一种高浓度乳化液渗流阻力预测方法

1.本发明涉及采油工程技术领域，具体涉及一种高浓度乳化液渗流阻力预测方法。


背景技术：

2.原油采收率是驱油过程中宏观波及效率与微观洗油效率的乘积。然而，受储层非均质性影响，注入水进入地层后将优先沿高渗透条带流动并逐渐形成水窜通道；同时，因油水粘度存在明显差异，油水前缘易出现粘性指进，造成波及效率进一步降低。因此，增强驱油剂流度控制能力是大幅度提高原油采收率的必然选择。乳化液为油水混合形成的分散体系，其在多孔介质中渗流时会因自身黏度和叠加贾敏效应产生高流动阻力。利用乳化剂在油层中就地形成乳化液段塞能够改善驱替流体与原油之间的流度比，并降低油藏渗透率非均质带来的区域间渗流阻力差异，从而提高波及效率。但不同性质乳化液在不同渗透率储层中形成的渗流阻力差距显著，过低的渗流阻力增幅对波及效率的提升不明显，而过高的渗流阻力增幅会造成驱油剂注入困难。因此，准确预测乳化液在多孔介质中的渗流阻力对优化乳化液的驱油效果至关重要。
3.到目前为止，描述乳化液渗流的经典数学模型有三种，分别是本体黏度模型、乳滴阻滞模型和过滤模型。其中alvarado和marsden提出本体黏度模型认为乳化液为连续的单相液体，忽略了液滴与孔壁之间的相互作用和液滴堵塞孔喉时产生的毛管力。而mcauliffe提出的乳滴阻滞模型只考虑了乳化液滴粒径大于孔隙喉道时，液滴堵塞孔喉的情况，并未考虑乳化液滴粒径小于孔隙喉道时，多个液滴堆积从而堵塞孔喉的情况。soo和radke提出的过滤模型是目前应用最为广泛的模型，但只适合描述内相含量不足3％的稀浓度乳化液的渗流行为。然而实际油藏中，乳化液的内相含量通常超过10％，甚至达到50％～60％，因此亟需建立能够准确描述高浓度乳化液渗流阻力的数学模型，进而形成高浓度乳化液渗流阻力预测方法。


技术实现要素：

4.鉴于此，本发明目的在于提供一种高浓度乳化液渗流阻力预测方法，用于准确预测高浓度乳化液渗流阻力。
5.为解决上述至少一个技术问题，本发明提供的技术方案是：
6.提供了一种高浓度乳化液渗流阻力预测方法，包括以下步骤：
7.步骤s1：选择测试用乳化液，测定测试用的乳化液的液滴平均粒径；
8.实际油藏中采用的乳化液内相含量通常超过10％，因此，本发明的一种实施方式在于，选择需要进行预测的乳化液时，其内相含量应当在10％以上。
9.进一步的，选定测试用乳化液之后，采用步骤s1中所述乳化液的液滴平均粒径的测量方法对其进行测量：使用在常温下使用光学显微镜对乳化液微观形貌进行显微成像，利用软件对视域范围内任选的50-100颗乳化液进行粒径测量，并利用式(6)计算乳化液平均粒径ds：
[0010][0011]
式(6)中，ni——累积频率为i％时乳化液液滴的数量；
[0012]di
——累积频率为i％时乳化液液滴对应的粒径大小(μm)
[0013]
步骤s2：结合待预测多孔介质的物理参数与乳化液的液滴平均粒径，计算出乳化液与待测多孔介质粒孔比，其中，待预测多孔介质的物理参数为包括长度、渗透率、横截面积、孔隙度、孔喉半径、平均颗粒直径，粒孔比如式(1)所示计算：
[0014][0015]
式(1)中，λ
l
为粒孔比，ds为液滴平均粒径，μm，r为孔喉半径，μm；
[0016]
在实际施工时，可能存在不便于或难以对多孔介质进行取样的情况，因此需要采用本发明中的预测对乳化液在多孔介质中产生的渗流阻力进行预测，其中，待预测多孔介质的物理参数包括多孔介质长度、多孔介质横截面积、多孔介质渗透率、多孔介质孔隙度、孔喉半径、多孔介质颗粒直径、平均孔隙半径，可采用与油藏工程常规计算一致的方法获取，而对于待预测多孔介质的多孔介质平均颗粒直径，则可根据式(7)计算得出：
[0017][0018]
式(7)中，为多孔介质孔隙度，k为多孔介质渗透率，d；
[0019]
孔喉半径r可由公式(8)得到：
[0020][0021]
式(8)中，ra为平均孔隙半径，μm，dz为多孔介质平均颗粒直径，μm，为多孔介质孔隙度，l为多孔介质长度，cm，。
[0022]
在获得了待预测多孔介质孔喉半径的基础上，结合步骤s1中得出的乳化液的液滴平均粒径，可依照式(1)计算出乳化液与待预测多孔介质的粒孔比。
[0023]
步骤s3：根据乳化液与待预测多孔介质的粒孔比，选择计算待预测多孔介质渗流阻力的模型，并利用选择的模型对应计算得出待预测多孔介质的渗流阻力。
