一种海上聚驱油田油泥产出量的测定方法与流程

本发明涉及一种海上聚驱油田油泥产出量的测定方法，属于石油开发技术领域。

背景技术：

在考虑聚驱开发的可研、ODP设计时，不但需要油藏方案提供产液量、产油量等基础参数，还需要提供一些特殊的参数，如产聚浓度、油泥产出量等。油泥产出量影响因素多，预测难度与挑战大。产出油泥的量受到地质油藏条件、完井方式、开发阶段、开发方式、处理工艺、处理药剂、水质要求等从“地下—井筒—地面”各个环节的影响，涉及面宽、影响因素多，需要系统设计和探讨。由于涉及到地层出砂、地面处理等更为复杂的机理，目前难以准确预测产出量，可用的方法也很少，用类比法比较粗糙，不能给出任意产聚浓度下的油泥产出量，需要找到一种方法来测定海上聚驱油田油泥产出量。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种海上聚驱油田油泥产出量的测定方法。

本发明所提供的海上聚驱油田油泥产出量的测定方法，包括如下步骤：

(1)根据目标油田的基础参数，得到目标油田进行聚合物驱时的采出液中聚合物浓度随注聚时间的关系曲线中的3个点：背景浓度点、采出液中聚合物浓度峰值点和采出液中质量含水率为95％时所对应的点；根据所述背景浓度点、所述采出液中聚合物浓度峰值点和采出液中质量含水率为95％时所对应的点拟合采出液中聚合物浓度与注聚时间之间的关系，进而可以确定任意时刻时采出液中聚合物浓度；

(2)利用目标油田水样、聚合物和目标油田原油配制至少3种不同聚合物浓度的含聚污水，所述含聚污水中所述目标油田原油的质量相同；向所述含聚污水中加入清水剂至水清为止，记录所述清水剂的用量，将产生的油泥收集并称重，根据所述含聚污水中聚合物浓度、所述清水剂的用量与所述油泥中聚合物类所占质量百分比之间的关系，得到所述清水剂的加入浓度和所述油泥中所述聚合物类所占质量百分比；

所述聚合物类指的是所述聚合物和所述清水剂，作为油泥预测的特征物；

(3)根据所述清水剂的固含量、所述清水剂的作用系数和所述采出液中聚合物浓度，得到所述含聚污水中聚合物类的总量；

所述清水剂的作用系数指的是清水剂的利用效率，即实际起作用的量；

(4)所述含聚污水中聚合物类的总量与所述油泥中聚合物类所占质量百分比的比值即为目标油田进行聚驱时的油泥产出量。

所述的测定方法中，步骤(1)中，所说背景浓度点一般指的是产聚浓度(采出液中聚合物浓度)为50ppm时所对应的点，不同油田标准略有不同。

所述的测定方法中，步骤(1)中，所述基础参数包括段塞尺寸、注入时机、注入速度、注入浓度、吸附、粘浓和井距。

所述的测定方法中，步骤(1)中，所述采出液中聚合物浓度与所述注聚时间之间的关系如式(1)所示：

C_pp＝at^be^-(t/c) (1)

式(1)中，C_pp表示所述采出液中聚合物浓度，kg/m³；

t表示所述注聚时间，月；

a、b和c均为常数，由目标油田的模型数模计算得到。

所述的测定方法中，步骤(2)中，所述聚合物为AP-P4；所述清水剂可为阳离子清水剂，具体可为清水剂BHQ-04。

步骤(2)中，配制所述含聚污水的步骤如下：利用所述目标油田水样配制不同浓度聚合物水溶液，向不同浓度聚合物水溶液中加入等量的所述目标油田原油，加热(50～60℃)后再剪切，即得到含聚污水。

步骤(2)中，所述含聚污水中聚合物浓度可为100～700ppm。

所述的测定方法中，步骤(2)中，所述清水剂的加入浓度由式(2)计算得到：

C_c＝(Aat^be^-(t/c)+B)*γ*α (2)

所述油泥中聚合物类所占质量百分比由式(3)计算得到：

β＝Cat^be^-(t/c)+D (3)

式(2)和式(3)中，C_c表示所述清水剂的加入浓度，kg/m³；

β表示所述油泥中聚合物类所占质量百分比，％；

α表示所述清水剂的固含量，％；

γ表示所述清水剂的作用系数；

A、B、C和D均为常数，由所述聚合物和所述清水剂确定。

所述的测定方法中，步骤(3)中，所述含聚污水中聚合物类的总量由式(4)计算得到：

M_c＝(C_c+C_pp)^*V＝[(Aat^be^-(t/c)+B)*γ*α+at^be^-(t/c)]*V (4)

