CN105696986B - 一种新型复合驱驱油实验/试验模拟方法 - Google Patents

一种新型复合驱驱油实验/试验模拟方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种新型复合驱驱油实验/试验模拟方法，包括：1、结合油层条件制造的一组三维岩心模型，在每个模型上先后完成一组完整水驱过程和复合驱过程驱油实验，相当于在油层条件下完成的微型矿场试验；2、通过数值模拟研究手段实现现场油层条件下驱油试验与微型矿场试验等效拟合，建立包含水驱信息、复合驱信息的“数字化”油藏地质模型平台；3、在数字化油藏地质模型平台上，通过数字化驱油试验研究，对矿场试验进行内容研究。本发明可以大量减少复合驱室内驱油实验工作量，对于有复合驱潜力而没有实施过驱油试验的油层，可在这一平台上完成优化驱油方案设计，提高矿场驱油试验质量。

Description

一种新型复合驱驱油实验/试验模拟方法
技术领域
本发明涉及油田三次采油技术应用的一种实验/试验的数字化模拟方法，具体涉及油田三元复合驱油室内驱油实验、现场驱油方案优化设计研究方法。
背景技术
三元复合驱油技术是油田三次采油技术领域中一项重要的新技术，在国内外还处于矿场试验研究阶段。这一技术的主要研究方法和研究过程是：首先通过室内实验研究，选择驱油体系，再通过岩心驱油实验，研究不同驱油方案的驱油效果；数值模拟研究在获取室内实验测得参数基础上，在油藏模型的条件下，模拟计算优化设计现场驱油方案；在室内实验和数值模拟研究的基础上，在矿场上进行不同层次的驱油试验研究。
复合驱油技术是在油藏三维空间条件下实施的高效率的驱油技术，欲获取高的原油采收率，必须使得油藏纵向上低渗透层位、平面上主流线两翼部位原油更多的采出；复合驱高的驱替效率，使得驱替液在纵向上沿高渗透层、在平面上沿主流线方向突进加重，欲获得理想驱油效果，必须抑制驱油过程中油层高渗透层的突进。由此复合驱油技术研究必须在比较全面地反映复合驱驱油技术特征的三维空间模型上进行。由于三维岩心驱油实验存在一系列技术上困难，岩心精密制造困难，使得可比的重复实验难以做出，驱油实验周期长，而研究工作又需要建立在大量实验数据结果基础上，更为要害问题是室内岩心驱油实验与油藏条件下矿场试验的“等效关系”还没有确定，室内驱油实验的结果只能提供定性参考数据资料，由此而使得数值模拟方案设计也同样成为“定性”参考的评估。这一系列的问题使人们难以看到三维模型驱油实验的优势，在这样情况下“粗化”的二维岩心实验能够承担、而且实际已承担目前室内驱油实验的研究。
深入的研究建立了油藏模型与实验模型复合驱的“等效”联系纽带，把三维模型驱油试验看成“微型”矿场试验，在油藏条件下的模型上，实现了对于驱油实验的“等效拟合”，建立数字化复合驱地质模型；在数字化地质模型平台上，进行复合驱方案计算——数字化的驱油试验，进行广泛而深刻复合驱油技术研究；在建立的数字化地质模型平台上设计驱油方案，提升驱油试验的质量，为加速复合驱油技术的推广应用提供有效的技术支持。
本发明介绍新型驱油实验/试验方法的创建过程和方法的实施情况。
发明内容
本发明目的在于为油田复合驱技术应用研究提供一种新型实验/试验研究方法，具体涉及油田三元复合驱油室内驱油实验、现场驱油试验方案优化设计研究方法。
本发明提供一种将室内驱油实验与数值模拟研究相结合的方法，包括以下步骤：
1、在油层原始地质数据基础上，建立油层“简化地质结构模型”(模型1)，室内依据“模型1”技术数据制造三维岩心模型(模型5)，采用“模型5”完成一定数量高水平“水驱、复合驱驱油实验”；
2、采用数值模拟方法，在油藏条件下——“模型1”基础上，建立地质模型(模型2)，在(模型2)上完成对驱油实验的等效拟合，建立“数字化”油藏地质模型；
3、对于拟合驱油实验得到的数字化地质模型平台进行严格选择考核，确认相对更准确反映目标油层地质特征和复合驱信息的地质模型(模型3)；
4、在确定的数字化地质模型平台(模型3)上，采用“模型2’”开展多方面的复合驱油技术的数字化驱油试验研究；
其中：
步骤1所述的“目标油层”即待进行复合驱实验/试验研究的油层，该油层经历一个阶段水驱开发，并经过数值模拟研究，确定油层了油层渗透率变异系数VK值和水驱采收率(标定采收率)的相对准确数值；
步骤1所述的“驱油实验”的使用的三维岩心模型(模型5)，制作有着极为严格要求，必须采用平面均质、纵向非均质结构，岩心几何尺寸推荐采用：平面正方形，宽为30～40cm，纵向一般设为等厚三层，总厚度3～5cm，特别是要求：它与待驱油试验研究的目标油层“模型1”有着近于相同的渗透率变异系数，偏差值小于+/-0.05，水驱采收率与目标油层标定采收率小于+/-1％；
步骤1所述的“驱油实验”过程是在首先完成一个水驱实验完整过程(产出液含水98％实验终止)后，转复合驱，再完成复合驱一个完整过程，复合驱方案：复合体系段塞0.3PV，体系黏度在20mPa·s左右，后续聚合物段塞0.3～0.5PV，黏度相近于复合体系段塞，段塞之后为水驱至驱油过程终止；特别说明，驱油实验是在油田油层水条件下完成，体系界面张力5×10-3mN/m左右，特殊需要可有条件使用10-4mN/m体系，不能使用界面张力为10- 2mN/m体系；
步骤2所述的“等效拟合”驱油实验使用的“模型2”是在“模型1”基础上建立，三层结构，实现“等效拟合”技术关键是：拟合驱油过程中“模型2”的“中截面”——通过主流线中点、垂直于主流线的截面——上的平均渗流速度相等于室内驱油实验岩心模型(模型5)中截面上液流平均渗流速度，为此必须根据驱油实验情况细心设计“模型2”，在确定油层厚度、注液速度后，再严格确定注采井距；
步骤2所述的“等效拟合”驱油实验采用数值模拟方法，在油藏模型上，完成对驱油实验的“等效拟合”，要求选用更完善描述复合驱油机理的软件，拟合计算不是传统的“拟合室内驱油实验”——模拟计算岩心驱油实验，这里是模拟计算油藏模型条件下驱油试验，它有着相同于室内岩心驱油实验相同的驱油过程和驱油效果的“等效拟合”，具体要求是：在油藏模型上计算驱油方案，拟合室内三维岩心“模型5”上驱油实验的驱油过程和效果，模拟计算的油井含水变化曲线与岩心驱油实验产出液含水变化曲线吻合，模拟计算的提高采收率变化曲线与岩心实验复合驱相对水驱采出程度增加值变化曲线相吻合；
步骤2所述的“拟合驱油实验”具体做法是：微调油藏地质参数和水驱相渗透率曲线参数，拟合水驱过程，得到满意结果后，微调复合驱极限毛管数相关数值和相渗透率曲线参数，拟合复合驱油过程，拟合得到满意结果后，得到相对更准确描述岩心“模型5”的地质数据和复合驱相关参数，有了这些参数后，建立了对应于“模型5”数字化地质模型(模型3)；
