CN105696989B - 高黏特超低界面张力体系特高效驱油工艺及其确定方法 - Google Patents

高黏特超低界面张力体系特高效驱油工艺及其确定方法 Download PDF

Info

Publication number
CN105696989B
CN105696989B CN201510900885.5A CN201510900885A CN105696989B CN 105696989 B CN105696989 B CN 105696989B CN 201510900885 A CN201510900885 A CN 201510900885A CN 105696989 B CN105696989 B CN 105696989B
Authority
CN
China
Prior art keywords
oil
model
slug
well
reservoir
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201510900885.5A
Other languages
English (en)
Other versions
CN105696989A (zh
Inventor
戚连庆
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China National Offshore Oil Corp CNOOC
CNOOC Energy Technology and Services Ltd
Original Assignee
China National Offshore Oil Corp CNOOC
CNOOC Energy Technology and Services Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China National Offshore Oil Corp CNOOC, CNOOC Energy Technology and Services Ltd filed Critical China National Offshore Oil Corp CNOOC
Publication of CN105696989A publication Critical patent/CN105696989A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN105696989B publication Critical patent/CN105696989B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)

Abstract

本发明公开了一种高黏特超低界面张力体系特高效驱油工艺及其确定方法。该工艺不仅需要有体系具有“特超低”界面张力，还需要体系有“高黏度”相配合，形成应用在四注九采井网条件下和工业性井网条件下的高黏特超低界面张力体系复合驱特高效驱油方案，使驱油效率可以进一步提升2‑3％。

