CN105696988B - 工业性井网条件下复合驱高效驱油工艺及其确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种工业性井网条件下复合驱高效驱油工艺及其确定方法。建立能够反映试验油层主要地质特征的简化结构模型，用机理更加准确、功能相对完善的数值模拟软件IMCFS，对工业性井网条件下复合驱矿场试验拟合，拟合过程将现场驱油试验数字化，建立包括油层水驱信息和复合驱信息的数字化地质模型平台，获取驱油试验关键数据，在数字化地质模型平台上计算驱油方案，称为进行数字化驱油试验，能更加全面、更加深刻地进行驱油试验研究，优化复合驱油工艺的基础指标，建立工业性井网条件下优化驱油工艺。
Description
技术领域
本发明涉及油田三次采油中复合体系驱油矿场试验研究方法和驱油方案设计方法，具 体涉及复合驱矿场试验的研究总结，驱油方案的优化设计。
背景技术
大庆油田在复合驱先导性试验取得成功的基础上，开展了扩大性试验，继而开展工业性 试验，研究程序是严格的，研究态度是严谨的。全面深刻总结认识驱油试验，是进一步扩大 试验取得成功关键基础，欲要获得试验成功，驱油试验方案设计是关键。
分析大庆油田完成的众多试验，可将井网类型区分为两大类。工业性试验前的驱油试验 可统称为“前期试验”，图1为“四注九采”布井示意图，整个试验区有四口复合体系驱替 液注入井C1～C4，外围其它注入井皆为注水井，它包含一口“中心生产井”——周边被复合 体系注入井包围，它完全受益于复合驱注入井，通过该井可以比较全面认识驱油试验，这种 布井试验又具有另一特点，外围注入井皆为注水井，在这样情况下，在高黏复合体系注入过 程中，复合体系注入井C1～C4中每一口都可以向外围低压区域卸放复合体系注入范围内增高 的地层压力，影响试验区内油层压力的升高，保证注入井有着相对高的注入能力，从而在相 同的注液速度条件下，驱油体系可以有着相对高的黏度，有着相对好的驱油效果，矿区一般 前期复合驱试验或小型区块复合驱开发生产都是在“四注九采”井网条件下实施。图2为工 业性井网试验布井图的一部分(注采井标记同图1)，图中所有注入井都是复合体系注入井， 外围一周18口注入井也都为复合体系注入井，再外围的注入井可能是复合体系注入井，也 可能是注水井，图中12口注入井是“中心注入井”——周边被复合体系注入井包围，多口 “中心注入井”连成一片构成一个“闭合式”的“中心区域”，在复合体系注入过程中， “中心注入井”周边没有压力向外卸放条件，高黏度的复合体系注入相对困难。大庆油田四 厂杏二区两驱油试验，前期杏二西试验采用“四注九采”井网布井取得提高采收率25％良好 效果，而之后工业性井网杏二中试验提高采收率仅略高于18％，经验教训告知人们两种不同 井网下试验必须分别研究设计。
欲要获得试验成功，驱油试验方案优化设计是技术关键。通过多年研究，建立了采用数 字化驱油研究方法设计优化驱油方案方法。深入研究认识：
1、优化的驱油方案必须在正确描述油层地质特征和复合驱信息的数字化地质模型上完 成，特别是对于“工业性”试验驱油方案必须在拟合矿场试验建立的数字化地质模型上完成；
2、优化驱油方案设计方法和优化方案技术指标有着较好的通用性，在确定的数字化地质模型平台上，采用“模型4”——适合“工业性”试验研究的模型，进行数字化驱油试验研究，考核修订专利申请(申请人为：中国海洋石油总公司、中海油能源发展股份有限公司，发明名称为：一种四注九采井网条件下复合驱高效方案设计方法)介绍的“四注九采”井网条件下试验研究获得的驱油方案技术指标，得到适用于“工业性”试验条件下优化方案驱油方案。
本发明研究介绍一种用于“工业性”试验条件下优化方案设计方法和优化驱油方案。
发明内容
本发明目的在于提供一种基于“工业性”井网条件下复合驱油试验优化驱油方案的确定方法，确定优化驱油方案主要技术指标，综合优化技术指标确定优化方案。
本发明提供一种确定应用在“工业性”井网条件下复合驱高效驱油方案的设计方法，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)，再进一步建立具有两项关键要素的“数字化地质模型”(模型3)；所述两项关键要素为相对更为准确的地质数据和与复合驱油密切相关的毛管数数据；
2)确定复合驱驱油试验的三项关键数据：
A)复合驱驱油试验的“实施时间”，在此时间内复合体系在地下油层中保持稳定没有发生化学剂失效情况；
B)复合驱驱油试验中高黏体系地下黏度保留率和对应的“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”、“复合体系地下工作的界面张力图”数据；
C)复合驱驱油试验高黏体系注入过程中与安全注入压力界限P对应的“油层最大平均压力界限P0”值；
3)基于模型3，实施数字化驱油试验，以提高采收率为标准确定“复合驱高效驱油方案”以下技术指标：
a)注采井距；
b)注液速度；
