CN101592027A - 一种依据修正毛管数曲线的复合驱油方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种依据修正毛管数曲线的复合驱油方法，通过驱油实验做出毛管数和残余油饱和度关系曲线，确定毛管数的优化范围，并以此为依据优化驱油要素。在优化驱油要素过程中，首先利用油藏数值模拟的方法优化井距和注液速度以得到地下渗流速度，再根据现场施工状况，给出地下工作粘度的参考范围，利用安全系数和效果系数对驱油体系的界面张力和地下工作粘度进行优化。最后根据优化后的驱油要素，确定井距、注液速度、地下工作粘度和驱油体系的界面张力，进行复合驱采油。这种复合驱油方法可结合具体施工情况，将毛管数限定在优化范围内，以保证复合驱油方法的稳定性和相对高的提高采收率幅度。

Description

一种依据修正毛管数曲线的复合驱油方法

技术领域

本发明涉及一种油田的三次采油方法，具体来说，涉及一种利用复合驱进行三次采油的方法。

背景技术

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，它的研究和应用处于不同阶段，其大部分国家和油田都处于室内实验研究和矿场试验阶段。上个世纪中期T.F.Moore，J.J.Taber，W.R.Foster等人为了研究和描述驱油过程中“被捕集的残余油投入流动的水动力学力与毛细管滞留力之间的关系”，先后提出了水动力学力与毛细管力比值的概念，称其为毛细管数N_C(N_C＝水动力学力/毛细管力，即驱替液的粘度与渗流速度的乘积与“驱替液/原油”之间界面张力的比值)，经过进一步的实验，给出了毛管数与残余油之间的对应关系曲线，通常简称为“毛管数曲线”，即由Moore和Slobod完成的实验曲线(见说明书附图1)和由Du pery和W.R.Foster完成的实验曲线(见说明书附图2)。这两组曲线为复合驱油技术的研究应用奠定了理论基础和确定驱油体系指标的基础依据。依据Moore和Slobod实验曲线，人们确定要使被毛管力束缚原油活化并达到高驱油效率，就需要提高毛管数值，一个较为有效的方法就是降低界面张力，即要求驱替液与被驱替的原油间的界面张力必须达到1×10^-3-1×10^-4mN/m范围内；在Du pery和W.R.Foster实验曲线中，也同样存在着“启发”人们大幅度降低体系界面张力。

为了实现提高毛管数的技术目标，在国内复合驱体系中，表面活性剂浓度通常都取在0.15-0.3％之内，碱通常取NaOH，浓度在1％左右；为提高体系的波及效率，基于体系粘度越高驱油效果越好的认识，通常在注入能力许可条件下取尽可能高的聚合物浓度。在复合驱技术的应用中，大庆油田矿场试验结果表明，三元复合驱采收率提高值在20％左右，由于体系组成化学剂浓度较高，并且对表面活性剂要求较高，投入较大，经济指标不能满足要求，在工业化生产中困难重重；另外，为保证体系超低界面张力而使用了较高浓度强碱，矿场试验中发现因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。

发明内容

本发明的目的在于转变现有技术中关于降低界面张力和提高体系粘度的认识，提供一种依据修正毛管数曲线的复合驱油方法。

本发明是一种依据修正毛管数曲线的复合驱油方法，按照下述步骤进行：

第一，通过驱油实验做出毛管数和残余油饱和度关系曲线，确定毛管数的优化范围

(1)根据采油现场的油层条件设计制作具有均质性的岩心进行驱油实验，所述岩心应具有足够的长度，以使毛管数有较宽的数值范围，岩心两端必须加设防止“端面效应”的装置；

(2)设定驱油实验的参数，其中实验注液速度应以驱油现场油层的高渗透层位主流线上易发生驱动状况转化部位的渗流速度为基础数据，体系粘度以现场应用中地下最大工作粘度为基础数据，体系界面张力在1×10⁰-1×10^-4mN/m范围内变化；

