CN1514106A - 优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法，是在三维地质模型上进行数值模拟研究，在三维驱油实验模型上进行物理模拟驱油实验，并将两者相结合确定体系界面张力及三元体系配方。本发明采用数值模拟研究的方法，对三元复合驱的驱油特征、驱油机理进行了深入研究，获得新的认识，由此提出三元复合驱研究必需在三维模型上进行的研究方法，找到了体系界面张力以及体系组成浓度变化对驱油效果的影响规律和界面张力的优化范围和优化的驱油配方，并在三维模型通过驱油实验对其考核修正。以本发明方法优选的配方为基础的驱油方案较目前应用驱油方案采收率进一步提高3－5％，投入化学剂成本降低30－50％，从而使经济技术效益大幅度提高。

Description

优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法
技术领域
本发明涉及油田三次采油中三元复合体系的确定，具体涉及体系界面张力及三元体系配方的优化方法。
发明背景
三元复合驱作为一种高效的驱油方法，已在室内实验、数值模拟、矿场试验中取得了一系列成果，特别是在矿场试验中收到油井含水大幅度下降，最终采出程度较水驱提高20％左右的可喜成果，从而展现出良好的应用前景。
目前三元复合驱的主导思想是体系的界面张力必须保证在1×10-2mN/m＜σ＜1×10-5mN/m，潜意识是界面张力越低越好；为了避免因表活剂的吸附对体系界面张力产生影响，而取相对较高浓度的表活剂、碱，为提高驱油过程中扩大波及效果而取相对较高聚合物浓度；配方优选主要研究手段是“实验探索”：通过实验分析，找到在跨度较大的浓度范围内，体系与原油之间有满足要求的界面张力，再通过驱油实验达到提高采收率20％以上的技术指标。在实验中主要采用：1)一维“柱状岩心”驱油实验，岩心为“天然”岩心或“人造”岩心；2)二维“长条型岩心”驱油实验，岩心为人造岩心，分层结构，每层有不同渗透率，通常称这种模型为“二维剖面模型”；3)三维“平面均质纵向非均质”模型驱油实验，模型取油田五点法井网一个井组的四分之一，按几何相似缩小制成三维模型，纵向上为分层结构，每层平面均质，各层渗透率不同，故称“平面均质纵向非均质”模型。人们注意到三维模型驱油实验更接近油层实际驱油情况，然而由于三维模型制造相对困难，且实验周期长、难度大，更主要是对三维模型实验的必要性认识不足，目前已基本放弃三维模型实验，而取三维模型的简化形式——“二维剖面模型”进行实验，通过实验进行三元体系配方和驱油方案优化筛选。
然而，矿厂试验结果表明，采用以上方法优选的配方的驱油方案的驱油试验，采收率提高值并不能稳定在20％以上，又因化学剂用量过多，且为了满足技术要求常采用高价进口原料，从而经济效益不理想；同时现场试验又暴露出诸多问题，因保证体系超低界面张力而使用了较高浓度强碱，由此出现因地下结垢造成对油层的伤害和因腐蚀造成对设备的破坏非常严重。由此，目前三元复合驱的研究应用处于徘徊不前状况，三元复合驱油技术推向工业化应用更面临许多障碍。
发明内容
本发明的目的在于突破现有三元复合驱的多重限制，提供一种优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法。本发明采用数值模拟研究这一高科技手段，对三元复合驱的驱油特征、驱油机理进行了深入研究，获得新的认识，由此提出三元复合驱研究必需在三维模型上进行的研究方法，找到了体系界面张力对驱油效果的影响规律和界面张力的优化范围，找到了体系组成浓度变化对驱油效果的影响规律和优化的驱油配方，在三维模型通过驱油实验对体系界面张力优化范围考核修正、对配方进一步优化，实验结果标明以优选的配方为基础的驱油方案进一步提高采收率，且进一步降低三元复合驱投入成本，从而使经济技术效益大幅度提高。
本发明提供的优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法，是在三维地质模型上进行数值模拟研究，在三维驱油实验模型上进行物理模拟驱油实验，并将两者相结合确定体系界面张力及三元体系配方。
其中，所述数值模拟研究包括：
1)用数值模拟方法计算三元复合驱中体系组成浓度变化时的驱油效果；分析计算结果，设定驱油效果最佳值；满足最佳值条件对应的各组分浓度为各组分浓度的计算优化范围，得到计算的三元驱油体系配方；
2)用数值模拟方法计算驱油体系界面张力变化时的驱油效果；分析计算结果，设定驱油效果最佳值；满足最佳值条件对应的体系界面张力确定为计算优化范围，得到计算的优化体系界面张力。
所述物理模拟驱油实验包括：
1)用物理模拟驱油实验对由数值模拟研究得到的计算的三元驱油体系配方进行实验考核修正；
2)用物理模拟驱油实验对由数值模拟研究得到的计算的优化体系界面张力进行实验考核修正。
上述优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法中，所述三维地质模型依据驱油现场油层情况而确定，具体为一简化模型：模型结构取“五点法”井网一个井组的四分之一，含一注一采两口井，油层平面均质，纵向非均质，分等厚三层结构，不同渗透率变异系数对应的分层渗透率不同，遵照油层非均质韵律情况对小层排列；为能更好地反映出驱油过程中物理化学变化，井间应取相对较多网格，推荐取Nx＝Ny＝9，平面上为81个网格；参考油田油层地质及流体特征确定模拟计算所需地质、流体相关数据。
所述数值模拟计算研究中使用应用软件，所述应用软件具有以下主要特点和功能：它有着对驱油过程中复杂的物化过程比较详细完善的描述，同时具有对稀体系下三元复合驱的主要驱油机理的描述，即在三元体系条件下，低浓度表面活性剂、碱溶液的协同效应，与原油之间产生超低界面张力，使得毛管数大幅度提高，由此而使得不可流动的残余油达到可流动状态，又由于体系中聚合物存在溶液有相对较高的粘度，由此在驱动液和可流动原油之间形成相对合适的流度比，实现把水驱过后剩下的残余油采出，有高的驱油效率；软件应有快速的计算功能，不仅能用于驱油机理研究，而且应有一定的计算工程实际问题能力。
在应用上述软件时计算参数的确定：
计算中要求的关键性参数是表活剂、碱溶液与油田原油之间的界面张力图及聚合物、碱溶液浓度粘度关系曲线，这些参数应是选用的表活剂、碱在油田试验(生产)区油水条件下测定的数据；模拟计算中软件应考虑表活剂、碱、聚合物在地下吸附及有关化学变化，所需参数也应以在油田油水条件下测定的数据输入，尚缺数据采用当前国际通用数据。
上述优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法中，所述物理模拟驱油实验选用的三维驱油实验模型，与模拟计算采用的三维地质模型几何相似：模型平面尺寸为32cm×32cm，若井网注采井距为Dm，则实际油层与驱油模型的相似比为70.7D∶32＝2.21D∶1；每一小层及总体制成等厚，小层层数为三层，小层厚度能在驱油过程中反映出对应油层渗流特征，若实际油层厚度平均为Hm，所述小层厚度hI＝15.09H/D(cm)；所述三维物理模型孔隙度、渗透率等技术指标满足设计要求，驱油实验结果基本符合油田开发实际情况，为满足实验要求小层厚度、渗透率可同比例放大。
所述物理模拟驱油实验主要实验步骤：A)被驱替油为模拟油，由井口脱汽原油添加轻质煤油而成，其粘度与地下原油相同；B)驱油实验过程：a、水驱到产出液中含水98％时水驱终止；b、注入三元体系段塞；c、注后续聚合物段塞；d、注清水段塞，直到产出液中含水再次达到98％时驱油过程终止；
上述实验步骤中，注液速度l＝1.3337×h×φ×D×Vs(ml/h)其中，h为三维物理模型有效厚度，φ为三维物理模型孔隙度，D为现场油层注采井距，Vs为现场油层三元体系段塞注入速度；
驱油实验效果以采收率提高值为评价指标，采收率提高值＝实验最终采出程度-水驱采出程度。
上述优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法中，所述驱油效果最佳值是指提高的采收率幅度：即油井含水在低于98％之前实施三元复合驱，以三元复合驱过程中油井含水下降之后再回升到98％时采出程度定义为三元复合驱采出程度，它与对应水驱方案在油井含水98％时采出程度之差为三元复合驱的增采幅度。
本发明提供的三元复合驱中三元体系配方和体系界面张力的优选方法，采用以下步骤：
1)建立三维地质模型，用数值模拟计算不同浓度组成、投入化学试剂总成本相同的三元体系驱油方案的驱油效果，研究体系浓度变化对驱油效果的影响规律，以最终整体采收率的提高值为指标，选定三元体系配方的优化区及推荐的配方组成；
2)建立三维驱油实验模型，用物理模拟完成步骤1)推荐配方组成的驱油实验，检验推荐配方驱油效果；
3)将经过步骤2)初步考核的配方组成置入确定结构的驱油方案中，在其构架下，适度调整配方组成浓度进行驱油实验，对配方组成进一步优化；
4)将步骤3)优化的配方的方案中三元体系段塞里的聚合物浓度调整，使体系粘度与油层可实现的地下工作粘度相同，后续聚合物段塞浓度也做相应调整，对调整后的驱油配方进行驱油实验考核。
5)在三维地质模型上用数值模拟计算在油田油水条件下，体系界面张力变化时驱油效果，以最终整体采收率的提高值为指标，得到体系界面张力的优化范围；
6)以步骤4)物理模拟驱油实验的驱油方案为基础，调整驱油配方中三元体系中表活剂、碱浓度，配制出体系界面张力差值相对明显的不同配方驱油方案完成驱油实验，分析研究驱油效果确定：A)适应于本油田三元复合驱油体系的体系界面张力的优化范围；B)适应于本油田三元复合驱油体系的体系优化配方。
