CN116181289A - 一种泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种泡沫降粘剂及其与氮气协同调驱技术参数的确定方法，提供了一种具有生泡性能的稠油油性降粘剂配方，给定了能够生成降粘泡沫体系的气液比参数，确定了一套能够经济有效提高稠油水驱增产效果的氮气泡沫降粘剂调驱技术参数的最优数值。本发明将稠油降粘和泡沫封堵效果相结合，达到降低稠油粘度、增加稠油流动能力与泡沫剂封堵水窜、补充储层能量的协同作用，整体扩大驱替面积、提高驱油效率，最终实现调整驱替平面非均质突进、提高稠油水驱采收率的效果。
Description
技术领域
本发明属于稠油开发技术领域，具体涉及到一种泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法。
背景技术
在稠油水驱开发过程中，降粘剂的使用是始终贯穿在稠油开发过程的。降粘剂辅助水驱在早期具有较好的增产效果，但中期不能够有效的依靠天然能量发挥驱替作用。氮气在稠油中具有良好注入能力和弹性膨胀性能，其在稠油水驱续能增驱中扮演了至关重要的角色，但由于气体粘度和密度较低等问题，氮气驱过程中容易导致注采井间的气体窜现象，而氮气协助水驱过程中一旦发生气窜，驱替效果及采出程度将难以提高。
对于进入水驱开发中后期的稠油油藏，如何有效克服氮气气窜、水驱水窜的生产问题是至关重要的，这需要采用具有多效功能的化学剂以及联合多种增产方式进行处理，而且单纯的防窜是远远不够的。
因此，针对上述问题，本发明制备了一种具有发泡性能、降粘性能的双效化学剂，以及联合氮气驱的协同作用，通过室内评价降粘泡沫体系以及油藏数值模拟技术，最终形成一种稠油水驱之后采用氮气与稠油泡沫降粘剂协同调驱的技术方案及具体参数数值。
发明内容
本部分的目的在于概述本发明的实施例的一些方面以及简要介绍一些较佳实施例。在本部分以及本申请的说明书摘要和发明名称中可能会做些简化或省略以避免使本部分、说明书摘要和发明名称的目的模糊，而这种简化或省略不能用于限制本发明的范围。
鉴于上述和/或现有技术中存在的问题，提出了本发明。
因此，本发明的目的是，克服现有技术中的不足，提供一种泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法。
为解决上述技术问题，本发明提供了如下技术方案：包括，
以阻力因子为评价指标确定泡沫降粘剂与氮气的气液比；
建立稠油油藏氮气-泡沫降粘剂协同调驱技术的概念模型；
设计不同调驱参数的数值模拟方案，通过概念模型模拟运行结果确定最优调驱参数。
作为本发明所述泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法的一种优选方案，其中：所述泡沫降粘剂，以质量百分比计，包括，2％～3％的烷基甜菜碱、13％～15％的双酚A、1％～2％的对羟基苯磺酸、80%~84%的蒸馏水。
作为本发明所述泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法的一种优选方案，其中：所述泡沫降粘剂与氮气的气液比通过室内评价实验确定，包括，设计不同氮气-泡沫降粘剂的气液比方案，采用单砂管驱替实验测算不同方案的阻力因子，确定具有最高阻力因子的方案为最优气液比方案。
作为本发明所述泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法的一种优选方案，其中：所述泡沫降粘剂与氮气的气液比为1：1。
作为本发明所述泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法的一种优选方案，其中：所述氮气-泡沫降粘剂协同调驱技术的概念模型基于矿产储层和生产的实际工况利用CMG数值模拟器建立，其中，模型的输入包括储层渗透率、储层孔隙度、储层温度、原油粘度、原油含油饱和度、储层深度、地层压力。
作为本发明所述泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法的一种优选方案，其中：所述最优调驱参数包括氮气-泡沫降粘剂的气液比、调驱周期、调驱轮次、调驱时机。
作为本发明所述泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法的一种优选方案，其中：所述氮气-泡沫降粘剂的气液比、调驱周期、调驱轮次以最具经济效益的产出投入比为评价指标，其中，所述产出为累计产油量，所述投入为投入成本；
所述调驱时机以累计产油量为评价指标。
