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CN111764879B - 一种二元复合驱产剂窜流的评价方法 - Google Patents

一种二元复合驱产剂窜流的评价方法 Download PDF

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CN111764879B CN202010653169.2A CN202010653169A CN111764879B CN 111764879 B CN111764879 B CN 111764879B CN 202010653169 A CN202010653169 A CN 202010653169A CN 111764879 B CN111764879 B CN 111764879B
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Abstract

一种二元复合驱产剂窜流的评价方法，包括：(1)记录油藏井组中相同时间段内：注水井聚合物和表面活性剂化学剂溶液日注液量、注水井的聚合物注入浓度、注水井表面活性剂注入浓度和生产井的日产液量；(2)根据步骤(1)统计的注水井聚合物和表面活性剂化学剂溶液日注液量和生产井的日产液量反演注采井间动态连通性，计算得出注采井间动态连通系数；(3)根据注采井间连通系数和流管法计算：井组中注采井间流管个数、注采井间各流管流体流动横截面积、注采井间各流管化学剂注入流量和注采井间各流管中流体流速。本发明可以在未实施二元复合驱情况下对化学剂沿注采井间高渗透区域发生窜流情况进行及时准确预测。

Description

一种二元复合驱产剂窜流的评价方法
技术领域
本发明公开一种二元复合驱产剂窜流的评价方法，属于评价二元复合物驱油的技术领域。
背景技术
在二元复合驱油技术中，利用聚合物可以提高驱替液粘度、降低流度比和表面活性剂能大幅度降低油水界面张力的特点，采用二者复合驱油时充分发挥各自优势，并利用协同增效作用达到提高油藏采收率的目的。随着二元复合驱在大庆油田、胜利油田的成功试用，该技术收到了广泛的重视，已经成为我国陆上各大油田进一步挖掘剩余油的重要手段。然而二元复合驱在开发过程中经常出现化学剂沿注采井间高渗条带或大孔道窜流现象，导致化学剂无效产出，使得油藏驱油效果差、经济效益低。剂窜现象的存在，不仅造成化学剂的极大浪费，而且造成剩余油丰度较高的低渗透区域无法得到有效的动用，严重影响了实施区块的增产效果。目前针对化学驱剂窜预测方法的研究多集中于定性分析和基于油藏数值模拟方法的定量分析，如梁丹，唐恩高等渤海聚合物驱油藏聚窜预警方法研究；喻秋兰，刘斌等应用聚合物数值模拟方法评价井间动态连通性，大多采用了数理统计类、井间连通性反演类、试井分析类等定性分析方法，对化学剂窜流情况进行定性评价，但无法准确预测出区块以及各单井的产剂动态。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明公开一种二元复合驱产剂窜流的评价方法。本发明基于渗流理论和解析方法，建立二元复合驱产剂窜流的评价方法，提前对化学剂窜流情况进行预测，可以有效地提高化学剂利用效率和原油采收率，并且为后期油田现场调剖防窜措施的实施提供指导。
本发明的技术方案如下：
一种二元复合驱产剂窜流的评价方法，其中所述二元复合驱产剂为聚合物和表面活性剂，其特征在于，包括：
(1)记录油藏井组中相同时间段内：注水井聚合物和表面活性剂化学剂溶液日注液量、注水井的聚合物注入浓度、注水井表面活性剂注入浓度和生产井的日产液量；
(2)根据步骤(1)统计的注水井聚合物和表面活性剂化学剂溶液日注液量和生产井的日产液量反演注采井间动态连通性，计算得出注采井间动态连通系数，具体的计算过程参见参考文献《准噶尔盆地陆9井区J-2x-4油藏井间连通性》杜庆军等，新疆油藏地质，2010，31(6)：第621-623页；
