稠油油藏汽驱开采最优注汽速度的调整方法与流程

本发明涉及采油工艺技术领域，具体涉及一种稠油油藏汽驱开采最优注汽速度的调整方法。

背景技术：

稠油在世界油气资源中占有重要的比重，蒸汽驱是开发稠油油层最为常用的技术之一。在蒸汽驱过程中，蒸汽及热水不断冲刷储层，从而加热并驱替原油向生产井移动。由于不同位置的温度、油水黏度及蒸汽与水比容存在较大差异，造成蒸汽及热水对不同位置的冲洗程度不同。

根据冲刷倍数的概念，单位孔隙体积内累计通过水相的体积，用以描述不同位置蒸汽及热水的驱替效果。冲刷倍数的变化与注汽速度密切相关，较大的注汽速度可以有效增加储层内冲刷倍数，而过大的注汽速度会导致汽窜等问题，同时注汽速度较大时蒸汽腔内干度较高，降低了注入蒸汽对油层加热的效率；过小的注汽速度又会导致生产见效慢，顶底层热损失严重，无法形成蒸汽腔，进而降低了蒸汽驱的开发效果，只有最优的注汽速度才能使蒸汽驱开发效果最好，保证较好的开发效果和较高的经济效益。

技术实现要素：

有鉴于此，本发明提供了一种稠油油藏汽驱开采最优注汽速度的调整方法，可以快速辅助确定最优注汽速度，提高区块开发效果和经济效益。

其技术方案如下：

一种稠油油藏汽驱开采最优注汽速度的调整方法，其关键在于，按以下步骤进行：

s1，构建冲刷倍数分布模型；

s2，收集基本参数，所述基本参数包括当前注汽速度i、注汽井和采油井井距，注入温度、井底干度、汽化潜热、油层热容、顶底层的导热系数和扩散系数、油层厚度、原始地层温度、原始地层含油饱和度、油层孔隙度、饱和蒸汽密度和水密度；

s3，计算蒸汽腔内平均干度xi；

s4，计算蒸汽腔内最优平均干度xo；

s5，判断当前注汽速度i是否为最优注汽速度，当xo＝xi时，当前注汽速度i则为最优注汽速度，当xo＞xi时，则降低当前注汽速度i至xo＝xi，当xo＜xi时，则增大当前注汽速度i至xo＝xi。

采用以上方案，引入蒸汽腔内最优平均干度的概念，只有蒸汽腔内处于最优平均干度时，才可以在保证蒸汽腔内具有较大冲刷倍数同时保证蒸汽热效率较高，从而为最优注汽速度的确定提供参考标准，按照上述步骤，则可根据油藏和注采井的基本参数，判断并确定注汽井的最优注汽速度，有利于提高区块开发效果和生产经济效益。

作为优选：所述步骤s1中将注汽加热区域分为蒸汽腔和热水区，其中蒸汽腔温度等于注入蒸汽温度，热水区温度从蒸汽腔前缘沿靠近油层的方向递减。采用假设分区的方式，有助于简化注汽加热区域的冲刷倍数模型，便于理解，具有极好的辅助研究价值。

作为优选：所述步骤s1中假设注汽井和采油井井筒之间，距离注汽井井筒距离r处截面内所滞留的冷水当量保持不变，则距离r处的总冲刷倍数n＝nw+ns，其中nw为蒸汽腔扩展到r处的时间ts所对应的冲刷倍数，ns为时间ts之后持续注汽，蒸汽腔扩展产生的冲刷倍数ns，所述其中t为累积注入时间，s；is为蒸汽注入冷水当量速率，g/s；ρw为热水密度，kg/m³；ρ为蒸汽腔内水相密度，kg/m³；h为油层厚度，m；r为距注汽井井筒半径，m；为油层孔隙度，小数。

