CN109899043B - 一种周期注聚提高原油采收率幅度的定量预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种周期注聚提高采收率幅度的定量预测方法。它包括如下步骤：1)周期注聚注入参数优化；2)影响因素分析：根据步骤1)中最优周期注聚注入参数，建立蒙特卡洛预测模型；通过分析得出最优周期注聚注入参数与提高采收率幅度的关系；3)提高采收率幅度定量预测：将周期注聚注入参数按分布规律取值，应用蒙特卡洛模型对步骤1)得到的最优周期注聚注入参数进行随机组合预测；根据预测结果绘制提高采收率幅度与试验次数、累计试验次数的关系，即能得到不同发生概率下的周期注聚提高采收率幅度。本发明在驱替过程中周期注聚能增加原油采收率；能优化周期注聚注入参数；并能定量预测提高采收率幅度，得出不同发生概率下提高采收率幅度。

Description

一种周期注聚提高原油采收率幅度的定量预测方法

技术领域

本发明涉及一种周期注聚提高原油采收率幅度的定量预测方法，属于油藏开发技术领域。

背景技术

储层非均质性是油藏的基本特性，这种秉性使得水驱后，不论层间、层内，还是微观，都存在常规水驱技术手段难以高效动用的大量剩余油。因此，针对宏观非均质性采用周期注聚的方式，可在高低渗层间引起压力扰动，这种压力的交替变化能使差油层的开发效果得到改善，有利于降低含水，提高原油产量；针对微观非均质性采用非均相体系(柔性微凝胶颗粒)，颗粒具有良好水化膨胀特性，依靠滞留和架桥封堵作用在孔喉处产生堵塞，从而实现注入水液流转向和深部调驱，最大限度地提高注入液的波及体积。所以周期注聚方式可以产生较好液流转向效果，扩大波及体积效果显著，进而大幅度增加原油采收率。但周期注聚方式涉及较多注入参数，如储层渗透率级差、交替周期、驱油体系浓度以及注入速度等，需要开展大量物理模拟实验来优化周期注聚注入参数，以及分析参数影响规律，同时对周期注聚提高采收率幅度难以进行定量预测。目前相关问题研究文献报道还不多，难以为周期注聚提高采收率技术的矿场应用情况提供技术支持。

发明内容

本发明的目的是提供一种周期注聚提高原油采收率幅度的定量预测方法。

本发明提供的一种周期注聚提高原油采收率幅度的定量预测方法，包括如下步骤：

1)周期注聚注入参数优化：针对目标油田进行不同渗透率级差下的周期注聚物理模拟实验，记录每组实验过程中的压力，并计算含水率和采收率；分别根据每组所述周期注聚物理模拟实验结果进行对比，得到提高采收率幅度最大的最优周期注聚注入参数；

2)影响因素分析：根据步骤1)中所述最优周期注聚注入参数，建立蒙特卡洛预测模型；通过所述蒙特卡洛预测模型分析所述周期注聚物理模拟实验的所述最优周期注聚注入参数提高采收率幅度影响的大小顺序，得出各所述最优周期注聚注入参数的权重分布，并根据所述蒙特卡洛预测模型，得出所述最优周期注聚注入参数与提高采收率幅度的关系；

3)提高采收率幅度定量预测：将所述周期注聚注入参数按分布规律取值，应用所述蒙特卡洛模型对步骤1)得到的所述最优周期注聚注入参数进行随机组合预测；根据预测结果绘制提高采收率幅度与试验次数、累计试验次数的关系，即能得到不同发生概率下的周期注聚提高采收率幅度。

上述的方法中，所述不同渗透率级差下的周期注聚物理模拟实验采用的是均相体系和非均相体系两种药剂交替周期注入；并且在所述药剂总费用相同的条件下进行；

所述不同渗透率级差下的周期注聚物理模拟实验的周期注聚注入参数包括渗透率级差、交替周期、非均相体系浓度和注入速度。

本发明中，根据所述蒙特卡洛预测模型，固定其他的所述最优周期注聚注入参数不变的条件下，得出其中一个所述最优周期注聚注入参数与提高采收率幅度的关系。

所述不同渗透率级差下的周期注聚物理模拟实验采用的是均相体系和非均相体系两种药剂交替周期注入；即采用的是非连续与非均相的注入模式，其中“非连续”是指所述均相体系注入方式的不连续性，即“周期注入”；“非均相”是指采用了所述非均相体系。