(3)根据注采井间连通系数和流管法计算：井组中注采井间流管个数、注采井间各流管流体流动横截面积、注采井间各流管化学剂注入流量和注采井间各流管中流体流速；
(ⅰ)计算井组中注采井间流管个数：
假设注采井间通过多根不同的流管互相连通，根据步骤(2)反演得到的注采井间动态连通系数求解井组中注采井间流管个数，计算公式为：
Figure BDA0002575740820000021
在公式(I)中，N为第i口注水井与第j口生产井的井间流管数；
Figure BDA0002575740820000022
为第i口注水井与第j口生产井井间单个流管内的平均流量，假定为5m3/d；αij为第i口注水井与第j口生产井的注采井间动态连通系数；Qi为第i口注水井单位生产压差下的化学剂溶液日注入量m3/d；
(ⅱ)计算注采井间各流管流体流动横截面积：
注采井间单个弯曲流管拉直简化为两个对称的等腰三角形，如图1所示，流管角平分线路径为油水界面运动路径，角平分线上某一位置ξ处的流体流动横截面积包括以下两种情况：
Figure BDA0002575740820000023
在公式(II)中，A(ξ)为油管角平分线上ξ处的流体流动横截面积，m2；Δα为三角流管的管角；ξ为流线长度，m；L为单个油管角平分线长度，m；h为油层厚度，m；rw为井筒半径，m；
(ⅲ)注采井间各流管渗流阻力为：
Figure BDA0002575740820000031
在公式(III)中，K为绝对渗透率，m2；μw为水相黏度，mPa·s；μo为油相黏度，mPa·s；Krw为水相相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；
(ⅳ)计算注采井间各流管化学剂注入流量：
注采井间各流管并联，根据注采井间各流管渗流阻力，各流管分配到的化学剂注入流量为：
Figure BDA0002575740820000032
(v)注采井间各流管中流体流速：
油水两相流动情况下，注采井间某一时刻不同长度流管中的流速为：
Figure BDA0002575740820000033
Figure BDA0002575740820000034
在公式(V)和(VI)中,Ph，Pf分别为注水井和生产井的井底压力，Pa；
(4)建立二元复合驱产剂浓度预测模型，并根据二元复合驱产剂浓度预测模型求解注采井间各流管内化学剂产出浓度；
考虑到化学剂吸附和化学降解损耗后，流管中二元复合驱产剂浓度预测模型建立过程如下：
Figure BDA0002575740820000041
Figure BDA0002575740820000042
在公式(VII)和(VIII)中,
Figure BDA0002575740820000043
为ω组分的纵向扩散系数，m2/s；cω为ω组分在水相中的浓度，kg/m3；ρr、ρw分别为岩石和水相密度，kg/m3；aω、bω为ω组分在岩石表面的吸附系数，m3/kg；φ为孔隙度；φp为可及孔隙度；εω为i组分的化学降解反应速率常数，1/s；
Figure BDA0002575740820000044
为注入液中i组分的质量分数；q(i)为注采液量，m3/s；Nc为流体动力学系统的组分个数；
Laplace空间下的通解为：
Figure BDA0002575740820000045
其中：
Figure BDA0002575740820000046
Figure BDA0002575740820000047
Figure BDA0002575740820000048
Figure BDA0002575740820000049
式中，
Figure BDA00025757408200000410
为Laplace空间下ω组分在水相中的浓度，kg/m3；s为Laplace变换中的复变量；
采用Stehfest反演即得到不同时刻、不同位置处i组分的浓度值；
(5)将所求注采井间各流管内ω组分化学剂产出浓度进行叠加，计算单个生产井t时刻ω组分化学剂产出浓度：
Figure BDA0002575740820000051
