CN113250663A - 中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法 - Google Patents

中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法 Download PDF

Info

Publication number
CN113250663A
CN113250663A CN202110698941.7A CN202110698941A CN113250663A CN 113250663 A CN113250663 A CN 113250663A CN 202110698941 A CN202110698941 A CN 202110698941A CN 113250663 A CN113250663 A CN 113250663A
Authority
CN
China
Prior art keywords
injection
composite system
water
flow
emulsion
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.)
Granted
Application number
CN202110698941.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN113250663B (zh
Inventor
蒋平
吴晗
张贵才
葛际江
裴海华
齐宁
卢玉坤
任文博
何世伟
李满亮
孙同成
孙铭勤
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 University of Petroleum East China
Original Assignee
China University of Petroleum East China
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 University of Petroleum East China filed Critical China University of Petroleum East China
Priority to CN202110698941.7A priority Critical patent/CN113250663B/zh
Publication of CN113250663A publication Critical patent/CN113250663A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN113250663B publication Critical patent/CN113250663B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

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
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water
    • 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
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
    • Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

本发明提供一种中低渗储层乳液‑聚合物复合体系注入参数的优化设计方法。本发明首先获得复合体系在不同渗透率的岩心中、不同注入流量下的流动压力，从而计算获得不同流动条件下体系的等效流动黏度，建立不同岩心渗透率下、等效流动黏度与注入线速度之间的关系式。再基于目标油藏参数，设置不同的地面注入参数，利用径向流达西方程通过迭代计算得到不同注入参数下复合体系的注入压力；结合地面注入设备载荷，对复合体系的注入参数进行定量设计。本发明方法是专门应用于中低渗水驱油藏以及乳液‑聚合物复合体系，在充分利用现有地面注入设备的基础上，大大减少了复合体系的注入量，节约了成本；同时避免了注入井压力过高、易造成安全隐患的问题。

Description

中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法
技术领域
