一種依據修正毛管數曲線的複合驅油方法
2023-06-02 02:59:26 1
專利名稱：一種依據修正毛管數曲線的複合驅油方法
技術領域：
本發明涉及一種油田的三次採油方法，具體來說，涉及一種利用複合驅進行三次採油的方法。
背景技術：
複合驅油技術是油田三次採油技術領域中一項重要的新技術，它的研究和應用處於不同階段，其大部分國家和油田都處於室內實驗研究和礦場試驗階段。上個世紀中期T.F.Moore，J.J.Taber，W.R.Foster等人為了研究和描述驅油過程中「被捕集的殘餘油投入流動的水動力學力與毛細管滯留力之間的關係」，先後提出了水動力學力與毛細管力比值的概念，稱其為毛細管數NC(NC＝水動力學力/毛細管力，即驅替液的粘度與滲流速度的乘積與「驅替液/原油」之間界面張力的比值)，經過進一步的實驗，給出了毛管數與殘餘油之間的對應關係曲線，通常簡稱為「毛管數曲線」，即由Moore和Slobod完成的實驗曲線(見說明書附圖1)和由Du pery和W.R.Foster完成的實驗曲線(見說明書附圖2)。這兩組曲線為複合驅油技術的研究應用奠定了理論基礎和確定驅油體系指標的基礎依據。依據Moore和Slobod實驗曲線，人們確定要使被毛管力束縛原油活化並達到高驅油效率，就需要提高毛管數值，一個較為有效的方法就是降低界面張力，即要求驅替液與被驅替的原油間的界面張力必須達到1×10-3-1×10-4mN/m範圍內；在Du pery和W.R.Foster實驗曲線中，也同樣存在著「啟發」人們大幅度降低體系界面張力。
為了實現提高毛管數的技術目標，在國內複合驅體系中，表面活性劑濃度通常都取在0.15-0.3％之內，鹼通常取NaOH，濃度在1％左右；為提高體系的波及效率，基於體系粘度越高驅油效果越好的認識，通常在注入能力許可條件下取儘可能高的聚合物濃度。在複合驅技術的應用中，大慶油田礦場試驗結果表明，三元複合驅採收率提高值在20％左右，由於體系組成化學劑濃度較高，並且對表面活性劑要求較高，投入較大，經濟指標不能滿足要求，在工業化生產中困難重重；另外，為保證體系超低界面張力而使用了較高濃度強鹼，礦場試驗中發現因結垢造成對油層的傷害和因腐蝕造成對設備的破壞非常嚴重。
發明內容
本發明的目的在於轉變現有技術中關於降低界面張力和提高體系粘度的認識，提供一種依據修正毛管數曲線的複合驅油方法。
本發明是一種依據修正毛管數曲線的複合驅油方法，按照下述步驟進行 第一，通過驅油實驗做出毛管數和殘餘油飽和度關係曲線，確定毛管數的優化範圍 (1)根據採油現場的油層條件設計製作具有均質性的巖心進行驅油實驗，所述巖心應具有足夠的長度，以使毛管數有較寬的數值範圍，巖心兩端必須加設防止「端面效應」的裝置； (2)設定驅油實驗的參數，其中實驗注液速度應以驅油現場油層的高滲透層位主流線上易發生驅動狀況轉化部位的滲流速度為基礎數據，體系粘度以現場應用中地下最大工作粘度為基礎數據，體系界面張力在1×100-1×10-4mN/m範圍內變化； (3)採用如下算式計算驅油過程中驅替相滲流速度 其中V為驅替相滲流速度；Q為實驗注液速度，A為巖心截面的孔隙面積，Sro為殘餘油飽和度； (4)採用如下算式計算驅油實驗中的毛管數 其中V為步驟(3)中計算的驅替相滲流速度，μ為實驗選取的體系粘度，σ為實驗選取的體系界面張力； (5)由驅油實驗得到的毛管數和殘餘油飽和度關係曲線，確定極限毛管數Nct2和Nct1，其中對應於最小的毛管數，殘餘油飽和度取得相對較大值，隨著毛管數值增大至極限毛管數Ncc，殘餘油飽和度呈基本不變趨勢，毛管數由Ncc進一步增大，殘餘油飽和度逐漸降低，在極限毛管數Nct2處殘餘油值達到一個相對較小數值Sro，之後殘餘油值不再隨毛管數增大而減小，這種情況持續到毛管數Nct1，當毛管數由Nct1繼續增大時，出現殘餘油飽和度突然增大變化，由此確定毛管數的優化範圍為Nct2到Nct1； 