采用以上方案，有利于进一步简化蒸汽在热水区所产生冲刷倍数的计算模型，降低总冲刷倍数的计算难度，且计算结果相对更接近实际情况，具有良好的现场实施和推广意义。

作为优选：步骤s4包括如下步骤：

s4.1、假设蒸汽腔最优平均干度xo为具体数值n0；

s4.2、通过数值n0分别计算蒸汽腔分布和热水区分布；

s4.3、计算油层内无效注入区域半径r0；

s4.4、假设蒸汽腔最优平均干度为数值n1，且n1>n0；

s4.5、重复步骤s4.2和s4.3计算无效注入区域半径r1；

s4.6、当r0>r1时，则数值n0为蒸汽腔最优平均干度，当r0≤r1，则返回步骤s4.4，依次逼近至ni，且ri>r1时，ni为蒸汽腔最优平均干度。

采用以上方案，以无效注入区域半径作为参考临界点，通过依次逼近的方法进行蒸汽腔内最优平均干度发计算，有利于保证蒸汽腔内最优平均干度计算结果的准确性和可靠性。

作为优选：所述蒸汽腔分布包括蒸汽腔加热半径，所述蒸汽腔加热半径

其中，

所述热水区分布包括热水区加热半径，以及所述热水区温度随半径变化的关系，其中所述热水区加热半径为热水区温度随加热半径的变化关系为

其中ti为油层原始温度，k；ts为蒸汽注入温度，k；rw为热水区加热半径，m；rs为蒸汽腔加热半径，m；λe为顶底层导热系数，w/(m·k)；mr为油层热容量，j/(m³·k),αs为顶底层热扩散系数，m²/s；lv为汽化潜热，j/g；hs为注入温度对应热水热焓，j/g；hw为油层原始温度对应热水热焓，j/g。

采用以上方案，充分考虑温度在热水区内的损失，对温度损失进行定量分析，有利于提高计算结果的准确性。

作为优选：所述步骤s4.3中，油层内冲刷倍数大于50的区域为所述无效注入区域。采用以上方案，直接以50为界限，有助于快速计算无效注入区域的半径，提高计算效率，而其数值可通过后期计算进行反推验证其准确性。

作为优选：所述步骤s4.1中n0等于0。以最小值进行逼近，这样在后续逼近过程中，可通过最少的次数即可得到蒸汽腔最优平均干度，提高运算效率。

与现有技术相比，本发明的有益效果：

采用以上技术方案的稠油油藏汽驱开采最优注汽速度的调整方法，通过确定加热区域最优蒸汽腔平均干度的方式反推并确定注汽井最优的注汽速度，提供最佳的汽驱采油方案，充分利用蒸汽热效率，有利于提高油藏开发效果，以及汽驱采油的经济效益。

附图说明

图1为本发明构的流程图；

图2为实施例中冲刷倍数与含水、含油饱和度的关系图；

图3为本申请实施例中不同注汽速度累积油汽比曲线图。

具体实施方式

以下结合实施例和附图对本发明作进一步说明。

参考图1至图3，本申请主要提供了一种稠油油藏汽驱开采最优注汽速度的调整方法，其主要包括如下步骤，步骤一，构建冲刷倍数分布模型，即确定距注汽井井筒距离r处的冲刷倍数计算公式；步骤二，收集基本参数，主要包括油藏基础参数，注汽井和采油井位置参数，以及注汽相关参数等，其中油藏基础参数主要包括井底干度、油层热容、油层厚度、顶底层导热系数和扩散系数、原始地层含油饱和度和油层孔隙度，注采井之间的井距，以及注汽井当前的或既定的注汽速度i、注入温度、汽化潜热、饱和蒸汽密度以及井底水密度等；步骤三则是根据所收集的数据计算蒸汽腔内平均干度xi；步骤四中则通过步骤三中所计算的xi值计算蒸汽腔内最优平均干度xo；步骤五中则通过将步骤四中的xo与步骤三中的xi值进行比较，以判断当前或既定的注汽速度i是否合理，即是否为最优注汽速度，并可根据对比结果，对当前或既定的注汽速度i进行调节，使其达到最优注汽速度，即，当xo＝xi时，当前或既定注汽速度i则为最优注汽速度，当xo＞xi时，则降低当前或既定注汽速度i至xo＝xi，当xo＜xi时，则增大当前或既定注汽速度i至xo＝xi，即只要使得xo＝xi条件成立的注汽速度i，即为注汽井的最优的注汽速度，当然实际应用过程中，上述的第一步和第二步不分先后。