本发明涉及一种中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法，属于油气田开发技术领域。
背景技术
高渗油藏的开发日渐衰竭，中低渗油藏的开采成为油气增产的突破方向。但是由于地层的非均质性，水驱中低渗油藏在开发过程中同样存在水窜严重的问题，导致水驱采收率低；但是与高渗储层相比，中低渗储层采用复合驱又存在以下问题：(1)由于中低渗储层渗透率较低，注入压力较高，因此传统的高浓度聚合物驱或复合驱难以开展；(2)聚合物驱、复合驱的地面配制设备投入成本较大(聚合物溶解熟化流程复杂)，而中低渗油藏产量较低，开展大规模的复合驱的成本回收周期较长。因此针对中低渗水驱油藏如何有效的控制水窜，提高水驱波及效率是该类区块目前开发面临的主要问题。
针对中低渗水驱油藏小区块调驱的现场要求，目前现场利用低浓度低分子量的聚合物配合低含油量的水包油乳状液作为调驱体系，该类体系兼具聚合物的增黏作用，同时可以利用水包油乳状液的贾敏效应提高水驱效率。目前调驱体系的现场用量设计主要是基于高渗透层封堵，因此设计主要考虑的是体系的用量是否能够满足封堵高渗透层的要求，而很少考虑注入压力；但是由于中低渗透层渗透率较低，体系注入压力较高，如果照搬传统的调驱体系用量设计方法，容易造成现场实施过程中注入井压力过高，地面注入设备无法满足要求，并且过高的压力会造成现场安全隐患。因此，中低渗透层乳液-聚合物调驱体系用量设计以及注入参数设计方面缺乏有针对性的设计方法。
发明内容
针对现有技术的不足，综合考虑乳液-聚合物复合体系的注入压力和地面设备负荷，本发明的目的是提供一种中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法。
本发明的技术方案如下：
一种中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法，包括步骤：
(1)基于乳液-聚合物复合体系在不同渗透率岩心中的流动试验，测得复合体系在不同注入流量、不同岩心渗透率条件下的流动压差；然后根据公式(1)计算复合体系的等效流动黏度；
Figure BDA0003128982220000021
式中，k：岩心渗透率，μm2；μ：复合体系的等效流动黏度，mPa·s；Q：复合体系的注入流量，cm3/s；L：岩心长度，cm；A：岩心截面积，cm2；△P：流动压差，10-1MPa；
(2)将相同岩心渗透率条件下复合体系的等效流动黏度与对应的注入线速度进行数据拟合，建立不同岩心渗透率下、等效流动黏度与注入线速度之间的关系式，如式(2)所示；
μ＝aVb (2)
式中，μ：等效流动黏度，mPa·s；V：注入线速度，10-3m/s；a，b为常数，由数据拟合得到；
(3)针对目标油藏参数，设置复合体系不同的地面注入参数，运用平面径向流公式(3)进行计算或迭代计算，得到不同油藏参数、不同地面注入参数条件下所需要的注入压力；
Figure BDA0003128982220000022
式中，Q：油田现场复合体系的注入流量，cm3/s；k：地层渗透率，μm2；h：油层厚度，m；μ：注入相的等效流动黏度，mPa·s；△P1：注入压力，KPa；Re：径向流外圆半径，m；Rw：径向流内圆半径，m；
(4)绘制复合体系不同注入量下，注入压力与复合体系注入参数或油藏参数之间的关系曲线；根据注入压力与复合体系注入参数或油藏参数之间的关系、结合地面注入设备载荷，分析得到乳液-聚合物复合体系的最佳注入参数。
根据本发明优选的，步骤(1)中，所述乳液-聚合物复合体系是由低浓度低分子量的聚合物和低含油量的水包油乳状液组成；所述聚合物的重均分子量小于1000万，乳液-聚合物复合体系中聚合物的质量分数为0.01％-0.05％，乳液-聚合物复合体系中油相含量为0.5-5wt％。所述油相没有特定限制，可以用白油、柴油以及其他溶剂油。所述聚合物采用现有驱油用聚合物即可。所述水包油乳状液的制备按现有方法即可。所述乳液-聚合物复合体系是在水驱中低渗油藏过程中注入；向油层注水过程中，注入水发生水窜，即可注入乳液-聚合物复合体系。
根据本发明，步骤(1)中，所述乳液-聚合物复合体系在不同渗透率岩心中的流动试验按现有技术即可；所述流动压差是指复合体系以固定注入流量注入岩心过程中，复合体系注入端岩心的压力和复合体系流出端岩心的压力差。
根据本发明，步骤(2)中，所述注入线速度是由复合体系的注入流量换算得到，即注入线速度为注入流量除以有效渗流截面积，所述有效渗流截面积为岩心的端面截面积乘以岩心的孔隙度。
根据本发明，步骤(2)中，所述数据拟合方法按现有方法即可。