第二，以毛管數優化範圍為依據，優化驅油要素 (1)利用油藏數值模擬和油層分析的方法優化井距和注液速度，以確定易發生驅動狀況轉化部位的地下滲流速度，將此處的地下滲流速度確定為優化驅油要素時，地下滲流速度的限定值； (2)根據現場施工狀況，給出地下工作粘度的參考範圍； (3)優化驅油體系的界面張力和地下工作粘度 將地下滲流速度的限定值、從給出的參考範圍內選出的地下工作粘度值和假設的體系界面張力值，代入下述「修正」後毛管數定義式計算毛管數Nc*值 其中V為地下滲流速度，μ為地下工作粘度，σ為驅替相與被驅替相間的界面張力，Sro為殘餘油飽和度；將毛管數Nc*值代入計算安全係數β和效果係數γ，其中「安全係數」「效果係數」 調整地下工作粘度和體系界面張力，計算對應的毛管數Nc*、安全係數β和效果係數γ，當β和γ的計算結果數值在2以上時，此時的地下工作粘度和體系界面張力為優化結果； 第三，根據優化後的驅油要素，確定井距、注液速度、地下工作粘度和驅油體系的界面張力，進行複合驅採油。
所述易發生驅動狀況轉化部位為油層高滲透層位主流線上距注入井50-60米處。
所述優化後的井距為200-300m，注液速度為年注液0.15Vp，地下工作粘度為20-30mPa·s，體系界面張力為0.025-0.0075mN/m。
現有的工程實踐中利用「Moore-Slobod毛管數曲線」和「Du pery和W.R.Foster毛管數曲線」，通過降低體系界面張力和增大粘度來實現毛管數數值的不斷增大，以實現較高的複合驅驅油效率。但是經過發明人的數值模擬研究和相關複合驅油實驗，發現複合驅油過程中存在著兩種不同驅動狀況，表現為說明書附圖3顯示的「修正毛管數實驗曲線」，即(1)在毛管數較低的區域I1內(毛管數小於臨界值Ncc)，殘餘油飽和度隨著毛管數的增加基本呈現不變的趨勢；(2)當毛管數增大並進入區域I2時(毛管數介於臨界值Ncc和Nct2之間)，殘餘油飽和度隨著毛管數的增加而呈現下降變化，此時採用加大毛管數的方法(增大體系粘度、速度或者降低界面張力)，可以實現大幅度提高驅油效率；(3)當毛管數繼續增大並進入區域I3時(毛管數介於臨界值Nct1和Nct2之間)，隨著毛管數的增大，殘餘油飽和度始終處於一個相對穩定的範圍內；(4)當毛管數繼續增大進入區域II時(毛管數大於臨界值Nct1)，在毛管數開始增大時，首先出現殘餘油值突然增大變化，在達到相應的最大值後，又出現隨毛管數增大，殘餘油對應減小變化，如II1所示。曲線II2(注液速度＝0.6ml/min界面張力σ＝1.5×10-3m)、曲線II3(注液速度＝0.9ml/min界面張力σ＝1.5×10-3m)、曲線II4(注液速度＝0.9ml/min界面張力σ＝6.8×10-3m)都是在固定體系界面張力、固定注液速度，變換體系粘度條件下實驗做出的，其中曲線II2與曲線II3對應的驅油實驗驅油體系界面張力相近，後者實驗的注液速度比前者高，兩曲線形態相近，後者曲線位於下方位置，可以看出注液速度的相對影響；曲線II4與曲線II3相對應的實驗注液速度相同，曲線II4相對應的實驗體系界面張力高，曲線位置相對曲線II3偏左，可以看出界面張力變化的相對影響。