作为本发明所述泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法的一种优选方案，其中：设计不同调驱参数的数值模拟方案包括，
以最优气液比方案为基础，设计不同调驱周期的方案；
以最优气液比、调驱周期为基础，设计不同调驱轮次的方案；
以最优气液比、调驱周期、调驱轮次为基础，设计不同调驱时机的方案。
作为本发明所述泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法的一种优选方案，其中：所述方法能够扩大驱替面积、增强原油流动能力、提高驱油效率，还能够调整驱替平面非均质突进，提高稠油水驱采收率。
作为本发明所述泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法的一种优选方案，其中：所述方法的应用领域包括，普通稠油油藏的冷采、超稠油的多元复合热采驱替、吞吐。
本发明有益效果：
（1）本发明提供了一种泡沫降粘剂，该降粘剂为具有生泡性能的稠油油性降粘剂，与单一降粘剂或氮气驱替稠油技术相比，该方案采用该降粘剂的稳定性良好且可使稠油粘度大幅度下降，与氮气协同作用时，能够有效提高波及体积，实现混相封堵气窜通道的效果，解决气窜问题。
（2）采用本发明的确定方法能够获得一套经济有效提高稠油水驱增产效果技术方案，实现降低稠油粘度、增加稠油流动能力与泡沫剂封堵水窜、补充储层能量的协同作用，整体扩大驱替面积、提高驱油效率，最终实现调整驱替平面非均质突进、提高稠油水驱采收率。
本发明所用的泡沫降粘剂原料及氮气在市场容易获得，成本低，采用的技术方案考虑了投入的经济成本，更符合油田矿场的施工设计的要求，具有广阔的应用前景。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。其中：
图1为本发明实施例2中确定氮气-泡沫降粘剂溶液最优气液比的曲线图。
图2为本发明实施例2中建立的稠油油藏氮气-泡沫降粘剂协同调驱技术的概念模型图。
图3为本发明实施例2中不同调驱周期下的累产油示意图。
图4为本发明实施例2中确定最优调驱周期参数的曲线图。
图5为本发明实施例2中不同调驱轮次下的累产油示意图。
图6为本发明实施例2中确定最优调驱轮次参数的曲线图。
图7为本发明实施例2中不同调驱时机下的累产油示意图。
图8为本发明实施例2中确定最优调驱时机参数的曲线图。
具体实施方式
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合说明书实施例对本发明的具体实施方式做详细的说明。
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。
其次，此处所称的“一个实施例”或“实施例”是指可包含于本发明至少一个实现方式中的特定特征、结构或特性。在本说明书中不同地方出现的“在一个实施例中”并非均指同一个实施例，也不是单独的或选择性的与其他实施例互相排斥的实施例。
本发明中所用化学原料的中文名称与分子式的对应关系如表1所示：
表 1 降粘剂的原料名称对应表
实施例1
本实施例提供了一种泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法，步骤如下：
S1：制备泡沫降粘剂；
以烷基甜菜碱、双酚A、对羟基苯磺酸、蒸馏水为原料制备得到泡沫降粘剂。
S2：以阻力因子为评价指标确定泡沫降粘剂与氮气的气液比；
设计不同的氮气-泡沫降粘剂的气液比方案，采用单砂管驱替实验测算不同方案的阻力因子，以阻力因子为评价指标，确定具有最高阻力因子的方案为最优气液比方案。
S3：建立稠油油藏氮气-泡沫降粘剂协同调驱技术的概念模型；
基于矿场储层和生产的实际工况，采用CMG油藏数值模拟软件STARS模拟器建立描述稠油油藏氮气泡沫调驱技术的概念模型，模型的输入包括储层渗透率、储层孔隙度、储层温度、原油粘度、原油含油饱和度、储层深度、地层压力。
S4：设计不同调驱参数的数值模拟方案，通过概念模型模拟运行结果确定最优调驱参数；
A1：以S2得到的最优气液比方案为基础，设计不同调驱周期的方案：
确保气液比与调驱时机参数不变的条件下，以年为调驱轮次、月为调驱周期，设计多组不同调驱周期（调驱月数：水驱月数）的方案，每组方案通过概念模型模拟运行后输出累计产油量数据；
计算不同调驱周期下的累计增油量以及对应投入成本，以产出投入比为评价标准，具有最高产出投入比的方案为最优调驱周期。
A2：以S2得到的最优气液比、A1得到的最优调驱周期为基础，设计不同调驱轮次（调驱年数）的方案：
确保气液比与调驱时机参数不变的条件下，以年为单位，设计多组不同调驱轮次的方案，每组方案通过概念模型模拟运行后输出累计产油量数据；
