CN109308358A - 一种稠油油藏化学驱数值模拟方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及稠油油藏化学驱数值模拟方法，包括：收集参数；建立表征稠油化学驱驱油机理的数模模型参数的计算处理方法；定义多组分多相模型；采用室内物理模拟实验中使用岩心或填砂模型的尺寸、物性和流体性质，建立室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型，修正表征稠油化学驱驱油机理数模模型参数；将矿场三维油藏地质模型与实际矿场生产数据导入已经拟合好的室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型，建立矿场规模三维稠油化学复合驱数值模拟模型。本发明为开展稠油油藏化学复合驱矿场应用效果预测数值模拟打下基础，在完善稠油化学复合驱驱油机理定量化表征模型的同时，为探究稠油化学复合驱驱油应用提供了理论依据。

Description

一种稠油油藏化学驱数值模拟方法

技术领域

本发明属于稠油油藏化学驱驱油效果预测方法技术领域，具体涉及一种稠油油藏化学驱数值模拟方法。

背景技术

目前，世界上已形成三次采油的四大技术系列，即化学驱、气驱、热力驱和微生物采油。其中化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱及复合驱技术。

聚合物驱是通过在水相中加入聚合物，降低油水相粘度比、扩大波及体积、提高油藏采收率。水溶性降粘剂由亲油的主体分子和亲水的客体分子构成，它主要机理是利用主体、客体分子(受体、配体分子)间的非共价键作用(静电引力、氢键、范德华相互作用和配体-受体相互作用等)，通过识别和自组装生成超分子复合物，将稠油分子聚集体分散，从而降低稠油的粘度，提高油层内流体的流动性，以实现稠油油藏的冷采。目前，聚合物驱一般应用于地下原油粘度低于200mPa·s的稠油油藏，而仅采用聚合物驱开采后仍有40％左右的原油不能开采出来。此外，水溶性降粘剂价格昂贵，若单独使用，不仅消耗量大，成本急剧增加，而且开发效果差。

然而，在实验室条件下，将聚合物与水溶性降粘剂组成复合驱油体系按照一定的比例注入70℃、原油粘度为1000mPa·s的饱和油岩心，其驱油效果得到极大改善，岩心采收率可达到30～38％，说明聚合物与水溶性降粘剂复合驱在稠油油藏提高采收率领域具有较大的潜力。由于室内实验难以在实验过程中记录水溶性降粘剂的渗流规律，因此就无法准确地预测评价聚合物溶液与水溶性降粘剂复合驱在矿场应用中的驱油效果。

数值模拟技术作为油田开发决策中的一项重要技术，在研究开发新技术新方法可行性中被广泛应用。目前，一些商业化数值模拟软件，其化学驱模块虽然可以模拟聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱、三元复合驱等化学驱过程的主要或者部分驱油机理。然而尚没有一种模拟软件针对聚合物与水溶性降粘剂组合进行化学复合驱的数值模拟研究方法。

因此，需要一种针对稠油油藏聚合物溶液与水溶性降粘剂复合驱的数值模拟方法，能够模拟聚合物溶液、水溶性降粘剂和复合化学剂段塞应用在稠油油藏中的波及规律和驱油特征，较为准确地计算在稠油油藏化学复合驱的油藏采收率，以便开展稠油油藏化学复合驱的矿场应用效果预测。

发明内容

为了解决上述问题，本发明提供了一种稠油油藏化学驱数值模拟方法，能够模拟聚合物溶液、水溶性降粘剂和聚合物-水溶性降粘剂复合驱应用在稠油油藏中的波及规律和驱油特征，更加准确地计算在稠油油藏化学复合驱的油藏采收率。

根据本发明提供了一种稠油油藏化学驱数值模拟方法，包括：

步骤1，收集稠油化学驱参数的测试结果和物理模拟驱油实验结果；

步骤2，建立表征稠油化学驱驱油机理的数模模型参数的计算处理方法，并计算参数值；

步骤3，定义多组分多相模型，包括油相、水相、类水相中的组分构成和各个组分的物理化学性能参数以及不同组分在模型中的名称、存在形式、摩尔质量和密度；

步骤4，采用室内物理模拟实验中使用岩心或填砂模型的尺寸、物性和流体性质，建立室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型，然后进行驱油效果拟合，修正表征稠油化学驱驱油机理数模模型参数；