式中cωpro(t)为第i口注入井和第j口生产井t时刻ω组分化学剂产出浓度kg/m3；N为井组中第i口注水井与第j口生产井井间流管个数；cω为第i口注水井与第j口生产井单个流管内ω组分化学剂产出浓度；
(6)利用求得的单个生产井t时刻化学剂产出浓度绘制注采井间产剂浓度曲线进行生产井产剂动态预测，以化学剂流窜系数作为剂窜评价指标，预测油藏后续生产中注采井间剂窜情况，化学剂流窜系数大于0.8剂窜风险高，化学剂流窜系数在0.6和0.8之间剂窜风险较高，化学剂流窜系数小于0.6有较低的剂窜风险，表达式为：
Figure BDA0002575740820000052
其中CF为化学剂流窜系数；cp为各单井聚合物产出峰值浓度，mg/L；cs为各单井表面活性剂产出峰值浓度，mg/L；cpmax为井组注采井间聚合物最大产出浓度；csmax为井组注采井间表面活性剂最大产出浓度。
本发明的技术优势在于：
本发明在二元复合驱油的技术领域，剂窜预测主要依靠数值模拟技术，该方法其具有模型构建复杂、计算速度缓慢、收敛性差等问题，而本发明可以在未实施二元复合驱情况下对化学剂沿注采井间高渗透区域发生窜流情况进行及时准确预测。本发明通过油藏注采参数反演注采井间动态连通性，求出注采井间动态连通系数，并在此基础上结合流管法计算注采井间流管参数，继而建立二元复合驱产剂浓度预测模型。通过叠加注采井间各流管内化学剂产出浓度得到注采井间化学剂产出浓度，并以化学剂流窜系数作为剂窜评价指标，预测油藏后续生产中注采井间剂窜情况，采用本发明可有效提高二元复合驱油效益，确保油田高效可持续开发。
附图说明
图1是注采井间单个弯曲流管拉直简化为两个对称的等腰三角形的示意图；
图2是在区块内包括9口注水井、16口生产井的分布示意图；
图3是P10、P15、P16聚合物产出浓度图；
图4是表面活性剂产出浓度图；
图5是P10、P15、P16的剂窜系数图。
具体实施方式：
现针对说明书和说明书附图对本发明做详细的说明，但不限于此。
实施例
模型基本参数：油水井距为200m，井筒半径rw为0.15m，孔隙度为0.34，地下原油粘度为45mPa·s，平均渗透率为1320×10-3μm3，油层厚度为12.3m。
参见图2，在区块内包括9口注水井、16口生产井。
在区块内化学剂注入速度为0.1PV/a，注水井日注聚合物溶液为200m3/d,聚合物注入浓度为2500mg/L,表面活性剂的注入浓度为0.5％。
一种二元复合驱产剂窜流的评价方法，其中所述二元复合驱产剂为聚合物和表面活性剂，包括：
(1)记录油藏井组中相同时间段内注水井聚合物和表面活性剂化学剂溶液日注液量、注水井的聚合物注入浓度、注水井表面活性剂注入浓度和生产井的日产液量，其中聚合物、表面活性剂化学剂用量见表1，注水井化学剂溶液注液量为170m3/d，生产井产液量为130m3/d；
表1
Figure BDA0002575740820000061
(2)根据步骤(1)统计的注水井聚合物和表面活性剂化学剂溶液日注液量和生产井的日产液量反演注采井间动态连通性，计算得出注采井间动态连通系数，具体的计算过程参见参考文献《准噶尔盆地陆9井区J-2x-4油藏井间连通性》杜庆军等，新疆油藏地质，2010，31(6)：第621-623页；计算得出区块内各注采井间动态连通系数见表2；
表2
Figure BDA0002575740820000071
(3)根据注采井间连通系数和流管法计算：井组中注采井间流管个数、注采井间各流管流体流动横截面积、注采井间各流管化学剂注入流量和注采井间各流管中流体流速；
(ⅰ)计算井组中注采井间流管个数：
假设注采井间通过多根不同的流管互相连通，根据步骤(2)反演得到的注采井间动态连通系数求解井组中注采井间流管个数，计算公式为：
Figure BDA0002575740820000081
在公式(I)中，N为第i口注水井与第j口生产井的井间流管数；
Figure BDA0002575740820000084
为第i口注水井与第j口生产井井间单个流管内的平均流量，假定为5m3/d；αij为第i口注水井与第j口生产井的注采井间动态连通系数；Qi为第i口注水井单位生产压差下的化学剂溶液日注入量m3/d；