c)段塞结构形式，复合体系段塞体积和界面张力、体系黏度，后续聚合物段塞体积和黏度。
4)综合a)-c)的指标，确定驱油方案。
步骤1)中确定“数字化地质模型”(模型3)的方法，若已有通过拟合该油层上“四注九采”井网条件下实施的试验得到“数字化地质模型”可以直接应用；也可以通过拟合该油层上“工业性”井网条件下试验建立，具体做法是：采用适用于工业化试验研究应用的“计算模型”(模型4)，含四注三采七口井，四口注入井同在前边一排，其中两口为“角井”，两口为“边井”，注采井间相距距离等于驱油试验注采井距，注采井间保持相隔7个网格，模型纵向仍取三层，总网格数为49×9×3，拟合过程是：在“简化地质结构模型”(模型1)上切下“模型4”，“模型4”每口注入井必须是“中心注入井”——相邻注入井皆为复合体系注入井，给每个“网格块”都赋给对应的油层参数，采用“模型4”运行试验方案，拟合水驱采出过程修正油层原始地质数据，进而拟合复合驱过程确定复合驱相关数据，拟合结果满意得到数字化地质模型(模型3)；
步骤2)中要求确定的三项数据是现场试验必须满足的条件和派生数据，通过拟合驱油试验研究确定：
A)驱油试验的“实施时间”，在此时间内复合体系在地下油层中保持稳定没有发生失效情况；
B)驱油试验的“复合驱驱油试验中高黏体系地下黏度保留率”、“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”、“复合体系地下工作的界面张力图”数据；
C)复合驱驱油试验高黏体系注入过程中的“油层最大平均压力界限P0”值的确定，应拟合临近安全注入压力界限P值条件下的驱油试验得到“油层最大平均压力界限”拟合值，确定为“油层最大平均压力界限P0”值；如拟合在低于安全注入压力界限P值条件下注入的试验，得到的“油层最大平均压力界限”拟合值不能确定为“油层最大平均压力界限P0”值。
在同一油层上，“工业性”试验与“四注九采”试验有着相同的“安全注入压力界限值”，若拟合“工业性”试验得到的“油层最大平均压力界限”拟合值略小，为确保“工业性”试验成功，“安全注入压力界限值P”可取略低一点的值。
步骤3)所述以提高采收率为标准确定复合驱高效驱油方案，以可接受的t相当聚合物增油量为经济指标基准界限，以提高采收率指标最高者为优选目标方案，且高效驱油方案可接受的t相当聚合物增油量可以低于当前实施方案，而提高采收率指标必须高于当前实施方案较大幅度。
步骤3)中基于数字化地质模型(模型3)上计算的每一个驱油方案都是在一个对应的“模型4’”计算，这个“模型4’”与上述的“模型4”有着相同的结构，两者之间差别是每一个驱油方案计算用“模型4’”切割于“模型3”，且对应每一个驱油方案的“模型4’”都有各自根据研究需要确定的对应注采井距。
步骤1)拟合驱油试验建立数字化地质模型、步骤3)计算“工业性”井网复合驱油方案，采用依据“毛管数曲线QL”和对应的“相渗透率曲线QL”形成的复合驱软件IMCFS(Improved Mechanism of Compound Flooding Simulation)。
步骤3)基于数字化地质模型(模型3)上计算的驱油方案都是在步骤2)中确定的三项关键数据条件下计算：
a)驱油试验的实施时间限制在给定的“实施时间”内，由此保证驱油试验化学剂稳定性要求；
b)在确定的“高黏体系地下黏度保留率”、“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”、驱油体系地下“界面张力图”基础上计算驱油方案，保证方案计算得到的表活剂、聚合物用量与现场试验一致，进而可计算得到可信的评价方案经济效果指标——t相当聚合物增油量；
c)在确定的“注入压力界限”限定下计算，为现场驱油方案高黏体系注入提供安全保证。
步骤3)确定“复合驱高效驱油方案”技术指标a)注采井距取小井距，但最小井距一般不要小于125m。
步骤3)确定“复合驱高效驱油方案”技术指标b)注液速度要求，要考虑方案实施时间要求，还要考虑体系黏度对于驱油效果的特殊贡献。大庆油田化学驱注液速度要求不同注采井距情况下有着相同的“注液强度”(注液强度是每m油层每d吸液量m3)，相等于注采井距250m、年注液0.15PV情况下注液强度，称这一注液速度为“第一注液速度”，工业性复合驱试验注采井距取在150m、125m这样的小井距情况下，推荐采用“第二注液速度”，年注液速度分别为0.28PV和0.40PV，它们也有着相同的注液强度，“第二注液速度”注液强度＝2/3ד第一注液速度”注液强度。
步骤3)确定“复合驱高效驱油方案”技术指标c)，段塞结构形式，复合体系段塞体积和界面张力、体系黏度，后续聚合物段塞体积和黏度综合考虑要求如下：
i)两级段塞，前级为复合体系段塞，体系表活剂浓度推荐使用0.3wt％，段塞体积取0.3PV，也可试验使用表活剂浓度0.45wt％，段塞体积取0.2PV，复合体系段塞表活体积用量为不变值900mg/L·PV；
ii)复合体系段塞界面张力应取10-3mN/m超低范围，且值相对越低越好，但必须强调要有相对高的体系黏度相配合；
