用于高黏特超低界面张力体系复合驱特高效驱油方案的确定方法及该体系复合驱油方案的制作方法
【技术领域】
[0001] 本发明设及油田Ξ次采油中复合体系驱油的特高效驱油方案，具体设及一个优化 的用于确定针对高黏度、特超低界面张力体系的特高效驱油方案的方法及相应驱油方案。
【背景技术】
[0002] 美国是复合驱油技术诞生的地方，上个世纪中期T.F. Moore W，j.j. Taber W， W.RJosterW等美国学者研究并由实验做出的毛管数与残余油饱和度之间的对应关系曲 线，通常称为"经典毛管数实验曲线"，"经典毛管数实验曲线"的提出，推动了复合驱油技术 的研究和应用。美国在上世纪80年代就开始了矿场试验研究，1987年12月开展了 "西Kiehl 油田碱-表面活性剂-聚合物复合驱矿场试验"W，比水驱提高采收率22.4%; 1993年3月开 展了乂ambridge油田S元复合驱矿场试验'[7]，比水驱提高采收率23.4% (00IP);在1998年 2月于Oklahoma州化〇-Vel-化m油田的Warden单元开展ASP驱矿场试验[8]，运一试验使用了 高表活剂浓度、高碱浓度配方：2.% 化2CO3+O . 5wt %0RS-62+1500mg/L Alcof lood 1275A，原因是为了保证了体系界面张力值低达25Xl(T5mN/m(即本发明所述"特超低界面张 力"），它有利于残余油流动，其相态也是最佳的。美国能源部选择运一试验作为推广的E0R 应用技术W，由国外资料查到它提高采收率幅度仅为16.22%。
[0003] 美国Oklahoma州Sho-Vel-Tum油田Warden单元ASP驱矿场试验化的增采幅度是非 常值得深入研究的。美国人从经典毛管数曲线认识出发设计出要在全美国推广应用的技 术，试验没有成功，本申请发明人是"毛管数实验曲线QL"w的发明人，从"毛管数实验曲线 QL"认识出发，找到Sho-Vel-Tum油田复合驱试验效果不佳的原因，"特高效"驱油方案不仅 需要体系具有"特超低"界面张力(不高于25 X l(T5mN/m)，还需要有体系有"高黏度"（指体系 地下工作黏度为大于22mPa · S)相配合。为证实运一分析，采用新机理复合驱软件IMCFS[W， 模拟计算两种不同黏度特超低界面张力驱油体系驱油方案，获得显著差别两种驱油效果， 又进一步通过驱油过程毛管数分析，看清了高黏体系高效原因，也认识了低黏体系问题所 在。研究认为，运一试验结果暴露"经典毛管数曲线"在高毛管数情况下没有正确描述毛管 数与残余油饱和度的关系；而从"毛管数实验曲线QL"出发对于试验给W合理的解释，表明 "毛管数实验曲线QL"相对准确地描述毛管数与残余油饱和度的关系，并由此看到"高黏特 超低界面张力"体系特高毛管数条件下驱替将得到极佳的驱替效果。
【发明内容】
[0004] 本发明在总结对于"特超低界面张力体系"驱油方案深入研究成果的基础上，提出 一种确定高黏特超低界面张力体系复合驱特高效驱油方案的方法。
[000引本发明方案中，"特超低"界面张力指界面张力不高于25Xl(T5mN/m;"高黏度"指体 系地下工作黏度为30mPa · S左右/'特高效"指驱油效果再提升2-3%。
[0006]使用新研发的复合驱数值模拟软件IMCFS，该软件采用"毛管数实验曲线QL"和配 套的"相渗透率曲线化"，替代了传统的"经典毛管数曲线"和配套的"相渗透率曲线"，对于 特超低界面张力体系驱油方案进行研究，合理解释了 1998年在Oklahoma州化0-Vel-化m油 田的Warden单元开展ASP驱矿场试验驱油效果不理想原因是使用了低黏度特超低界面张力 驱油体系，并验证了只有"高黏特超低界面张力体系"才可W使复合驱获得极佳驱油效果， 并由此设计提出特高效驱油方案。
[0007] 本发明确定一个优化的高黏度特超低界面张力体系特高毛管数下驱替特高效驱 油方案的方法，步骤如下：
[0008] 步骤1:确定驱油方案选用的表活剂，使其满足在待实施油层油水条件下体系界面 张力确保达到特超低要求(本发明中所述"特超低界面张力"指不高于25 X ΙθΛιΝ/m);
