CN109214016A - 一种特稠油油藏化学冷采优化方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种特稠油油藏化学冷采优化方法，其包括：S1建立岩心规模化学驱数值模拟模型，对岩心规模化学驱数值模拟模型进行水驱实验和化学驱实验的拟合；S2利用经过拟合的岩心规模化学驱数值模拟模型，得到单井组规模化学驱数值模拟模型，开展化学复合驱优化研究，设计数值模拟预测方案；S3建立试验区三维地质模型和试验区动态数值模拟模型，根据数值模拟预测方案对试验区的开发效果进行模拟计算，根据结果优化特稠油油藏化学冷采方法。本发明通过CMG数值模拟软件对注采井型、化学剂段塞浓度、化学剂注入顺序、交替注入方式、化学剂段塞大小对采收率的影响进行数值模拟计算，为稠油油藏复合化学驱提高原油采收率的方案制定提供了依据。

Description

一种特稠油油藏化学冷采优化方法

技术领域

本发明涉及化学驱油技术领域，尤其涉及一种基于商业化数值模拟软件CMG优化筛选的采用聚合物与水溶性降粘剂复合化学剂组合的特稠油油藏化学冷采优化方法。

背景技术

目前稠油油藏仍以蒸汽热采为主，注蒸汽热力采油机理比较清楚，工艺技术成熟，但是在特殊稠油油藏的开采过程中，蒸汽开采的效果和经济效益远远低于常规稠油开采。注蒸汽热力采油对于油层深度、厚度、地层非均质性、原油粘度等的约束，会引起热损失严重，汽窜严重等问题。例如，以蒸汽吞吐和HDCS吞吐方式开发薄层稠油油藏，加热半径有限、泄油半径小，井间剩余油富集，采收率仅为15％～20％，仍有大量的剩余油难以采出。有效储层厚度为3～10m的薄层稠油油藏，利用蒸汽驱动用井间剩余油、大幅度提高稠油油藏采收率的技术手段，其可行性国内外也正在探索，其存在的主要问题是此类薄油层转如蒸汽驱，热损失在65％以上，导致开发效益差；同时在稠油油藏中进行蒸汽驱，油汽粘度比高达数十万，易汽窜，使得蒸汽驱难以实现均衡驱替。因此，化学冷采法对于这类稠油油藏提高采收率尤为重要。

聚合物驱是一种油田三次采油技术，它可以通过在水相中加入聚合物降低油水相粘度比、扩大波及体积提高油藏采收率。根据目前已发表的文献，一般应用于地下原油粘度低于200mPa·s的稠油油藏，而且仅采用聚驱开采后仍有40％左右的原油不能开采出来。水溶性分散降粘剂由亲油的主体分子和亲水的客体分子构成，它主要机理是利用主、客体分子(受体、配体分子)间的非共价键作用(静电引力、氢键、范德华相互作用和配体-受体相互作用等)，通过识别和自组装生成超分子复合物，将稠油分子聚集体分散，从而降低稠油的粘度，提高油层内流体的流动性，以实现稠油油藏的冷采。但是由于该类药剂价格昂贵，若单独使用降粘剂，消耗量大，成本急剧增加，开发效果差。然而，在实验室条件下，将聚合物与水溶性分散降粘剂复合驱油体系按照一定的比例注入70℃、原油粘度为1000mPa·s的饱和油岩心，其驱油效果得到极大改善，岩心采收率可达到30～38％。

发明内容

针对上述问题，本次发明了一种针对稠油油藏复合化学驱驱油方法，该方法实现了实验室中聚合物与水溶性分散降粘剂交替注入驱替过程的拟合，并模拟预测了矿场应用聚合物与水溶性分散降粘剂复合化学驱的驱油效果；有助于研究稠油油藏复合化学驱的驱油机理，以及不同浓度段塞、不同化学剂注入顺序、交替注入方式、不同大小段塞等对采收率的影响，以设计一种较优的、适用于特稠油油藏的复合化学驱提高原油采收率的方法，为复合化学驱在稠油油田中的应用提供一定的技术参考。

进而的，本发明提出了一种特稠油油藏化学冷采优化方法，包括以下步骤：

S1建立岩心规模化学驱数值模拟模型，对所述岩心规模化学驱数值模拟模型进行水驱实验和化学驱实验的拟合，其中，所述化学驱实验包括化学复合驱实验；

S2利用经过拟合的所述岩心规模化学驱数值模拟模型，得到单井组规模化学驱数值模拟模型；参考所述化学复合驱的实验结果，在所述单井组规模化学驱数值模拟模型上开展所述化学复合驱优化研究，设计数值模拟预测方案；