iii)复合体系段塞后续聚合物段塞为有足够大的体积的整体段塞(不分级)，它与复合体系段塞有着相同的聚合物浓度，两级段塞体积总和在0.8～0.9PV，合适的体积要保证方案实施时间不能超限；
iv)段塞体积、体系组成表活剂浓度确定后，段塞的聚合物浓度通过在模型3上计算驱油方案确定，方案计算必须采用上述确定的“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”、“复合体系地下工作的界面张力图”数据计算，方案计算“注入压力界限”不能超过确定的“注入压力界限”。
本发明另一目的还在于提供一种在“工业性”井网条件下复合驱高效驱油方案，包括依据前述方法确定的内容。特别的，高效驱油方案包括步骤3)中a)-c)多个指标。
具体的，针对大庆油田采油四厂杏二西油田的高效驱油方案。具体内容包括：
注采井距取在125m～150m范围内小井距，在井距125m情况下采用年注0.4PV的注液速度，在井距150m情况下采用年注0.28PV的注液速度；
段塞结构为两级段塞，前级复合体系段塞和后续聚合物段塞，复合体系段塞表活体积用量为900mg/L·PV，表活剂浓度取0.3wt％(体积浓度)，对应段塞体积0.3PV，或表活剂浓度取0.45wt％(体积浓度)，对应段塞体积0.2PV，在井距125m情况下两级段塞体积总和取0.9PV，井距150m情况下两级段塞体积总和取0.8PV；
复合体系段塞可以是表活剂、碱、聚合物三元体系，也可以是表活剂、聚合物二元体系；体系界面张力稳定在0.0025～0.00125mN/m超低范围；
方案计算注入压力不超过拟合杏二中试验确定的注入压力界限P2；确定最佳体系黏度应不低于30mPa·s；
在驱油试验条件下聚合物溶液地下黏度保留率为30％；
表活剂选用烷基苯磺酸盐或其它适用的表活剂，聚合物选用为聚丙烯酰胺或其它适用化学驱的高分子聚合物，要求化学剂在方案实施时间内在地下保持稳定不能出现失效；
所述具体的高效驱油方案经济技术指标为：
当前方案(杏二中)试验方案：吨相当聚合物增油49.64t，相对水驱提高采收率17.91％，方案实施时间2746d；驱油试验黏度保留率为30％；
在选择驱油用高分子聚合物溶液黏度保留率相同于杏二西驱油试验情况下：
i)复合体系表活剂浓度为0.3wt％方案：
推荐优化方案1(井距125m)：吨相当聚合物增油60.47t，相对水驱提高采收率28.27％，方案实施时间1052d。
推荐优化方案2(井距150m)：吨相当聚合物增油63.83t，相对水驱提高采收率27.60％，方案实施时间1446d；
ii)复合体系表活剂浓度为0.45wt％方案：
推荐优化方案3(井距125m)：吨相当聚合物增油61.06t，相对水驱提高采收率28.62％，方案实施时间1057d。
推荐优化方案4(井距150m)：吨相当聚合物增油64.96t，相对水驱提高采收率27.99％，方案实施时间1422d；
井距150m方案经济技术指标相对略好，所以采用两种不同井距，是因为两种井距井网分别由油田开发初期250m、300m两种不同井距井网二次加密后得到。
本发明确定“工业性”复合驱试验高效驱油方案的方法，数字化地质模型平台是方案设计基础，可以是通过拟合该油层上“四注九采”井网条件下试验得到，也可以是通过拟合该油层上“工业性”井网试验得到，在数字化地质模型平台上，提出的优化方案技术指标考核检验修正，综合考核后技术指标提出工业性井网应用条件下优化驱油方案。
附图说明
图1四注九采井网布井示意图；
图2工业性井网布井示意图；
图3经典残余油饱和度与毛管数的关系曲线；
图4毛管数实验曲线QL；
图5模拟计算模型结构图(四注九采井网条件下计算使用)；
图6模拟计算模型结构图(工业性井网条件下计算使用)；
图7杏二中复合驱试验油井含水变化曲线(部分)、拟合试验方案计算油井含水、增采幅度变化曲线。
具体实施方式
本发明在于提供一种建立“工业性”井网条件下优化驱油方案的设计方法，确定优化驱油方案主要技术指标，综合优化技术指标确定优化方案。
所谓“工业性”井网，是指含有多口复合体系“中心注入井”连片的“中心区域”的井网，图2为典型的“工业性”井网布井图。本发明的研究方法设计的驱油方案，是为“工业性”井网条件下实施的驱油试验而设计。
为更清楚地公开，以下从几个方面叙述本发明。
1、数值模拟研究条件
本发明采用数值模拟方法研发，计算研究选用机理更加准确功能相对完善模拟软件。
文献[1](Qi L Q，Liu Z Z，Yang C Z，et al.Supplement and optimization ofclassical capillary number experimental curve for enhanced oil recovery bycombination flooding.Sci China Tech Sci，2014，57：2190-2203)比较详细介绍发明人近年来发明成果“毛管数实验曲线QL”和配套的“复合驱相渗透率曲线QL”，这里仅做简单说明。