[0009] 步骤2:在待试验目的油层原始地质数据基础上，建立油层"简化地质结构模型" (模型1)，再进一步建立油层的数字化地质模型(模型3)，在该模型3上通过数字化驱油试验 对驱油方案考核检验;模型3必须通过拟合矿场试验建立，并同时确定方案考核计算的Ξ项 关键数据:A)方案实施时间，B)油层试验条件下体系黏度保留率，"聚合物溶液浓度与地下 工作黏度关系曲线"、"复合体系地下工作的界面张力图"数据，C)油层高黏体系注入压力界 限；
[0010] 步骤3:确定"四注九采"井网条件下或"工业性"井网条件下复合驱高效驱油方案 的优化技术指标；由于"高黏特超低界面张力体系特高效方案"必须在小井距条件下实施， 故"四注九采"井网条件下方案和"工业性"井网条件下方案包含的技术指标基本相同，具体 指标和推荐技术数据如下：
[0011 ] a)注采井距：取125m~150m/J、井距；
[0012] b)注液速度:注采井距125m情况下取0.40PV/V，注采井距150m情况下取0.28PV/V;
[0013] C)段塞结构形式，复合体系段塞体积和界面张力、体系黏度，后续聚合物段塞体积 和黏度，综合考虑要求如下：
[0014] i)两级段塞，前级为复合体系段塞，体系表活剂浓度推荐使用0.3wt%，段塞体积 取0.3PV，也可试验使用表活剂浓度0.45wt %，段塞体积取0.2PV，复合体系段塞表活体积用 量为不变值900mg/L · PV;
[0015] ii)复合体系段塞后续聚合物段塞为有足够大的体积的整体段塞(不分级），它与 复合体系段塞有着相同的聚合物浓度，两级段塞体积总和在0.8~0.9PV;
[0016] iii)段塞体积、体系组成表活剂浓度确定后，段塞的聚合物浓度通过在模型3上计 算驱油方案确定，方案计算必须采用按照确定的"聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲 线"、"复合体系地下工作的界面张力图"数据计算，方案计算"注入压力界限"不能超过在步 骤2中确定的"注入压力界限"；
[0017] 步骤4:综合a)-c)的指标，确定待考核驱油方案；
[0018] 步骤5:在数字化地质模型（模型3)上，运行数字化驱油试验，考核检验待选方案； 若待选方案是"四注九采"井网驱油方案，计算模型取"一注一采"模型2'，若待选方案是"工 业性"井网驱油方案，计算模型取"四注Ξ采"模型4' ；
[0019] 步骤6:依据计算考核结果，确定优化方案，优化方案提高采收率幅度要高于相应 的高黏超低界面张力体系驱油方案2~3%。
[0020] W上方法中：
[0021] 步骤2中"数字化地质模型"（模型3)的建立方法是采用数值模拟方法，可拟合在该 油层上实施的"四注九采"井网条件下的复合驱试验完成;所述拟合过程是在"简化地质结 构模型"（模型1)上切下一个表层为正方形油层，它为五点法井网一个井组的四分之一，含 一注一采两口井，两口井间相距距离等于驱油试验注采井距，再在该油层各层段上都划出9 X9个网格，每个"网格块"都赋给对应的油层参数，建立"计算模型"（模型2)，在模型2上运 行试验方案，拟合水驱采出过程修正油层地质数据，进而拟合复合驱过程确定复合驱相关 数据，拟合结果满意得到数字化地质模型(模型3)。步骤5中模型2'与所述的模型2有着相同 的结构，两者之间差别是每一个驱油方案计算用的模型2 '切割于该模型3，且对应每一个驱 油方案的模型2 '都有各自根据研究需要确定的对应注采井距。