根据本发明，步骤(3)中，所述目标油藏参数包括：地层渗透率、油层厚度、地层孔隙度、注水井控制半径、最大的渗流半径；所述地面注入参数是注入流量、注入量或注入段塞组合方式。
根据本发明，步骤(3)中，迭代计算是运用平面径向流公式(3)按照固定的步长进行的；所述步长为0.1m。步长太大计算误差较大，步长太小计算工作量太大。
由于现场注入实施时，采用注水井注入，复合体系从注水井圆柱形井筒中注入地层，复合体系进入地层后向四周以发散状径向流的形式向外扩散，因此在固定注入井的注入速度时，复合体系越向四周流动，渗流截面积越大，线性流动速度越小，从而导致流体的等效流动黏度会随着流体向外运移而变化，因此运用平面径向流公式(3)进行迭代计算以得到注入压力。运用平面径向流公式(3)进行迭代计算过程中，以井筒为中心轴，将复合体系所处油层划分为一定环宽(计算步长)的圆柱环，计算每个圆柱环内部流体流动的平均线速度(圆柱环包括靠近井筒的截面即内截面和远离井筒的截面即外截面，计算中用复合体系的注入流量除以内截面面积与孔隙度的乘积计算得到的线性流速作为流体在这两个截面间圆环柱内部的平均线速度)，利用实验得到的等效流动黏度与注入线速度的关系方程(公式(2))计算此线速度下的等效流动黏度，从而通过公式(3)获得流体在此圆柱环的流动阻力，即流体经过此圆柱环所需要的注入压力△P1，通过不同圆柱环内流动阻力的叠加获得整个圆柱环区域内的流动阻力，从而得到复合体系的注入压力。
公式(3)中，Re为径向流外圆半径，即上述圆柱环外圆柱的半径；Rw为径向流内圆半径，即圆柱环内圆柱的半径。
根据本发明优选的，步骤(3)中，对于中低渗水驱油藏，向油层注水后，将复合体系以单一段塞的方式一次性注入油层，复合体系所处的油层区域运用平面径向流公式(3)进行迭代计算以得到此油层区域注入复合体系所需要的注入压力；对于水所处的油层区域，运用平面径向流公式(3)按现有方法直接计算即可，即其中μ：注入相的等效流动黏度，即水的黏度，mPa·s；Re：径向流外圆半径，即水所处油层区域的外圆柱半径，m；Rw：径向流内圆半径，即水所处油层区域的内圆柱半径，m；则最终总注入压力为复合体系所处油层区域对应的注入压力和水所处油层区域对应的注入压力之和。
根据本发明优选的，步骤(3)中，对于中低渗水驱油藏，向油层注水后，复合体系采用多段塞或分段塞注入方式注入油层，复合体系段塞之间注入水；待注入相完全注入后，其中复合体系所处的油层区域运用平面径向流公式(3)进行迭代计算得到此区域注入复合体系所需要的注入压力；对于水所处的油层区域所对应的注入压力不使用迭代计算，运用平面径向流公式(3)按现有方法直接计算即可，其中μ：注入相的等效流动黏度，即水的黏度，mPa·s；Re：径向流外圆半径，即水所处油层区域的外圆柱半径，m；Rw：径向流内圆半径，即水所处油层区域的内圆柱半径，m；最终总注入压力即为各个复合体系所处油层区域对应的注入压力和各个水所处油层区域对应的注入压力之和。
本发明的技术特点及有益效果如下：
(1)本发明首先通过实验方法获得乳液-聚合物体系在不同渗透率的短岩心中、不同注入流量下的流动压力，从而计算获得不同流动条件下体系的等效流动黏度。将相同岩心渗透率条件下复合体系的等效流动黏度与对应的注入线速度进行数据拟合，建立不同岩心渗透率下、等效流动黏度与注入线速度之间的关系式。再基于目标油藏参数，设置不同的地面注入参数，利用径向流达西方程，通过迭代计算得到不同注入参数下乳液-聚合物调驱体系的注入压力；结合地面注入设备载荷，对乳液-聚合物复合体系的注入量及注入参数进行定量设计。
(2)由于乳液-聚合物复合体系在地层中渗流时主要依靠存在贾敏效应来降低水相的流度，因此在压力场计算时，不能简单以流变仪测试的黏度作为达西公式中的流体黏度数据。因此本发明方法首先基于室内实验测试乳液-聚合物复合体系在不同条件下的等效流动黏度，克服了现有方法存在的问题。
(3)本发明的注入参数的优化设计方法是专门应用于中低渗水驱油藏以及乳液-聚合物复合体系，在充分利用现有地面注入设备的基础上，大大减少了复合体系的注入量，节约了成本；同时避免了注入井压力过高、易造成安全隐患的问题。
附图说明
图1是实施例1中复合体系注入后复合体系在地层中的平面分布示意图；
图2是实施例1中不同注入量下、复合体系注入压力与注入速度之间的关系曲线；
图3是实施例2中段塞注入后复合体系在地层中的平面分布示意图；
图4是实施例2中不同段塞方式下，不同注入量下，注入压力和段塞之间注水量的关系曲线。
具体实施方式
为更好地理解本发明，下面结合具体实施例来进一步说明。实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。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。
