稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法

摘要

本发明公开了一种稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法，包括第一步将超临界多元热流体注入阶段结束时的地层区域依次划分为SCFA、HWA和COA三个区域，其中SCFA和HWA构成HOA，并定性确定模型各区域的温度分布；第二步和第三步分别构建SCFA和HWA的半径计算模型；第四步构建焖井结束和生产阶段，SCFA平均地层温度、HWA平均地层温度、以及HOA平均地层压力和平均含水饱和度的计算模型；第五步构建产能计算模型；第六步，通过解析解进行产能计算。合理划分超临界多元热流体的作用区域，并充分考虑流体组分对油水产生的物性影响，利用科学计算方法完成对油藏各吞吐周期的产能预测，填补本领域的技术空白，有利于超临界多元热流体吞吐开采技术的应用和推广。

说明书

技术领域

本发明涉及油气田开发工程技术领域，具体涉及一种稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法。

背景技术

目前针对中深层稠油油藏，注常规蒸汽和常规多元热流体均存在热损失大、蒸汽波及范围有限、降粘效果差等缺点，直接导致开发效果不理想，因此，我国学者提出了超临界多元热流体吞吐技术，其基本原理是燃料浆液在有超临界水的环境中，发生气化反应后与溶解于超临界水中的含氧气体混合燃烧，产生含有超临界水、氮气、二氧化碳的超临界多元热流体。

超临界多元热流体注入油层以后，具有增能保压、溶解降粘和波及效率高等优点，可有效改善油藏的开发效果。此外，制备超临界多元热流体可直接采用稠油产出液，大幅降低了燃油及水处理成本，从表观而言，提高了油田的经济效益。然而，如何准确判断或预测超临界多元热流体吞吐的产能或效果，或根据预测情况调整吞吐工艺参数等，这些目前均处于技术空白区域，大大制约了超临界多元热流体吞吐开采技术的应用和推广。

发明内容

有鉴于此，本发明提供了一种稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法，以准确预测吞吐周期内的产能，对吞吐效果进行量化判断，便于及时调整吞吐工艺参数，提高开采经济效益以及开采技术的推广。

其技术方案如下：

一种稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法，其关键在于，按以下步骤进行：

S1，根据超临界多元热流体物性及吞吐过程，将注入阶段结束时的地层区域依次划分为SCFA、HWA和COA三个区域，其中SCFA和HWA构成HOA，并定性确定模型各区域的温度分布，所述SCFA为超临界多元热流体区域、HWA为热水区域、COA为冷油区域、HOA为热油区域；

S2，构建SCFA半径计算模型；

S3，构建HWA半径计算模型；

S4，构建SCFA焖井结束时平均地层温度

S5，构建产能计算模型；

S6，通过解析解进行产能计算。

采用以上方案，将注入热量后的油藏划分为冷油区域和热油区域，又创造性的将热油区域细分为超临界多元热流体区域和热水区域，同时又对各细分加热区域进行范围计算，以达到精准确定超临界多元热流体作用效果的目的，结合产能计算模型及相关参数的计算方法即可得到各吞吐周期较为精准的产能，现场应用过程中，亦可根据本方法及时调整吞吐工艺参数，优化开采工艺措施，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S2中应首先假设SCFA的温度场径向上呈线性分布，T(r)＝kr+b，其中T(r)为超临界多元热流体区域的温度，℃；

其次，通过导热系数修正得到油藏盖层和底层的热能损失速率之和Q

最后，通过能量平衡关系及Laplace变换，即可得到SCFA半径r

其中，i

采用以上方案，考虑多种情况及影响因素后得到的超临界多元热流体区域半径的计算模型，其计算结果更接近实际情况，有利于提高产能预测的精准度。

作为优选：步骤S3中假设HWA的温度场径向上呈线性分布，T′(r)＝k′(r-r

再根据蒸汽吞吐模型中热水区加热范围计算方法推导HWA的半径计算模型为

采用以上方案，在超临界多元热流体区域半径的计算模型基础之上建立热水区域半径计算模型，二者相辅相成，实现动态闭环，有利于保证其计算模型的准确性和可靠性。

作为优选：步骤S5中构建产能计算模型时应考虑油水粘度和相对渗透率的动态变化，并假设油藏为圆形封闭地层，所述产能计算模型包括产油速度Q

其中，

其中：Q

采用以上方案，因为超临界多元流体中二氧化碳对稠油的粘度会造成影响，同时温度会对油水相对渗透率造成影响，稠油粘度和相对渗透率的改变又会直接影响产能，如仍按原始稠油粘-温关系和一种温度下的油水相对渗透率进行建模，则其结果精度会大大降低，而本方案中充分考虑此种情况后再进行建模，有利于更真实的模拟生产情况，提高模型计算结果的精确度。