步骤3所述的“驱油实验”是在数个岩心实验“模型5”上完成，即在“模型51”、 “模型52”…“模型5n”上完成；拟合驱油实验也要分别对每一个实验完成，由此建立对应的数字化地质模型“模型31”、“模型32”…“模型3n”，注意到，实验岩心是依据“模型1”技术数据制造，然而制造出的岩心模型技术数据必然与“模型1”技术数据存在差距，有必要从这n个模型中考核选择确定与油田油层相对应的数字化地质模型“模型3”；
步骤4所述新的研究方法重要应用之处在于，确定“数字化地质模型”(模型3)——驱油试验研究平台之后，依据这一平台，取“模型2’”开展驱油方案的计算研究，也可称为开展“数字化”驱油试验研究，“数字化”驱油试验研究的研究内容是广泛的，研究驱油体系的优化、段塞结构的优化、方案的优化等，研究的程度是深刻的，可以对于驱油过程中油层不同部位、不同时刻的毛管数变化、含油饱和度的变化、剩余油滞留情况等进行深入研究，这一研究方法的建立将目前驱油实验由定性研究提升到具有一定精度定量研究的数字化研究水平上；
步骤4所述新的研究方法另一个的重要应用之处在于，对于有复合驱潜力而没有实施过驱油试验的油层，可在依据驱油实验建立的“数字化地质模型”(模型3)平台上完成优化驱油方案优化设计，推进矿场试验研究；
步骤2中的“等效拟合”驱油实验、步骤3中的数字化地质模型平台进行严格选择考核、步骤4)中数字化驱油试验研究和优化驱油方案设计，要求选用更完善描述复合驱油机理的软件，推荐使用复合驱软件IMCFS(Improved Mechanism of Compound FloodingSimulation)。该软件采用毛管数曲线QL描述复合驱过程毛管数与残余油饱和度之间关系，以相渗透率曲线QL描述油水运动规律，软件中设置若干个“池”描述油层，每个“池”有自己的毛管数曲线数据和相渗透率曲线数据。
综合而言，本发明方法包括以下三部分内容：1、结合油层条件制造的一组三维岩心模型，在每个模型上先后完成一组完整水驱过程和复合驱过程驱油实验，这相当于在油层条件下完成的微型矿场试验；2、通过数值模拟研究手段，实现现场油层条件下驱油试验与微型矿场试验等效拟合，建立包含水驱信息、复合驱信息的“数字化”油藏地质模型平台；3、在“数字化”油藏地质模型平台上，通过“数字化”驱油试验研究，对矿场试验进行内容广泛、程度深刻的研究，在数字化驱油模型上完成的数字化驱油试验，可以大量减少复合驱室内驱油实验工作量，对于有复合驱潜力而没有实施过驱油试验的油层，可在这一平台上完成优化驱油方案设计，提高矿场驱油试验质量。
本发明依据室内驱油实验建立高水平的“数字化地质模型平台，在数字化平台上开展数字化驱油实验研究，将室内驱油实验研究推进数字化研究，在数字化平台上为有复合驱潜力而没有实施过驱油试验的油田设计优化驱油方案，建立一种新型复合驱实/试验研究方法，为加快复合驱技术研究应用步伐提供有效的技术支持。
附图说明
图1驱油实验人造岩心模型结构示意图；
图2模拟计算地质模型结构示意图；
图3岩心AS8驱油试验曲线和等效拟合计算曲线对比图；
图4杏二西驱油试验中心井含水变化和提高采收率对比曲线图；
图5杏二西试验及3优化方案低渗透层吸液和产油变化曲线。
具体实施方式
本发明介绍一个新型室内驱油实验或模拟现场试验(实验/试验)研究方法，在三维人造岩心上完成水驱实验过程和复合驱实验过程，采用“等效拟合”方法，在油藏模型条件下对岩心驱油实验“等效”拟合，获取包含水驱信息、复合驱信息的“数字化”油藏地质模型，以这一模型为平台，模拟计算不同驱油方案，可称为开展“数字化”驱油试验，对复合驱油技术进行范围更广泛、程度更深刻的研究。
本发明一种新型复合驱驱油实验/试验模拟方法，包括以下步骤：
1)在目标油层原始地质数据基础上，建立油层“简化地质结构模型”(模型1)，室内依据模型1制造“三维岩心驱油实验模型”(模型5)，采用模型5完成一组数个模型高水平水驱、复合驱驱油实验；
2)采用数值模拟方法，在油藏条件下基于模型1建立“油藏地质模型”(模型2)，在模型2上完成对驱油实验的等效拟合，建立“数字化油藏地质模型”；
3)对于拟合驱油实验得到的数字化油藏地质模型进行严格选择考核，确认相对更准确反映目标油层地质特征和复合驱信息的数字化地质模型平台(模型3)；
4)在确定的数字化地质模型平台(模型3)上，切割一层得到“模型2’”，采用模型2’开展多方面的复合驱油技术的数字化驱油试验研究。
其中：步骤1)所述的“目标油层”即待进行复合驱实验/试验模拟研究的油层，该油层须经历一个阶段水驱开发，并经过数值模拟研究，确定了油层非均质系数VK值和水驱采收率的相对准确标定数值。
步骤1)所述的“驱油实验”使用的三维岩心模型(模型5)，为平面均质、纵向非均质结构，岩心几何尺寸推荐采用：平面正方形，宽为30～40cm，纵向一般设为等厚三层，三层总厚度3～5cm；且，它与目标油层“模型1”有着相同的渗透率变异系数，偏差值小于+/-0.05，水驱采收率与目标油层标定采收率小于+/-1％。
步骤1)所述的“驱油实验”过程是：首先完成一个水驱实验完整过程(产出液含水98％实验终止)，之后转复合驱，再完成复合驱一个完整过程，复合驱方案：复合体系段塞0.3PV，体系黏度在20mPa·s左右，后续聚合物段塞0.3～0.5PV，黏度相近于复合体系段塞，段塞之后为水驱至驱油过程终止；所述驱油实验是在油田油层水条件下完成，体系界面张力5×10-3mN/m左右，特殊要求情况下使用10-4mN/m体系，不能使用界面张力为10-2mN/m体系。
步骤2)所述的“等效拟合”驱油实验使用的模型2是在模型1基础上建立的三层结构的模型；“等效拟合”驱油过程中模型2的“中截面”——通过主流线中点、垂直于主流线的截面——上的平均渗流速度相等于室内驱油实验岩心模型(模型5)中截面上液流平均渗流速度；为此必须根据驱油实验情况细心设计“模型2”，在确定油层厚度、注液速度后，再严格确定注采井距。
步骤2)所述的“等效拟合”驱油实验采用数值模拟方法，要求选用更完善描述复合驱油机理的软件，拟合计算不是传统的“拟合室内驱油实验”——模拟计算岩心驱油实验，这里是模拟计算油藏模型条件下驱油试验，它有着相同于室内岩心驱油实验相同的驱油过程和驱油效果的“等效拟合”，具体要求是：在油藏模型上计算驱油方案，拟合室内三维岩心“模型5”上驱油实验的驱油过程和效果，模拟计算的油井含水变化曲线与岩心驱油实验产出液含水变化曲线吻合，模拟计算的提高采收率变化曲线与岩心实验复合驱相对水驱采出程度增加值变化曲线相吻合。
步骤2)所述的“拟合驱油实验”具体做法是：微调油藏地质参数和水驱相渗透率曲线参数，拟合水驱过程，得到满意结果后，微调复合驱极限毛管数相关数值和相渗透率曲线参数，拟合复合驱油过程，拟合得到满意结果后，得到相对更准确描述岩心“模型5”的地质数据和复合驱相关参数，有了这些参数后，建立了对应于“模型5”数字化地质模型(模型3)。
步骤3)所述的“驱油实验”是在数个岩心实验“模型5”上完成，即在“模型51”、“模型52”…“模型5n”上完成；拟合驱油实验也要分别对每一个实验完成，由此建立对应的数字化地质模型“模型31”、“模型32”…“模型3n”，从这n个模型中选择考核确定与油田油层相对应的数字化地质模型“模型3”。