[0024]
乳化液在多孔介质中的渗流阻力δpe由乳化液因黏性产生的粘滞力δpv和因贾敏效应产生的总毛细管阻力δpd组成，如式(9)所示：
[0025]
δpe＝δpv+δpdꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(9)
[0026]
其中，乳化液粘滞力δpv的计算公式如式(10)所示：
[0027][0028]
式(10)中，δpe为渗流阻力，qe为乳化液的流量，ml/min，μe为乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度，mpa
·
s，l为多孔介质长度，cm，a为多孔介质横截面积，cm2，k为多孔介质渗透率，d。
[0029]
总毛细管阻力δpd由产生毛管力的孔喉数量nc和乳化液滴通过单一孔喉时的拉普拉斯压差δpc组成：
[0030][0031]
式中，σ为乳化液界面张力，mn/m，ds为液滴平均粒径，μm。
[0032]
产生毛管力的孔喉数量nc与多孔介质中总孔喉数量n
p
和液滴封堵率φf相关，其表达式如式(12)所示：
[0033]
nc＝n
p
×
φfꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(12)
[0034]
式(12)中的总孔喉数量n
p
是多孔介质中毛细管根数nq和单根毛细管中孔喉数量ns的乘积：
[0035]np
＝nq×ns
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(13)
[0036]
式(13)中，毛细管根数nq的计算公式为：
[0037][0038]
式(8)和式(14)中的ra为平均孔隙半径(μm)，其计算方法如式(15)所示：
[0039][0040]
式(15)中，τ为孔道迂曲度，k为多孔介质渗透率，d，为多孔介质孔隙度。
[0041]
式(13)中单根毛细管中孔喉数量ns的计算公式为：
[0042][0043]
式(16)中：l为多孔介质长度，μm
[0044]dz
为多孔介质平均颗粒直径，μm
[0045]
式(12)中的液滴封堵率φf是孔喉的捕集效率pb和液滴的通过效率p
t
的乘积，其满足式(17)所示的关系：
[0046]
φf＝p
t
×
pbꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(17)
[0047]
其中孔喉的捕集效率pb为孔喉能捕集到液滴的效率，液滴的通过效率p
t
为液滴通过的孔喉数量与岩心中总孔喉数量之比。捕集效率和通过效率的取值与液滴粒径和孔喉直径的相对大小密切相关。当液滴粒径小于孔喉直径时，即粒孔比λ
l
《1，单液滴可以无阻碍的通过孔喉，因此通过效率p
t
≈1。但若液滴通过孔喉时吸附在壁面，则孔喉有效直径减小，后续液滴会被捕集在该处发生堵塞。此时孔喉的捕集效率pb由液滴接触孔喉壁的接触效率pf和液滴接触后吸附在孔喉壁上的吸附效率pa组成，其表达式如式(18)所示：
[0048]
pb＝pf×
paꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(18)
[0049]
接触效率pf等于液滴平均粒径与孔喉直径之比，即粒孔比λ
l
：
[0050]
pf＝λ
l
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(19)
[0051]
因此，当粒孔比λ
l
＜1时，待预测岩样的渗流阻力依照式(3)计算：
[0052][0053]
其中，δpe为渗流阻力，qe为乳化液的流量，ml/min，μe为乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度，mpa
·
s，l为多孔介质长度，cm，a为多孔介质横截面积，cm2，k为多孔介质渗透率，d，σ为乳化液界面张力，mn/m，ds为液滴平均粒径，μm，ra为平均孔隙半径，μm，为多孔介质孔隙度，dz为多孔介质的平均颗粒直径，μm，λ
l
为多孔介质的粒孔比，pa为乳化液吸附效率。
[0054]
当粒孔比λ
l
《1时，液滴因表面化学力吸附在孔喉处，其吸附效率pa只与乳化液的性质相关。通过预先测定某内相含量乳化液通过岩心的压差，结合上述式(11)—式(19)和式(3)，可反算出该浓度乳化液的吸附效率pa。