步骤5，将矿场三维油藏地质模型与实际矿场生产数据导入已经拟合好的室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型，建立矿场规模三维稠油化学复合驱数值模拟模型。

在一个实施例中，所述化学剂包括：聚合物、水溶性降粘剂以及复合剂，其中所述复合剂为聚合物与水溶性降粘剂按预设比例复配后的溶液。

在一个实施例中，在步骤1中，所述参数包括化学剂物化性能参数和化学剂岩心驱替实验参数；

其中，化学剂物化性能参数至少包括：

聚合物分子量、聚合物溶液密度以及聚合物粘度随浓度、温度、矿化度和剪切速率的变化曲线；

水溶性降粘剂分子量、水溶性降粘剂密度以及水溶性降粘剂降粘率随浓度、温度、矿化度、原油粘度和油水比的变化曲线；

复合剂密度以及复合剂粘度随浓度、温度、矿化度和剪切速率的变化曲线；复合剂随浓度、温度、矿化度、原油粘度和油水比的变化曲线；

其中，化学剂岩心驱替实验参数至少包括：

岩心尺寸、孔隙度、渗透率、初始含油饱和度、相渗曲线以及驱替压力、累计产油、累计产液随时间变化的驱油特征曲线。

在一个实施例中，所述步骤2中包括以下表征方法：

(1)为了模拟井底炮眼对聚合物溶液剪切降粘作用，将聚合物溶液粘度与剪切速度的关系式定义为：

其中，μ_poly为井底炮眼剪切降粘作用后聚合物溶液的粘度；为相对剪切速率；k_abs为岩石绝对渗透率；k_rl为液相相对渗透率；φ为岩石孔隙度；S_l为液相饱和度；

(2)为了模拟岩石对聚合物的吸附作用，将不同浓度聚合物溶液其在单位体积岩石上吸附摩尔数与实验室条件下不同聚合物溶液浓度其吸附量的关系式定义为：

其中，为不同浓度聚合物溶液其在单位体积岩石上吸附摩尔数；为实验室条件下不同聚合物溶液浓度其吸附量；ρ_r为聚合物的密度；φ为储层孔隙度；

(3)为了模拟聚合物吸附与解附造成的储层有效渗透率的变化，将注入聚合物溶液储层的有效渗透率定义为：

其中，R_kα为相渗透率降低因子；RRF_kα为相残余阻力因子；Ad_numsim为不同浓度聚合物溶液其在单位体积岩石上吸附摩尔数；ADMAXT为聚合物溶液其在单位体积岩石上最大吸附摩尔数；k_efα为相有效渗透率；k_abs为岩石绝对渗透率；k_rα为相相对渗透率；

(4)为了模拟驱油过程中储层流体混合后各组分粘度的变化，建立了无因次浓度与无因次粘度的非线性混合函数，函数的定义为：

其中，μ_α为各组分混合后相粘度；为各组分粘度；为各组分在混合流体中的摩尔分数或者质量分数；

(5)为了模拟水溶性分散降粘剂与稠油作用生成水溶性乳状液，发挥其降粘作用，采用多组分相间平衡传质方法，其平衡传质方程采用化学反应方程的形式定义为：

油相(稠油)+水相(水溶性分散降粘剂)→类水相(水溶性乳状液)

x*M_oil+y*M_reducer→z*M_simw

其中，x,y,z为各相中各组分的反应配平系数；M_i为各相中各组分的分子量。

在一个实施例中，将步骤1的室内性能测试结果数据和物理模拟驱油实验结果数据导入步骤2中的相应的表征方法中，获得相应的参数数据表。

在一个实施例中，所述步骤3中定义的多组分多相模型，其中，

水相至少分为水、聚合物、水溶性分散降粘剂组分；

油相至少分为水驱可动油、化学驱残余油组分；

类水相至少分为稠油与水溶液分散降粘剂生成的乳状液组分。

在一个实施例中，所述步骤4中驱油效果包括：驱油效率、含水率变化规律和注入压力变化规律；其中，室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型计算的驱油效率与实际实验测试值的拟合误差小于±10％，室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型计算的含水率与注入压力曲线的变化趋势一致且数据点值的平均误差小于±10％。