「修正毛管數實驗曲線」的區域I1、I2和I3對應的「第一類」驅動狀況下，殘餘油飽和度是毛管數的「單值」函數，即對應一個確定的毛管數值，有唯一一個殘餘油飽和度值與其對應。曲線左端起點毛管數值約在0.000001處，對應的殘餘油值在28.7％左右，隨著毛管數增大，殘餘油略有減小，在毛管數為0.0001時(即Ncc)，殘餘油飽和度值約為27.3％，毛管數繼續增大，殘餘油呈線形減少變化，當毛管數約為0.0027(即Nct2)，對應的殘餘油值約為18.67％，毛管數繼續增大，出現殘餘油飽和度值不再變化情況，這種情況一直延續到極限毛管數約為0.0712(即Nct1)，這裡是殘餘油值變化的另一個極限點。在毛管數值為0.0712處的兩邊，殘餘油飽和度值有著顯著的差別，其右邊的值相對左邊明顯增大，表明兩者驅動狀況不同，在右邊的「第二類」驅動狀況下，殘餘油值不是毛管數的「單值」函數，即對應一個確定的毛管數值，有多個殘餘油飽和度值與其對應，兩者之間關係已不能用一條光滑曲線來表示，而是以多條函數曲線，即「曲線族」來描述兩者之間對應關係。對於複合驅油工程技術來說，既需要獲得較低的殘餘油飽和度，又需要穩定的複合驅油技術條件，以保證驅油的效率；從附圖3的曲線可以看出，複合驅採油技術中的毛管數最佳取值範圍應在Nct2和Nct1之間(2.7×10-3-7.12×10-2)。需要說明的是，層巖石結構、滲透率等因素影響造成測定的「毛管數實驗曲線」極限毛管數值、殘餘油飽和度Sro值有所差異，表1給出三組巖心的測定結果，從中可以看到這種情況。
表1不同巖心組巖心滲透率與毛管數實驗曲線關鍵數據表
由毛管數的定義式知道，毛管數是由滲流速度v、體系界面張力σ和體系粘度μ三項因素決定的。從修正的毛管數實驗曲線出發，優化驅油體系三項要素過程和優化過程中必須考慮研究的主要問題是驅油要素的優選必須從油藏條件出發。在三維油藏條件下，驅油過程中，臨近水井一方高滲透油層主流線附近部位上有著相對大得多的滲流速度、相對高的表活劑和聚合物濃度，那裡是高毛管數區域，是發生驅動狀況轉化的危險區域，而在低滲透層位及高滲透層主流線兩翼部位，有著相對低的滲流速度、表活劑和聚合物濃度，那裡是低毛管數區域，是複合驅的主要增產區域。從中看到，三項要素的優化的方向和目標是通過滲流速度的選擇控制驅動狀況的轉化，通過體系粘度和界面張力的優化，不僅要考慮控制驅動狀況轉化，還要擴大驅油過程中的波及效率。
首先研究控制驅動狀況轉化選擇滲流速度問題。
1、在非均質油層條件下，井網、井距和注液速度是影響驅動狀況轉化的重要條件。五點法井網被公認適合於複合驅的井網，這裡主要研究井距和注液速度的選擇問題。
大慶等油田採用250m的注採井距、注液速度為年注0.15Vp左右，三元複合驅油試驗取得良好效果，正是基於這一點，將不同井距(300m、250m、200m、176m、150m)下，年注液速度0.15Vp的情況下進行深入研究分析，方案的地質模型油層厚度12m，孔隙度為0.3，油層滲透率變異係數Vk＝0.59。計算結果列於表2，表中R為方案的採出程度，Ad為方案終止時表活劑吸附量佔總注入量的百分數。
表2年注液0.15Vp情況下不同井距複合驅效果表
由表2中看到，不同井距方案都是在體系粘度不高於30.5mPa·s情況下，體系粘度提高，採出程度增加，表活劑吸附比例為很小數值，這些方案處於「第一類」驅動狀況下，而在體系粘度高於30.5mPa·s情況下，方案採出程度出現明顯下降變化，表活劑吸附比例為相對較大數值，驅油方案為「第二類」驅動狀況，選擇粘度為20mPa·s的體系，有著良好驅替效果和一定的安全可靠性。採取這樣的注液速度，注液強度與井距的平方呈正比，井距大，日注液量高。在井距為300m情況下，注液強度很大，應要注意能否正常注入問題；而對於小井距情況，沒有能否注入問題，但是日注量的減少是人們不願接受的，生產周期沒有縮短，且採出程度有所減少。調整注液速度，在不同井距下，有著相同的注液強度，日注液量為58.59m3/d，即250m井距年注0.15Vp情況下注液強度，計算結果列於表3。
