法,其中,所述油润湿物理模型包括一系列不同Ro值的油润湿子物理模型。 10.根据权利要求1或9所述的方法,其中,分别测定不同Ro值的油润湿模型的润湿指数时,不同Ro的取值分别为0、0.0067、0.0107和0.0133。 11.根据权利要求1所述的方法,其中,所述水润湿物理模型包括一系列不同Rw值的水润湿子物理模型。 12.根据权利要求1或11所述的方法,其中,分别测定不同Rw值的水润湿模型的润湿指数时,不同Rw的取值分别为0、0.0067、0.01和0.02。 13.根据权利要求1所述的方法,其中,该方法还包括基于所述油气储层物理模型润湿指数在[-1.0-1.0]的全域化模拟结果,制备需要的润湿指数的油气储层物理模型的步骤,该步骤包括以下过程:   基于所述油气储层物理模型润湿指数在[-1.0-1.0]的全域化模拟结果,确定需要的润湿指数对应的Ro值或Rw值;   根据确定的Ro值或Rw值,制备需要的润湿指数的油气储层物理模型。
法律状态
GRANTED
专利类型码
BA
国别省市代码
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