CN110671084A - 普通稠油水溶性降粘剂驱数值模拟的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种普通稠油油藏水溶性降粘剂驱数值模拟的方法。其包括：步骤1，收集水溶性降粘剂的基本性能参数和降粘实验数据；步骤2，对水溶性降粘剂降低原油粘度的实验进行趋势线拟合，确定拟合公式；步骤3，利用拟合得到的公式计算不同水溶性降粘剂质量浓度下的油水混合液粘度；步骤4，计算非线性混合法则中不同质量浓度下水溶性降粘剂的权重因子；步骤5，建立水溶性降粘剂驱油藏数值模拟模型；步骤6，调整水溶性降粘剂的权重因子，将水溶性降粘剂驱岩心驱油实验结果与油藏数值模拟的计算结果进行拟合，直到符合工程计算精度。该方法方便快捷、参数要求少、应用简单，实现了水溶性降粘剂驱的数值模拟。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种普通稠油油藏水溶性降粘剂驱数值模拟的方法。
背景技术
稠油油藏开发方法主要分为热采法和冷采法。热采方法通过加热储层降低原油粘度，提高原油在地层中的流动性。传统的热采方法包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、SAGD、热力复合开发技术等。然而，由于热力采油的生产投资成本高、蒸汽锅炉的污染大、技术要求高等问题，在低油价形势下面临的挑战逐渐增加。
近年来，提高稠油产量的化学方法越来越受到重视。稠油化学驱体系主要包括碱驱、表面活性剂驱、聚合物驱和聚合物-碱、碱-表面活性剂、聚合物-表面活性剂等复合驱体系。然而，稠油化学降粘剂驱的研究不多。
化学降粘剂可分为油溶性降粘剂和水溶性降粘剂。在稠油油藏开发过程中，加入化学降粘剂能够提高近井段的流动性能，提高单井生产效果。目前只有实验室实验研究和少量工业试验取得了良好的采收率，尚未得到广泛应用，主要是由于尚没有建立水溶性降粘剂的油藏数值模拟实现方法，无法得到该技术的油藏工程设计，因此限制了该技术的发展。
发明内容
本发明的目的是提供一种具实用性强、方便快捷、参数要求少的水溶性降粘剂驱数值模拟的方法，利用该方法可以快速将室内水溶性降粘剂降低原油粘度实验数据转化为油藏数值模拟器的数值数据，有利于矿场快速开展油藏工程方案设计。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
本发明主要提供一种稠油水溶性降粘剂驱数值模拟的方法，其包括：
步骤1，收集水溶性降粘剂的基本性能参数和降粘实验数据；
步骤2，对水溶性降粘剂降低原油粘度的实验进行趋势线拟合，确定拟合公式；
步骤3，利用拟合得到的公式计算不同水溶性降粘剂质量浓度下的油水混合液粘度；
步骤4，计算非线性混合法则中不同质量浓度下水溶性降粘剂的权重因子，采用以下公式：
式中，f(xi)为不同水溶性降粘剂浓度下的权重因子，xi为水溶性降粘剂质量浓度，μi为加入降粘剂后的油水混合液粘度，μo为原油初始粘度，μw为水溶性降粘剂粘度；
步骤5，建立水溶性降粘剂驱油藏数值模拟模型，油藏数值模拟器采用以下公式对原油粘度的变化进行插值计算：
μi'＝eb
b＝f(xi)×ln(μi)+(1-f(xi))×ln(μw)
式中，μi'为数值模拟器中计算的粘度，e为自然对数，b为系数；
步骤6，调整水溶性降粘剂的权重因子，将水溶性降粘剂驱岩心驱油实验结果与油藏数值模拟的计算结果进行拟合，直到符合工程计算精度。
以上所述方法，优选地，在步骤2中，根据水溶性降粘剂质量浓度与降粘后油水混合液粘度的变化曲线，在油水混合液粘度所在的坐标轴上，做出表征粘度变化趋势特征的乘幂公式:y＝A*xn，其中，A表示该乘幂方程的系数，n表示乘幂的次数；该趋势线拟合方程与降粘后油水混合液粘度变化曲线的相关系数为R2，R2越大，表明曲线与相应的乘幂方程的相关性越好，R2越小，表明曲线与相应的乘幂方程的相关性越差。
以上所述方法，优选地，当相关系数R2大于0.95时，认为该拟合方程符合工程计算精度要求，可以用于下一步数值模拟计算。
以上所述方法，优选地，在步骤3中，设定水溶性降粘剂质量浓度变化区间为[a，b]，将浓度变化区间划分为10等份，形成a1，a2，…,a11共11个数据点，利用步骤2得到的公式，计算区间内油水混合液粘度μi'。
以上所述方法，优选地，在步骤5中，油藏数值模拟模型中共有油、水两相，原油、水、水溶性降粘剂三个组分，其中水和水溶性降粘剂为水相。
以上所述方法，优选地，在步骤6中，利用油藏数值模拟软件CMG建立岩心驱替数值模型，调整非线性函数的权重因子，开展实验结果与数值计算结果的拟合，直到符合工程计算精度。
与现有技术相比，本发明具有以下优势：
本发明中的普通稠油水溶性降粘剂驱数值模拟的方法，实用性强、方便快捷、参数要求少、应用简单，具有较好的操作性，有效实现了水溶性降粘剂驱的数值模拟。
附图说明
图1为本发明的普通稠油水溶性降粘剂驱数值模拟的方法的一具体实施例的流程图；
图2是本发明的一具体实施例的水溶性降粘剂的权重因子曲线；
图3是本发明的一具体实施例的水溶性降粘剂驱岩心驱油实验结果与数值模拟计算的结果拟合曲线；
图4是本发明的一具体实施例的调整后的水溶性降粘剂的权重因子曲线。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。
下述实施例中所涉及的仪器、试剂、材料等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规仪器、试剂、材料等，可通过正规商业途径获得。下述实施例中所涉及的实验方法，检测方法等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规实验方法，检测方法等。