实施例1
一种中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法，所述乳液-聚合物复合体系中聚合物的含量为0.02wt％，油的含量为1wt％，其余为水；所述聚合物为HPAM(重均分子量小于1000万)，油为白油。
具体方法包括步骤：
(1)岩心流动试验：
按现有技术对乳液-聚合物复合体系进行岩心流动试验；所采用的岩心的渗透率为20×10-3μm2，岩心长度为10cm的圆柱体，岩心端面为圆形，其直径为2.54cm。
测试岩心渗透率为20×10-3μm2下、不同注入流量(0.1mL·min-1、0.2mL·min-1、0.5mL·min-1、1mL·min-1)(上述注入流量是根据现场使用的流速范围确定的室内试验的流动速度范围)下的流动压差(流动压差是指复合体系以固定注入流量注入岩心过程中，复合体系注入端岩心的压力和复合体系流出端岩心的压力差)；然后根据公式(1)计算复合体系的等效流动黏度；
Figure BDA0003128982220000051
式中，k：岩心渗透率，μm2；μ：复合体系的等效流动黏度，mPa·s；Q：复合体系的注入流量，cm3/s；L：岩心长度，cm；A：岩心截面积，cm2；△P：流动压差，10-1MPa。
测试以及计算数据如下表1。
表1乳液-聚合物复合体系的有效黏度
Figure BDA0003128982220000061
表1中，注入线速度为注入流量除以有效渗流截面积，所述有效渗流截面积为渗流截面积(5cm2)乘以岩心的孔隙度0.18。
(2)将上述岩心渗透率条件下复合体系的等效流动黏度与对应的注入线速度(表1中的)进行非线性拟合，建立渗透率为20×10-3μm2下、等效流动黏度与注入线速度之间的关系式，如式(2)所示；
μ3＝7.9919v-0.492 (4)
式中，μ3：乳液-聚合物复合体系的等效流动黏度，mPa·s；v：注入线速度，10-3m·s-1。
(3)变化岩心流动实验中岩心的渗透率，并重复步骤(1)和(2)，得到乳液-聚合物复合体系在不同渗透率的岩心中等效流动黏度与注入线速度之间的关系式，见表2。
表2不同渗透率下复合体系注入线速度与等效黏度拟合结果
Figure BDA0003128982220000062
(4)某中低渗区块的地层孔隙度为18％，油层厚度为5m，最大渗流半径为200m，地层平均渗透率为150×10-3μm2，注入井井眼半径0.2m。
中低渗水驱油藏注水后，根据中低渗油田复合体系注入的一般范围，设置复合体系注入井注入速度分别为10m3/d、15m3/d、20m3/d、25m3/d、30m3/d，注入量分别为1500m3、2000m3、2500m3、3000m3。
固定注入量为1500m3，注入速度为10m3/d。以井筒为中心轴，按照1500m3计算复合体系波及到的范围半径，记为1号圆环；该区域外边界即为2号圆环的内边界；示意图如图1所示，中间的圆为井眼，半径为0.2m；1号圆环对应的圆柱环内部为1500m3的乳液-聚合物复合体系，1号圆环的外半径R1根据地层体积计算，((R12-0.22)×3.14×10×0.18)＝1500；2号圆环对应的油层内注入的均为水相，2号圆环的外半径为最大渗流半径。
1号圆环对应油层所需的注入压力运用平面径向流公式(3)进行迭代计算。计算过程如下：以井筒为中心轴，将1号圆环对应的油层划分为步长为0.1m的圆柱环，圆柱环的最大外圆柱的半径为R1，圆柱环的最小内圆柱的半径为0.2m，计算每个圆柱环内部流体流动的平均线速度(圆柱环包括靠近井筒的截面即内截面和远离井筒的截面即外截面，计算中用复合体系的注入流量除以内截面面积与孔隙度的乘积计算得到的线性流速作为流体在这两个截面间圆环柱内部的平均线速度)，利用实验得到表2中的渗透率为150×10-3μm2下的等效流动黏度与注入线速度的关系方程计算每个圆柱环内部流体流动的平均线速度对应的等效流动黏度。再根据公式(3)利用等效流动黏度计算圆柱环内的流动阻力(即△P1)，公式(3)中Re为径向流外圆半径，即上述圆柱环外圆柱的半径；Rw为径向流内圆半径，即圆柱环内圆柱的半径。通过不同圆柱环内流动阻力的叠加获得整个渗流区域内的流动阻力，从而得到在固定注入速度和注入量下复合体系的最大注入压力。
Figure BDA0003128982220000071
式中，Q：油田现场复合体系的注入流量，cm3/s；k：地层渗透率，μm2；h：油层厚度，m；μ：复合体系的等效流动黏度，mPa·s；△P1：注入压力，KPa；Re：径向流外圆半径，m；Rw：径向流内圆半径，m。