确定“数字化地质模型”(模型3)——驱油试验研究平台之后，依据这一平台，取模型2’开展驱油方案的计算研究，也可称为开展“数字化”驱油试验研究，“数字化”驱油试验研究的研究内容包括驱油体系的优化、段塞结构的优化、方案的优化等，可以对于驱油过程中油层不同部位、不同时刻的毛管数变化、含油饱和度的变化、剩余油滞留情况等进行深入研究，这一研究方法的建立将目前驱油实验由定性研究提升到具有一定精度定量研究的数字化研究水平上。
对于有复合驱潜力而没有实施过驱油试验的油层，可在依据驱油实验建立的“数字化地质模型”(模型3)平台上完成优化驱油方案设计，推进矿场试验研究。
步骤2)中的“等效拟合”驱油实验、步骤3)中的数字化地质模型平台进行严格选择考核、步骤4)中数字化驱油试验研究和优化驱油方案设计，要求选用更完善描述复合驱油机理的软件，推荐使用复合驱软件IMCFS(Improved Mechanism of Compound FloodingSimulation)；该软件采用毛管数曲线QL描述复合驱过程毛管数与残余油饱和度之间关系，以相渗透率曲线QL描述油水运动规律，软件中设置若干个“池”描述油层，每个“池”有自己的毛管数曲线数据和相渗透率曲线数据。
本发明依据室内驱油实验建立高水平的“数字化地质模型平台；在数字化平台上开展数字化驱油实验研究，将室内驱油实验研究推进数字化研究；在数字化平台上为有复合驱潜力而没有实施过驱油试验的油田设计优化驱油方案，建立一种新型复合驱实/试验研究方法，为加快复合驱技术研究应用步伐提供有效的技术支持。
为更清楚地公开，以下从几个方面叙述本发明。
1等效研究模型的设计和模拟计算软件的选用
本发明中，模拟计算研究选用复合驱软件IMCFS[1](Improved Mechanism ofCompound Flooding Simulation)，该软件以“毛管数实验曲线QL”[1]和“相渗透率曲线QL”[1]描述了复合驱的驱油机理和复合驱油过程中油水相对运动规律，采用分“池”方式描述油层，油 层同一“池”区有着相同的油藏特性数据，特别是有着自己的毛管数曲线数据和水驱、复合驱相渗透率曲线数据。
模拟计算选用的地质模型要根据研究需要而设计，在保证符合科学原理，能够清楚解释问题基础上，模型要尽可能简化。正是本着这一思想，依据非均质岩心结构分析和模拟计算相结合，文献[2]提出了“简化地质结构模型”设计：油层平面均质，纵向非均质三层结构，油层渗透率变异系数及对应层段渗透率列于表1。渗透率层段不同排列组合成不同类型非均质油层。依据驱油试验目标油层地质数据建立“简化地质结构模型”，以下称这一模型为“模型1”。
表1不同VK值油层纵向上渗透率分布
驱油实验岩心模型如图1所示，模型设计它应与目标油层“模型1”有着相同渗透率变异系数，三层结构，对应层渗透率成等比例，以“模型5”为标记。
模拟计算研究是在“模型1”切割出五点法井网四分之一井组一注一采两口井的模型上进行，如图2所示，平面上可取9×9个网格，油水井间相隔8个网格，由此可以比较充分地展现井间网格化学物质的浓度、性能的变化和流体的流动情况，充分发挥和显示驱油过程中化学剂的作用。
由于模型制作上存在差异，且实验方案也存在区别，故须多做些岩心模型，实验要在多支岩心上完成，为区别在不同模型上完成的驱油实验，将实验模型分别标记为：“模型51”、“模型52”、…、“模型5n”，n值视实验质量所定，岩心制作精度高，实验水平高，实验次数少用岩心少；
“模型2”切割于模型1，用于模拟计算研究，根据研究需要细化标记：理论分析研究模型可用“模型2”，拟合岩心实验使用“模型21”、“模型22”、…、“模型2n”，拟合驱油实验建立数字化地质模型“模型31”、“模型32”、…、“模型3n”，在数个数字化地质模型中考核选择出要求的模型以“模型3”标记。
2油藏模型与实验模型驱油效果等效的条件探讨
模拟计算研究确认，驱替速度是复合驱矿场试验与室内岩心驱油试验“等效”研究的技术关键。
在油层渗透率变异系数为0.59、油层总厚度为12m的油藏条件下，采用变化“模型2’”网格步长方法计算研究了不同井距条件下水驱、复合驱方案的驱油效果，根据研究需要，变换油层厚度又计算相关比较方案。
表2列出水驱方案结果，可以看到，井距的变化对于驱油效果几乎没有影响。
再来研究复合驱的情况。大庆油田在复合驱油试验中在不同井距条件下采用了统一的注液速度要求：相等于注采井距250m情况下年注液0.15PV的注液强度(注液强度是 每m油层每天吸液量m3)。在不同的井距条件下，取此注液速度计算复合驱方案：复合体系段塞0.3PV，后续聚合物段塞0.7PV，前组方案复合体系界面张力为0.005mN/m，后组方案复合体系界面张力为0.00125mN/m，方案两级段塞聚合物浓度皆为2000mg/L。方案计算结果列于表3。
表2不同井距方案水驱效果表
分析表3中体系界面张力为0.005mN/m的1组方案结果。表中看到，体系地下最大黏度随着井距缩小而呈减小变化，这是井距缩小渗流速度加大剪切影响的结果，再注意驱油过程中网格最大毛管数的变化，看到毛管数最大方案约为毛管数最小方案4倍，进一步显示渗流速度的影响，计算研究油层“中截面”——过主流线中点与主流线垂直的油层截面——上的平均渗流速度，从中看到不同井距条件下渗流速度的显著差别；再研究驱油效果的差别，清楚看到，井距缩小复合驱采收率明显增大，采收率提高值逐渐提高。研究体系界面张力0.00125mN/m的一组方案结果，中截面平均渗流速度与前组相同，体系黏度变化情况相近，由于体系界面张力大幅度降低，驱油过程中地下网格毛管数呈等比例增大，注意到这组方案出现井距缩小复合驱采收率、采收率提高值同步降低变化。研究看到，复合驱条件下随井距变化多种因素影响驱油效果。
表3不同井距条件大庆“注液速度”条件下复合驱效果表
驱油方案同前不变，变换注液速度——不同井距情况下保持中截面平均渗流速度相同，方案计算结果列于表4。
表中两组方案情况基本相同，体系黏度在井距相对小的情况下略显小些，驱油过程网格最大毛管数也是随着井距变小而略微变小，方案的复合驱采收率、采收率提高值同随井距缩小而有所减小，最大最小差在3％以下。研究分层剩余油变化，可看到同组方案由上向下，上部低渗透层剩余油值呈明显增大变化，中部中渗透层剩余油值呈略微增大变化，下部高渗透层剩余油值近于相同，两组方案相比，界面张力更低一组变化相对严重。出现这种情况的原因是清楚的，它表明，随着井距缩小复合驱的突进情况相对严重，这是复合驱的基本特征。
表4中截面平均渗流速度相等不同井距复合驱方案效果表
再来研究油层厚度变化对于驱油效果的影响。这里任取三种井距情况进行研究，它们分别是125m、88m和62.5m，油层总厚度分别取12m、6m、3m，在保持中截面平均渗流速度相等情况下又计算相应方案，结果列于表5。
