基于三参数原理的注汽参数预测方法与流程

本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种基于三参数原理的注汽参数预测方法。

背景技术：

目前在用的井筒注汽参数计算软件，给定井口注汽参数，包括注汽速度、注汽压力(注汽温度)、注汽干度，根据给定的井身轨迹、注汽管柱结构，计算相应的井底注汽参数，包括井底的注汽压力(注汽温度)与注汽干度。计算方法上采用beggs-brill方法处理湿饱和蒸汽的气-液两相流动，能够充分考虑两相流的特点，管流的沿程压力损失计算精确度高。缺点是脱离了油藏条件，包括油藏的厚度、渗透率、孔隙度、油藏原油的粘度、油藏的静压等，这些油藏参数决定了油藏具体的吸汽能力，油藏的吸汽能力决定注汽能力，仅当井口的注汽能力与油藏的吸汽能力相匹配时，才能实现井筒注汽与油层吸汽的动态平衡。目前的注汽参数优化处理计算方法不考虑油藏参数，忽略了井口、井筒、油藏之间压力的平衡关系，反映的是注汽能力决定油藏的吸汽能力，这是不符合现场实际的。为此我们发明了一种新的基于三参数原理的注汽参数预测方法，解决了以上技术问题。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种为油注蒸汽热采提供了新的注汽参数优化方法，拓宽了注汽热采的技术思路，为稠油热采技术人员提供理论指导的基于三参数原理的注汽参数预测方法。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：基于三参数原理的注汽参数预测方法，该基于三参数原理的注汽参数预测方法包括：步骤1，采集油藏参数和注汽参数；步骤2，试设油层的注汽压差△pz*；步骤3，计算蒸汽自井口到达井底的注汽压力，即井底注汽压力pws；步骤4，计算井口的蒸汽干度x0和井底注汽干度xw；步骤5，计算油层注汽压差δpz；步骤6，判断计算得到的油层注汽压差△pz与试设油层的注汽压差△pz*的误差δ；步骤7，当误差δ≤1％，输出井口和井底的蒸汽参数。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，利用地质勘探开发设备、流体物性评价设备，采集地层岩性、孔隙流体及测井信息。

在步骤1中，基于采集到的地层岩性数据、流体物性，获得油层的孔隙度φ、渗透率k、油层的综合弹性系数c、油层的深度z、地温梯度m、油层的厚度h、油层温度tz、静压pz、50℃地面脱气原油黏度μ0。

在步骤1中，利用油井的完井数据，获得油井技术套管的内径d5、外径d6、水泥环的厚度d7；利用注汽热采方案设计，获得注汽管柱的内径d1；注汽参数包括注汽速度g、注汽压力p0，为预先给定。

在步骤2中，给定井口的注汽速度g、注汽压力p0，试设一个油层的注汽压差△pz*。

在步骤3中，油层的吸汽压力pwz由以下公式计算：

pwz＝pz+δpz^*(1)

式中δpz^*为油层注汽压差，pz为油层静压。

在步骤3中，通过井口注汽压力p0、油层吸汽压力pwz计算自井口至井底整个注汽井筒的蒸汽的平均比容由下式计算：

式中系数a为井筒的汽柱压差系数，系数b为井筒的摩阻压降系数，分别有下式计算：

a＝9.80665×10^-6z(3)

其中，d1为注汽管柱的内径，g为注汽速度，z为油层的深度，由此建立了井口注汽压力与油层吸汽压力之间的压力平衡关系。

在步骤3中，根据井口注汽压力p0、注汽速度g、井筒蒸汽平均比容注汽管柱的内径d1、油层的深度z，计算蒸汽自井口到达井底的注汽压力，井底注汽压力pws由下式计算：

pws＝p0+δpg+δpτ(5)

