CN115600514A - 一种稠油化学冷采堵调降粘过程中的渗流特性的表征方法 - Google Patents

一种稠油化学冷采堵调降粘过程中的渗流特性的表征方法 Download PDF

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CN115600514A CN202110781888.7A CN202110781888A CN115600514A CN 115600514 A CN115600514 A CN 115600514A CN 202110781888 A CN202110781888 A CN 202110781888A CN 115600514 A CN115600514 A CN 115600514A
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Abstract

本发明公开了一种稠油化学冷采堵调降粘过程中的渗流特性的表征方法，包括以下步骤：(1)建立两相五组分模型，其中，两相为水相和油相，五组分为水、堵调剂、降粘剂、原油、乳化油，油相中仅包含原油，其余组分为水相；其中堵调剂为温敏性堵调剂；(2)确定堵调剂的溶液粘度变化曲线、降解老化曲线、驱油后残余阻力变化曲线；(3)确定乳化油的动力粘度变化曲线和渗流阻力变化曲线；(4)根据步骤(2)和(3)的结果，结合数值模拟方法，确定两相五组分模型化学驱油体系的渗流特性。该方法提高了稠油化学冷采堵调降粘复合驱协同驱油机理的数值模拟水平。

Description

一种稠油化学冷采堵调降粘过程中的渗流特性的表征方法
技术领域
本发明属于稠油化学冷采技术领域，具体涉及一种稠油化学冷采堵调降粘过程中的渗流特性的表征方法。
背景技术
蒸汽吞吐是稠油开发的主导技术，但目前我国已开发稠油油藏经过多轮次吞吐开发，面临高含水、低采出程度的开发难题。蒸汽驱是蒸汽吞吐后稠油大幅度提高采收率技术，但边底水，油藏压力、环保、成本等因素制约了转驱规模应用。化学调驱降粘冷采是重要的技术方向，国内外主要探索利用聚合物、降粘剂、堵调剂等开展提高稠油油藏采收率，其中聚合物驱、凝胶调堵、降粘剂吞吐已进入矿场试验阶段。受储层非均质性影响，蒸汽吞吐后微观和宏观剩余油分布复杂，化学复合冷采过程中，流体包括水、降黏剂、调驱剂、稠油等多组分，存在水、油、乳状液等多种相态。开发方案设计过程中，深化稠油冷采复合驱油体系多相非线性渗流规律及驱油机理，建立多相渗流物性参数表征具有重要意义。
世界上已发现的原油资源中,稠油储量占比超过2/3。由于稠油黏度高、流动性差,开采难度大,对技术要求高。蒸汽吞吐仍然是稠油开采的主要方式,但大部分油田已经进入到蒸汽吞吐开采的末期,开采效率低,目前成熟接替技术(蒸汽驱、SAGD和火烧油层)的适用油藏范围有限,急需研发新的接替技术；中深层稠油开发技术系列较为成熟,但针对深层、超深层和复杂类型(如裂缝/溶洞性)稠油油藏的提高采收率技术尚不成熟,加强井下产生蒸汽、溶剂辅助、原位改质和气化等前沿技术的研究更具现实意义和应用前景。研究成果对拓展稠油开采技术研究领域和方向具有借鉴和指导作用。
高效分散降黏剂是稠油冷采的关键,不仅具有静态洗油能力,而且能够扩散进入稠油胶质与沥青质之间,具有打散稠油结构的作用。在微观降黏机理研究的基础上,开展了L-A型稠油冷采吞吐降黏剂静态洗油、微观驱油、单砂层驱油和双层合采与分采驱油实验。L-A型降黏剂在稠油冷采中具有很好的使用效果,其主要机理为降黏剂分子间能形成很强的氢键,插层进入稠油分子间,渗透并扩散到稠油胶质与沥青质片状分子中,使稠油分子间氢键作用力降低；质量分数为3％的L-A型降黏剂溶液静态洗油效率可达11.3％,在微观驱替中具有剥离颗粒表面稠油的作用。单层驱替实验表明,最佳驱替降黏剂质量分数为2％～3％,较低驱替速度(1mL/min)下驱油效率达到48％；双层驱替时在渗透率级差不大于2的情况下,低速最大驱油效率可达40％,整体驱油效率随驱替速度增加和层间渗透率级差增大而降低。