需要注意的是，本申请中，在构建冲刷倍数分布模型的时候，将注起加热区域分为两个相对独立的区域，即蒸汽腔和热水区，其中蒸汽腔温度处处温度都等于注入蒸汽温度，蒸汽传递过程中所损失的是干度，而在热水区蒸汽损失的是温度，即热水区温度从蒸汽腔的前缘沿靠近油层的方向递减，这样分区建模，有助于更好的理解汽驱过程，且更接近于实际驱替生产情况，此外模型中蒸汽注入到井筒底部时其压力和注入温度、干度均保持不变。

考虑到蒸汽腔内，与注入蒸汽的增加量相比，距离注汽井井筒距离r处截面内所滞留的冷水当量的变化很微弱，故在构建模型过程中则假设注汽井和采油井井筒之间，在距离注汽井井筒距离r处截面内所滞留的冷水当量保持不变，在此前提下，可得到距离r处的总冲刷倍数n＝nw+ns，其中nw为蒸汽腔扩展到r处的时间ts所对应的冲刷倍数，ns为时间ts之后持续注汽，蒸汽腔扩展产生的冲刷倍数ns，且

总冲刷倍数n的分布模型构建具体如下：

根据冲刷倍数的定义，t时刻距注汽井井筒r处的冲刷倍数为：

根据质量守恒方程，距井筒距离r处截面的冲刷量为：

wp＝wi-wz(2)

同时，r处截面累积通过的水相体积为：

对于注入井，根据buckley-leveret方程，有：

则有：

对于固定的距井筒半径r，由于sw仅与注入时间t有关，对buckley-leveret方程两端分离变量积分可得：

将公式(7)代入公式(3)得：

对公式(8)进行分部积分，整理后得：

将公式(9)代入公式(1)中可得：

根据含水率与含油饱和度关系：

对于稠油油藏，不同温度下对应的原油粘度不同，根据原油粘度与温度之间的关系：

lgμo＝10^c-dlgt(12)

同时，油水两相的相对渗透率比可表示为含水饱和度的函数：

其中对于系数a、b，由于温度升高会导致油层岩石亲水性增强，油水相对渗透率曲线整体右移而形态基本不变，因此可认为b值保持不变。假设根据原始油藏温度下油水相对渗透率计算得到系数ai随单位温度升高，油水相对渗透率曲线右移量为δsw，则有：

不同油田所测油水相渗随温度右移规律不同，可通过对各温度对应的油水相渗曲线拟合出sw随油层温度t的变化关系。此处假设该变化为线性关系，即：

δsw＝m(t-ti)(15)