表3日注液量為58.59m3/d情況下複合驅效果表
表中300m井距情況下，取體系粘度為20.2mPa·s方案，它的採出程度與前表對應方案略有減小，這裡沒有能否正常注入問題，然而又有新的問題產生，日注液量相對減小，化學劑段塞體積不變，注入時間增長，需要進一步考慮化學劑的穩定性問題，若此問題能夠解決則是理想的，不用井網加密，獲得與井距250m情況下相近的採出程度。對於井距200m的驅油方案，在體系粘度高於26mPa·s情況下，將處於「第二類」情況，「安全性」有所降低；井距176m的驅油方案，僅在體系粘度為9.8mPa·s情況下為「第一類」驅動狀況，而在井距為150m井距情況下，各方案都為「第二類」驅動狀況。由此看到，對於小井距情況下，不宜採用相對高的注液強度。
通過以上研究得到，複合驅不宜在小井距下進行，注採井距在200～300m之間較為合適於複合驅，由此在不同井距下推薦井距為250m情況下年注液0.15Vp的注液強度。
2、驅動狀況轉化關鍵部位的確定 為了確定控制驅動狀況轉化部位的滲流速度，必須相對準確地確定油層易發生驅動狀況的部位。表4列出模擬計算兩驅油方案終止時高滲透層位殘餘油飽和度數據分布，前一方案為「第一類」驅動狀況，後一方案為「第二類」驅動狀況。
表4兩驅油方案終止時高滲透層位殘餘油飽和度分布(％)
表中看到方案1，在臨近水井一方大面積範圍內，剩餘油飽和度都在百分之一以下，在臨近油井部位剩餘油飽和度也相對較低，顯示良好驅油效果；方案2，臨近水井一方僅有少數網格剩餘油飽和度都在百分之一以下，臨近油井主流線附近仍有相對較高的剩餘油飽和度，特別注意到，主流線上第三個網格剩餘油值為5.89％，這裡已發生驅動狀況轉化，網格中心距水井62.5m。從此可見，欲控制驅動狀況轉化，必須對該網格後方處，即距水井50-60m處滲流速度進行控制。
3、複合驅油方案油層中滲流速度的控制 以井距為250m情況下，年注液0.15Vp情況為例，計算分析驅油方案的滲流速度的確定。假定油層孔隙度為0.25，可以算出，單井每m油層年注液平均約為4.6875×103m3，以年注320天計算，得到注液強度為14.65m3/(m·d)。附圖4繪出了四分之一井組油層平面流線分布示意圖，經過計算和實驗研究得到，在井距250m情況下，距注入井約為50m的地方是易發生驅動狀況轉化部位，以注入井點為圓心，取半徑為50m作一圓弧，將圓弧分為五等份，每段弧面弧線長15.7m，五段弧面上的流速不同，中間一段在主流線上，流速最大，最外邊兩段流速最小，假定流量分配比例為1∶2∶3∶2∶1，每天進入四分之一井組的液量為3.66m3，算出中間一段日通過液量1.22m3。油層的一段弧面的每m油層孔隙面積約為3.925m2，主流線上一段弧面液流的平均滲流速度約為3.60×10-6m/s，油層滲透率變異係數為0.65，假設油層為等厚三段，三層段滲透率的比值約為100∶255∶713，可計算出位於前述距注入井為50m主流線上一段弧型油層高滲透層段滲流速度為7.21×10-6m/s。
進一步研究通過體系粘度和界面張力的優化，擴大驅油過程中的波及效率問題。