7)依据现场体系粘度的保留率和选用的聚合物分子量，调整步骤6)优选配方的聚合物浓度和后续聚合物段塞浓度，得到油田驱油过程实施驱油方案，该方案实施过程中各级段塞地下工作粘度可与6)中驱油实验各级段塞粘度相近，保证驱油过程良好驱油效果。
如上所述的两种优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法，所述三元体系中可选用强碱，也可选用弱碱。然而对于一般的低浓度表活剂弱碱体系，与原油之间的界面张力都很难达到5×10-3mN/m或更低，从而难以找到驱油体系界面张力最佳范围的下限，故不宜采用弱碱体系优选驱油体系界面张力；在选用弱碱体系驱油时，可先采用强碱体系完成体系界面张力最佳范围的优选，之后再在体系界面张力的优化范围内配制低浓度表活剂弱碱体系配方，并通过驱油实验对配方考核或进一步优化。
附图说明
图1为本发明中数值模拟计算采用的地质模型结构示意图；
图2为本发明中驱油实验的岩心剖切断面位置图；
图3为原配方体系驱油试验后岩心剖切断面剩余油的分布图；
图4为本发明数值模拟研究推荐配方体系驱油试验后岩心剖切断面剩余油的分布图；
图5为本发明优化配方体系三元复合驱驱油方案驱油试验后岩心剖切断面剩余油的分布图。
具体实施方式
为更清楚地公开，以下从几方面叙述本发明。
本发明方法，首先在于应用数值模拟这一高科技手段对三元复合驱油技术进行深入研究取得的重要成果：
1.数值模拟计算的条件
1)应用软件的选择
数值模拟研究选用引进美国Greand公司的Facs软件，该软件具有以上提出的三元复合驱数值模拟要求的软件应具有的主要特点和功能，有着快速计算方法，并基本上实现了工程化。
2)主要计算参数的确定
模拟计算参数是计算研究的又一个重要因素，计算参数应根据油田的具体情况选取，本发明在研究中以大庆油田为研究对象，选用了大庆油田有限责任公司勘探开发研究院采收率二室结合大庆油田采油四厂杏二试验区驱油试验测定的表活剂、碱溶液与大庆原油之间的界面张力图及聚合物、碱溶液浓度粘度关系曲线，其中表活剂为美国产品ORS，聚合物为大庆油田产品，碱为NaOH。
模拟计算中软件考虑了表活剂、碱、聚合物在地下吸附及有关化学变化，所需参数，大庆油田具有的以大庆油田数值输入，尚缺数据采用当前国际通用数据。
模拟计算取图1所示三维简化地质模型，Nx＝Ny＝9，Nz＝3，在特殊情况下，当取Nx＝9、Ny＝Nz＝1时为一维模型，Nx＝Ny＝9、Nz＝1时为二维平面模型，Nx＝9，Ny＝1，Nz＝3时为二维剖面模型。二维剖面和三维地质模型平面均质、纵向上非均质，对应不同渗透率变异系数Vk值相对应的分层渗透率数据由表1列出。参考大庆油田地质及流体特征确定模拟计算所需地质、流体相关数据。
                                                 表1  不同Vk值油层纵向上渗透率分布
    Vk     0     0.248   0.433   0.590   0.720   0.820   0.890   0.968
    K1μm2     0.442     0.0987   0.0987   0.0987   0.0987   0.0987   0.0987   0.0987
    K2μm2     0.442     0.1234   0.1579   0.2073   0.2961   0.4935   0.7403   1.974
    K3μm2     0.442     0.1974   0.3158   0.5182   0.8883   1.4085   2.2208   5.922
3)驱油效果评价方法的确定
在一般情况下，模拟计算研究中驱油方案都以油井综合含水98％为方案终止条件，对于三元复合驱方案提高采收率幅度，在一般情况下，即油井含水在98％之前(严格地说要低于98％一段距离)三元复合驱，以三元复合驱过程中油井含水下降之后再回升到98％时采出程度定义为三元复合驱采出程度，它与对应水驱方案在油井含水98％时采出程度之差为三元复合驱的增采幅度，即提高采收率幅度。
2、数值模拟计算得出的几项主要研究成果：
1)对三元复合驱驱油特征新的认识：三元复合驱有较高的驱油效率，然而，在三维模型上的计算研究表明，对于非均质油层，在平面上沿主流线方向，在纵向上沿高渗透层突进(命名为“第一类”突进)更加严重。所谓“突进”，意指三元复合驱后，在非均质油层的中、低渗透层位，在油层平面主流线的两翼部位仍留有大量的残余油。
参见表2，在二维平面模型上计算的水驱和三元复合驱方案结果，其中，三元体系配方：0.3％表面活性剂+1.0％碱+0.12％聚合物，段塞体积为0.3VP。
                     表2  二维平面模型水驱、三元复合驱剩余油分布(％)
水 29.6  30.8  33.0  35.3  37.5  39.5  42.0  44.3  50.2
 31.9  33.7  35.7  37.7  39.6  42.0  44.3  50.2
 35.0  36.6  38.2  39.9  42.1  44.3  50.1
 37.7  39.0  40.3  42.2  44.2  50.0
驱 39.9  40.8  42.3  44.0  49.7
 41.2  42.2  43.8  49.3
 42.4  43.3  48.5
 43.1  47.3
 46.2
三元复合驱 0.03  0.03  0.04  0.06  0.17  1.29  7.80  34.9  61.4
 0.04  0.05  0.07  0.18  1.10  6.14  32.6  60.8
 0.06  0.08  0.20  0.91  4.86  29.5  59.2
 0.13  0.25  0.74  3.90  25.4  57.6
 0.33  0.54  3.12  19.9  54.2
 0.50  1.93  14.0  49.3
 1.15  7.24  39.2
 3.87  21.3
 17.9
注：平面上剩余油饱和度以主流线为对称，故主流线下半部数据省略，以下同。
从表中计算结果看到：对于水驱，在主流线上，剩余油饱和度值由29.6％逐渐增加到46.2％，自主流线向两翼方向，剩余油饱和度值也逐渐增加，在其边角处最高值为52.0％；在三元复合驱情况下，平面上剩余油分布变化特征与水驱类同，但是其数值间量的差别却大不相同，这里一方面是，在主流线附近，特别是邻近注入端一方，在较大的面积范围内，剩余油饱和度值大幅度低于水驱剩余油饱和度值，又一方面，在临近油井一方两翼部位的边角处，剩余油值达60.8％，竟高出水驱对应点值10.0％以上，由此可见，三元复合驱扩大了平面上主流线与两翼部位驱油状况的差别，在水井附近及主流线两旁有着非常高的驱替效果，而在两翼部位最终驱替效果却是非常低的。
在上述结果的基础上，继续在VK＝0.59三维非均质模型上，计算了相应的水驱和三元复合驱驱油方案。水驱采出程度为46.47％，三元复合驱采出程度为65.3％，三元复合驱相对于水驱提高采收率18.83％。表3列出水驱情况下三层段剩余油饱和度分布，可以看到，平面上分布变化情况基本类同二维情况，在纵向上三层段有所差别，底部高渗透层段，相应数值较中部层段为低，而中部层段相应数值较上部层段相对为低，这反映了正韵率油层不同层位采出程度的差别。表4列出三元复合驱的结果，相对比看到，在各个层面上的剩余油值分布变化类同二维情况，而在上下层段之间的差别也较水驱更为显著，在油井部位，上中下三层剩余油值分别为73.7％、43.5％、9.04％，两翼边角部位其值分别为78.8％、60.8％、45.0％，表中数值清楚地显示，在油藏存在非均质条件下，三元复合驱一方面有高的采出程度，另一方面，在油层平面上主流线与两翼部位、纵向上高低渗透层段间采出程度的差别都进一步扩大。这一结果比较全面地揭示了三元复合驱的基本驱油特征：三元复合驱有着高的驱油效率，然而在非均质油层上，在平面上沿主流线方向上，在纵向上沿高渗透层段突进更加严重。
                            表3  三维模型水驱剩余油分布(％)
上层   32.0   34.0   37.2   40.5   43.7   47.0   50.2   53.6   64.1
  35.5   38.1   41.1   44.0   47.2   50.3   53.6   64.1
  40.1   42.4   44.9   47.7   50.4   53.6   64.0
  44.2   46.1   48.4   50.7   53.6   63.7
  47.4   49.1   50.9   53.5   63.2
  50.2   51.3   53.3   62.3
  51.7   52.9   61.1
  53.0   58.3
  57.7
中层   29.2   31.3   33.7   36.2   38.7   41.2   44.0   46.9   55.3
  32.5   34.4   36.6   39.0   41.3   44.0   46.9   55.3
  35.9   37.7   39.7   41.7   44.1   46.9   55.2
  39.0   40.6   42.2   44.3   46.8   55.1
  41.7   42.9   44.5   46.7   54.8
  43.6   44.7   46.5   54.2
  45.0   46.1   53.3
  46.1   50.4