式中p0为井口的注汽压力，δpg为井筒蒸汽的汽柱压降，由下式计算：

δpτ为蒸汽沿井筒流动到井底的摩擦压降，由下式计算：

式中为井筒蒸汽的平均比容。

在步骤4中，基于饱和蒸汽的参数相关性，根据饱和压力可以确定饱和蒸汽的相关蒸汽参数：

饱和蒸汽温度计算公式为：

θ＝-0.138p²+9.53p+230.16(8)

式中θ——饱和温度，℃；

p——饱和压力，mpa；

蒸汽潜热计算公式为：

r＝-0.6006p²-1.244p+431.92(9)

式中r——潜热，wh/kg；

饱和水的比容计算公式为：

υ′＝4.31×10^-6p²-7.485×10^-5p+0.001809(10)

蒸汽的比容计算公式为：

υ〃＝5.446×10^-5p²-2.757×10^-3p+0.039459(11)

基于给定的井口压力p0、计算得到的油层吸汽压力pw，计算对应压力下井口的饱和蒸汽的参数：

θ0＝-0.138p0²+9.53p0+230.16(12)

θ0:井口的蒸汽温度；

r0＝-0.6006p0²-1.244p0+431.92(13)

r0：井口的蒸汽潜热；

υ0′＝4.31×10^-6p0²-7.485×10^-5p0+0.001809(14)

υ0〃＝5.446×10^-5p0²-2.757×10^-3p0+0.039459(15)

υ0′为井口的饱和水的比容；υ0〃为井口的蒸汽的比容；

基于计算得到的油层吸汽压力pw，计算对应压力下井底的饱和蒸汽的参数：

θw＝-0.138pw²+9.53pw+230.16(16)

θw:井底的蒸汽温度；

rw＝-0.6006p0²-1.244p0+431.92(17)

rw：井底的蒸汽潜热；

υw′＝4.31×10^-6pw²-7.485×10^-5pw+0.001809(18)

υw〃＝5.446×10^-5pw²-2.757×10^-3pw+0.039459(19)

υw′为井底的饱和水的比容；υw〃为井底的蒸汽的比容。

在步骤4中，根据注汽管柱的结构与井身轨迹，计算蒸汽自井口至井底的干度损失，井底干度损失δx由下式计算：

式中，k为蒸汽由井筒传热到地层的传热系数，注汽管柱结构不同k值不同；m为地温梯度；g为注汽速度；z为油层的深度；tz0为地面参考温度。

在步骤4中，基于井口蒸汽参数、井底蒸汽参数、井筒蒸汽平均比容，计算井口的蒸汽干度x0，由下式计算：

式中为井筒蒸汽的平均比容。

在步骤5中，已知井口干度、干度损失，可以计算井底的蒸汽干度，井底的蒸汽干度由下式计算：

xw＝x0-δx((22)。

由井底的蒸汽干度，以及对应的井底的蒸汽参数，可以计算井底湿饱和蒸汽的比容，井底湿饱和蒸汽的比容由下式计算：

υw＝υ′w+(υw＂-υ′w)×xw(22)。

在步骤5中，已知井底湿饱和蒸汽的比容、油层的孔隙度φ、渗透率k、油层的综合弹性系数c、油层的厚度h、注汽加热半径内的原油黏度μ、注汽时间τ、技术套管内径d5，计算油层的注汽压差，油层注汽压差δpz由下式计算：

在步骤6中，误差δ的计算公式为：

在步骤6中，如果δ≤1％，流程进入到步骤7；如果δ＞1％，将计算得到的△pz作为试设的油层的注汽压差△pz*，流程返回到步骤2重新计算，直到δ≤1％。

在步骤7中，试设的油层的注汽压差△pz*满足精度条件，步骤2-5计算得到的井口蒸汽干度x0就是给定注汽压力p0、注汽速度g、注汽管柱结构k、油层参数条件下的井口注汽干度。