表5中截面平均渗流速度相等不同井距、不同油层厚度复合驱效果表
表中看到，在同一井距下、对应相同界面张力体系，油层厚度变薄，体系地下黏度、对应毛管数值都趋近相同；分析方案的采出效果看到，油层厚度变薄，复合驱采收率、采收率提高值都呈增加变化，研究分层剩余油变化，看到在中高渗透层位，剩余油值更加靠近，而在低渗透层，出现薄油层方案剩余油值相对低的情况。研究得到，油层厚度适当变薄驱油效果相对提高这一有益变化趋势，将抵消井距缩小带来的驱油效果变差的负面影响。表中看到，在两种体系界面张力情况下，都出现62.5m井距3～6m厚度油层驱油方案驱油效果相近于125m井距6～12m厚度油层驱油方案效果。
探讨了井距变化、油层厚度变化情况下注液速度对于驱油效果影响的变化规律，为在现场油层条件下拟合室内驱油实验确定了可探索实验的条件。三维岩心驱油实验可以认为是微型的矿场试验，有着极小的注采井距，也有着相对薄油层厚度，由油藏井距条件缩小注采井距带来驱油效果相对变差，而由油藏条件油层厚度变小带来效果改善，两者抵消将可能使得“等效”拟合计算得到相对满意的结果。
油藏模型与实验模型驱油效果等效的条件是两模型中截面上有着相等的平均渗流速度——这有待于考核验证。
3三维模型上驱油实验
表6列出在2000年前后完成一组驱油实验数据结果。
在研究大庆油田杏二西试验区油层基础上研制三维驱油实验岩心，岩心结构如图1所示，几何尺寸32×32×3.6cm，岩心平面均质，纵向非均质正韵律，三层段等厚，模型的渗透率变异系数约为0.59，根据岩心制作需要，各层段渗透率分别确定为0.2、0.6、1.2μm2。
驱油实验首先水驱至产出液含水98％，转复合驱，在产出液含水下降后回升至98％时驱油过程终止，复合驱油方案复合体系段塞体积为0.3PV，后续两级聚合物段塞，前者为污水配制体积0.2PV，后者为清水配制体积0.3PV。实验注液速度为0.6ml/min。
表6不同界面张力三元体系驱油方案驱油实验效果表
“*”标记的为弱碱体系，其它体系为强碱体系。
表中数据初略看来是一组很好的实验结果。首先从岩心基本数据看出，饱和水体积最大最小差50ml，由此使得岩心孔隙度最大差值1.3％，含油饱和度最大最小差2％，表明岩心制造、实验过程饱和水、油操作技术水平都相对较高；实验数据水驱采收率最低为46.4％，最高为50.0％，最大差值3.6％，结果相对理想。
4现场地质模型驱油方案计算等效拟合室内驱油实验
在杏二西油层地质条件下建立地质模型。分析表6岩心孔隙度数据，8支岩心平均孔隙度为0.26，依据岩心尺寸和驱油实验注液速度计算得到，岩心中截面平均渗流速度为2.36×10-4cm/s；现场油层条件下模拟计算取图2所示模型，网格数为9×9×3，油层总厚度取12m，孔隙度为0.3，注液速度取大庆通常注液速度日注液量58.48m3，计算得到，在模型网格步长为6.25m、注采井距70.7m情况下，地质模型中截面平均渗流速度为2.37×10-4cm/s，满足探索“等效拟合”要求——驱油实验模型与拟合计算地质模型中截面有着相等的平均渗流速度。
数值模拟研究拟合杏二西水驱过程确认杏二西油层渗透率变异系数约为0.59，由表1可查得三层段渗透率为0.0987、0.2073、0.5182μm2，计算研究确认水驱采收率约在47.2％(参见表2)，这是标定的目标油层非均质系数和水驱采收率。
研究表6数据看到，水驱采收率在46.4％～50.0％范围内，这是由于模型的制作原因模型层间非均质情况存在差别造成的。8实验中有5个实验水驱采收率超过48％，它们与标定杏二西水驱采收率47.2％差值大于0.8％。取非均质系数为0.433的地质模型，计算水驱方案，得到采收率为48.02％，由此看来这5个实验对应模型非均质系数都小于0.433，更远小于模拟计算确认杏二西油层非均质系数0.59，它们都不应列在选择目标内。
在总结杏二西驱油试验拟合研究经验基础上，建立了分步拟合计算研究方法。首先拟合水驱实验过程，微调油层分层的渗透率和相渗透率曲线相关数据——分层水驱剩余油饱和度，拟合水驱采收率指标，确定油藏基本物性参数；在水驱拟合结果满意的基础上，拟合复合驱实验过程，微调相关极限毛管数值和复合驱相渗透率曲线参数——分层复合驱残余油饱和度拟合复合驱采收率指标，确定油藏与复合驱相关的物性参数。
表7给出拟合计算结果数据。与表6给出实验数据对比看到，两者采收率数值、增采幅度数值都近于相同，图3绘出岩心AS8的驱油实验与拟合计算对比的含水变化曲线和增采程度变化曲线，拟合结果令人满意。
表8给出通过拟合研究确定的各实验对应的地质模型水驱、复合驱相关数据。以下将结合两表数据分析研究。
表7不同拟合驱油实验方案计算结果表
表8拟合驱油实验确定的油层水驱和复合驱相关数据
3个实验的拟合计算都取得了很好的结果，进而要从中确定适合于杏二西油藏的复合驱数字化地质模型。
研究岩心AS-15实验的拟合结果，拟合得到的地质模型三层渗透率分别为0.0987、0.2122、0.5182μm2，十分接近于标定的非均质系数为0.59情况下分层渗透率数据，拟合水驱采收率为46.91％，实验结果为46.9％，拟合复合驱增采幅度23.89％，实验结果为23.9％，需要说明，达到复合驱最低残余油饱和度的极限毛管数Nct2值取0.0025，与杏二西矿场试验拟合得到的数值相同，这一数值相同于毛管数实验曲线QL[1]中相关数值。
再研究岩心号为AS-8驱油实验，水驱实验采收率为47.2％，表明岩心制作非常理想，复合驱驱油体系界面张力为4.08×10-2mN/m，体系黏度在20mPa·s左右，又注意到实验中注入压力最大值都高于2.8×105Pa，高于岩心AS-15实验最大注入压力1.0×105Pa，这表明高界面张力(10-2mN/m)、高黏驱油体系在相对均质油层上驱油，在相对高的油层压力梯度条件下，粘弹性发挥作用，也能够达到较高的提高采收率幅度；再分析拟合计算结果，研究岩心AS-8实验，正是为凸显它的拟合良好效果而绘出它的拟合曲线，分析拟合计算过程，水驱拟合计算得到满意的拟合结果，复合驱拟合取拟合岩心AS-15实验相同做法，分层复合驱残余油饱和度和相关的毛管数数据都取拟合岩心AS-15实验的相近数据，都没能达到拟合要求，后来考虑高界面张力高黏体系在高的压力梯度条件下黏弹性发挥作用，降低了达到复合驱最低残余油饱和度的门槛——极限毛管数Nct2的值，由0.0025降到0.0002，从而实现了拟合要求。这样处理满足了特定情况下要求，但是要把拟合特定情况得到的极限毛管数Nct2保留作为油藏参数，用于复合驱是不可取的，因此由这组实验拟合得到的油藏模型不能直接选用。
这里还要特别说明，包括表6中AS-8、AS-3、AS-2三个实验的一批三维岩心驱油实验证实界面张力为10-2mN/m驱油体系都可达到界面张力为10-3mN/m体系相当驱油效果，现在通过拟合计算研究比较彻底认识出现这一情况的原因，鉴于此，文献[3]以10-2mN/m 驱油体系良好驱油实验效果为例推介复合驱采用低浓度表活剂复合体系驱油是不妥的，深刻的教训是一定要认真地对待室内驱油实验结果。