在一个实施例中，所述步骤4中的室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型，由岩心或填砂模型的尺寸、物性和流体性质并利用CMG数值模拟软件建立的模型。

在一个实施例中，所述步骤4中修正的表征稠油化学驱驱油机理数模模型参数包括：

残余油饱和度、残余油饱和度下的水相相对渗透率、水溶性降粘剂与稠油反应时的反应系数、受到剪切作用后聚合物的粘度以及聚合物残余阻力系数。

在一个实施例中，所述步骤5中的矿场三维油藏地质模型为由Petrel商业地质建模软件建立矿场工区的三维油藏地质模型；

其中，将Petrel生成的包含有储层物性、网格大小、网格定义信息的bin文件导入CMG软件中，替代步骤4中室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型中相对应的数据，建立矿场工区的化学复合驱数值模拟模型。

与现有技术相比，本发明的优点在于：(1)本发明通过改进后采用的表征稠油化学驱驱油机理数模模型参数的计算处理方法，结合多相多组分模型，克服了室内实验很难测量水溶性分散降粘剂与聚合物溶液作用带来的增油量，为更准确地定量评价化学复合驱中聚合物溶液与水溶性分散降粘剂对采收率的贡献；(2)本发明方法可以更加准确地模拟稠油油藏中化学复合驱时聚合物溶液、水溶性分散降粘剂和复合化学剂在储层中的波及规律和驱油特征，为揭示化学复合驱开发技术政策研究提供了有力的理论工具，同时提高了稠油油藏复合化学驱矿场应用效果预测准确性。

附图说明

在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。其中：

图1显示了根据本发明数值模拟方法的技术流程图；

图2显示了根据本发明油水相渗曲线图。

在附图中相同的部件使用相同的附图标记。附图并未按照实际的比例绘制。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明作进一步说明。

图1根据本发明稠油油藏化学驱数值模拟方法的技术流程图。包括：

步骤1，收集稠油化学驱油体系中各种化学剂的室内性能测试结果数据和物理模拟驱油实验结果数据；本实施例中，建立化学复合驱数值模拟模型需要的各个参数包括化学剂物化性能参数和化学剂岩心驱替实验参数包括：

化学剂物化性能参数：聚合物分子量、聚合物溶液密度以及聚合物粘度随浓度、温度、矿化度和剪切速率的变化曲线；水溶性降粘剂分子量、水溶性降粘剂密度以及水溶性降粘剂降粘率随浓度、温度、矿化度、原油粘度和油水比的变化曲线。

在本实施例中，聚合物溶液密度为1.06g/cm³；水溶性降粘剂密度为1.01g/cm³。

化学剂岩心驱替实验参数包括：岩心尺寸、孔隙度、渗透率、初始含油饱和度、相渗曲线以及驱替压力、累计产油、累计产液随时间变化的驱油特征曲线。

步骤2，建立表征稠油化学驱驱油机理数模模型参数的计算处理方法，并根据实验数据计算相应的参数值；涉及以下表征方法：

(1)为了模拟井底炮眼对聚合物溶液剪切降粘作用，将聚合物溶液粘度与剪切速度的关系式定义为：

其中，μ_poly为井底炮眼剪切降粘作用后聚合物溶液的粘度；为相对剪切速率；k_abs为岩石绝对渗透率；k_rl为液相相对渗透率；φ为岩石孔隙度；S_l为液相饱和度；