Description

高黏特超低界面张力体系特高效驱油工艺及其确定方法
技术领域
本发明涉及油田三次采油中复合体系驱油的特高效驱油方案，具体涉及一个优化的用于确定针对高黏度、特超低界面张力体系的特高效驱油方案的方法及相应驱油方案。
背景技术
美国是复合驱油技术诞生的地方，上个世纪中期T.F.Moore[3]，J.J.Taber[4]，W.R.Foster[5]等美国学者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。美国在上世纪80年代就开始了矿场试验研究，1987年12月开展了“西Kiehl油田碱-表面活性剂-聚合物复合驱矿场试验”[6]，比水驱提高采收率22.4％；1993年3月开展了“Cambridge油田三元复合驱矿场试验”[7]，比水驱提高采收率23.4％(OOIP)；在1998年2月于Oklahoma州Sho-Vel-Tum油田的Warden单元开展ASP驱矿场试验[8]，这一试验使用了高表活剂浓度、高碱浓度配方：2.2wt％Na2CO3+0.5wt％ORS-62+1500mg/L Alcoflood1275A，原因是为了保证了体系界面张力值低达25×10-5mN/m(即本发明所述“特超低界面张力”)，它有利于残余油流动，其相态也是最佳的。美国能源部选择这一试验作为推广的EOR应用技术[8]，由国外资料查到它提高采收率幅度仅为16.22％。
美国Oklahoma州Sho-Vel-Tum油田Warden单元ASP驱矿场试验低的增采幅度是非常值得深入研究的。美国人从经典毛管数曲线认识出发设计出要在全美国推广应用的技术，试验没有成功，本申请发明人是“毛管数实验曲线QL”[9]的发明人，从“毛管数实验曲线QL”认识出发，找到Sho-Vel-Tum油田复合驱试验效果不佳的原因，“特高效”驱油方案不仅需要体系具有“特超低”界面张力(不高于25×10-5mN/m)，还需要有体系有“高黏度”(指体系地下工作黏度为大于22mPa·s)相配合。为证实这一分析，采用新机理复合驱软件IMCFS[9]，模拟计算两种不同黏度特超低界面张力驱油体系驱油方案，获得显著差别两种驱油效果，又进一步通过驱油过程毛管数分析，看清了高黏体系高效原因，也认识了低黏体系问题所在。研究认为，这一试验结果暴露“经典毛管数曲线”在高毛管数情况下没有正确描述毛管数与残余油饱和度的关系；而从“毛管数实验曲线QL”出发对于试验给以合理的解释，表明“毛管数实验曲线QL”相对准确地描述毛管数与残余油饱和度的关系，并由此看到“高黏特超低界面张力”体系特高毛管数条件下驱替将得到极佳的驱替效果。
发明内容
本发明在总结对于“特超低界面张力体系”驱油方案深入研究成果的基础上，提出一种确定高黏特超低界面张力体系复合驱特高效驱油方案的方法。
本发明方案中，“特超低”界面张力指界面张力不高于25×10-5mN/m；“高黏度”指体系地下工作黏度为30mPa·s左右。“特高效”指驱油效果再提升2-3％。
使用新研发的复合驱数值模拟软件IMCFS，该软件采用“毛管数实验曲线QL”和配套的“相渗透率曲线QL”，替代了传统的“经典毛管数曲线”和配套的“相渗透率曲线”，对于特超低界面张力体系驱油方案进行研究，合理解释了1998年在Oklahoma州Sho-Vel-Tum油田的 Warden单元开展ASP驱矿场试验驱油效果不理想原因是使用了低黏度特超低界面张力驱油体系，并验证了只有“高黏特超低界面张力体系”才可以使复合驱获得极佳驱油效果，并由此设计提出特高效驱油方案。
本发明确定一个优化的高黏度特超低界面张力体系特高毛管数下驱替特高效驱油方案的方法，步骤如下：
步骤1：确定驱油方案选用的表活剂，使其满足在待实施油层油水条件下体系界面张力确保达到特超低要求(本发明中所述“特超低界面张力”指不高于25×10-5mN/m)；
步骤2：在待试验目的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)，再进一步建立油层的数字化地质模型(模型3)，在该模型3上通过数字化驱油试验对驱油方案考核检验；模型3必须通过拟合矿场试验建立，并同时确定方案考核计算的三项关键数据：A)方案实施时间，B)油层试验条件下体系黏度保留率，“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)油层高黏体系注入压力界限；
步骤3：确定“四注九采”井网条件下或“工业性”井网条件下复合驱高效驱油方案的优化技术指标；由于“高黏特超低界面张力体系特高效方案”必须在小井距条件下实施，故“四注九采”井网条件下方案和“工业性”井网条件下方案包含的技术指标基本相同，具体指标和推荐技术数据如下：
a)注采井距：取125m～150m小井距；
b)注液速度：注采井距125m情况下取0.40PV/y，注采井距150m情况下取0.28PV/y；
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；
iii)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，方案计算必须采用按照确定的“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”不能超过在步骤2中确定的“注入压力界限”；
步骤4：综合a)-c)的指标，确定待考核驱油方案；
步骤5：在数字化地质模型(模型3)上，运行数字化驱油试验，考核检验待选方案；若待选方案是“四注九采”井网驱油方案，计算模型取“一注一采”模型2’，若待选方案是“工业性”井网驱油方案，计算模型取“四注三采”模型4’；
步骤6：依据计算考核结果，确定优化方案，优化方案提高采收率幅度要高于相应的高黏超低界面张力体系驱油方案2～3％。
以上方法中：
步骤2中“数字化地质模型”(模型3)的建立方法是采用数值模拟方法，可拟合在该油层上实施的“四注九采”井网条件下的复合驱试验完成；所述拟合过程是在“简化地质结构模型”(模型1)上切下一个表层为正方形油层，它为五点法井网一个井组的四分之一，含一注一采两口井，两口井间相距距离等于驱油试验注采井距，再在该油层各层段上都划出9×9 个网格，每个“网格块”都赋给对应的油层参数，建立“计算模型”(模型2)，在模型2上运行试验方案，拟合水驱采出过程修正油层地质数据，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5中模型2’与所述的模型2有着相同的结构，两者之间差别是每一个驱油方案计算用的模型2’切割于该模型3，且对应每一个驱油方案的模型2’都有各自根据研究需要确定的对应注采井距。
步骤2中“数字化地质模型”(模型3)也可采用拟合“工业性”试验的方法建立，采用适用于工业化试验研究应用的“计算模型”(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，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5中模型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的模型4’切割于该模型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2中要求确定的三项数据是现场试验方案计算必须满足的条件，通过拟合驱油试验研究确定：
A)驱油试验的“实施时间”，是指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；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”，可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”(例如杏二西油层试验的实施时间1570d)；
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，在没能获取需要的相关数据情况下，要慎重研究得出“借用”数据，试验结束后通过数字化驱油试验考核确定；
C)油层高黏体系注入压力界限是指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Pi”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Pi”值，i为1或2。
步骤3确定“复合驱高效驱油方案”技术指标a)井距，因试验为前期试验，可根据试验条件和目的要求确定不同井距，若试验是以可行性研究为主要目标，可考虑在目前应用井网中选择相对小的井距条件为宜，试验最大注采井距不应超过250m；若已有试验基础、考虑向工业化试验目标靠近，应采用小井距，试验最小注采井距不应小于125m；