上述的方法中，所述不同渗透率级差下的周期注聚物理模拟实验的实验模型包括两块岩心并联而成；

所述的岩心为石英砂环氧树脂胶结人造均质岩心。

上述的方法中，所述渗透率级差的气测渗透率可为200～1200×10^-3μm²；具体可为200、400、600、800、1000、1200×10^-3μm²；

所述渗透率级差按照如下式(1)计算得到：

K_级差＝K_g/200 式(1)；

式(1)中，K_g表示渗透率级差的气测渗透率，K_级差表示渗透率级差；

所述不同渗透率级差下的周期注聚物理模拟实验的周期注聚注入参数如下：

所述交替周期可为2～10，具体可为2、3、4、5或2～5；

所述非均相体系为柔性微凝胶颗粒水分散体系，所述非均相体系浓度可为1000～3000mg/L，具体可为1500mg/L、1600mg/L、1500～1600mg/L或1000～2000mg/L；

所述均相体系为聚合物水溶液；所述均相体系浓度可为500～2500mg/L；具体可为550mg/L、800mg/L、1000mg/L、1200mg/L、550～1200mg/L、500～1500mg/L或500～2000mg/L；

所述注入速度可为0.5mL/min～1.5mL/min；具体可为0.5mL/min或0.5mL/min～1.0mL/min。

上述的方法中，所述渗透率级差可为2～10，具体可为2、3、4、5、6或2～6；

所述柔性微凝胶颗粒包括微米级颗粒、亚毫米级颗粒，具体可为商购于北京石大万嘉新材料科技有限公司生产的商品名为SMG_(W)和SMG_(Y)颗粒；

所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺干粉(英文简称HPAM)，具体可为商购于大庆炼化公司生产部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)。

上述的方法中，所述驱替实验装置包括平流泵、压力传感器及中间容器，其中除平流泵以外的实验设备放置于57℃的恒温箱。

上述的方法中，所述蒙特卡洛预测模型的公式如式(2)所示：EOR＝-0.345K_级差+0.085P+0.001C+0.17V+2.870 式(2)

式(2)中：K_级差—渗透率级差，无因次；

P—交替周期，无因次；

C—非均相体系浓度，mg/L；

V—注入速度，mL/min。

本发明还提供了一种周期注聚提高原油采收率幅度的方法，包括如下步骤：针对目标油田进行不同渗透率级差下，采用均相体系和非均相体系两种药剂交替周期注聚，以提高原油采收幅度。

上述的方法中，所述周期注聚的注入参数包括渗透率级差、交替周期、非均相体系浓度和注入速度；

所述渗透率级差的气测渗透率为200～1200×10^-3μm²；具体可为200、400、600、800、1000、1200×10^-3μm²。

上述的方法中，所述周期注聚注入参数如下：

所述交替周期可为2～10，具体可为2、3、4、5或2～5；

所述非均相体系为柔性微凝胶颗粒水分散体系，所述非均相体系浓度可为1000～3000mg/L，具体可为1500mg/L、1600mg/L、1500～1600mg/L或1000～2000mg/L；

所述均相体系为聚合物水溶液；所述均相体系浓度可为500～2500mg/L；具体可为550mg/L、800mg/L、1000mg/L、1200mg/L、550～1200mg/L、500～1500mg/L或500～2000mg/L；

所述注入速度可为0.5mL/min～1.5mL/min；具体可为0.5mL/min或0.5mL/min～1.0mL/min。

上述的方法中，所述渗透率级差可为2～10，具体可为2、3、4、5、6或2～6；

所述柔性微凝胶颗粒包括微米级颗粒、亚毫米级颗粒，具体可为商购于北京石大万嘉新材料科技有限公司生产的商品名为SMG_(W)和SMG_(Y)颗粒；

所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺干粉(英文简称HPAM)，具体可为商购于大庆炼化公司生产部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)。