(2)为了模拟岩石对聚合物的吸附作用，将不同浓度聚合物溶液其在单位体积岩石上吸附摩尔数与实验室条件下不同聚合物溶液浓度其吸附量的关系式定义为：

其中，为不同浓度聚合物溶液其在单位体积岩石上吸附摩尔数；为实验室条件下不同聚合物溶液浓度其吸附量；ρ_r为聚合物的密度；φ为储层孔隙度；

(3)为了模拟聚合物吸附与解附造成的储层有效渗透率的变化，将注入聚合物溶液储层的有效渗透率定义为：

其中，R_kα为相渗透率降低因子；RRF_kα为相残余阻力因子；Ad_numsim为不同浓度聚合物溶液其在单位体积岩石上吸附摩尔数；ADMAXT为聚合物溶液其在单位体积岩石上最大吸附摩尔数；k_efα为相有效渗透率；k_abs为岩石绝对渗透率；k_ra为相相对渗透率；

(4)为了模拟驱油过程中储层流体混合后各组分粘度的变化，建立了无因次浓度与无因次粘度的非线性混合函数，函数的定义为：

其中，μ_α为各组分混合后相粘度；为各组分粘度；为各组分在混合流体中的摩尔分数或者质量分数；

(5)为了模拟水溶性分散降粘剂与稠油作用生成水溶性乳状液，发挥其降粘作用，采用多组分相间平衡传质方法，其平衡传质方程采用化学反应方程的形式定义为：

油相(稠油)+水相(水溶性分散降粘剂)→类水相(水溶性乳状液)

x*M_oil+y*M_reducer→z*M_simw

其中，x,y,z为各相中各组分的反应配平系数；M_i为各相中各组分的分子量。

在一个实施例中，将步骤1中的实验结果利用以上数学关系式进行数据处理计算，等到相应的参数数据表。

将步骤1中室内物理实验得到的聚合物剪切速率与聚合物溶液粘度曲线，应用步骤2的(1)中的公式转换为为不同注入速度与对应经过井底炮眼剪切作用后的聚合物溶液粘度的关系曲线；将步骤1中室内物理实验得到的不同浓度的聚合物在单位固体表面吸附量与时间的关系曲线，应用步骤2的(2)中的公式转换为不同浓度聚合物溶液在单位体积岩石上吸附量；结合步骤2的(2)的结果与室内物理实验得到岩石的液测绝对渗透率与聚合物吸附后岩石的渗透率的测试结果，计算步骤2的(3)中的残余阻力系数RRF_α；将步骤1中室内物理实验得到的聚合物溶液浓度与粘度的关系曲线，应用步骤2的(4)中的公式计算储层注入聚合物溶液后水相粘度与聚合物浓度的关系曲线；利用步骤1中室内物理实验的得到的原油分子量、降粘剂分子量、不同浓度降粘剂、不同油水比对应的降粘率，确定化学反应方程中各参加反应物质的反应平衡配位数。将以上步骤2中计算得到的曲线，均转化为数据表格的形式，以便于数值计算使用。

本实施例中，水溶性降粘剂与稠油化学反应方程配位数为x＝1，y＝25，z＝1。

步骤3，定义数模模型中油、水、类水相中的组分构以及各个组分的物理化学性能参数，包括不同组分在模型中的名称、存在形式(油相、类水相、水相)、摩尔质量、密度等；

其中，多组分多相模型具体包括：水相、油相和类水相。

水相至少分为水、聚合物、水溶性分散降粘剂组分；

油相至少分为水驱可动油、化学驱残余油组分；

类水相至少分为稠油与水溶液分散降粘剂生成的乳状液组分。

在一个优选的实施例中，水相分为水、聚合物、水溶性降粘剂3个组分；油相分为水驱可动油、化学驱残余油2个组分；类水相分为稠油与水溶液分散降粘剂生成的乳状液1个组分。

步骤4，参照室内物理模拟实验中使用岩心或填砂模型的尺寸、物性和流体性质，建立与之一致的室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型，开展驱油效果(驱油效率、含水率变化规律、注入压力变化规律)的拟合，修正部分表征稠油化学驱驱油机理数模模型参数；

室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型计算的驱油效率与实际实验测试值的拟合误差小于±10％，模型计算的含水率与注入压力曲线的变化趋势一致且其上数据点值的平均误差小于±10％。