上个世纪中期T.F.Moore[文献2：Moore T F，Slobod R C.The Effect ofViscosity and Capillarity on the Displacement of Oil by Water[J].ProducersMonthly，Aug.1956.]，J.J.Taber[文献3：Taber J J.Dynamic and Static ForcesRequired To Remove a Discontinuous Oil Phase from Porous Media ContainingBoth Oil and Water[J].Soc.Pet.Eng.J，March，1969.]，W.R.Foster[文献4：Foster WR.A Low Tension Waterflooding Process Empolying A Petroleum Sulfonate，Inorganic Salts，And a Biopolymer[J].SPE 3803，1972.]等人研究并由实验做出的毛管数与残余油饱和度之间的对应关系曲线，通常称为“经典毛管数实验曲线”。“经典毛管数实验曲线”的提出，推动了复合驱油技术的研究和应用。图3绘出Moore和Slobod完成的实验曲线，它反映出当毛管数Nc(横坐标)大于一个极限毛管数Ncc之后随着毛管数增大到另一个极限毛管数Nct，残余油饱和度(纵坐标)呈下降变化，毛管数继续增大残余油不再减小。
文献[1]中“毛管数实验曲线QL”是发明人实验做出新的毛管数与残余油饱和度之间的关系曲线，它与前辈经典的毛管数实验曲线有着明显区别：图4绘出“毛管数实验曲线QL”，它刻画了毛管数Nc大于极限毛管数Ncc之后更细微的变化，毛管数由极限毛管数Ncc(图4中对应毛管数值约为0.0001)增大至极限毛管数Nct2(图4中对应毛管数值约为0.0025)，对应残余油饱和度呈下降变化到一个极限值毛管数继续增大至极限毛管数Nct1(图4中对应毛管数值约为0.0712)，残余油饱和度值基本稳定在“残余油饱和度极限值”处；图4中看到，Nc小于极限毛管数Nct1(线段I)，残余油饱和度是毛管数的单值函数，Nc大于极限毛管数Nct1，随着毛管数值增大对应多条残余油变化函数曲线(线段II1)、(线段II2)、(线段II3)、(线段II4)，而且注意到每条线段，在毛管数由Nct1值出发继续增大时，首先出现残余油值增大，达到一个相对较大值后又呈现下降变化，在毛管数充分大且体系黏度足够高时，对应相对很低的残余油饱和度值。
文献[1]给出了“复合驱相渗透率曲线QL”的描述式如下：
以表示与毛管数Nc相应的残余油饱和度，在水相饱和度Sw满足于情况下，水相“归一化”饱和度Snw可由式(1)计算。
水、油两相相渗透率曲线可分别写为：
对应毛管数Nc的不同变化范围，关键参数的取值：
1)残余油饱和度值
注：本式中最下一算式相对文献[2]有所修正。
2)相渗透率曲线端点值(l＝w，o)
3)相渗透率曲线指数值nl(l＝w，o)
上述描述式中符号说明如下：
l——“相”标记符号，取“w”标记水相，取“o”标记油相；
Snw——“规一化”的水相饱和度；
To——润湿性转化影响参数，可通过试验或实验拟合求得；
——l相相对渗透率端点值；
——毛管数Nc≤Ncc情况下l相相对渗透率曲线端点值；
——处于极限毛管数Nct2、Nct1之间毛管数对应的相对渗透率曲线端点值；
nl——l相相对渗透率曲线指数值；
——毛管数Nc≤Ncc情况下l相相对渗透率曲线指数值；
——处于极限毛管数Nct2、Nct1之间毛管数对应的l相相对渗透率曲线指数值。
K——岩心绝对渗透率，μm2；
Krw——水相相对渗透率，无因次；
Nc——毛管数值；
Ncc——水驱后残余油开始流动时的极限毛管数，大庆采油四厂油水条件下测得值0.0001；
Nct1——复合驱油过程中驱动状况发生转化时的极限毛管数，大庆采油四厂油水条件下测得值0.0712；
Nct2——处于“第I类”驱动状况下复合驱油过程对应的残余油值不再减小变化时的极限毛管数，大庆采油四厂油水条件下测得值0.0025；
——与毛管数值Nc相对应的残余油饱和度；
——束缚水饱和度；
Sw——水相饱和度；
——低毛管数条件下，即毛管数Nc≤Ncc情况下驱动残余油饱和度；
——处于“第I类”驱动状况下复合驱油过程最低的残余油饱和度，即处于极限毛管数Nct2、Nct1之间毛管数对应的残余油饱和度。
依据“毛管数曲线QL”和对应的“相渗透率曲线QL”研制出已商业应用的复合驱软件IMCFS(Improved Mechanism of Compound Flooding Simulation)。考虑到油层不同区域或不同层段，油层性质不同，由此而来，它们应对应着不同的毛管数曲线和不同的相渗透率曲线，由此软件在对油层的描述中，设置若干个“区”，每个“区”有自己的毛管数曲线数据和相渗透率曲线数据。这样的地质模型数据结构，为驱油试验的拟合计算研究创造条件。