  50.5
下层   28.0   28.7   30.4   32.0   33.7   35.2   37.0   38.8   42.9
  29.6   30.9   32.3   33.8   35.3   37.0   38.7   42.8
  31.9   33.0   34.2   35.5   37.0   38.7   42.7
  33.8   34.7   35.7   37.0   38.6   42.6
  35.4   36.1   37.1   38.4   42.4
  36.4   37.0   38.2   42.0
  37.1   37.8   41.4
  37.6   40.1
  40.1
                        表4  三维模型三元复合驱剩余油分布(％)
上层 0.09  0.08  1.97  14.9  36.9  45.4  61.4  72.7  78.8
 0.29  5.31  23.1  38.8  47.0  61.0  72.7  78.8
 18.3  36.6  44.5  50.6  60.4  71.3  78.7
 44.7  50.2  53.8  58.8  69.8  78.6
 51.7  53.5  58.3  67.6  78.3
 54.3  58.4  65.7  77.5
59.8 65.4 75.8
 66.3  71.5
 73.7
中层 0.04  0.04  0.07  0.43  2.42  10.2  30.4  41.0  60.8
 0.05  0.13  0.48  2.53  9.59  28.7  39.8  60.3
 0.40  0.94  2.93  9.90  27.5  38.0  59.3
 1.49  3.58  14.4  26.9  35.8  58.1
 6.35  20.5  27.4  33.8  56.3
 27.0  29.1  33.6  53.4
 28.3  31.0  50.3
 28.9  43.8
    43.5
    下层     0.02     0.02     0.02     0.03     0.05     0.13     1.29     20.3     45.0
    0.02     0.03     0.04     0.05     0.12     0.92     15.6     44.0
    0.03     0.04     0.06     0.12     0.60     11.7     42.5
    0.05     0.07     0.13     0.50     7.94     39.8
    0.16     0.14     0.30     4.50     34.6
    0.10     0.20     2.53     28.3
    0.20     1.30     21.5
    1.17     12.4
    9.04
上述模拟研究揭示的三元复合驱的驱油特征的机理是不难分析解释的，对于二维平面均质模型，在水驱情况下也发生主流线附近驱动效果好于两翼部位，即产生沿主流线突进情况，在三元复合驱时，注入有相对较高的粘度和驱替效率的三元体系，临近水井一方较大幅度的原油被驱向前方，其中一部分被采出，另一部分被驱替到临近油井一方的两翼部位，在被三元体系驱过部位，随着原油被驱走，含水饱和度大幅度升高，而这里同样存在驱动液沿主流线突进情况，高驱替效率的低界面张力体系驱油，降低残余油饱和度，使得相渗透率曲线发生更加有利于水相流动的变化，水相渗透率的提高必然使得粘性指进更加恶化，即水相突进更加严重，随着水相突破到油井，油井含水急剧升高，被驱赶到油井两翼部位的原油滞留在油层中，从而导致平面上主流线附近与两翼部位含油饱和度的差距加大；在三维的情况下，由于层间存在渗透率的差别，导致各层段的驱替液分配量的差别，高渗透层段分配数量大高驱替强度的驱动液，将进一步扩大驱动液沿高渗透层的突进，从而进一步扩大层间驱动效果的差别，最终导致分层采出程度差别的扩大。
基于上述对三元复合驱驱油特征的新认识，发明人意识到：
A、三元复合驱研究工作的重点不应是进一步追求更高的驱油效率，而应是在保持合适的驱油效率基础上，抑制突进，进一步扩大波及，达到总体采收率进一步提高。
B、只有三维模型上模拟计算三元复合驱油方案和驱油实验才较真实地模拟油层中驱油状况，比较全面地反映三元复合驱的驱油特征，因此三元复合驱模拟计算和驱油实验必须在三维模型上进行。而目前大量采用的一维驱油实验只是反映了驱油效率，二维剖面模型驱油实验也只是模拟了注采井之间主流线部位驱动状况，从而不能研究采出程度相对较差的主流线两翼部位驱动情况，以二维剖面模型驱油效果代表油层的驱油效果，必然带来对驱油效果的夸大。
为了验证这一情况，分别在一维、二维剖面、三维模型上计算了两组方案，计算结果列于表5。
                             表5  不同条件下三元复合驱方案驱油效果对照表
模型维数         体系组成(％)   Vp   R％   Prs％   Ads％   Ws％
  Cs   Ca   Cp
一维   0.3   1.0   0.12   1.690   91.40   46.86   0.18   52.96
  0.3   1.0   0.18   1.685   95.05   42.02   0.13   57.85
  0.3   1.0   0.21   1.686   95.74   41.78   0.13   58.09
二维剖面   0.3   1.0   0.12   1.732   66.38   72.62   0.15   27.23
  0.3   1.0   0.18   1.837   75.14   74.11   0.15   25.74
  0.3   1.0   0.21   1.853   79.13   72.95   0.16   26.89
三维   0.3   1.0   0.12   1.830   64.58   69.23   0.13   30.64
  0.3   1.0   0.18   1.484   65.19   45.89   13.52   68.55
  0.3   1.0   0.21   1.479   67.75   41.55   14.28   72.13
表中Cs、Ca、Cp分别代表体系中表面活性剂、碱、聚合物的浓度，Vp、R分别表示方案终止时总注液倍数、采出程度，Prs、Ads、Ws分别表示方案终止时表面活性剂产出量、吸附量和在水相中滞留量的百分数。由表中数据看到，在一维(均质)条件下，三元复合驱的采出程度非常之高，而实验中的天然岩心(一维)驱油效果却相对较低，显见是天然岩心的非均质性等因素影响驱油效果；这里二维剖面模型与三维模型Vk值相同，对应方案相比，二维剖面模型驱油效果明显为好，显示了二维剖面模型对驱油效果的夸大，而后两组对应方案驱油效果之间差别更为突出则另有原因，将在下文3)中分析。
2)三元体系浓度变化对驱油效果影响规律新的认识和优化配方的选择：
欲优选出优化的配方体系，需要建立起一个科学的配方分析比较方法。通常物理模拟优选中都采用取相等体积不同体系配方溶液进行驱油实验，比较驱油效果优选配方，可简称为“等体积溶液”条件下优选。仔细分析可以看到，尽管溶液体积相同，但是由于体系组成的化学剂浓度不同，则化学剂用量不同，而化学剂的单价也不尽相同，从而使得等体积不同组成体系化学剂的总成本不同，这样一来不同驱油实验投入的化学剂成本不同，由此可见“等体积溶液”驱油实验并没有建立起共同的比较基础，在这样的条件下再以驱油效果作为比较指标，难以得到真正的优化配方。在认识这种比较方法缺点之后，改用了“投入化学剂总成本相同”的比较方法，即可比配方的驱油方案不要求其三元体系段塞体积相同，但必须保证段塞化学剂成本相同，有了这样相同投入的共同可比基础，再以驱油方案增采原油多少来评价配方的优劣。确定了“投入化学剂总成本相同”的比较方法，必须首先确定化学剂的成本。据调查了解，国产表活剂纯度约为50％，单价为9000元/t，可视纯度100％的表活剂为18000元/t，Na0H为2500元/t，大庆油田生产聚合物纯度为90％左右，单价为20000元/t，这里取纯度100％聚合物按25000元/t计算。以当前油田应用驱油配方为基础，调节配方组成设计了18个配方，不同配方体系各取0.3Vp计算化学剂成本，再计算出它们的平均值，把该值定为可比方案投入化学剂的成本，以此值再反求出不同配方体系对应驱油方案三元段塞体积，由此设计出驱油方案进行模拟计算。在Vk＝0.59的三维地质模型上，采用逐步优化的方法模拟计算了大批驱油方案，表6列出了最后一批驱油方案计算结果和相应可比水驱方案计算结果。表中1~33号方案是以计算顺序排列的。
                                          表6  不同三元体系驱油效果表
  方案              体系组成              分层剩余油(％)     最终采出程度(％)   增采幅度(％) 位次
  Cs(％)   Ca(％)   Cp(％) 上层 中层 下层
  0                水驱     50.20   44.07     36.62     46.47
  1   0.30   1.0   0.15     50.70   22.59     8.54     64.24   17.77   32