将公式(15)代入公式(14)可得：

将公式(12)、公式(16)代入公式(11)得：

假设热水区温度场在径向上线性变化，则热水区加热温度随半径变化关系可表示为：

根据对marx-langenheim模型修正，可得热水区加热半径为：

热水区加热半径和热水区温度随半径变化关系共同构成热水区分布构。

公式(19)中：

蒸汽腔内平均干度为xi(未知数)，由于蒸汽腔热量由注入蒸汽的汽化潜热提供，根据marx-langenheim模型，蒸汽腔加热半径为：

将公式(19)、公式(20)代入到公式(18)，可得距井筒距离r处温度t随注入时间t的关系：

将公式(21)代入到公式(17)可得热水区含水率fw随距注汽井井筒距离r的变化规律：

对公式(22)两端求导可得：

将公式(23)代入到公式(6)可求得热水区含水饱和度sw随注入时间t的变化关系：

将公式(22)、公式(23)、公式(24)代入到公式(10)可得热水区冲刷倍数随注入时间t的变化关系：

运用公式(24)及公式(25)即可求出加热区距注汽井井筒位置r处的含水饱和度及冲刷倍数。

对于蒸汽腔而言，因为如前假设注汽井和采油井井筒之间，距离注汽井井筒距离r处截面内所滞留的冷水当量保持不变，则r处的冲刷倍数应等于蒸汽腔扩展到r处的时间ts所对应的冲刷倍数nw，加上之后蒸汽腔持续扩展所产生的冲刷倍数ns。即将r＝rs代入到公式(20)中计算得到t＝ts，再将rs、ts代入到式(25)中计算得到n＝nw，而此时考虑干度下r处蒸汽及热水密度为：

则此时蒸汽腔扩展通过r处截面的冲刷倍数为：

而距离r处的总冲刷倍数则可推导如前：n＝nw+ns(28)

符号说明：n为冲刷倍数，m³/m³；wp为经过该截面的冲刷量，m³；r为距井筒半径，m；h为油层厚度，m；为油层孔隙度，小数；wi为蒸汽注入冷水当量总量，m³；wz为井筒至距井筒半径r处截面间的滞留量，m³；is为蒸汽注入冷水当量速率，g/s；fw(sw)为某一含水饱和度下对应的含水率，小数；to为注入前缘到达r处截面的时间，s；t为累积注入时间，s；f′w(sw)为含水上升率；swf为蒸汽驱前缘含水饱和度，小数；fw(swf)为蒸汽腔前缘含水饱所对应的含水率；fw'(swf)为蒸汽腔前缘含水饱和度所对应含水率的导数；sw为t时刻距井筒r处截面的含水饱和度，小数；μw为水的粘度，mpa·s；μo为原油粘度，mpa·s；ko为油相有效渗透率，d；kw为水相有效渗透率，d；t为油层温度，k；ti为油层原始温度，k；m为相渗曲线随温度变化系数，无因次；ts为蒸汽注入温度，k；rs为蒸汽腔半径，m；rw为热水区半径，m；hs为注入温度对应热水热焓，j/g；hw为油层原始温度对应热水热焓，j/g；mr为油层热容量，j/(m³·k)；αs为顶底层热扩散系数，m²/s；λe为顶底层导热系数，w/(m·k)；x为注入井底蒸汽干度，小数；lv为汽化潜热，j/g；ρ为蒸汽腔内水相密度，kg/m³；ρs为蒸汽密度，kg/m³；ρw为热水密度，kg/m³；c、d均为常数，可通过对原油的粘度和温度的关系曲线拟合得到。

本申请中确定最优注汽速度而计算蒸汽腔内最优平均干度xo过程中，主要采用的是假设逼近的方法，其主要包括如下步骤：

第一步，假设蒸汽腔的最优平均干度xo为具体某一具体数值n0；第二步通过数值n0分别计算蒸汽腔分布和热水区分布，其中蒸汽腔分布采用公式(20)进行计算，而热水区分布中的热水区加热半径采用公式(19)进行计算，热水区温度随其半径变化关系则采用公式(18)进行计算；第三步计算油层内无效注入区域半径r0，此步骤中可直接以冲刷倍数50为界限，即令冲刷倍数分布大于50的区域即为无效注入区域，该给定界限可根据计算结果进行反推验证。

第四步再次假设一个蒸汽腔最优平均干度为某一具体数值n1，且n1>n0；第五步利用数值n1重复第二步和第三步，计算出一个新的无效注入半径r1；第六步，对比验证，当r0>r1时，则数值n0为蒸汽腔最优平均干度，而当r0≤r1，则返回第四步中，重新假设一个大于n0的数值n2、n3、、、直至ni，且利用ni进行第五步中无效注入区域的计算得到一个数值ri，且ri刚好大于r1时，则可确定数值ni即为蒸汽腔最优平均干度，即无效注入区域半径最大时所对应的蒸汽腔平均干度为最优值，故在逼近过程中，可通过计算软件设置较小的逼近步长，以确保ri刚好大于r1，而又不会超出过多。

