文摘
ASP (alkali-surfactant-polymer)被公认为一个有效的技术来提高原油采收率。微观驱替效率和宏观波及效率在过去的几年里已经详细讨论。然而,开发性能,特别是压力特征,需要进一步研究。本文旨在探索进化性能在三元复合驱的压力,结果将揭示的三元复合驱的发展特征。研究三元复合驱压力场发展是由实验室和数值方法。实验室大型填砂模型与垂直非均匀层用于监控压力性能在三元复合驱。插值方法的帮助下,得到一个精确的和直观的压力场基于压力有限测量获得的数据点。结果表明,平均地层压力和它的位置在整个生产过程中所有的时间都在变化。此外,非均质性和粘度的影响复苏和压力也探测。我们建立了一个数值模拟模型与实验数据考虑三元复合驱油的物理和化学变化。 Also, response surface methodology (RSM) is adopted to obtain the formula between pressure functions and influencing factors.
1。介绍
经过一段长时间的自然损耗和注水,仍有相当大比例的原油中未开发的水库,特别是对于异构水库,留下约50%∼67%原始地质储量(1]。因此,如何提高原油采收率(采油)的关键是开发剩余的石油储层,增加石油产量。化学驱技术有可能发挥重要作用在打开后剩余油气资源的自然损耗和注水阶段在成熟的水库(2- - - - - -4]。现在,大量的物理和化学反应流体和岩石之间的出口在水库(3,5- - - - - -8),仍有许多问题在化学驱的过程中。许多研究者研究了盐度的影响(9),脱水(10],剪切应力[11)等生产和发展了许多新的化学药剂。赵et al。9)开发了一种新的antisalt聚合物由生产准备水和被成功地应用于低渗透性储层。他们发现这个新的聚合物表现HPAM的粘度、稳定性、耐药因子,和岩心驱替实验。赵et al。10)还研究了成分和盐水浓度对凝胶的影响compression-induced脱水。结果表明,损害发生在凝胶压缩后由于一些显微骨折。
Alkali-surfactant-polymer (ASP)洪水、有前途的化学三次采油技术,极大地吸引了关注近年来(12- - - - - -14]。例如,三元复合驱油试验在大庆油田进行证实,大约20%额外的OOIP恢复(15]。三元复合驱油机理包括个体的每个组件及其合作机制。聚合物负责改善流度比,提高扫描效率,同时减少粘性指法问题和创建一个平滑的洪水前的储层(16]。聚合物的另一个机制是有一个大的法向应力对残余油滴和石油电影由于其高粘度。因此,残余油饱和度降低;换句话说,微观驱替效率会增加(17]。此外,对于异构水库、聚合物中扮演一个重要的角色在概要文件控制和增加了纵向波及系数。表面活性剂的机制是低界面张力(IFT)的效果。注水变得无效的石油被困在毛细管力作用下的小孔隙,;因此,出现残余油。和特征的指标是否残油可以被定义为毛细管流动(Nc)。毛细管数越大,越容易残油流动。注水阶段后,毛细管数据估计约为10−7(18]。提高毛细管数到10−5需要产生额外的油注水后(19,20.]。几乎和ASP的表面活性剂可以增加1000倍的毛细管数通过其低界面张力效应,从而释放残余油。此外,表面活性剂的乳化会妨碍沿着主要的简化和提高扫描效率的突破(21]。亲油储层,表面活性剂可以改变岩石表面的润湿性水润湿,这有利于微观驱油效率。碱与天然有机酸反应(环烷酸组)出现在原油中,形成一个原位表面活性剂(不同于注入表面活性剂)在油水界面,降低了界面张力(IFT) [22]。和碱还具有乳化和润湿交替作用。