2号圆环对应的油层内注入的为水，水的黏度是定值，全是水的区域不用迭代，用内外半径直接计算区域所需的注入压力即可；即此区域内，外圆柱的半径为最大渗流半径，内圆柱的半径为R1，所需要的注入压力的计算公式如下：
Figure BDA0003128982220000081
式中，Q：油田现场复合体系的注入流量，cm3/s；k：地层渗透率，μm2；h：油层厚度，m；μ：水的粘度，mPa·s；△P1：注入压力，KPa；Re：外圆柱的半径为最大渗流半径，m；Rw：内圆柱的半径为R1，m。
在固定注入量为1500m3下，分别变化注入速度为15m3/d、20m3/d、25m3/d、30m3/d，按上述方法分别得到在固定注入速度和注入量下复合体系的注入压力。
按上述方法变化注入量和注入速度，分别得到在不同注入速度和注入量下复合体系的注入压力。
(5)根据上述确定的不同注入量(1500m3、2000m3、2500m3、3000m3)下，复合体系注入压力与注入速度之间的关系绘制关系曲线，如图2所示；由图2可知，为了最大限度的增加总注入量，同时考虑地面设备注入压力小于5MPa，因此确定注入量为3000m3，注入速度为10m3/D。
实施例2
一种中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法，所述乳液-聚合物复合体系中聚合物的含量为0.02wt％，油的含量为1wt％，其余为水；所述聚合物为HPAM(重均分子量小于1000万)，油为白油。
具体方法包括步骤：
步骤(1)-(3)如实施例1所述。
(4)某中低渗区块的油层厚度为10m，地层孔隙度为18％，地层平均渗透率为100×10-3μm2，最大渗流半径为200m，注入井井眼半径0.2m。
中低渗水驱油藏注水后，根据中低渗油田复合体系注入的一般范围，设置复合体系注入量分别为1000m3、2000m3、3000m3；固定注入速度为20m3·D-1。段塞方式为：三段塞和两段塞；三段塞是将乳液-聚合物复合体系等分成三个段塞注入地层，段塞之间注入水，且段塞之间注入水量相同；两段塞是将乳液-聚合物复合体系等分成两个段塞注入地层，段塞之间注入水，且段塞之间注入水量相同。
以注入量为3000m3、两段塞注入方式为例：将乳液-聚合物复合体系等分成两个段塞注入地层，段塞之间注入10000m3水。段塞注入后复合体系在地层中的平面分布示意图如图3所示。中间的圆为井眼，半径为0.2m；1号圆环对应的圆柱环内部为1500m3的乳液-聚合物复合体系，1号圆环的外半径R1根据地层体积计算，((R12-0.22)×3.14×10×0.18)＝1500；2号圆环对应的圆柱环内部为10000m3水，2号圆环的内半径为1号圆环的外半径R1，依据同样的方法计算2号圆环的外半径R2，((R22-R12)×3.14×10×0.18)＝10000；3号圆环对应的圆柱环内部为1500m3的乳液-聚合物复合体系，3号圆环的内半径为2号圆环的外半径R2，依据同样的方法计算3号圆环的外半径R3，((R32-R22)×3.14×10×0.18)＝1500；3号圆环外部至最大渗流半径均为水相，即4号圆环对应的油层内注入的均为水相。
1号和3号圆环对应油层所需的注入压力运用平面径向流公式(3)进行迭代计算。以1号圆环为例，计算过程如下：以井筒为中心轴，将1号圆环对应的油层划分为步长为0.1m的圆柱环，圆柱环的最大外圆柱的半径为R1，圆柱环的最小内圆柱的半径为0.2m，计算每个圆柱环内部流体流动的平均线速度(圆柱环包括靠近井筒的截面即内截面和远离井筒的截面即外截面，计算中用复合体系的注入流量除以内截面面积与孔隙度的乘积计算得到的线性流速作为流体在这两个截面间圆环柱内部的平均线速度)，利用实验得到表2中的渗透率为150×10-3μm2下的等效流动黏度与注入线速度的关系方程计算每个圆柱环内部流体流动的平均线速度对应的等效流动黏度。再根据公式(3)利用等效流动黏度计算圆柱环内的流动阻力(即△P1)，公式(3)中Re为径向流外圆半径，即上述圆柱环外圆柱的半径；Rw为径向流内圆半径，即圆柱环内圆柱的半径。通过不同圆柱环内流动阻力的叠加获得总流动阻力，从而得到在固定注入速度和注入量下复合体系的最大注入压力。
Figure BDA0003128982220000091
式中，Q：油田现场复合体系的注入流量，cm3/s；k：地层渗透率，μm2；h：油层厚度，m；μ：复合体系的等效流动黏度，mPa·s；△P1：注入压力，KPa；Re：径向流外圆半径，m；Rw：径向流内圆半径，m。
3号圆环对应的油层，复合体系注入所需要的最大注入压力的迭代计算方法同上。圆柱环的最大外圆柱的半径为R3，圆柱环的最小内圆柱的半径为R2。