稠油降黏冷采是海上油田开发的主要方式，为深入认识稠油活化剂的降黏机理及其在原油黏度为150～1 000m Pa·s的稠油油藏中的应用效果，通过室内物理模拟实验和耗散粒子动力学模拟技术,研究了稠油活化剂对稠油的降黏机理及驱油效果。结果表明,稠油活化剂可提高水相黏度、降低油水界面张力,能有效降低常规可流动稠油的黏度。分子尺度上的研究结果显示,稠油活化剂分子对沥青质聚集体有明显的阻聚-分散效果,其活性基团能增大沥青质芳香盘的层间距和链间距,减小沥青质聚集体堆积高度和堆积层数,削弱沥青质间的相互作用,破坏稠油重质组分聚集结构,分散稠油,从而增强原油流动能力。稠油活化剂的多种机理协同作用使其在室内岩心驱替实验和矿场应用中,均可起到良好的降水增油效果。该研究从分子层面明确了活化剂降低稠油黏度机理,为稠油活化剂现场应用提供理论指导。
发明内容
本发明要解决的技术问题是，稠油化学冷采时采用堵调降粘的方式进行，但是目前的油藏数值模拟软件中无法准确模拟聚合物调堵剂、乳化降粘剂与储层流体渗流特征。
本发明的目的是，提出一种适用于普通稠油化学冷采堵调降粘的物化机理表征方法，主要用于油藏数值模拟软件聚合物调堵剂、乳化降粘剂与储层流体渗流特征的描述。针对稠油化学复合冷采中稠油、乳状液、水等多相多组分复杂物理化学渗流过程特征描述，建立乳状液的状态变化与流动规律，为微乳液相的多相多组份数值模拟软件中堵调剂和乳状液在多孔介质和不同动力学条件下的模拟机制提供依据。
本发明技术方案是，提供一种稠油化学冷采堵调降粘过程中的渗流特性的表征方法，包括以下步骤：
(1)建立两相五组分模型，其中，两相为水相和油相，五组分为水、堵调剂、降粘剂、原油、乳化油，油相中仅包含原油，其余组分为水相；其中堵调剂为温敏性堵调剂；
(2)确定堵调剂的溶液粘度变化曲线、降解老化曲线、驱油后残余阻力变化曲线；
(3)确定乳化油的动力粘度变化曲线和渗流阻力变化曲线；
(4)根据步骤(2)和(3)的结果，结合数值模拟方法，确定两相五组分模型化学驱油体系的渗流特性。
温敏性堵调剂即堵调剂的堵调性能会随温度的变化而变化。本发明的两相五组分模型同时适用于表征组分数少于五个时的化学驱油体系的渗流特性。
优选地，堵调剂的溶液粘度变化曲线为：
Figure BDA0003156042870000031
其中，
Figure BDA0003156042870000032
μaq表示水相混合粘度，单位为mPa·s；
μp(C，T)表示堵调剂粘度(浓度，温度)，单位为mPa·s；
μw表示水组分粘度，单位为mPa·s；
μi表示其它水相组分粘度，单位为mPa·s；
wi表示其它水相组分质量百分数，单位为％；
wp表示堵调剂质量百分数，单位为％；
nc∈S表示水相中组分个数。
优选地，堵调剂的降解老化曲线为：
Figure BDA0003156042870000041
其中，
Figure BDA0003156042870000042
Vμ表示降解或者损耗速率，单位为day-1；
rrf表示降解或者损耗速率常数，单位为day-1；
teff表示半衰期，单位为day；
Ea表示活化能，表征反应速率受温度影响的参数，单位为J/mol；
R表示通用气体常数，单位为J/(mol·K)。；
Ci表示堵调剂浓度，单位为％；
αi表示堵调剂反应级数；
T表示温度，单位为K。
优选地，堵调剂驱油后残余阻力变化曲线：
Figure BDA0003156042870000043
其中，
Figure BDA0003156042870000044
kefw表示堵塞后水相有效渗透率，单位为10-3μm2；
krw表示水相相对渗透率，单位为10-3μm2；
kabs表示岩石绝对渗透率，单位为10-3μm2；
Rkw表示水相渗透率降低因子；
RRFw表示水相残余阻力因子；
Adcell表示单位体积岩石中堵调剂累计吸附量，单位为mol/m3；
ADMAXT表示-单位体积岩石中堵调剂最大吸附量，单位为mol/m3。
优选地，按油水体积比Rv≤7∶3和油水体积比Rv＞7∶3两种情况，分别建立不同油水比下乳化油的动力粘度变化曲线；
①当油水体积比Rv≤7∶3时，乳化油粘度变化曲线为：
μe＝40.74 ln(RV)-1.5185：
②当油水体积比Rv＞7∶3时，乳化油粘度变化曲线为：
μe＝4456.1 ln(RV)-3766.3：
其中，RV表示油水体积比；μe表示乳状液粘度，单位为mPa·s。
