張志英,姜漢橋

(1.中國石油大學(xué)石油天然氣工程學(xué)院,北京 102249;2.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266555)

聚合物溶液注入附加阻力對驅(qū)油效果的影響

張志英1,2,姜漢橋1

(1.中國石油大學(xué)石油天然氣工程學(xué)院,北京 102249;2.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266555)

利用試驗(yàn)方法對 HPAM溶液在不同滲透率巖心上的注入能力進(jìn)行研究,基于試驗(yàn)結(jié)果建立聚合物驅(qū)附加阻力與巖心滲透率的相關(guān)關(guān)系,并在此基礎(chǔ)上建立考慮聚合物注入附加阻力效應(yīng)的油藏數(shù)值模擬模型。模擬結(jié)果表明:低滲巖心中注入聚合物時穩(wěn)定注入壓力增大,即確實(shí)存在附加阻力效應(yīng);聚合物注入附加阻力對聚合物驅(qū)效果預(yù)測有較大影響,考慮聚合物注入附加阻力,聚合物起效時間早、含水率下降幅度減小、聚合物有效期變長。

聚合物驅(qū);附加阻力;數(shù)值模擬;提高采收率

聚合物驅(qū)是一種技術(shù)及經(jīng)濟(jì)上非常成功的三次采油方法,在國內(nèi)外得到了廣泛應(yīng)用。中國部分大中型油田先后開展了聚合物驅(qū)油,并取得了很好的開發(fā)效果[1]。對聚合物驅(qū)效果進(jìn)行準(zhǔn)確預(yù)測,是聚合物驅(qū)可行性論證必不可少的基礎(chǔ)工作。數(shù)值模擬是一種很重要的聚合物驅(qū)效果預(yù)測方法[2-7]?，F(xiàn)有的聚合物驅(qū)數(shù)值模擬軟件在進(jìn)行聚合物驅(qū)模擬計算時,并沒有考慮聚合物注入附加阻力對驅(qū)油效果的影響[8-12]。室內(nèi)試驗(yàn)表明,聚合物相對分子質(zhì)量與地層滲透率之間存在一定的匹配關(guān)系。注聚過程中由于存在附加阻力,聚合物不能有效進(jìn)入某些低滲地層[13-14]。忽略聚合物注入過程中的附加阻力必然對驅(qū)油效果預(yù)測產(chǎn)生影響。筆者應(yīng)用試驗(yàn)方法對HPAM溶液注入附加阻力進(jìn)行研究,并根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果建立考慮聚合物溶液附加阻力的油藏數(shù)值模擬模型。

1 聚合物注入附加阻力試驗(yàn)

利用巖心驅(qū)替裝置模擬瓦 6塊油層條件,采用人造巖心,研究相對分子質(zhì)量為 1.8×107、質(zhì)量濃度為 1.5 g/L的 HPAM溶液在不同滲透率巖心上的注入能力,并應(yīng)用達(dá)西公式計算了相應(yīng)條件下的驅(qū)動壓差,結(jié)果見圖 1。

由試驗(yàn)結(jié)果可知,在高滲巖心中,HPAM溶液的流動近似符合達(dá)西定律,而在滲透率較低的巖心中,聚合物注入受到限制,穩(wěn)定注入壓力增大。因此,當(dāng)巖心滲透率較低時,聚合物要進(jìn)入巖心孔道須克服一個附加阻力,此附加阻力與巖心滲透率和聚合物類型相關(guān)。附加壓差與巖心滲透率的關(guān)系可用指數(shù)方程表示為

式中,y為計算壓差與實(shí)測壓差的差值,即附加壓差,MPa;k為巖心滲透率,μm2;a和 b為常數(shù),與聚合物類型有關(guān),這里 a=126,b=6.47。

圖 1 HPAM溶液在不同滲透率巖心上的穩(wěn)定注入壓差Fig.1 Stable injection pressure drop of HPAM on cores with different permeability

2 考慮聚合物溶液附加阻力的數(shù)學(xué)模型的建立

考慮聚合物驅(qū)的主要物理化學(xué)機(jī)制,如聚合物的黏度、吸附、剪切、滲透率下降、不可及孔隙體積等建立三維、油水兩相、三組分 (油、水、聚合物)聚合物驅(qū)數(shù)學(xué)模型。在井處理模型中加入附加壓差,以考察聚合物的注入能力。

油相:

水相:

聚合物:

聚合物溶液黏度:

剪切特征:

吸附:

滲透率降低系數(shù):

式中,Kro和 Krw分別為油、水相相對滲透率;μo和μw分別為油和水的黏度,mPa·s;Bo和Bw為油和水的體積系數(shù);po和 pw分別為油、水相的壓力,kPa;qo, qw,qp分別為油、水及聚合物的注入采出量,cm3/s; ρo和ρw分別為油、水相的密度,kg/m3;D為海拔高度,m;So和 Sw分別為油、水相的飽和度;φ為孔隙度;Cp為聚合物質(zhì)量濃度,mg/L;Cpads和 Cpadmax為聚合物吸附量及其最大值;Rk和 Rkmax為滲透率下降系數(shù)及其最大值;μp0聚合物的零剪切黏度,mPa·s; μ∞為無限大剪切速率下聚合物黏度,mPa·s;φp為聚合物的可入孔隙度;ap1,ap2,ap3,a1,b1,ak,bk,ck及 sp為由試驗(yàn)確定的常數(shù);Csep為水相中有效含鹽量,mg/L;γ為剪切速率,s-1。