再分析岩心AS-14实验拟合得到的模型。首先从实验数据中看到，驱油体系界面张力为7.8×10-4mN/m，体系黏度在20mPa·s左右，水驱采收率为46.4％，复合驱增采23.9％，又注意到它的注入压力在8实验中是最低的，低的注入压力、低的增采幅度正是高渗透层发生水相突进明显特征；分析拟合计算结果，水驱、复合驱采收率指标都与实验结果相同，注意到，拟合结果中分层剩余油数值相比岩心AS-15实验拟合对应数据都相对偏高，且驱油过程中有着相对低的油层压力，可以判定，特超低界面张力体系驱替条件下，发生水相突进情况，使得拟合得到的模型复合驱分层残余油饱和度偏大失真，这一模型也是不可取的。
通过以上分析研究，找到了比较理想模型——岩心AS-15实验拟合模型；还应看到，从淘汰模型过程中找到理想的实验条件：驱油实验模型水驱结果要尽可能相符于油藏实际情况，即水驱采收率指标必须尽可能相近；复合驱方案设计是关键，推荐取两级段塞，前级复合体系段塞0.3PV，后续聚合物段塞体积应在0.5～0.7PV，复合体系取适中界面张力，推荐取2.5～7.5×10-3mN/m范围内，两级段塞取相对较高相同的体系黏度，推荐取在20mPa·s左右。
5数字化驱油地质模型的确定
5.1数字化模型的考核
由拟合岩心AS-15实验得到模型是第一个由驱油实验拟合得到的模型，能否适用、精度如何都有必要考核；又文献[4]介绍杏二西油层已由拟合矿场试验得到数字化地质模型，且经历了计算研究考验，为考核由驱油实验建立的模型创造了条件。这里将通过在两模型上运行不同复合驱方案，考核由拟合岩心AS-15实验建立的数字化油藏地质模型。考核选取3个等级界面张力方案：1号方案体系界面张力为4.08×10-2mN/m，2号方案体系界面张力为0.38×10-2mN/m，3号方案体系界面张力为0.078×10-2mN/m。
方案的计算结果列于表9中，其中0号模型为矿场试验拟合模型，1号模型为拟合岩心AS-15实验建立的模型。
首先分析“0”号模型上方案计算结果。它的水驱采收率符合要求；复合驱方案，高界面张力1号体系方案有着相对低的提高采收率幅度，仅在10％左右，随着井距变小方案提高采收率幅度明显增大；随着体系界面张力的降低，方案的提高采收率幅度提高，体系界面张力低于10-3mN/m，采收率提高值一般可达到25％以上。
对比分析“1号”模型计算结果。它的水驱采收率略微低于“0号”模型对应方案，最大偏差为0.45％，相对误差小于1％；对比复合驱方案结果，同一体系相同井距对应方案采收率提高值也十分接近，1号体系和3号体系两组对应方案最大偏差小于1％，2号体系一组对应方案最大偏差2.63％，其它方案差值都在2％以下。
表9不同数字化地质模型上驱油方案驱油效果表
通过进一步考核，可以确定由岩心AS-15实验拟合得到1号模型作为候选的模型。
5.22个模型计算复核和修复
前述通过分析舍弃了拟合岩心AS-8实验建立的2号模型、拟合岩心AS-14实验建立的3号模型，这里取两模型计算相应方案，进行复核，计算结果也列于表9中。
分析2号模型计算结果，它的水驱采收率相比“1号”模型更接近于0号模型结果，对应方案最大偏差0.17％。比较1号体系复合驱方案结果，对应方案的采收率提高值相差近一倍，2号体系、3号体系方案采收率提高值相比对应也都高出许多，差别的原因是清楚的，因为临界毛管数Nct2值调低到0.0002。然而注意到，这一模型水驱结果更接近于0号模型结果，拟合得到复合驱分层残余油饱和度接近于1号模型的相应数据结果，对2号模型修正，将临界毛管数Nct2值恢复到0.0025，与模型1相同(参见表7黑体字AS—8标记模型数据)，在修正模型上也计算对应方案，由表中看到，方案结果也十分接近于0号方案结果，对应方案采出程度最大偏差为0.87％，采收率提高值仅有1号体系250m井距方案 偏差为1.28％，其它最大偏差绝对值都小于0.71％。精度高的结果是基于该模型水驱结果更接近于油藏情况。考核表明修正是合理的，对于复合驱，复合驱残余油饱和度是确定的，临界毛管数Nct2值也是确定的。依据考核结果，修正模型也可以考虑作为候选模型。
再分析3号模型计算结果，水驱采出程度相比0号模型偏低1％左右，相比1号模型略微偏大些，然而注意到复合驱情况，对应方案采收率提高值普遍低于1号和0号模型上对应方案计算结果，特别是特超低界面张力3号体系方案，偏低情况更为突出。由此看清了由于水相突进地质模型留有高的残余油饱和度影响驱油效果。然而，随着研究的深入，特别是通过实验认识了在毛管数高于极限毛管数Nct1情况下驱替油层发生润湿性转化，从而对于残余油饱和度微观分布情况有了更清晰的认识：以大庆杏二西试验为典型试验，以“I”类驱动状况为主导的状况下驱动，仅在局部范围暂短时间范围内，驱油过程中毛管数超过极限毛管数Nct1，这样情况下，对于驱油过程终止残余油饱和度值起到绝对影响的是对应油层的残余油饱和度参数的取值，而在对美国Oklahoma州Sho-Vel-Tum油田试验的拟合研究中，认识到在“II”类驱动状况影响增大情况下，由于在影响范围内出现润湿性转化问题，这时对应油层的润湿性转化参数——To也将影响到残余油饱和度。
在这样的认识基础上，重新对岩心AS-14复合驱过程进行拟合研究，表7、表8粗体字AS-14标记行中给出拟合数字，分层残余油饱和度和相关的毛管数数据都参考拟合岩心AS-15实验结果取值，三层段To值分别调节为2、4、7(其它实验拟合To值皆取0.12)。表9中“模型3修正”一栏给出相应方案的计算结果，与0号模型计算方案对比看到，水驱方案采收率相对低1％左右，1号体系方案，复合驱方案对应偏差最大1.39％，采收率提高值最大偏差0.42％，2号体系方案，采收率最大偏差2.78％，采收率提高值最大偏差1.77％，又因本模型有着经拟合计算确定的To值，3号体系方案计算结果更有参考价值。本组方案也有着相对较高的精度，修正模型也可以考虑作为候选的模型。特别要强调，这里的拟合计算是出于对于驱油机理更深刻认识，这里的作法开辟了在特高毛管数驱替条件下建立数字化驱油模型的研究方法。
5.3数字化地质模型的确定
鉴于这里出现三个拟合效果都较为理想的候选模型，这里对三模型再做深入比较。将杏二西试验方案和对应水驱方案在0号模型、1号模型、2号模型(修正)、3号模型(修正)上运行，结果列于表10。
表10杏二西试验方案在四模型上运行驱油效果表
