一种凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟研究方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及化学驱油技术领域，尤其涉及一种凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟研宄方法。
【背景技术】
[0002]大庆油田从1996年开始进行聚合物驱工业化应用，目前主力油层己经进入聚合物驱开采阶段，取得明显增油降水效果。聚合物驱油是三次采油的主要技术方法，驱油机理清楚，工艺相对简单，技术日趋成熟，是一项有效的提高采收率技术措施。经过多年聚合物驱开采，部分区块己经进入聚合物驱后期，并相继转入后续水驱，按目前聚合物驱区块最终采收率60%考虑，还有近40%的储量资源没得到充分利用，因此提高聚合物驱后残余油的采收率尤为重要。
[0003]聚合物驱是一种提高采收率的方法，在宏观上，它主要靠增加驱替液粘度，降低驱替液和被驱替液的流度比，从而扩大波及体积；在微观上，聚合物由于其固有的粘弹性，在流动过程中产生对油膜或油滴的拉伸作用，增加了携带力，提高了微观洗油效率；聚合物驱油是目前比较成熟的提高采收率技术，但聚驱后仍有40%左右的原油不能开采出来。三元复合驱油提高采收率技术在大庆油田进行矿场试验与应用，提高采收率效果明显，在聚驱基础上再提高采收率10%左右，但是存在碱耗严重、乳化严重、结垢严重等问题，使该方法的应用受到一定程度的制约。
[0004]因此，如何有效驱出聚驱后油藏剩余油，进一步提高油田采收率成为亟待解决的问题。通过数值模拟方法，拟合试验区块凝胶与化学剂交替注入驱替过程；结合实际地质数据，利用Petrel软件建立试验区块的精细地质模型，地质模型网格精度为1mXlOm ;在地质模型的基础上，利用Eclipse软件对实际生产数据进行历史拟合，更好的校正地质模型和一些流体参数，并且达到了全区拟合精度90 %以上，单井拟合精度85%以上的效果，利用CMG软件进行聚驱后凝胶与化学剂交替注入驱油的数值模拟，提供了一种较好的、在聚合物驱后进一步采出剩余油、提高原油采收率的方法，为聚合物驱油田的开发提供一定的技术参考。
【发明内容】
[0005]鉴于上述的分析，本发明旨在提供一种凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟研宄方法，用以解决现有的实验区块含水率上升速度快、原油采收率低等技术问题。
[0006]本发明的目的主要是通过以下技术方案实现的:
[0007]一种凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟研宄方法，其特征在于，具体步骤如下:
[0008]步骤1、地质模型建立
[0009]1.1区块网格划分
[0010]利用Petrel软件，结合实际地质数据，建立试验区块的精细地质模型，并对地层属性进行插值计算，划分网格节点，地质模型网格精度为1mX 1m ；
[0011]1.2静态参数插值计算
[0012]孔隙度、渗透率、有效厚度和单层厚度均采用移动平均插值技术获得井间静态地层参数值；利用Eclipse软件内部具用的插值方法，根据所提供的油层油水界面深度和深度处的参考压力值，插值出每个网格的初始含水饱和度和初始地层压力；由于小层顶深不存在插值问题，依照小层库中实际静态数据，对顶部的地层深度直接进行插值计算，得到模型所需的顶深数据；
[0013]利用Petrel软件建立油藏属性模型；孔隙度和渗透率均根据实际静态数据插值获得，其中纵向渗透率约为平面渗透率的1% ;
[0014]1.3地层流体性质及高压物性参数
[0015]针对油田提供的相对渗透率曲线，首先将数据进行归一化处理，去除偏差较大的数据点，然后根据总体趋势和理论曲线形态添加必要的数据点，使曲线整体变化平滑；
[0016]步骤2、水驱阶段历史拟合
[0017]2.1水驱阶段采用Eclipse黑油模拟器E100，迪卡尔坐标系统，块中心网格，全隐式求解；整个模拟过程所涉及的相态为:油、水、气和溶解气，初始状态只有油、水两相，所述的油包含溶解气；在模型建立的基础上，通过对实际生产数据的历史拟合工作，更好的校正地质模型和一些流体参数；
[0018]2.2水驱历史拟合时间段为1965年?2009年，此阶段拟合了试验区的地质储量、累积产油量、综合含水率，并着重对试验区目的层的地质储量、累积产油量及单井动态参数等进行了拟合；对于产油、含水等关键性指标，全区拟合符合率达到90%以上，单井符合率在85%以上；
[0019]2.3地质储量拟合
[0020]在建立地质模型过程中，为了完善注采井网关系，准确反映实际地层动用状况，考虑了油水井关系，并通过调整有效厚度、孔隙度和原始含水饱和度，拟合地质储量和实际地质储量，计算相对误差；
[0021]2.4区块和单井开发指标拟合结果
[0022]试验区块和单井开发指标拟合程度较高，全区符合率达到90%以上，单井符合率在85%以上。
[0023]步骤3、模拟区块确定；
[0024]3.1、依据与室内实验做对比的原则，选取了试验区块中一块实际的地质模型；
[0025]3.2、由模拟区块的水驱历史拟合结果可知，到模拟结束时模拟区块的综合含水率为95.0%，采出程度为46.37%，水驱剩余油饱和度为53.63%。针对此模拟区块，首先，进行聚合物溶液驱油，所述的聚合物分子量为2500万，聚合物溶液浓度为1200mg/L，粘度为40?50mPa *s，拟定注入速度为0.2PV/a，油井定压生产，井底流压为6MPa，然后，进行凝胶(所述的凝胶为铬离子凝胶体系)与化学剂交替注入驱油数值模拟；