(ⅱ)计算注采井间各流管流体流动横截面积：
注采井间单个弯曲流管拉直简化为两个对称的等腰三角形，如图1所示，流管角平分线路径为油水界面运动路径，角平分线上某一位置ξ处的流体流动横截面积包括以下两种情况：
Figure BDA0002575740820000082
在公式(II)中，A(ξ)为油管角平分线上ξ处的流体流动横截面积，m2；Δα为三角流管的管角；ξ为流线长度，m；L为单个油管角平分线长度，m；h为油层厚度，m；rw为井筒半径，m；
(ⅲ)注采井间各流管渗流阻力为：
Figure BDA0002575740820000083
在公式(III)中，K为绝对渗透率，m2；μw为水相黏度，mPa·s；μo为油相黏度，mPa·s；Krw为水相相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；
(ⅳ)计算注采井间各流管化学剂注入流量：
注采井间各流管并联，根据注采井间各流管渗流阻力，各流管分配到的化学剂注入流量为：
Figure BDA0002575740820000091
(v)注采井间各流管中流体流速：
油水两相流动情况下，注采井间某一时刻不同长度流管中的流速为：
Figure BDA0002575740820000092
Figure BDA0002575740820000093
在公式(V)和(VI)中,Ph，Pf分别为注水井和生产井的井底压力，Pa；
以注水井I9与P10、P15、P16组成的注采井网为例说明进行化学剂产剂浓度预测方法，注水井I9与生产井P10、P15、P16的注采井间动态连通系数分别为0.68、0.17和0.15，注水井I9单位生产压差下的化学剂溶液日注入量为170m3/d；注水井I9与生产井P10、P15、P16注采井间流管个数分别为32、11和10个，注水井I9与生产井P10间流管流速为、注水井I9与生产井P15间流管流速为1.8m/s、注水井I9与生产井P16为1.2m/s，注采井间流管流速为0.9m/s；
(4)建立二元复合驱产剂浓度预测模型，并根据二元复合驱产剂浓度预测模型求解注采井间各流管内化学剂产出浓度，即利用步骤(3)中求得的井组中注采井间流管个数、注采井间各流管流体流动横截面积、注采井间各流管化学剂注入流量和注采井间各流管中流体流速，建立二元复合驱产剂浓度预测模型，并根据二元复合驱产剂浓度预测模型求解注采井间各流管内化学剂产出浓度；
考虑到化学剂吸附和化学降解损耗后，流管中二元复合驱产剂浓度预测模型建立过程如下：
Figure BDA0002575740820000101
Figure BDA0002575740820000102
在公式(VII)和(VIII)中,
Figure BDA0002575740820000103
为ω组分的纵向扩散系数，m2/s；cω为ω组分在水相中的浓度，kg/m3；ρr、ρw分别为岩石和水相密度，kg/m3；aω、bω为ω组分在岩石表面的吸附系数，m3/kg；φ为孔隙度；φp为可及孔隙度；εω为i组分的化学降解反应速率常数，1/s；
Figure BDA0002575740820000104
为注入液中i组分的质量分数；q(i)为注采液量，m3/s；Nc为流体动力学系统的组分个数；
Laplace空间下的通解为：
Figure BDA0002575740820000105
其中：
Figure BDA0002575740820000106
Figure BDA0002575740820000107
Figure BDA0002575740820000108
Figure BDA0002575740820000109
式中，
Figure BDA00025757408200001010
为Laplace空间下ω组分在水相中的浓度，kg/m3；s为Laplace变换中的复变量；
采用Stehfest反演即得到不同时刻、不同位置处i组分的浓度值；