S3建立试验区三维地质模型和试验区动态数值模拟模型，并对所述试验区动态数值模拟模型进行试验区生产历史拟合，根据所述数值模拟预测方案对试验区的开发效果进行模拟计算，根据计算结果对特稠油油藏化学冷采方法进行优化。

在一个实施例中，在步骤S1中，建立岩心规模化学驱数值模拟模型的具体步骤包括：

提取驱油物理模拟实验模型的参数；

确定岩心规模化学驱数值模拟模型所采用的网格类型、模型尺寸以及网格步长；

建立岩心规模化学驱数值模拟模型。

在一个实施例中，所述驱油物理模拟实验模型的参数包括实验过程温度、脱气原油的粘度、饱和油岩心长度、饱和油岩心直径、饱和油岩心的初始含油饱和度以及饱和油岩心的孔隙度。

在一个实施例中，在步骤S1中，所述化学驱实验包括聚合物驱实验、水溶性降粘剂驱实验以及聚合物与水溶性降粘剂复合驱实验。

在一个实施例中，在步骤S1中，

对所述岩心规模化学驱数值模拟模型进行水驱实验的拟合，以使数值模拟计算的产出端含水率和注入端压力的变化趋势与水驱实验吻合，并且当产出端含水率达到95％时的采出程度水驱实验值与数值模拟计算值误差小于3％；

对所述岩心规模化学驱数值模拟模型进行化学驱实验的拟合，以使数值模拟计算的产出端含水率和注入端压力的变化趋势与化学驱实验吻合，并且当产出端含水率达到95％时的采出程度化学驱实验值与数值模拟计算值误差小于3％。

在一个实施例中，在步骤S2中，利用经过拟合的岩心规模化学驱模拟模型，得到单井组规模化学驱数值模拟模型的具体步骤包括：

将经过拟合的所述岩心规模化学驱模拟模型进行尺度升级；

选取被模拟的井组，并根据油藏确定井距，使井轨迹位于油藏中部；

建立单井组规模化学驱数值模拟模型。

在一个实施例中，在步骤S2中，参考所述聚合物与水溶性降粘剂复合驱实验结果，在单井组规模化学驱数值模拟模型上开展聚合物与水溶性降粘剂复合驱优化研究，设计数值模拟预测方案。

在一个实施例中，在步骤S2中，所述优化研究包括注剂顺序优化研究、段塞参数优化研究和注入方式优化研究。

在一个实施例中，所述步骤S3进一步包括：

筛选开展稠油化学驱的试验区，建立试验区三维地质模型和试验区动态数值模拟模型，并对试验区动态数值模拟模型进行试验区生产历史拟合；

利用所述试验区三维地质模型和试验区动态数模模型，根据所述数值模拟预测方案对试验区的开发效果进行模拟计算；

比较计算结果，确定出最优的特稠油油藏化学冷采方法。

在一个实施例中，利用CMG软件建立上述所有数值模拟模型并进行模拟研究，完成对特稠油油藏化学冷采方法的优化。

本发明的有益效果：

本发明对比分析了不同注剂顺序(先注聚合物后注水溶性降粘剂、先注水溶性降黏后注聚合物)化学复合驱驱油模拟结果，单复合段塞先注聚合物后注降粘剂比先注水溶性降粘剂后注聚合物的采出程度高8.13％，说明先注水溶性降黏后注聚合物比先注聚合物后注水溶性降粘剂复合化学驱的开发效果更好。

投产即直接进行化学复合驱(聚合物与水溶性降粘剂复合驱)的交替注入大段塞单轮次的驱油效果要优于小段塞多轮次的驱油效果，驱油效果由好到差为：先注聚合物再注水溶性降粘剂的复合化学驱＞先注水溶性降粘剂再注聚合物的复合化学驱＞聚合物＞水溶性降粘剂＞水驱。

本发明通过应用CMG数值模拟软件化学驱模块对注采井型、化学剂段塞浓度、化学剂注入顺序、交替注入方式、化学剂段塞大小对采收率的影响进行优化设计，为稠油油藏复合化学驱提高原油采收率的方案制定提供一定的依据。