(3)采用如下算式计算驱油过程中驱替相渗流速度

$V=\frac{Q}{A\×(1-S_{\mathrm{ro}})}$

其中V为驱替相渗流速度；Q为实验注液速度，A为岩心截面的孔隙面积，S_ro为残余油饱和度；

(4)采用如下算式计算驱油实验中的毛管数

$N_c=\frac{\mathrm{V\μ}}{\mathrm{\σ}},$ 其中V为步骤(3)中计算的驱替相渗流速度，μ为实验选取的体系粘度，σ为实验选取的体系界面张力；

(5)由驱油实验得到的毛管数和残余油饱和度关系曲线，确定极限毛管数N_ct2和N_ct1，其中对应于最小的毛管数，残余油饱和度取得相对较大值，随着毛管数值增大至极限毛管数N_cc，残余油饱和度呈基本不变趋势，毛管数由N_cc进一步增大，残余油饱和度逐渐降低，在极限毛管数N_ct2处残余油值达到一个相对较小数值S_ro，之后残余油值不再随毛管数增大而减小，这种情况持续到毛管数N_ct1，当毛管数由N_ct1继续增大时，出现残余油饱和度突然增大变化，由此确定毛管数的优化范围为N_ct2到N_ct1；

第二，以毛管数优化范围为依据，优化驱油要素：

(1)利用油藏数值模拟和油层分析的方法优化井距和注液速度，以确定易发生驱动状况转化部位的地下渗流速度，将此处的地下渗流速度确定为优化驱油要素时，地下渗流速度的限定值；

(2)根据现场施工状况，给出地下工作粘度的参考范围；

(3)优化驱油体系的界面张力和地下工作粘度

将地下渗流速度的限定值、从给出的参考范围内选出的地下工作粘度值和假设的体系界面张力值，代入下述“修正”后毛管数定义式计算毛管数N_c ^*值：

$N_c^{*}=\frac{v\·\mathrm{\μ}}{\mathrm{\σ}(1-S_{\mathrm{ro}})}$

其中V为地下渗流速度，μ为地下工作粘度，σ为驱替相与被驱替相间的界面张力，S_ro为残余油饱和度；将毛管数N_c ^*值代入计算安全系数β和效果系数γ，其中“安全系数” $\mathrm{\β}=N_{\mathrm{ct}1}/N_c^{*},$ “效果系数” $\mathrm{\γ}=N_c^{*}/N_{\mathrm{ct}2};$

调整地下工作粘度和体系界面张力，计算对应的毛管数N_c ^*、安全系数β和效果系数γ，当β和γ的计算结果数值在2以上时，此时的地下工作粘度和体系界面张力为优化结果；