ASP的协同效应可以总结如下:(1)之间存在竞争吸附的聚合物和表面活性剂;因此,聚合物的加入可以降低表面活性剂的吸附在岩石表面(23]。(2)碱也降低了表面活性剂吸附,使表面活性剂工作得更有效率,降低成本。(3)聚合物有助于稳定乳剂由于表面活性剂的乳化和碱,这有助于提高波及效率。(4)之间有协同效应soap(从之间的反应生成碱和有机酸)和注入表面活性剂。和混合系统具有更强的界面张力降低,乳化效果。(5)聚合物可以用Ca的反应2 +和毫克2 +为了防止表面活性剂成为低活性的钙和镁盐。(6)据报道,减少水的生产不仅是相关的增加驱替液的粘度,但也与乳化和缩放后注入ASP蛞蝓(24]。(7)分子链的聚合物与表面活性剂的非极性部分结合形成协会盐条件下。此外,表面活性剂和聚合物之间的相互作用改变聚合物分子链聚合和延伸的配置,从而提高驱替液的粘度21]。
虽然三元复合驱油已经被证明是一种有效的方法提高原油采收率和卓有成效在实际油田(25- - - - - -27末),由于这种技术的诞生,其强化开采机理和特点,特别是压力场的演变,仍有待探讨。物理实验(27- - - - - -29日和数值模拟30.- - - - - -34近年来关于ASP进行。李等人。35]研究了单个组件的ASP系统的性能和效果。王等人。36)建立ASP系统的损失规律,他们还发现,地层损害可在三元复合驱采油中。Delshad et al。31日)开发了一种简化的ASP数值模型考虑了大量的反应,和几个ASP飞行员成功地模仿。然而,随着三元复合驱的有效性的一个重要指标,压力在过去很少关注。所以,如何压力在三元复合驱不同阶段发展吗?之间的区别是什么压力near-well区和在深水库吗?如何引导实际油田三元复合驱的注入过程根据压力场的演化特征?这些问题将成为本文的研究内容。
在这项研究中,一个大型的填砂异构模型用于研究开发性能和压力三元复合驱不同阶段的特征。复苏和压力动态记录。平均压力面前,入口之间的距离和平均压力方面,并提出了面积比描述压力演化过程。此外,不同实验条件下(不同粘度和异构性问题)提供讨论异构水库ASP驱的适应性。最后,实验得到的压力场的演化特征和数值方法获得响应表达式之间的压力和注入参数,帮助工程师设计更好的项目计划在一个面向提取残油。
2。材料和方法
三元复合驱物理模拟对压力场的发展在这一节中进行的。大量异构实验室三层模型是用来监测在三元复合驱不同阶段的压力场。它可以为数值模拟提供参考和基本。
2.1。实验室模型
在这个实验中使用的实验室模型是一个60厘米×60厘米×4.5厘米填砂模型与高/中/低渗透性层从上到下,以代表不同种类的形成。这是配备有限的测量分获得压力数据反映实际压力通过插值方法。
局限于实验室的规模模型,测量点数的数量是有限的,过度的测量分也带来了复杂的数据采集程序。因此,如何实现最精确的减少通过测量分,同时尽可能地简化实验过程是我们的首要任务。有很多测量点配置,如满阵,Semimatrix,双向轴,和满+单向轴,如图1。
(一)
(b)
(c)
(d)
优化压力监控系统,减少速率和饱和率定义。降低率被定义为 在哪里n是有效的计量点的数量(错误小于5%)和N计量点的总数。注水压力场被插值可用压力测量数据点。通过对比插值结果和数值模拟结果,还原速度可以计算自然。
含油饱和度的影响过程是实验成功的关键依据。在数值模拟基础上,最优饱和模式(注入注入和生产秩序和关系)和相应的饱和率在不同压力测量模式得到点安排,引导饱和过程的实验。
饱和率被定义为 在哪里平均含水饱和度和吗残余水饱和度。
饱和优化流程如图2。不同饱和度的订单是为了通过数值模拟计算饱和率。
计量点的优化过程检测(包括数量、配置和饱和过程)如图3。因此,端双向轴模式实现最大的减速率和将作为我们实验室的压力测量候选人配置模型,如图1 (d)。
(一)
(b)