优选地，采用乳化油渗流阻力因子来描述渗流阻力的大小；
乳化油渗流阻力因子RRFaq≈Pw1/Pw2；将上式简化为RRFaq＝Pw1/Pw2。
滞留导致渗透率降低幅度：
Figure BDA0003156042870000051
其中，RRFaq表示乳化油渗流阻力因子；
Pw1表示注降粘剂前注入压力，单位为MPa；
Pw2表示注降粘剂后注入压力，单位为MPa；
ΔKeff表示渗透率降低幅度，单位为10-3μm2；
Kro表示油相相对渗透率；单位为10-3μm2；
Kabs表示岩石绝对渗透率，单位为10-3μm2；
VEmR表示孔喉中滞留的乳化油体积，单位为cm3；
VEmT表示孔喉中乳化油总体积，单位为cm3。
具体来说，本发明定量表征不同驱油体系与原油/岩石/地层水的微观作用机理、多相多组分渗流规律、揭示不同类型稠油体系多相界面的吸附行为，确定多孔介质中稠油乳化、岩石润湿性调控、油藏流体赋存状态和相态变化规律，包括以下步骤：
步骤一、建立多相多组分流体模型
建立2相5组分模型，2相即水、油两相，5组分即水组分、水溶性堵调剂组分、水溶性降粘剂组分、原油组分、乳化油组分，其中水相包含水溶性堵调剂、水溶性降粘剂、水溶性降粘剂与稠油作用形成的乳化油体系和水共4个组分，油相仅包含原油组分。
步骤二、建立堵调剂驱油机理及特性模拟方法
(1)温敏性堵调剂溶液粘度计算方法
利用实验装置测量温敏型堵调剂的粘度随着温度变化曲线，形成粘温曲线。
从井口到井间地层，划分不同的温度区间，绘制单个区间内温敏型堵调剂的粘浓关系曲线，通过归一化处理和回归计算，建立各温度区间相应的特征函数
依据耦合温度与浓度变化的地层流体水相粘度计算的非线性混合法则，描述堵调剂溶液在驱油过程中与储层流体混合后液体粘度的变化。
根据实验室测试的堵调剂溶液粘度与浓度关系曲线，按照上述非线性混合法则插值计算混合溶液粘度值。
Figure BDA0003156042870000061
Figure BDA0003156042870000062
Figure BDA0003156042870000063
其中，μaq----水相混合粘度，mPa.s；
μp(C，T)----堵调剂粘度(浓度，温度)，mPa.s；
μw----水组分粘度，mpa.s；
μi----其它水相组分粘度，mPa.s；
wi----其它水相组分质量百分数，％；
wp----堵调剂质量百分数，％；
Figure BDA0003156042870000066
----水相中组分个数。
(2)温敏性堵调剂的降解老化表征
在一定的剪切速率和温度下，测量堵调剂粘度随着时间的变化，作为堵调剂降解或者损耗的基础数据。建立堵调剂的降解或者损耗速率方程，模拟堵调剂老化过程。堵调剂降解或者损耗速率方程。
Figure BDA0003156042870000064
其中，
Figure BDA0003156042870000065
Vμ表示降解或者损耗速率，单位为day-1；
rrf表示降解或者损耗速率常数，单位为day-1；
teff表示半衰期，单位为day；
Ea表示活化能，表征反应速率受温度影响的参数，单位为J/mol；
R表示通用气体常数，单位为J/(mol·K)。；
Ci表示堵调剂浓度，单位为％；
αi表示堵调剂反应级数；
T表示温度，单位为K。
(3)温敏性堵调剂驱后残余阻力表征
以水相有效渗透率降低描述堵调剂引起的堵塞。在多孔介质中，堵调剂会发生化学或机械(滞留)类型的吸附会造成渗透率的变化，发挥其流度调节作用。本发明根据驱油过程中聚合物吸附量计算动态阻力因子及聚合物解附导致的阻力变化，并设定阻力因子参数来模拟聚合物吸附造成的储层有效渗透率的变化。
Figure BDA0003156042870000071
Figure BDA0003156042870000072
其中，kefw----堵塞后水相有效渗透率，10-3μm2；
krw----水相相对渗透率；
kabs----岩石绝对渗透率，10-3μm2；
Rkw----水相渗透率降低因子；
RRFw----水相残余阻力因子；
Adcell----单位体积岩石中堵调剂累计吸附量，mol/m3；
ADMAXT----单位体积岩石中堵调剂最大吸附量，mol/m3。
步骤三、降粘剂驱油机理及特性模拟方法