[0022] 步骤2中"数字化地质模型"（模型3)也可采用拟合"工业性"试验的方法建立，采用 适用于工业化试验研究应用的"计算模型"（模型4)，它含四注Ξ采屯口井，四口注入井同在 前边一排，其中两口为"角井"，两口为"边井"，注采井间相距距离等于驱油试验注采井距， 注采井间保持相隔7个网格，模型纵向仍取Ξ层，总网格数为49X9X3,拟合过程是:在"简 化地质结构模型"（模型1)上切下"模型4"，"模型4"每口注入井必须是"中屯、注入井"一一相 邻注入井皆为复合体系注入井，给每个"网格块"都赋给对应的油层参数，采用"模型4"运行 试验方案，拟合水驱采出过程修正油层原始地质数据，进而拟合复合驱过程确定复合驱相 关数据，拟合结果满意得到数字化地质模型(模型3)。步骤5中模型4'与模型4有着相同的结 构，两者之间差别是每一个驱油方案计算用的模型4'切割于该模型3,且对应每一个驱油方 案的模型4'都有各自根据研究需要确定的对应注采井距。
[0023] 步骤2中要求确定的Ξ项数据是现场试验方案计算必须满足的条件，通过拟合驱 油试验研究确定：
[0024] A)驱油试验的"实施时间"，是指在此时间内复合体系在地下油层中保持稳定没有 发生化学剂失效情况;若拟合驱油试验没有获得满足要求的驱油试验的"实施时间"，可在 要求保证化学剂在地下工作稳定性保持Ξ年W上的条件下，借用通过拟合该油层获得的驱 油试验"实施时间"（例如杏二西油层试验的实施时间1570d);
[0025] B巧E油试验的"复合驱驱油试验中高黏体系地下黏度保留率"、"聚合物溶液浓度 与地下工作黏度关系曲线"、"复合体系地下工作的界面张力图"数据，在没能获取需要的相 关数据情况下，要慎重研究得出"借用"数据，试验结束后通过数字化驱油试验考核确定；
[0026] C)油层高黏体系注入压力界限是指复合驱驱油试验高黏体系注入过程中的"油层 最大平均压力界限Pi"值的确定，应拟合临近安全注入压力界限P值条件下的驱油试验得到 "油层最大平均压力界限"拟合值，确定为"油层最大平均压力界限Pi"值，i为1或2。
[0027] 步骤3确定"复合驱高效驱油方案"技术指标a)井距，因试验为前期试验，可根据试 验条件和目的要求确定不同井距，若试验是W可行性研究为主要目标，可考虑在目前应用 井网中选择相对小的井距条件为宜，试验最大注采井距不应超过250m;若已有试验基础、考 虑向工业化试验目标靠近，应采用小井距，试验最小注采井距不应小于125m;
[0028] 步骤3确定"复合驱高效驱油方案"技术指标b)注液速度要求，设计中要考虑方案 "实施时间"不应超标，又基于体系黏度对于驱油效果的特殊贡献，可根据试验情况采用相 对低的注液速度，推荐在注采井距250m大井距情况下，采用年注液0.15PV的注液速度，在注 采井距150m情况下，采用年注液0.28PV的注液速度，在注采井距125m情况下，采用年注液 0.40PV的注液速度；
[0029] 步骤3确定"复合驱高效驱油方案"技术指标C)，段塞结构形式，复合体系段塞体积 和界面张力、体系黏度，后续聚合物段塞体积和黏度等指标应在具体井距条件下综合考虑：
[0030] i)两级段塞，前级为复合体系段塞，后续为聚合物保护段塞，两级段塞总体积应控 制在试验"实施时间"不超过方案"实施时间"限定要求，两级段塞体积分配W驱油效果"敏 感性"分析确定；
[0031] i i)体系表活剂浓度一般推荐使用0.3wt %，段塞体积取0.3PV，在小井距情况下， 也可试验使用表活剂浓度0.45wt %，体系表活剂浓度提高，段塞体积缩小，变化前后复合体 系段塞表活体积用量为不变值900mg/L · PV;
[0032] iii)复合体系段塞界面张力应取ΙοΛιΝ/m超低范围，且相对值越低越好，但必须强 调要有相对高的体系黏度相配合；
[0033] iv)复合体系段塞后续聚合物段塞为有足够大体积的整体段塞(不分级），它与复 合体系段塞有着相同的聚合物浓度，在注采井距较小情况下，两级段塞体积总和在0.8~ 0.9PV；
[0034] V)段塞体积、体系组成表活剂浓度确定后，段塞的聚合物浓度通过在模型3上计算 驱油方案确定。
[0035] 本发明另一目的在于提供一种适于高黏特超低界面张力体系复合驱油方案，包括 依据前述方法确定的内容。
[0036] 具体的，适于高黏特超低界面张力体系复合驱油方案包括：
[0037] 1)井距，采用小井距，在大庆油田井距采用125m~150m。
[0038] 2)注液速度要求，设计中要考虑方案实施时间不应超标