第三，根据优化后的驱油要素，确定井距、注液速度、地下工作粘度和驱油体系的界面张力，进行复合驱采油。

所述易发生驱动状况转化部位为油层高渗透层位主流线上距注入井50-60米处。

所述优化后的井距为200-300m，注液速度为年注液0.15Vp，地下工作粘度为20-30mPa·s，体系界面张力为0.025-0.0075mN/m。

现有的工程实践中利用“Moore-Slobod毛管数曲线”和“Du pery和W.R.Foster毛管数曲线”，通过降低体系界面张力和增大粘度来实现毛管数数值的不断增大，以实现较高的复合驱驱油效率。但是经过发明人的数值模拟研究和相关复合驱油实验，发现复合驱油过程中存在着两种不同驱动状况，表现为说明书附图3显示的“修正毛管数实验曲线”，即(1)在毛管数较低的区域I₁内(毛管数小于临界值N_cc)，残余油饱和度随着毛管数的增加基本呈现不变的趋势；(2)当毛管数增大并进入区域I₂时(毛管数介于临界值N_cc和N_ct2之间)，残余油饱和度随着毛管数的增加而呈现下降变化，此时采用加大毛管数的方法(增大体系粘度、速度或者降低界面张力)，可以实现大幅度提高驱油效率；(3)当毛管数继续增大并进入区域I₃时(毛管数介于临界值N_ct1和N_ct2之间)，随着毛管数的增大，残余油饱和度始终处于一个相对稳定的范围内；(4)当毛管数继续增大进入区域II时(毛管数大于临界值N_ct1)，在毛管数开始增大时，首先出现残余油值突然增大变化，在达到相应的最大值后，又出现随毛管数增大，残余油对应减小变化，如II₁所示。曲线II₂(注液速度＝0.6ml/min界面张力σ＝1.5×10^-3m)、曲线II₃(注液速度＝0.9ml/min界面张力σ＝1.5×10^-3m)、曲线II₄(注液速度＝0.9ml/min界面张力σ＝6.8×10^-3m)都是在固定体系界面张力、固定注液速度，变换体系粘度条件下实验做出的，其中曲线II₂与曲线II₃对应的驱油实验驱油体系界面张力相近，后者实验的注液速度比前者高，两曲线形态相近，后者曲线位于下方位置，可以看出注液速度的相对影响；曲线II₄与曲线II₃相对应的实验注液速度相同，曲线II₄相对应的实验体系界面张力高，曲线位置相对曲线II₃偏左，可以看出界面张力变化的相对影响。

“修正毛管数实验曲线”的区域I₁、I₂和I₃对应的“第一类”驱动状况下，残余油饱和度是毛管数的“单值”函数，即对应一个确定的毛管数值，有唯一一个残余油饱和度值与其对应。曲线左端起点毛管数值约在0.000001处，对应的残余油值在28.7％左右，随着毛管数增大，残余油略有减小，在毛管数为0.0001时(即Ncc)，残余油饱和度值约为27.3％，毛管数继续增大，残余油呈线形减少变化，当毛管数约为0.0027(即N_ct2)，对应的残余油值约为18.67％，毛管数继续增大，出现残余油饱和度值不再变化情况，这种情况一直延续到极限毛管数约为0.0712(即N_ct1)，这里是残余油值变化的另一个极限点。在毛管数值为0.0712处的两边，残余油饱和度值有着显著的差别，其右边的值相对左边明显增大，表明两者驱动状况不同，在右边的“第二类”驱动状况下，残余油值不是毛管数的“单值”函数，即对应一个确定的毛管数值，有多个残余油饱和度值与其对应，两者之间关系已不能用一条光滑曲线来表示，而是以多条函数曲线，即“曲线族”来描述两者之间对应关系。对于复合驱油工程技术来说，既需要获得较低的残余油饱和度，又需要稳定的复合驱油技术条件，以保证驱油的效率；从附图3的曲线可以看出，复合驱采油技术中的毛管数最佳取值范围应在N_ct2和N_ct1之间(2.7×10^-3-7.12×10^-2)。需要说明的是，层岩石结构、渗透率等因素影响造成测定的“毛管数实验曲线”极限毛管数值、残余油饱和度S_ro值有所差异，表1给出三组岩心的测定结果，从中可以看到这种情况。

表1不同岩心组岩心渗透率与毛管数实验曲线关键数据表

由毛管数的定义式知道，毛管数是由渗流速度v、体系界面张力σ和体系粘度μ三项因素决定的。从修正的毛管数实验曲线出发，优化驱油体系三项要素过程和优化过程中必须考虑研究的主要问题是：驱油要素的优选必须从油藏条件出发。在三维油藏条件下，驱油过程中，临近水井一方高渗透油层主流线附近部位上有着相对大得多的渗流速度、相对高的表活剂和聚合物浓度，那里是高毛管数区域，是发生驱动状况转化的危险区域，而在低渗透层位及高渗透层主流线两翼部位，有着相对低的渗流速度、表活剂和聚合物浓度，那里是低毛管数区域，是复合驱的主要增产区域。从中看到，三项要素的优化的方向和目标是：通过渗流速度的选择控制驱动状况的转化，通过体系粘度和界面张力的优化，不仅要考虑控制驱动状况转化，还要扩大驱油过程中的波及效率。

