一种适用于海上油田大井距条件下的复合驱油方法

摘要

本发明公开了一种适用于海上油田大井距条件下的复合驱油方法，通过驱油实验做出毛管数和残余油饱和度关系曲线，确定毛管数的优化范围，并以此为依据优化驱油要素。在优化驱油要素过程中，根据海上油田的特点确定固定的井距和注液速度，利用油藏分析方法确定易发生驱动状况转化部位的地下渗流速度，再根据现场施工状况，给出地下工作粘度的参考范围，利用安全系数和效果系数对驱油体系的界面张力和地下工作粘度进行优化。最后在确定井距、注液速度的条件下、根据优化后的地下工作粘度和驱油体系的界面张力，进行复合驱采油。这种复合驱油方法可结合具体施工情况，将毛管数限定在优化范围内，以保证复合驱油方法的稳定性和相对高的提高采收率幅度。

主权项

1.一种适用于海上油田大井距条件下的复合驱油方法，其特征在于，按照下述步骤进行：第一，通过驱油实验做出毛管数和残余油饱和度关系曲线，确定毛管数的优化范围(1)根据采油现场的油层条件设计制作具有均质性的岩心进行驱油实验，所述岩心应具有足够的长度，以使毛管数有较宽的数值范围，岩心两端必须加设防止“端面效应”的装置；(2)设定驱油实验的参数，其中实验注液速度应以驱油现场油层的高渗透层位主流线上易发生驱动状况转化部位的渗流速度为基础数据，体系粘度以现场应用中地下最大工作粘度为基础数据，体系界面张力在1×10⁰-1×10^-4mN/m范围内变化；(3)采用如下算式计算驱油过程中驱替相渗流速度$V=\frac{Q}{A\times (1-S_{\mathrm{ro}})}$其中V为驱替相渗流速度；Q为实验注液速度，A为岩心截面的孔隙面积，S_ro为残余油饱和度；(4)采用如下算式计算驱油实验中的毛管数$N_c=\frac{\mathrm{V\mu }}{\sigma },$其中V为步骤(3)中计算的驱替相渗流速度，μ为实验选取的体系粘度，σ为实验选取的体系界面张力；(5)由驱油实验得到的毛管数和残余油饱和度关系曲线，确定极限毛管数N_ct2和N_ct1，毛管数实验曲线中对应于最小的毛管数，残余油饱和度取得相对较大值，随着毛管数值增大至极限毛管数N_cc，残余油饱和度呈基本不变趋势，毛管数由N_cc进一步增大，残余油饱和度逐渐降低，在极限毛管数N_ct2处残余油值达到一个相对较小数值S_ro，之后残余油值不再随毛管数增大而减小，这种情况持续到毛管数N_ct1，当毛管数由N_ct1继续增大时，出现残余油饱和度突然增大变化，由此确定毛管数的优化范围为N_ct2到N_ct1；第二，以毛管数优化范围为依据，优化驱油要素：(1)在固定井距和注液速度条件下，利用油藏分析方法确定易发生驱动状况转化部位的地下渗流速度，将此处的地下渗流速度设定为优化驱油要素时地下渗流速度的限定值；(2)根据现场施工状况，给出地下工作粘度的参考范围；(3)优化驱油体系的界面张力和地下工作粘度将地下渗流速度的限定值、从给出的参考范围内选出的地下工作粘度值和假设的体系界面张力值，代入下述“修正”后毛管数定义式计算毛管数N_c^*值：$N_c^{*}=\frac{v·\mu }{\sigma (1-S_{\mathrm{ro}})}$其中V为地下渗流速度，μ为地下工作粘度，σ为驱替相与被驱替相间的界面张力，S_ro为残余油饱和度；将毛管数N_c^*值代入计算安全系数和效果系数，其中“安全系数”$\beta =N_{\mathrm{ct}1}/N_c^{*}$和“效果系数”$\gamma =N_c^{*}/N_{\mathrm{ct}2};$调整地下工作粘度和体系界面张力，计算对应的毛管数N_c^*、安全系数β和效果系数γ，当β和γ的计算结果数值在2以上时，此时的地下工作粘度和体系界面张力为优化结果；第三，根据平台寿命的长短选定段塞体积，在确定井距、注液速度条件下，利用优化后的地下工作粘度和驱油体系的界面张力，进行复合驱采油。