[0055]
当液滴粒径大于或等于孔喉直径时，即粒孔比λ
l
≥1，液滴通过孔喉时会被孔喉捕集产生毛管力，因此捕集效率pb≈1。此时每个液滴通过孔喉都会产生毛管阻力，导致液滴在多孔介质运移过程中选择通过孔喉直径大的孔道，使得液滴的通过效率p
t
《1，且随着多孔介质孔喉直径减小，液滴的通过效率减小。
[0056]
由此可知，当粒孔比λ
l
≥1时，液滴的通过效率p
t
只与粒孔比相关λ
l
，通过预先测定任意一种乳化液通过不同渗透率岩心的压差，可以拟合得出通过效率与粒孔比的关系式，从而计算出不同粒孔比时乳化液滴的通过效率。
[0057]
因此，当粒孔比λ
l
≥1时，待预测岩样的渗流阻力依照式(2)计算：
[0058][0059]
其中，δpe为渗流阻力，qe为乳化液的流量，ml/min，μe为乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度，mpa
·
s，l为多孔介质长度，cm，a为多孔介质横截面积，cm2，k为多孔介质渗透率，d，σ为乳化液界面张力，mn/m，ds为液滴平均粒径，μm，ra为平均孔隙半径，μm，为多孔介质孔隙度，dz为多孔介质平均颗粒直径，μm，p
t
为液滴通过效率。
[0060]
综上可知，步骤s3中对于待预测岩样的渗流阻力预测方法为，首先计算出待预测多孔介质的粒孔比是λ
l
≥1还是λ
l
＜1，再分别利用计算得到和直接测得的待预测多孔介质的物理参数带入式(2)或式(3)中，若需要代入式(2)，则需要计算出乳化液在待预测多孔介质中的液滴通过效率p
t
，若需要代入式(3)，则需要计算出乳化液在待预测多孔介质中的乳化液吸附效率pa，最后根据选择的式子类型计算出待预测多孔介质的渗流阻力。
[0061]
进一步的，所述液滴通过效率p
t
的计算方法具体包括以下步骤：
[0062]
步骤1：选择一定数量的岩样测试物理参数和粒孔比，选择其中多组粒孔比λ
l
≥1的岩样作为对比岩样，其中，各组对比岩样需要测试的物理参数与步骤s1中待预测多孔介质的物理参数相同；
[0063]
步骤2：将步骤s2中的乳化液分别注入各组对比岩样，待压力稳定时记录各组对比岩样两端压差，将该压差作为各组对比岩样的渗流阻力，并分别计算出各组对比岩样中乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度；
[0064]
步骤3：将各组对比岩样的物理参数、粒孔比、乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度、各组对比岩样的渗流阻力带入式(2)中，计算乳化液在各组对比岩样中的液滴通过效率pt’；
[0065]
步骤4：利用各组岩样的粒孔比和乳化液在各组对比岩样中的液滴通过效率pt’进行拟合，选择使得r2＞95％的拟合方法所得出的结果作为乳化液在多孔介质中渗流的通过效率与粒孔比的关系式；
[0066]
步骤5：将步骤s2中待预测多孔介质的粒孔比带入步骤4中得到的关系式中，得出乳化液在待预测多孔介质中的液滴通过效率p
t
。
[0067]
进一步的，所述乳化液吸附效率pa的计算方法具体包括以下步骤：
[0068]
步骤1：选择一定数量的岩样测试粒孔比，选择其中一组粒孔比λ
l
＜1的岩样作为对比岩样，测试对比岩样的物理参数，其中，对比岩样需要测试的物理参数与步骤s1中待预测多孔介质的物理参数相同；
[0069]
步骤2：将步骤s2中的乳化液注入对比岩样，待压力稳定时记录对比岩样两端压差，将该压差作为对比岩样的渗流阻力，并计算出对比岩样中乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度；
[0070]
步骤3：将对比岩样的物理参数、粒孔比、乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度、对比岩样的渗流阻力带入式(3)中，计算出乳化液在待预测多孔介质中的乳化液吸附效率pa。
[0071]
此外，本发明的一种实施方式在于，所述乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度μe的计算方法包括下步骤：
[0072]