在一个优选的实施例中，所述室内物理模拟实验中使用岩心，尺寸为长30cm×直径2.54cm，气测渗透率为2400mD，孔隙度为0.32，初始含油饱和度63％，实验温度70℃，实验用脱气原油粘度为1000cp，油水相渗曲线(如图2所示)。所使用的建模软件为CMG数值模拟软件，模型建立后拟合采用上述实验条件下进行的室内物理模拟岩心驱替实验结果，拟合过程中修正的表征稠油化学驱驱油机理数模模型参数包括残余油饱和度、残余油饱和度下的水相相对渗透率、水溶性降粘剂与稠油反应时反应系数、受到剪切作用后聚合物的粘度以及聚合物残余阻力系数。

步骤5，将矿场三维油藏地质模型与实际矿场生产数据导入已经拟合好的室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型，建立矿场规模三维稠油化学复合驱数值模拟模型。

在一个优选的实施例中，所述矿场工区面积为0.9km²，使用Petrel等商业地质建模软件建立矿场工区的三维油藏地质模型。将有Petrel生成的包含储层物性、网格大小、网格定义信息的bin文件导入CMG软件中，替代步骤4中室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型中对应的信息，这样就建立了矿场工区的化学复合驱数值模拟模型。

模拟聚合物与水溶性降粘剂复合驱在稠油油藏中的驱油特征及机理是开展稠油油藏化学复合驱矿场应用效果预测数值模拟的基础，因此，通过本发明方法，在完善稠油聚合物-水溶性降粘剂驱油机理数值模拟方法的同时，还为探究稠油化学复合驱矿场应用的经济技术界限研究提供了有力的手段。

虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不分离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。

Claims (10)

1.一种稠油油藏化学驱数值模拟方法，其特征在于，包括：

步骤1，收集稠油化学驱参数的测试结果和物理模拟驱油实验结果；

步骤2，建立表征稠油化学驱驱油机理的数模模型参数的计算处理方法，并计算参数值；

步骤3，定义多组分多相模型，包括油相、水相、类水相中的组分构成和各个组分的物理化学性能参数以及不同组分在模型中的名称、存在形式、摩尔质量和密度；

步骤4，采用室内物理模拟实验中使用岩心或填砂模型的尺寸、物性和流体性质，建立室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型，然后进行驱油效果拟合，修正表征稠油化学驱驱油机理数模模型参数；

步骤5，将矿场三维油藏地质模型与实际矿场生产数据导入已经拟合好的室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型，建立矿场规模三维稠油化学复合驱数值模拟模型。

2.根据权利要求1所述的稠油油藏化学驱数值模拟方法，其特征在于，所述化学剂包括：聚合物、水溶性降粘剂以及复合剂，其中所述复合剂为聚合物与水溶性降粘剂按预设比例复配后的溶液。

3.根据权利要求2所述的稠油油藏化学驱数值模拟方法，其特征在于，在步骤1中，所述参数包括化学剂物化性能参数和化学剂岩心驱替实验参数；

其中，化学剂物化性能参数至少包括：

聚合物分子量、聚合物溶液密度以及聚合物粘度随浓度、温度、矿化度和剪切速率的变化曲线；

水溶性降粘剂分子量、水溶性降粘剂密度以及水溶性降粘剂降粘率随浓度、温度、矿化度、原油粘度和油水比的变化曲线；

复合剂密度以及复合剂粘度随浓度、温度、矿化度和剪切速率的变化曲线；复合剂随浓度、温度、矿化度、原油粘度和油水比的变化曲线；

其中，化学剂岩心驱替实验参数至少包括：

岩心尺寸、孔隙度、渗透率、初始含油饱和度、相渗曲线以及驱替压力、累计产油、累计产液随时间变化的驱油特征曲线。

4.根据权利要求1所述的稠油油藏化学驱数值模拟方法，其特征在于，所述步骤2中包括以下表征方法：

(1)为了模拟井底炮眼对聚合物溶液剪切降粘作用，将聚合物溶液粘度与剪切速度的关系式定义为：

其中，μ_poly为井底炮眼剪切降粘作用后聚合物溶液的粘度；为相对剪切速率；k_abs为岩石绝对渗透率；k_rl为液相相对渗透率；φ为岩石孔隙度；S_l为液相饱和度；