计算不同调驱轮次下的累计增油量以及对应投入成本，以产出投入比为评价标准，具有最高产出投入比的方案为最优调驱轮次。
A3：以S2得到的最优气液比、A1得到的最优调驱周期、A2得到的最优调驱轮次为基础，设计不同调驱时机的方案：
确保气液比、调驱周期、调驱轮次参数不变的条件下，以含水率为参照指标，设计多组不同调驱时机的方案，每组方案通过概念模型模拟运行后输出累计产油量数据；
计算不同调驱轮次下的累计增油量以及对应投入成本，以最高增油量为评价标准，具有最高产出投入比的方案为最优调驱轮次。
通过S1~S4确定方法得到了泡沫降粘剂与氮气协同调驱的最优技术参数，定了一套能够经济有效提高稠油水驱增产效果的氮气泡沫降粘剂调驱技术参数的最优数值。
该方法将稠油降粘和泡沫封堵效果相结合，达到降低稠油粘度、增加稠油流动能力与泡沫剂封堵水窜、补充储层能量的协同作用，整体扩大驱替面积、提高驱油效率，最终实现调整驱替平面非均质突进、提高稠油水驱采收率的效果。
实施例2
参照图1~图8，为验证本发明有益效果，本实施例提供了一种泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法的具体应用，步骤如下：
S1：制备泡沫降粘剂，配方如表2所示：
表2 泡沫降粘剂成分
S2：以阻力因子为评价指标确定泡沫降粘剂与氮气的气液比；
设计氮气-泡沫降粘剂的气液比分别为1:1，1.5:1，2:1，0.5:1，0.25:1，采用单砂管驱替实验测算不同方案的阻力因子，以阻力因子为评价指标，确定具有最高阻力因子的方案为最优气液比方案。
图1为采用本实施例方法得到的氮气-泡沫降粘剂最优气液比曲线图，由图可以看出，本发明泡沫降粘剂体系与氮气的最优气液比为1:1。
S3：建立稠油油藏氮气-泡沫降粘剂协同调驱技术的概念模型；
基于矿场储层和生产的实际工况，采用CMG油藏数值模拟软件STARS模拟器建立描述稠油油藏氮气泡沫调驱技术的概念模型，目标油藏区块的储层地质资料以及油层流体物性资料如下：
储层渗透率1800 mD，储层孔隙度33%，原油地下粘度(储层温度) 1300 cp (65℃)，原始含油饱和度75%，储层深度1200 m，地层压力12 MPa。
以上资料作为模型的输入，设置模型网格数量30×20×10，网格尺寸10m×10m×0.5m，模型中布置一口垂直井，作为注入井，井位在I方向上位于第6网格，在J方向位于网格中第10网格，在K方向上从第11网格到第40网格；布置第二口垂直井，作为生产井，井位在I方向上位于第23网格，在J方向位于网格中第10网格，在K方向上从第1网格到第8网格，可见图2，为本实施例建立的稠油油藏氮气-泡沫降粘剂协同调驱技术的概念模型。
S4：设计不同调驱参数的数值模拟方案，通过概念模型模拟运行结果确定最优调驱参数；
A1：以S2得到的最优气液比方案为基础，设计不同调驱周期的方案：
确保气液比（1:1）与调驱时机（含水率90%）参数不变的条件下，以年为调驱轮次、月为调驱周期，设计7组不同调驱周期（调驱月数：水驱月数）的方案，调驱周期设计方案分别为：
调驱月数:水驱月数={2:10，3:9，4:8，6:6，8:4，9:3，10:2}
每组方案通过概念模型模拟运行后输出累计产油量数据，计算不同调驱周期下的累计增油量以及对应投入成本，以产出投入比为评价标准，具有最高产出投入比的方案为最优调驱周期；
如图3，图4所示，结果显示7种不同调驱周期方案中最具有经济效益的调驱周期为调驱月数:水驱月数=6：6。
A2：以S2得到的最优气液比（1:1）、A1得到的最优调驱周期（6：6）为基础，设计不同调驱轮次（调驱年数）的方案：
确保气液比（1:1）与调驱时机（含水率90%）参数不变的条件下，以年为单位，设计6组不同调驱轮次的方案，调驱轮次设计方案分别为：
调驱轮次：3年，5年，7年，10年，15年，20年；
每组方案通过概念模型模拟运行后输出累计产油量数据，计算不同调驱轮次下的累计增油量以及对应投入成本，以产出投入比为评价标准，具有最高产出投入比的方案为最优调驱轮次；
如图5、图6所示，结果显示6种不同调驱轮次方案中最具有经济效益的调驱轮次为7年。
A3：以S2得到的最优气液比（1:1）、A1得到的最优调驱周期（6：6）、A2得到的最优调驱轮次（7年）为基础，设计不同调驱时机的方案：
确保气液比（1:1）、调驱周期（6：6）、调驱轮次（7年）参数不变的条件下，以含水率为参照指标，设计5组不同调驱时机的方案，调驱时机设计方案分别为：
设定含水率：91%，93%，95%，96%，97%；