步骤1：根据乳化液的流量，计算其在对应岩样中的渗流速率；
[0073]
步骤2：利用渗流速率计算出乳化液在对应岩样中的剪切速率；
[0074]
步骤3：然后在流变仪中测出乳化液在步骤2中得到的剪切速率下的剪切粘度，即为乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度μe。
[0075]
由于高浓度乳化液具有剪切稀释性，所以在计算乳化液粘滞力时，乳化液的黏度应为乳化液在多孔介质中渗流对应的剪切黏度。利用式(5)可将乳化液在多孔介质的渗流速率转换为剪切速率，通过测量乳化液的流变性即可获得其在某剪切速率下的剪切黏度。
[0076]
因此，步骤1中渗流速率按照式(4)计算：
[0077][0078]
其中，v为渗流速率，μm/s，qe为乳化液的流量，ml/min，为多孔介质孔隙度，a为多孔介质横截面积，cm2；
[0079]
步骤2中剪切速率按照式(5)计算：
[0080][0081]
其中，γ为剪切速率，s-1
，v为渗流速率，μm/s，τ为多孔介质孔道迂曲度，k为多孔介质渗透率，d，为多孔介质孔隙度。
[0082]
在式(5)以及前述式(15)中，孔道迂曲度τ均可由式(20)所示的谢尔宾斯基地毯公式计算得到：
[0083][0084]
式中，为多孔介质的孔隙度。
[0085]
由此建立起乳化液流量qe与乳化液在多孔介质中的剪切速率γ的关系，进而可利用乳化液流量qe得出乳化液在该剪切速率下的剪切粘度μe。
[0086]
值得注意的是，在计算待预测多孔介质的乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度μe时，乳化液流量qe可采用与前述对比岩样相同的流量，多孔介质孔隙度多孔介质横截面积a、均可通过其余测井手段获得，从而能够顺利计算得出待预测多孔介质的剪切粘度。
[0087]
本发明起到的技术效果是：
[0088]
1、本发明针对实际驱油过程中形成乳化液的普遍特点——内相含量大于10％，建立了能够准确预测乳化液在不同渗透率多孔介质中流动阻力的高浓度乳化液渗流阻力数学模型，利用待预测储层基本物性参数即可实现预测效果，相对于取样测试有效降低了成本。
[0089]
2、本发明中的模型同时考虑了高浓度乳化液的剪切稀释性以及乳化液滴与孔喉直径匹配关系不同时如粒孔比《1时和粒孔比≥1时的孔喉堵塞情况，考察范围更加全面。
具体实施方式
[0090]
下面结合实施例对本发明作进一步地的详细说明。
[0091]
为使本发明实施方式的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施方式中的实施例，对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施方式是本发明一部分实施方式，而不是全部的实施方式。基于本发明中的实施方式，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本发明保护的范围。因此，以下对在实施例中提供的本发明的实施方式的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施方式。
[0092]
实施例1：
[0093]
(1)测定乳化液粒径
[0094]
选取内相含量为60％的w/o乳化液作为测试乳化液，利用显微镜测定出内相含量60％w/o乳化液的液滴平均粒径为1.96μm。
[0095]
(2)待预测多孔介质的物理参数的确定
[0096]
不同于实际使用时采用储层物性参数，为验证实验效果，实验中采用岩心代替待预测层直接测定物理参数，即选择待预测层岩心编号为3#，作为验证岩心，测量如表1所示
的物理参数，其中岩心孔隙度和渗透率的测量计算方式为：将岩心置于100℃恒温烘箱中干燥，得到岩心的干重，随后对岩心饱和地层水，测量岩心湿重后，将岩心放入岩心夹持器中，以1ml/min的注入速度将地层水注入岩心中，测量计算岩心孔隙度和渗透率。
[0097]
表1待预测岩心物理参数
[0098][0099]
(3)测定乳化液在验证岩心中的剪切黏度
[0100]
根据式(5)计算得出乳化液以0.74ml/min在验证岩心中流动对应的剪切速率，并利用流变仪测定乳化液在该剪切速率下的剪切黏度，结果如表2所示。
[0101]
表2待预测岩心中乳化液性质参数
