可动凝胶型聚合物驱数值模拟研究

刘道信

(北京交通大学中国产业安全研究中心，北京 100044)

可动凝胶型聚合物驱油方面，国内、外已开展了大量的室内实验机理研究，但在数值模拟方面研究较少。本文在考虑了驱油重要因素[1-3]的基础上，建立了三维三相十组分可动凝胶型聚合物驱数学模型，解法采用有限体积法(FVM)，形成了数值模拟软件[4]。并针对大庆采油二厂先导试验区开展了机理性研究，包括：可动凝胶型聚合物注入体积、段塞组合、残余阻力系数及注入不可动凝胶的对比等，从理论上预测了注入参数的影响因素，设计了注采合理参数。

1 可动凝胶型聚合物驱数学模型

可动凝胶型聚合物驱油机理数学模型包括：交联反应过程中的组分产生和损耗、化学组分的吸附和滞留、一二价离子的质量交换、凝胶的降解、流动性能，以及化学组分对水相粘度和渗透率下降系数等。

1.1 交联反应生成可动凝胶模型[5]

聚合物和交联剂不断损耗，逐渐生成凝胶。在成胶时间达到之前，溶液的流动类似于未交联的聚合物。在成胶时间达到以后，则随浓度的变化形成弱凝胶体系。可动凝胶型聚合剂的特点是有凝胶的强度和粘度，但又能随压力变化而流动。

(1)

式中：Ri为单位时间内，由于交联反应消耗或产生的i组分质量浓度，i=p,r,g(聚合物、交联剂、凝胶)；C为相浓度；Kp,Kr为化学反应速度系数，利用实验成胶时间得出[2]；指数m,n为反应阶数(常数，m≥1，n≥1)；右式中首个负号表示质量消耗。

1.2 可动凝胶引起的水相渗透率降低系数模型

生成的可动凝胶能够影响水相的流动特性[6]，表现为流动阻力增加。可通过下述方程描述：

Rkg=Rkg(Cg,v)

(2)

式中：Rkg为水相渗透率降低系数；Cg为可动凝胶浓度；v为可动凝胶的流动速度。

这组参数一般直接用给定不同含盐量下的Rkg～Cgg表格插值计算，聚合物和交联剂降低系数描述方法与凝胶类似。

1.3 凝胶的吸附量模型

由于动态描述凝胶在岩石表面上的吸附比较困难，为近似遵循Langmuir等温吸附理论[7]的静态吸附，并且考虑聚合物的吸附与盐度的关系为可逆的，与浓度的关系为不可逆的。可用下式描述：

(3)

式中：qadg为吸附量；a1,d1为平衡吸附常数，其值由实验室测定；C为相浓度。

对于不符合Langmuir吸附规律的情况，可用实验室给定的不同含盐量下的聚合物吸附曲线插值计算吸附量[8]，聚合物和交联剂吸附量描述方法与凝胶类似。

1.4 残余阻力系数模型

(4)

式中：

2 油藏数值模型建立

先导试验区为一个五点井组，油层深度1089.3m，地层温度45℃，原始地层压力12.85MPa，饱和压力10.28MPa，地层原油粘度10.2MPa·s，地层水矿化度7445mg/L，二价离子含量20mg/L，平均有效厚度14.55m，平均渗透率627.9×10-3μm2地质储量34.1×104t。该模拟井组平面上划分为420 个非结构性网格(X方向20个，Y方向21个)，纵向上网格6层，总网格数为2520个。注入化学剂溶液参数见表1。

表1 凝胶型聚合物性质

3 注入参数敏感性预测分析

3.1 可动凝胶型聚合物注入体积分析

为了选择合适的可动凝胶型聚合物注入体积，开展了溶液注入体积分别为0.38PV、0.48PV和0.57PV的开发效果预测(图1)。设定条件：注入凝胶聚合物溶液浓度为6000mg/L，注入凝胶聚合物5个月基本为不可动。之后，可动凝胶聚合物溶液浓度减为1000mg/L，年产液速度11%，后期为凝胶驱油，含水和累积产油预测曲线见图1。首先，可以看出，凝胶型聚合物驱可较大幅度增加采油量及减小含水率，效果比继续水驱效果好得多，井组可累积增油42.0×103m3左右，含水率最低降至60%。同时，可以看出，注入体积越大越累积产油越多,结合单井增油量及吨化学剂增油量分析，建议初注入体积为0.48PV。

