文摘

主要采收率低,产量递减迅速需要强化采油方法的提案动员致密储层的剩余油资源,尤其是对亲油,润湿性改变注入化学剂如表面活性剂是一种很有前途的选择。discrete-fracture-network-based数学模型开发了考虑位移机制和复杂的物理化学现象的三次采油的润湿性改变,这完全隐式模型数值解的方法。模拟病例调查的生产性能和关键因素进行循环注入表面活性剂。循环注入可以显著提高亲油的生产严格水库、和最终采收率增加了10%。原因是表面活性剂可以改变储层的润湿性从油湿介质甚至水湿,触发自发的自吸和支持石油运动从一个矩阵骨折。更好的三次采油效果降低原油粘度,基质渗透率的增加,或减少裂缝间距。周期注表面活性剂适用于水库的滑油粘度小于7 mPa·年代,基质渗透率大于0.01医学博士或裂缝间距小于150米。良好的润湿性改变的方法通过维持毛细管压力,尽可能地降低残余油饱和度。

1。介绍

是不可行的紧水库实现经济生产的常规方法。一般来说,人工水力压裂和损耗进行恢复。然而,这种方法有缺点的快速生产下降和较低的可采储量,和最终采收率是通常只有5 ~ 15% (1- - - - - -3),它显示了采油潜力巨大。至于亲水水库,弹性能量在开发的早期阶段起着重要作用。骨折的压力下降的速度比一个矩阵,快和石油流从一个矩阵骨折。随着压差减小,毛细管压力逐渐变得相当由于超低紧储层的孔隙结构,和自吸逐渐主导着流体流动4,5),进一步提高了油和水之间的交换矩阵和矩阵的断裂和获得额外的采油。然而,这不是亲油油藏。毛细管压力在这种类型的储层作为阻力,这阻碍了进一步之间的质量交换矩阵和断裂,导致穷人石油动员矩阵(6- - - - - -9]。这就是动机的调查润湿性改变的采油方法。孟许等人,等人进行了研究注入化学剂如表面活性剂进入水库改变其润湿性从油湿中性甚至水湿,触发自吸,进一步动员剩余的石油在一个矩阵;也提高了石油产量和采收率,从而提供技术支持高效的发展严格水库(10,11]。

目前,相关的研究通常采用实验室实验方法(12- - - - - -15]。作为一种重要的补充和完善,提出了数值模拟方法在研究中进行采油研究致密储层的润湿性改变的方法。传统的数值模拟方法假定断裂的连续分布,通常也难以捕捉润湿性改变从石油湿水湿16- - - - - -19]。因此,充分考虑离散的断裂和不连续分布紧水库,化学剂注入的驱油机理,及其复杂渗流法,数学模型基于润湿性改变的采油和discrete-fracture网络对致密储层的开发。

2。通过润湿性变化数学模型,提高原油采收率

为了提出一个数学模型对采油(采油)致密油储层的润湿性改变,治疗复杂discrete-fracture网络和润湿性改变的描述是很重要的。的储层的孔隙系统由一个骨折和一个矩阵,特别是在骨折治疗。前提供的主要流体通道的特性大渗透率和孔隙度小,而后者提供了主要的石油存储空间小和大孔隙度渗透率的属性。双孔隙度的双重渗透率模型通常是用来描述流动过程中形成(20.,21]。相应的流动过程可以描述如下:断裂压力迅速下降随着开发的推移,而矩阵的压力下降相对缓慢,产生电位差和石油迁移矩阵的断裂,然后流入井筒通过达西流。然而,相信这个模型有一定的局限性。一般来说,骨折不是均匀分布在整个形成,但相对分散和集中在某些地区22,23]。这是传统的双孔隙度的描述方法双重渗透率模型,即。,each grid is made up of a fracture and a matrix at the same time, which has difficulty in accurately capturing the real pore system of a formation, and increases unnecessary computational cost on the other hand. So, on the basis of the results of reservoir description, it can be divided into a matrix or a fracture according to its physical properties, and both are exclusive and do not overlap in the space. Each grid is a matrix or a fracture, and there is no possibility that both exist at the same time, which is not the case for the conventional dual-porosity dual-permeability model. The discrete-fracture-network-based simulation method has a natural advantage in dealing with unstructured grids, which enables it to effectively describe the complicated outer boundary of a reservoir and the inner boundary between a fracture and a matrix; it is also numerically superior so that it can overcome the limitations of the dual-porosity model.