插值方法对减少压力场的结果是至关重要的。大量的插值方法可用(例如,“逆距离权力,”“克里格,”和“最小曲率”)来完成我们的目标,而他们之间有轻微的区别我们的测量配置。图4显示了插值法的优化过程。我们可以看到,克里格方法拥有最高的精度,为未来的研究将采用。
总之,最后的实验室模型如图5。
(一)
(b)
为了探索异质性对压力场的影响改进,模型3种异质性和2种流动性设计。表1列出每个模型的渗透率和注入粘度。
2.2。实验材料
2.2.1。ASP
(1)碱。降低氢氧化钠/ Na的苛性消费2SiO3碳酸钠(Na2有限公司3)被选为洪水中的碱剂(5,6]。活性碱含量是99.5%。
(2)表面活性剂。由于相对较低的砂岩上吸附,采用XPS阴离子磺酸盐表面活性剂的化学制剂。活跃的表面活性剂含量是38.8%。
(3)聚合物。我们使用的典型合成聚合物部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)(大庆炼油化工公司,中国),这是一种水溶性聚电解质与负电荷。固体含量超过90%时,水解度小于6%,分子量范围从600万到1000万。
2.2.2。石油
实验中使用的石油样品我们是煤油和原油的混合。粘度是10 MPa·s 45°C(表2)。
2.2.3。地层水
地层水的矿化度样本4456 mg / L,和公式如表所示1。
2.3。实验设备
整个位移装置包括数据采集系统、恒磁通泵,真空系统,孵化器,物理模型,油/水计量系统和反压力系统(图6)。实验的温度是45°C。
2.4。实验程序
整个实验分为五个步骤:密封检验;含水饱和度;含油饱和度;注水;(图和ASP的洪水7)。
(一)
(b)
(c)
由于许多度量点,密封的实验室模型是实验成功的关键因素。作为显示在图7(一),我们使用泡沫塑料阀门和修复泄漏检测用胶水。
特别是在三元复合驱阶段,每个阶段的蛞蝓的解决方案是表所示3。每段塞后的解决方案是,增加了中间容器和连接管道。注入率为1毫升/分钟,每30分钟取样测量石油生产、含水、水相粘度。
3所示。结果与讨论
3.1。开发性能
开发性能如图8(以模型1为例)。在初选中注水阶段,石油削减100%,石油复苏迅速增加。约为0.25 d的注水,水边达到模型的出口和含水急剧上升。和复苏稳步攀升到39.5%,直到注水结束。然后,三元复合驱油包含前置液、主要辅助,postprotection阶段开始了。最低含水率(67.1%)发生在主要蛞蝓阶段的结束。结束以来主要鼻涕虫阶段,ASP的协同效应下降,含水逐渐增加的保留大量的化学剂毛孔(特别是在入口附近)。出口附近的压力保持高水平。最后,后续注水补充蛞蝓位移能量。生产液体的粘度开始显著下降,回到最初的水平。 All pressures also began to decrease, and when the water cut rose steadily to 98%, the entire development ended.
粘度的流体产生如图9。注水和主段塞过程的早期阶段,产出液的粘度保持不变2.5 MPa·s,它表明,只有水模型的流出。在主段塞的最后阶段,ASP系统达到模型的出口,和污水粘度增加到超过10 MPa·s。粘度和后续注水时,返回到初始水平。与此同时,观察流体产生的剪切稀化现象。
3.2。含水
含水曲线如图10。我们可以得出结论,最低含水率较小,其出现时间后来注入粘度较高的条件下。含水早些时候开始减少,而是一个小程度的模型,并有很强的异质性。值得注意的是,在同一粘度、含水曲线波动的200:600:1000模型更严重的比其他两个模型,证明了该模型的非均质性强是不稳定,容易发生局部突破的现象。
(一)
(b)
3.3。采油
