CN104636536A - 一种利用cmg软件进行聚驱后凝胶与化学剂交替注入驱油的数值模拟方法 - Google Patents

一种利用cmg软件进行聚驱后凝胶与化学剂交替注入驱油的数值模拟方法 Download PDF

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吴景春
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Abstract

本发明涉及一种利用CMG软件进行聚驱后凝胶与化学剂交替注入驱油的数值模拟方法，包括步骤一、模拟区块确定；步骤二、数值模拟预测方案设计；步骤三、数值模拟预测方案结果与分析。本发明的方法利用CMG数值模拟软件，通过拟合试验区块凝胶与化学剂交替注入驱替过程，模拟预测聚驱后凝胶与化学剂段塞式交替注入驱油效果；研究不同凝胶段塞、不同化学剂段塞、交替注入方式、交替注入轮次等对采收率的影响，以寻求一种较好的、在聚合物驱后进一步采出剩余油、提高原油采收率的方法，为聚合物驱油田的进一步开发提供一定的技术参考。

Description

一种利用CMG软件进行聚驱后凝胶与化学剂交替注入驱油的数值模拟方法
技术领域
本发明涉及化学驱油技术领域，尤其涉及一种利用CMG软件进行聚驱后凝胶与化学剂交替注入驱油的数值模拟方法。
背景技术
大庆油田从1996年开始进行聚合物驱工业化应用，目前主力油层已经进入聚合物驱开采阶段，取得明显增油降水效果。聚合物驱油是三次采油的主要技术方法，驱油机理清楚，工艺相对简单，技术日趋成熟，是一项有效的提高采收率技术措施。经过多年聚合物驱开采，部分区块已经进入聚合物驱后期，并相继转入后续水驱，按目前聚合物驱区块最终采收率60％考虑，还有近40％的储量资源没得到充分利用，因此提高聚合物驱后残余油的采收率尤为重要。
聚合物驱是一种提高采收率的方法，在宏观上，它主要靠增加驱替液粘度，降低驱替液和被驱替液的流度比，从而扩大波及体积；在微观上，聚合物由于其固有的粘弹性，在流动过程中产生对油膜或油滴的拉伸作用，增加了携带力，提高了微观洗油效率；聚合物驱油是目前比较成熟的提高采收率技术，但聚驱后仍有40％左右的原油不能开采出来。三元复合驱油提高采收率技术在大庆油田进行矿场试验与应用，提高采收率效果明显，在聚驱基础上再提高采收率10％左右，但是存在碱耗严重、乳化严重、结垢严重等问题，使该方法的应用受到一定程度的制约。
因此，如何有效驱出聚驱后油藏剩余油，进一步提高油田采收率成为亟待解决的问题。利用CMG数值模拟软件，通过拟合试验区块凝胶与化学剂交替注入驱替过程，模拟预测聚驱后凝胶与化学剂段塞式交替注入驱油效果；研究不同凝胶段塞、不同化学剂段塞、交替注入方式、交替注入轮次等对采收率的影响，以寻求一种较好的、在聚合物驱后进一步采出剩余油、提高原油采收率的方法，为聚合物驱油田的进一步开发提供一定的技术参考。
发明内容
鉴于上述的分析，本发明旨在提供一种利用CMG软件进行聚驱后凝胶与化学剂交替注入驱油的数值模拟方法，用以解决试验区块含水率上升速度快、原油采收率低等问题。
本发明的目的主要是通过以下技术方案实现的：
一种利用CMG软件进行聚驱后凝胶与化学剂交替注入驱油的数值模拟方法，其特征在于，具体步骤如下：
步骤一、模拟区块确定
1.1、依据与室内实验做对比的原则，选取了试验区块中一块实际的地质模型，井网部署为五点法井网，井距拟定为125m井距。所选取的实际地质模型面积约为1.59km2，模型分为4小层，油层的初始含水饱和度为25.34％，平均孔隙度为27.75％，平均渗透率为824.75×10-3μm2，初始地层压力为10.99MPa，其它流体性质及参数均采用油田实际数据；
1.2、由模拟区块的水驱历史拟合结果可知，到模拟结束时模拟区块的综合含水率为95.0％，采出程度为37.82％，水驱剩余油饱和度为53.63％。针对此模拟区块，首先，进行聚合物溶液驱油，所述的聚合物分子量为2500万，聚合物溶液浓度为1200mg/L，粘度为40～50mPa·s，拟定注入速度为0.2PV/a，油井定压生产，井底流压为6MPa，然后，进行凝胶(所述的凝胶为铬离子凝胶体系)与化学剂交替注入驱油数值模拟；