[0102][0103]
(4)确定粒孔比λ
l
，判断渗流阻力计算方法
[0104]
根据孔喉直径与乳化液滴平均粒径计算得到内相含量60％的w/o乳化液在3#岩心中流动的λ
l
为0.51，因此乳化液滴在3#岩心中产生的渗流阻力采用式(3)计算。
[0105]
(5)对比岩样选择
[0106]
取对比岩样岩心编号为1#岩心，采用与3#岩心相同的方式处理后测量和计算与3#岩心相同的物理参数，结果如表3所示：
[0107]
表3对比岩样岩心物理参数
[0108][0109]
并按照与3#岩心相同的方法测试乳化液以0.74ml/min在1#岩心中流动对应的剪切速率等参数，其结果如表4所示：
[0110]
表4对比岩样岩心中乳化液性质参数
[0111][0112]
根据孔喉直径与乳化液滴平均粒径计算得到内相含量60％的w/o乳化液在1#岩心中流动的λ
l
为0.74，因此乳化液滴在1#岩心中产生的渗流阻力采用式(3)计算。
[0113]
(5)确定乳化液吸附效率
[0114]
测试内相含量60％w/o乳化液在1#岩心流动产生的渗流阻力，其结果为0.882mpa，将该结果带入公式(3)中，反算出该乳化液的吸附效率pa为0.1297。
[0115]
(6)预测乳化液渗流阻力
[0116]
根据公式(3)和内相含量60％w/o乳化液在3#岩心流动时的吸附效率pa0.1297，计算出内相含量60％w/o乳化液在3#岩心流动产生的渗流阻力为0.327mpa。
[0117]
(7)模型验证
[0118]
将内相含量60％的w/o乳化液以0.74ml/min的速度注入3#岩心直至压力稳定，得到稳定压力为0.326mpa。
[0119]
与验证岩心直接测试得出的实验数据比对可以发现，模型计算的注入压差与实验数据吻合度达到99.7％，说明该模型能够准确地预测液滴粒径小于孔喉直径时高浓度乳化液在岩心中的流动阻力。
[0120]
实施例2：
[0121]
(1)测定乳化液粒径
[0122]
选取内相含量为60％的w/o乳化液作为测试乳化液，利用显微镜测定出内相含量60％w/o乳化液的液滴平均粒径为1.96μm
[0123]
(2)待预测多孔介质的物理参数的确定
[0124]
同实施例1中的方式，选择待预测多孔介质岩心编号为4#，作为验证岩心，测量如表5所示的物理参数，其中岩心孔隙度和渗透率的测量计算方式为：将岩心置于100℃恒温烘箱中干燥，得到岩心的干重，随后对岩心饱和地层水，测量岩心湿重后，将岩心放入岩心夹持器中，以1ml/min的注入速度将地层水注入岩心中，测量计算岩心孔隙度和渗透率。
[0125]
表5待预测岩心物理参数
[0126][0127]
(3)测定乳化液粒径与剪切黏度
[0128]
根据式(5)计算得出乳化液以0.74ml/min在岩心中流动对应的剪切速率，并利用流变仪测定乳化液在该剪切速率下的剪切黏度，结果如表6所示。
[0129]
表6待预测岩心中乳化液性质参数
[0130][0131]
(4)确定粒孔比λ
l
，判断渗流阻力计算方法
[0132]
根据孔喉直径与乳化液滴平均粒径计算得到内相含量60％的w/o乳化液在4#岩心中流动的λ
l
为1.34，因此乳化液滴在4#岩心中产生的渗流阻力采用式(2)计算。
[0133]
(5)对比岩样选择
[0134]
取三组对比岩样岩心分别编号为5#、6#、7#岩心，采用与4#岩心相同的方式处理后
测量和计算与4#岩心相同的物理参数，其结果如表7所示：
[0135]
表7对比岩样岩心物理参数
[0136][0137]
并按照与4#岩心相同的方法测试乳化液以0.74ml/min在5#、6#、7#岩心中流动对应的剪切速率等参数，其结果如表8所示：
[0138]
表8对比岩样岩心中乳化液性质参数
[0139][0140]
根据孔喉直径与乳化液滴平均粒径计算得到内相含量60％的w/o乳化液在5#、6#、7#岩心中流动的λ
l
分别为1.32、1.58、3.27，因此乳化液滴在5#、6#、7#岩心中产生的渗流阻力均采用式(2)计算。
[0141]
(6)确定乳化液通过效率
[0142]
测试内相含量60％w/o乳化液分别在5#、6#、7#岩心中流动产生的渗流阻力，其结果分别为0.12mpa、0.14mpa、0.98mpa，将该渗流阻力结果带入公式(2)中，反算出该乳化液在5#、6#、7#岩心中的通过效率p
t