在相同的条件下,非均质性越强,越层间渗透率差异和矛盾越低采油注水阶段(图11)。在三元复合驱阶段,该模型与弱非均质性可以更好地恢复石油中间和低渗透性层。相同模型的异构性,更大的增强复苏与更高的注入流体的粘度。由于高粘度/浓度、注入流体可以降低流度比,提高剖面(特别是高和中等渗透率层)更有效。在模型中,这种现象更为显著,并有很强的异质性。
(一)
(b)
3.4。液体生产指数每米
液体生产指数油井的生产能力的一项指标。预测液体的生产指数在不同含水条件下生产评估的主要依据。在三元复合驱阶段,液体生产指数每米(图显示下降趋势12),这是归因于ASP系统的高粘度。由于宏观波及效率和微观驱替效率的增加,液体生产指数在一定程度上恢复主段塞阶段。
(一)
(b)
液体的粘度,下级生产指数每米异质性较强,这是明显的前置液阶段。同时,液体增产主要蛞蝓阶段并不明显。辅助蛞蝓阶段后,粘度和异质性对液体生产指数影响很小。
3.5。压力场的发展
3.5.1。一维的减少
作为显示在图13入口,左下角,右上角是出口,和对角线构成主要的简化。在一维减少压力场的发展,我们选择主要流线作为我们的研究目标。
沿着主要的压差简化分为四个部分(图14)。在注水阶段,所有4压力差异小,最后趋于稳定。然后入口附近的压力急剧上升的前置液聚合物注入模型。压力波逐渐向前传播主要沿流线,在中间和压力也开始攀升。观察到中间部分的压力上升,表明前面的聚合物溶液迁移。在后期阶段的主要蛞蝓,注入聚合物前往附近的出口,导致最后两个压力差(ΔP3和ΔP4上涨反过来但振幅是削弱。当注入postprotection蛞蝓,逆转4压力差异的价值。
3.5.2。二维减少
插值法在测量过程中收集的数据点重建二维压力场的目的。图(15日)显示了二维压力场不同的异构性问题。从前置液辅助料阶段,压力模型②低于模型①但后期保持更高级别(postprotection和后续水驱阶段)。有一个明显的突破主要流线模型②。模型①的压力趋势主要是上升然后下降,而后期的压力模型②波动阶段。
(一)
(b)
图15 (b)不同粘度的二维压力场。在更大程度上增加压力和压力梯度是高度粘性系统的更加明显。②为模型,由于位移强度低,三层之间的差异相对较小,移动速度是相似的。①模型有更好的恢复在高和中等渗透率层(主要是渗透率层),和模型②具有更好的复苏中、低渗透性层(主要是低渗透率层)。
平均地层压力是一个重要的指标,油藏能量,它可以通过插值获得减少二维的数据。这是一个急剧rising-falling-rising fluctuation-falling过程在我们的实验(图16)。前置液段塞的压力上升很大但贡献平均地层压力。模型的平均压力与弱异质性较低,但其压力增加规模在三元复合驱阶段比其他更大的模型。和压强和压力增加规模在一个更高的水平更高的粘度条件下。
通过上面的计算和分析,相应的生产动态和压力场之间的关系在图中进行了描述17。
为了比较不同异构下每一层的压力条件下,我们做了减法中等或低渗透性压力之间的层和高渗透率层(图18)。由于电阻,中间的平均地层压力和低渗透性层大于高导磁率的层。在注水阶段,非均质性强的模型有一个巨大的压力差和低渗透性层,而在三元复合驱阶段,中、低渗透性层均匀模型拥有一个伟大的压力差。弱非均质性的模型代表了更频繁波动的压力差异,表明层间流动转向更敏感和频繁。
(一)
(b)
基于上面的二维压力场中,我们可以找出平均压力面前特征(图(19日))。平均压力面前图反映了不同层的总体压力水平。我们可以看到压力面前变得光滑三元复合驱后期,表明提高了流量剖面。模型②(弱异质性)表现的更好在随后根据其平滑注水压力。特别是,至于低渗透性层,配置文件的改进模型比模型①②表现得更好。
(一)
(b)