1.3、选用CMG油藏数值模拟软件进行凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟计算，首先做好Eclipse软件与CMG软件的数据对接，以便能在Eclipse软件模拟水驱的基础上，利用CMG软件进行下一步的聚驱和凝胶与化学剂驱的数值模拟运算；
步骤二、数值模拟预测方案设计
根据对比分析凝胶与化学剂(所述的化学剂为聚合物、表面活性剂、聚表二元复合体系)交替注入驱油效果，优化凝胶和化学剂注入段塞的大小的具体要求，设计数值模拟预测方案；
步骤三、数值模拟预测方案结果与分析
按照已设计的数值模拟预测方案，利用CMG软件对所选模拟区块进行以上数值模拟预测方案的模拟研究。
在一个优选的技术方案中，所述的数值模拟预测方案为：
数值模拟预测方案一：相同段塞大小、不同注剂交替注入
水驱至含水率为93％～97％，聚驱注入量0.62PV～0.66PV，后续水驱至综合含水率为98％；分别模拟聚驱后凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元在相同段塞大小下的交替注入效果，段塞大小分别为0.02PV、0.04PV、0.08PV和0.1PV，共注入0.64PV或0.60PV；后续水驱至综合含水率为98％。
数值模拟预测方案二：不同段塞大小、不同注剂交替注入
水驱至含水率为93％～97％，聚驱注入量0.62PV～0.66PV，后续水驱至综合含水率为98％；分别模拟不同段塞大小的凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元交替注入，再后续水驱至综合含水率为98％。
数值模拟预测方案三：水驱后直接凝胶与化学剂的交替注入
水驱至含水率为93％～97％，后分别模拟直接交替注入凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元的驱油效果，注入段塞大小采用以上两个方案中的最优段塞，再后续水驱至综合含水率为98％。
数值模拟预测方案四：聚驱后无后续水驱直接凝胶与化学剂的交替注入
水驱至含水率为93％～97％，聚驱注入量0.62PV～0.66PV，不后续水驱，分别直接交替注入凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元，注入段塞大小采用方案一和方案二中的最优段塞，再后续水驱至综合含水率为98％。
在一个优选的技术方案中，聚驱后凝胶与化学剂(所述的化学剂为聚合物、表面活性剂、聚表二元复合体系)交替注入小段塞多轮次的驱油效果要略好于大段塞少轮次的驱油效果，驱油效果由好到差为：聚表二元>表面活性剂>聚合物。
本发明有益效果如下：本发明聚驱后凝胶与化学剂小段塞多轮次的驱油效果要略好于大段塞少轮次的驱油效果，驱油效果由好到差为：聚表二元>表面活性剂>聚合物；对比分析了水驱后和聚驱后直接进行凝胶与化学剂交替注入驱油模拟结果，水驱后直接段塞交替注入比水驱后聚驱再段塞交替注入的总采收率分别低1.23％(聚合物)、1.39％(表活剂)和1.45％(聚表二元)，说明水驱后先进行聚合物驱再进行凝胶与化学剂交替注入驱油提高采收率效果好。
本发明的其他特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分的从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在所写的说明书、权利要求书、以及附图中所特别指出的方法来实现和获得。
附图说明
附图仅用于示出具体实施例的目的，而并不认为是对本发明的限制，在整个附图中，相同的参考符号表示相同的部件。
图1为五点法125m井距的模型布井图；