本发明具有以下优点：

1、能准确反映与连续注聚方式相比，非连续与非均相的周期注聚方式对增油效果的贡献。在驱替过程中周期注聚可减缓吸液剖面返转进程，提高低渗层吸液量，达到均衡驱替，从而增加原油采收率。

2、能准确分析各参数对提高采收率幅度的影响规律，优化周期注聚注入参数；并且能定量预测周期注聚提高采收率幅度，得出不同发生概率下提高采收率幅度，为制定周期注聚实施方案、进行经济评价和风险分析提供技术支持。

附图说明

图1是蒙特卡洛模型预测提高采收率幅度与实际结果对比。

图2是周期注聚注入参数对提高采收率影响幅度分析。

图3是提高采收率幅度与渗透率级差关系图版。

图4是提高采收率幅度与交替周期关系图版。

图5是提高采收率幅度与非均相体系浓度关系图版。

图6是提高采收率幅度与注入速度关系图版。

图7是蒙特卡洛模型定量预测提高采收率幅度图版。

图8是提高采收率幅度与累计试验次数图版。

具体实施方式

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。

下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

下述实施例中，柔性微凝胶颗粒水分散体系中柔性微凝胶颗粒具体为商购于北京石大万嘉新材料科技有限公司生产的商品名为SMG_(W)和SMG_(Y)颗粒；

聚合物为商购于大庆炼化公司生产部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)。

实施例

一、实验条件：

1、非均相体系为一种柔性微凝胶颗粒水分散体系(包括微米级SMG_(W)颗粒和亚毫米级SMG_(Y)颗粒两种)，有效含量100％；聚合物为部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)，相对分子质量1900×10⁴，固含量90％；实验用油为J油田脱气原油与煤油混合而成，57℃条件下黏度为17mPa·s；实验用水根据J油田矿化度配制的模拟水，水质分析见表1。

表1水质分析结果

2、实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造均质岩心，实验模型由两块岩心并联而成，外观几何尺寸为长×宽×高＝30cm×4.5cm×4.5cm，气测渗透率分别K_g＝200、400、600、800、1000、1200×10^-3μm²，岩心采用环氧树脂浇铸密封处理。

3、溶液配制

(1)聚合物溶液

为模拟矿场配制和注入过程中聚合物溶液受到的剪切作用，实验前对其进行预剪切，使其黏度保留率为60％。

(2)非均相体系

1)在配制非均相体系溶液前，人工剧烈摇动样品试样瓶，或用玻璃棒搅拌，使非均相体系分散均匀。

2)按照设计浓度抽取非均相体系原液，与一定量模拟水混合，然后将其置于磁力搅拌器上搅拌15min。

3)将非均相体系溶液转入带搅拌装置的活塞容器中，启动搅拌器，以避免颗粒聚并和沉降以及由此对实验结果造成不利影响。

4、岩心驱替实验装置主要包括平流泵、压力传感器和中间容器等。除平流泵外，其它部分置于57℃恒温箱内。其实验步骤为：

(1)岩心常温下抽空饱和水，计算孔隙度；

(2)岩心油藏温度下饱和油，计算含油饱和度；

(3)岩心组成并联模型，水驱到80％，计算水驱采收率；

(4)岩心注入设计PV数化学药剂溶液，计算含水率与采收率；

(5)岩心后续水驱到含水98％，计算含水率与采收率。

本实验中，岩心驱替实验注入速度为0.5mL/min。

二、具体实施方案：

1、周期注聚注入参数优化物理模拟实验

表2周期注聚注入参数优化物理模拟实验方案及工艺条件列

以200×10^-3μm²为基准渗透率，渗透率级差计算方法：K_级差＝K_g/200式(1)；式(1)中，K_g表示渗透率级差的气测渗透率，K_级差表示渗透率级差；因此对应气测渗透率K_g＝400、600、800、1000、1200×10^-3μm²，可得相应的渗透率级差为2、3、4、5、6。分别在渗透率级差2、3、4、5、6的条件下开展实验，记录每组实验过程中的压力，并计算含水率和采收率结果见表3。