附图说明

在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。在图中：

图1为本发明特稠油油藏化学冷采优化方法的流程图；

图2为本发明岩心规模化学驱数值模拟模型进行水驱拟合的曲线图；

图3为本发明岩心规模化学驱数值模拟模型进行聚合物与水溶性降粘剂复合驱拟合的曲线图；

图4为本发明单井组规模化学驱数值模拟模型的示意图；

图5为本发明试验区数值模拟模型进行月产拟合的曲线图。

在附图中，相同的部件使用相同的附图标记。附图并未按照实际的比例描绘。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明作进一步说明。

请参阅图1，其为本发明特稠油油藏化学冷采优化方法的流程图。如图所示，本发明主要包括S1建立岩心规模化学驱数值模拟模型，对所述岩心规模化学驱数值模拟模型进行水驱实验和化学驱实验的拟合，其中，所述化学驱实验包括化学复合驱实验；S2利用经过拟合的所述岩心规模化学驱数值模拟模型，得到单井组规模化学驱数值模拟模型；参考所述化学复合驱的实验结果，在所述单井组规模化学驱数值模拟模型上开展所述化学复合驱优化研究，设计数值模拟预测方案；S3建立试验区三维地质模型和试验区动态数值模拟模型，并对试验区动态数值模拟模型进行试验区生产历史拟合，根据数值模拟预测方案对试验区的开发效果进行模拟计算，根据计算结果对特稠油油藏化学冷采方法进行优化这三大步骤。

在本发明的一个具体实施例中，步骤S1包括两个步骤，第一个步骤为：提取实验室驱油物理模拟实验模型的参数，建立了岩心规模化学驱数值模拟模型。在本步骤中，提取的实验室驱油物理模拟实验模型的参数包括：实验过程温度为70℃，采用的脱气原油在该温度下的粘度为1000mPa·s，饱和油岩心长度为30cm，直径为2.54cm，初始含油饱和度为66.4％，孔隙度为0.33。另外，为便于拟合驱油实验，同时又有利于保证模拟计算的准确性与稳定性，岩心规模化学驱数值模拟模型采用直角正交网格，模型尺寸为40×3×3个网格，网格步长为0.75cm×0.75cm×0.75cm，其他岩石流体性质均采用实验实际数据。

步骤S1的第二个步骤为：使用CMG数值模拟软件对岩心规模化学驱数值模拟模型进行水驱实验、聚合物驱实验、水溶性降粘剂驱实验以及聚合物与水溶性降粘剂复合驱实验的拟合。

如图2所示，在本步骤中，首先使用CMG数值模拟软件对岩心规模化学驱数值模拟模型进行水驱实验的拟合，要求数值模拟计算的产出端含水率变化趋势和注入端的压力与实验基本吻合，并且含水率达到95％时的采出程度实验值与数值模拟计算值误差小于2～5％。

在本步骤中，还包括使用CMG数值模拟软件在岩心规模化学驱数值模拟模型的基础上，分别进行聚合物驱、水溶性降粘剂驱以及它们以不同段塞交替注入驱油的数值模拟计算，对聚合物驱实验、水溶性降粘剂驱实验以及聚合物与水溶性降粘剂复合驱实验的结果进行拟合，要求产出端含水率变化趋势和注入端的压力与实验基本吻合，并且含水率达到95％时的采出程度实验值与数值模拟计算值误差小于2～5％。图3显示了该岩心规模化学驱数值模拟模型进行聚合物与水溶性降粘剂复合驱拟合的曲线图。

在本实施例中，步骤S2包括两个步骤，第一个步骤为：将岩心规模化学驱数值模拟模型进行尺度升级，建立单井组规模化学驱数值模拟模型。该单井组规模化学驱数值模拟模型采用直角正交网格，模型尺寸为31×41×3个网格，网格步长为10m×10m×1.5m，其他岩石流体性质均采用实际油藏参数数据。该单井组规模化学驱数值模拟模型选择模拟2口注水井及1口采油井的水平井井组，井距拟定为150m，井轨迹平行正对且位于油藏中部。图4显示了该单井组规模化学驱数值模拟模型的示意图。

步骤S2的第二个步骤为：参考聚合物与水溶性降粘剂复合驱实验的结果，在所述单井组规模化学驱数值模拟模型上，开展聚合物与水溶性降粘剂复合驱的注剂顺序优化、段塞参数优化、注入方式优化研究，并根据该优化研究设计出数值模拟预测方案。