本发明中的基于三参数原理的注汽参数预测方法，为稠油注蒸汽热采提供一种井口注汽参数的预测方法，适应于注汽井的注汽参数预测、现场注汽设备的选型以及用于多轮次蒸汽吞吐井油藏静压推测。该基于三参数原理的注汽参数预测方法，以油藏参数为基础，油藏的吸汽能力决定井口注汽参数，通过井底的压力平衡，实现了井口、井筒、油藏三者之间的注汽参数的协调与平衡间平衡与统一。三参数原理可以描述为：在一定的油藏条件下，稠油油藏注汽热采井井口注汽的三个参数：注汽速度g、井口汽压p0、井口干度x0构成了一个复杂的函数关系：f(g、p0、x0)＝0。任取两参数做“自变量”，则第三个参数一定是函数(因变量)。本发明基于三参数原理，引入了油藏注汽压差的概念与计算方法，通过建立油藏吸汽压力与井底注汽压力之间的平衡关系，实现了井口注汽参数与油藏吸汽能力之间的耦合。

附图说明

图1为本发明的基于三参数原理的注汽参数预测方法的一具体实施例的流程图；

图2为本发明的一具体实施例中蒸汽流动示意图。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。

如图1所示，图1为本发明的基于三参数原理的注汽参数预测方法的流程图。

在步骤101，采集油藏参数和注汽参数。

利用地质勘探开发设备、流体物性评价设备，可以采集地层岩性、孔隙流体及测井信息；

基于采集到的地层岩性数据、流体物性，获得油层的孔隙度φ、渗透率k、油层的综合弹性系数c、油层的深度z、地温梯度m、油层的厚度h、油层温度tz、静压pz、50℃地面脱气原油黏度μ0；

利用油井的完井数据，获得油井技术套管的内径d5、外径d6、水泥环的厚度d7；

利用注汽热采方案设计，获得注汽管柱的内径d1；

注汽参数包括注汽速度g、注汽压力p0，为预先给定。

在步骤102，给定井口的注汽速度g、注汽压力p0，试设一个油层的注汽压差△pz*；

在步骤103，蒸汽自井口沿井筒注入油层，流动示意图如图2所示。井底的蒸汽需要克服油层的注汽压差方可到达油层，油层的吸汽压力pwz由以下公式计算：

pwz＝pz+δpz^*(1)

式中δpz^*为油层注汽压差，pz为油层静压。

通过井口注汽压力p0、油层吸汽压力pwz可以计算自井口至井底整个注汽井筒的蒸汽的平均比容由下式计算：

式中系数a为井筒的汽柱压差系数，系数b为井筒的摩阻压降系数，分别有下式计算：

a＝9.80665×10^-6z(3)

由此建立了井口注汽压力与油层吸汽压力之间的压力平衡关系。

根据井口注汽压力p0、注汽速度g、井筒蒸汽平均比容注汽管柱的内径d1、油层的深度z，可以计算蒸汽自井口到达井底的注汽压力，井底注汽压力pws由下式计算：

pws＝p0+δpg+δpτ(5)

式中p0为井口的注汽压力，δpg为井筒蒸汽的汽柱压降，由下式计算：

δpτ为蒸汽沿井筒流动到井底的摩擦压降，有下式计算：

式中为井筒蒸汽的平均比容。

在步骤104，基于饱和蒸汽的参数相关性，根据饱和压力可以确定饱和蒸汽的相关蒸汽参数：

饱和蒸汽温度计算公式为：

θ＝-0.138p²+9.53p+230.16(8)

式中θ——饱和温度，℃；

p——饱和压力，mpa。

蒸汽潜热计算公式为：

r＝-0.6006p²-1.244p+431.92(9)

式中r——潜热，wh/kg；

饱和水的比容计算公式为：

υ′＝4.31×10^-6p²-7.485×10^-5p+0.001809(10)

蒸汽的比容计算公式为：

υ〃＝5.446×10^-5p²-2.757×10^-3p+0.039459(11)