，其结果如表7所示。
[0143]
表7内相含量60％乳化液在多组对比岩心中的通过效率
[0144]
岩心编号粒孔比通过效率5#1.320.84676#1.580.23907#3.270.0030
[0145]
根据表7中的数据，拟合得出建立粒孔比λ
l
和通过效率p
t
的关系公式如式(21)所示：
[0146][0147]
并根据式(21)和4#岩心的粒孔比λ
l
＝1.34计算出内相含量60％的w/o乳化液在4#岩心的通过效率p
t
为0.719。
[0148]
(6)预测乳化液渗流阻力
[0149]
根据公式(2)和内相含量60％的w/o乳化液在4#岩心的通过效率p
t
为0.719，计算出内相含量60％w/o乳化液在4#岩心流动产生的渗流阻力为3.278mpa。
[0150]
(7)模型验证
[0151]
将内相含量60％的w/o乳化液以0.74ml/min的速度注入4#岩心直至压力稳定，得到稳定压力为3.303mpa。
[0152]
与验证岩心直接测试得出的实验数据比对可以发现，模型计算的注入压差与实验数据吻合度达到99.2％，说明该模型能够准确地预测液滴粒径大于孔喉直径时高浓度乳化液在岩心中的流动阻力。
[0153]
在本发明的描述中，需指出的是，术语“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于实施例所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，不能理解为对本发明的限制。
[0154]
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明实施例揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

技术特征：
1.一种高浓度乳化液渗流阻力预测方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤s1：选择测试用乳化液，测定测试用乳化液的液滴平均粒径；步骤s2：结合待预测多孔介质的物理参数与乳化液的液滴平均粒径，计算出乳化液与待测多孔介质粒孔比，其中，待预测多孔介质的物理参数为包括多孔介质长度、多孔介质渗透率、多孔介质横截面积、多孔介质孔隙度、多孔介质孔喉半径、多孔介质平均颗粒直径，粒孔比如式(1)所示计算：式(1)中，λ
l
为粒孔比，d
s
为液滴平均粒径，μm，r为孔喉半径，μm；步骤s3：根据乳化液与待预测多孔介质的粒孔比，选择计算待预测多孔介质渗流阻力的模型，并利用选择的模型对应计算得出待预测多孔介质的渗流阻力，其中，当粒孔比λ
l
≥1时，计算乳化液在待预测多孔介质中的液滴通过效率p
t
，并依照式(2)计算待预测多孔介质的渗流阻力：其中，δp
e
为渗流阻力，q
e
为乳化液的流量，ml/min，μ
e
为乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度，mpa
·
s，l为多孔介质长度，cm，a为多孔介质横截面积，cm2，k为多孔介质渗透率，d，σ为乳化液界面张力，mn/m，d
s
为液滴平均粒径，μm，r
a
为平均孔隙半径，μm，为多孔介质孔隙度，d
z
为多孔介质平均颗粒直径，μm，p
t
为液滴通过效率；当粒孔比λ
l
＜1时，计算乳化液在待预测多孔介质中的乳化液吸附效率p
a
，并依照式(3)计算待预测多孔介质的渗流阻力：其中，δp
e
为渗流阻力，q
e
为乳化液的流量，ml/min，μ
e
为乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度，mpa
·
s，l为多孔介质长度，cm，a为多孔介质横截面积，cm2，k为多孔介质渗透率，d，σ为乳化液界面张力，mn/m，d
s
为液滴平均粒径，μm，r
a
为平均孔隙半径，μm，为多孔介质孔隙度，d
z
为多孔介质的平均颗粒直径，μm，λ
l
为多孔介质的粒孔比，p
a
为乳化液吸附效率。2.根据权利要求1所述的一种高浓度乳化液渗流阻力预测方法，其特征在于：所述乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度μ
e