图19 (b)平均压力面前不同的粘度。归因于低粘度,有一个明显的面前突破现象模型①前置液和后续水驱阶段。高渗层的注入剖面修改模型①是有效归因于稳定影响压力高粘度注入剂的前面。和低粘度剂容易进入低渗透性层,提高了开发效果。
在这里,我们定义l是入口之间的距离和平均压力主要流线和前面吗d是进口和模型中心的点之间的距离(图20.)。在这个实验中,d= 39.6厘米。
和l与注入体积(PV)不同粘度曲线如图21。图中显示,在不同粘度的条件下,l最初拒绝和玫瑰。l接近d并演示了一个更稳定的压力面前。和最稳定的压力面前发生在主段塞的阶段。在低粘度,运动幅度的压力降低,下降时间推迟了。也得出结论,低粘度代理中间几乎没有影响渗透率层但有一个很大的影响在高和低渗透性层。
(一)
(b)
(c)
为了使深在压力面前进步,我们定义的面积比平均压力面前 在哪里年代1压力面前,包围的面积吗年代2其余的面积是压力场的一部分,如图22。压力场会更均匀年代更接近于1,在这种情况下,开发性能更好。
在不同的异质性条件下,年代最初的下降和上升后(图23)。在前置液阶段,入口附近的压力急剧增加,导致压力面前的撤退,所以年代的价值开始下降。和压力场可能在主要和辅助阶段更加统一年代< 1±0.5。在后续水驱阶段,年代回到一个相对较高的水平。
(一)
(b)
(c)
与其他层相比,中间渗透率层的面积比下降更明显,揭示了最好的姿态控制。相对同质的模型的面积比小于其他模型,表明发展的压力面前首选更稳定,确保性能更好的发展。
总之,对于强均匀形成、含水曲线进行了宽,浅,和更多的起伏的漏斗,可怜的生产能力。另外,注水和三元复合驱油复苏要低得多。相反,均匀形成薄弱、进气压力和平均压力增加的规模ASP阶段飙升到更大的程度上,在这种情况下,实现良好发展的影响低收入和中等渗透率和不同渗透率层之间的矛盾。注入剂的粘度也差了三元复合驱的效果。高粘度剂注入水库时,含水率会大幅下降之后,和ASP的洪水将更为有效。低渗透性层是有吸引力的低粘度剂;因此,它的发展状态是确保自然增强。和高粘度剂有利于控制,打开没有储备。
3.6。数值模拟方法
考虑到生产数据和化学性质从实验室测试,建立了数值模型都基于物理模型的数据获取。历史匹配后,数值模拟模型被用来进一步研究三元复合驱的开发过程。
3.6.1。三元复合驱数值模拟模型
目前,大多数机制可以通过商业油藏模拟器的特点,但仍有一些地方不能合理描述。在本节中,考虑到在三元复合驱物理和化学过程,我们建立了数值模拟模型的基础上发生水库模拟器。被认为是在模型中包含的因素如下:
(1)吸附。由于岩石的表面体积比越高,吸附现象会发生在三元复合驱。表面活性剂的吸附导致发育迟缓传输(37]。和低渗透性岩石吸附较高,因为它有较小的颗粒大小,因此,它有一个更大的比表面积38]。我们更喜欢低吸附ASP代理将进一步工作。
吸附的特点是输入一系列等温吸附曲线,这是表示为朗缪尔方程: 在哪里c我组件的液体和吗一个和B是常数与温度有关。它是指出最大吸附 。
(2)减少孔隙度和渗透率。聚合物通过多孔介质时,由于化学或机械吸附保留将减少孔隙体积,从而降低地层的渗透率。它可以表现为以下公式: 在哪里k是形成的初始磁导率;Rk吸附的功能和残余阻力系数,定义的是哪一个 广告在哪里的累积吸附聚合物单位体积岩石,ADMAXT是最大的广告,和RRF残余阻力系数,可以通过实验确定。
(3)粘度。在没有发生恒星,我们使用非线性混合方法计算液体混合粘度: 在哪里μα是混合粘度,μαi粘度的组件吗我,fαi的重量是我th非关键组件在水或油相,和f(fαi)的重量我水或油相中的关键组件。
此外,由于ASP系统是一种非牛顿流体,其流变学不可避免地影响其粘度。剪切速度和达西速度之间的关系被称为(7] 在哪里k腹肌和Φ绝对渗透率和孔隙度,ul,krl,年代l达西速度、相对渗透率、分别和饱和的阶段。