在本步骤中，数值模拟预测方案包括：

数值模拟预测方案一：不同注剂顺序，相同总段塞大小

水驱至含水率98％；聚合物段塞注入量为0.1～0.5PV，后续水驱至综合含水率为98％或生产15年；水溶性降粘剂段塞注入量为0.1～0.5PV，后续水驱至综合含水率为98％或生产15年；再分别模拟不同注剂顺序的聚合物+水溶性降粘剂复合段塞、水溶性降粘剂+聚合物复合段塞，再后续水驱至综合含水率为98％或生产15年。

具体的，在本方案中，聚合物段塞注入量为0.5PV，后续水驱至综合含水率为98％或生产15年；再分别模拟不同注剂顺序的聚合物0.3PV+水溶性降粘剂0.2PV的复合段塞、水溶性降粘剂0.2PV+聚合物复合段塞0.3PV的复合段塞，再后续水驱至综合含水率为98％或生产15年。

数值模拟预测方案二：不同化学复合驱注入段塞大小优化，相同注剂顺序

采用注剂顺序为先注聚合物，后注水溶性降粘剂的复合段塞，其中保证相同注剂浓度的条件下，设计计算段塞大小：0.1～1.0PV，再后续水驱至综合含水率为98％或生产15年。

具体的，在本方案中，在保证相同注剂浓度的条件下，设计计算段塞大小：0.2、0.3、0.4、0.5、0.6、0.7、0.8、1.0PV，再后续水驱至综合含水率为98％或生产15年。

数值模拟预测方案三：不同复合段塞中化学剂的比例，相同注剂顺序与总段塞大小

采用注剂顺序为先注聚合物，后注水溶性降粘剂的复合段塞，其中保证相同注剂浓度的条件下，设计计算化学剂段塞聚合物与水溶性降粘剂比例为1∶2～2∶1，再后续水驱至综合含水率为98％或生产15年。

具体的，在本方案中，在保证相同注剂浓度的条件下，设计计算化学剂段塞聚合物与水溶性降粘剂比例为1∶2、2∶3、1∶1、3∶2、2∶1，再后续水驱至综合含水率为98％或生产15年。

数值模拟预测方案四：不同注入方式，相同注剂顺序与总段塞大小

不同注剂多个注入复合段塞大小之和等于方案二中相应注剂单段塞大小的最优值，采用注剂顺序为方案一中优选的顺序，分别模拟复合段塞数为1～8个的不同化学剂(聚合物、水溶性降粘剂)交替注入，再后续水驱至综合含水率为98％或生产15年。

具体的，在本方案中，采用注剂顺序为先注聚合物，后注水溶性降粘剂，分别模拟复合段塞数为1、2、4个的不同化学剂(聚合物、水溶性降粘剂)交替注入，再后续水驱至综合含水率为98％或生产15年。

根据本实施例，步骤S3包括两个步骤，第一个步骤为：筛选开展稠油化学驱的试验区，建立试验区精细三维地质模型和试验区动态数值模拟模型，并对试验区动态数值模拟模型进行试验区生产历史拟合。图5显示了该试验区动态数值模拟模型月产拟合曲线图。

步骤S3的第二个步骤为：按照设计的优化预测方案，利用CMG数值模拟软件对试验区的开发效果进行模拟计算，比较模拟计算结果，确定出最优的特稠油油藏化学冷采方法。其中，模拟计算结果如表1所示。

根据表1可知，方案一的模拟计算结果显示先注聚合物，后注水溶性降粘剂的采出程度较高，因此优选注剂顺序为先注聚合物，后注降粘剂；方案二的模拟计算结果显示化学复合段塞大小为0.6PV时模拟预测的采出程度较高，因此，优选复合段塞大小为0.6PV；方案三的模拟计算结果显示化学剂段塞聚合物与水溶性降粘剂比例为3∶2时模拟预测的采出程度较高，因此，优选化学剂段塞聚合物与水溶性降粘剂比例为3∶2；方案四的模拟计算结果显示单个段塞大小为0.6PV时模拟预测的采出程度较高，因此，优选注入方式为单段塞注入。

由此可知，投产即直接进行化学复合驱(聚合物与水溶性降粘剂复合驱)的交替注入大段塞少轮次的驱油效果要优于小段塞多轮次的驱油效果，驱油效果由好到差为：先注聚合物再注水溶性降粘剂的复合化学驱＞先注水溶性降粘剂再注聚合物的复合化学驱＞聚合物＞水溶性降粘剂＞水驱。