图2为相同段塞不同注剂交替注入结果；其中图2(a)为凝胶0.02PV+聚合物0.02PV结果曲线；图2(b)为凝胶0.02PV+表活剂0.02PV结果曲线；图2(c)为凝胶0.02PV+二元0.02PV结果曲线；图2(d)为凝胶0.04PV+聚合物0.04PV结果曲线；图2(e)为凝胶0.04PV+表活剂0.04PV结果曲线；图2(f)为凝胶0.04PV+二元0.04PV结果曲线；图2(g)为凝胶0.08PV+聚合物0.08PV结果曲线；图2(h)为凝胶0.08PV+表活剂0.08PV结果曲线；图2(i)为凝胶0.08PV+二元0.08PV结果曲线；图2(j)为凝胶0.1PV+聚合物0.01PV结果曲线；图2(k)为凝胶0.1PV+表活剂0.1PV结果曲线；图2(l)为凝胶0.1PV+二元0.1PV结果曲线；
图3为不同段塞不同注剂交替注入结果；图3(a)为凝胶+聚合物驱不同段塞大小阶段采收率对比图；图3(b)为凝胶+表活剂驱不同段塞大小阶段采收率对比图；图3(c)为凝胶+二元驱不同段塞大小阶段采收率对比图；
图4为聚驱无后续水驱后凝胶+化学剂交替注入驱油试验结果；图4(a)为聚驱无后续水驱后凝胶+聚合物结果曲线图4(b)为聚驱无后续水驱后凝胶+表活剂结果曲线；图4(c)为聚驱无后续水驱后凝胶+二元交替注入驱油试验结果曲线。
具体实施方式
下面结合附图来具体描述本发明的优选实施例，其中，附图构成本申请一部分，并与本发明的实施例一起用于阐释本发明的原理。
实施例一
利用CMG软件进行聚驱后凝胶与化学剂交替注入驱油的数值模拟方法，包括下述步骤：
步骤一、模拟区块确定
1.1、依据与室内实验做对比的原则，选取了试验区块中一块实际的地质模型，井网部署为五点法井网，井距拟定为125m井距。所选取的实际地质模型面积约为1.59km2，模型分为4小层，油层的初始含水饱和度为25.34％，平均孔隙度为27.75％，平均渗透率为824.75×10-3μm2，初始地层压力为10.99MPa，其它流体性质及参数均采用油田实际数据。模拟区块布井图见图1，共有41口井，其中包括16口水井和25口油井。
1.2、由模拟区块的水驱历史拟合结果可知，到模拟结束时模拟区块的综合含水率为95.0％，采出程度为37.82％，水驱剩余油饱和度为53.63％。针对此模拟区块，首先，进行聚合物溶液驱油(聚合物分子量为2500万，聚合物溶液浓度为1200mg/L，粘度为40～50mPa.s，拟定注入速度为0.2PV/a，油井定压生产，井底流压为6MPa)，然后，进行凝胶(铬离子凝胶体系)与化学剂交替注入驱油数值模拟。
1.3、由于Eclipse油藏数值模拟软件不具备进行凝胶与化学剂驱油藏数值模拟的功能，所以选用CMG油藏数值模拟软件进行凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟计算，为此，首先做好Eclipse软件与CMG软件的数据对接，以便能在Eclipse软件模拟水驱的基础上，利用CMG软件进行下一步的聚驱和凝胶与化学剂驱的数值模拟运算。
步骤二、模拟预测方案设计
为了对比分析凝胶与化学剂(聚合物、表面活性剂、聚表二元复合体系)交替注入驱油效果，优化凝胶和化学剂注入段塞的大小，设计数值模拟方案如下：
模拟方案一相同段塞大小、不同注剂交替注入
水驱至含水率93％～95％，聚驱注入量0.62PV～0.66PV，后续水驱至综合含水率为98％；分别模拟聚驱后凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元在相同段塞大小下的交替注入效果，段塞大小分别为0.02PV、0.04PV、0.08PV和0.1PV，共注入0.64PV或0.60PV；后续水驱至综合含水率为98％。
模拟方案二不同段塞大小、不同注剂交替注入
水驱至含水率93％～95％，聚驱注入量0.62PV～0.66PV，后续水驱至综合含水率98％；分别模拟不同段塞大小的凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元交替注入，再后续水驱至综合含水率98％。不同段塞大小、不同注剂交替注入驱油数值模拟方案见表1。