此外,地层水的矿化度,乳化,退化也在数值模型中考虑。聚合物,如HPAM、地层水的盐度很敏感。由于存在乳化,乳化,形成具有较高的表观粘度会形成,从而提高ASP剂的粘度。聚合物的降解导致粘度较低的ASP代理。所有上述因素集成到非线性混合方法。
(4)不可进入的孔隙体积。高分子聚合物流经多孔介质,它可能是局限于小的喉咙。和那些不接触流动的毛孔大分子聚合物被称为不可进入的孔隙体积(IPV) [8]。这也验证了实验(25]。所以,ASP代理的有效孔隙度被定义为 在哪里是初始孔隙度。
(5)界面张力。由于表面活性剂的加入和碱,显著降低界面张力,导致毛细管数的增加(数控)和残余油饱和度下降(年代或)。表面活性剂的协同效应和碱是通过输入界面张力特征在不同浓度。
(6)相对渗透率曲线。相对渗透率曲线会改变在三元复合驱。没有发生恒星通过插值方法(图可以解决这个问题24)。
(一)
(b)
(c)
一个实验室规模60厘米×60厘米×4.5厘米(图建立了模型25)。所有的参数都是相同的实验。
历史匹配结果如图26和27。拟合程度的含水率为92%,原油采收率为90%。
图28通过数值模拟显示了含油饱和度计算。在注水阶段,有明显的水沿主流线掘进。开发效果增加随着渗透率的增加,和层之间的差异是显著的。在三元复合驱,位移影响双方的主流线明显改善。全面和驱替效率也不断改善,和之间的区别层被削弱。
3.7。三元复合驱压力场的演变特征
三元复合驱压力场的演化特征将研究通过响应面方法(RSM),包括异构性、流动性比率,注射速率和地层渗透率。与这些影响因素的值列在表中4。
共有29个实验小组终于根据RSM设计要求(表生成的5)。把这些数据代入数值模拟模型,我们可以获得开发性能和数据,以供将来使用。
我们选择了以下几点,见图29日在RSM作为我们的目标函数:(1)P1:前置液段塞阶段结束时的压力(2)P马克斯:主段塞的最大压力的阶段(3)P2:主段塞结束时的压力(4)P3:辅助蛞蝓结束时的压力(5)P4:postprotection蛞蝓阶段结束时的压力(6)(P马克斯−Pwf)/ (P0−Pwf):增加压力的大小,在哪里Pwf井底压力和吗P0是注水结束时的压力。(7)光伏马克斯注:当体积P马克斯发生
然后,RSM进行探索影响因素之间的定量关系和我们的目标函数。响应面结果如图30.(带(P马克斯−Pwf)/ (P0−Pwf)作为一个例子)。响应面分析,我们可以得到的结论是,一个更大的增加压力的大小对应于一个更大的平均渗透率,注射速率更快,更高的粘度。用变异系数的增加,增加的压力下降为主,其次是上升。和影响水平排序注射速率>平均渗透率变异系数>粘度>。
因此,响应的表达增加压力的大小是: 和其他目标函数出现在同样的方式。
(一)
(b)
4所示。结论
以下的结论可以从实验和数值结果:(1)压力场被证明是一个有效的三元复合驱的开发性能指标。压力在主段塞阶段急剧增加辅助蛞蝓,开始下降阶段。前置液段塞阶段的贡献平均地层压力。(2)低渗透性层是有利于低粘度注入流体的入口,从而提高其开发效果。高粘度流体倾向于提高流量剖面。(3)较强的非均质性导致低渗透性之间的矛盾更加突出复苏和概要文件的改进。Single-viscosity蛞蝓很难满足这一矛盾。(4)响应面方法用于确定压力场和发展参数之间的关系。
数据可用性
使用的数据来支持本研究的发现可以从相应的作者。
的利益冲突
作者宣称没有利益冲突。
确认
这项研究受到了美国国家科学和技术重大项目(批准号2016年zx05011 - 002 - 002)。作者也意识到石油资源的国家重点实验室和勘探,中国石油大学,北京,许可发布。