首先研究控制驱动状况转化选择渗流速度问题。

1、在非均质油层条件下，井网、井距和注液速度是影响驱动状况转化的重要条件。五点法井网被公认适合于复合驱的井网，这里主要研究井距和注液速度的选择问题。

大庆等油田采用250m的注采井距、注液速度为年注0.15Vp左右，三元复合驱油试验取得良好效果，正是基于这一点，将不同井距(300m、250m、200m、176m、150m)下，年注液速度0.15Vp的情况下进行深入研究分析，方案的地质模型油层厚度12m，孔隙度为0.3，油层渗透率变异系数Vk＝0.59。计算结果列于表2，表中R为方案的采出程度，Ad为方案终止时表活剂吸附量占总注入量的百分数。

表2年注液0.15Vp情况下不同井距复合驱效果表

由表2中看到，不同井距方案都是在体系粘度不高于30.5mPa·s情况下，体系粘度提高，采出程度增加，表活剂吸附比例为很小数值，这些方案处于“第一类”驱动状况下，而在体系粘度高于30.5mPa·s情况下，方案采出程度出现明显下降变化，表活剂吸附比例为相对较大数值，驱油方案为“第二类”驱动状况，选择粘度为20mPa·s的体系，有着良好驱替效果和一定的安全可靠性。采取这样的注液速度，注液强度与井距的平方呈正比，井距大，日注液量高。在井距为300m情况下，注液强度很大，应要注意能否正常注入问题；而对于小井距情况，没有能否注入问题，但是日注量的减少是人们不愿接受的，生产周期没有缩短，且采出程度有所减少。调整注液速度，在不同井距下，有着相同的注液强度，日注液量为58.59m³/d，即250m井距年注0.15Vp情况下注液强度，计算结果列于表3。

表3日注液量为58.59m³/d情况下复合驱效果表

表中300m井距情况下，取体系粘度为20.2mPa·s方案，它的采出程度与前表对应方案略有减小，这里没有能否正常注入问题，然而又有新的问题产生，日注液量相对减小，化学剂段塞体积不变，注入时间增长，需要进一步考虑化学剂的稳定性问题，若此问题能够解决则是理想的，不用井网加密，获得与井距250m情况下相近的采出程度。对于井距200m的驱油方案，在体系粘度高于26mPa·s情况下，将处于“第二类”情况，“安全性”有所降低；井距176m的驱油方案，仅在体系粘度为9.8mPa·s情况下为“第一类”驱动状况，而在井距为150m井距情况下，各方案都为“第二类”驱动状况。由此看到，对于小井距情况下，不宜采用相对高的注液强度。

通过以上研究得到，复合驱不宜在小井距下进行，注采井距在200～300m之间较为合适于复合驱，由此在不同井距下推荐井距为250m情况下年注液0.15Vp的注液强度。

2、驱动状况转化关键部位的确定

为了确定控制驱动状况转化部位的渗流速度，必须相对准确地确定油层易发生驱动状况的部位。表4列出模拟计算两驱油方案终止时高渗透层位残余油饱和度数据分布，前一方案为“第一类”驱动状况，后一方案为“第二类”驱动状况。

表4两驱油方案终止时高渗透层位残余油饱和度分布(％)

表中看到方案1，在临近水井一方大面积范围内，剩余油饱和度都在百分之一以下，在临近油井部位剩余油饱和度也相对较低，显示良好驱油效果；方案2，临近水井一方仅有少数网格剩余油饱和度都在百分之一以下，临近油井主流线附近仍有相对较高的剩余油饱和度，特别注意到，主流线上第三个网格剩余油值为5.89％，这里已发生驱动状况转化，网格中心距水井62.5m。从此可见，欲控制驱动状况转化，必须对该网格后方处，即距水井50-60m处渗流速度进行控制。

