一种高渗稠油油藏聚合物驱早期注聚转注时机的确定方法技术

本发明专利技术公开了一种高渗稠油油藏聚合物驱早期注聚转注时机的确定方法，包括如下步骤：(1)根据目标高渗稠油油藏构建岩心物理模型，并依次用注入水和模拟地层油饱和岩心物理模型；(2)在油藏条件下，对岩心物理模型进行水驱油实验，并收集岩心流出液；根据水的注入PV数与岩心流出液的质量含水率之间的关系，得到水的注入PV数与岩心流出液的质量含水率之间的变化曲线；(3)确定变化曲线中，岩心流出液的质量含水率随注水量的快速上升阶段；建立该阶段中岩心流出液的质量含水率与水的注入PV数之间的函数关系式，当岩心流出液的质量含水率为0时，得到水的注入PV数即可确定。本发明专利技术方法简单快速，可较为准确获得稠油油藏聚合物驱的转注时机。

【技术实现步骤摘要】
一种高渗稠油油藏聚合物驱早期注聚转注时机的确定方法
本专利技术涉及一种高渗稠油油藏聚合物驱早期注聚转注时机的确定方法，属于石油加工

技术介绍
目前聚合物驱技术的广泛推广，已运用于渤海海上油藏的开发。由于受海上平台的寿命影响，加快开发效率势在必行(张贤松，孙福街，冯国智等.渤海稠油油田聚合物驱影响因素研究及现场试验[J].中国海上油气,2007,19(1):30-34)；现目前所开展的聚合物驱早期注聚实验研究和现场矿场研究均表明，提前注聚时机不仅能够提高采收率，还能缩短开发周期，减少注入量。在渤海SZ36-1矿场聚合物驱提前转注时机的试验中，在相对于95％高含水条件下，提前到含水率60％转注，研究结果表明采收率增幅明显(汪超，苏彦春，张迎春.海上油田早期注聚提高采收率的研究与实践[J].创新技术，2011,05：34-36)。对于稠油油藏的聚合物驱开发而言，理应存在一个相对最佳的注聚时机，相对于高含水转注聚，能够进一步增加采收率增幅，获得最理想的采收率。目前学者利用平面物理模型实验以及数值模拟方法的主要手段，得出稠油油藏聚合物驱在油藏含水率为0％或者较低时转注聚效果最佳(蒋珊珊，杨俊茹，孙福街等.海上油田注聚合物时机研究及现场应用[J].海洋石油,2009,03(29):37-42)；施雷庭等通过相渗分析获得渤海SZ36-1地层条件下聚合物驱的理论最佳转注范围，并通过室内物理模拟实验认为在油藏出口端含水率为0％左右是最佳注聚时机。现有的研究手段和成功均是要建立在大量的物理模型资料和现场生产实际资料的基础上开展的，并不能实时快速获得相关结论，给现场实际提供指导。所以需要一项能够快速而较为准确的方法为现场实际生产提供指导。
技术实现思路
本专利技术的目的是提供一种高渗稠油油藏聚合物驱早期注聚转注时机的确定方法，该方法能够简单快速，较为准确获得稠油油藏聚合物驱的转注时机，为稠油聚合物驱生产实际开发提供转注指导，避免通过大量时间的物理实验及数值模拟来获得转注时机，影响油藏的生产开发。本专利技术提供的高渗稠油油藏聚合物驱早期注聚转注时机的确定方法，包括如下步骤：(1)根据目标高渗稠油油藏构建岩心物理模型，并依次用注入水和模拟地层油饱和所述岩心物理模型；(2)在油藏条件下，对所述岩心物理模型进行水驱油实验，并收集岩心流出液；根据水的注入PV数与所述岩心流出液的质量含水率之间的关系，得到水的注入PV数与所述岩心流出液的质量含水率之间的变化曲线；所述注入PV数指的是注入所述岩心物理模型中的水的体积占所述岩心物理模型总孔隙体积的倍数，单位为PV；(3)确定所述变化曲线中，所述岩心流出液的质量含水率随注水量的快速上升阶段；建立所述快速上升阶段中，所述岩心流出液的质量含水率与水的注入PV数之间的函数关系式；根据所述函数关系式，当所述岩心流出液的质量含水率为0时，得到水的注入PV数，即确定为高渗稠油油藏聚合物驱早期注聚转注时机。上述确定方法，步骤(1)中，所述注入水可根据具体的目标高渗稠油油藏构建岩心物理模型进行选择。上述确定方法，步骤(3)中，所述变化曲线具体可分为三个阶段，第一阶段为无水采油阶段，所述岩心流出液的质量含水率为0％；第二阶段为快速上升阶段，所述岩心流出液的质量含水率随着水的注入PV数快速上升；第三阶段为所述岩心流出液的质量含水率的变化逐渐趋于平缓的阶段。上述确定方法，步骤(3)中，所述快速上升阶段斜率可为1.6～1.9PV-1，所述斜率为所述快速上升阶段始末端连线的直线斜率。上述确定方法，步骤(3)中，所述变化曲线中，所述快速上升阶段指的是所述岩心流出液的质量含水率从0上升至80％的阶段。本专利技术提供的高渗稠油油藏聚合物驱早期注聚转注时机的确定方法，该方法能够简单快速，较为准确获得稠油油藏聚合物驱的转注时机，为稠油聚合物驱生产实际开发提供转注指导，避免通过大量时间的物理实验及数值模拟来获得转注时机，影响油藏的生产开发。