(5)将所求注采井间各流管内ω组分化学剂产出浓度进行叠加，计算单个生产井t时刻ω组分化学剂产出浓度：
Figure BDA0002575740820000111
式中cωpro(t)为第i口注入井和第j口生产井t时刻ω组分化学剂产出浓度kg/m3；N为井组中第i口注水井与第j口生产井井间流管个数；cω为第i口注水井与第j口生产井单个流管内ω组分化学剂产出浓度；
(6)利用求得的单个生产井t时刻化学剂产出浓度绘制注采井间产剂浓度曲线进行生产井产剂动态预测，以化学剂流窜系数作为剂窜评价指标，预测油藏后续生产中注采井间剂窜情况，化学剂流窜系数大于0.8剂窜风险高，化学剂流窜系数在0.6和0.8之间剂窜风险较高，化学剂流窜系数小于0.6有较低的剂窜风险，表达式为：
Figure BDA0002575740820000112
其中CF为化学剂流窜系数；cp为各单井聚合物产出峰值浓度，mg/L；cs为各单井表面活性剂产出峰值浓度，mg/L；cpmax为井组注采井间聚合物最大产出浓度；csmax为井组注采井间表面活性剂最大产出浓度。
以注水井I9与P10、P15、P16组成的注采井网中，P10、P15、P16聚合物产出浓度见图3，表面活性剂产出浓度见图4，P10聚合物、表面活性剂产出浓度较高，P15、P16聚合物、表面活性剂产出浓度较少，通过计算剂窜系数预测油藏后续生产注采井间剂窜情况，P10、P15、P16的剂窜系数图见图5。综合以上得出P10井化学剂产出浓度偏高，且浓度上升速率偏快，剂窜系数为0.86，化学剂窜流程度较严重，应该结合浓度上升速率及时实施相关防窜措施，可见本发明能够有效对剂窜现象进行及时准确预测。

Claims (4)

1.一种二元复合驱产剂窜流的评价方法，其中所述二元复合驱产剂为聚合物和表面活性剂，其特征在于，包括：
(1)记录油藏井组中相同时间段内：注水井聚合物的日注液量和表面活性剂的日注液量、注水井的聚合物注入浓度、注水井表面活性剂注入浓度和生产井的日产液量；
(2)根据步骤(1)统计的注水井聚合物和表面活性剂溶液日注液量和生产井的日产液量反演注采井间动态连通性，计算得出注采井间动态连通系数；
(3)根据注采井间动态连通系数和流管法计算：井组中注采井间流管个数、注采井间各流管流体流动横截面积、注采井间各流管二元复合驱产剂化学剂注入流量和注采井间各流管中流体流速；
(4)建立二元复合驱产剂浓度预测模型，并根据二元复合驱产剂浓度预测模型求解注采井间各流管内二元复合驱产剂化学剂产出浓度；建立流管中二元复合驱产剂浓度预测模型；
(5)计算单个生产井t时刻ω组分二元复合驱产剂化学剂产出浓度；
(6)利用求得的单个生产井t时刻二元复合驱产剂化学剂产出浓度绘制注采井间产剂浓度曲线进行生产井产剂动态预测，以二元复合驱产剂化学剂流窜系数作为剂窜评价指标，预测油藏后续生产中注采井间剂窜情况；
所述步骤(3)包括具体步骤如下：
(ⅰ)计算井组中注采井间流管个数：
假设注采井间通过多根不同的流管互相连通，根据步骤(2)反演得到的注采井间动态连通系数求解井组中注采井间流管个数，计算公式为：
Figure FDA0003054866820000011
在公式(I)中，N为第i口注水井与第j口生产井的井间流管数；
Figure FDA0003054866820000012
为第i口注水井与第j口生产井井间单个流管内的平均流量；αij为第i口注水井与第j口生产井的注采井间动态连通系数；Qi为第i口注水井单位生产压差下的二元复合驱产剂化学剂溶液日注入量m3/d；
(ⅱ)计算注采井间各流管流体流动横截面积：
注采井间单个弯曲流管拉直简化为两个对称的等腰三角形，流管角平分线路径为油水界面运动路径，角平分线上某一位置ξ处的流体流动横截面积包括以下两种情况：
Figure FDA0003054866820000021
在公式(II)中，A(ξ)为油管角平分线上ξ处的流体流动横截面积，m2；Δα为三角形流管的管角；ξ为流线长度，m；L为单个流管角平分线长度，m；h为油层厚度，m；rw为井筒半径，m；
(ⅲ)注采井间各流管渗流阻力为：