  2   0.30   1.0   0.12     50.62   21.70     6.81     67.73   21.26   31
  3   0.30   1.0   0.09     44.50   25.66     17.59     63.41   16.94   33
  4   0.25   0.8   0.24     41.21   21.85     12.26     69.48   23.03   30
  5   0.25   0.8   0.21     40.16   11.97     5.24     76.61   30.14   18
  6   0.25   0.8   0.18     42.48   13.21     5.45     75.07   28.60   22
  7   0.25   0.6   0.24     38.05   13.24     5.80     76.73   30.26   17
  8   0.25   0.6   0.21     38.81   13.62     5.88     76.23   29.76   20
  9   0.25   0.6   0.18     41.27   14.88     6.19     74.62   28.15   23
  10   0.20   0.8   0.24     39.83   20.29     11.07     71.17   24.70   28
  11   0.20   0.8   0.21     38.40   10.89     4.89     77.91   31.44   13
  12   0.20   0.8   0.18     40.65   11.94     5.07     76.49   30.02   19
  13   0.20   0.6   0.24     36.40   12.49     5.58     77.80   31.33   14
  14   0.20   0.6   0.21     37.31   12.06     5.26     77.73   31.26   15
  15   0.20   0.6   0.18     39.55   13.39     5.64     76.21   29.74   21
  16   0.15   0.8   0.24     38.08   19.24     10.69     72.46   25.99   25
  17   0.15   0.8   0.21     36.49   9.85     4.53     79.26   32.79   7
  18   0.15   0.8   0.18     38.50   10.83     4.71     77.97   31.50   12
  19   0.15   0.6   0.24     34.59   11.83     5.65     78.78   32.31   10
  20   0.15   0.6   0.21     35.37   11.22     5.14     78.91   32.44   9
  21   0.15   0.6   0.18     37.38   12.12     5.30     77.67   31.20   16
  22   0.15   1.0   0.21     38.32   22.11     12.63     70.24   23.77   29
  23   0.10   0.8   0.24     35.31   20.45     11.44     72.64   26.17   24
  24   0.10   0.8   0.21     34.98   9.38     4.40     80.12   33.65   3
  25   0.10   0.6   0.24     32.67   11.37     5.65     79.75   32.28   8
  26   0.10   0.6   0.21     33.41   10.69     5.10     79.95   33.48   5
  27   0.10   1.0   0.21     36.66   21.49     12.17     71.37   24.90   27
  28   0.08   1.0   0.21     36.20   20.68     11.80     72.19   25.72   26
  29   0.08   0.8   0.21     34.78   9.34     4.43     80.20   33.73   2
  30   0.08   0.6   0.21     33.38   10.73     5.16     79.91   33.41   6
  31   0.05   1.0   0.21   35.00   8.14   3.89   80.82   34.35   1
  32   0.05   0.8   0.21   34.93   9.71   4.47   79.98   33.51   4
  33   0.05   0.6   0.21   36.10   12.41   5.32   78.06   31.61   11
由于这里采用了方案“投入化学剂总成本相同”方法进行优选计算，故各方案驱油效果是可比的。
认真分析表中数据，看到如下情况：对应于表活剂和碱浓度确定的体系，当聚合物浓度由低向高变化时，驱油效果逐步提高，在某一浓度下发生转变，随着聚合物浓度进一步提高，驱油效果反而下降。在表5中有多组方案呈这样变化，如：方案1~方案3、方案4~方案6、方案10~方案12、方案16~方案18、方案19~方案21。这里对于每组方案中中间一方案给以特别的重视，称其体系中聚合物的浓度为“在对应表活剂和碱浓度下体系驱油效果变化的转折浓度”，以下简称为“体系聚合物的转折浓度”。应该说明，严格说来应是体系粘度变化导致驱油效果变化，故应称“体系对应粘度为体系的转折粘度”更为准确，只因这里以聚合物浓度表述更为直观，以下仍以“体系聚合物的转折浓度”叙述。又由表中看到，体系中表活剂和碱浓度不同，对应体系的聚合物的转折浓度不同，上述第一组方案相应的转折浓度约在1200mg/L，而其它各组的相应转折浓度都约在2100mg/L附近，由表中数据可以推断，方案7~方案9、方案13~方案15两组方案，在对应表活剂和碱浓度体系下也存在对应的聚合物的转折浓度，其值都在2100mg/L附近或更高。由上分析清楚看到，体系聚合物的转折浓度与体系中表活剂及碱的浓度密切相关。对应体系中表活剂和碱的浓度都相对较高，体系聚合物的转折浓度相对越低；对应体系中表活剂和碱的浓度都相对较低，体系聚合物的转折浓度相对越高。为了更清晰认识这一变化规律，在不同聚合物浓度下计算了两组方案，计算结果列于表7。
                                 表7  表活剂和碱浓度不同两组体系驱油方案驱油终止时相应数据表
  CsCa％   项目                                             体系聚合物浓度Cp(mg/L)
900 1200 1500 1800 2100 2400 2700 3000
  0.31.0   Vp   1.7827   1.8300   1.5195   1.4844   1.4791   1.4696   1.4677   1.4571
  R％   59.93   64.58   61.99   65.19   67.75   70.31   72.37   74.35
  Pr t   92.33   88.59   57.43   45.89   41.55   37.09   34.04   29.97
  Ad t   0.18   0.16   9.25   13.52   14.28   14.94   15.46   16.09
  Ws t   35.45   39.21   61.28   68.55   72.13   75.93   78.46   81.90
分层剩余油％ 上   56.34   53.50   46.70   44.37   42.04   39.97   37.87   35.88
中   31.72   25.23   28.99   24.46   22.27   19.85   18.10   16.46
下   10.24   8.15   17.49   16.20   14.48   12.78   11.61   10.43
  0.10.8   Vp   1.7186   1.6985   1.6633   1.5920   1.5812   1.4779   1.4719   1.4573
  R％   59.14   63.20   67.49   70.79   73.67   70.20   72.56   74.03
  Pr％   28.70   26.40   23.53   20.07   18.26   13.34   12.73   11.37
  Ad％   0.059   0.062   0.056   0.058   0.062   3.82   2.60   2.75