基于给定的井口压力p0、计算得到的油层吸汽压力pw，可以计算对应压力下井口的饱和蒸汽的参数：

θ0＝-0.138p0²+9.53p0+230.16(12)

r0＝-0.6006p0²-1.244p0+431.92(13)

υ0′＝4.31×10^-6p0²-7.485×10^-5p0+0.001809(14)

υ0〃＝5.446×10^-5p0²-2.757×10^-3p0+0.039459(15)

基于计算得到的油层吸汽压力pw，可以计算对应压力下井底的饱和蒸汽的参数：

θw＝-0.138pw²+9.53pw+230.16(16)

rw＝-0.6006p0²-1.244p0+431.92(17)

υw′＝4.31×10^-6pw²-7.485×10^-5pw+0.001809(18)

υw〃＝5.446×10^-5pw²-2.757×10^-3pw+0.039459(19)

根据注汽管柱的结构与井身轨迹，可以计算蒸汽自井口至井底的干度损失，井底干度损失δx由下式计算：

式中，k为蒸汽由井筒传热到地层的传热系数，注汽管柱结构不同k值不同；m为地温梯度；tz0为地面参考温度，。

基于井口蒸汽参数、井底蒸汽参数、井筒蒸汽平均比容，可以计算井口的蒸汽干度x0，由下式计算：

在步骤105，已知井口干度、干度损失，可以计算井底的蒸汽干度，井底的蒸汽干度由下式计算：

xw＝x0-δx(22)

由井底的蒸汽干度，以及对应的井底的蒸汽参数，可以计算井底湿饱和蒸汽的比容，井底湿饱和蒸汽的比容由下式计算：

υw＝υ′w+(υw＂-υ′w)×xw(22)

在步骤106，已知井底湿饱和蒸汽的比容、油层的孔隙度φ、渗透率k、油层的综合弹性系数c、油层的厚度h、注汽加热半径内的原油黏度μ、注汽时间τ、技术套管内径d5，可以计算油层的注汽压差，油层注汽压差由下式计算：

在步骤107，考察计算得到的油层注汽压差△pz与试设油层的注汽压差△pz*的误差δ，误差δ的计算公式为：

如果δ≤1％，流程进入到步骤108；如果δ＞1％，需要将计算得到的△pz作为试设的油层的注汽压差△pz*，流程返回到步骤102，重新计算，直到δ≤1％。

在步骤108，输出井口与井底的注汽参数。即压力，温度，注汽速度、干度。试设的油层的注汽压差△pz*满足精度条件，上述计算得到的井口蒸汽干度x0就是给定注汽压力p0、注汽速度g、注汽管柱结构k、油层参数条件下的井口注汽干度。也就是说，计算的精度达到要求后，由于在迭代计算的过程中已经得到了井口和井底的干度、温度、压力等参数，就可以输出井口和井底的蒸汽参数：包括井口和井底的干度、压力、温度、注汽速度。

以下为应用本发明的一具体实施例：

1.油藏参数

注汽过程中，用到的油藏参数包括：油层深度z、射开井段厚度h、油层温度tzw、油层静压pz、原油黏度、孔隙度φ、渗透率k等。如表1所示。

表1油井地质参数

2.传热系数

井筒注汽系统的传热系数主要取决于井筒管柱系统、注入介质的流动参数、地层的导热性能等。

⑴注入管系：

套管：7in，177.8mm×159.42mm；

②高真空隔热油管：

内管：27/8in，73mm×62mm；

外管：41/2in，114.3mm×100.54mm；

内外管环空视导热系数：

管身长度：l’＝9316mm

端头长度：l”＝184mm

接箍长度：l″′＝100mm

隔热管单根总长度：l＝9600mm

接箍采用衬管隔热。

③油套环空：水环空。

⑵注入介质：饱和蒸汽。

⑶地层热阻

地层热阻按照不稳定传热计算。地层导热系数在此取

⑷传热系数

井筒注汽系统各部分的热阻：

7in套管与地层热阻：r6+z＝0.334014m·k/w

环空热阻：r5＝0.011009m·k/w

绝热管管体到地层总热阻：r＇＝2.976804m·k/w

绝热管端头到地层总热阻：r＂＝1.859961m·k/w

接箍到地层总热阻：r″′＝0.345645m·k/w

传热系数：k＝0.336w/(m·k)