模拟方案三水驱后直接凝胶与化学剂的交替注入
水驱至含水率93％～95％，后分别模拟直接交替注入凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元的驱油效果，注入段塞大小采用以上两个方案中的最优段塞，再后续水驱至综合含水率为98％。
模拟方案四聚驱后无后续水驱直接凝胶与化学剂的交替注入
水驱至含水率93％～95％，聚驱注入量0.62PV～0.66PV，不后续水驱，分别直接交替注入凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元，注入段塞大小采用方案一和方案二中的最优段塞，再后续水驱至综合含水率为98％。
步骤三、模拟预测方案结果与分析
按照已设计的试验方案，利用CMG软件对所选模拟区块进行以上试验方案的模拟研究，模拟结果见总表1。
表1 模拟区块试验结果总表
图2为相同段塞不同注剂交替注入模拟预测结果。对于凝胶+聚合物段塞驱，小段塞多轮次的驱油效果要略好于大段塞少轮次的驱油效果；其中段塞大小为0.02PV(16个轮次)时的采收率最高；对于凝胶+表面活性剂和聚表二元段塞驱，注入轮次不易过多和过少，段塞大小为0.04PV(8个轮次)时的采收率最高。在相同段塞交替注入情况下，驱油效果由好到差为：聚表二元>表面活性剂>聚合物，其中凝胶+聚表二元(0.04PV+0.04PV)段塞驱提高采收率最高，为11.44％。
图3为不同段塞不同注剂交替注入模拟预测结果。从图中分析得出，对于凝胶+化学剂交替注入驱油方式，小段塞多轮次的采收率要高于大段塞少轮次的采收率，这与方案一的结论相同；对于凝胶+聚合物驱，当凝胶段塞大小相同时，随着聚合物段塞大小的增加，阶段采收率逐渐减小；凝胶段塞大小为0.02PV，聚合物段塞大小为0.03PV时的采收率最高为9.95％。对于凝胶+表面活性剂或聚表二元复合体系的段塞轮次不宜过多，这与室内实验结果相一致；对于凝胶+表面活性剂驱，凝胶段塞大小为0.02PV，表面活性剂段塞大小为0.04PV时的采收率最高，但仅比凝胶段塞大小为0.02PV，表面活性剂段塞大小为0.03PV时的采收率高出0.02％。对于凝胶+二元复合体系，当凝胶段塞大小相同时，除了0.02PV段塞，其余均随着聚表二元段塞大小的增加，阶段采收率逐渐减小；在凝胶段塞大小为0.02PV时，0.04PV二元段塞时的采收率最高为11.37％，也仅比0.03PV聚表二元段塞高出0.02％。对比凝胶+化学剂交替注入驱油效果发现，驱油效果由好到差依次为：聚表二元>表面活性剂>聚合物，其中凝胶+聚表二元(0.02PV+0.04PV)段塞驱提高采收率最高，为11.37％。
表2为水驱后直接凝胶与化学剂交替注入模拟预测结果，由表可以看出：对于凝胶+聚合物段塞驱，其阶段采收率为22.48％；对于凝胶+表面活性剂和聚表二元段塞驱，其阶段采收率分别为24.09％、24.15％。因此，可以确定方案三条件下，驱油效果由好到差仍为：聚表二元>表面活性剂>聚合物。
表2 方案三模拟结果表
表3为聚驱后直接凝胶与化学剂交替注入模拟预测结果，由表可以看出：对于凝胶+聚合物段塞驱，其阶段采收率为10.71％；对于凝胶+表面活性剂和二元段塞驱，其阶段采收率分别为12.48％、12.60％。因此，可以确定方案四条件下，驱油效果由好到差仍为：二元>表面活性剂>聚合物。模拟区块具体的聚驱后直接进行凝胶+化学剂交替注入驱油试验结果曲线见图4。
表3 方案四模拟结果表
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种利用CMG软件进行聚驱后凝胶与化学剂交替注入驱油的数值模拟方法，其特征在于，具体步骤如下：
步骤一、模拟区块确定；
步骤二、数值模拟预测方案设计；
步骤三、数值模拟预测方案结果与分析。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述的步骤一具体包括如下步骤：