  Ws％   13.90   16.19   19.07   22.53   24.33   25.49   27.32   28.53
分层剩余油％ 上   55.59   53.26   49.69   46.34   42.45   38.46   37.19   35.33
中   32.33   26.86   21.46   17.73   15.23   22.16   19.61   18.66
下   12.34   10.17   8.61   7.60   6.91   12.54   10.98   10.20
表7中数据表明，两组表活剂、碱浓度不同配方方案的“体系聚合物的转折浓度”分别在1200、2100mg/L附近。
由表6、表7中数据分析得到体系中表活剂、碱和聚合物浓度变化对驱油效果的影响规律：
A、对于表活剂、碱浓度固定的体系，随着体系中聚合物浓度提高，驱油效果改善，然而在某一确定浓度下出现聚合物浓度再提高，驱油效果下降情况，即出现“聚合物转换浓度”；
B、体系中表活剂、碱浓度相对较高，体系对应的“聚合物转换浓度”相对较低。
体系组成浓度变化对驱油效果影响规律的认识，为驱油体系配方优选提供了选择条件：只有在体系有着较高转折浓度情况下，聚合物浓度取临近转折浓度的体系才能取得良好的驱油效果。表6中排次在前六位的方案，都是符合这一优选条件的配方体系，由此得到驱油体系的优化区域：
i.Cs＝0.05~0.10％、Ca＝0.6~1.0％；
ii.Cp＝2100mg/L左右。
这里清楚看到优化的配方具有明显的两个特点：
A、低的表活剂浓度和低的碱浓度；
B、适当高浓度的聚合物。
从相对保守的角度出发，从优化配方中推荐以增采效果排序为6的方案为优化配方方案用做后续研究的基础配方，其体系配方组成是：
CS＝0.1％       CA＝0.8％        CP＝2100mg/L
它相对水驱增采33.44％，它的分层剩余油值分别为34.98％、9.38％、4.4％。表6中2号方案与目前通用配方(或称原配方)相近，它的组成是：
CS＝0.3％       CA＝1.0％        CP＝1200mg/L
该方案相对水驱提高采收率为21.26％，它的分层剩余油值分别为50.62％、21.70％、6.81％，可见其上部低渗透层仍有较大量的剩余油。两方案相比，推荐配方方案采收率值高于通用配方方案12.18％，而它的分层剩余油值较通用配方方案分别降低15.61％、12.32％、2.41％，显示出中上部中低渗透层位采出程度的大幅度提高。
3)发明人通过对“在体系表活剂、碱浓度一定情况下，体系聚合物浓度处于转折浓度两旁的不同方案驱油效果之间的明显差别的深入研究得到对三元复合驱驱油机理的新认识：因三元复合驱存在两种不同驱动状况，从而造成两种不同驱油效果：
第一类驱动状况：压力适中，“正常”驱动状况(存在“第一类突进”)，驱油周期相对较长，三元复合驱后剩余油值低，驱油效果相对好，表面活性剂吸附量低，表面活性剂吸附不影响驱油效果。
第二类驱动状况：压力高，出现水相突进(命名为“第二类”突进)和扩大波及共存情况，驱油周期相对缩短，三元复合驱后剩余油值相对高，驱油效果相对差，表面活性剂吸附量大，表面活性剂吸附量影响驱油效果。
同时研究得到，驱油模型的几何形状(一维、二维、三维)、体系组成浓度、体系的界面张力、注液速度等因素都将对驱油过程中的驱动状况产生影响。表8列出表面活性剂浓度、碱浓度相同，聚合物浓度不同配方体系在不同条件下模拟计算驱油效果。
                                     表8  不同条件下三元复合驱方案驱油效果对照表
模型维数 方案编号            体系组成(％)   Vp R％ Prs％ Ads％ Ws％
  Cs   Ca   Cp
一维     1   0.3   1.0   0.12   1.690   91.40   46.86   0.18   52.96
    2   0.3   1.0   0.18   1.685   95.05   42.02   0.13   57.85
    3   0.3   1.0   0.21   1.686   95.74   41.78   0.13   58.09
二维平面     4   0.3   1.0   0.12   1.476   82.62   24.37   0.17   75.80
    5   0.3   1.0   0.18   1.456   87.11   16.96   0.17   82.87
    6   0.3   1.0   0.21   1.360   76.53   10.39   7.45   82.16
三维     7   0.3   1.0   0.12   1.830   64.58   69.23   0.13   30.64
    8   0.3   1.0   0.15   1.560   61.99   44.88   7.23   47.89
    9   0.3   1.0   0.18   1.484   65.19   45.89   13.52   68.55
    10   0.3   1.0   0.21   1.479   67.75   32.47   11.16   56.37
    11   0.1   0.8   0.12   1.699   63.20   61.90   0.15   37.95
    12   0.1   0.8   0.18   1.592   70.79   47.05   0.13   52.82
    13   0.1   0.8   0.21   1.581   73.67   42.81   0.15   57.04
    14   0.1   0.8   0.24   1.478   70.20   31.28   8.96   59.76
注：三维模型为平面均质纵向非均质模型。
表中处于“第一类”驱动状况方案的明显特征是它的表活剂吸附量百分数Ads值很小，在1％以下，以此可判断表中方案6、8、9、10、14为“第二类”驱动状况方案，其它为“第一类”驱动状况方案。同属二维平面模型驱油方案4、5、6，体系中表面活性剂、碱浓度相同，方案6体系中聚合物浓度高于方案4、5，驱油结果相比，方案6注液倍数少，表面活性剂吸附量大，采出程度最低；同属三维模型方案7、8，体系中表面活性剂、碱浓度相同，方案8体系中聚合物浓度高于方案7，驱油结果相比，方案8注液倍数少，表面活性剂吸附量大，采出程度低；同属三维模型驱油方案10、12、13，方案10、13体系中聚合物浓度相同，方案12体系中聚合物浓度低，方案12、13体系中表面活性剂浓度、碱浓度都相对为低，尤其表面活性剂的浓度仅为方案10的三分之一，从驱油结果看到，方案10注液时间最短，表面活性剂吸附量很大，采出程度不仅低于方案13近6％，而且低于方案12约3％。
由于认识了“驱油过程中存在两种不同驱动状况”，不仅找到了体系组成浓度变化对驱油效果影响规律中驱油效果发生转折性变化的内在原因，而且从“研究模型的几何形态不同，同一浓度组成的体系可处于不同驱动状态”，进一步认识到在三维模型上对三元复合驱研究的必要性，前表5中二维剖面模型上计算的后两方案是处于“第一类”驱动状况，而在三维条件下两方案是处于“第二类”驱动状况，正是这一原因进一步夸大了二维剖面模型相应方案驱油效果。
4)发明人进一步研究了体系界面张力变化对驱油效果的影响规律。在Vk＝0.59、油层垂向渗透率Kz与水平渗透率Kx之比Kz/Kx＝0.1的非均质模型上，取推荐配方体系：CS＝0.1％，CA＝0.8％，CP＝2100mg/l，段塞体积取0.3Vp。为了更清楚的反映体系界面张级别不同对驱油效果的影响，在对体系界面张力图分析研究之后，改造设计出这种典型的界面张力体系：在表活剂、碱有效的工作浓度范围内，各方案的界面张力分别为5×10-1、1×10-1、5×10-2、1×10-2、5×10-3、1×10-3、5×10-4、1×10-4mN/m，对应这八种特殊的表活剂体系设计驱油方案进行计算，表9列出各方案的计算结果。
表9  不同界面张力驱油方案计算结果
Figure A0310088700201
分析表中方案，可以看到，随着体系界面张力的逐步降低，方案的采出程度R逐步提高，然而在体系界面张力由5×10-3N/m变到1×10-3mN/m时，采出程度R由72.53％降到67.12％，发生了转折性变化，对应分析表活剂吸附量百分数Ads变化看到，体系界面张力高于1×10-3mN/m各方案，表活剂吸附量百分数Ads都在1％以下，而体系界面张力低于5×10-3mN/m各方案，表活剂吸附量百分数Ads都在12％左右，可见正是在体系界面张力由5×10-3mN/m变到1×10-3mN/m时，驱油过程中发生了驱动状况的转化，由“第一类”驱动状况转化为“第二类”驱动状况。
由这一研究结果得到体系界面张力变化对驱油效果变化的影响规律：随着体系界面张力的逐步降低，方案的采出程度R逐步提高，约在体系界面张力由5×10-3mN/m变到1×10-3mN/m时，采出程度R发生了突然下降转折性变化，发生这一变化的内在原因是驱油过程中驱动状况的变化。
依据表9中方案驱油效果，可将体系的界面张力大体上划分为三个区域范围：
A、高值低效区：体系的界面张力σ＞1×10-1mN/m范围；
B、面张力优化区：体系的界面张力范围约在1×10-1mN/m≤σ≤5×10-3mN/m；
C、低值低效区：体系的界面张力σ＜5×10-3mN/m范围。
3、物理模拟驱油实验对数值模拟结果的考核修正