实施例
如图1所示，图1为本实施例的普通稠油水溶性降粘剂驱数值模拟的方法的。
步骤101，收集水溶性降粘剂的基本性能参数和降粘实验数据。水溶性降粘剂在常温条件浓度为1.02mPa.s，质量密度为1023kg/m3，分别测试水溶性降粘剂质量浓度为0.1％，0.3％，0.5％，0.8％，1％时，得到的油水混合液的浓度为14.5，8.4，6.5，5.3，4.7mPa.s。
步骤102，在步骤101的基础上，对水溶性降粘剂降低原油粘度的实验进行趋势线拟合，，得到了拟合的乘幂公式：
y＝4.73×x0.486。
步骤103，在步骤102的基础上，利用拟合得到的公式计算不同水溶性降粘剂质量浓度下的油水混合液粘度。水溶性降粘剂的质量浓度区间为[0，1％]，划分的11个等分点为0.0％，0.1％，0.2％，0.3％，0.4％，0.5％，0.6％，0.7％，0.8％，0.9％，1.0％；计算得到的油水混合液粘度为1330.0，14.5，10.3，8.5，7.4，6.6，6.1，5.6，5.3，5.0，4.7mPa.s。
步骤104，在步骤103的基础上，计算非线性混合法则中不同质量浓度下水溶性降粘剂的权重因子：
式中，f(xi)为不同水溶性降粘剂浓度下的权重因子，xi为水溶性降粘剂质量浓度，μi为加入降粘剂后的油水混合液粘度，μo为原油初始粘度，μw为水溶性降粘剂粘度。
xi为0.0％，0.1％，0.2％，0.3％，0.4％，0.5％，0.6％，0.7％，0.8％，0.9％，1.0％，μi为1330.0，14.5，10.3，8.5，7.4，6.6，6.1，5.6，5.3，5.0，4.7mPa.s，μo为1330mPa.s，μo为1mPa.s，计算的水溶性降粘剂的权重因子与质量浓度的关系曲线如图2所示。
步骤105，在步骤104的基础上，油藏数值模拟器采用以下公式对原油粘度的变化进行插值计算。
μi'＝eb
b＝f(xi)×ln(μi)+(1-f(xi))×ln(μw)
式中，μi'为数值模拟器中计算的粘度，e为自然对数，b为系数。
在步骤106中，利用油藏数值模拟软件CMG建立岩心驱替数值模型，调整非线性函数的权重因子，开展实验结果与数值计算结果的拟合，直到符合工程计算精度。室内水溶性降粘剂驱实验结果与数值模拟的含水率和采出程度结果如图3所示，调整后得到的非线性含水的权重因子曲线如图4所示。
对于胜利油区多个区块的水溶性降粘剂驱的室内实验与数值模拟计算结果对比，吻合程度大于90％，满足了开发上对水溶性降粘剂驱数值模拟的需求，对于指导矿场应用具有一定的指导意义。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种稠油水溶性降粘剂驱数值模拟的方法，其特征在于，其包括：
步骤1，收集水溶性降粘剂的基本性能参数和降粘实验数据；
步骤2，对水溶性降粘剂降低原油粘度的实验进行趋势线拟合，确定拟合公式；
步骤3，利用拟合得到的公式计算不同水溶性降粘剂质量浓度下的油水混合液粘度；
步骤4，计算非线性混合法则中不同质量浓度下水溶性降粘剂的权重因子，采用以下公式：
式中，f(xi)为不同水溶性降粘剂浓度下的权重因子，xi为水溶性降粘剂质量浓度，μi为加入降粘剂后的油水混合液粘度，μo为原油初始粘度，μw为水溶性降粘剂粘度；
步骤5，建立水溶性降粘剂驱油藏数值模拟模型，油藏数值模拟器采用以下公式对原油粘度的变化进行插值计算：
μi'＝eb
b＝f(xi)×ln(μi)+(1-f(xi))×ln(μw)
式中，μi′为数值模拟器中计算的粘度，e为自然对数，b为系数；
步骤6，调整水溶性降粘剂的权重因子，将水溶性降粘剂驱岩心驱油实验结果与油藏数值模拟的计算结果进行拟合，直到符合工程计算精度。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤2中根据水溶性降粘剂质量浓度与降粘后油水混合液粘度的变化曲线，在油水混合液粘度所在的坐标轴上，做出表征粘度变化趋势特征的乘幂公式：y＝A*xn，其中，A表示该乘幂方程的系数，n表示乘幂的次数；该趋势线拟合方程与降粘后油水混合液粘度变化曲线的相关系数为R2，R2越大，表明曲线与相应的乘幂方程的相关性越好，R2越小，表明曲线与相应的乘幂方程的相关性越差。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，当相关系数R2大于0.95时，认为该拟合方程符合工程计算精度要求，可以用于下一步数值模拟计算。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤3中，设定水溶性降粘剂质量浓度变化区间为[a，b]，将浓度变化区间划分为10等份，形成a1，a2，…,a11共11个数据点，利用步骤2得到的公式，计算区间内油水混合液粘度μi′。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤5中，油藏数值模拟模型中共有油、水两相，原油、水、水溶性降粘剂三个组分，其中水和水溶性降粘剂为水相。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤6中，利用油藏数值模拟软件CMG建立岩心驱替数值模型，调整非线性函数的权重因子，开展实验结果与数值计算结果的拟合，直到符合工程计算精度。
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