本发明采用复合驱软件IMCFS，对于以大庆油田采油四厂杏二中复合驱矿场试验为代表的工业性井网条件下驱油试验深入研究，提出适合于“工业性”井网条件下研究的“四注三采”计算模型，考核修正在“四注九采”井网条件下复合驱现场试验提出的优化驱油方案技术指标，得到工业性井网条件下复合驱试验优化方案设计方法和优化驱油方案。
计算中需要的“毛管数实验曲线QL”相关参数、“相渗透率曲线QL”相关参数都是在大庆油田采油四厂油水条件下实验测定的。
2大庆油田杏二中工业化试验数字化研究
2.1大庆油田工业性试验基础数据
大庆油田在取得复合驱先导性试验、扩大试验等前期试验之后开展了工业性矿场试验，文献[5]介绍了大庆由南向北采油四厂杏二中试验、采油二厂南五区试验、采油一厂北一区断东、采油三厂北三西试验等工业性矿场试验，从参考文献中提取试验的主要数据由表2.1列出，文献发表时因有的试验在仍进行中，其给出的采收率提高值为预测值。
表2.1大庆油田四采油厂复合驱工业性试验方案数据
2.2采油四厂杏二中工业化试验数字化研究
首先从杏二中试验看到一个值得重视问题，该试验与前期杏二西试验同在采油四厂杏二区，试验的目的层相邻，杏二中试验是在杏二西试验基础上的扩大试验，杏二西试验复合体系段塞聚合物浓度高达2300mg/L，而杏二中试验复合体系段塞聚合物浓度仅为1000mg/L，从现场了解到原方案设计聚合物溶液是取高浓度，实施过程中因注入困难而被迫改用低浓度。不难认识两个试验聚合物段塞注入情况有着显著差别的原因，如图1所示杏二西试验是在“四注九采”井网条件下进行的，每口复合体系注入井都与外围注水井相邻，段塞注入过程中，四口注入井合围的中心区域高的油层压力可向外围邻近低压区域卸放，由此保证了注入井有着相对高注液能力，在相同的注液量条件下，注入液可以有着更高的聚合物浓度；图2绘出工业性试验井网部分井位示意图，其中部“中心区域”每口复合体系注入井都不与注水井相邻，完全由复合体系注入井包围，中心区域是一个“闭合性”区域，在复合体系注入过程中，没有压力外卸条件，中心区域地层压力上升相对为快，注入井注液能力大幅度降低，在保证注液量不变情况下，不得不改用低浓度段塞注入。
将图5所示含9×9×3节点“一注一采”模型向右方延长得到图6所示含49×9×3节点“四注三采”模型，四口中心区域注入井同在前边一排，其中两口为“角井”，两口为“边井”，三口采油井处在里边一排，皆为“边井”。取拟合杏二西试验建立的数字化地质模型(模型3)，采用“模型4”为计算模型运行了杏二中试验方案和对应水驱方案，计算结果列于表2.2，图7绘出试验中心区油井含水变化曲线(部分)和计算曲线，可以看到含水变化曲线“下降漏斗”处两者吻合良好，图中给出增采幅度变化曲线，计算采收率提高值17.91％，相近于文献给出值18.05％，特别说明，计算得到的油层平均最大压力值P2基本相等于杏二西试验得到的油层最大平均压力值P1，两者之比为0.9909，P2略微偏小，同一油区相临油层应该有相同的平均最大压力值，这里平均压力值P1、P2高精度吻合表明驱油方案计算是正确的，也表明由拟合杏二西试验得到的数字化地质模型(模型3)就是杏二中试验对应的数字化地质模型(模型3)。
表2.2大庆油田四采油厂复合驱工业性试验方案数字化试验结果数据
考核检验结果表明，拟合杏二西试验建立的模型是可以用于杏二区工业化试验研究的，表2.3给出数字化地质模型(模型3)相对更准确的地质数据和复合驱油与毛管数数密切相关的基础数据。考核检验中，含水变化曲线“下降漏斗”高精度吻合，可确认杏二中试验“高黏体系地下黏度保留率”相同于杏二西实验，拟合杏二西试验得到的“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”、驱油体系地下“界面张力图”数据可以用于杏二区工业化试验研究；由于两试验计算研究得到“油层最大平均压力”近于相同，两数据都可作为计算研究“注入压力界限”，考虑P2值相对更小些，安全性略微更高些，更主要是它由计算杏二中试验得到，确定杏二区工业化试验研究“注入压力界限”取P2值；因工业性应用必须在合适的小井距条件下实施，杏二中试验是在注采井距250m情况下实施的，计算得到试验实施时间2746d，是不可选取的，保证试验实施时间内不发生“表活剂失效问题”的关键取决于表活剂品质优良和试验实施时间合适，保证试验使用的表活剂有着与杏二西试验使用的表活剂相同的品质，试验实施时间不超过杏二西试验实施时间，就应该保证试验实施时间内不发生“表活剂失效问题”，由此确定杏二区工业化试验实施时间取杏二西试验实施时间“1570d，允许超差1％。
表2.3大庆油田四采油厂复合驱工业性试验数字化地质模型关键数据
2.3大庆四采油厂杏二区工业化试验优化驱油方案研究