1、三元複合驅的驅替特徵研究 要擴大驅油過程中的波及效率問題，必須考慮三元複合驅的基本驅替特徵三元複合驅有著高的驅油效率，然而在非均質油層上，在平面上沿主流線方向上，在縱向上沿高滲透層段突進更加嚴重。不難分析解釋三元複合驅驅油特徵的機理驅油過程中，在油層平面上，水驅情況下也會發生主流線附近驅動效果好於兩翼部位，即產生沿主流線突進情況，在複合驅時，注入高粘度和高驅替效率的複合驅油體系，臨近水井一方較大範圍內的原油被驅向前方，其中一部分被採出，另一部分被驅替到臨近油井一方的兩翼部位，在被驅過的部位，隨著原油被驅走，含水飽和度大幅度升高，將進一步有利於水相流動，使水相突進更加嚴重；在三維非均質的情況下，由於層間存在滲透率的差別，導致各層段的驅替液分配量的差別，高滲透層段分配數量較大的高驅替強度的驅動液，將進一步擴大驅動液沿高滲透層的突進，從而進一步擴大層間驅動效果的差別，最終導致分層採出程度差別的相對擴大。
認識了複合驅的驅替特徵，還要深入認識體系界面張力和體系粘度對於驅替液沿高滲透層突進過程中發揮的不同作用。在滲透率變異係數為0.59三維模型上，計算注液速度為0.15Vp/a，體系粘度為23.8mPa·s，體系界面張力為不同的特定值驅油方案，結果列於表4左半部。表中看到，這些方案都處於「第一類」驅動狀況下，採出程度隨體系界面張力降低而增加，遞增幅度逐漸變小，特別注意到分層剩餘油的變化，三層段的剩餘油都隨界面張力降低而逐漸降低，低滲透層由42.26％降到40.69％，降低1.57％，高滲透層由12.06％降到5.72％，降低6.34％，顯然，高滲透層降低幅度更大，表明體系界面張力降低，高滲透層突進更加嚴重。在相同的模型上，取相同的注液速度，取低濃度表活劑體系，計算不同粘度的驅油方案，計算結果列於表1右半部。從中看到，方案也都處於「第一類」驅動狀況下，隨體系粘度增大，採出程度提高，且增加幅度的變化並不突出，分析分層剩餘油的變化，三層段的剩餘油都隨體系粘度提高而逐漸降低，低滲透層由55.59％降到42.45％，降低13.14％，高滲透層由12.34％降到6.91％，降低5.43％，可見，低滲透層降低幅度更大，體系粘度提高，將有效抑制驅替液沿高滲透層突進，擴大波及，明顯改善驅油效果。
表5不同界面張力方案與不同體系粘度方案驅油效果表
基於以上研究得出複合驅驅油要素的優化，應選取適中的體系界面張力，儘可能高的體系粘度，以達到抑制突進，擴大波及，提高總體的開發驅動效果。
第二、優化複合驅油方案驅替液的地下工作粘度 體系粘度參數μ是驅油體系的地下工作粘度；考慮到要在驅油過程中更好發揮「抑制突進、擴大波及」，應考慮在保證驅替液能「安全」注入油層情況下，選擇儘可能的高濃度抗剪切聚合物體系，以求得到更高的體系地下工作粘度，所謂「安全」注入是指注入設備能夠實現且不能發生油層破裂情況。地下工作粘度＝體系的配製粘度×粘度保留係數，近年來大慶油田應用於三次採油的聚合物的抗剪切能力都大幅度提高，還應考慮複合驅情況下驅替液的「鹼」性較強，在這樣環境下聚合物分子收縮抗剪性增強，體系的地下粘度保留係數取在50％左右。參考現場複合驅成功試驗情況和上述研究結果，地下工作粘度取在20～30mPa·s範圍。