(1)计算乳状液动力粘度
按油水体积比Rv≤7∶3和油水体积比Rv＞7∶3，两种情况，分别建立不同油水比下乳化油体系的动力粘度计算关系式，反映稠油降粘后的流动能力。
当油水体积比Rv≤7∶3时，乳状液粘度计算关系式为
μe＝40.74 ln(RV)-1.5185
当油水体积比Rv＞7∶3时，乳状液粘度计算关系式为
μe＝4456.1 ln(RV)-3766.3
其中，RV---油水体积比；
μe---乳状液粘度，mPa.s。
(2)计算乳状液渗流阻力
考虑稠油分散降粘后，形成大小不一的乳化油，受贾敏效应、孔喉形状等影响，导致部分乳化油滴滞留在孔隙喉道位置无法运移，而产生阻力效应，采用乳化油渗流阻力因子来描述阻力大小。
乳化油渗流阻力因子：RRFag≈Pw1/Pw2
滞留导致渗透率降低幅度：
Figure BDA0003156042870000081
其中，RRFaq---乳化油渗流阻力因子；
Pw1----注降粘剂前注入压力，MPa；
Pw2---注降粘剂后注入压力，MPa；
ΔKeff----渗透率降低幅度，10-3μm2；
Kro----油相相对渗透率；
Kabs----岩石绝对渗透率，10-3μm2；
VEmR----孔喉中滞留的乳化油体积，cm3；
VEmT----孔喉中乳化油总体积，cm3。
步骤四、开展岩心规模化学驱物理和数值模拟测试
基于室内实验分析测试结果及数值模拟方法，测试上述化学驱油体系渗流特征描述的正确性。
模拟测试的方法为：岩心纵向上设计2层，上层渗透率较低，下层渗透率较高，纵向上渗透率级差为3，并开展如下测试。
(1)首先水驱至含水95％，然后依次注入0.3PV堵调剂、0.2PV降粘剂，最后继续水驱，注入2PV水。实验检测岩心模型的累产油、含水率、注入压力等指标数据。
(2)建立数值模拟模型，分别模拟上述注采过程，计算累产油、含水率、注入压力等指标，验证稠油化学堵调降粘复合驱渗流机理表征的正确性。
本发明有益效果如下：通过建立温敏性堵调剂溶液粘度计算方法，表征温敏性堵调剂的降解老化特性和驱后残余阻力；计算乳状液动力粘度和渗流阻力，模拟降粘剂驱油机理及特性；修正多相流动方程，建立2相5组分的水溶性堵调剂、水溶性降粘剂稠油堵调降粘化学复合驱数值模拟模型，模拟复合驱“协同增效”驱油机理，开展岩心规模化学驱物理和数值模拟测试，验证稠油化学堵调降粘复合驱物化机理表征的正确性，形成了一套完整的稠油堵调降粘化学复合驱物化机理表征方法，从而可以准确模拟聚合物调堵剂、乳化降粘剂与储层流体的渗流特征。
附图说明
图1左侧表示室内岩心模型，右侧表示依据室内岩心模型建立的三维数模网络模型；
图2堵调剂粘度与温度关系曲线；
图3堵调剂粘度与时间关系曲线(老化曲线)；
图4表示含水率、累产油量拟合曲线；
图5表示注入压力拟合曲线。
具体实施方式
实施例一、岩心驱油实验的数值模拟
步骤一：岩心模型的建立
制备岩心物理模型，纵向上设计2层，上层渗透率较低，渗透率为1250×10-3μm2，下层渗透率较高，渗透率为3750×10-3μm2，纵向上渗透率级差为3。水驱至含水95％，然后依次注入0.3PV堵调剂、0.2PV降粘剂，最后继续水驱，注入2PV水。实验检测岩心模型的累产油、含水率、注入压力等指标数据。
步骤二：岩心规模化学驱模拟模型的建立
基于室内实验分析测试结果，结合机理表征及数值模拟方法，描述了化学驱油体系自身物化性质及对油藏流体和岩石参数的影响，利用多相多组分流体模型软件建立了三维岩心规模的稠油化学堵调降粘复合驱数值模拟模型(图1)。
岩心规模网格数60×9×10，共5400个网格，网格步长为0.5cm×0.5cm×0.45cm。驱油过程与岩心物理模型保持一致，首先水驱至含水95％，然后依次注入0.3PV堵调剂、0.2PV降粘剂，最后继续后续水驱，注入2PV水。模型采用的堵调剂粘度与温度关系曲线(图2)、降解老化曲线(图3)如下。
步骤三：岩心规模化学驱模拟模型的室内驱油实验拟合
模型计算了累产油量、含水率及注入压力，与实验数据进行拟合，整体拟合误差小于6％(图4、图5)。高渗层(下层)数值模拟与室内实验得到的采收率分别为60.9％和58.2％，误差-4.5％；低渗层(上层)数值模拟与室内实验得到的采收率分别为43.1％和45.6％，误差5.9％，基本一致(表1)，进一步证明了稠油化学堵调降粘复合驱数值模拟方法的可行性。