步骤3确定“复合驱高效驱油方案”技术指标b)注液速度要求，设计中要考虑方案“实施时间”不应超标，又基于体系黏度对于驱油效果的特殊贡献，可根据试验情况采用相对低的注液速度，推荐在注采井距250m大井距情况下，采用年注液0.15PV的注液速度，在注采井距150m情况下，采用年注液0.28PV的注液速度，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等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，后续为聚合物保护段塞，两级段塞总体积应控制在试验“实施时间”不超过方案“实施时间”限定要求，两级段塞体积分配以驱油效果“敏感性”分析确定；
ii)体系表活剂浓度一般推荐使用0.3wt％，段塞体积取0.3PV，在小井距情况下，也可试验使用表活剂浓度0.45wt％，体系表活剂浓度提高，段塞体积缩小，变化前后复合体系段塞表活体积用量为不变值900mg/L·PV；
iii)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；
iv)复合体系段塞后续聚合物段塞为有足够大体积的整体段塞(不分级)，它与复合体系段塞有着相同的聚合物浓度，在注采井距较小情况下，两级段塞体积总和在0.8～0.9PV；
v)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。
本发明另一目的在于提供一种适于高黏特超低界面张力体系复合驱油方案，包括依据前述方法确定的内容。
具体的，适于高黏特超低界面张力体系复合驱油方案包括：
1)井距，采用小井距，在大庆油田井距采用125m～150m。
2)注液速度要求，设计中要考虑方案实施时间不应超标，基于体系黏度对于驱油效果的特殊贡献，可根据试验情况采用相对低的注液速度，在注采井距150m情况下，采用年注液0.28PV的注液速度，在注采井距125m情况下，采用年注液0.40PV的注液速度。
3)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等指标应在具体井距条件下综合考虑：
i)体系表活剂浓度一般推荐使用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，体系表活剂浓度提高，段塞体积缩小，变化前后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低于25×10-5mN/m特超低范围，必须强调要有相对高的体系黏度相配合；
iii)两级段塞体积总和在0.75～0.9PV，两级段塞有着相同的聚合物浓度；
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。
上述优化复合驱驱油方案，提高采收率幅度要高于相应的高黏超低界面张力体系驱油方案2～3％。
具体针对大庆油田采油四厂杏二西油田所述驱油方案为：
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，复合体系段塞表活体积用量为900mg/L·PV，段塞表活剂浓度取0.3wt％(体积浓度)，对应段塞体积0.3PV，或段塞表活剂浓度取0.45wt％(体积浓度)，对应段塞体积0.2PV；
复合体系段塞后为大体积聚合物整体段塞，注采井距125m情况下两级段塞体积总和皆取0.9PV，注采井距150m情况下，两级段塞体积总和为0.9PV，复合体系段塞表活剂浓度取0.45wt％方案，两级段塞体积总和为0.8PV；两级段塞有着相同的聚合物浓度；
复合体系段塞必须是表活剂、碱、聚合物三元体系；体系界面张力在不高于0.00025mN/m特超低范围；
方案计算注入压力不超过拟合现场试验得到的注入压力界限P0；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％；
表活剂首选美国产品ORS-62，国产烷基苯磺酸盐或其它适用的表活剂必须保证体系界面张力要求，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。
前述大庆采油四厂杏二西油田高效驱油方案，该高效驱油方案经济技术指标：
在选择驱油体系界面张力达到0.00025mN/m以下特超低范围，聚合物溶液黏度保留率 30％，相同于杏二西驱油试验情况：
“四注九采”井网条件下方案：
一、复合体系表活剂浓度为0.3wt％方案：
优化方案1(井距125m)：两级段塞体积总和0.9PV，段塞聚合物浓度2294mg/L，t 相当聚合物增油64.53t，相对水驱提高采收率31.52％，方案实施时间1187天。
优化方案2(井距150m)：两级段塞体积总和0.8PV，段塞聚合物浓度2401mg/L，t相当聚合物增油64.72t，相对水驱提高采收率31.16％，方案实施时间1510天。
二、复合体系表活剂浓度为0.45wt％方案：
优化方案1(井距125m)：两级段塞体积总和0.9PV，段塞聚合物浓度2299mg/L，t相当聚合物增油65.31t，相对水驱提高采收率31.93％，方案实施时间1138天。
优化方案2(井距150m)：两级段塞体积总和0.8PV，段塞聚合物浓度2380mg/L，t相当聚合物增油66.24t，相对水驱提高采收率31.72％，方案实施时间1551天。
“工业性”井网条件下方案：
一、复合体系表活剂浓度为0.3wt％方案：
优化方案1(井距125m)：两级段塞体积总和0.9PV，段塞聚合物浓度2072mg/L，t 相当聚合物增油63.61t，相对水驱提高采收率30.09％，方案实施时间1060天；
推荐优化方案2(井距150m)：两级段塞体积总和0.8PV，段塞聚合物浓度2064mg/L，t相当聚合物增油68.07t，相对水驱提高采收率29.23％，方案实施时间1441天；
二、复合体系表活剂浓度为0.45wt％方案：
优化方案1(井距125m)：两级段塞体积总和0.9PV，段塞聚合物浓度2068mg/L，t相当聚合物增油64.99t，相对水驱提高采收率30.65％，方案实施时间1033天。
优化方案2(井距150m)：两级段塞体积总和0.8PV，段塞聚合物浓度2065mg/L，t相当聚合物增油69.44t，相对水驱提高采收率29.85％，方案实施时间1438天。
综上，本发明通过建立能够反映试验油层主要地质特征的简化结构模型，选用机理更加准确、功能相对完善的数值模拟软件IMCFS对复合驱矿场试验拟合计算研究，将现场驱油试验数字化，建立了包括油层水驱信息和复合驱信息的数字化地质模型平台，在这样的地质模型平台上，计算驱油方案，可称为进行数字化驱油试验，进一步更加全面、更加深刻地对驱油试验进行研究，能适应现场试验获得优化复合驱油方案的技术指标，建立适用于高黏特超低界面张力体系的特高效优化驱油方案。
附图说明
图1经典残余油饱和度与毛管数的关系实验曲线；
图2毛管数与残余油关系实验曲线QL；
图3四注九采井网布井示意图；
图4工业性井网布井示意图；
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大庆油田杏二西复合驱矿场试验井位图；
图8杏二西复合驱试验、试验方案拟合计算、优化计算方案油井含水、采出程度变化曲线。
具体实施方式
本发明介绍一种“高黏特超低界面张力体系高毛管数驱替特高效驱油方案”。为更清楚地公开，以下从几个方面叙述本发明。
图1所示的是美国科学家研究提出的“经典毛管数实验曲线”[3][4][5]，图2所示的是由本发明人研究提出的“毛管数实验曲线QL”。这里仅做简单说明。
图1绘出的曲线由Moore[3]和Slobod[3]实验完成，它反映出当毛管数Nc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，残余油饱和度呈下降变化，毛管数继续增大残余油不再减小；图2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增大至极限毛管数Nct2，对应残余油饱和度呈下降变化，毛管数继续增大至极限毛管数Nct1，残余油值基本保持不变，在此之前，残余油饱和度是毛管数的单值函数，在毛管数大于极限毛管数Nct1之后，随着Nc值继续增大，有多个残余油值对应于同一个毛管数值，图中看到随着毛管数值增大对应多条残余油变化函数曲线，而且注意到，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。