第三、優化驅油體系的界面張力和地下工作粘度 從處於「第一類」驅動狀況下的實驗曲線出發要確定一個毛管數Nc*，作為對油藏中驅油過程毛管數的「上限」，它首先要控制驅油過程處於「第一類」驅動狀況下，在此前提下，又要使得驅油過程得到最佳驅油效果，這時自然想到它應選在極限毛管數Nct2到極限毛管數Nct1之間，這一範圍毛管數對應的驅油過程處於在「第一類」驅動狀況下，而且對應有著相對穩定的最低的殘餘油值Sro，在此範圍內又應考慮Nc*值取得相對更大值，即它應離極限毛管數Nct2遠些，距極限毛管數Nct1更近些，因為只有這樣，才會使得低毛管數範圍內的毛管數相對更大些，以保證有更好的驅油效果；然而，由於層巖石結構、滲透率等因素影響造成極限毛管數Nct1值的相對變化，還存在一系列不可預見因素，如油層非均質性的奇特變化而可能帶來滲流速度較大的變化等，為防止意外，Nc*值必須與極限毛管數Nct1有合適的距離，這樣才會有相對高的「安全性」。因此，為確保將驅動過程控制在「第一類」驅動狀況下，選擇的毛管數Nc*應適當小於選用的「毛管數實驗曲線」極限毛管數Nct1值，為此定義「安全係數」和「效果係數」將地下滲流速度、從給出的參考範圍內選出的地下工作粘度值和假設的體系界面張力值，代入下述「修正」後毛管數定義式計算毛管數Nc*值 其中V為地下滲流速度，μ為地下工作粘度，σ為驅替相與被驅替相間的界面張力，Sro為殘餘油飽和度；將毛管數Nc*值代入計算安全係數和效果係數，調整地下工作粘度和體系界面張力，計算對應的毛管數Nc*、安全係數β和效果係數γ。取極限毛管數Nct1值0.0712、極限毛管數Nct2值0.00258和最低的殘餘油Sro值18.67％，滲流速度V取7.21×10-6m/s，給出不同體系界面張力σ值和不同的地下工作粘度，計算得到不同的毛管數限定值Nc*、β值和γ值列於下表5。
表5不同體系界面張力、不同粘度方案的σ值、β值和γ值表
由表清楚看到，當體系地下工作粘度μ取值在20～30mPa·s範圍，體系界面張力σ取值在0.025-0.0075mN/m之間，體系的「安全係數」β和「效果係數」γ值都在2以上，可以認為是較為理想選擇範圍。
附圖1現有技術中由Moore和Slobod完成的「毛管數實驗曲線」。
附圖2現有技術中的由Du pery和W.R.Foster完成的「毛管數實驗曲線」。
附圖3本發明利用的「修正毛管數實驗曲線」。
附圖4四分之一井組油層平面流線分布示意圖。
附圖5大慶油田杏二區西部三元複合驅試驗區布井方案圖。
具體實施例方式 下面結合具體實施方式
進一步說明本發明的技術方案。
試驗區位於大慶杏北油田二區西部，面積為0.3km2，砂巖厚度為7m，有效厚度為5.8m，有效滲透率為0.675μm2，油層滲透率變異係數為0.65，孔隙體積為43.5×104m3，地質儲量為24.01×104t，採用五點法面積井網，全區共有4口注入井，9口採油井，構成1口中心井，8口平衡井，注採井距為200m，生產井距為280m，附圖5給出試驗區井位示意圖。驅油試驗方案的設計為多級段塞前置聚合物段塞、主段塞、副段塞及後續聚合物段塞，其主段塞配方為0.3％ORS41+1.2％NaOH+2300mg/L 1275A，體積為0.35Vp。中心採油井投產後含水率100％歷時9個月，1997年3月注入三元體系0.12Vp時開始見效，同年9月注入0.291Vp時含水率下降到最低點50.7％，日增油29t。全區累積產油52997t，累積增油33470t，中心區已累積增油11292t，比水驅提高採收率19.24％。大慶油田杏二區西部擴大的礦場驅油試驗完成後，為進一步檢驗和研究三元複合驅的試驗效果，設計了杏2-2-檢試1井，並於2001年3月29日至4月3日對設計取心層位進行了密閉取心，巖心收穫率達99.7％，密閉率為93.1％。杏2-2-檢試1井位於注入井杏2-丁3-試1與杏2-2-試1井的連線上，距杏2-2-檢試1井150m，距採出井杏2-2-試1井50m。