本发明方法，采用物理模拟驱油实验对数值模拟研究的结果进行考核和进一步深化探索：
1)驱油实验模型
物理模拟驱油实验选用的三维模型与模拟计算采用简化的地质模型几何相似：平面尺寸通常为32cm×32cm，若井网注采井距为Dm，则实际油层与实验模型的相似比为70.7D∶32＝2.21D∶1；取三层等厚结构，若实际油层厚度平均为Hm，按相似比则实验模型厚度h＝45.26H/D(cm)，由此计算得到的小层厚度hI＝15.09H/D(cm)。分层渗透率与模拟计算采用简化的地质模型相同，小层间可根据油层情况设置渗透率极低的隔层。若小层厚度过薄或小层渗透率过低，满足不了模型制造和实验要求，此时可以将小层厚度或小层渗透率按同比列适当放大。
驱油实验结果基本符合油田开发实际情况，如：为大庆油田驱油实验研制非均质系数Vk＝0.59的岩心，在水驱终止(产出液含水98％)时采收率应在48％左右，误差在±2％。
对于可比驱油实验的岩心要求更为严格：岩心饱和水量、饱和油量误差值要小于10~20ml，水驱采收率最大最小差值要小于2％。
2)驱油实验要求
驱油实验在专用实验装置上由专业实验技术人员按常规驱油实验要求完成。特殊要求说明如下：
A.考虑到井口得到的原油因脱气而与地下原油差别较大，实验用的被驱替油以模拟油为宜，模拟油是取井口脱汽原油添加轻质煤油，使其粘度与底下原油相同。
B.三维模型原油的饱和相对困难，应做到饱和均匀，特别是四角部位应饱和到位。
C、驱油实验过程：a、水驱到产出液中含水98％时水驱终止；b、注三元体系段塞；c、注后续聚合物段塞或段塞组合(仅在相关驱油方案驱油实验中设置)；d、注清水段塞，直到产出液中含水再次达到98％时驱油过程终止。
D、注液速度是一重要技术数据，通过研究得到注采井距大小和注液速度都将影响驱油效果，在对两个方面研究获得重要认识基础上，由数值模拟计算和物理模拟实验考核找到比较理想注液速度计算关系公式和相关参数。
D-1研究得到：由于三元复合驱过程中出现的突进性，驱油效果与注采井距密切相关，在对应的注液速度下，井距缩小驱油效果降低。在小的实验模型上进行的驱油实验是将油藏模型高比例缩小，自然大比例降低驱油效果。
D-2研究得到：三元复合驱油效果与注液速度密切相关，在保持注采井距不变情况下，较大幅度提高注液速度必将较大幅度提高驱油效果。在小模型上的驱油实验驱油过程，实验中注采速度必然对现场注液速度夸大，相应带来驱油效果的大幅度提高。
D-3以上两条在实验室驱油实验中同时存在，“正面”、“负面”两种效应互相抵消，将缩小驱油实验与现场驱油效果差别，特别是在找到比较合适注液速度放大参数设计注液速度，将使得实验效果更加接近实际驱油效果。
D-4推荐三元体系及后续段塞注入速度计算方法如下：
现场油层数据：注采井距为Dm，有效油层厚度为Hm，油层孔隙度为φ地，三元段塞注入速度为VSVP/y，可计算出模型中断面(通过模型正方形平面中点与主流线垂直的断面)上流体平均推进速度为：
         V地＝(D2×H×Ф地×VS)/(2×D×H×Ф地)/365
            ＝0.137×D×VS(cm/d)
实验模型数据：模型边长d＝32cm，有效厚度h cm，孔隙度为φ，注液速度为lml/h，实验模型中断面上流体平均推进速度为：
          V实＝(1×24)/(1.414×d×h×φ)＝0.53×1/h/φ(cm/d)
由模拟计算和实验研究得：
          V实/V地＝(0.53×l/h/φ)/(0.137×D×VS)＝5.16
由上式推得：l＝(0.137×D×VS)×5.16/(0.53/h/φ)
             ＝1.3337×h×φ×D×VS(ml/h)
这一注液速度主要适用三元体系段塞及后续的聚合物段塞、清水段塞。对于前期水驱可以采用该注液速度，但由于水驱达到产出液含水98％驱油过程较长，又水驱注液速度对驱油效果影响较小，在水驱过程很长情况下，可以适当加大注液速度。特别声明，本发明中三元复合驱驱油方案不设前置聚合物段塞，这一注液速度不适用于三元体系段塞前设置的聚合物段塞。
3)三元体系配方优选和体系界面张力优选通过以下实验完成：
A、对由数值模拟研究推荐的配方通过驱油实验考核。对比实验可取通过其它渠道获得的优化配方，实验比较驱油的技术和经济效果。
B、考虑到数值模拟研究推荐的配方相对保守，有必要结合驱油实验进一步优选，又考虑到配方在试验过程中不是单独使用，而是用到驱油方案中的三元段塞中，方案中段塞组合也会对配方优化产生影响，故这里的配方优选实验是在优化后的驱油方案基础上完成。同时为检验低浓度配方体系驱油方案驱油效果，参照现场试验方案制定一对比驱油实验。
C、考虑到推荐配方中聚合物的浓度是相对较高的，在此基础上经前步优选得到的配方体系粘度仍然会相对较高，这里体系粘度应与现场驱油体系的地下工作粘度相当，体系的地下工作粘度等于体系的注入粘度与粘度保留率之积，而粘度保留率一般都低于50％，可见，对于较高的体系地下工作粘度必然需要特别高的注入粘度，由此又必然对应过高的注入压力，这一切在现场中都是很困难的。由此必需将体系粘度降到现场可实现的地下工作粘度，依此应重新确定体系中聚合物浓度，得到相应配方，对此配方也应置入驱油方案中，且通过驱油实验检查驱油效果。
D、以经过前款实验考核的配方为基础，调整体系中表活剂、碱浓度，配制不同组成浓度配方，其体系的界面张力最高可在5×10-1mN/m附近，最低可在1×10-3mN/m附近，两相邻配方间界面张力可差0.5个数量级，配方界面张力越低，相邻配方间界面张力差值可相应小，再适当调整各配方体系中聚合物浓度，使其粘度相同于前款驱油方案三元体系粘度。将这些配方置入驱油方案中，在可比性很强的模型上完成驱油实验，由此可得到体系界面张力的优化范围和优化配方。
E、据现场体系粘度的保留率和选用的聚合物分子量，调整前款优选配方中聚合物浓度得到可考虑直接用于现场的配方。
4、驱油实验例
在大庆油田油水条件下，完成3)中要求各组实验，优选出体系界面张力的优化范围和相应的优化配方，同时完成一批辅助实验，验证前文有关论述。
实验条件：物理模拟实验在平面均质、垂向非均质三维人造模型上进行。物理模型几何尺寸为32×32×3.6cm，它相似于注采井距250m五点法井网井组面积的四分之一、厚度为20m油层，模型分为等厚三层，三层的水平渗透率分别为0.2μm2、0.6μm2和1.2μm2，模型的渗透率变异系数Vk值约为0.59。为特殊研究需要特制二维剖面模型，几何尺寸为32×6×3.6cm，其它参数与三维模型相同。
实验取大庆油田采油四厂和一厂现场请水和污水，取脱气原油与煤油按比例混
合而成的模拟油，模拟油在油藏温度条件下粘度为9.7mpa s。
实验中使用的表面活性剂有二种，一为美国产品ORS(大庆油田研究院提供)，另一为国产DQQ1(大连理工大学提供)，为中试产品；使用的聚合物有两种，一为北京朝阳水处理厂生产，相对分子质量1800万，另一为大庆助剂厂生产，相对分子质量1400万，所用碱为NaOH。
驱油实验是在高压恒温驱油装置中进行的。
1)配方优选和体系界面张力优选驱油实验
A、物理模拟考核驱油实验
为验证数值模拟研究得到的对三元复合驱驱油特征新的认识，为验证二维剖面模型实验对驱油效果的夸大，为验证数值模拟研究推荐的低浓度表活剂、碱配方体系良好驱油效果，分别在二维剖面模型、三维实验模型上，在大庆油田采油四厂油水条件下，完成两组共六个实验，这里的实验仅为了比较相同体积三元段塞驱油效果，各驱油方案仅含0.3Vp三元体系段塞，实验其它主要数据、结果列于表10。表中高浓度配方是参照某现场试验三元复合驱试验方案主段塞的配方制定的，它在原配方体系基础上又提高了聚合物浓度，并仿照现场体系中聚合物取大庆产品，分子质量为1400万。另一组配方取北京产聚合物，分子质量1800万
                              表10  不同表活剂三元体系驱油配方物理模拟驱油效果表
模型维数   实验编号 表活剂 配方 水驱采收率(％)   三元驱过程中最低含水(％)     三元驱最终采收率(％) 采收率提高值(％)
    CA(％)     CS(％)   CP(mg/l)
二维剖面   1   ORS     1.2     0.3   2300     49.6   36.5     68.1     18.4
  2   ORS     0.8     0.1   2100     47.9   24.2     70.4     22.5
  3   DQQ1     0.8     0.1   2100     45.5   33.3     68.1     22.6
三维   1   ORS     1.2     0.3   2300     49.1   66.0     62.7     13.6
  2   ORS     0 8     0.1   2100     46.2   24.0     67.9     21.7
  3   DQQ1     0.8     0.1   2100     47.5   62.1     66.2     18.7
图2绘出实验后岩心剖切位置图，图3给出三维模型实验1实验完后岩心剖切断面照片，从中看到三元驱后油层剩余油分布与数值模拟计算结果是吻合的。
对比分析二维剖面模型、三维模型对应方案结果，清楚看到二维模型驱油效果明显偏大。
对比分析三维模型不同浓度配方体系驱油效果，明显看到，不论国产还是进口表活剂低浓度体系驱油都有非常高采收率提高值。图4给出三维模型实验2实验完后岩心剖切断面照片，对比图3清楚看到推荐的低浓度配方体系驱油实验后剩余油明显减少。