的计算方法包括以下步骤：步骤1：根据乳化液的流量，计算其在对应岩样中的渗流速率；步骤2：利用渗流速率计算出乳化液在对应岩样中的剪切速率；步骤3：然后在流变仪中测出乳化液在步骤2中得到的剪切速率下的剪切粘度，即为乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度μ
e
，其中，步骤1中渗流速率按照式(4)计算：
其中，v为渗流速率，μm/s，q
e
为乳化液的流量，ml/min，为多孔介质孔隙度，a为多孔介质横截面积，cm2；步骤2中剪切速率按照式(5)计算：其中，γ为剪切速率，s-1
，v为渗流速率，μm/s，τ为多孔介质孔道迂曲度，k为多孔介质渗透率，d，为多孔介质孔隙度。3.根据权利要求2所述的一种高浓度乳化液渗流阻力预测方法，其特征在于：所述乳化液在待预测多孔介质中的液滴通过效率p
t
的计算方法包括以下步骤：步骤1：选择一定数量的岩样测试物理参数和粒孔比，选择其中多组粒孔比λ
l
≥1的岩样作为对比岩样，其中，各组对比岩样需要测试的物理参数与步骤s1中待预测多孔介质的物理参数相同；步骤2：将步骤s2中的乳化液分别注入各组对比岩样，待压力稳定时记录各组对比岩样两端压差，将该压差作为各组对比岩样的渗流阻力，并分别计算出各组对比岩样中乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度；步骤3：将各组对比岩样的物理参数、粒孔比、乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度、各组对比岩样的渗流阻力带入式(2)中，计算乳化液在各组对比岩样中的液滴通过效率p
t’；步骤4：利用各组岩样的粒孔比和乳化液在各组对比岩样中的液滴通过效率p
t’进行拟合，选择使得r2＞95％的拟合方法所得出的结果作为乳化液在多孔介质中渗流的通过效率与粒孔比的关系式；步骤5：将步骤s2中待预测多孔介质的粒孔比带入步骤4中得到的关系式中，得出乳化液在待预测多孔介质中的液滴通过效率p
t
。4.根据权利要求2所述的一种高浓度乳化液渗流阻力预测方法，其特征在于：所述乳化液在待预测多孔介质中的乳化液吸附效率p
a
的计算方法包括以下步骤：步骤1：选择一定数量的岩样测试粒孔比，选择其中一组粒孔比λ
l
＜1的岩样作为对比岩样，测试对比岩样的物理参数，其中，对比岩样需要测试的物理参数与步骤s1中待预测多孔介质的物理参数相同；步骤2：将步骤s2中的乳化液注入对比岩样，待压力稳定时记录对比岩样两端压差，将该压差作为对比岩样的渗流阻力，并计算出对比岩样中乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度；步骤3：将对比岩样的物理参数、粒孔比、乳化液在渗流剪切作用下的剪切粘度、对比岩样的渗流阻力带入式(3)中，计算出乳化液在待预测多孔介质中的乳化液吸附效率pa。5.根据权利要求1所述的一种高浓度乳化液渗流阻力预测方法，其特征在于：步骤s1中所述乳化液的液滴平均粒径的测量方法为：使用在常温下使用光学显微镜对乳化液微观形貌进行显微成像，利用软件对视域范围内任选的50-100颗乳化液进行粒径测量，并利用式(6)计算乳化液平均粒径d
s
：
式(6)中，n
i
——累积频率为i％时乳化液液滴的数量；d
i
——累积频率为i％时乳化液液滴对应的粒径大小(μm)。6.根据权利要求1所述的一种高浓度乳化液渗流阻力预测方法，其特征在于：所述步骤s1中的乳化液内相含量大于10％。

技术总结
一种高浓度乳化液渗流阻力预测方法，包括以下步骤：首先选择测试用高浓度乳化液，测定测试用乳化液的液滴平均粒径，之后结合待预测多孔介质的物理参数与乳化液的液滴平均粒径，计算出乳化液与待测多孔介质粒孔比，最后根据乳化液与待预测多孔介质的粒孔比，选择计算待预测多孔介质渗流阻力的模型，并利用选择的模型对应计算得出待预测多孔介质的渗流阻力；本发明考虑了高浓度乳化液的剪切稀释性以及乳化液滴与孔喉直径匹配关系不同时的孔喉堵塞情况，能够准确预测乳化液在不同渗透率多孔介质中流动阻力，考察范围更加全面；本发明利用待预测储层的基本物性参数即可实现预测效果，相对于取样测试有效降低了成本。相对于取样测试有效降低了成本。


技术研发人员：孙琳 朱宇涵 董硕 蒲万芬 孙鸿应
受保护的技术使用者：西南石油大学
技术研发日：2023.07.11
技术公布日：2023/10/15