3注汽参数计算预测

⑴油层加热区域原油粘度

取热半径平均温度：160℃

原油地下黏度：0.015pa·s

⑵相关压力计算

①井筒汽柱压差系数

a＝9.80665×10^-6×z＝0.01091

②井筒摩阻压降系数

③油层注汽压差

δpz＝83.886×g×υw

⑶注汽参数计算预测

①给定注汽速度g＝6t/h

确定不同注汽压力对应的井口蒸汽干度：x0＝f(p0)

试设：注汽压差

pwz＝5.6+5.448＝11.048

井口汽压p0＝11mpa，由湿饱和水蒸汽相关参数计算方程，得到井口湿饱和蒸汽参数：

θ0＝318.29，υ′0＝0.001507，υ″0＝0.015722，r0＝345.56

由井底汽压pwz＝11.048mpa，计算井底蒸汽参数：

θw＝318.60，υ′w＝0.001508，υ″w＝0.015647，rw＝344.87

根据相关计算公式，计算得到：

δx＝0.0556＝5.56％，x0＝71.44％，xw＝65.88％，

υw＝0.010823

计算注汽压差：δpz＝5.4474mpa

误差：试算合格。

由此得到：注汽速度g＝6t/h,p0＝11mpa，推算井口注汽干度x0＝71.44％。

保持注汽速度不变，改变井口注汽压力，得到不同的井口注汽干度，计算结果如表2所示。

表2给定流量g＝6t/h，注汽压力与注汽干度对应数据表

⑵给定p0＝10.57mpa

确定不同注汽速度g对应的额井口注汽干度：x0＝f(g)

分别给定注汽速度g＝5t/h，6t/h,7t/h，确定井口注汽干度。

计算方法略。

保持注汽压力不变，改变注汽速度，得到不同的井口注汽干度。计算结果如表3所示。

表3给定p0＝10.57mpa，注汽速度与注汽干度对应数据表

⑶给定x0＝80％(79％≤x0≤81％)

确定不同注汽速度g对应的井口注汽压力p0：p0＝f(g)

分别给定注汽速度g＝5t/h，6t/h,7t/h，确定井口注汽注汽压力。

保持注汽干度基本不变，改变注汽速度，得到不同的井口注汽压力。计算结果如表4所示。

表4给定x0＝80％左右，注汽速度与注汽压力对应数据表

通过上述计算示例，可以明确：对于注蒸汽井，给定2个井口注汽参数，可以预测第3个注汽参数。

通过分析现场注汽井的井口注汽参数发现，油藏参数决定了井口的注汽能力。对浅层低压力稠油油藏，在井口注汽速度、注汽干度相对稳定的条件下，设备的注汽压力相对较低，无法通过提高注汽压力提高注汽质量；对于深层、高粘、低渗、薄层等难动用稠油油藏，必须提高注汽压力才能保证注汽速度与注汽干度。对于给定的注汽井，现场的注汽参数也明显反映出：注汽速度一定时，注汽干度高注汽压力高；注汽速度高注汽压力高等参数波动的现象。

曾采用三参数原理的方法开展过新开发区块注汽参数的预测的应用。新区块油藏参数取值较准，注汽参数尤其是注汽速度与注汽压力之间的影响关系预测较准，对于注汽设备的选型提供了有力的参考。

对于蒸汽多轮次吞吐后期的稠油油藏，油层压力在不断变化，油层静压测试是通用的判断油层压力的方法，该方法耗资较大。可以根据当前的井口3项注汽参数预测油层静压，曾开展过近10口井的预测，预测得到的油层压力变化规律准确，与测试压力取得了较高的拟合度。