1.1、依据与室内实验做对比的原则，选取了试验区块中一块实际的地质模型，井网部署为五点法井网，井距拟定为125m井距；所选取的实际地质模型面积为1.59km2，模型分为4小层，油层的初始含水饱和度为25.34％，平均孔隙度为27.75％，平均渗透率为824.75×10-3μm2，初始地层压力为10.99MPa，其它流体性质及参数均采用油田实际数据；
1.2、由模拟区块的水驱历史拟合结果可知，到模拟结束时模拟区块的综合含水率为95.0％，采出程度为37.82％，水驱剩余油饱和度为53.63％；针对此模拟区块，首先进行聚合物溶液驱油，所述的聚合物分子量为2500万，聚合物溶液浓度为1200mg/L，粘度为40～50mPa·s，拟定注入速度为0.2PV/a，油井定压生产，井底流压为6MPa，然后，进行凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟；
1.3、选用CMG油藏数值模拟软件进行凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟计算，首先做好Eclipse软件与CMG软件的数据对接，以便能在Eclipse软件模拟水驱的基础上，利用CMG软件进行下一步的聚驱和凝胶与化学剂驱的数值模拟运算。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述的步骤二为：根据对比分析凝胶与化学剂交替注入驱油效果，优化凝胶和化学剂注入段塞的大小的具体要求，设计数值模拟预测方案。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述的步骤三为：按照已设计的数值模拟预测方案，利用CMG软件对所选模拟区块进行以上数值模拟预测方案的模拟研究。
5.根据权利要求1或3所述的方法，其特征在于：所述的数值模拟预测方案为：
相同段塞大小、不同注剂交替注入
水驱至含水率为93％～97％，聚驱注入量0.62PV～0.66PV，后续水驱至综合含水率为98％；分别模拟聚驱后凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元在相同段塞大小下的交替注入效果，段塞大小分别为0.02PV、0.04PV、0.08PV和0.1PV，共注入0.64PV或0.60PV；后续水驱至综合含水率为98％。
6.根据权利要求1或3所述的方法，其特征在于：所述的数值模拟预测方案为：
不同段塞大小、不同注剂交替注入
水驱至含水率为93％～97％，聚驱注入量0.62PV～0.66PV，后续水驱至综合含水率为98％；分别模拟不同段塞大小的凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元交替注入，再后续水驱至综合含水率为98％。
7.根据权利要求1或3所述的方法，其特征在于：所述的数值模拟预测方案为：
水驱后直接凝胶与化学剂的交替注入
水驱至含水率为93％～97％，后分别模拟直接交替注入凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元的驱油效果，注入段塞大小采用以上两个方案中的最优段塞，再后续水驱至综合含水率为98％。
8.根据权利要求1或3所述的方法，其特征在于：所述的数值模拟预测方案为：
聚驱后无后续水驱直接凝胶与化学剂的交替注入
水驱至含水率为93％～97％，聚驱注入量0.62PV～0.66PV，不后续水驱，分别直接交替注入凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元，注入段塞大小采用方案一和方案二中的最优段塞，再后续水驱至综合含水率为98％。
9.根据权利要求1～8任一项权利要求所述的方法，其特征在于：所述的凝胶为铬离子凝胶体系。
10.根据权利要求1～8任一项权利要求所述的方法，其特征在于：所述的化学剂为聚合物、表面活性剂或聚表二元复合体系。
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