由表10中数据可以看到，在3个由驱油实验拟合得到模型上方案计算结果都十分接近于由矿场试验得到得0号模型上方案计算结果，水驱采收率，分别差0.46％、0.18％和0.27％，模型1偏差最大相对误差小于1％，模型2(修)偏差最小相对误差小于0.5％；复合驱采收率值分别偏差0.82％、0.35％和1.84％，模型3(修)偏差最大相对误差小于3％，模型2(修)偏差最小相对误差小于0.5％；采收率提高值偏差分别为0.36％、0.17％和1.57％，模型3(修)偏差最大相对误差在6％左右，模型2(修)偏差最小相对误差最大小于0.7％；分析低渗透层剩余油情况，全层剩余油平均值偏差分别为1.52％、0.3％和0.75％，模型1偏差最大，模型2(修)偏差最小。
由以上数据可见，模型2(修)结果多项指标相对为优，应是重点选择对象。为慎重起见，这里再对模型2(修)结果再做深入剖析。复合驱方案终止时油层低渗透部位剩余油数据分布状况是检验计算精度的重要依据。表11首先列出0号模型上运行杏二西试验方案终止时油层低渗透部位剩余油数据，看清低渗透层剩余油分布情况，特别注意到，杏二西现场试验结束时在主流线上油井后方50m处打密闭取心井“杏2-2—检试1井”[5,6]，检查出岩心中仍含有高饱和度原油，表中粗体字44.0％处正是检查井位置，这里是复合体系驱替富集的油墙峰值点，计算结果与检查井情况吻合。表11对比列出模型2(修)上计算结果，检查井位置处同样是富集的油墙峰值点，含油相对高的含油饱和度值42.5％。分析水井网格，两方案剩余油分别为15.7％和15.2％，油井网格两方案剩余油分别为47.8％、和45.4％，在两翼边角网格两方案剩余油分别为50.6％和49.2％。分析看到模型2(修)计算结果十分接近于0号模型结果。
图4中绘出杏二西试验对比曲线图，图中包括试验中心井含水变化曲线、相对水驱提高采收率变化曲线和拟合驱油试验含水变化曲线、相对水驱提高采收率变化曲线，图中还对比绘出依据模型2(修)计算杏二西驱油方案得到的对比曲线，从中看出依据模型2(修)计算曲线与矿场试验试验曲线吻合程度比较理想。
表11在三模型上运行杏二西试验方案终止时低渗层剩余油分布表(％)
研究分析看到，由岩心AS-8拟合并经修正后的模型计算结果更为优秀。尽管模型有着不同的形成路径——增加一个“修正”过程，这是不值得推荐的做法，然而应看到，岩心AS-8实验水驱采收率更接近于油藏情况，若当初复合驱采用界面张力为10-3mN/m体系驱油实验，一定能够拟合直接得到高精度模型。选择模型一定要选择精度高的模型，这里选择由岩心AS-8实验拟合后修正的模型作为杏二西复合驱研究的数字化地质模型。
6数字化地质模型的建立方法总结
1)应用本发明的油田目标油层(待进行复合驱试验油层)应有相对较长时间水驱历程，并经过数值模拟研究，确定了油层非均质系数VK值和水驱采收率指标值，这两数值作为“标定值”；
2)精心制作驱油实验岩心，严格要求，制作目标要求水驱实验采收率与目标油层标定采收率误差小于+/-1％；
3)水驱实验开始淘汰，对于不满足要求的岩心不再继续复合驱实验；
4)复合驱实验方案规范要求：复合体系段塞体积0.3PV,体系界面张力5×10-3mN/m左右，体系黏度在20mPa·s左右，后续聚合物段塞0.3～0.5PV，黏度相近于复合体系段塞，段塞之后为水驱至驱油过程终止；特别说明，不能使用界面为10-2mN/m体系；驱油实验是在油田油层水条件下完成，驱油过程不能出现原油“乳化”等异常现象，应至少获取成功实验不要少于3个；
5)若特殊需要研究“特超低界面张力高黏体系”问题，可取界面张力10-4mN/m体系实验，此实验一定要有“超低界面张力高黏体系”实验配合，即在完成“超低界面张力高 黏体系”驱油实验后，再取水驱采收率相近岩心，完成“特超低界面张力高黏体系”驱油实验；
6)对于完成的“超低界面张力高黏体系”驱油实验逐个完成拟合计算，建立相应的数字化地质模型，之后通过不同级别体系界面张力条件下驱油方案计算考核；应注意，使用本发明目的是建立目标油层数字化地质模型，故在模型考核中不存在可比的模型，在这样情况下，应取水驱采收率更接近于标定值、复合驱技术指标合情合理的模型；
7)在特殊需要研究“特超低界面张力高黏体系”问题时，应注意到，“特超低界面张力高黏体系”实验的地质模型与“相配合”的“超低界面张力高黏体系”的地质模型，除油层润湿性转化参数——To不同外，其它参数应近于相同，有了这样认识后，拟合“特超低界面张力高黏体系”实验完成水驱过程拟合，再将拟合“相配合”的“超低界面张力高黏体系”实验拟合得到的复合驱相关参数直接引入拟合模型，再对复合驱过程拟合，拟合中主要调试润湿性转化参数To。
7数字化地质模型的应用实施例一——数字化驱油实验/试验研究
在已实施过复合驱试验的油田，可以通过拟合矿场试验建立数字化地质模型，进而在数字化地质模型平台上进行数字化驱油实验/试验，对于复合驱油技术深入研究，对复合驱油技术进行深入研究。对于没有实施过复合驱试验的油田，可以通过拟合岩心驱油实验建立数字化地质模型，进而在数字化地质模型平台上进行数字化驱油实验/试验，对于复合驱油技术深入研究，对复合驱油技术进行深入研究。
7.1两个地质模型区别和数字化试验结果
对于大庆油田杏二西试验区油层已有了两个数字化地质模型，一个是由拟合杏二西试验得到的，另一个是拟合室内岩心驱油实验得到的，表12列出两模型基本数据，比较看到，两者对应数据基本是相近的，但是也有明显差别。
表12大庆油田杏二西油层两个数字化地质模型基本数据表
在两个地质模型上运行大庆油田杏二西驱油试验方案，计算结果列于表13中。对比看到，采用拟合室内岩心驱油实验得到的地质模型计算结果(试验2)各项指标都十分接近于采用拟合矿场试验得到模型计算结果(试验1)。考核表明，在没有实施现场试验情况下，完全可以采用拟合室内岩心驱油实验得到的地质模型进行驱油方案的优化研究。
表13杏二西油层不同驱油体系推荐井距条件下方案驱油效果表
7.2驱油方案结构的优化研究
选用在数字化地质模型“AS-8修”，在杏二西试验方案基础上进行方案结构的优化研究。方案设计取两级段塞结构，复合体系段塞0.3PV，表活剂浓度0.3％，为了将复合体系段塞充分向前推进，两级段塞取相同聚合物浓度，不设聚合物前置段塞，方案实施过程中注入压力界限取值——在数字化地质模型“AS-8修”上计算杏二西试验方案得到的最大平均压力。为比较经济效果，在假定表活剂价格是聚合物价格1.5倍情况下，设计方案1，它与试验方案化学剂费用近于相同。表13给出方案1的计算结果，表14给出方案1终止时油层低渗透层位剩余油分布数据。
表13中看到，对比杏二西试验方案，方案1增采1.26％，效果良好；从分层剩余油值看到，上部低渗透层剩余油值降到29.08％。表14给出该方案上层剩余油分布数据，对比表11中试验方案在模型2(修)计算结果看到，两翼边角位置剩余油由试验方案49.2％降到47.0％，检查井位置(斜体字标记)剩余油降到37.7％。
相比杏二西试验方案1是一个优化方案。
7.3采用“降速保黏”措施改善驱油效果