发明人随后又实验做出了“复合驱相渗透率曲线QL”[9]。“复合驱相渗透率曲线QL”给出了复合驱相渗透率曲线的描述式如下：
以表示相应的残余油饱和度，在水相饱和度Swr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
式中参数T0为一常数。
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。
用“毛管数实验曲线QL”和“复合驱相渗透率曲线QL”替代经典的毛管数实验曲线和配套的相渗透率曲线，研发了新的复合驱数值模拟软件IMCFS，应用新软件对于大庆油田复合驱现场试验和美国油田矿场试验进行研究，研发新的驱油方案。
计算中需要的“毛管数曲线”相关参数、相渗透率曲线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。
研究工作选用能够描述主要地质特征的三维三层简化地质模型(模型1)，在此基础上由拟合驱油试验建立具有相对更为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的“数字化地质模型”(模型3)，在“四注九采”井网条件下研究，井网部井示意图如图 3所示，取图5所示“一注一采”“模型2’”计算模型，在“工业性”井网条件下研究，井网部井示意图如图4所示，取图6所示“四注三采”“模型4’”计算模型。
1模型的建立
以基于大庆杏二区西部复合驱试验区(“四注九采”井网条件)为例详细说明计算模型的设计方法，其他矿区模型按此方法带入各自数据即可，不再一一罗列。
1.1杏二区西部复合驱试验区介绍
由文献[1][Wang Demin,Cheng Jiecheng,Wu Junzheng,etc]："Summary of ASPPilots in Daqing Oil Field"[C].SPE 57288,1999.]得到大庆杏二区西部复合驱矿场试验技术资料：其井位示意图见图3，试验区面积为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，全区共有4口注入井，9口采油井，注采井距为200m。表2.1给出实施方案结构和详细数据，由文献[1]给出资料确认驱油试验地下体系界面张力约为1.25×10-3mN/m，工作黏度在30mPa·s左右。
表1.1杏二西复合驱试验实施方案数据表
碱、表活剂、高分子聚合物组成复合体系驱替液，其中，碱为NaOH，表活剂为ORS-41，聚合物为聚丙烯酰胺。
图7中注入井杏2-J3-试1、杏2-J3-试2、杏2-J2-试2、杏2-J2-试1分别对应图3中注入井C1、C2、C3、C4，图7中中心采油井杏2-2-试1对应图3中中心采油井O1，两图中外围8口采油井也依次对应，清楚看到杏二西试验是一个标准的在“四注九采”井网条件下实施的复合驱试验。
1.2等效研究地质模型的设计
通常矿场试验的拟合都是按油层各层段实际渗透率情况建立模拟地质模型，拟合计算实践体会到这样“真实”描述的模型反而使得拟合更加困难，得不到理想的拟合精度。从创新思维认识出发：地质模型要根据研究需要而设计，在保证符合科学原理、能够清楚解释问题基础上，模型要尽可能简化。正是本着这一思想，依据非均质岩心结构分析和模拟计算相结合，文献[10](戚连庆.聚合物驱油工程数值模拟研究.北京：石油工业出版社.1998)提出了不同渗透率变异系数油层“简化地质结构模型”设计：油层平面均质，纵向非均质，三层结构，油层渗透率变异系数VK及三层段对应渗透率(K1、K2、K3)列于表2.2。三层段渗透率K1、K2、K3的不同排列组合构成不同韵律特征非均质油层。
表1.2不同VK值油层纵向上渗透率分布
发明者之前用这一简化地质结构模型设计，采用数值模拟方法在聚合物驱油技术研究中取得重要研究成果汇集于文献[10]中，这些成果经受了大庆油田聚合物驱油实践的检验，表明该“简化地质结构模型”对于聚合物驱油技术研究有效。
另一方面，发明者还在毛管数实验曲线QL研发中看到，复合驱的残余油饱和度与油层微观孔隙结构密切相关，“简化地质结构模型”更适用于复合驱数值模拟计算研究。采用简化模型完成了大庆油田杏二西复合驱矿场试验计算研究，取得重要成果，进一步表明该“简化地质结构模型”对于复合驱驱油技术研究也有效。
依照该“简化地质结构模型”设计思想对杏二西试验区油层等效设计：矿场试验地质模型纵向三层结构，每层有效厚度为4m，油层为正韵律，上、中、下三层对应为低渗透层、中渗透层、高渗透层，油层渗透率变异系数为0.65，界于表2.2列出的VK值0.590与0.720 之间，插值计算得到三层段渗透率分别为0.0987μm2、0.252μm2、0.705μm2，以该“简化地质结构模型”为矿场试验模型，为叙述方便以下称它为“模型1”。
驱油试验是在“模型1”上按图7所示井位布井实施，将图7与图3比较可清楚看到井间对应关系，以下在图7上分析说明。在图7所示平面图上，以注入井C1——杏2-J3-试1、中心采油井O1——杏2-2-试1连线为对角线自上向下“切下”一个表层为正方形油层，(注：对应位置见图3中正方形C1AO1B)，它为五点法井网四分之一井组，含一注一采两口井，井距(井点间连接线段C1O1长度)为200m。按计算需要对于切割得到模型作如下“修饰”：四边各向外扩8.84m，得到表层为边长9×17.68m的正方形油层。将其从“模型1”上“拿出”，再在油层各层段上都“划出”9×9个边长为17.68m网格，注入井杏2-J3-试1、采油井杏2-2-试1将分别置于两个角网格的中心，每个“网格块”都赋给对应的油层参数，这样就得到一个“数字化的”可直接用于计算的地质模型——“模型2”(如图5所示，图中水井对应图7注入井杏2‐J3‐试1，对应图3中注入井C1；图中油井对应图7中中心采油井杏 2‐2‐试1，对应图3中中心采油井O1)，“模型2”上油、水井网格间相隔7个网格，不仅能够相对清晰描述平面上液流变化情况，而且可以比较充分地显示井间网格化学物质的浓度变化及其物化性能的变化，充分发挥和显示驱油过程中化学剂的作用。
将模型上数据和驱油方案相关数据“正确”输入到已知的IMCFS软件数据流中，就可以启动软件计算驱油方案：在注入井把要注入的水、复合体系溶液注入，这些注入液首先进入注入井纵向上三层网格，再从这三层网格出发，沿着由水井到油井这一主流线为中心不同流线流向前方，前进过程中把沿途的油推向前方油井采出，这一过程是一个数字化驱油过程。数字化驱油过程不仅可以获得油水井相关技术指标，还可以得到每个网格块上技术数据，如驱油过程中网格毛管数变化数据、渗流速度、驱替液黏度及驱油过程终止时残余油饱和度数据等“场量数据”，这些数据是深入研究驱油试验的宝贵资料。
1.3拟合现场试验计算及计算模型的设计
由于“模型2”注采井距为200m，按大庆油田化学驱标定的注液速度年注液应为0.24 PV，注采平衡。在体系表活剂浓度为0.3wt％，聚合物浓度为2300mg/L情况下，参考文献[1] 确定地下体系界面张力为1.25×10-3mN/m，工作黏度在30mPa·s左右。
模拟计算使用已商业应用软件IMCFS，它采用分“区”形式描述油层，为拟合计算带来诸多方便。
首先拟合水驱过程，微调油层分层的渗透率和相渗透率曲线相关数据——分层水驱残余油饱和度，拟合水驱采收率指标，确定油藏基本物性参数。具体拟合和修正情况：试验区油层水驱标定采收率为47.2％，拟合计算最后方案水驱采收率与标定值相同，由此将模型1中三层渗透率修正为0.0987μm2、0.207μm2、0.518μm2，对应油层渗透率变异系数VK为0.59。
在水驱拟合结果满意的基础上，拟合复合驱试验过程确定与复合驱相关的物性参数。拟合计算毛管数曲线相关参数取实验测得的极限毛管数Nct2值0.0025、极限毛管数Nct1值 0.0712，依据毛管数实验曲线测定复合驱残余油饱和度为0.185，岩心渗透率高，对应的残余油饱和度值相对为低的认识，给出三层段残余油饱和度值的初值，选用在杏二西油层油水条件下、在聚合物溶液剪切降解后黏度保留率为30％时测得的黏度与浓度关系曲线数据，计算复合驱试验过程。初次计算结果看到，计算驱油过程油井含水下降曲线明显靠近于现场试验油井含水变化曲线，认识到驱油体系地下工作黏度计算值相近于试验地下工作值，确认计算给出的体系黏度的保留率30％和相应的聚合物溶液黏度浓度关系曲线是可取的，不必做进一步调节修正，进而微调分层残余油饱和度值拟合复合驱采收率指标，拟合得到复合驱最终采收率72.45％，十分接近拟合目标复合驱最终采收率72.2％。拟合确定三层段残余油饱和度值分别为0.152、0.145、0.135。
图8给出现场驱油试验实测采收率变化曲线与拟合计算得到的预测采收率变化曲线吻合很好，现场驱油试验油井含水变化曲线与拟合计算得到的预测油井含水变化曲线吻合程度也相对很好。