3、复合驱油方案油层中渗流速度的控制

以井距为250m情况下，年注液0.15Vp情况为例，计算分析驱油方案的渗流速度的确定。假定油层孔隙度为0.25，可以算出，单井每m油层年注液平均约为4.6875×10³m³，以年注320天计算，得到注液强度为14.65m³/(m·d)。附图4绘出了四分之一井组油层平面流线分布示意图，经过计算和实验研究得到，在井距250m情况下，距注入井约为50m的地方是易发生驱动状况转化部位，以注入井点为圆心，取半径为50m作一圆弧，将圆弧分为五等份，每段弧面弧线长15.7m，五段弧面上的流速不同，中间一段在主流线上，流速最大，最外边两段流速最小，假定流量分配比例为1∶2∶3∶2∶1，每天进入四分之一井组的液量为3.66m³，算出中间一段日通过液量1.22m³。油层的一段弧面的每m油层孔隙面积约为3.925m²，主流线上一段弧面液流的平均渗流速度约为3.60×10^-6m/s，油层渗透率变异系数为0.65，假设油层为等厚三段，三层段渗透率的比值约为100∶255∶713，可计算出位于前述距注入井为50m主流线上一段弧型油层高渗透层段渗流速度为7.21×10^-6m/s。

进一步研究通过体系粘度和界面张力的优化，扩大驱油过程中的波及效率问题。

1、三元复合驱的驱替特征研究

要扩大驱油过程中的波及效率问题，必须考虑三元复合驱的基本驱替特征：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。不难分析解释三元复合驱驱油特征的机理：驱油过程中，在油层平面上，水驱情况下也会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，在复合驱时，注入高粘度和高驱替效率的复合驱油体系，临近水井一方较大范围内的原油被驱向前方，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，在被驱过的部位，随着原油被驱走，含水饱和度大幅度升高，将进一步有利于水相流动，使水相突进更加严重；在三维非均质的情况下，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较大的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相对扩大。

认识了复合驱的驱替特征，还要深入认识体系界面张力和体系粘度对于驱替液沿高渗透层突进过程中发挥的不同作用。在渗透率变异系数为0.59三维模型上，计算注液速度为0.15Vp/a，体系粘度为23.8mPa·s，体系界面张力为不同的特定值驱油方案，结果列于表4左半部。表中看到，这些方案都处于“第一类”驱动状况下，采出程度随体系界面张力降低而增加，递增幅度逐渐变小，特别注意到分层剩余油的变化，三层段的剩余油都随界面张力降低而逐渐降低，低渗透层由42.26％降到40.69％，降低1.57％，高渗透层由12.06％降到5.72％，降低6.34％，显然，高渗透层降低幅度更大，表明体系界面张力降低，高渗透层突进更加严重。在相同的模型上，取相同的注液速度，取低浓度表活剂体系，计算不同粘度的驱油方案，计算结果列于表1右半部。从中看到，方案也都处于“第一类”驱动状况下，随体系粘度增大，采出程度提高，且增加幅度的变化并不突出，分析分层剩余油的变化，三层段的剩余油都随体系粘度提高而逐渐降低，低渗透层由55.59％降到42.45％，降低13.14％，高渗透层由12.34％降到6.91％，降低5.43％，可见，低渗透层降低幅度更大，体系粘度提高，将有效抑制驱替液沿高渗透层突进，扩大波及，明显改善驱油效果。

表5不同界面张力方案与不同体系粘度方案驱油效果表

基于以上研究得出：复合驱驱油要素的优化，应选取适中的体系界面张力，尽可能高的体系粘度，以达到抑制突进，扩大波及，提高总体的开发驱动效果。

第二、优化复合驱油方案驱替液的地下工作粘度

体系粘度参数μ是驱油体系的地下工作粘度；考虑到要在驱油过程中更好发挥“抑制突进、扩大波及”，应考虑在保证驱替液能“安全”注入油层情况下，选择尽可能的高浓度抗剪切聚合物体系，以求得到更高的体系地下工作粘度，所谓“安全”注入是指注入设备能够实现且不能发生油层破裂情况。地下工作粘度＝体系的配制粘度×粘度保留系数，近年来大庆油田应用于三次采油的聚合物的抗剪切能力都大幅度提高，还应考虑复合驱情况下驱替液的“碱”性较强，在这样环境下聚合物分子收缩抗剪性增强，体系的地下粘度保留系数取在50％左右。参考现场复合驱成功试验情况和上述研究结果，地下工作粘度取在20～30mPa·s范围。