從文獻《大慶油田三元複合驅試驗效果評價研究》中摘取了杏2-2-檢試1井與杏樹崗油田北部杏7-檢1-33井的密閉取心檢查井PI3層的水洗厚度、驅油效率與三元複合驅的結果對比資料匯集於表7，從中看到杏2-2-檢試1井無論是單個樣品還是全層仍有相對較高的剩餘油飽和度。依據文獻提供數據計算，該驅油試驗油層高滲透部位主流線上臨水井50m處的毛管數已達0.22，超過極限毛管數Nct1的值，它應是處於「第二類」驅動狀況，檢查井殘餘油飽和度分析結果與表4中方案2情況相符，也證實該方案處於「第二類」驅動狀況。
表7杏樹崗油田密閉取芯檢查井水驅與三元複合驅效果對比
表8所列11個礦場試驗中，驅油過程處於「第二類」驅動狀況下的並不是僅有杏二區西部擴大的礦場驅油試驗。應該強調，先前的驅油試驗出現兩類不同驅動狀況是必然的，這是因為人們對毛管數理論——複合驅的基礎理論認識的局限性所造成的。
表811礦場試驗主要數據表
為進一步比較兩類不同驅動狀況方案驅油效果，在三維模型上完成一批比較考核驅油實驗。仿大慶杏二試驗區的現場試驗方案設計一對比方案，方案的結構和參數如下前置段塞體積為0.0375Vp，Cp＝1500mg/L，清水配製，粘度為41.5mPa·s。三元主段塞體積為0.35Vp，Cs＝0.3％，CA＝1.2％，Cp＝2300mg/L，體系界面張力為4.55×10-3mN/m，粘度為47.1mPa·s；三元副段塞0.1Vp，Cs＝0.1％，CA＝1.2％，Cp＝1800mg/L，體系界面張力為5.93×10-3mN/m，粘度為39.0mPa·s；後續聚合物段塞1體積為0.05Vp，Cp＝1500mg/L，汙水配製，粘度為41.5mPa·s；後續聚合物段塞2體積為0.1Vp，Cp＝700mg/L，汙水配製，粘度為10.6mPa·s；後續聚合物段塞3體積為0.05Vp，Cp＝500mg/L，汙水配製，粘度為7.8mPa·s。為了使該方案更接近實際，實驗中取礦場試驗中選用的進口表活劑ORS，取大慶產分子量為1400萬的聚合物。實驗的注液速度為0.6ml/min。實驗結果由下表所示。
表9高表活劑濃度體系驅油實驗結果 考核方案採用推薦的驅油方案的段塞結構，三級段塞組成濃度如下三元段塞表活劑濃度Cs＝0.08％，鹼濃度Ca＝0.5％，聚合物濃度Cp＝1200mg/L；聚合物段塞1濃度Cp＝900mg/L；聚合物段塞2濃度Cp＝550mg/L。實驗的注液速度同前一方案。取不同產地的表活劑、不同鹼型，分別在大慶油田採油一廠、四廠油水條件下完成一批驅油實驗，實驗主要數據和結果列於下表。
表10推薦的低濃度配方體系驅油方案組成與實驗效果
略作技術經濟效果評價計算。假定純聚合物與純表活劑的價格相同，鹼的價格為聚合物價格的十分之一，可計算得表10中四個實驗化學劑費用約為「仿杏二」實驗化學劑費用的40％，四實驗平均增採幅度為24.9％，較「仿杏二」實驗提高5.6％，四實驗噸增油成本僅為「仿杏二」實驗的30％左右。驅油實驗證實高濃高粘驅油體系驅油過程中極易處於「第二類」驅動狀況下，有著相對較差的驅油效果；合適的低濃度驅油體系，有著相對高的界面張力和合適的粘度，能確保驅油過程處於「第一類」驅動狀況，有著相對好的驅油效果。
權利要求
1.一種依據修正毛管數曲線的複合驅油方法，其特徵在於，按照下述步驟進行
第一，通過驅油實驗做出毛管數和殘餘油飽和度關係曲線，確定毛管數的優化範圍
(1)根據採油現場的油層條件設計製作具有均質性的巖心進行驅油實驗，所述巖心應具有足夠的長度，以使毛管數有較寬的數值範圍，巖心兩端必須加設防止「端面效應」的裝置；