表1.3列出了驱油试验结束后低渗透油层剩余油饱和度分布和表活剂浓度分布数据。
表1.3杏二西复合驱油试验结束时低渗透层剩余油分布和表活剂浓度分布
表中数据与图5中上层部位网格块对应，网格[1，1]对应水井，网格[9，9]对应油井，两点连线为主流线，由水井向油井方向为油水前进方向。由表中剩余油饱和度数据可以看到，仅在左上角水井一方近半个层面上，有着相对低的含油饱和度，这里是复合体系驱替过部位，该部位原油被驱替到前方，前方大范围内网格上有着高的含油饱和度，复合驱过程中形成的“油墙”最后滞留在这里，特别注意到主流线上油井后方两个网格处，有着比邻近网格更高的含油饱和度值44.0％，那里是油墙的“峰值点”，文献[11](李士奎，朱焱，赵永胜，等.大庆油田三元复合驱试验效果评价研究[J].石油学报，2005，26(3)：56-63.)介绍了杏二西试验结束后，在主流线上距油井50m处密闭取心井“杏2-2—检试1井”岩心中发现高饱和度原油，检查井刚好处在模拟计算油墙的“峰值点”处，模拟计算认识了检查井岩心存有高饱和度的原油原因。拟合计算结果同检查井的检查结果吻合，显示了计算结果的准确性，为解释检查井的结果提供重要技术资料。
由以上分析看到，拟合过程仅以水驱、复合驱采收率变化曲线和复合驱油井含水变化曲线为拟合目标，就得到如此好的拟合结果，油层剩余油值峰值点与检查井结果吻合，表明计算结果有足够高的计算精度。高精度计算结果来自于矿场数据准确可靠、采用软件对于驱油过程机理描述正确、拟合计算采用简化的地质结构模型这些措施科学合理。化学驱试验拟合这样高的精度是目前其它软件难以做到的。
高精度计算结果确认拟合计算过程得到结果是可信的，还要注意到，拟合计算是在网格边长为17.68m的“模型2”上计算得到的，“模型2”是从“模型1”上切割下来的，有必要将在“模型2”上得到的计算结果扩充到“模型1”上，即：拟合计算得到“模型2”的三层段渗透率修正为0.0987μm2、0.207μm2、0.518μm2，对应油层渗透率变异系数VK为0.59，用这组参数对“模型1”修正得到新模型，并将拟合计算得到“模型2”三层段的复合驱残余油饱和度值0.152、0.145、0.135分别赋给新模型三层段，这样以来，新模型具有对“模型1”数据修正后的地质数据，又具有相关于毛管数曲线数据，这是两项关键要素，这一模型是对“模型1”的修正和完善，与“模型1”有了重要区别，为此，将拟合计算得到的数字化地质模型命名为“模型3”。
在“模型3”上计算驱油方案，可称为进行数字化驱油试验，更加深刻总结认识驱油试验，进而可以更全面的开展复合驱油方案优化条件研究。
为清楚起见，再做细致说明。在“模型3”上，布井的井网情况不变，井网仍采用图3所示形式布井，驱油方案计算取在“模型3”上按图3所示井网“切割”出计算所需的与“模型2”结构相同的模型，由于驱油方案研究要在注采井距不同情况下进行，基于这样情况，以下方案计算所切割的模型结构仍如图5所示，网格布局和网格数目不变，随着井距C1O1长度变化，网格步长Δ长度随着变化，杏二西试验井距200m，对应模型网格步长Δ为17.68m，新计算方案井距X m，对应模型网格步长Δ＝17.68*X/200m。前文拟合驱油试验取在“模型1”上切割的“模型2”上计算，为了区别，以下在“模型3”上切割的用于计算数字化驱油试验的模型命名为“模型2’”。
如此，得到在“四注九采”井网条件下(井网部井如图3)，“一注一采”计算模型即“模型2’”(如图5所示。)
同样，按1.1-1.3的过程，基于大庆油田杏二中实验数据(文献[2]王凤兰，伍晓林，陈广宇，等.大庆油田三元复合驱技术进展[J].大庆石油地质与开发，2009，28(5)： 154-162.)，建立了针对“工业性”井网条件下(井网部井如图4)的模型4以及对应“四注三采”计算模型即“模型4’”(如图6所示)。
2美国Oklahoma州Sho-Vel-Tum油田Warden单元ASP驱矿场试验研究
美国Oklahoma州Sho-Vel-Tum油田在1998年2月于Warden单元开展ASP驱矿场试验[8]，这一试验选用了高表活剂浓度、高碱浓度的配方：2.2wt％Na2CO3+0.5wt％ORS-62+1500mg/L Alcoflood 1275A，试验井组1注4采，注采井距71m，美国能源部原选择这一试验作为推广的EOR应用技术，由国外表活剂产品广告资料中查到它提高采收率幅度仅为16.22％。这里对它进行研究。
2.1两种不同黏度特超低界面张力体系驱油方案驱油效果研究
由文献[8]中分析看到，试验期间试验井组外有15口油井与试验井组油井同步见效，显然这是由于注入复合体系过程中油层压力大幅度提高向井组外泄放所致，显示驱油过程中“Ⅱ”类驱动状况明显特征；又从资料中见到，试验井组4油井与注入井联通情况差别显著，油井受益情况差别明显，说明该试验是在一个平面非均质性非常严重油层条件下进行的，驱油过程中发生驱替液向高渗透方向突进，“Ⅱ”类驱动状况又加重平面上突进情况，试验条件不够理想。这里要研究的是特超低界面张力体系的驱油效果问题，舍弃在原试验条件地质模型下研究，选择在已建立的“杏二西复合驱数字化驱油地质平台”模型(参见1的介绍) 上深入研究。
在注采井距为88m情况下，计算两驱油方案：
方案1：复合体系段塞0.3PV，表活剂浓度0.3％，体系界面张力值25×10-5mN/m，复合体系中聚合物浓度1200mg/L，体系地下工作黏度为12mPa·s左右，后续聚合物段塞体积为 0.2PV，聚合物浓度为1000mg/L。
方案2：将前方案复合体系段塞和后续聚合物段塞的聚合物浓度提升到2000mg/L，其它数据不变，设计高黏体系方案，体系地下工作黏度为22mPa·s左右。
方案的注液速度为年注1.2PV。方案主要计算结果列于表2.1。
表2.1特超低界面张力不同黏度体系方案计算结果
1号方案是参照美国Oklahoma州复合驱试验设计的，方案增采幅度17.78％，与矿场试验结果接近。还应说明，方案是在高毛管数高残余油饱和度情况下实施，“拟合”计算研究获取了一组油层润湿性转化参数To，它不仅与油层性质相关，也与驱替状况有关，有了这组参数保证了高毛管数下驱油方案结果有着相对高的可信性和精确度。
在拟合计算建立的数字化地质模型上(参见1的介绍)，运行2号方案。2号方案相对1 号方案体系黏度高出一倍多，增采幅度提高8.29％，清楚表明高黏特超低界面张力体系可以使得采收率大幅度提高，特别注意到，高渗透层剩余油值大幅度降低，这是一个非常值得重视的问题，前期研究复合驱提高采收率目标是增加低渗透层原油的采出，这里将复合驱提高采收率目标扩大到大幅度降低高渗透层剩余油饱和度。
2.2驱油过程中毛管数分析和方案终止时刻剩余油饱和度分析
基于高渗透层两方案驱油效果的显著差别，这里仅对于两方案高渗透层毛管数数据和剩余油饱和度数据进行分析。表2.2给出两方案在转注复合体系溶液152d时毛管数数据和方案终止时剩余油饱和度数据。
表2.2低、高黏体系驱动高渗层网格不同时刻毛管数和终止时刻剩余油分布数
转注复合体系152d时，不仅方案的复合体系段塞注完，而且聚合物段塞也已注完，表中看到，此刻两方案网格上都有着大片“粗体字”标记的“Ⅱ”类驱动状况驱动区域，表明之前两方案都处于“Ⅱ”类驱动状况驱动下，比较看到，低黏体系方案“粗体字”标记区域位置大幅度超前，对应位置上数字明显为小，清楚显示低黏体系“Ⅱ”类驱动状况下水相突进情况，高黏体系“Ⅱ”类驱动状况驱动下水相突进受到抑制。分析方案终止时刻剩余油饱和度分布，低黏体系方案在水井附近有着相对低的剩余油饱和度，沿着主流线向前，剩余油饱和度逐渐增高，由主流线向两翼部位扩展剩余油饱和度也呈增大变化；而高黏体系方案，在主流线两旁区域都有着相对很低的剩余油饱和度，在两翼边角部位也有着相对低的剩余油饱和度，对比看到，低黏体系因水相突进而驱油效果不佳，高黏特超低界面张力体系展示了特别良好驱替效果。
2.3大庆油田各采油厂高黏特超低界面张力体系驱油方案的驱油效果
研究确认了“高黏特超低界面张力体系”“特高效”的驱油效果，要实现这一目标必须将“高黏特超低界面张力体系”用到“优化设计”驱油方案中，首先利用模型2’设计“四注九采”井网条件下高效驱油方案，利用模型4’设计“工业性”井网条件下高效驱油方案，再将“高黏特超低界面张力体系”用到两优化方案中，经数字化驱油试验考核验证，确认采取上述方法得到的驱油方案是特高效驱油方案。以下较详细以大庆油田四采油厂油田为例，介绍待考核方案的提出，方案考核和考核结果。
2.3.1大庆四采油厂油田“高黏特超低界面张力体系”驱油方案提出
“高黏特超低界面张力体系”“特高效”的驱油方案必须是在特高的毛管数下驱替，必须在小井距条件下，采用在界面张力不高于25×10-5mN/m高黏体系。