Figure FDA0003054866820000022
在公式(III)中，K为绝对渗透率，m2；μw为水相黏度，mPa·s；μo为油相黏度，mPa·s；Krw为水相相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；
(ⅳ)计算注采井间各流管二元复合驱产剂化学剂注入流量：
注采井间各流管并联，根据注采井间各流管渗流阻力，各流管分配到的二元复合驱产剂化学剂注入流量为：
Figure FDA0003054866820000023
(v)注采井间各流管中流体流速：
油水两相流动情况下，注采井间某一时刻不同长度流管中的流速为：
Figure FDA0003054866820000024
Figure FDA0003054866820000031
在公式(V)和(VI)中,Ph，Pf分别为注水井和生产井的井底压力，Pa。
2.根据权利要求1所述的一种二元复合驱产剂窜流的评价方法，其特征在于，所述流管中二元复合驱产剂浓度预测模型建立过程如下：
Figure FDA0003054866820000032
Figure FDA0003054866820000033
在公式(VII)和(VIII)中,
Figure FDA0003054866820000034
为ω组分的纵向扩散系数，m2/s；cω为ω组分在水相中的浓度，kg/m3；ρr、ρw分别为岩石和水相密度，kg/m3；aω、bω为ω组分在岩石表面的吸附系数，m3/kg；φ为孔隙度；φp为可及孔隙度；εω为i组分的化学降解反应速率常数，1/s；
Figure FDA0003054866820000035
为注入液中i组分的质量分数；q(i)为注采液量，m3/s；Nc为流体动力学系统的组分个数；
Laplace空间下的通解为：
Figure FDA0003054866820000036
其中：
Figure FDA0003054866820000037
Figure FDA0003054866820000038
Figure FDA0003054866820000041
Figure FDA0003054866820000042
式中，
Figure FDA0003054866820000043
为Laplace空间下ω组分在水相中的浓度，kg/m3；s为Laplace变换中的复变量；
采用Stehfest反演即得到不同时刻、不同位置处i组分的浓度值。
3.根据权利要求2所述的一种二元复合驱产剂窜流的评价方法，其特征在于，所述步骤(5)将所求注采井间各流管内ω组分二元复合驱产剂化学剂产出浓度进行叠加，计算单个生产井t时刻ω组分二元复合驱产剂化学剂产出浓度：
Figure FDA0003054866820000044
式中cωpro(t)为第i口注入井和第j口生产井t时刻ω组分二元复合驱产剂化学剂产出浓度，kg/m3；
N为井组中第i口注水井与第j口生产井井间流管个数；cω为第i口注水井与第j口生产井单个流管内ω组分二元复合驱产剂化学剂产出浓度。
4.根据权利要求3所述的一种二元复合驱产剂窜流的评价方法，其特征在于，所述步骤(6)中，利用求得的单个生产井t时刻二元复合驱产剂化学剂产出浓度绘制注采井间产剂浓度曲线进行生产井产剂动态预测，以二元复合驱产剂化学剂流窜系数作为剂窜评价指标，预测油藏后续生产中注采井间剂窜情况，二元复合驱产剂化学剂流窜系数大于0.8，则剂窜风险高，二元复合驱产剂化学剂流窜系数在0.6和0.8之间，则剂窜风险较高，二元复合驱产剂化学剂流窜系数小于0.6时，有较低的剂窜风险，二元复合驱产剂化学剂流窜系数的表达式为：
Figure FDA0003054866820000045
其中CF为二元复合驱产剂化学剂流窜系数；cp为各单井聚合物产出峰值浓度，mg/L；cs为各单井表面活性剂产出峰值浓度，mg/L；cpmax为井组注采井间聚合物最大产出浓度；csmax为井组注采井间表面活性剂最大产出浓度。
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