注意到表14中方案1数据，在检查井前方区域仍有部分区域剩余油值高于40％，在主流线两翼边部仍有相对高的剩余油。采用“降速保黏”措施，即将段塞注入速度降三分之一，提升体系黏度，仍保持化学剂总费用不变，计算方案2，方案采出程度又提升1.21％，分析表14中方案2剩余油数值看到，这一方案主要将两翼边角位置剩余油幅度降低，显示了体系黏度对于提高采收率的特殊贡献。
7.4增大后续聚合物段塞进一步扩大驱油效果
鉴于方案2低渗透层检查井位前方仍留有高饱和度原油，采用增加后续聚合物段塞体积计算方案3，采收率又相对提高1.49％，全层平均剩余油值降到24.62％，层面上两翼边角处剩余油值降到41.3％，检查井处降到22.2％。方案逐步改进层次清楚，增采效果步步提高。
表14方案终止时油层低渗透层位剩余油分布(％)
7.5低渗透层注采情况深入研究
低渗透油层原油的采出是复合驱研究的重点，表13中看到各方案上部低渗透层位采出程度差别，为了深入认识低渗透层采出情况，这里对低渗透层吸液量和产油量情况分析研究。图5绘出试验(方案2)和3个优化方案低渗透层吸液量和产油量变化曲线，横坐标为转注复合体系后的时间。对比分析试验方案和1号方案，两方案注液速度相同，比较看到，试验方案注入复合体系期间，低渗透层吸液量略高于优化方案，在转注聚合物段塞之后，方案1吸液量基本稳定在6.7m3/d左右，相当总注液量60.75m3/d的11％，而试验方案在此期间有起伏变化，这是由于多级段塞变换的结果，表15列出进入低渗层化学剂量，看到方案1进入到低渗透层聚合物量和溶液量都相对为高，从而保证了它有着良好驱替效果，又从产油曲线比较看到，试验方案低渗层约在转注600d时见效，先于方案1，约在转注1100d之后试验方案低渗层产油量明显开始减小，从此开始产油量低于方案1，正是后期方案1低渗层产油量相对较高，且持续时间较长，低渗层采出效果相对为好。注意方案2的情况，它的吸液量曲线长时间稳定在4.74m3/d左右，这是在注液速度降到40.5m3/d情况下的结果，这一吸液量占总注液量10.9％，与前两方案比较看出这一方案低渗透层吸 液效果略微好些，由表15看到注入该层表活剂量为9.54t，聚合物总量18.95t，都相对为多，尽管进入油层总液量少些，但因体系有着高黏度，仍然有着好的驱替效果；方案3低渗透层吸液情况前期略微差于方案2，但有着更长的后续聚合物段塞，进入到低渗透层的聚合物和溶液量都相对更多，驱替效果更好。一个值得注意的情况是各方案转注清水后都立即出现低渗透层吸液量突然大幅度减小变化，这意味着对于低渗透层驱替的终止，这是值得重视的问题，要谨慎处理转注清水问题，采用长体积的聚合物段塞增加进入低渗层复合体系溶液量有利于低渗透层原油的驱替。
表15进入低渗层化学剂量
7.6方案实施时间的讨论
杏二西试验是在注采井距200m情况下实施的，这里看到方案2实施时间为2377d，方案3实施时间为3127d，这对于化学剂的稳定性来说难以保证，这对于现场试验来说十分重要，然而在这里，由于是数字化驱油试验，在驱油过程中不存在“出现失效情况”，正因如此，我们不求这样的方案实施，而重视的研究的结果：优化驱油方案可以取两级结构段塞，可以采用“降速保黏”措施，可以采用大体积后续段塞。特意取实施时间过长方案计算正是提醒人们必须注重方案实施时间，它关系到化学剂在地下稳定性问题，将直接影响驱油效果。
8数字化地质模型的应用实施例二——现场试验方案设计
通过拟合矿场试验建立的数字化地质模型具有两项关键要素：相对更为准确的地质数据和与复合驱相关基础数据，由此可以在这样的平台上，设计复合驱的优化方案；对于适合复合驱技术应用而没有开展矿场应用油田可以拟合室内驱油实验建立数字化地质模型平台，这一模型具有相近目标油层地质参数及复合驱基础数据，可以在这样的平台上，设计相对优化矿场试验方案。
实施例：
表12介绍了大庆油田四厂杏二西油层由两种路径建立的数字化地质模型基本数据，清楚看到两者间异同之处，为了研究叙述方便，以下分别称二模型为“模型试”和“模型实”。研究的目标是在“模型实”基础上设计驱油方案，因这里又有“模型试”，可以同时在两模型上设计方案，可比较看到设计过程中的不同之处，又可检验“模型实”基础上设计的驱油方案相对精度。
方案设计三项参数的确定。
对于“模型试”不难，已由拟合杏二西试验确定：
1)方案实施时间1570d；
2)驱油试验方案设计驱油体系油层中黏度保留率取为30％，方案计算体系黏度保留 率为30％；
3)注入压力界限——取拟合驱油试验得到的“油层最大平均压力值”P1。
相比在“模型实”上设计应引起特别重视。
1)方案实施时间，可借用“1570d”；
2)在制定驱油方案前，应对待认试验油层条件下体系黏度保留率研究测试，若确定黏度保留率数值偏低，可通过选用抗剪切高分子聚合物、加大井低油层射孔密度和射孔的孔径、深度等措施提高体系的黏度保留率，力求黏度保留率达到在30％以上。这样可取体系黏度保留率30％；这样以来，方案计算过程中采用的黏浓曲线可取相同于试验条件下体系黏度保留率，这样就使得现场的注入的体系聚合物溶液浓度与模拟计算的聚合物溶液浓度一致，现场油层中溶液的黏度与计算的油层中黏度一致，现场聚合物耗用量与计算的耗用量一致。
3)驱油试验实施过程中油层最大平均压力值，对于予做方案的油层没有可拟合试验，方案设计所用注入压力界限值没有可直接“借用”数据，只能通过试验研究和参考相近条件油层试验的数值对比确定“试用”数据。
方案设计与对比
考虑到方案稳定可靠实施，考虑试验获得更高采收率，考虑到将来推广应用，考虑试验在相对短时间内结束，驱油方案设计取五点法井网“四注九采”，注采井距取125m。
试验方案：复合体系段塞体积0.3PV，表活剂浓度0.3％，后续聚合物段塞体积为0.6PV，注液速度为0.4PV/y。方案中复合体系和后续聚合物段塞有着相同的聚合物浓度。方案计算结果列于表16。
在拟合杏二西试验建立的数字化地质模型上计算推荐驱油方案1.1。特别说明，方案注液速度取0.40PV/y，体系黏度保留率取30％，驱油过程中油层最大平均压力界限为P1。在拟合驱油实验建立的目标油层数字化地质模型上运行驱油方案1.2，方案各项技术指标同方案1.1完全相同，表中看到，方案实施过程中，体系地下最大工作黏度相对为低，因而油层最大平均压力相对为低，复合驱采出程度相对低1.68％，增采幅度相对低0.89％(注:两模型水驱采出程度偏差0.79％)，计算结果看到，两模型计算结果十分接近，采用拟合驱油实验建立的目标油层数字化地质模型可以作为方案设计基础；基于待试验方案两参数的“不确定性”，有必要研究两参数取值变化对驱油效果影响，为此计算驱油方案结果也列于表16。
表16小井距情况下优化驱油方案驱油效果表
Table.15Result of compound flooding experiment in small well spacing
取油层最大平均压力界限为P1，调整体系黏度计算方案1.3，表中看到，采出程度相对低1.40％，增采幅度相对低0.61％，更加接近于方案1.1，它是“准确给出”目标油层最大平均压力界限和体系黏度保留率情况下的设计方案，是目标油层理想的优化驱油方案。