此外,当注入表面活性剂亲油紧水库,水库的润湿性改变从石油湿水湿是由于表面活性剂的吸附在岩石上,触发自吸的水从骨折到矩阵在毛细管压力,然后转移矩阵骨折(中石油14,15,19]。另一方面,注入表面活性剂可以大大减少油和水相之间的界面张力,提高毛细管数,以及显著降低残余油饱和度。都导致油和水相的相对渗透率曲线向右移动,并相应地毛细管压力变化的大小和方向。因此,润湿变更可以通过修改相对渗透率功能,塑造和改变程度取决于表面活性剂的浓度或吸附。控制方程包括质量守恒方程,电导率方程和润湿性变化方程。

2.1。质量守恒方程

至于采油的润湿性改变在致密油储层使用一种化学剂,四个组件,即水、石油、天然气、和化学试剂需要考虑。假设油和水之间的质量交换阶段被忽略,而化学剂的吸附到矩阵,气体溶解在油相,和源和汇条款被认为,他们的质量守恒方程如下:(1)水 (2)石油 (3)气体 (4)表面活性剂 在上述质量守恒方程, 是潜在的(Pa); 是网格之间的导电性(m3); 相对渗透率; 密度(公斤/米3); 粘度(mPa·s); 是一个源或水槽(公斤/ s); 孔隙度; 是时候(年代); 饱和; 气体溶解度(米3/ m3); 的吸附表面活性剂(公斤/公斤); 是一个表面活性剂的浓度(毫克/升); 是偏微分算子;下标w o,和g是水、石油和天然气的阶段,分别为; 表面活性剂组件;是一个注射器和生产商; 和 块数据;的上标是吸附状态。

2.2。电导率方程离散裂缝网络模型

至于discrete-fracture-network模型,它是非常重要的矩阵网格之间的电导率,计算矩阵和断裂之间的断裂之间的网格和网格。计算公式如下。

2.2.1。矩阵与矩阵网格导电率

在哪里 遗传性(米3); 是渗透率(mD); 是相邻网格的接触表面积(m2); 是网格的重心之间的距离和接触表面的中心(m); 接触表面的单位法向量; 是接触表面的中心的单位向量矩阵的重心;下标m表示矩阵。

2.2.2。Fracture-Fracture网格导电率

其中下标f表示骨折。

2.2.3。Matrix-Fracture网格传播性

事实上,因为裂缝渗透率比这大得多的矩阵,和它的大小远小于的矩阵,我们因此有 ,然后 。

2.3。润湿性变化方程

润湿性改变可以通过修改相对渗透率描述函数,和蚀变程度取决于表面活性剂的浓度在水中,其吸附量到矩阵。介绍了两套相对渗透率曲线:一个代表了原始储层润湿性状态对应于零表面活性剂浓度,和其他代表了极限状态时对应于最大表面活性剂浓度的润湿性是完全逆转。然后,相对渗透率曲线在某一表面活性剂浓度可以写成两个条件的加权平均。

油水相对渗透率和毛细管压力在一定浓度的表面活性剂可以表示如下: 在哪里 ,和 是重量的相对渗透率和毛细管压力体面矩阵时吸附一定量的表面活性剂; 毛细管压力(Pa); 是油和水相之间的界面张力在一定浓度的表面活性剂(N / m); 是界面张力在初始储层条件(N / m); 是界面张力在极限状态(N / m);标噢,ww表示原始润湿性和最终的润湿性当它是一个完整的转变。表面活性剂吸附的关系 和它的浓度 通常遵循朗谬尔曲线: 在哪里 和 朗缪尔吸附常数单位公斤/公斤和mg / L。

相对渗透率曲线和毛管压力可以被描述为以下指数方程: 在哪里 和 是油和水残余饱和度; 和 是油和水的相对渗透率端点; 和 是油和水相相对渗透率的指数; 毛细管压力端点; 的指数是油和水的相对渗透率。

因此,束缚水饱和度和残余油饱和度在某些表面活性剂浓度可以编写如下 在哪里 束缚水饱和度的重量数量或残油在一定浓度的表面活性剂在水中; 毛细管数; 梯度算子。

2.4。数值解

总之,强化采油的discrete-fracture-network-based数学模型提出了致密油储层润湿性变化,控制方程方程(1),方程(2),方程(3)和方程(4)。主要的未知包括水压力, ;水饱和, ;含油饱和度, ;和表面活性剂浓度, 。采用全隐式有限体积法数值计算的区别:

我们扩展方程(12),我们获得

牛顿迭代方法,充分利用隐式方法解决上面的控制方程,以及相应的数值求解。主要的未知(例如, , , ,和 )和机动性同时解决,然后转发到下一个时间步。此外,上游方案应用于确定流动性改善其计算稳定性。

2.5。模型验证

历史匹配自吸实验结果的亲油紧芯进行验证数学模型的准确性。饱和紧一个核心的长度、宽度和高度为3.4厘米,3.4厘米,7.6厘米是放置在表面活性剂溶液浓度为3000 mg / L,和石油复苏的核心是记录。采收率的关系获得的时间是和图所示1。核心矩阵渗透率的0.1 mD,孔隙度为0.12,原油粘度3.0 mPa·年代,和初始油和水饱和水平的0.68和0.32,分别。历史匹配参数,即。,characteristic parameters of relative permeability and capillary pressure, are shown in Table1。图1表明,仿真结果与实验数据有很好的协议,拟合系数超过90%,验证数学模型的准确性和可靠性提出了研究。


图1
历史匹配结果亲油紧的自吸实验的核心。
表1
相对渗透率曲线的特征参数。

3所示。提高原油采收率的致密储层的润湿性改变方法

在这项研究中提出的数学模型应用于调查采油的润湿性改变方法,周期注表面活性剂对亲油油藏。水平压裂情况进行仿真,基本参数包括裂缝间距150米,一个断裂的控制面积大小 ,0.1 mD的基质渗透率、孔隙度为0.12,100000 mD的裂缝渗透率,原油粘度为5.0 mPa·年代,最初的水和含油饱和度水平的0.23和0.77,和0.35的残余油饱和度;其最初的润湿性是油湿。周期注表面活性剂的方法是利用;首先耗尽了5个月,然后是转移与表面活性剂溶液注入3000 mg / L 2个月时间,10天的关井,最后,它被设置为7个月繁殖。7的程序重复周期。

3.1。分析循环表面活性剂采油的注入

蓝色和红色线条图2表明一个亲油的石油产量和采收率紧水库下常规损耗方法和周期注表面活性剂,“新”和“传统”在图2分别表示周期注表面活性剂和损耗的方法。至于损耗方法,产量衰减快,几乎没有大量生产后一年,和最终采收率仅为9.1%。然而,新周期注表面活性剂可以显著提高石油产量,延长有效生产时间,和最终采收率可达19.7%,高于10%的损耗复苏,而只有5.2更高的循环注水方法(没有表面活性剂)。毛细管压力的原因是原来的亲油状态防止骨折和矩阵之间的质量交换,但随着岩石润湿性的变化成水湿后添加表面活性剂,它转化成一种动力,然后导致自发的自吸,把水从骨折到矩阵,同时推动石油到断裂的矩阵,以便进一步提高原油采收率。


图2
亲油的生产曲线致密储层与常规损耗和新周期注表面活性剂的方法。
3.2。敏感性分析
3.2.1之上。原油粘度

图3显示了生产的水库不同原油粘度曲线循环注表面活性剂。随着原油粘度增加,流体流动能力下降和自吸强度矩阵和骨折减少,导致减少石油产量和最终采收率。这一发现表明,表面活性剂的性能需求的增加为亲油油藏原油粘度增加。最终采收率和石油粘度之间的关系如图4。油粘度有一个转折点:最终采收率降低石油粘度迅速增加低于7.0 mPa时·年代,虽然轻度降低,几乎线性当比这个大的。仿真结果表明,周期注表面活性剂的润湿性改变的方法是更有效的为致密储层原油粘度小于7 mPa·s。


图3
生产的水库不同原油粘度曲线循环注表面活性剂。

图4
最终恢复水库不同原油粘度的因素循环注表面活性剂。
3.2.2。基质渗透率

图5显示了不同基质渗透率储层的产量曲线周期注表面活性剂。随着渗透率的增加,自吸力量增加,采油速度增加,和最终采收率也增加。最终采收率和基质渗透率之间的关系如图6。有一个拐点的渗透率。最终采收率增加迅速随着渗透率的增加低于0.1时,医学博士,虽然轻度增加大于它。只有一点差异采收率与渗透率范围在0.1和1.0之间。仿真结果表明润湿性改变的方法通过循环注表面活性剂可以实现更好的三次采油储层基质渗透率大于0.01的结果。