附图说明图1为本专利技术具体实施方式中水的注入PV数与岩心流出液的质量含水率之间的变化曲线。图2为图1变化曲线中的3个不同阶段。图3为图2中岩心流出液的质量含水率随注水量的快速上升阶段。图4为快速上升阶段，岩心流出液的质量含水率与水的注入PV数的变化曲线与拟合曲线。具体实施方式下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。通过本专利技术方法进行室内物理实验的研究，包括如下步骤：(1)首先针对特定条件的油藏制作物理模型，见表1：(45mm×45mm×300mm是三层非均质，变异系数为0.76，平均渗透率是2500mD)。表1驱油实验相关数据参数类型参数值原油粘度，mPa·s70温度，℃65物理模型45×45×300渗透率，mD2500注入水粘度，mPa·s0.6(2)真空饱和水(将上述物理模型岩心放入注入水中，用真空泵负压0.1MPa抽空12h)条件；在温度75℃条件下变流速以0.1、0.2、0.5、1mL/min流速分别驱替16h，4h，4h，2h的方式饱和油，老化48h后，开展物理模拟实验水驱油实验，获得了表1所示条件下的水驱油过程中水的注入PV数与岩心流出液的质量含水率之间的变化曲线，见图1。(3)如图2所示，将图1的曲线分为三段，含水率为0的区段(无水驱油段)，含水率0-80％的区段(斜率为1.6-1.9PV-1)(含水率快速上升段)，以及含水率80％-95％(含水率上升平稳段)。取含水率快速上升段，即含水率为0-80％这一阶段曲线生成图3。(4)根据图3所示的快速上升阶段，岩心流出液的质量含水率随水的注入PV数的变化曲线，得到水的注入PV数随岩心流出液的质量含水率的变化曲线，如图4中所示。根据上述水的注入PV数随岩心流出液的质量含水率的变化曲线，拟合得到岩心流出液的质量含水率与水的注入PV数之间的函数关系式：y＝5×10-7x3+1×10-5x2+0.000x+0.130，R2＝0.996，该函数关系式反映的两者之间的变化曲线如图4所示。(5)通过含水率快速上升阶段的函数关系式，并结合油藏无水采油段，反推至油藏水驱突破段，即x＝0时的水驱油突破油藏时转注聚，得到当前注水量为0.130PV，即确定为最佳转注聚时机。上述实验过程中，测定不同注水量下的原油采收率，结果如表2中所示。由表2可知，油藏水驱前缘即将达到出口端时，即注水量为0.122PV(含水率为0)时，原油的最终采收率达到49.2％，采收率值最高，与本专利技术确认方法得到的注水量为0.130PV(含水率为0％)接近，证明了本专利技术方法的可行性和可信性。表2早期注聚不同注聚时机分析结果注聚时机最终采收率，％注水0.003PV(含水率0％)44.5注水0.104PV(含水率0％)48.3注水0.122PV(含水率0％)49.2注水0.131PV(含水20％左右)44.9本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种高渗稠油油藏聚合物驱早期注聚转注时机的确定方法，包括如下步骤：(1)根据目标高渗稠油油藏构建岩心物理模型，并依次用注入水和模拟地层油饱和所述岩心物理模型；(2)在油藏条件下，对所述岩心物理模型进行水驱油实验，并收集岩心流出液；根据水的注入PV数与所述岩心流出液的质量含水率之间的关系，得到水的注入PV数与所述岩心流出液的质量含水率之间的变化曲线；所述注入PV数指的是注入所述岩心物理模型中的水的体积占所述岩心物理模型总孔隙体积的倍数，单位为PV；(3)确定所述变化曲线中，所述岩心流出液的质量含水率随注水量的快速上升阶段；建立所述快速上升阶段中，所述岩心流出液的质量含水率与水的注入PV数之间的函数关系式；根据所述函数关系式，当所述岩心流出液的质量含水率为0时，得到水的注入PV数，即确定为高渗稠油油藏聚合物驱早期注聚转注时机。

【技术特征摘要】
1.一种高渗稠油油藏聚合物驱早期注聚转注时机的确定方法，包括如下步骤：(1)根据目标高渗稠油油藏构建岩心物理模型，并依次用注入水和模拟地层油饱和所述岩心物理模型；(2)在油藏条件下，对所述岩心物理模型进行水驱油实验，并收集岩心流出液；根据水的注入PV数与所述岩心流出液的质量含水率之间的关系，得到水的注入PV数与所述岩心流出液的质量含水率之间的变化曲线；所述注入PV数指的是注入所述岩心物理模型中的水的体积占所述岩心物理模型总孔隙体积的倍数，单位为PV；(3)确定所述变化曲...

【专利技术属性】
技术研发人员：施雷庭，朱诗杰，张健，薛新生，叶仲斌，赵文森，
申请(专利权)人：中国海洋石油总公司，中海油研究总院，
类型：发明
国别省市：北京;11