由“四注九采”和“工业性”井网条件下高效驱油方案归纳出的技术指标有：
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，注采井距125m情况下两级段塞体积总和皆取0.9PV，注采井距150m情况下，表活剂浓度取0.3wt％，两级段塞体积总和取0.9PV，表活剂浓度取0.45wt％，两级段塞体积总和取0.8PV；
体系地下工作黏度为30mPa·s左右，界面张力不高于25×10-5mN/m。
由以上技术指标组合出待考核驱油方案。
2.3.2方案考核的数字化地质模型、三项关键数据和计算模型说明
优化方案为大庆油田四个采油厂设计，必须在四个采油厂的代表油田数字化地质模型(模型3)上考核检验，分别建立了拟合四厂杏二西试验建立的数字化地质模型、拟合采油二厂南五区试验建立的数字化地质模型、拟合采油一厂北一区断东试验建立的数字化地质模型、拟合采油三厂北三西试验建立的数字化地质模型，模型主要地质数据和与复合驱油密切相关的毛管数数据列于以下表2.3。
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
由于计算是在特高毛管数条件下计算，必须考虑油层润湿性转化参数To，参考研究美国Oklahoma州复合驱试验得到的润湿性转化参数To，研究确定计算使用的润湿性转化参数To数值，对应油层高、中、低三级别渗透率对应To数值为1、5、20。
方案三项关键参数：
1、方案实施时间：1570d，相等于杏二西试验实施时间；
2、驱油体系黏度保留率：30％，计算中聚合物黏浓曲线保留率取30％，表活剂“界面张力图”数据以实验室用美国产品ORS41测定数据为基础修正得到；
3、注入压力界限：四厂杏二西油层条件下“四注九采”井网条件下计算取驱拟合计算杏二西试验得到的驱油过程中“油层最大平均压力”P1值，“工业性”井网条件下计算取在杏二西数字化地质模型上计算杏二中试验得到的驱油过程中“油层最大平均压力” P2值，P2/P1值为0.9909；二厂南五区试验油层、一厂北一区断东试验区油层、三厂北三西试验区油层计算皆取在该试验区上工业性试验拟合得到的“油层最大平均压力”；
计算研究中使用的模型：
1、“四注九采”井网条件下计算取附图5所示的“一注一采”“模型2’”；
2、“工业性”井网条件下计算取附图6所示的“四注三采”“模型4’”。
2.3.3方案考核结果
在四采油厂数字化地质模型(模型3)上，取注采井距为125m、150m两种情况，运行数字化驱油试验，考核检验待选方案。计算结果分别列于以下表2.4～表2.7。表中同一试验区中两方案，方案1体系表活剂浓度为0.3wt％，方案2体系表活剂浓度为0.45 wt％。
表2.4“四注九采”井网、注采井距125m条件下优化驱油方案技术效果数据表
表2.5“四注九采”井网、注采井距150m条件下优化驱油方案技术效果数据表
由表中数据看到：
(1)四表中32个复合驱方案中仅有表2.5里杏二区方案2实施时间超过“实施时间”限1570d，且最大仅超13d，超差小于1％，在允许误差范围内；
(2)所有方案都满足注入压力要求；
(3)方案相对水驱提高采收率幅度：
1)“四注九采”井网，南部四厂杏二区最低，高于31％，一厂北一区断东最高，高于33％；
2)“工业性”井网，四厂杏二区最低，高于30％，一厂北一区断东最高，高于32％左右，相对“四注九采”井网对应方案低1％左右；
3)方案普遍有着良好经济效果，t相当聚合物增油最低者不低于63t，最高者达到70t；
表2.6“工业性”井网、注采井距125m条件下优化驱油方案技术效果数据表
表2.7“工业性”井网、注采井距150m条件下优化驱油方案技术效果数据表
4)“高黏特超低界面张力特高效驱油”方案较“高黏超低界面张力高效驱油”方案驱油效果有着明显差别，在采油一厂工业性试验条件下，“高黏超低界面张力高效驱油”在体系界面张力取1.25×10-4mN/m情况下优化驱油方案，体系表活剂浓度0.3wt％，注采井距125m方案，提高采收率幅度30.31％，t相当聚合物增油62.11t，注采井距150m方案，提高采收率幅度29.73％，t相当聚合物增油66.04t，体系表活剂浓度0.45wt％，注采井距125m方案，提高采收率幅度30.69％，t相当聚合物增油63.28t，注采井距150m 方案，提高采收率幅度30.01％，t相当聚合物增油66.79t，比较看到，“高黏特超低界面张力特高效驱油”方案采收率提高值相对提高接近2％以上，t相当聚合物增油提升近4t；
5)“高黏特超低界面张力特高效驱油”方案实施主要因高品质表活剂价格提高而带来投资费用的增加，其特高效的增油效果带来的效益，抵消投资提高后仍可有客观效益。
2.3.4注采井距88m情况下研究
在四采油厂数字化地质模型(模型3)上，注采井距取为88m，在“四注九采”井网条件下，运行数字化驱油试验，研究“高黏特超低界面张力特高效驱油”方案驱油效果。方案计算结果列于表2.8。
表2.8“四注九采”井网、注采井距88m条件下优化驱油方案技术效果数据表
相对注采井距125m情况，这里方案实施时间不到两年，可提前一年多时间得到试验结果；从分层剩余油的对比看到，对应方案剩余油量值是相近的，可以认为，采用注采井距88m做前期试验，是可以达到试验的技术目标要求。
注采井距88m方案是注采井距125m井网加密后井网方案，对比表2.4对应方案结果，对应方案增采幅度提高值相差在1％左右，由此可推断在工业网下实施增采情况类似，然而，由注采井距125m加密到注采井距88m井数增加一倍，打井费用巨大，且使用时间短，从经济效益出发考虑，目前不考虑注采井距88m条件下推广应用前景。
3高黏特超低界面张力体系特高效驱油方案
高品质的表活剂能够保证在油田油水条件下驱油体系界面张力达到特超低要求——不高于25×10-5mN/m。
将具有特超低品质的高品质表活剂用于高效驱油方案中，可得到应用在“四注九采”井网条件下“高黏特超低界面张力体系”复合驱特高效驱油方案和应用在“工业性”井网条件下“高黏特超低界面张力体系”复合驱特高效驱油方案。
参考文献
[1][Wang Demin,Cheng Jiecheng,Wu Junzheng,etc]："Summary of ASP Pilotsin Daqing Oil Field"[C].SPE 57288,1999.]
[2]王凤兰，伍晓林，陈广宇，等.大庆油田三元复合驱技术进展[J].大庆石油地质与开发，2009，28(5)：154-162.
[3]Moore T F,Slobod R C.The Effect of Viscosity and Capillarity onthe Displacement of Oil by Water[J].Producers Monthly,Aug.1956.
[4]Taber J J.Dynamic and Static Forces Required To Remove aDiscontinuous Oil Phase from Porous Media Containing Both Oil and Water[J].Soc.Pet.Eng.J,March,1969.
[5]Foster W R.A Low Tension Waterflooding Process Empolying APetroleum Sulfonate， Inorganic Salts，And a Biopolymer[J].SPE 3803，1972.
[6]Meyers,J.J.,；Pitts,M.J.,Wyatt,Kon.Alkaline-Surfactant-PolymerFlood of the West Kiehl,Minnelusa Unit[C].SPE 24144,1992:423～435.
[7]Jay Vargo,Jim Turner,et al.Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding ofthe Cambridge Minnelusa Field[C].SPE 55633,1999:1-6.
[8]Felber.B.J,Selected.U.S.Department of Energy’s EOR TechnologyApplications[C]. SPE 84904,2003:1-11.
[9]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.
[10]戚连庆.聚合物驱油工程数值模拟研究.北京：石油工业出版社.19986-8.
[11]李士奎，朱焱，赵永胜，等.大庆油田三元复合驱试验效果评价研究[J].石油学报， 2005，26(3)：56-63.