式(4)中，M_c表示所述含聚污水中聚合物类的总量，mg；

V表示所述含聚污水的体积，L。

所述的测定方法中，步骤(4)中油泥产出量由式(5)计算得到：

式(5)中，Q_m表示日产油泥量，t。

本发明方法适用于油田开发阶段，指的是已见聚油田。

本发明测定方法具有如下优点：

(1)通过实际油田验证了本发明方法测定的油泥产出量，具有较高的准确性和有效性，可操作性强。

(2)本发明首先得到采出液中聚合物的浓度(产聚浓度)，然后根据产聚浓度得到油泥量，因此本发明方法既可以用于已知产聚浓度的油田，又可以用于对未知产聚浓度的油田。

(3)本发明能够测定已注聚油田任意时刻的油泥产出量，测定结果可广泛用于聚驱开发方案设计及方案调整中。

附图说明

图1为渤海油田的某井组。

图2为本发明具体实施方式中聚合物产出浓度拟合曲线。

图3为本发明具体实施方式中聚合物浓度与清水剂用量、油泥中聚合物类所占质量百分比之间的关系曲线。

图4为本发明具体实施方式中渤海某油田油田油泥量随时间的变化关系曲线。

具体实施方式

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。

下述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、

如图1所示，为渤海油田某井组，以该井组为例，采用本发明方法对该井组聚驱油泥产量进行测定。

本实施例的注采井组井位中I1～I4为注入井，其它为生产井。

具体步骤如下：

(1)根据渤海B油田的基础参数(段塞尺寸、注入时机、注入速度、注入浓度、吸附、粘浓和井距)，计算(通过数值模拟结果分别得到不同注入浓度、注入速度、注入时机、吸附、粘浓、井距下产聚浓度的变化，运用多元回归分析方法，推出三个关键点横纵坐标的计算关系式，分别为t_0.05＝-98.82+12.34C_inj-1166.84v+14.35τ_ad+2.24η_vis+0.38d；C_pmax＝0.73+0.31C_inj+2.47Q_inj-0.11τ_ad-0.05η_vis-0.0026d；t_max＝34.52+511.63Q_inj-2786.71v+0.19d；C_pe＝0.3+0.18C_inj+1.03Q_inj-0.05τ_ad-0.05η_vis-0.0013d；t_e＝-427.66+80.71C_inj+387.59Q_inj-6402.01v+51.61τ_ad+52.14η_vis+1.52d)得到背景浓度点(14，50)、产出浓度峰值点(88.8，993)和质量含水率为95％的点(162，390)，根据上述3个点拟合产聚浓度随时间的变化趋势线，如图2所示，进而得到产聚浓度与注聚时间之间的关系式，如式(1)所示，即可确定任意时刻的产聚浓度C_pp。

C_pp＝0.013t^3.26e^-(t/26.5) (1)

式(1)中，C_pp表示产聚浓度，kg/m³；t表示注聚时间，月。

(2)利用目标油田水样配制4种不同浓度聚合物AP-P4水溶液(浓度分别为100ppm、300ppm、500ppm和700ppm)，向不同浓度聚合物水溶液中加入等量的目标油田原油(原油质量为2g，加热60℃后再剪切，得到含聚污水。向上述不同浓度含聚污水中加入清水剂BHQ-04，至水清为止，记录各自清水剂的用量，将产生的油泥收集出来，并称重，得到所述聚合物水溶液中聚合物的浓度与清水剂的用量和所述产生的油泥中聚合物类所占质量百分比之间的关系(如图3所示)，进而得到(清水剂的加入浓度和油泥中聚合物类所占质量百分比，然后根据式(2)和式(3)得到常数A、B、C和D的具体值：A＝2.7615、B＝168.15、C＝0.0195、D＝3.086，

C_c＝(Aat^be^-(t/c)+B)*γ*α (2)

β＝Cat^be^-(t/c)+D (3)

式(2)和式(3)中，C_c表示所述清水剂的加入浓度，kg/m³；

β表示油泥中聚合物类所占质量百分比，％；

α表示清水剂的固含量，％；

γ表示清水剂的作用系数。

(3)根据采用的清水剂的固含量α、作用系数γ以及污水体积V，结合式(4)得到含聚污水中聚合物类(指的是AP-P4和清水剂BHQ-04)的总量M_c，

M_c＝(C_c+C_pp)^*V＝[(Aat^be^-(t/c)+B)*γ*α+at^be^-(t/c)]*V (4)

式(4)中，M_c表示含聚污水中聚合物类的总量，mg。

(4)由污水中聚合物类的总量除以油泥中聚合物类所占的质量百分比得到Q_m，如式(5)，式中所有系数已知，得到的该油田油泥量随时间变化关系如图4所示，可以看出，该油田峰值油泥量为13.7m³/d，

据油田数据统计，2010年8月份开始注聚，2015年年底油泥产量达到峰值，平均每天约10～14m³，本发明测定得到的油泥量为13.7m³/d，测定方法与实际情况吻合较好。

实施例2、

采用实施例1的方法对渤海E油田油泥量进行测定。

(1)通过平台测试数据知E油田实际聚合物产出浓度约为80～100ppm，污水体积为1.3×10⁴m³/d；

(2)根据实施例1的步骤，得出清水剂加入浓度为330mg/L，油泥产出量为30～40m³/d，实际加入清水剂浓度为365mg/L，油泥产出量为25m³/d，如表1中所示，测定方法与实际情况吻合较好。

表1E油田油泥产生量

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各步骤等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。