(2)設定驅油實驗的參數，其中實驗注液速度應以驅油現場油層的高滲透層位主流線上易發生驅動狀況轉化部位的滲流速度為基礎數據，體系粘度以現場應用中地下最大工作粘度為基礎數據，體系界面張力在1×100-1×10-4mN/m範圍內變化；
(3)採用如下算式計算驅油過程中驅替相滲流速度
其中V為驅替相滲流速度；Q為實驗注液速度，A為巖心截面的孔隙面積，Sro為殘餘油飽和度；
(4)採用如下算式計算驅油實驗中的毛管數其中V為步驟(3)中計算的驅替相滲流速度，μ為實驗選取的體系粘度，σ為實驗選取的體系界面張力；
(5)由驅油實驗得到的毛管數和殘餘油飽和度關係曲線，確定極限毛管數Nct2和Nct1，毛管數曲線中對應於最小的毛管數，殘餘油飽和度取得相對較大值，隨著毛管數值增大至極限毛管數Ncc，殘餘油飽和度呈基本不變趨勢，毛管數由Ncc進一步增大，殘餘油飽和度逐漸降低，在極限毛管數Nct2處殘餘油值達到一個相對較小數值Sro，之後殘餘油值不再隨毛管數增大而減小，這種情況持續到毛管數Nct1，當毛管數由Nct1繼續增大時，出現殘餘油飽和度突然增大變化，由此確定毛管數的優化範圍為Nct2到Nct1；
第二，以毛管數優化範圍為依據，優化驅油要素
(1)利用油藏數值模擬和油層分析的方法優化井距和注液速度，以確定易發生驅動狀況轉化部位的地下滲流速度，將此處的地下滲流速度確定為驅油要素優化時地下滲流速度的限定值；
(2)根據現場施工狀況，給出地下工作粘度的參考範圍；
(3)優化驅油體系的界面張力和地下工作粘度
將地下滲流速度的限定值、從給出的參考範圍內選出的地下工作粘度值和假設的體系界面張力值，代入下述「修正」後毛管數定義式計算毛管數Nc*值
其中V為地下滲流速度，μ為地下工作粘度，σ為驅替相與被驅替相間的界面張力，Sro為殘餘油飽和度；將毛管數Nc*值代入計算安全係數β和效果係數γ，其中「安全係數」「效果係數」
調整地下工作粘度和體系界面張力，計算對應的毛管數Nc*、安全係數β和效果係數γ，當β和γ的計算結果數值在2以上時，此時的地下工作粘度和體系界面張力為優化結果；
第三，根據優化後的驅油要素，確定井距、注液速度、地下工作粘度和驅油體系的界面張力，進行複合驅採油。
2.根據權利要求1所述的一種依據修正毛管數曲線的複合驅油方法，其特徵在於，所述易發生驅動狀況轉化部位為油層高滲透層位主流線上距注入井50-60米處。
3.根據權利要求1所述的一種依據修正毛管數曲線的複合驅油方法，其特徵在於，所述優化後的井距為200-300m，注液速度為年注液0.15Vp，地下工作粘度為20-30mPa·s，體系界面張力為0.025-0.0075mN/m。
全文摘要
本發明公開了一種依據修正毛管數曲線的複合驅油方法，通過驅油實驗做出毛管數和殘餘油飽和度關係曲線，確定毛管數的優化範圍，並以此為依據優化驅油要素。在優化驅油要素過程中，首先利用油藏數值模擬的方法優化井距和注液速度以得到地下滲流速度，再根據現場施工狀況，給出地下工作粘度的參考範圍，利用安全係數和效果係數對驅油體系的界面張力和地下工作粘度進行優化。最後根據優化後的驅油要素，確定井距、注液速度、地下工作粘度和驅油體系的界面張力，進行複合驅採油。這種複合驅油方法可結合具體施工情況，將毛管數限定在優化範圍內，以保證複合驅油方法的穩定性和相對高的提高採收率幅度。
文檔編號E21B43/16GK101592027SQ20091006932
公開日2009年12月2日 申請日期2009年6月18日 優先權日2009年6月18日
發明者戚連慶 申請人:中國海洋石油總公司, 中海油能源發展股份有限公司