Claims (9)

1.高黏度特超低界面张力体系特高效驱油工艺的确定方法，包括以下步骤：
步骤1：确定驱油工艺选用的表活剂，使其满足在待实施油层油水条件下高黏度特超低界面张力体系即复合体系界面张力确保达到特超低界面张力要求，所述特超低界面张力指不高于25×10-5mN/m；
步骤2：在待试验目的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，再进一步建立油层的数字化地质模型即模型3，在该模型3上通过数字化驱油试验对驱油工艺考核检验；
模型3通过拟合矿场试验建立，并同时确定驱油工艺考核计算的三项关键数据：
A)工艺实施时间；
B)油层试验条件下复合体系黏度保留率；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；
C)油层复合体系注入压力界限；
步骤3：确定复合驱高效驱油工艺的优化技术指标：
a)注采井距：采用小井距；
b)注液速度：注采井距125m情况下取0.40PV/y，注采井距150m情况下取0.28PV/y；
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，综合考虑要求如下：
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，或使用表活剂浓度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；
iii)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，工艺计算注入压力不能超过在步骤2中确定的注入压力界限；
步骤4：综合a)-c)的指标，确定待考核驱油工艺；
步骤5：在模型3上运行数字化驱油试验，考核检验待选工艺；
步骤6：依据计算考核结果，确定优化工艺，优化工艺提高采收率幅度要高于相应的高黏超低界面张力体系驱油工艺2％。
2.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤2中模型3的建立方法是采用数值模拟方法，拟合在该油层上实施的四注九采井网条件下的复合驱试验完成；所述拟合过程是在模型1上切下一个表层为正方形油层，它为五点法井网一个井组的四分之一，含一注一采两口井，两口井间相距距离等于驱油试验注采井距，再在该油层各层段上都划出9×9个网格，每个网格块都赋给对应的油层参数，建立计算模型2，在计算模型2上运行试验方案，拟合水驱采出过程修正油层地质数据，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中模型3采用拟合工业性井网条件试验的方法建立，采用适用于工业性井网条件试验研究应用的计算模型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，模型纵向取三层，总网格数为49×9×3，拟合过程是：在模型1上切下计算模型4，计算模型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，拟合结果满意得到模型3。
4.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计算必须满足的条件，通过拟合驱油试验研究确定：
A)所述驱油试验的实施时间，是指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；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，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)所述驱油试验的油层试验条件下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)油层复合体系注入压力界限是指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值。
5.根据权利要求2所述方法，其特征在于：步骤5中待选工艺是四注九采井网条件下的驱油工艺，计算模型取一注一采模型2’；模型2’与权利要求2中所述的模型2两者之间差别是每一个驱油工艺计算用的模型2’切割于权利要求2的模型3，且对应每一个驱油工艺的模型2’都有各自根据研究需要确定的对应注采井距。
6.根据权利要求3所述方法，其特征在于：步骤5中待选工艺是工业性井网条件下的驱油工艺，计算模型取四注三采模型4’；模型4’与权利要求3中所述的模型4有着相同的结构，两者之间差别是每一个驱油工艺计算用的模型4’切割于权利要求3的模型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。
7.一种适于高黏特超低界面张力体系特高效复合驱油工艺，其特征在于，针对大庆油田采油四厂杏二西油田特点设计，包括：
注采井距取125m～150m范围，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％，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125m情况下两级段塞体积总和取0.9PV，注采井距150m情况下，两级段塞体积总和取0.8PV；
复合体系段塞是表活剂、碱和聚合物三元体系；表活剂为高品质的体系界面张力在0.00025mN/m以下特超低范围的表活剂；
工艺计算注入压力不超过拟合矿场试验得到的注入压力界限；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％；
表活剂选美国产品ORS-62，国产烷基苯磺酸盐或其它适用的表活剂，聚合物选用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。
8.根据权利要求7所述驱油工艺，其特征在于，四注九采井网条件下工艺：
工艺一：复合体系表活剂浓度为0.3wt％；
井距125m：两级段塞体积总和0.9PV，段塞聚合物浓度2294mg/L；或
井距150m：两级段塞体积总和0.8PV，段塞聚合物浓度2401mg/L；或
工艺二：复合体系表活剂浓度为0.45wt％；
井距125m：两级段塞体积总和0.9PV，段塞聚合物浓度2299mg/L；或
井距150m：两级段塞体积总和0.8PV，段塞聚合物浓度2380mg/L。
9.根据权利要求7所述驱油工艺，其特征在于，工业性井网条件下工艺：
工艺一：复合体系表活剂浓度为0.3wt％；
井距125m：两级段塞体积总和0.9PV，段塞聚合物浓度2072mg/L；或
井距150m：两级段塞体积总和0.8PV，段塞聚合物浓度2064mg/L；或
工艺二：复合体系表活剂浓度为0.45wt％；
井距125m：两级段塞体积总和0.9PV，段塞聚合物浓度2068mg/L；或
井距150m：两级段塞体积总和0.8PV，段塞聚合物浓度2065mg/L。
CN201510900885.5A 2014-12-09 2015-12-09 高黏特超低界面张力体系特高效驱油工艺及其确定方法 Active CN105696989B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201410748591 2014-12-09
CN2014107485910 2014-12-09