2、建立蒙特卡洛预测模型

(1)基于上述大量周期注聚物理模拟实验结果，利用主成分分析方法多元线性拟合实验数据，建立蒙特卡洛预测模型，即周期注聚提高采收率幅度与渗透率级差、交替周期、非均相体系浓度、注入速度的关系表达式(见公式(1))。

(2)利用蒙特卡洛模型重新预测目标函数，并将预测结果与实验结果进行对比，从而验证模型的正确性，结果见图1。

(3)通过该模型，分析渗透率级差、交替周期、非均相体系浓度、注入速度对提高采收率幅度影响的大小顺序，结果见图2。进一步绘制各注入参数与提高采收率幅度的关系图版，结果见图3～图6。由图3-6可知，周期注聚提高采收率幅度随渗透率级差的增大而急剧减小；提高采收率幅度随交替周期的增大而增加，但增幅逐渐减小；提高采收率幅度随非均相体系浓度的增大而增加；提高采收率幅度随注入速度的增加而先增大，后逐渐减小。

3、建立周期注聚提高采收率幅度的定量预测图版

将渗透率级差、交替周期、非均相体系浓度、注入速度等参数在一定范围内按分布规律多次取值，应用蒙特卡洛模型对上述参数进行300次随机组合。根据预测结果绘制提高采收率幅度与试验次数、累计试验次数的关系图版，总结不同发生概率下的周期注聚提高采收率幅度，为制定周期注聚实施方案提供技术支持，结果见图7～图8。

三、实验结果分析：

1、周期注聚注入参数优化物理模拟实验结果

表3实验结果列

由表可知，在储层渗透率级差为2～6和药剂费用相同的条件下，与连续注聚相比，聚合物溶液与非均相体系周期注入可提高采收率增幅达2.8％～4.2％。这是因为周期注聚方式可以产生较好液流转向效果，减缓吸液剖面返转进程，扩大波及体积效果较好，因而增加原油采收率。

同时通过该组实验结果，可以优化出不同渗透率级差下的交替周期，合理交替周期可以有效增加低渗层相对吸液量，若交替轮次过少，单一段塞长度较大，改善渗流阻力的效果也不好；若交替轮次过于频繁，高粘段塞不能在高渗层形成有效的封闭遮挡作用，后续驱油体系会沿高渗透层突进，削弱液流转向效果，导致采收率增幅下降。在该组实验中当储层渗透率级差为2～6时，最优交替周期随着级差的增大而增加，这是由于随着渗透率级差增大，需要更多的交替周期才能达到更好的提高采收率效果。

2、建立蒙特卡洛预测模型

基于上述大量周期注聚物理模拟实验结果，利用主成分分析方法多元线性拟合实验数据，建立蒙特卡洛预测模型，即周期注聚提高采收率幅度与渗透率级差、交替周期、非均相体系浓度、注入速度的关系表达式：

EOR＝-0.345K_级差+0.085P+0.001C+0.17V+2.870 (2)

式中：K_级差—渗透率级差，无因次；

P—交替周期，无因次；

C—非均相体系浓度，mg/L；

V—注入速度，mL/min。

(1)图1为蒙特卡洛模型预测提高采收率幅度与实际结果对比，可以看出预测值与实际值回归较好，可以用于后续的提高采收率幅度定量预测。

(2)图2为影响因素分析结果，由图可知周期注聚注入参数对提高采收率影响幅度分析，各参数对提高采收率幅度影响的大小顺序为：渗透率级差、非均相体系浓度、注入速度、交替周期，其中渗透率级差与提高采收率幅度呈负相关性，其余参数与提高采收率幅度呈正相关性。

(3)图3～图6分别为周期注聚提高采收率幅度与渗透率级差、交替周期、非均相体系浓度、注入速度的关系图版，由图可知：

1)周期注聚提高采收率幅度随渗透率级差的增大而急剧减小，说明由于高低渗透层渗流阻力差别的增大，注入驱油体系基本上直接沿高渗层优势通道突进，不能有效的增加低渗层吸液量，减弱了改善剖面和扩大波及体积的能力，所以提高采收率幅度减小；