第三、优化驱油体系的界面张力和地下工作粘度

从处于“第一类”驱动状况下的实验曲线出发要确定一个毛管数N_c ^*，作为对油藏中驱油过程毛管数的“上限”，它首先要控制驱油过程处于“第一类”驱动状况下，在此前提下，又要使得驱油过程得到最佳驱油效果，这时自然想到它应选在极限毛管数N_ct2到极限毛管数N_ct1之间，这一范围毛管数对应的驱油过程处于在“第一类”驱动状况下，而且对应有着相对稳定的最低的残余油值S_ro，在此范围内又应考虑N_c ^*值取得相对更大值，即它应离极限毛管数N_ct2远些，距极限毛管数N_ct1更近些，因为只有这样，才会使得低毛管数范围内的毛管数相对更大些，以保证有更好的驱油效果；然而，由于层岩石结构、渗透率等因素影响造成极限毛管数N_ct1值的相对变化，还存在一系列不可预见因素，如油层非均质性的奇特变化而可能带来渗流速度较大的变化等，为防止意外，N_c ^*值必须与极限毛管数N_ct1有合适的距离，这样才会有相对高的“安全性”。因此，为确保将驱动过程控制在“第一类”驱动状况下，选择的毛管数N_c ^*应适当小于选用的“毛管数实验曲线”极限毛管数N_ct1值，为此定义“安全系数” $\mathrm{\β}=N_{\mathrm{ct}1}/N_c^{*}$ 和“效果系数” $\mathrm{\γ}=N_c^{*}/N_{\mathrm{ct}2}.$ 将地下渗流速度、从给出的参考范围内选出的地下工作粘度值和假设的体系界面张力值，代入下述“修正”后毛管数定义式计算毛管数N_c ^*值：

$N_c^{*}=\frac{v\·\mathrm{\μ}}{\mathrm{\σ}(1-S_{\mathrm{ro}})}$ 其中V为地下渗流速度，μ为地下工作粘度，σ为驱替相与被驱替相间的界面张力，S_ro为残余油饱和度；将毛管数N_c ^*值代入计算安全系数和效果系数，调整地下工作粘度和体系界面张力，计算对应的毛管数N_c ^*、安全系数β和效果系数γ。取极限毛管数N_ct1值0.0712、极限毛管数N_ct2值0.00258和最低的残余油S_ro值18.67％，渗流速度V取7.21×10^-6m/s，给出不同体系界面张力σ值和不同的地下工作粘度，计算得到不同的毛管数限定值N_c ^*、β值和γ值列于下表5。

表5不同体系界面张力、不同粘度方案的σ值、β值和γ值表

由表清楚看到，当体系地下工作粘度μ取值在20～30mPa·s范围，体系界面张力σ取值在0.025-0.0075mN/m之间，体系的“安全系数”β和“效果系数”γ值都在2以上，可以认为是较为理想选择范围。