这一组驱油实验结果对数值模拟研究的结果给以证实，从而为以下实验打下基础。
B、在确定的“驱油方案”基础上进行配方优化实验优选及对比驱油方案驱油实验
取大庆某试验区设计方案数据做为对比的基础驱油实验，编号为实验0。
为使该方案更接近实际，实验中取试验中选用的进口表活剂ORS，取大庆产分子量1400万聚合物。实验基本数据如下：
前置段塞：体积为0.0375Vp，Cp＝1500mg/L，清水配制，粘度为41.5mPa·s。
三元主段塞：体积为0.35Vp，CS＝0.3％，CA＝1.2％，CP＝2300mg/L，体系界面张力为4.55×10-3mN/m，粘度为47.1mPa·s；
三元付段塞：0.1Vp，CS＝0.1％，CA＝1.2％，CP＝1800mg/L，体系界面张力为5.93×10-3mN/m，粘度为39.0mPa·s；
后续聚合物段塞1：体积为0.05Vp，Cp＝1500mg/L，污水配制，粘度为41.5mPa·s；
后续聚合物段塞2：体积为0.1Vp，Cp＝700mg/L，污水配制，粘度为10.6mPa·s；
后续聚合物段塞3：体积为0.05Vp，Cp＝500mg/L，污水配制，粘度为7.8mPa·s。
经优化研究确定的驱油方案的结构是：
0.3Vp三元段塞+0.2Vp污水配制聚合物段塞1+0.3Vp清水配制聚合物段塞2
以此“驱油方案”结构为框架，在经前节实验考核的推荐配方基础上，对相应浓度做适当调整得到不同配方置入到“驱油方案”中，三元段塞和后续两级聚合物段塞的粘度呈略有降低变化。共组织四个驱油方案，表11中方案1~方案4分别列出四方案三元段塞和后续聚合物段塞对应数据。
表11  配方优选驱油方案的组成和相关参数
  方案编号                                  三元段塞            聚合物段塞1             聚合物段塞2
           体系组成(％)     界面张力10-2mN/m     体系粘度mpa·s   段塞体积Vp   Cp％   粘度mpa·s   体积Vp   Cp％   粘度mpa·s   体积Vp
    Cs   Ca     Cp
  1     0.10   0.80     0.21     2.43     48.9   0.30   0.15   44.3   0.20   0.10   36.1   0.30
  2     0.08   0.50     0.18     0.67     41.0   0.30   0.14   42.3   0.20   0.10   36.1   0.30
  3     0.05   0.50     0.18     7.06     41.0   0.30   0.14   42.3   0.20   0.10   36.1   0.30
  4     0.05   0.30     0.18     8.00     41.0   0.30   0.14   42.3   0.20   0.10   36.1   0.30
  5     0.08   0.50     0.12     1.40     18.7   0.30   0.09   18.3   0.20   0.08   21.9   0.30
五驱油实验实验结果及化学剂用量由表12、表13分别列出。
表12  六驱油实验结果
  实验编号   水驱采收率(％)   三元复合驱过程中最低含水(％)   方案终止含水(％)     最终采收率(％)     采收率提高值(％)
  0   53.2   71.9   98.1     72.5     19.3
  1   46.7   16.5   98.4     74.8     28.1
  2   44.6   6.9   98.2     74.6     30.0
  3   45.7   16.4   98.5     71.3     25.6
  4   44.2   36.1   98.6     67.4     23.2
  5   45.7   23.4   98.4     71.1     25.4
表13  六实验化学剂用量              单位：mg/L·Vp
对化学剂价格做如下假设：聚合物为20000元/t，碱2000元/t，而表活剂不考虑进口价，都以国产价20000元/t计算，由此可以算出实验经济技术可比结果列于表14。
表14  六实验经济技术效果对比表
Figure A0310088700262
由表中结果可见，实验1~4都有着较0号实验更高的采收率提高值，而化学剂的费用大幅度降低。其中以实验2效果最佳，采收率提高值达到30％，化学剂费用降低近50％。由此以该方案配方组成为进一步的优化配方。
图5为实验2实验完后岩心剖切面剩余油分布图，可见剩余油值是非常低的。
C、在“地下工作粘度”条件下配方实验考核
据了解，在大庆油田条件下可以接受的注入粘度不能高于40mPa·s，而粘度保留率不高于50％，由此可定体系地下工作粘度在18mPa·s左右，据此条件与表11方案2结合，设计出新的驱油方案，方案相应数据由表11方案5栏列出，实验结果和其它参数在表12~表14的方案5栏中给出，由表14中看到，在地下工作粘度条件下驱油方案提高采收率25.4％，较可比0号方案提高6％左右，而化学剂费用降低约60％，可见有着及其良好的技术效果和经济效益。该方案推广应用可能性更大。
D、驱油体系界面张力优化和体系配方最终优化
以表11中方案5为基础调整体系中表活剂、碱浓度，组成具有不同界面张力驱油方案，三元体系段塞组成取表15中所列数据，油田污水配制，体系界面张力分别在井口脱气原油和模拟油条件下测定，体系界面张力值和粘度值列于表内。污水配制聚合物段塞聚合物浓度为0.09％，粘度在20mPa·s左右，清水配制聚合物段塞聚合物浓度为0.055％，粘度也在20mPa·s左右。
实验结果由表15列出。表中看到，四个实验有着很好的可比性，水驱采收率之间差值最大为1.8％。四实验三元体系界面张力依次降低。从实验采收率提高值看到，1号实验体系界面张力为1.71 10-1mN/m，驱油效果相对较差，2号实验体系界面张力为5.25 10-2mN/m，驱油效果相对最好，3号实验体系界面张力为6.20 10-3mN/m，驱油效果相对较好，比2号方案效果略差，4号实验体系界面张力为1.90 10-3mN/m，驱油过程中出现产出液含水急剧上升情况，驱油效果较前一实验大幅度降低。
                          表15  不同界面张力三元体系驱油实验驱油效果表
  实验编号         三元体系组成           三元体系参数 方案水驱采收塞％ 方案采收率提高值％
  表活剂浓度％   碱浓度％   聚合物浓度％        界面张力10-2mN/m 体系粘度mPas
脱气原油 模拟原油
  1   0.08   0.20   0.11   17.09   2.21   21.7   48.3   18.4
  2   0.08   0.4   0.12   5.25   0.34   21.1   48.4   25.1
  3   0.08   0.5   0.12   0.62   0.31   19.5   49.9   24.3
  4   0.11   0.7   0.13   0.19   0.22   19.3   48.1   15.5
由实验结果得到：
1.体系界面张力的优化范围是：1×10-1~5×10-3mN/m。
2.配方体系组成：表活剂浓度0.08％，碱(NaOH)浓度0.4~0.5％，聚合物浓度0.12％。
E、据化学剂段塞注入油层的粘度保留率参数，计算出D项得到的优化驱油方案各段塞的注入粘度，再据实验测定相应的聚合物粘浓关系曲线，查出对应于注入粘度下各段塞的聚合物注入浓度，由此得到驱油试验(或生产)的驱油方案三元段塞的实用配方和后续聚合物段塞的浓度。
2)、不同表活剂、油田不同厂区条件下优化配方的驱油方案驱油效果的比较实验
对于优化配方希望它在油田中有广泛的适应性，并希望它对于多种国产表活剂都能适应，且其驱油效果与进口表活剂体系相当，在前实验相同驱油模型上，取一厂油水，取已在大庆生产和准备在大庆生产的表活剂及进口表活剂ORS，取表11中方案6相同方案设计，完成四驱油实验，实验结果见表16。
                               表16  不同表活剂驱油体系驱油方案驱油效果表
实验 表活剂        体系参数        段塞粘度 水驱采出程度％          三元驱数据
  界面张力10-2mN/m 粘度mPa.s 聚1mPa.s 聚2mPa.s   最低含水％   采出程度％   增采幅度％
  1   美国   4.25   21.4   18.7   20.6   50.0   48.0   74.8   24.8
  2   大庆   4.98   20.7   18.0   20.6   49.4   39.0   74.1   24.7
  3   北京   1.41   20.5   17.8   20.5   48.7   44.0   76.4   27.7
  4   大连   0.62   19.5   17.8   20.5   49.9   55.6   74.2   24.3
由表中数据看到，优化配方的驱油方案在一厂油水条件下也有着良好的驱油效果，且国产表活剂体系驱油效果与进口表活剂ORS体系驱油效果相当。
3)、弱碱体系驱油实验