采用拟合驱油杏二西试验建立的数字化地质模型，由于方案优化设计的模型要研究井距变化情况，模型网格步长随着井距变化相应有所变化，计算使用的模型与前节计算杏二中试验使用的“模型4”略有区别，以“模型4’”命名。“模型4’”与“模型4”有着相同的结构，两者之间差别是每一个驱油方案计算用“模型4’”切割于“模型3”，且对应每一个驱油方案的“模型4’”都有各自根据研究需要确定的对应注采井距。
研究得到在大庆油田的油层条件下，小井距优化驱油技术指标：
1、采用注采井距150m、125m小井距，实施时间相对短，化学剂稳定性可以保证，可以获得相对更高的增采效果；
2、采用两级结构优化段塞：前级为复合体系段塞，若表活剂浓度取0.3wt％，段塞体积为0.3PV，若表活剂浓度取0.45wt％，段塞体积为0.2PV，后级为聚合物保护段塞，若注采井距为150m，两级段塞总体积为0.8PV，若注采井距为125m，两级段塞总体积为0.9PV，两级段塞有着相同的聚合物浓度；
3、复合体系段塞界面张力应取10-3mN/m超低范围，且相对值越低越好，但必须强调要有相对高的体系黏度相配合；
4、采用相对低的注液速度，注采井距150m情况下注液速度0.28PV/y，注采井距125m情况下注液速度0.40PV/y；
5、在油层注入压力界限条件下的限定下计算驱油方案选择两级段塞聚合物浓度。
综合上述指标得到优化设计方案，在拟合杏二西试验得到的数字化地质模型上，采用“模型4’”计算模型，计算考核检验驱油方案，方案复合体系段塞界面张力取0.00125mN/m，计算结果分别列于表2.4、表2.5。由表中数据看到：
在注采井距150m情况下，复合体系表活剂浓度取0.3wt％方案，方案实施时间1446d，提高采收率幅度27.60％，t相当聚合物增油63.83t，复合体系表活剂浓度取0.45wt％方案，方案实施时间1422d，提高采收率幅度27.99％，t相当聚合物增油64.96t；在注采井距125m情况下，复合体系表活剂浓度取0.3wt％方案，方案实施时间1052d，提高采收率幅度28.27％，t相当聚合物增油60.47t，复合体系表活剂浓度取0.45wt％方案，方案实施时间1057d，提高采收率幅度28.62％，t相当聚合物增油61.06t。
方案实施时间、注入压力满足要求，有着相对较高的提高采收率幅度和t相当聚合物增油量，可以作为优化驱油方案推荐。
表2.4大庆油田四采油厂复合驱工业性试验优化方案结果数据(注采井距150m)
表2.5大庆油田四采油厂复合驱工业性试验优化方案结果数据(注采井距125m)
3 实例 大庆油田采油二厂、采油一厂、采油三厂代表性油区杏工业化试验优化方案设计
表2.1列出大庆杏二中试验、南五区试验、北一区断东、北三西四个工业性矿场试验基本数据，可将四试验所在油田作为所在采油四厂、采油二厂、采油一厂、采油三厂的代表油田，优化设计工业性应用驱油方案。采油四厂方案已确定，以下设计其它三厂方案。
为清楚起见，首先以采油三厂北三西油田为例介绍优化方案设计。
北三西实施工业化驱油方案数据由表2.1给出，在其对应的地质模型1上切割出含有49×9×3个节点模型4，取模型4计算驱油方案，拟合北三西矿场试验，文献[6]给出试验提高采收率18.22％(见表2.1)，计算得到采收率提高值17.37％(见表2.2)基本吻合(注：由于缺少详细现场数据，只能相对粗略计算，展示方法实施过程)，建立数字化地质模型——模型3，它含有相对更为准确的地质数据及复合驱油与毛管数数密切相关的基础数据，表2.3给出模型3中主要技术数据。方案三项关键参数通过讨论研究确定：由于北三西试验是在注采井距为250m大井距条件下实施，而优化方案是在小井距条件下实施，所以，没有必要参考北三西试验确定优化设计方案实施时间，方案实施时间主要是保证实施时间内不出现表活剂失效问题，提高表活剂品质，确定合适的方案实施时间，即可达到目的要求，确定以杏二西试验实施时间为优化方案实施时间；驱油体系黏度保留率，在大庆几个主要研究应用化学驱技术采油厂都十分重视，高黏溶液地下黏度保留率都达到30％以上，故模拟计算研究体系黏度保留率取30％，聚合物黏浓曲线黏度保留率取30％，表活剂“界面张力图”数据取实验室测定数据；大庆的化学驱试验一般都是在邻近注入压力界限条件下注入的，拟合北三西试验得到的油层最大平均压力可作为注入压力界限。
有了拟合北三西试验建立的数字化地质模型3和确定三项关键数据后，就可以在模型3上，采用“模型4’”，计算考核检验依据2.3节汇集驱油方案的技术指标，方案复合体系段塞界面张力应取0.00125mN/m，计算结果汇集在表2.4、表2.5中。
采用相同方法，分别拟合采油二厂南五区试验、采油一厂北一区断东试验，表2.1给出试验方案主要技术数据，表2.2给出拟合计算结果数据，表2.3列出各自的数字化地质模型(模型3)数据，采取与北三西试验研究相同方法确定三项关键计算参数，进而取相应的“模型4’”，通过数字化驱油研究，得到工业性矿场试验方案优化方案技术指标数据和主要驱油效果数据，一并列于在表2.4、表2.5中。
本节计算方案结果将与四厂杏二区方案结果一起汇集于下节中研究分析。