2号圆环对应的油层内注入的为水，水的黏度是定值，全是水的区域不用迭代，用内外半径直接计算区域所需的注入压力即可；即此区域内，外圆柱的半径为R2，内圆柱的半径为R1，所需要的注入压力的计算公式如下：
Figure BDA0003128982220000092
式中，Q：油田现场复合体系的注入流量，cm3/s；k：地层渗透率，μm2；h：油层厚度，m；μ：水的粘度，mPa·s；△P1：注入压力，KPa；Re：外圆柱的半径为R2，m；Rw：内圆柱的半径为R1，m。
4号圆环对应的油层内注入的为水，因此计算方法同2号圆环。
总的注入压力即为上述1号、2号、3号和4号圆环所对应的注入压力的总和。
变化段塞之间的注水量、复合体系注入量，按上述方法得到不同注入量及段塞之间不同注水量对应的注入压力。绘制两段塞方式下，不同注入量下，注入压力和段塞之间注水量的关系曲线，结果如图4(a)所示。
将注入方式设置为三段塞注入，按上述方法得到三段塞方式下、不同注入量及段塞之间不同注水量对应的注入压力。绘制三段塞方式下，不同注入量下，注入压力和段塞之间注水量的关系曲线，结果如图4(b)所示。
对比图4(a)和(b)发现采用三段塞注入3000m3的乳液-聚合物复合体系，段塞中间加入50000m3的水可以保证地面的注入压力不超过5MPa。

Claims (5)

1.一种中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法，包括步骤：
(1)基于乳液-聚合物复合体系在不同渗透率岩心中的流动试验，测得复合体系在不同注入流量、不同岩心渗透率条件下的流动压差；然后根据公式(1)计算复合体系的等效流动黏度；
Figure FDA0003128982210000011
式中，k：岩心渗透率，μm2；μ：复合体系的等效流动黏度，mPa·s；Q：复合体系的注入流量，cm3/s；L：岩心长度，cm；A：岩心截面积，cm2；△P：流动压差，10-1MPa；
(2)将相同岩心渗透率条件下复合体系的等效流动黏度与对应的注入线速度进行数据拟合，建立不同岩心渗透率下、等效流动黏度与注入线速度之间的关系式，如式(2)所示；
μ＝aVb (2)
式中，μ：等效流动黏度，mPa·s；V：注入线速度，10-3m/s；a，b为常数，由数据拟合得到；
(3)针对目标油藏参数，设置复合体系不同的地面注入参数，运用平面径向流公式(3)进行计算或迭代计算，得到不同油藏参数、不同地面注入参数条件下所需要的注入压力；
Figure FDA0003128982210000012
式中，Q：油田现场复合体系的注入流量，cm3/s；k：地层渗透率，μm2；h：油层厚度，m；μ：注入相的等效流动黏度，mPa·s；△P1：注入压力，KPa；Re：径向流外圆半径，m；Rw：径向流内圆半径，m；
(4)绘制复合体系不同注入量下，注入压力与复合体系注入参数或油藏参数之间的关系曲线；根据注入压力与复合体系注入参数或油藏参数之间的关系、结合地面注入设备载荷，分析得到乳液-聚合物复合体系的最佳注入参数。
2.根据权利要求1所述中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法，其特征在于，步骤(1)中，所述乳液-聚合物复合体系是由低浓度低分子量的聚合物和低含油量的水包油乳状液组成；所述聚合物的重均分子量小于1000万，乳液-聚合物复合体系中聚合物的质量分数为0.01％-0.05％，乳液-聚合物复合体系中油相含量为0.5-5wt％。
3.根据权利要求1所述中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法，其特征在于，步骤(3)中，迭代计算是运用平面径向流公式(3)按照固定的步长进行的；所述步长为0.1m。
4.根据权利要求1所述中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法，其特征在于，步骤(3)中，对于中低渗水驱油藏，向油层注水后，将复合体系以单一段塞的方式一次性连续注入油层，复合体系所处的油层区域运用平面径向流公式(3)进行迭代计算以得到此油层区域注入复合体系所需要的注入压力；对于水所处的油层区域，运用平面径向流公式(3)直接计算所需注入压力，其中μ：注入相的等效流动黏度，即水的黏度，mPa·s；Re：径向流外圆半径，即水所处油层区域的外圆柱半径，m；Rw：径向流内圆半径，即水所处油层区域的内圆柱半径，m；则最终总注入压力为复合体系所处油层区域对应的注入压力和水所处油层区域对应的注入压力之和。