(2)为了模拟岩石对聚合物的吸附作用，将不同浓度聚合物溶液其在单位体积岩石上吸附摩尔数与实验室条件下不同聚合物溶液浓度其吸附量的关系式定义为：

其中，为不同浓度聚合物溶液其在单位体积岩石上吸附摩尔数；为实验室条件下不同聚合物溶液浓度其吸附量；ρ_r为聚合物的密度；φ为储层孔隙度；

(3)为了模拟聚合物吸附与解附造成的储层有效渗透率的变化，将注入聚合物溶液储层的有效渗透率定义为：

其中，R_kα为相渗透率降低因子；RRF_kα为相残余阻力因子；Adn_umsim为不同浓度聚合物溶液其在单位体积岩石上吸附摩尔数；ADMAXT为聚合物溶液其在单位体积岩石上最大吸附摩尔数；k_efα为相有效渗透率；k_abs为岩石绝对渗透率；k_rα为相相对渗透率；

(4)为了模拟驱油过程中储层流体混合后各组分粘度的变化，建立了无因次浓度与无因次粘度的非线性混合函数，函数的定义为：

其中，μ_α为各组分混合后相粘度；为各组分粘度；为各组分在混合流体中的摩尔分数或者质量分数；

(5)为了模拟水溶性分散降粘剂与稠油作用生成水溶性乳状液，发挥其降粘作用，采用多组分相间平衡传质方法，其平衡传质方程采用化学反应方程的形式定义为：

油相(稠油)+水相(水溶性分散降粘剂)→类水相(水溶性乳状液)

x*M_oil+y*M_reducer→z*M_simw

其中，x,y,z为各相中各组分的反应配平系数；M_i为各相中各组分的分子量。

5.根据权利要求4所述的稠油油藏化学驱数值模拟方法，其特征在于，将步骤1的室内性能测试结果数据和物理模拟驱油实验结果数据导入步骤2中的相应的表征方法中，获得相应的参数数据表。

6.根据权利要求1所述的稠油油藏化学驱数值模拟方法，其特征在于，所述步骤3中定义的多组分多相模型，其中，

水相至少分为水、聚合物、水溶性分散降粘剂组分；

油相至少分为水驱可动油、化学驱残余油组分；

类水相至少分为稠油与水溶液分散降粘剂生成的乳状液组分。

7.根据权利要求1所述的稠油油藏化学驱数值模拟方法，其特征在于，所述步骤4中驱油效果包括：驱油效率、含水率变化规律和注入压力变化规律；其中，室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型计算的驱油效率与实际实验测试值的拟合误差小于±10％，室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型计算的含水率与注入压力曲线的变化趋势一致且数据点值的平均误差小于±10％。

8.根据权利要求1所述的稠油油藏化学驱数值模拟方法，其特征在于，所述步骤4中的室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型，由岩心或填砂模型的尺寸、物性和流体性质并利用CMG数值模拟软件建立的模型。

9.根据权利要求1所述的稠油油藏化学驱数值模拟方法，其特征在于，所述步骤4中修正的表征稠油化学驱驱油机理数模模型参数包括：

残余油饱和度、残余油饱和度下的水相相对渗透率、水溶性降粘剂与稠油反应时的反应系数、受到剪切作用后聚合物的粘度以及聚合物残余阻力系数。

10.根据权利要求1所述的稠油油藏化学驱数值模拟方法，其特征在于，所述步骤5中的矿场三维油藏地质模型为由Petrel商业地质建模软件建立矿场工区的三维油藏地质模型；

其中，将Petrel生成的包含有储层物性、网格大小、网格定义信息的bin文件导入CMG软件中，替代步骤4中室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型中相对应的数据，建立矿场工区的化学复合驱数值模拟模型。