2)提高采收率幅度随交替周期的增大而增加，但增幅逐渐减小。分析表明，增加交替周期可达到更好的提高采收率效果，但交替注入轮次不宜过大，否则会引起注入驱油体系沿高渗层突进，进而降低波及效果和采收率；

3)提高采收率幅度随非均相体系浓度的增大而增加，说明非均相体系浓度增大，导致在多孔介质中滞留的颗粒数量增加，架桥封堵概率增大，并且颗粒继续膨胀，流动阻力持续增加，液流转向作用逐步增强，进而增加原油采收率；

4)提高采收率幅度随注入速度的增加而先增大，后逐渐减小。这是因为注入速度过快，不利于非均相体系吸水膨胀和携带液转向，因而扩大波及体积效果反而较差，采收率增幅较小。

3、建立周期注聚提高采收率幅度的定量预测图版

由图7～图8可知，相较连续注聚，在发生概率为90％的条件下(即P90)，周期注聚提高采收率幅度可达到2.75％；发生概率为50％时(即P50)，提高采收率幅度可达到3.50％；发生概率为10％时(即P10)，提高采收率幅度可达到4.26％。因此，通过蒙特卡洛模型可以对周期注聚提高采收率幅度进行定量预测，而且随着试验次数的增加，预测结果的精度会进一步提高，从而为制定周期注聚实施方案、进行经济评价和风险分析提供技术支持。

Claims (5)

1.一种周期注聚提高原油采收率幅度的定量预测方法，包括如下步骤：1）周期注聚注入参数优化：针对目标油田进行不同渗透率级差下的周期注聚物理模拟实验，记录每组实验过程中的压力，并计算含水率和采收率；分别根据每组所述周期注聚物理模拟实验结果进行对比，得到提高采收率幅度最大的最优周期注聚注入参数；

所述不同渗透率级差下的周期注聚物理模拟实验采用的是均相体系和非均相体系两种药剂交替周期注入；并且在所述不同渗透率级差下的周期注聚物理模拟实验采用的均相体系和非均相体系两种药剂总费用相同的条件下进行；

所述不同渗透率级差下的周期注聚物理模拟实验的周期注聚注入参数包括渗透率级差、交替周期、非均相体系浓度和注入速度；

2）影响因素分析：根据步骤1）中所述最优周期注聚注入参数，建立蒙特卡洛预测模型；通过所述蒙特卡洛预测模型分析所述周期注聚物理模拟实验的所述最优周期注聚注入参数提高采收率幅度影响的大小顺序，得出各所述最优周期注聚注入参数的权重分布；并根据所述蒙特卡洛预测模型，得出所述最优周期注聚注入参数与提高采收率幅度的关系；

3）提高采收率幅度定量预测：将周期注聚注入参数按分布规律取值，应用所述蒙特卡洛模型对步骤1）得到的所述最优周期注聚注入参数进行随机组合预测；根据预测结果绘制提高采收率幅度与试验次数、累计试验次数的关系，即能得到不同发生概率下的周期注聚提高采收率幅度。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述不同渗透率级差下的周期注聚物理模拟实验的实验模型包括两块岩心并联而成；

所述的岩心为石英砂环氧树脂胶结人造均质岩心。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于：所述渗透率级差的气测渗透率为200~1200×10^-3μm²；

所述渗透率级差按照如下式（1）计算得到：

K_级差=K_g/200 式（1）；

式（1）中，K_g表示渗透率级差的气测渗透率，K_级差表示渗透率级差；

所述不同渗透率级差下的周期注聚物理模拟实验的周期注聚注入参数如下：

所述交替周期为2~10；

所述非均相体系为柔性微凝胶颗粒水分散体系，所述非均相体系浓度为1000~3000mg/L；

所述均相体系为聚合物水溶液；所述均相体系浓度为500~2500 mg/L；

所述注入速度为0.5mL/min~1.5 mL/min。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于：所述渗透率级差为2~10；

所述柔性微凝胶颗粒包括微米级颗粒、亚毫米级颗粒；

所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺干粉。

5.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于：所述蒙特卡洛预测模型的公式如式（2）所示：

式（2）

式（2）中：

—渗透率级差，无因次；

—交替周期，无因次；

—非均相体系浓度，mg/L；

—注入速度，mL/min。

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