表1 各层储量动用程度拟合情况表
采收率 实验值(％) 计算值(％) 误差(％)
高渗层 60.9 58.2 -4.5
低渗层 43.1 45.6 +5.9
整体 52.6 52.9 +0.7
本发明引入所述稠油化学冷采堵调降粘数值模拟表征方法，建立三维岩心规模的稠油化学堵调降粘复合驱驱数值模拟模型，验证方法的可行性。本发明的数值模拟表征方法，完善了温敏性堵调剂流变特性、水溶性降粘剂对稠油的乳化分散及渗流特征的描述方法，提高了稠油化学冷采堵调降粘复合驱协同驱油机理的数值模拟水平。

Claims (6)

1.一种稠油化学冷采堵调降粘过程中的渗流特性的表征方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)建立两相五组分模型，其中，两相为水相和油相，五组分为水、堵调剂、降粘剂、原油、乳化油，油相中仅包含原油，其余组分为水相；其中堵调剂为温敏性堵调剂；
(2)确定堵调剂的溶液粘度变化曲线、降解老化曲线、驱油后残余阻力变化曲线；
(3)确定乳化油的动力粘度变化曲线和渗流阻力变化曲线；
(4)根据步骤(2)和(3)的结果，结合数值模拟方法，确定两相五组分模型化学驱油体系的渗流特性。
2.根据权利要求1所述的表征方法，其特征在于，堵调剂的溶液粘度变化曲线为：
Figure FDA0003156042860000011
其中，
Figure FDA0003156042860000012
μaq表示水相混合粘度，单位为mPa·s；
μp(C，T)表示堵调剂粘度(浓度，温度)，单位为mPa·s；
μw表示水组分粘度，单位为mPa·s；
μi表示其它水相组分粘度，单位为mPa·s；
wi表示其它水相组分质量百分数，单位为％；
wp表示堵调剂质量百分数，单位为％；
Figure FDA0003156042860000013
表示水相中组分个数。
3.根据权利要求1所述的表征方法，其特征在于，堵调剂的降解老化曲线为：
Figure FDA0003156042860000021
其中，
Figure FDA0003156042860000022
Vμ表示降解或者损耗速率，单位为day-1；
rrf表示降解或者损耗速率常数，单位为day-1；
teff表示半衰期，单位为day；
Ea表示活化能，表征反应速率受温度影响的参数，单位为J/mol；
R表示通用气体常数，单位为J/(mol·K)；
Ci表示堵调剂浓度，单位为％；
αi表示堵调剂反应级数；
T表示温度，单位为K。
4.根据权利要求1所述的表征方法，其特征在于，堵调剂驱油后残余阻力变化曲线：
Figure FDA0003156042860000023
其中，
Figure FDA0003156042860000024
kefw表示堵塞后水相有效渗透率，单位为10-3μm2；
krw表示水相相对渗透率，单位为10-3μm2；
kabs表示岩石绝对渗透率，单位为10-3μm2；
Rkw表示水相渗透率降低因子；
RRFw表示水相残余阻力因子；
Adcell表示单位体积岩石中堵调剂累计吸附量，单位为mol/m3；
ADMAXT表示-单位体积岩石中堵调剂最大吸附量，单位为mol/m3。
5.根据权利要求1所述的表征方法，其特征在于，按油水体积比Rv≤7∶3和油水体积比Rv＞7∶3两种情况，分别建立不同油水比下乳化油的动力粘度变化曲线；
①当油水体积比Rv≤7∶3时，乳化油粘度变化曲线为：
μe＝40.74ln(RV)-1.5185；
②当油水体积比Rv＞7∶3时，乳化油粘度变化曲线为：
μe＝4456.1ln(RV)-3766.3；
其中，RV表示油水体积比；μe表示乳状液粘度，单位为mPa·s。
6.根据权利要求1所述的表征方法，其特征在于，采用乳化油渗流阻力因子来描述渗流阻力的大小；
乳化油渗流阻力因子RRFaq≈Pw1/Pw2；
其中，RRFaq表示乳化油渗流阻力因子；
Pw1表示注降粘剂前注入压力，单位为MPa；
Pw2表示注降粘剂后注入压力，单位为MPa。
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