图5
生产曲线循环储层基质渗透率不同的表面活性剂注入。

图6
最终复苏的因素与不同的基质渗透率储层周期注表面活性剂。
3.2.3。毛细管压力

润湿性改变的关键是提高原油采收率的致密储层表面活性剂注入。作为一个重要方面,毛细管压力改变评估通过修改最终的毛细管压力端点状态;然后,毛细管压力倍增设置为0.5,1.0,2.0,和4.0,和相应的毛细管压力是5,10,20和40 kPa,分别。图7显示了生产水库不同毛细管压力曲线周期注表面活性剂乘数。随着乘数增加,毛细管压力作为推动力和自吸力量增加,石油产量和最终采收率也增加。之间的关系最终采收率和毛细管压力乘数如图8。有一个拐点,即。,the final recovery factor increases rapidly as the multiplier increases when it is lower than 1.0, while it increases almost linearly when it is bigger. The simulation results show that the wettability alteration method by cyclic surfactant injection can achieve better EOR results for reservoirs with capillary pressure multipliers bigger than 1.0.


图7
生产水库不同毛细管压力曲线周期注表面活性剂乘数。

图8
水库的最终复苏因素与不同的毛细管压力周期注表面活性剂乘数。
3.2.4。降低残余油饱和度

润湿性改变是提高原油采收率的关键致密储层的表面活性剂注入。另一个重要方面,降低残余油饱和度是评价通过修改它的值在极限状态-15%,0%,15%,和30%,它被设置为0.447,0.380,0.330,和0.292,分别。图9显示了生产减少水库不同转速值的曲线循环注表面活性剂。随着减少增加,自吸力量增加,石油产量和最终采收率也增加。最终采收率和转速之间的关系如图10。有一个拐点,即。,the final recovery factor increases rapidly as reduction increases when it is lower than 0.0%, while it increases almost linearly when it is bigger. The simulation results show that the wettability alteration method by cyclic surfactant injection can achieve better EOR results for reservoirs with Sor reduction bigger than 0.0%.


图9
生产减少水库不同转速值的曲线循环注表面活性剂。

图10
最终复苏的因素减少水库不同转速值周期注表面活性剂。
3.2.5。裂缝间距

图11显示了水库的生产曲线周期注表面活性剂不同裂缝间距的距离。裂缝间距减少,自吸力量增加,采油的结果变得更好。最终采收率和裂缝间距之间的关系如图12。在裂缝间距存在一个拐点。最终采收率增加迅速断裂间距减少,低于150米,虽然减少大于它的时候温和。只有小差异采收率与断裂等间距150米和300米之间。仿真结果表明,周期注表面活性剂的润湿性改变的方法可以实现更好的油藏三次采油的结果与裂缝间距的距离小于150米。


图11
生产曲线的水库不同裂缝间距的距离循环注表面活性剂。

图12
最终恢复水库不同裂缝间距的距离的因素循环注表面活性剂。
3.2.6。周期注表面活性剂数量

每个周期的复苏因素和采收率增量与不同周期注表面活性剂数字图所示13。随着周期的增加,采收率增加缓慢,采收率增量减少。


图13
复苏的因素和采收率与不同的周期注表面活性剂数字增量。

4所示。结论

(1)discrete-fracture-network-based数学模型提出了三次采油的润湿性改变方法在致密储层注表面活性剂,不仅可以捕捉三次采油的机制和复杂的物理化学现象,还有效地、准确地描述裂缝网络。其数值解算器开发的全隐式方法,具有计算稳定和效率(2)周期注表面活性剂可以显著提高生产性能的亲油紧水库、和最终采收率增加了10%。注表面活性剂可以改变储层的润湿性从油湿介质或水湿,触发自吸和支持石油运动矩阵骨折和提高生产性能(3)周期注表面活性剂可以达到更好的三次采油效果降低原油粘度,基质渗透率的增加,或减少裂缝间距。时适用石油粘度小于7 mPa·年代,基质渗透率大于0.01医学博士或裂缝间距小于150米。良好的润湿性改变的方法通过维持毛细管压力,尽可能地降低残余油饱和度

数据可用性

所有的数据都包含在这张纸上。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突。

确认

作者感谢金融支持中国国家科技重大专项项目在13日五年计划(批准号2016 zx05025 - 003)和中国国家自然科学基金(批准号52074347)。