对于目标油层最大压力界限的确定有一定难度，给出准确的体系黏度保留率也十分困难，这里计算研究两项数据偏差对于驱油效果的影响。在方案1.3基础上，将压力界限值降低20％计算方案1.4，方案的体系地下最大工作黏度相对降低6.2mPa·s，降幅18.8％，增采幅度相对降低1.42％，降幅为4.92％；在方案1.3基础上，将体系地下黏度保留率降到25％计算方案1.5，方案的体系地下最大工作黏度相对降低5.54mPa·s，降幅16.8％，增采幅度相对降低1.37％，降幅为4.74％；在方案1.3基础上，将压力界限值降低20％，体系地下黏度保留率降到25％计算方案1.6，方案体系地下最大工作黏度相对降低10.62mPa·s，降幅32.3％，增采幅度相对降低2.72％，降幅为9.42％。清楚看到两项指标的取值明显影响驱油效果。再将压力界限值偏差、体系地下黏度保留率降偏差缩小计算三方案，方案1.7相对方案1.3注入压力界限值相对偏小10％，方案的增采幅度相对降低0.51％，降幅1.76％；方案1.8体系地下黏度保留率降低为27.5％，方案的增采幅度相对降低0.56％，降幅1.94％；方案1.9相对方案1.3压力界限值相对偏小10％，体系地下黏度保留率降低为27.5％，方案的增采幅度相对降低1.01％，降幅3.70％。计算结果显示，当偏差取在适当范围内，可以获得相对较高的精准度驱油方案。
对于适合于复合驱技术应用的油田，在没有开展过驱油试验情况下，通过拟合驱油实验建立数字化地质模型，深入进行数字化驱油试验研究，完全可以设计出相对高质量驱油方案。
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Claims (10)

1.一种新型复合驱驱油实验/试验模拟方法，包括以下步骤：
1)在目标油层原始地质数据基础上，建立油层简化地质结构模型即模型1，室内依据模型1制造三维岩心驱油实验模型即模型5，采用模型5完成一组数个模型高水平水驱、复合驱驱油实验；
2)采用数值模拟方法，在油藏条件下基于模型1建立油藏地质模型即模型2，在模型2上完成对驱油实验的等效拟合，建立数字化油藏地质模型；
3)对于拟合驱油实验得到的数字化油藏地质模型进行严格选择考核，确认相对原始地质数据更准确反映目标油层地质特征和复合驱信息的数字化地质模型平台即模型3；
4)在确定的模型3上，切割一层得到模型2’，采用模型2’开展多方面的复合驱油技术的数字化驱油试验研究。
2.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤1)所述的目标油层即待进行复合驱实验/试验模拟研究的油层，该油层须经历一个阶段水驱开发，并经过数值模拟研究，确定了油层非均质系数VK值和水驱采收率的相对原始地质数据更准确的标定数值。
3.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤1)所述的驱油实验使用的模型5为平面均质、纵向非均质结构，岩心几何尺寸采用：平面正方形，宽为30～40cm，纵向设为等厚三层，三层总厚度3～5cm；且，它与目标油层的模型1有着相同的渗透率变异系数，偏差值小于+/-0.05，水驱采收率与目标油层标定采收率小于+/-1％。
4.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤1)所述的驱油实验过程是：首先完成一个水驱实验完整过程至产出液含水98％实验终止，之后转复合驱，再完成复合驱一个完整过程，复合驱方案：复合体系段塞0.3PV，体系黏度在20mPa·s左右，后续聚合物段塞0.3～0.5PV，体系黏度相近于复合体系段塞，段塞之后为水驱至驱油过程终止；所述驱油实验是在油田油层水条件下完成，体系界面张力5×10-3mN/m左右，特殊要求情况下使用10-4mN/m体系，不能使用界面张力为10-2mN/m体系。
5.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤2)所述的等效拟合驱油实验使用的模型2是在模型1基础上建立的三层结构的模型；等效拟合驱油过程中模型2的中截面——通过主流线中点、垂直于主流线的截面——上的平均渗流速度等于模型5中截面上的液流平均渗流速度。
6.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤2)所述的等效拟合驱油实验是模拟计算油藏模型条件下驱油试验，它有着相同于室内岩心驱油实验相同的驱油过程和驱油效果的等效拟合，具体要求是：在油藏模型上计算驱油方案，与在模型5上驱油实验的驱油过程和效果进行拟合，模拟计算的油井含水变化曲线与岩心驱油实验产出液含水变化曲线吻合，模拟计算的提高采收率变化曲线与岩心实验复合驱相对水驱采出程度增加值变化曲线相吻合。
7.根据权利要求6所述方法，其特征在于：步骤2)所述的等效拟合驱油实验具体做法是：微调油藏地质参数和水驱相渗透率曲线参数，拟合水驱过程，得到满意结果后，微调复合驱极限毛管数相关数值和相渗透率曲线参数，拟合复合驱油过程，拟合得到满意结果后，得到相对拟合前更准确描述模型5的地质数据和复合驱相关参数，有了这些参数后，建立了对应于模型5的模型3。
8.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤3)所述的驱油实验是在数个岩心实验模型5上完成，分别命名为模型51、模型52…模型5n；拟合驱油实验也要分别对每一个实验完成，由此建立对应的数字化地质模型对应命名为模型31、模型32…模型3n，从这n个模型中选择考核确定与油田油层相对应的模型3。
9.根据权利要求1所述方法，其特征在于：确定模型3后，依据这一平台，取模型2’开展驱油方案的计算研究，也可称为开展数字化驱油试验研究，数字化驱油试验研究的研究内容包括驱油体系的优化、段塞结构的优化、方案的优化，对于驱油过程中油层不同部位、不同时刻的毛管数变化、含油饱和度的变化、剩余油滞留情况进行深入研究。
10.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤2)中的等效拟合驱油实验、步骤3)中的数字化地质模型平台和步骤4)中数字化驱油试验研究使用复合驱软件IMCFS(ImprovedMechanism of Compound Flooding Simulation)；该软件采用毛管数曲线QL描述复合驱过程毛管数与残余油饱和度之间关系，以相渗透率曲线QL描述油水运动规律，软件中设置若干个“池”描述油层，每个“池”有自己的毛管数曲线数据和相渗透率曲线数据。
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