5.根据权利要求1所述中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法，其特征在于，步骤(3)中，对于中低渗水驱油藏，向油层注水后，复合体系采用多段塞或分段塞注入方式注入油层，复合体系段塞之间注入水；待注入相完全注入后，其中复合体系所处的油层区域运用平面径向流公式(3)进行迭代计算得到此区域注入复合体系所需要的注入压力；对于水所处的油层区域所对应的注入压力不使用迭代计算，运用平面径向流公式(3)直接计算所需注入压力，其中μ：注入相的等效流动黏度，即水的黏度，mPa·s；Re：径向流外圆半径，即水所处油层区域的外圆柱半径，m；Rw：径向流内圆半径，即水所处油层区域的内圆柱半径，m；最终总注入压力即为各个复合体系所处油层区域对应的注入压力和各个水所处油层区域对应的注入压力之和。
CN202110698941.7A 2021-06-23 2021-06-23 中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法 Active CN113250663B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110698941.7A CN113250663B (zh) 2021-06-23 2021-06-23 中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110698941.7A CN113250663B (zh) 2021-06-23 2021-06-23 中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN113250663A true CN113250663A (zh) 2021-08-13
CN113250663B CN113250663B (zh) 2022-11-04

Family

ID=77189342

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110698941.7A Active CN113250663B (zh) 2021-06-23 2021-06-23 中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN113250663B (zh)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101086210A (zh) * 2007-07-13 2007-12-12 辽河石油勘探局 一种煤层气调剖堵水技术
CN104265281A (zh) * 2014-10-08 2015-01-07 成都北方石油勘探开发技术有限公司 封闭未饱和油藏弹性驱动注水开发油井产量的预测方法
CN106150463A (zh) * 2016-07-19 2016-11-23 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院 一种砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法
CN108825177A (zh) * 2018-07-09 2018-11-16 中国海洋石油集团有限公司 一种水平井调驱工艺
KR101957106B1 (ko) * 2018-10-01 2019-06-24 전남대학교산학협력단 고온, 고압형 암체 산처리 시스템 및 그 방법
CN111927413A (zh) * 2020-08-11 2020-11-13 中海石油(中国)有限公司 一种注聚井定压注入合理井底压力的确定方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101086210A (zh) * 2007-07-13 2007-12-12 辽河石油勘探局 一种煤层气调剖堵水技术
CN104265281A (zh) * 2014-10-08 2015-01-07 成都北方石油勘探开发技术有限公司 封闭未饱和油藏弹性驱动注水开发油井产量的预测方法
CN106150463A (zh) * 2016-07-19 2016-11-23 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院 一种砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法