附图说明

附图1现有技术中由Moore和Slobod完成的“毛管数实验曲线”。

附图2现有技术中的由Du pery和W.R.Foster完成的“毛管数实验曲线”。

附图3本发明利用的“修正毛管数实验曲线”。

附图4四分之一井组油层平面流线分布示意图。

附图5大庆油田杏二区西部三元复合驱试验区布井方案图。

具体实施方式

下面结合具体实施方式进一步说明本发明的技术方案。

试验区位于大庆杏北油田二区西部，面积为0.3km²，砂岩厚度为7m，有效厚度为5.8m，有效渗透率为0.675μm²，油层渗透率变异系数为0.65，孔隙体积为43.5×10⁴m³，地质储量为24.01×10⁴t，采用五点法面积井网，全区共有4口注入井，9口采油井，构成1口中心井，8口平衡井，注采井距为200m，生产井距为280m，附图5给出试验区井位示意图。驱油试验方案的设计为多级段塞：前置聚合物段塞、主段塞、副段塞及后续聚合物段塞，其主段塞：配方为0.3％ORS41+1.2％NaOH+2300mg/L 1275A，体积为0.35Vp。中心采油井投产后含水率100％历时9个月，1997年3月注入三元体系0.12Vp时开始见效，同年9月注入0.291Vp时含水率下降到最低点50.7％，日增油29t。全区累积产油52997t，累积增油33470t，中心区已累积增油11292t，比水驱提高采收率19.24％。大庆油田杏二区西部扩大的矿场驱油试验完成后，为进一步检验和研究三元复合驱的试验效果，设计了杏2-2-检试1井，并于2001年3月29日至4月3日对设计取心层位进行了密闭取心，岩心收获率达99.7％，密闭率为93.1％。杏2-2-检试1井位于注入井杏2-丁3-试1与杏2-2-试1井的连线上，距杏2-2-检试1井150m，距采出井杏2-2-试1井50m。从文献《大庆油田三元复合驱试验效果评价研究》中摘取了杏2-2-检试1井与杏树岗油田北部杏7-检1-33井的密闭取心检查井P_I3层的水洗厚度、驱油效率与三元复合驱的结果对比资料汇集于表7，从中看到杏2-2-检试1井无论是单个样品还是全层仍有相对较高的剩余油饱和度。依据文献提供数据计算，该驱油试验油层高渗透部位主流线上临水井50m处的毛管数已达0.22，超过极限毛管数N_ct1的值，它应是处于“第二类”驱动状况，检查井残余油饱和度分析结果与表4中方案2情况相符，也证实该方案处于“第二类”驱动状况。

表7杏树岗油田密闭取芯检查井水驱与三元复合驱效果对比

表8所列11个矿场试验中，驱油过程处于“第二类”驱动状况下的并不是仅有杏二区西部扩大的矿场驱油试验。应该强调，先前的驱油试验出现两类不同驱动状况是必然的，这是因为人们对毛管数理论——复合驱的基础理论认识的局限性所造成的。

表811矿场试验主要数据表

为进一步比较两类不同驱动状况方案驱油效果，在三维模型上完成一批比较考核驱油实验。仿大庆杏二试验区的现场试验方案设计一对比方案，方案的结构和参数如下：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％，C_A＝1.2％，Cp＝2300mg/L，体系界面张力为4.55×10^-3mN/m，粘度为47.1mPa·s；三元副段塞：0.1Vp，Cs＝0.1％，C_A＝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。为了使该方案更接近实际，实验中取矿场试验中选用的进口表活剂ORS，取大庆产分子量为1400万的聚合物。实验的注液速度为0.6ml/min。实验结果由下表所示。

表9高表活剂浓度体系驱油实验结果

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

考核方案采用推荐的驱油方案的段塞结构，三级段塞组成浓度如下：三元段塞：表活剂浓度Cs＝0.08％，碱浓度Ca＝0.5％，聚合物浓度Cp＝1200mg/L；聚合物段塞1浓度Cp＝900mg/L；聚合物段塞2浓度Cp＝550mg/L。实验的注液速度同前一方案。取不同产地的表活剂、不同碱型，分别在大庆油田采油一厂、四厂油水条件下完成一批驱油实验，实验主要数据和结果列于下表。

表10推荐的低浓度配方体系驱油方案组成与实验效果

略作技术经济效果评价计算。假定纯聚合物与纯表活剂的价格相同，碱的价格为聚合物价格的十分之一，可计算得表10中四个实验化学剂费用约为“仿杏二”实验化学剂费用的40％，四实验平均增采幅度为24.9％，较“仿杏二”实验提高5.6％，四实验吨增油成本仅为“仿杏二”实验的30％左右。驱油实验证实：高浓高粘驱油体系驱油过程中极易处于“第二类”驱动状况下，有着相对较差的驱油效果；合适的低浓度驱油体系，有着相对高的界面张力和合适的粘度，能确保驱油过程处于“第一类”驱动状况，有着相对好的驱油效果。

Claims (3)