4大庆油田四采油厂工业化试验优化方案主要指标汇总
汇总2、3中研究的大庆四采油厂工业化试验优化方案技术指标：
注采井距取150m、125m两种情况，注液速度对应取0.28PV/y、0.40PV/y；
方案为两级段塞结构，前级复合体系段塞，表活剂浓度推荐取0.3wt％，段塞体积取0.3PV，表活剂浓度也可以试验采用0.45wt％，复合体系塞体积为0.2PV，体系界面张力要求取0.00125mN/m；复合体系后为整体结构聚合物段塞，在注采井距150m情况下，两级段塞体积总和为0.8PV，在注采井距125m情况下，两级段塞体积总和为0.9PV，两级段塞有着相同聚合物浓度。
方案待定指标段塞聚合物浓度、经济和技术效果汇总于表3.1。
表2.2中试验区栏自上而下对应大庆由南向北采油四厂、采油二厂、采油一厂、采油三厂油田，表中水驱采收率逐渐降低，正确反映大庆地质非均质情况逐渐加重变化；表2.3给出的数字化地质模型重要参数，正确显示油层地质变化规律，同时给出了与复合驱相关地质数据有规律变化；有了对大庆油田四厂正确认识，研究得到优化方案有着良好的技术和经济效果。由表3.1中数据看到：所有方案实施时间都不超过1570d，达到试验方案实施时间要求，驱油过程中油层中最大平均压力与确定的杏二中试验压力界限P2比值，都小于相关试验对应的压力比值，保证安全注入；随着油层非均质性加重，体系中聚合物浓度有起伏变化，二厂相对四厂略低，一厂浓度最高，三厂又相对大幅度降低；采收率提高值也呈起伏变化，二厂相对四厂有所提高，一厂又相对二厂提高，达到最高值，三厂相对一厂大幅度降低，在注采井距150m情况下，采油四厂采收率提高值略低于28％，其它厂都高于28％，一厂提高值接近30％，在注采井距125m情况下，采收率提高值都在28％以上，采油一厂提高值可达到30％以上；方案的吨相当聚合物增油量都高于60t。
表3.1大庆油田四采油厂复合驱工业性试验优化方案技术、效果数据
研究确定，以上方案可以作为向大庆油田各采油厂推荐的工业化试验优化驱油方案。
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Claims (9)
1.一种应用在工业性井网条件下复合驱高效驱油工艺的确定方法，包括以下步骤：
1)确定具有与油层原始地质数据相比更为准确的地质数据和复合驱油与毛管数密切相关的基础数据的数字化地质模型，即模型3；
所述数字化地质模型是在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，再通过拟合驱油试验建立所述数字化地质模型；所述拟合驱油试验是在工业性井网条件下试验；
2)确定复合驱驱油试验的三项关键数据：
A)复合驱驱油试验的实施时间，在此时间内复合体系在地下油层中保持稳定，没有发生化学剂失效情况；
B)复合驱驱油试验中复合体系地下黏度保留率和对应的聚合物溶液浓度与聚合物地下工作黏度关系曲线、复合体系地下工作的界面张力图数据；
C)复合驱驱油试验复合体系注入过程中与安全注入压力界限P对应的油层最大平均压力界限P0值；
3)基于模型3，实施数字化驱油试验，以提高采收率为标准确定复合驱高效驱油工艺以下技术指标：
a)注采井距；
b)注液速度；
c)段塞结构形式，复合体系段塞体积和界面张力，复合体系黏度，后续聚合物段塞体积和黏度；
4)综合a)-c)的指标，确定驱油工艺。
2.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤1)中确定的模型3是基于工业性井网条件拟合驱油试验的方法建立，采用适用于工业性井网试验研究应用的“计算模型”即模型4，它含四注三采七口井，四口注入井同在前边一排，其中两口为角井，两口为边井，注采井间相距距离等于驱油试验注采井距，注采井间保持相隔7个网格，计算模型纵向取三层，总网格数为49×9×3，拟合过程是：在模型1上切下模型4，模型4每口注入井是中心注入井，相邻注入井皆为复合体系注入井，给每个“网格块”都赋给对应的油层参数，采用模型4运行试验方案，拟合水驱采出过程修正油层原始地质数据，进而拟合复合驱过程确定复合驱相关数据，拟合结果满意得到模型3。
3.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤2)中要求确定的三项数据是现场试验方案设计必须满足的条件，通过拟合驱油试验确定：
A)所述驱油试验的实施时间数据，若拟合驱油试验没有获得满足要求的驱油试验的实施时间，则在要求保证化学剂在地下工作稳定性保持三年以上的条件下，借用通过拟合该油层获得的驱油试验实施时间；
B)所述驱油试验的复合驱驱油试验中复合体系地下黏度保留率、聚合物溶液浓度与聚合物地下工作黏度关系曲线、复合体系地下工作的界面张力图数据，在没能获取需要的相关数据情况下，借用通过拟合该油层获得的数据，试验结束后通过数字化驱油试验考核确定；