由以上数值模拟和驱油实验研究得到，驱油体系界面张力优化范围在10-2mN/m附近，这使得采用弱碱体系驱油成为可能。取大庆表活剂、北京产分子量为1800万聚合物、一厂油水条件下测定弱碱Na2CO3体系界面张力，界面张力的测定分别取脱气原油和模拟油，体系中聚合物浓度为1200mg/L，测定数据由下面表17、18列出。
表17  弱碱体系界面张力测试结果表(脱气原油)单位：mN/m
表18  弱碱体系界面张力测试结果表(模拟油)单位：mN/m
测试结果表明，大庆产表活剂的弱碱体系在一厂脱气原油和模拟油条件下，在测量的范围内，体系的界面张力都没有达到10-3mN/m范围，而且看到随表活剂、碱浓度增加，体系界面张力没有明显降低的迹象，在这样情况下不宜做体系界面张力优化选择；然而注意到，在脱气原油条件下测定，当碱浓度在0.8％时基本可以在表活剂较宽浓度范围内体系界面张力达到1×10-1＜σ＜1×10-2范围，而在模拟油条件下测定，可在表活剂和碱浓度更宽范围内体系界面张力达到1×10-1＜σ＜1×10-2范围，即处于在用强碱体系确定的驱油体系界面张力优化范围内，据此取表活剂浓度0.08％、Na2CO3浓度0.8％，取分子量为1800万聚合物，浓度为1200mg/L的弱碱体系配方，代替表11方案6相应强碱体系配方组成弱碱体系驱油方案，完成二驱油实验，实验主要数据和结果由表19列出。
                          表19  不同表活剂弱碱体系配方驱油方案驱油效果对比表
实验 表活剂产地        体系参数        段塞粘度 水驱采出程度％          三元驱数据
  界面张力10-2mN/m 粘度mPa.s 聚1mPa.s 聚2mPa.s   最低含水％   采出程度％   增采幅度％
  1   大庆   8.22   19.2   20.5   19.5 47.2   56.2   71.9   24.7
  2   北京   6.23   18.9   20.5   19.7 46.9   49.9   70.8   23.9
实验结果表明，弱碱体系配方驱油方案同样有着良好驱油效果，且对表活剂有较宽的可选性。实验中体系配方可认为是一个较好的弱碱体系配方。

Claims (10)

1.一种优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法，其特征在于：在三维地质模型上进行数值模拟研究，在三维驱油实验模型上进行物理模拟驱油实验，并将两者相结合确定体系界面张力及三元体系配方。
2.如权利要求1所述的优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法，其特征在于，所述数值模拟研究包括：
1)用数值模拟方法计算三元复合驱中体系组成浓度变化时的驱油效果；分析计算结果，设定驱油效果最佳值；满足最佳值条件对应的各组分浓度为各组分浓度的计算优化范围，得到计算的三元驱油体系配方；
2)用数值模拟方法计算驱油体系界面张力变化时的驱油效果；分析计算结果，设定驱油效果最佳值；满足最佳值条件对应的体系界面张力确定为计算优化范围，得到计算的优化体系界面张力。
3.如权利要求1或2所述的优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法，其特征在于，所述物理模拟驱油实验包括：
1)用物理模拟驱油实验对由数值模拟研究得到的计算的三元驱油体系配方进行实验考核修正；
2)用物理模拟驱油实验对由数值模拟研究得到的计算的优化体系界面张力进行实验考核修正。
4.如权利要求3所述的优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法，其特征在于：所述三维地质模型依据驱油现场油层情况而确定，具体为一简化模型：模型结构取“五点法”井网一个井组的四分之一，含一注一采两口井，油层平面均质，纵向非均质，分等厚三层结构，不同渗透率变异系数对应的分层渗透率不同，遵照油层非均质韵律情况对小层排列；为能更好地反映出驱油过程中物理化学变化，井间应取相对较多网格，推荐取Nx＝Ny＝9，平面上为81个网格；参考油田油层地质及流体特征确定模拟计算所需地质、流体相关数据。
5.如权利要求4所述的优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法，其特征在于：
所述数值模拟计算研究中使用应用软件，所述应用软件具有以下主要特点和功能：它有着对驱油过程中复杂的物化过程比较详细完善的描述，同时具有对稀体系下三元复合驱的主要驱油机理的描述，即在三元体系条件下，低浓度表面活性剂、碱溶液的协同效应，与原油之间产生超低界面张力，使得毛管数大幅度提高，由此而使得不可流动的残余油达到可流动状态，又由于体系中聚合物存在溶液有相对较高的粘度，由此在驱动液和可流动原油之间形成相对合适的流度比，实现把水驱过后剩下的残余油采出，有高的驱油效率；软件应有快速的计算功能，不仅能用于驱油机理研究，而且应有一定的计算工程实际问题能力。
在应用上述软件时计算参数的确定：
计算中要求的关键性参数是表活剂、碱溶液与油田原油之间的界面张力图及聚合物、碱溶液浓度粘度关系曲线，这些参数应是选用的表活剂、碱在油田试验(生产)区油水条件下测定的数据；模拟计算中软件应考虑表活剂、碱、聚合物在地下吸附及有关化学变化，所需参数也应以在油田油水条件下测定的数据输入，尚缺数据采用当前国际通用数据。
6.如权利要求3所述的优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法，其特征在于：所述物理模拟驱油实验选用的三维驱油实验模型，与模拟计算采用的三维地质模型几何相似：模型平面尺寸为32cm×32cm，若井网注采井距为Dm，则实际油层与驱油模型的相似比为70.7D∶32＝2.21D∶1；每一小层及总体制成等厚，小层层数为三层，小层厚度能在驱油过程中反映出对应油层渗流特征，若实际油层厚度平均为Hm，所述小层厚度h1＝15.09H/D(cm)；所述三维物理模型孔隙度、渗透率等技术指标满足设计要求，驱油实验结果基本符合油田开发实际情况，为满足实验要求小层厚度、渗透率可同比例放大。
7.如权利要求6所述的优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法，其特征在于：所述物理模拟驱油实验主要实验步骤：A)被驱替油为模拟油，由井口脱汽原油添加轻质煤油而成，其粘度与地下原油相同；B)驱油实验过程：a、水驱到产出液中含水98％时水驱终止；b、注入三元体系段塞；c、注后续聚合物段塞；d、注清水段塞，直到产出液中含水再次达到98％时驱油过程终止；
上述实验步骤中，注液速度l＝1.3337×h×φ×D×Vs(ml/h)，式中，h为三维物理模型有效厚度，φ为三维物理模型孔隙度，D为现场油层注采井距，Vs为现场油层三元体系段塞注入速度；驱油实验效果以采收率提高值为评价指标，采收率提高值＝实验最终采出程度-水驱采出程度。
8.如权利要求2所述的优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法，其特征在于：所述驱油效果最佳值是指提高的采收率幅度：即油井含水在低于98％之前实施三元复合驱，以三元复合驱过程中油井含水下降之后再回升到98％时采出程度定义为三元复合驱采出程度，它与对应水驱方案在油井含水98％时采出程度之差为三元复合驱的增采幅度。
9.优化三元复合驱中三元体系配方和体系界面张力的优选方法，其特征在于：采用以下步骤：
1)建立三维地质模型，用数值模拟计算不同浓度组成、投入化学试剂总成本相同的三元体系驱油方案的驱油效果，研究体系浓度变化对驱油效果的影响规律，以最终整体采收率的提高值为指标，选定三元体系配方的优化区及推荐的配方组成；
2)建立三维驱油实验模型，用物理模拟完成步骤1)推荐配方组成的驱油实验，检验推荐配方驱油效果；
3)将经过步骤2)初步考核的配方组成置入确定结构的驱油方案中，在其构架下，适度调整配方组成浓度进行驱油实验，对配方组成进一步优化；
4)将步骤3)优化的配方的方案中三元体系段塞里的聚合物浓度调整，使体系粘度与油层可实现的地下工作粘度相同，后续聚合物段塞浓度也做相应调整，对调整后的驱油配方进行驱油实验考核。
5)在三维地质模型上用数值模拟计算在油田油水条件下，体系界面张力变化时驱油效果，以最终整体采收率的提高值为指标，得到体系界面张力的优化范围；
6)以步骤4)物理模拟驱油实验的驱油方案为基础，调整驱油配方中三元体系中表活剂、碱浓度，配制出体系界面张力差值相对明显的不同配方驱油方案完成驱油实验，分析研究驱油效果确定：A)适应于本油田三元复合驱油体系的体系界面张力的优化范围；B)适应于本油田三元复合驱油体系的体系优化配方。
7)依据现场体系粘度的保留率和选用的聚合物分子量，调整步骤6)优选配方的聚合物浓度和后续聚合物段塞浓度，得到油田驱油过程实施驱油方案，该方案实施过程中各级段塞地下工作粘度可与6)中驱油实验各级段塞粘度相近，保证驱油过程良好驱油效果。
10.如权利要求3或9所述的优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法，其特征在于：所述三元体系中选用强碱，也可选用弱碱；在选用弱碱体系驱油时，先采用强碱体系完成体系界面张力最佳范围的优选，之后再在体系界面张力的优化范围内配制低浓度表活剂弱碱体系配方，并通过驱油实验对配方考核或进一步优化。
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