1.一种依据修正毛管数曲线的复合驱油方法，其特征在于，按照下述步骤进行：

第一，通过驱油实验做出毛管数和残余油饱和度关系曲线，确定毛管数的优化范围

(1)根据采油现场的油层条件设计制作具有均质性的岩心进行驱油实验，所述岩心应具有足够的长度，以使毛管数有较宽的数值范围，岩心两端必须加设防止“端面效应”的装置；

(2)设定驱油实验的参数，其中实验注液速度应以驱油现场油层的高渗透层位主流线上易发生驱动状况转化部位的渗流速度为基础数据，体系粘度以现场应用中地下最大工作粘度为基础数据，体系界面张力在1×10⁰-1×10^-4mN/m范围内变化；

(3)采用如下算式计算驱油过程中驱替相渗流速度

$V=\frac{Q}{A\×\left(1{-S}_{\mathrm{ro}}\right)}$

其中V为驱替相渗流速度；Q为实验注液速度，A为岩心截面的孔隙面积，S_ro为残余油饱和度；

(4)采用如下算式计算驱油实验中的毛管数 $N_c=\frac{\mathrm{V\μ}}{\mathrm{\σ}},$ 其中V为步骤(3)中计算的驱替相渗流速度，μ为实验选取的体系粘度，σ为实验选取的体系界面张力；

(5)由驱油实验得到的毛管数和残余油饱和度关系曲线，确定极限毛管数N_ct2和N_ct1，毛管数曲线中对应于最小的毛管数，残余油饱和度取得相对较大值，随着毛管数值增大至极限毛管数N_cc，残余油饱和度呈基本不变趋势，毛管数由N_cc进一步增大，残余油饱和度逐渐降低，在极限毛管数N_ct2处残余油值达到一个相对较小数值S_ro，之后残余油值不再随毛管数增大而减小，这种情况持续到毛管数N_ct1，当毛管数由N_ct1继续增大时，出现残余油饱和度突然增大变化，由此确定毛管数的优化范围为N_ct2到N_ct1；

第二，以毛管数优化范围为依据，优化驱油要素：

(1)利用油藏数值模拟和油层分析的方法优化井距和注液速度，以确定易发生驱动状况转化部位的地下渗流速度，将此处的地下渗流速度确定为驱油要素优化时地下渗流速度的限定值；

(2)根据现场施工状况，给出地下工作粘度的参考范围；

(3)优化驱油体系的界面张力和地下工作粘度

将地下渗流速度的限定值、从给出的参考范围内选出的地下工作粘度值和假设的体系界面张力值，代入下述“修正”后毛管数定义式计算毛管数N_c ^*值：

$N_c^{*}=\frac{v\·\mathrm{\μ}}{\mathrm{\σ}(1-S_{\mathrm{ro}})}$

其中V为地下渗流速度，μ为地下工作粘度，σ为驱替相与被驱替相间的界面张力，S_ro为残余油饱和度；将毛管数N_c ^*值代入计算安全系数β和效果系数γ，其中“安全系数” $\mathrm{\β}=N_{\mathrm{ct}1}/N_c^{*},$ “效果系数” $\mathrm{\γ}=N_c^{*}/N_{\mathrm{ct}2};$

调整地下工作粘度和体系界面张力，计算对应的毛管数N_c ^*、安全系数β和效果系数γ，当β和γ的计算结果数值在2以上时，此时的地下工作粘度和体系界面张力为优化结果；

第三，根据优化后的驱油要素，确定井距、注液速度、地下工作粘度和驱油体系的界面张力，进行复合驱采油。

2.根据权利要求1所述的一种依据修正毛管数曲线的复合驱油方法，其特征在于，所述易发生驱动状况转化部位为油层高渗透层位主流线上距注入井50-60米处。

3.根据权利要求1所述的一种依据修正毛管数曲线的复合驱油方法，其特征在于，所述优化后的井距为200-300m，注液速度为年注液0.15Vp，地下工作粘度为20-30mPa·s，体系界面张力为0.025-0.0075mN/m。

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