C)复合驱驱油试验复合体系注入过程中的油层最大平均压力界限P0值的确定，是将拟合临近安全注入压力界限P值条件下的驱油试验得到油层最大平均压力界限”拟合值确定为油层最大平均压力界限P0值；拟合在低于安全注入压力界限P值条件下注入的试验，得到的油层最大平均压力界限拟合值不能确定为油层最大平均压力界限P0值。
4.根据权利要求2所述方法，其特征在于：步骤3)中基于模型3上计算的每一个驱油工艺都是在一个对应的模型4’上计算，这个模型4’与权利要求2中所述的模型4两者之间差别是每一个驱油工艺计算用模型4’切割于模型3，且对应每一个驱油工艺的模型4’都有各自根据研究需要确定的对应注采井距。
5.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤1)建立数字化地质模型、步骤3)计算工业性井网复合驱油工艺，采用依据毛管数曲线QL和对应的相渗透率曲线QL形成的复合驱软件IMCFS完成，软件名称IMCFS为Improved Mechanism of Compound Flooding Simulation的缩写。
6.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤3)基于数字化地质模型上计算的驱油工艺都是在权利要求1中步骤2)中确定的三项关键数据条件下计算：
A)驱油试验的实施时间限制在给定的实施时间内，由此保证驱油试验化学剂稳定性要求；
B)在确定的复合体系地下黏度保留率、聚合物溶液浓度与聚合物地下工作黏度关系曲线”、复合体系地下工作的界面张力图基础上计算，由此保证方案计算得到的复合体系中表活剂、聚合物用量与现场试验一致，进而计算得到可信的评价方案经济效果指标——t相当聚合物增油量；
C)在确定的安全注入压力界限值限定下计算，保证驱油工艺在现场能够安全注入。
7.根据权利要求6所述方法，其特征在于：步骤3)所述以提高采收率为标准确定复合驱高效驱油工艺，以可接受的t相当聚合物增油量为经济指标基准界限，以提高采收率指标最高者为优选目标方案，且高效驱油工艺可接受的t相当聚合物增油量低于当前实施工艺，而提高采收率指标必须高于当前实施工艺。
8.根据权利要求3所述方法，其特征在于：
步骤3)确定复合驱高效驱油工艺技术指标a)注采井距，因试验目标为工业性井网条件试验，试验最小注采井距不应小于125m；
步骤3)确定复合驱高效驱油工艺技术指标b)注液速度要求，采用降速保黏技术措施，在注采井距150m情况下采用年注液0.28PV的注液速度，或在注采井距125m情况下采用年注液0.40PV的注液速度；
步骤3)确定复合驱高效驱油工艺技术指标c)，段塞结构形式、复合体系段塞体积和界面张力、体系黏度、后续聚合物段塞体积和黏度指标应在具体井距条件下综合考虑：
i)两级段塞，前级为复合体系段塞，复合体系中表活剂浓度使用0.3wt％，段塞体积取0.3PV，或表活剂浓度0.45wt％，段塞体积取0.2PV，复合体系段塞表活剂体积用量为不变值900mg/L·PV；
ii)复合体系段塞界面张力应取10-3mN/m超低范围，且值相对越低越好，但要有相对高的复合体系黏度相配合；
iii)复合体系段塞后续聚合物段塞为有足够大的体积的整体段塞即不分级段塞，它与复合体系段塞有着相同的聚合物浓度，两级段塞体积总和在0.8～0.9PV；
iv)段塞体积、复合体系组成中表活剂浓度确定后，段塞的聚合物浓度通过在模型3上计算驱油工艺确定，工艺计算采用按照权利要求3确定的聚合物溶液浓度与聚合物地下工作黏度关系曲线、复合体系地下工作的界面张力图数据计算，工艺计算注入压力界限不能超过在权利要求3中确定的油层最大平均压力界限。
9.在工业性井网应用条件下复合驱高效驱油工艺，为针对大庆油田采油四厂杏二西油田确定的驱油工艺，其特征在于，包括以下内容：
注采井距取在125m～150m范围内，在井距125m情况下采用年注0.4PV的注液速度，在井距150m情况下采用年注0.28PV的注液速度；
段塞结构为两级段塞，前级复合体系段塞和后续聚合物段塞，复合体系段塞中表活剂体积用量为900mg/L·PV，表活剂浓度取0.3wt％，对应段塞体积0.3PV，或表活剂浓度取0.45wt％，对应段塞体积0.2PV，注采井距150m情况下两级段塞体积总和取0.8PV，注采井距125m情况下两级段塞体积总和取0.9PV；
复合体系段塞中复合体系是表活剂、碱和聚合物三元体系，或是表活剂和聚合物二元体系；复合体系界面张力稳定在0.0025～0.00125mN/m超低范围；
工艺计算注入压力不超过拟合杏二西或杏二中试验确定油层最大平均压力界限；确定最佳体系黏度为30mPa·s左右；
在驱油试验条件下聚合物溶液地下黏度保留率为30％；
表活剂选用烷基苯磺酸盐或其它适用的表活剂，聚合物选用为聚丙烯酰胺或其它适用化学驱的高分子聚合物，要求化学剂在工艺实施时间内在地下保持稳定不能出现失效情况。
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