综上所述，优选试验区化学复合驱实施方案为大段塞单轮次注入，先注聚合物、后注水溶性降粘剂，化学复合段塞大小为0.6PV，其中化学剂段塞聚合物与水溶性降粘剂比例为3∶2，此时方案预测采出程度为23.6％。

表1 试验区数值模拟模型预测方案设计及模拟计算结果表

本发明所述的方法是一种基于商业化数值模拟软件CMG优化筛选的采用聚合物与水溶性降粘剂复合化学剂组合的特稠油油藏化学冷采优化方法。本发明通过应用CMG数值模拟软件化学驱模块对注采井型、化学剂段塞浓度、化学剂注入顺序、交替注入方式、化学剂段塞大小对采收率的影响进行数值模拟计算，为稠油油藏复合化学驱提高原油采收率的方案设计提供一定的依据。本发明证明了试验区块采用聚合物与水溶性分散降粘剂复合驱油提高采收率可行性。

虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不脱离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。

Claims (10)

1.一种特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1建立岩心规模化学驱数值模拟模型，对所述岩心规模化学驱数值模拟模型进行水驱实验和化学驱实验的拟合，其中，所述化学驱实验包括化学复合驱实验；

S2利用经过拟合的所述岩心规模化学驱数值模拟模型，得到单井组规模化学驱数值模拟模型；参考所述化学复合驱的实验结果，在所述单井组规模化学驱数值模拟模型上开展所述化学复合驱优化研究，设计数值模拟预测方案；

S3建立试验区三维地质模型和试验区动态数值模拟模型，并对所述试验区动态数值模拟模型进行试验区生产历史拟合，根据所述数值模拟预测方案对试验区的开发效果进行模拟计算，根据计算结果对特稠油油藏化学冷采方法进行优化。

2.根据权利要求1所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，在步骤S1中，建立岩心规模化学驱数值模拟模型的具体步骤包括：

提取驱油物理模拟实验模型的参数；

确定岩心规模化学驱数值模拟模型所采用的网格类型、模型尺寸以及网格步长；

建立岩心规模化学驱数值模拟模型。

3.根据权利要求2所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，所述驱油物理模拟实验模型的参数包括实验过程温度、脱气原油的粘度、饱和油岩心长度、饱和油岩心直径、饱和油岩心的初始含油饱和度以及饱和油岩心的孔隙度。

4.根据权利要求1所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，在步骤S1中，所述化学驱实验包括聚合物驱实验、水溶性降粘剂驱实验以及聚合物与水溶性降粘剂复合驱实验。

5.根据权利要求1所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，在步骤S1中，

对所述岩心规模化学驱数值模拟模型进行水驱实验的拟合，以使数值模拟计算的产出端含水率和注入端压力的变化趋势与水驱实验吻合，并且当产出端含水率达到95％时的采出程度水驱实验值与数值模拟计算值误差小于3％；

对所述岩心规模化学驱数值模拟模型进行化学驱实验的拟合，以使数值模拟计算的产出端含水率和注入端压力的变化趋势与化学驱实验吻合，并且当产出端含水率达到95％时的采出程度化学驱实验值与数值模拟计算值误差小于3％。

6.根据权利要求1所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，在步骤S2中，利用经过拟合的岩心规模化学驱模拟模型，得到单井组规模化学驱数值模拟模型的具体步骤包括：

将经过拟合的所述岩心规模化学驱模拟模型进行尺度升级；

选取被模拟的井组，并根据油藏确定井距，使井轨迹位于油藏中部；

建立单井组规模化学驱数值模拟模型。

7.根据权利要求4所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，在步骤S2中，参考所述聚合物与水溶性降粘剂复合驱实验结果，在单井组规模化学驱数值模拟模型上开展聚合物与水溶性降粘剂复合驱优化研究，设计数值模拟预测方案。

8.根据权利要求7所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，在步骤S2中，所述优化研究包括注剂顺序优化研究、段塞参数优化研究和注入方式优化研究。

9.根据权利要求1所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，所述步骤S3进一步包括：

筛选开展稠油化学驱的试验区，建立试验区三维地质模型和试验区动态数值模拟模型，并对试验区动态数值模拟模型进行试验区生产历史拟合；

利用所述试验区三维地质模型和试验区动态数模模型，根据所述数值模拟预测方案对试验区的开发效果进行模拟计算；

比较计算结果，确定出最优的特稠油油藏化学冷采方法。

10.根据权利要求1-9所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，利用CMG软件建立上述所有数值模拟模型并进行模拟研究，完成对特稠油油藏化学冷采方法的优化。