CN108825177A (zh) * 2018-07-09 2018-11-16 中国海洋石油集团有限公司 一种水平井调驱工艺
KR101957106B1 (ko) * 2018-10-01 2019-06-24 전남대학교산학협력단 고온, 고압형 암체 산처리 시스템 및 그 방법
CN111927413A (zh) * 2020-08-11 2020-11-13 中海石油(中国)有限公司 一种注聚井定压注入合理井底压力的确定方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
蒋平；周翔宇等: "《中低渗稠油油藏聚合物驱适应性分析》", 《中国石油大学学报( 自然科学版)》 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN113250663B (zh) 2022-11-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Dria et al. Three-phase gas/oil/brine relative permeabilities measured under CO2 flooding conditions
CN101529051A (zh) 通过激发响应材料进行波及控制
CN102482937A (zh) 用于控制井眼进水的设备和方法
CN105670593B (zh) 一种新的Cr3+聚合物凝胶及其与水交替注入调驱方法
Liu et al. Field application of polymer microspheres flooding: a pilot test in offshore heavy oil reservoir
CN108060915B (zh) 可提高降水增油能力的完井结构
CN105041277A (zh) 一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法
Dong et al. Polymer-enhanced foam PEF injection technique to enhance the oil recovery for the post polymer-flooding reservoir
CN109899025B (zh) 海上油田蒸汽吞吐的汽窜防治体系的应用方法
CN112031719A (zh) 一种基于流动系数下启动压力的油藏开发方式优选方法
CN112267880B (zh) 一种水平井分段防砂控水管串及其设计方法
CN101338660A (zh) 一种具有控流功能的水平注采井完井结构
CN113673096A (zh) 一种解堵增注剂处理半径的计算方法
CN113250663B (zh) 中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法
CN110593856A (zh) 一种固井安全作业密度窗口测定方法
Diaz et al. CDG in a heterogeneous fluvial reservoir in Argentina: pilot and field expansion evaluation
Zaitoun et al. New polymer technology for sand control treatments of gas storage wells
CN104863559A (zh) 一种提高超深层低渗稠油油藏单井产能的方法
Liu et al. Granular-polymer-gel treatment successful in the Daqing Oilfield
CN115746808A (zh) 调堵剂及其应用
CN101210487B (zh) 一种提高采收率技术的设计方法
CN108643856B (zh) 一种径向井引导堵剂注入油井堵水方法
Carpenter CO2-foam field pilot test in a sandstone reservoir
Mai et al. Mechanisms of Heavy Oil Recovery by Low Rate Waterflooding
US10717920B1 (en) Viscosified water injection methods for enhancing hydrocarbon recovery from wells

Legal Events

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