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN105696989A CN105696989A (zh) 2016-06-22
CN105696989B true CN105696989B (zh) 2019-02-22

Family

ID=56227959

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201510900885.5A Active CN105696989B (zh) 2014-12-09 2015-12-09 高黏特超低界面张力体系特高效驱油工艺及其确定方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN105696989B (zh)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1429966A (zh) * 2003-01-24 2003-07-16 大庆油田有限责任公司 优化三元复合驱驱油方案的方法
CN1478850A (zh) * 2002-08-26 2004-03-03 大庆油田有限责任公司 利用聚合物溶液与二元体系提高石油采收率的方法
CN1514106A (zh) * 2003-01-24 2004-07-21 大庆油田有限责任公司 优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法
CN102418506A (zh) * 2012-01-10 2012-04-18 孙安顺 一种提高原油采收率化学驱注入方法

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2011041086A1 (en) * 2009-10-02 2011-04-07 University Of Wyoming Combined miscible or near miscible gas and asp flooding for enhanced oil recovery
US8510089B2 (en) * 2010-08-31 2013-08-13 Chevron U.S.A., Inc. Computer-implemented systems and methods for forecasting performance of polymer flooding of an oil reservoir system

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1478850A (zh) * 2002-08-26 2004-03-03 大庆油田有限责任公司 利用聚合物溶液与二元体系提高石油采收率的方法
CN1429966A (zh) * 2003-01-24 2003-07-16 大庆油田有限责任公司 优化三元复合驱驱油方案的方法
CN1514106A (zh) * 2003-01-24 2004-07-21 大庆油田有限责任公司 优化三元复合驱中体系界面张力及三元体系配方的方法
CN102418506A (zh) * 2012-01-10 2012-04-18 孙安顺 一种提高原油采收率化学驱注入方法

Non-Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
《三元复合驱提高原油采收率关键理论与技术》;程杰成 等;《石油学报》;20140331;第35卷(第2期);第310-318页
《大庆油田三元复合驱技术进展》;王凤兰 等;《大庆石油地质与开发》;20091031;第28卷(第5期);第154-162页
《大庆油田三元复合驱试验效果评价研究》;李士奎 等;《石油学报》;20050531;第26卷(第3期);第56-59和63页
《杏二中三元复合驱工业性矿场试验》;杜雄文 等;《新疆石油天然气》;20050930;第1卷(第2期);第55-58和73页

Also Published As

Publication number Publication date
CN105696989A (zh) 2016-06-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Iwere et al. Numerical simulation of enhanced oil recovery in the middle bakken and upper three forks tight oil reservoirs of the Williston Basin
CN104594872A (zh) 一种优化致密气藏压裂水平井裂缝导流能力的方法
CN105696985B (zh) 四注九采井网条件下复合驱高效驱油方法的确定方法及复合驱高效驱油方法
Sinan et al. Numerical simulation-based correction of relative permeability hysteresis in water-invaded underground gas storage during multi-cycle injection and production
Wang et al. Heat extraction study of a novel hydrothermal open-loop geothermal system in a multi-lateral horizontal well
CN109209307A (zh) 一种定量分析低渗透油藏注水开发效果的方法
CN115587674B (zh) 油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法
Izgec et al. Maximizing volumetric sweep efficiency in waterfloods with hydrocarbon F–Φ curves
Ignatyev et al. Multistage hydraulic fracturing in horizontal wells as a method for the effective development of gas-condensate fields in the arctic region
Callegaro et al. Design and implementation of low salinity waterflood in a north African brown field
Iyare et al. Effect of gas cap and aquifer strength on optimal well location for thin-oil rim reservoirs
Rodriguez Inferences of two dynamic processes on recovery factor and well spacing for a shale oil reservoir
Iwere et al. Numerical Simulation of thick, tight fluvial sands
CN105696989B (zh) 高黏特超低界面张力体系特高效驱油工艺及其确定方法
Xu et al. Experiment and Simulation of Gas Channeling Control Technique During CO2 Flooding in Normal Pressure Tight Oil Reservoir of South Ordos Basin
CN105696988B (zh) 工业性井网条件下复合驱高效驱油工艺及其确定方法
Liu et al. Oil recovery for heavy oil by displacing agent/foam assisted steam flooding: laboratory experiments, numerical simulations and field performances
Pang et al. An investigation on propagation mechanisms of steam chamber during expanding solvent SAGP ES-SAGP in thin heavy oil reservoirs
Dong et al. Numerical simulation of a two-phase flow with low permeability and a start-up pressure gradient
Liu A miscible CO2 injection project and evaluation in Daqing, China
Yang et al. Evaluation of Enhanced Oil Recovery Potential using Interfracture Water Flooding in a Tight Oil Reservoir
Yong et al. Development Strategy Optimization and Application for Fractured-Vuggy Carbonate Gas Condensate Reservoirs
Guo et al. Alkali-Surfactant-Polymer ASP Flooding Field Test Using Horizontal Wells: Design, Implementation and Evaluation
Bao et al. An evaluation of enhanced oil recovery strategies for extra heavy oil reservoir after cold production without sand in Orinoco, Venezuela
Zhang et al. Experimental study on the effective utilization of reserves in tight sandstone gas reservoirs and their applications

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant