CN111472736B - 海上油田组合调驱优化设计方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了海上油田组合调驱优化设计方法及装置，结合多个现行有效国家标准与石油行业标准，对参与组合调驱的各体系的表观性能进行了规范且全面的测试，利用组合调驱装置对影响组合调驱效果的段塞用量、顺序和交替注入时机进行了正交设计实验，通过压力场数据对实验结果进行评价，直观且准确；通过现场实时生产数据对组合调驱方案进行反馈调整与评价，本发明充分考虑了组合调驱增油降水原理与现场实际，是一种科学和实用的组合调驱优化设计设计方法。

Description

海上油田组合调驱优化设计方法及装置

技术领域

本发明涉及海上油田组合调驱技术领域，具体涉及一种海上油田组合调驱优化设计方法及装置。

背景技术

目前，我国大部分陆上老油田均已进入高含水、特高含水开采期，据统计，目前可采储量的85％以上、年产油量的80％来自含水大于80％的高含水油藏，改善高含水油田水驱开发效果是油田开发工作的主体和重点。高含水油藏原始非均质性严重，加之长期水流冲刷逐渐形成的大孔道，导致注水沿大孔道或高渗条带低效或无效循环，严重影响水驱开发效果和油田开发整体效益。

我国自上世纪50年代开始进行调驱技术的探索和研究，玉门老君庙油田自1957年就开始进行封堵水层的工作，1957年～1959年6月，共堵水66井次，成功率61.7％，七十年代以来，大庆油田在机械堵水，胜利油田在化学堵水方面有较快的发展，其它油田也得到相应的发展，八十年代初期进一步提出了注水井调整吸水剖面来改善一个井组或一个区块整体的注水波及效率的新目标，经过多年的发展，已形成机械和化学两大类调驱技术，主要包括油井堵水技术、注水井调剖技术、油水井对应堵水、调剖技术、油田区块整体堵水调剖技术和油藏深部调剖技术。相应地研制成功八大类近百种，堵水、调剖化学剂。总体来讲，我国堵水调剖技术的研究内容和应用规模，其发展大体经历了以下四个阶段：

①50至70年代，油井堵水为主，堵剂材料主要是水泥、树脂、活性稠油、水玻璃/氯化钙；

②70至80年代，随着聚合物及其交联凝胶的出现，堵水调剖剂研制得以迅速发展，以强凝胶堵剂为主，作用机理多为物理屏障式堵塞，以调整近井地层吸水剖面及产液剖面为目的；

③90年代，油田进入高含水期，调剖技术也进入鼎盛期，其中深部调剖(调驱)及相关技术得到快速发展，以区块综合治理为目标；

④2000年以后，基于油藏工程的深部调剖改善水驱配套技术的提出，使深部调剖技术上了一个新台阶，将油藏工程技术和分析方法应用到改变水驱的深部液流转向技术中。处理目标是整个油藏，作业规模大、时间长。

目前，各油田正致力于研究适用于储层物性及流体性质的组合调驱技术，该技术将交联聚合物调剖堵水、微球深部液流转向与表面活性剂洗油相结合，具有“一次作业，多重效果”的优势。因此，针对种类繁多的调剖剂、微球及表面活性剂以及复杂多变的油藏条件，一种兼具单一体系评价筛选、多体系组合评价筛选以及现场应用评价的组合调驱设计方法具有重要的应用价值。

经调研发现，目前完善且具有系统性的组合调驱设计方法报道较少。一般采用室内驱替实验方法，测试不同组合调驱体系提高采收率的幅度以确定组合调驱参数。

现有的组合调驱设计方法具有以下不足：首先，在药剂的筛选及性能评价方面具有一定盲目性且缺乏规范性，盲目性体现在缺少从种类繁多的调剖剂、微球及表面活性剂中选择适用于目标油藏药剂的原则，缺乏规范性是指在对初步筛选出的药剂进行性能测试时缺乏相关国家标准与行业标准支撑，同时测试项目多样性有待增加；其次，组合调驱设计考虑的因素不全面且实验设计方法存在一定不足，考虑的因素不全面是指未能全面地兼顾可能会影响组合调驱效果的各个因素并对其进行实验，实验方法的不足是指在设计组合调驱实验与实验数据的采集与分析方面存在不足。

发明内容

本发明实施例提供了一种海上油田组合调驱优化设计方法及装置，提供一种充分考虑油藏条件，结合现行有效国家标准与石油行业标准的海上油田组合调驱优化设计方法，该方法包含单一种类药剂评价筛选、多药剂组合调驱参数优化设计到现场在线调驱反馈内容，单一体系筛选评价旨在对种类繁多的交联聚合物体系、颗粒体系(包括微球、PPG)与驱油体系进行初步筛选；多体系组合调驱优化设计旨在利用组合调驱实验装置对组合调驱体系中各部分的用量、注入顺序、注入轮次进行正交优化设计；现场在线调驱反馈旨在通过注水井视吸水指数、注水井井口压力上升、单井或区块产油量和含水率变化曲线对组合调驱进行效果评价与调整，因此本发明提供的方法加强了组合调驱优化设计方法的完善性与规范性，从而为现场实施组合调驱工艺措施提供重要指导。

鉴于上述问题，本发明提出的技术方案是：

海上油田组合调驱优化设计方法，包括以下步骤：

S1，确定交联体系，利用目标油藏注入水，在目标油藏温度下测试交联聚合物中使用的聚合物粘—浓关系，同时设置一系列浓度梯度，测试目标油藏条件下交联聚合物体系成胶特性，绘制对应的成胶粘度图版，从中初选一种满足现场要求的交联体系；

S2，确定颗粒体系中的颗粒调剖剂，利用目标油藏注入水，在目标油藏温度下测试颗粒体系的流变性及膨胀性，建立目标油藏条件下颗粒体系平均粒径膨胀倍数图版，从中初选二种不同的颗粒调剖剂；

S3，建立驱油体系界面张力随浓度变化图版，利用目标油藏注入水，在目标油藏温度下测试驱油体系的界面张力，同时设置一系列浓度梯度，建立目标油藏条件下驱油体系界面张力随浓度变化图版，从中初选出一种表面活性剂，并确定其最适浓度；

S4，填砂管实验测试，根据目标油藏渗透率数据，利用填砂管驱替实验测试初步筛选出的交联体系的封堵性能、颗粒体系的调驱性能和驱油体系的洗油能力；

S5，正交试验确定段塞用量及注入次序，利用组合调驱实验装置进行正交设计实验，结合压力场数据与提高采收率数据最终确定各体系用量、注入顺序以及交替注入轮次；

利用组合调驱实验装置进行多段塞组合正交优化的具体方法如下：首先根据交联体系用量、颗粒体系用量、驱油体系用量、段塞注入顺序、注入时机五个因素选择5因素4水平的标准正交表，该正交表共16次实验；之后每次实验时对组合调驱物理填砂模型进行填砂、饱和水、饱和油、一次水驱、注组合调驱体系以及后续水驱操作；最后根据组合调驱填砂物理模型15的压力场分布以及提高采收率结果确定最优的体系注入量、注入顺序以及注入时机；

S6，现场在线调整，在线注入步骤S5中最终确定的组合调驱体系，实时测试注入压力，结合注入压力上升幅度要求，调整调驱体系的总注入量；

S7，效果评价，通过注水井视吸水指数、注水井注入压力变化、单井或区块产油量和含水率变化曲线，评价组合调驱效果。

作为本发明的一种优选技术方案，所述步骤S4中，交联体系的封堵性能体现在，交联聚合物可封堵大孔道，具有较高的封堵率与残余阻力系数；颗粒体系的调驱性能体现在，粘弹性颗粒可调整吸水剖面，扩大水驱波及体积最终提高采收率；驱油体系的洗油能力体现在，表面活性剂可提高水驱洗油效率进而提高采收率。

本发明还提供一种海上油田组合调驱优化设计的装置，包括，

测试装置，所述测试装置包括第一平流泵、第一真空泵、第一中间容器、压力传感器、填砂管、第一计算机和第一恒温运风烘箱，所述第一平流泵的一端连通有第一管道，该第一管道的另一端依次贯通连接第一中间容器和填砂管，压力传感器设置于所述第一中间容器和所述填砂管之间，所述第一真空泵的一侧连通有第二管道，该第二管道的另一端与第一管道的另一端连通，所述第一计算机与所述压力传感器通信连接，所述第一中间容器、所述压力传感器和所述填砂管设置于所述第一恒温运风烘箱内部；

组合驱调实验装置，所述组合驱调实验装置包括第二平流泵、第二真空泵、阀门、第二中间容器、数字压力表、第二计算机、自动取样装置、组合调驱填砂物理模型和第二恒温运风烘箱，所述第二平流泵的一端与第三管道连通，该第三管道的另一端依次贯通连接所述阀门、所述第二中间容器、所述组合调驱填砂物理模型和所述自动取样装置，所述数字压力表设置于所述组合调驱填砂物理模型的一侧，所述第二计算机与所述自动取样装置通信连接，所述数字压力表和所述调驱填砂物理模型设置于所述第二恒温运风烘箱内部，所述第二真空泵的一侧连通有第四管道，该第四管道的另一端连通于所述第二中间容器与所述组合调驱填砂物理模型之间。

相对于现有技术而言，本发明的有益效果是：该方法包含单一体系评价筛选、多体系组合调驱优化设计、现场在线调驱反馈三部分内容且结合多个现行有效国家标准与石油行业标准，对参与组合调驱的各体系的表观性能进行了规范且全面的测试，利用组合调驱装置对影响组合调驱效果的段塞用量、顺序和交替注入轮次进行了正交设计实验，通过压力场及提高采收率数据对实验结果进行评价，直观且准确，通过现场实时生产数据对组合调驱方案进行反馈调整与评价，充分考虑了组合调驱增油降水原理与现场实际，是一种科学和实用的组合调驱优化设计方法。

上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。

附图说明

图1为本发明实施例公开的组合调驱优化设计方法的流程图；

图2为本发明实施例公开的目标油藏条件下聚合物粘—浓关系图；

图3为本发明实施例公开的目标油藏条件下交联体系成胶粘度图版；

图4为本发明实施例公开的目标油藏条件下颗粒体系平均粒径膨胀倍数图版；

图5为本发明实施例公开的油藏条件下不同浓度驱油体系界面张力随时间变化图版；

图6为本发明实施例公开的填砂管驱替实验流程图；

图7为本发明实施例公开的组合调驱实验装置流程图；

图8为本发明实施例公开的组合调驱物理填砂模型俯视图；

图9为本发明实施例公开的某单次实验中组合调驱物理填砂模型压力场分布示意图。

附图标记：

1-测试装置；101-第一平流泵；102-第一真空泵；103-第一中间容器；104-压力传感器；105-填砂管；106-第一计算机；107-第一恒温运风烘箱；2-组合驱调实验装置；201-第二平流泵；202-第二真空泵；203-阀门；204-第二中间容器；205-数字压力表；206-第二计算机；207-自动取样装置；208-组合调驱填砂物理模型；209-第二恒温运风烘箱。

具体实施例

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。

海上油田组合调驱优化设计方法及装置，其特征在于，包括以下步骤：

S1，确定交联体系，参照标准《SY/T 5862-2008驱油用聚合物技术要求》与《SY/T5590-2004调剖剂性能评价方法》，利用目标油藏注入水，在目标油藏温度下测试交联聚合物中使用的聚合物粘—浓关系，同时设置一系列浓度梯度，测试目标油藏条件下交联聚合物体系成胶特性，绘制对应的成胶粘度图版，从中初选一种满足现场要求的交联体系；

具体的，参照附图2所示，测试初筛聚合物的粘浓关系的具体测试方法为：首先取一定体积目标油藏注入水样置于烧杯中，之后将烧杯放置于水样对应区块温度的烘箱内，期间利用玻璃棒搅拌使水样中析出的矿物盐充分溶解；然后利用抽滤装置抽滤注入水样，去除其中的不溶性杂质；每抽滤一遍后更换定性滤纸，抽滤过程进行至水样中无不溶性杂质为止；准确称取聚合物与水样后，将装有注入水样的烧杯置于恒温水浴装置中，温度设置为目标油藏温度；调整立式搅拌器的搅拌速率至400±20r/min，使水形成漩涡，在1min内缓慢而均匀地将聚合物撒入漩涡壁中；用玻璃棒挑起聚合物溶液，用肉眼观察溶液是否均匀，若溶液中无未溶解好的胶团或颗粒，则可以开始测量粘度，将旋转粘度计转子与粘度计连接，将约50mL移入测量筒中，在对应温度下恒温10min，然后设定转速为6r/min(7.34s-¹)，进行表观粘度测定，每个样品测定三次，取平均值为测定结果，初步筛选出的交联体系用聚合物粘—浓关系曲线，可以看出，对目标油藏温度下的聚合物来说，随着质量浓度的增加，其溶液表观粘度迅速增加；

参照附图3所示，初筛出聚合物之后，对其在油藏条件下的成胶特性进行了研究，具体测试方法如下：首先将配置好的不同浓度聚合物溶液装入专用耐温蓝口瓶，放置12h以上使其充分水化，更有利于聚合物与交联剂充分接触反应；聚合物母液充分水化后，利用移液枪向其中缓慢滴加对应量的交联剂溶液，将不同量的稳定剂或助剂溶于微量水样中，利用移液枪用同样方式加入聚合物溶液中，之后利用磁力搅拌器在一定转速下将混合体系搅拌均匀后分装到一定数量的蓝口瓶中密封；将装有交联体系样品的蓝口瓶置于目标油藏温度恒温烘箱或水浴中，定期取出一支在目标油藏温度下用旋转粘度计以不大于10s^-1的剪切速率测定粘度，每个样品用同样的方法测定三次，取平均值作为本次测量的粘度值，记录成胶时间以及交联体系可达到的最大粘度，实验共进行14d，将以上数据绘制成胶粘度图版,聚合物与交联剂的浓度共同影响着交联体系成胶后的最大粘度，结合现场需求，选出的交联体系组成为：常规干粉聚合物2500mg/L、液体交联剂4000mg/L、稳定剂：400mg/L。

S2，确定颗粒体系中的颗粒调剖剂，参照标准《SY/T 5590-2004调剖剂性能评价方法》，利用目标油藏注入水，在目标油藏温度下测试颗粒体系的流变性及膨胀性，建立目标油藏条件下颗粒体系平均粒径膨胀倍数图版，从中初选二种不同的颗粒调剖剂；

具体的，颗粒体系的流变性主要通过一定质量浓度下颗粒体系的粘度来反映，经初步筛选，本发明筛选出一种纳米微球与一种PPG颗粒作为进一步膨胀性测试的对象；

参照附图4所示，颗粒体系的膨胀性测试方法为：首先准确称量颗粒体系样品与目标油藏注入水；之后将装有注入水样的样品瓶置于恒温水浴装置中，根据实验温度不同，水浴温度设置为目标油藏温度后将颗粒体系加入样品瓶中摇匀，随后放置在恒温水浴锅中，定期利用激光粒度仪测试样品平均粒径,采用上述方法测试的纳米球与PPG颗粒平均粒径膨胀倍数图版，经测试得知，纳米微球的原始粒径分布范围为4.27～39.98μm，平均粒径大小为12.05μm，PPG颗粒原始粒径分布范围为4.27～39.98μm，平均粒径大小为，纳米微球平均粒径变化倍数随时间的延长而逐渐增大，240h左右达到最大值，PPG平均粒径变化倍数随时间的延长而逐渐增大，在120h左右达到最大值。

S3，建立驱油体系界面张力随浓度变化图版，参照标准《SY/T 5370-1990表面及界面张力测定方法》，利用目标油藏注入水，在目标油藏温度下测试驱油体系的界面张力，同时设置一系列浓度梯度，建立目标油藏条件下驱油体系界面张力随浓度变化图版，从中初选出一种表面活性剂，并确定其最适浓度；

具体的，参照附图5所示，驱油体系界面张力的测试方法为：首先将装有注入水样的烧杯置于恒温水浴装置中，水浴温度设置为目标油藏温度；之后调整立式搅拌器的搅拌速率至400±20r/min，使水形成漩涡，在1min内缓慢而均匀地将不同量的表面活性剂加入漩涡壁中；最后将样品放入旋转界面张力仪测试界面张力，采用上述方法筛选出的驱油体系在目标油藏条件下驱油体系界面张力随浓度变化图版，从中最终确定目标油藏最适驱油体系浓度为3000mg/L。

S4，填砂管实验测试，根据目标油藏渗透率数据，利用填砂管105驱替实验测试初步筛选出的交联体系的封堵性能、颗粒体系的调驱性能和驱油体系的洗油能力；

具体的，交联体系的封堵性能体现在，交联聚合物可封堵大孔道，具有较高的封堵率；颗粒体系的调驱性能体现在，粘弹性颗粒可调整吸水剖面，扩大水驱波及体积最终提高采收率；驱油体系的洗油能力体现在，表面活性剂可提高水驱洗油效率进而提高采收率；

参照附图6所示，采用所示流程图进行实验，本装置流程测试装置1主要由第一平流泵101、第一真空泵102、第一中间容器103、压力传感器104、填砂管105、第一计算机106和第一恒温运风烘箱107组成，所述第一平流泵101的一端连通有第一管道，该第一管道的另一端依次贯通连接第一中间容器103和填砂管105，压力传感器104设置于所述第一中间容器103和所述填砂管105之间，所述第一真空泵102的一侧连通有第二管道，该第二管道的另一端与第一管道的另一端连通，所述第一计算机106与所述压力传感器104通信连接，所述第一中间容器103、所述压力传感器104和所述填砂管105设置于所述第一恒温运风烘箱107内部，所用交联聚合物体系是步骤S1中所筛选出的，所用颗粒体系是步骤S2中所筛选出的3500mg/L纳米球+500mg/LPPG的混合体系，所用驱油体系是步骤S3中筛选出的3000mg/L表面活性剂溶液，第一恒温运风烘箱107温度控制为目标油藏温度，注入速率为1.0mL/min。

在本是实施例中，堵性能实验具体实验过程为：首先，注入5PV目标油藏注入水；然后，注入0.3PV交联体系混合液并侯凝3d；最后，利用目标油藏注入水测试填砂管105渗流参数，实验过程中，采集注入压力变化(ΔP,10-1MPa)，并通过下述公式(1)和公式(2)计算填砂管105岩心的渗透率(k,μm2)和封堵率(η,％)，计算注入交联体系前后采收率增加值。

其中，Q为注入速率，mL/min；μ为流体粘度,mPa·s；A为填砂管105岩心的横截面积，cm²。

在本是实施例中，颗粒体系封堵性能实验具体实验过程为：首先，对填砂管105饱和油并老化24h以上；然后，注入3PV目标油藏注入水后注入0.3PV静置膨胀48h后的3500mg/L纳米球+500mg/L PPG的混合体系溶液；最后，利用目标油藏注入水测试填砂管105渗流参数，实验过程中，采集注入压力变化(ΔP,10-1MPa)，通过公式(1)和公式(2)计算填砂管105岩心的渗透率(k,μm²)和封堵率(η,％)，计算注入颗粒体系前后采收率增加值。

在本是实施例中，驱油体系封堵性能实验具体实验过程为：首先，对填砂管105饱和油并老化24h以上；然后，注入目标油藏注入水水驱至含水70％后注入0.3PV 3000mg/L驱油体系溶液；最后，利用目标油藏注入水进行后续水驱至含水98％，实验过程中，计算注入驱油体系前后采收率增加值；

交联体系的封堵率为98.81％；颗粒体系的封堵率为89.61％，提高采收率值为19.20％；驱油体系提高采收率值为30.11％，交联体系的封堵性能、颗粒体系的调驱性能、驱油体系的驱油性能均满足目标油藏要求。

填砂管105驱替实验结果表：

S5，正交试验确定段塞用量及注入次序，利用组合调驱实验装置进行正交设计实验，结合压力场数据与提高采收率数据最终确定各体系用量、注入顺序以及交替注入轮次；

具体的，参照附图7-9所示，本装置流程主要由第二平流泵201、第二真空泵201、阀门203、第二中间容器204、数字压力表205、第二计算机206、自动取样装置207、组合调驱填砂物理模型208和第二恒温运风烘箱209组成，所述第二平流泵201的一端与第三管道连通，该第三管道的另一端依次贯通连接所述阀门203、所述第二中间容器204、所述组合调驱填砂物理模型208和所述自动取样装置207，所述数字压力表205设置于所述组合调驱填砂物理模型208的一侧，所述第二计算机206与所述自动取样装置207通信连接，所述数字压力表205和所述调驱填砂物理模型设置于所述第二恒温运风烘箱209内部，所述第二真空泵202的一侧连通有第四管道，该第四管道的另一端连通于所述第二中间容器204与所述组合调驱填砂物理模型208之间，组合调驱物理模型的每一个测点处未实验时都用堵头螺丝进行封堵，在进行实验时安装数字压力表205，第二恒温运风烘箱209可控制组合调驱物理模型的温度，实验中，第二计算机206收集组合调驱填砂物理模型208上安装的数字压力表205数据，之后利用插值法绘制出组合调驱填砂物理模型208压力场图；

在本是实施例中，利用组合调驱实验装置进行多段塞组合正交优化的具体方法如下：首先根据交联体系用量、颗粒体系用量、驱油体系用量、段塞注入顺序、注入时机五个因素选择5因素4水平的标准正交表，该正交表共16次实验；之后每次实验时对组合调驱物理填砂模型进行填砂、饱和水、饱和油、一次水驱、注组合调驱体系以及后续水驱操作；最后根据组合调驱填砂物理模型15的压力场分布以及提高采收率结果确定最优的体系注入量、注入顺序以及注入时机，经过正交实验，最终确定的注入方案为：总注入量为0.3PV，注入顺序及各体系用量为15％交联体系+65％颗粒体系+25％驱油体系，注入时机为水驱到含水80％时。

S6，现场调整，在线注入步骤S5中最终确定的组合调驱体系，实时测试注入压力，结合注入压力上升幅度要求，调整调驱体系的总注入量(总注入时间)；

在本发明的一个实施例中，油藏条件为：油层温度为65℃，注入水矿化度为7000～9000mg/L，油层孔隙度为27％～35％，储层厚度1～13m，渗透率为0.5～4μm2，截至2018年9月，油井总数32口，目前，全油田综合含水率超过60％，采收率仅为23.7％，2018年12月，应用本发明在该油藏的一口试验区注水井开展了组合调驱现场试验，具体注入方案为：根据步骤101～105的前期室内实验确定组合调驱体系的种类及总注入量，总注入量为0.3PV，具体注入方案为第一个段塞注入0.045PV交联体系，第二个段塞注入0.195PV颗粒体系，第三个段塞注入0.075PV驱油体系，根据现场调驱设计对注入压力上升幅度的要求，确定组合调驱体系的注入时间为80天。

S7，效果评价，通过注水井视吸水指数、注水井注入压力变化、单井或区块产油量和含水率变化曲线，评价组合调驱效果；

组合调驱后，试验区注水井A27的井口压力由1.7MPa平稳上升至10.2MPa，视吸水指数由529m3/(d·MPa)下降至54m3/(d·MPa)，说明组合调驱体系已经成功注入油层，对优势流动通道进行了有效封堵，整个区块的产油量由72.5t/d升至132.1t/d，含水率由42.5％下降至27.8％，截至2019年5月底，累计增油量为3520t。

上述现场试验结果，一方面说明组合调驱体系具有良好的增油降水效果，另一方面验证了本设计方法的科学性和实用性。

相对于现有技术而言，本发明包含单一体系评价筛选、多体系组合调驱优化设计、现场在线调驱反馈三部分内容且结合多个现行有效国家标准与石油行业标准，对参与组合调驱的各体系的表观性能进行了规范且全面的测试，利用组合调驱装置对影响组合调驱效果的段塞用量、顺序和交替注入轮次进行了正交设计实验，通过压力场及提高采收率数据对实验结果进行评价，直观且准确，通过现场实时生产数据对组合调驱方案进行反馈调整与评价，充分考虑了组合调驱增油降水原理与现场实际，是一种科学和实用的组合调驱优化设计方法。

需要说明的是，第一平流泵101、第一真空泵102、压力传感器104、第二平流泵201、第二真空泵201和数字压力表205具体的型号规格需根据该装置的实际规格进行选型确定，具体选型计算方法采用本领域现有技术，故不再详细赘述。

第一平流泵101、第一真空泵102、压力传感器104、第二平流泵201、第二真空泵201和数字压力表205的供电及其原理对本领域技术人员来说是清楚的，在此不予详细说明。

显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。

Claims (3)

1.海上油田组合调驱优化设计方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1，确定交联体系，利用目标油藏注入水，在目标油藏温度下测试交联聚合物中使用的聚合物粘—浓关系，同时设置一系列浓度梯度，测试目标油藏条件下交联聚合物体系成胶特性，绘制对应的成胶粘度图版，从中初选一种满足现场要求的交联体系；

S2，确定颗粒体系中的颗粒调剖剂，利用目标油藏注入水，在目标油藏温度下测试颗粒体系的流变性及膨胀性，建立目标油藏条件下颗粒体系平均粒径膨胀倍数图版，从中初选二种不同的颗粒调剖剂；

S3，建立驱油体系界面张力随浓度变化图版，利用目标油藏注入水，在目标油藏温度下测试驱油体系的界面张力，同时设置一系列浓度梯度，建立目标油藏条件下驱油体系界面张力随浓度变化图版，从中初选出一种表面活性剂，并确定其最适浓度；

S4，填砂管实验测试，根据目标油藏渗透率数据，利用填砂管驱替实验测试初步筛选出的交联体系的封堵性能、颗粒体系的调驱性能和驱油体系的洗油能力；

S5，正交试验确定段塞用量及注入次序，利用组合调驱实验装置进行正交设计实验，结合压力场数据与提高采收率数据最终确定各体系用量、注入顺序以及交替注入轮次；

利用组合调驱实验装置进行多段塞组合正交优化的具体方法如下：首先根据交联体系用量、颗粒体系用量、驱油体系用量、段塞注入顺序、注入时机五个因素选择5因素4水平的标准正交表，该正交表共16次实验；之后每次实验时对组合调驱物理填砂模型进行填砂、饱和水、饱和油、一次水驱、注组合调驱体系以及后续水驱操作；最后根据组合调驱填砂物理模型15的压力场分布以及提高采收率结果确定最优的体系注入量、注入顺序以及注入时机；

S6，现场在线调整，在线注入步骤S5中最终确定的组合调驱体系，实时测试注入压力，结合注入压力上升幅度要求，调整调驱体系的总注入量；

S7，效果评价，通过注水井视吸水指数、注水井注入压力变化、单井或区块产油量和含水率变化曲线，评价组合调驱效果。

2.根据权利要求1所述的海上油田组合调驱优化设计方法，其特征在于：所述步骤S4中，交联体系的封堵性能体现在，交联聚合物可封堵大孔道，具有较高的封堵率与残余阻力系数；颗粒体系的调驱性能体现在，粘弹性颗粒可调整吸水剖面，扩大水驱波及体积最终提高采收率；驱油体系的洗油能力体现在，表面活性剂可提高水驱洗油效率进而提高采收率。

3.一种用于实现如权利要求1-2任一所述的海上油田组合调驱优化设计方法的装置，其特征在于，包括，

测试装置，所述测试装置包括第一平流泵、第一真空泵、第一中间容器、压力传感器、填砂管、第一计算机和第一恒温运风烘箱，所述第一平流泵的一端连通有第一管道，该第一管道的另一端依次贯通连接第一中间容器和填砂管，压力传感器设置于所述第一中间容器和所述填砂管之间，所述第一真空泵的一侧连通有第二管道，该第二管道的另一端与第一管道的另一端连通，所述第一计算机与所述压力传感器通信连接，所述第一中间容器、所述压力传感器和所述填砂管设置于所述第一恒温运风烘箱内部；

组合驱调实验装置，所述组合驱调实验装置包括第二平流泵、第二真空泵、阀门、第二中间容器、数字压力表、第二计算机、自动取样装置、组合调驱填砂物理模型和第二恒温运风烘箱，所述第二平流泵的一端与第三管道连通，该第三管道的另一端依次贯通连接所述阀门、所述第二中间容器、所述组合调驱填砂物理模型和所述自动取样装置，所述数字压力表设置于所述组合调驱填砂物理模型的一侧，所述第二计算机与所述自动取样装置通信连接，所述数字压力表和所述调驱填砂物理模型设置于所述第二恒温运风烘箱内部，所述第二真空泵的一侧连通有第四管道，该第四管道的另一端连通于所述第二中间容器与所述组合调驱填砂物理模型之间。

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