图1 可动凝胶聚合物不同用量开发效果对比

3.2 不同段塞组合分析

在可动凝胶型聚合物驱总用量为480mg/L×PV的基础上，选择了三种段塞组合进行开发效果预测。一种是可动凝胶型聚合物溶液浓度为1000mg/L，注入段塞为0.48PV；第二种由三个段塞组成，可动凝胶型聚合物溶液浓度为1500mg/L，注入段塞为0.08 PV+可动凝胶型聚合物溶液浓度为1000mg/L，注入段塞为0.3 PV+可动凝胶型聚合物溶液浓度为600mg/L，注入段塞为0.1PV；第三种由两个段塞组成，可动凝胶型聚合物溶液浓度为1500mg/L，注入段塞为0.1 PV+可动凝胶型聚合物溶液浓度为800mg/L，注入段塞为0.4125PV。预测结果见表2。结合增产及吨化学剂增油量来看，采用两个段塞可动凝胶型聚合物溶液浓度为1500mg/L，注入段塞为0.1 PV+可动凝胶型聚合物溶液浓度为800mg/L，注入段塞为0.4125PV时最佳。

表2 可动凝胶型聚合物溶液段塞组合开发效果对比

3.3 不同残余阻力系数分析

为了研究不同残余阻力系数对凝胶驱的影响，依据现有配方聚合物溶液浓度4000mg/L时的残余阻力系数42.2，分别计算了残余阻力系的0.8、1.2、1.4倍时的开发效果预测。预测条件是不可动凝胶型聚合物4个月后，进行可动凝胶聚合物驱，结果见表3。由计算结果可见看出，残余阻力系数在一定范围越大，增加采收率值越高，但增油量及聚合物效率的增长幅度在大于1.2倍后减小。结合实际油藏的井口注入压力及采油速度的影响，目前残余阻力系数比较合理。

表3 不同残余阻力系数开发效果对比

3.4 高浓度凝胶注入时间

在可动凝胶型聚合物驱油前，可注入高浓度的交联系剂，使可动凝胶体系的成胶粘度和成胶时间加强，达到油藏深部调剖的作用。因此，开展了高浓度凝胶注入时间的研究，选择注入高浓度凝胶剂溶液为2个月、3个月、4个月和5个月；注入2个月累积注入0.024PV，注入3个月累积注入0.028PV，注入4个月累积注入0.032PV，注入5个月累积注入0.038PV。预测结果见图2。由计算结果可见看出，注入调剖时间越长越好，但是注入4个月与5个月的累积产油量也接近，变化幅度变小。综合考虑认为：在可动凝胶型聚合物驱油前，可考虑注入4个月的高浓度凝胶型聚合物作为油藏深部调剖。

图2 不同凝胶剂注入时间开发效果对比

4 结论

1)高浓度可动凝胶型聚合物体系的成胶粘度强和成胶时间长，可用于油藏的深度调剖；低浓度可动凝胶型聚合物体系配制成弱凝胶体系，可用于整体区块的驱油工作，是一种具有很好应用前景的提高采收率的手段。

2)通过可动凝胶型聚合物体系的重要化学驱油机理研究，建立了数学模型，解法采用有限体积法(FVM)，编制了三维三相九组分可动凝胶型聚合物驱数值模拟器。该模拟器可用于凝胶型聚合物体系的数值模拟实验研究。

3)结合胜利油田试验区，凝胶型聚合物驱可较大幅度增加采油量及减小含水率，井组可累积增油42.0×103m3左右，含水率最低降至60%，提高采收率达14.2%。同时，对可动凝胶型聚合物的注入体积、段塞组合、残余阻力系数及注入不可动凝胶等参数进行了优化分析，指导了开发参数的制定。

[1] Smith J E.The Transition Pressure:A Quick Method for Quantifying Polyacrylamide Gel Strength,SPE #18739[C].Presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry in Houston,TX,February 8-10,1989.

[2] Todd B J,Willhite G P,Green D W.A Mathematical Model of In-Situ Gelation of Polyacrylamide by a Redox Process,SPE/DOE #20215[C].Presented at the SPE/DOE Seventh Symposium on Enhanced Oil Recovery,Tulsa,OK,April 22-25,1990.

[3] 袁士义．聚合物地下交联调剖数学模型[J]．石油学报，1991,12(1):49-59.

[4] Mack J C,Smith J E.In- Depth Colloidal Dispersion Gels Improve Oil Recovery Efficiency,SPE/DOE #27780[C].

Presented at the SPE/DOE Ninth Symposium on Improved Oil Recovery[J].Tulsa,OK,April 17-20,1994.

[5] Gao,H.W.and M.M.Chang.A Three-Dimensional,Three-Phase Simulator for Permeability Modification Treatments Using Gelled Polymers[R].DOE Report NIPER-388,March 1990.NTIS Order No.DE90000227.

[6] Camilleri,D.,Engelsen,S.,Lake,L.W.,et al.Description of an Improved Compositional Micellar/Polymer Simulator[R].SPE #13967,SPERE,November 1987.

[7] 李幅垲.黑油和组分模型的应用[M]．北京:石油工业出版社，1996．

[8] 付天郁，曹凤,邵振波．聚合物驱控制程度的计算方法及应用[J]．大庆石油地质与开发,2004，23(3):81-82.