聚合物物化參數(shù)可以以方程形式輸入,也可以以數(shù)據(jù)表的形式給出。

在油藏數(shù)值模擬中,通常井的處理方法是應(yīng)用達(dá)西公式建立流量與壓差的關(guān)系,計算公式為

在聚合物注入過程中,聚合物若要進(jìn)入低滲地層,需要克服附加阻力?？紤]了聚合物注入附加阻力之后井的流量公式修正為

利用有限差分方法,采用隱式壓力顯式飽和度技術(shù)求解上述方程。

3 計算實(shí)例

以江蘇油田瓦 6斷塊為基礎(chǔ),建立典型模型,應(yīng)用該模型對水驅(qū)及聚合物驅(qū)效果進(jìn)行預(yù)測,對比研究考慮聚合物注入附加阻力后對聚合物驅(qū)效果預(yù)測的影響。地質(zhì)模型參數(shù)見表 1,聚合物主要物性參數(shù)見表 2。模型中地面原油黏度為 35.52 mPa·s,地下原油黏度為 10.16 mPa·s,原油體積系數(shù)為1.086,地面原油密度為 0.891 g/cm3,地層水黏度為0.306 mPa·s。

表1 地質(zhì)參數(shù)Table 1 Geologic parameters

表 2 聚合物主要物性參數(shù)Table 2 Physical properties of HPAM solution

模型中采用一注一采系統(tǒng),注采井距 280 m。水驅(qū)至含水率 90%,注入 0.2Vp(Vp為孔隙體積) 1.5 g/L的 HPAM溶液,繼續(xù)水驅(qū)至含水率 98%結(jié)束。

圖 2為水驅(qū)及聚合物驅(qū)過程中含水率、采出程度以及日產(chǎn)油量隨時間的變化曲線。注入水中加入高分子聚合物可以增大水的黏度,降低水相滲透率,從而降低水的流度,改善水油流度比,使水驅(qū)波及系數(shù)增大,提高原油采收率。

由于聚合物相對分子質(zhì)量與地層滲透率存在一定的匹配關(guān)系,聚合物不能有效進(jìn)入滲透率較低的層位?？紤]聚合物注入附加阻力后各小層聚合物吸入量見表3。

由計算結(jié)果可以看出,聚合物注入附加阻力對聚合物驅(qū)油過程有較大影響。由于各層滲透率不同,考慮聚合物注入附加阻力后,聚合物吸入量發(fā)生變化。滲透率高的地層聚合物吸入量增大,而滲透率較小的地層聚合物吸入量變小,當(dāng)滲透率小到一定程度,則聚合物不能有效進(jìn)入地層。聚合物有效進(jìn)入水驅(qū)程度較高的地層,起到了調(diào)整吸水剖面的作用,因此與不考慮聚合物注入附加阻力相比,油井含水率下降快,有效期延長?？紤]聚合物注入附加阻力后聚合物驅(qū)有效期延長 150 d左右,但含水率下降幅度相對較小(最低含水率比不考慮聚合物注入附加阻力高出 8.5%),而最終采收率變化不大。

圖 2 水驅(qū)及聚合物驅(qū)含水率、采出程度和日產(chǎn)油量隨時間的變化Fig.2 Variation of water cut,recovery factor and da ily oil production rate with ti me for water and polymer floodi ng

表 3 各小層聚合物吸入量Table 3 Polymer injection volume in different layers

4 結(jié) 論

(1)巖心滲透率不同,聚合物穩(wěn)定注入壓力不同,聚合物在注入低滲巖心時存在附加阻力,會使驅(qū)動壓差增大。

(2)聚合物注入附加阻力對聚合物驅(qū)開發(fā)動態(tài)預(yù)測有較大影響。模型中考慮聚合物注入附加阻力后,預(yù)測的聚合物起效早、有效期延長,但含水率下降幅度小。

(3)聚合物注入附加阻力對聚合物驅(qū)最終采收率影響不大。

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(編輯 李志芬)

Influence of additional resistance during polymer injection on oil displacement effect

ZHANG Zhi-ying1,2,J IANG Han-qiao1
(1.Faculty of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Beijing102249,China; 2.College of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Q ingdao266555,China)

The injection properties of HPAM polymer solution on cores with different permeability were studied by experiments.And a correlation of additional resistance of polymer flow with the core per meabilitywas established based on the experimental results.And a numerical reservoir simulation model of polymer floodingwas established considering the influence of additional resistance.The results show that the injection pressure increaseswhen the polymer is injected into low-permeability cores,which indicates the existence of additional resistance.The additional resistance has a great influence on perfor mance prediction of polymer flooding.Early response,s maller decease in water cut and longer period of validity are observed when the additional resistance effect is taken into account in the simulation model.

polymer flooding;additional resistance;numerical si mulation;improved oil recovery

TE 357

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2010.02.018

1673-5005(2010)02-0089-04

2009-06-04

張志英(1972-),女(漢族),河北深澤人,副教授,博士研究生,從事油藏工程研究。