本申请中计算蒸汽腔内平均干度xi的过程如下，已知注汽井和采油井之间的井距为l，当注汽井注入一段时间后，热水区前缘到达采油井，此时产液温度开始上升，并且随注汽时间的延长，产液温度不断上升，至采油井井底产出蒸汽时，即可判定蒸汽腔前缘到达生产井，此时根据生产动态则可认为蒸汽腔加热半径r＝l(此处的分析思路是根据生产井不同产液温度结合式18-20可以计算出相应的加热半径，即已知r＝l处的温度，再根据公式计算出相应的蒸汽腔和热水区的加热半径，实际生产中不一定是加热半径r＝l)，将前期收集的相关参数代入到公式(18)、(19)和(20)即可计算出蒸汽腔内的平均干度xi，在得到xi和xo之后则可进行对比确定最优注汽速度。

下面以某油田某区块进行实例分析计算，该区块为典型浅薄层稠油油藏，，开发早期采用蒸汽吞吐方式，蒸汽吞吐完毕经过一段时间关停井后转试验蒸汽驱，此时地层平均温度为47℃，平均含油饱和度为60％。试验区油藏基本参数及注汽参数如表1所示。

表1油藏基本参数及注汽参数

对该区块原油粘温关系回归曲线后得到c＝8.4791、d＝3.218，相关系数r＝0.9998；对该区块原始油藏温度下相渗曲线回归后得到ai＝9655131、d＝29.929，相关系数r＝0.9973。

将相关参数代入到冲刷倍数计算模型中，运用matlab软件计算冲刷倍数及含水饱和度变化关系，其结果如图2所示，由图2可看出，当冲刷倍数在20以下时，含水饱和度随冲刷倍数变化敏感；当冲刷倍数大于50时，继续增大冲刷倍数对含水饱和度影响很小，则证明本文中以无效注入区域以冲刷倍数为50时做界限与实际情况是相互吻合的。

该区块井组井距为60m，生产至400d时生产井出现闪蒸现象，此时生产井产液温度为110℃，代入相关参数计算得到此时蒸汽腔半径rs＝42m。将该数据代入到式(19)、(20)中可算出蒸汽腔内平均干度为0.171，通过对蒸汽腔最佳干度优化得出该注入参数下最佳蒸汽腔干度应为0.215，应增大注汽速度，以该井组相关数据建立地质模型并进行历史拟合后，通过多次计算，确定其最优的注汽速度为120t/d，然后再运用该模型对注汽速度为150t/d的结果进行计算，并对不同注汽速度(90t/d、120t/d、150t/d)的计算结果进行对比，结果如表2所示：

表2不同注汽速度相关数据结果统计

由结果可知，各注汽速度分析结果表明较大的注汽速度可以有效增加区块的开发效果，注汽速度为120t/d时开发效果较好，此时蒸汽腔平均干度与蒸汽腔最优平均干度基本相等，而对比各注汽速度下累积油汽比曲线(图3，其中横坐标为累计生产时间，纵坐标为汽油比)表明，生产400d时注汽速度为120t/d下的累积油汽比最高，其经济效益最好，计算结果表明本申请最优注汽速度的确定方法准确性较高。

此外，利用本申请所提供的蒸汽腔平均干度的计算方法，进行多油田区块的计算可知，在进行蒸汽腔最优平均干度的计算时，第一步中可假设的n0等于0，可有效节省其计算效率。

本申请以热力学和热传导学原理为依据，又因注汽速度较大时，注入蒸汽的传热效率较低，蒸汽腔内平均干度较大，注汽速度较小时，注入蒸汽对油层的传热及顶底盖层的热损失率较大，蒸汽腔内平均干度较小，而根据平均干度即可快速确认蒸汽腔内最优平均干度值，再通过最优平均干度反推最优注汽速度，对现场生产具有极佳的指导意义。

最后需要说明的是，上述描述仅仅为本发明的优选实施例，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不违背本发明宗旨及权利要求的前提下，可以做出多种类似的表示，这样的变换均落入本发明的保护范围之内。