[0026]3.3、选用CMG油藏数值模拟软件进行凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟计算，首先做好Eclipse软件与CMG软件的数据对接，以便能在Eclipse软件模拟水驱的基础上，利用CMG软件进行下一步的聚驱和凝胶与化学剂驱的数值模拟运算；
[0027]步骤4、数值模拟预测方案设计。
[0028]根据对比分析凝胶与化学剂(所述的化学剂为聚合物、表面活性剂、聚表二元复合体系)交替注入驱油效果，优化凝胶和化学剂注入段塞的大小的具体要求，设计数值模拟预测方案。
[0029]在一个优选的技术方案中，聚驱后凝胶与化学剂(所述的化学剂为聚合物、表面活性剂、聚表二元复合体系)交替注入小段塞多轮次的驱油效果要略好于大段塞少轮次的驱油效果，驱油效果由好到差为:聚表二元 > 表面活性剂 > 聚合物。
[0030]在一个优选的技术方案中，利用Petrel软件，建立试验区块的精细地质模型，地质模型网格精度为1mX 10m，并对地层属性进行插值计算，划分的网格节点为109X50X72 = 392400个；在提供的油层油水界面深度和深度处的参考压力值基础上，利用Eclipse软件插值出每个网格的初始含水饱和度和初始地层压力，并得到模型所需的顶深数据；将相对渗透率曲线中的数据进行归一化处理，曲线整体变化平滑后，利用Eclipse软件对实际生产数据进行了历史拟合，全区拟合精度达到90%以上，单井拟合精度达到85%以上。
[0031]本发明有益效果如下:通过数值模拟方法，拟合试验区块凝胶与化学剂交替注入驱替过程，结合实际地质数据，利用Petrel软件建立试验区块的精细地质模型；通过静态参数差值计算得到了模型所需要的初始含水饱和度、初始地层压力和顶深等数据；在地质模型的基础上，利用Eclipse软件对实际生产数据进行历史拟合，利用CMG软件进行聚驱后凝胶与化学剂交替注入驱油的数值模拟，更好的校正地质模型和一些流体参数，并且达到了全区拟合精度90 %以上，单井拟合精度85 %以上的效果。
[0032]本发明的其他特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分的从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在所写的说明书、权利要求书、以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
【附图说明】
[0033]附图仅用于示出具体实施例的目的，而并不认为是对本发明的限制，在整个附图中，相同的参考符号表不相同的部件。
[0034]图1为试验区块三维精细属性模型；其中:图1(a)为试验区块孔隙度模型；图1(b)为试验区块X/Y方向渗透率模型；图1(c)为试验区块初始含水饱和度模型；
[0035]图2为试验区块油水和油气相对渗透率曲线；其中:图2(a)为试验区块油水相对渗透率曲线；图2(b)为试验区块油气相对渗透率曲线；
[0036]图3试验区块日产油量和含水率拟合曲线；其中图3 (a)为试验区块日产油拟合曲线；图3(b)为试验区块含水拟合曲线；
[0037]图4试验区块单井日产油量和含水率拟合曲线；其中图4(a)为A139井日产油拟合曲线；图4(b)为A139井含水拟合曲线；图4(c)为A241井日产油拟合曲线；图4(d)为A241井含水拟合曲线。
【具体实施方式】
[0038]下面结合附图来具体描述本发明的优选实施例，其中，附图构成本申请一部分，并与本发明的实施例一起用于阐释本发明的原理。
[0039]实施例一
[0040]步骤一、地质模型建立
[0041]1.1区块网格划分
[0042]利用Petrel软件，结合实际地质数据，建立试验区块的精细地质模型，地质模型网格精度为1mX 10m，并对地层属性进行插值计算，网格节点共划分为109X50X72 =392400 个。
[0043]1.2静态参数插值计算
[0044]孔隙度、渗透率、有效厚度和单层厚度均采用移动平均插值技术获得井间静态地层参数值。利用Eclipse软件内部具用的插值方法，根据所提供的油层油水界面深度和深度处的参考压力值，插值出每个网格的初始含水饱和度和初始地层压力。由于小层顶深不存在插值问题，可依照小层库中实际静态数据，对顶部的地层深度直接进行插值计算，得到模型所需的顶深数据。
[0045]利用Petrel软件建立油藏属性模型。孔隙度和渗透率均根据实际静态数据插值获得，其中纵向渗透率约为平面渗透率的1%。属性模型立体图见图1。
[0046]1.3地层流体性质及高压物性参数
[0047]针对油田提供的相对渗透率曲线，首先将数据进行归一化处理，去除偏差较大的数据点，然后根据总体趋势和理论曲线形态添加必要的数据点，使曲线整体变化平滑，既节省了计算时间，又提高了计算精度，避免因插值计算得到不合理的相对渗透率数据而导致错误的结果。试验区块油水和油气相对渗透率曲线如图2所示。
[0048]步骤2、水驱阶段历史拟合
[0049]2.1水驱阶段采用Eclipse黑油模拟器E100，迪卡尔坐标系统，块中心网格，全隐式求解。整个模拟过程所涉及的相态为:油、水、气和溶解气。初始状态只有油(含溶解气)、水两相。在模型建立的基础上，通过对实际生产数据的历史拟合工作，更好的校正地质模型和一些流体参数