每组方案通过概念模型模拟运行后输出累计产油量数据，计算不同调驱轮次下的累计增油量以及对应投入成本，以最高增油量为评价标准，具有最高产出投入比的方案为最优调驱轮次；
如图7、图8所示，结果显示5种调驱时机方案中最具有经济效益的调驱时机为含水率91%时。
综上，以本实施例提供的泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法得到的目标油藏区块最优调驱参数为：采用泡沫降粘剂与氮气1：1的气液比形成泡沫体系，从含水率为91%开始，以每年6个月调驱+6个月水驱的调驱周期进行7轮次调驱。
采用本发明公开的一种泡沫降粘剂及其与氮气协同调驱技术参数的确定方法，提供了一种具有生泡性能的稠油油性降粘剂配方，给定了能够生成降粘泡沫体系的气液比参数，确定了一套能够经济有效提高稠油水驱增产效果的氮气泡沫降粘剂调驱技术参数的最优数值。本发明将稠油降粘和泡沫封堵效果相结合，达到降低稠油粘度、增加稠油流动能力与泡沫剂封堵水窜、补充储层能量的协同作用，整体扩大驱替面积、提高驱油效率，最终实现调整驱替平面非均质突进、提高稠油水驱采收率的效果。
应说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (10)
1.一种泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法，其特征在于：包括，
以阻力因子为评价指标确定泡沫降粘剂与氮气的气液比；
建立稠油油藏氮气-泡沫降粘剂协同调驱技术的概念模型；
设计不同调驱参数的数值模拟方案，通过概念模型模拟运行结果确定最优调驱参数。
2.如权利要求1所述的泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法，其特征在于：所述泡沫降粘剂，以质量百分比计，包括，2％～3％的烷基甜菜碱、13％～15％的双酚A、1％～2％的对羟基苯磺酸、80%~84%的蒸馏水。
3.如权利要求1所述的泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法，其特征在于：所述泡沫降粘剂与氮气的气液比通过室内评价实验确定，包括，设计不同氮气-泡沫降粘剂的气液比方案，采用单砂管驱替实验测算不同方案的阻力因子，确定具有最高阻力因子的方案为最优气液比方案。
4.如权利要求1或3任一所述的泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法，其特征在于：所述泡沫降粘剂与氮气的气液比为1：1。
5.如权利要求1所述的泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法，其特征在于：所述氮气-泡沫降粘剂协同调驱技术的概念模型基于矿产储层和生产的实际工况利用CMG数值模拟器建立，其中，模型的输入包括储层渗透率、储层孔隙度、储层温度、原油粘度、原油含油饱和度、储层深度、地层压力。
6.如权利要求1所述的泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法，其特征在于：所述最优调驱参数包括氮气-泡沫降粘剂的气液比、调驱周期、调驱轮次、调驱时机。
7.如权利要求6所述的泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法，其特征在于：所述氮气-泡沫降粘剂的气液比、调驱周期、调驱轮次以最具经济效益的产出投入比为评价指标，其中，所述产出为累计产油量，所述投入为投入成本；
所述调驱时机以累计产油量为评价指标。
8.如权利要求1所述的泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法，其特征在于：设计不同调驱参数的数值模拟方案包括，
以最优气液比方案为基础，设计不同调驱周期的方案；
以最优气液比、调驱周期为基础，设计不同调驱轮次的方案；
以最优气液比、调驱周期、调驱轮次为基础，设计不同调驱时机的方案。
9.如权利要1~8任一所述的泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法，其特征在于：所述方法能够扩大驱替面积、增强原油流动能力、提高驱油效率，还能够调整驱替平面非均质突进，提高稠油水驱采收率。
10.如权利要1~8任一所述的泡沫降粘剂与氮气协同调驱技术参数的确定方法，其特征在于：所述方法的应用领域包括，普通稠油油藏的冷采、超稠油的多元复合热采驱替、吞吐。
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