作为优选：所述步骤S6按如下步骤进行：

S6.1，采集基本参数，所述基本参数包括油藏参数、流体参数以及工艺参数；

S6.2，赋值吞吐周期数n＝1，以及最大吞吐周期数n

S6.3，计算SCFA半径和HWA半径；

S6.4，计算焖井结束时，SCFA平均地层温度

S6.5，赋周期内生产时间t

S6.6，计算产油量Q

S6.7，计算开井生产阶段SCFA平均地层温度

S6.8，比较Q

S6.9，周期数n＝n+1，比较n与n

采用以上方法进行计算，便于实现程序化语言计算，同时可根据需要快速输出各吞吐周期计算结果，或进行吞吐参数调整，为开采工艺的制定提供更快捷的途径等。

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超临界多元热流体吞吐产能预测方法，合理划分超临界多元热流体注入之后的作用区域，并充分考虑流体组分对油水产生的物性影响，精准计算热油区的加热半径，再根据加热半径构建合理产能计算模型，最后利用科学的计算方法即可完成对油藏各吞吐周期的产能预测，为吞吐工艺参数的调整提供理论依据，同时填补了本领域的技术空白，有利于超临界多元热流体吞吐开采技术的应用和推广。

附图说明

图1为本发明的流程图；

图2为SCFA、HWA和COA的分布图；

图3为超临界多元热流体吞吐储层温度分布图；

图4为原油的粘-温特性曲线；

图5为油水在不同温度下的相对渗透率曲线示意图；

图6为模型计算步骤示意图；

图7为应用本方法进行产能预测结果与实验结果对比示意图。

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7，本申请主要提供了一种稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法。首先，需要清楚的是超临界多元热流体主要由水、氮气、二氧化碳组成，其中水是最主要的热载体，携带了绝大部分的热量，而根据水的P-V相图可知，水存在一个临界点，该临界点存在固定的温度和压力，其临界温度T

稠油油藏直井的吞吐过程中，若地层压力始终在水的临界压力以上，当超临界多元热流体注入完成后，携带的热量大部分用于加热储层，另一部分则通过顶底盖层损失，因此油藏整体温度升高，但是地层温度从井筒附近到远离井筒是逐渐降低的。

细分一下，超临界水首先从注入温度逐渐降低至临界温度，该区域的水则为超临界态，形成超临界流体区域；再从临界温度继续降低，该区域的水则直接变为液态，形成热水区域，由于地层压力始终保持在水的临界压力以上，所以即使温度降低，也不会形成蒸汽区域。

上述分析过程则形成本申请的第一步，即根据超临界多元热流体的物性及其作用原理，将注入阶段结束时对应的地层区域依次划分为超临界多元热流体区域SCFA、热水区域HWA和冷油区域COA(如图2所示)，其中热水区域HWA和超临界多元热流体区域SCFA又统称为热油区域HOA，并且为提高本方法的可行性，故本申请的方法主要针对中深层稠油油藏，且油藏的热物性参数不随温压变化或变化可以忽略，同时油藏的地层压力始终大于22MPa，即始终在水的临界压力P

且本实施例中，超临界多元热流体区域内，地层温度从超临界多元热流体的注入温度(T

需要注意的是，在后续建模过程中，假设传热过程瞬间完成，忽略储层内垂直方向的温差，不考虑井筒热损失，即井底温度等于超临界多元热流体的注入温度。

完成区域划分之后，则需对各区域大小进行计算，只有在确定作用区域大小之后，才能完成产能的准确计算，故本申请的第二步和第三步则是构建SCFA和HWA的半径计算模型，其具体过程如下：

在构建SCFA半径计算模型时，考虑到加热区域内地层温度是非等温变化，同时为了简化模型计算，故本申请中假设超临界多元热流体区域的温度场径向上呈线性分布，即，

T(r)＝kr+b，

其中，T(r)为超临界多元热流体区域的温度，℃；

因为对于超临界多元热流体吞吐过程而言，其中的氮气不易溶解于地层流体，且相比于水、原油和二氧化碳，氮气的密度最小，所以会有大量氮气聚集在油层上部，形成隔热层，从而降低了超临界多元热流体在油层顶部的热量损失，为准确体现超临界多元热流体中氮气的保温作用，本申请中分开计算油藏盖层和底层的热能损失速率。

氮气层的传热机理较为复杂，同时存在导热以及对流传热，为了简化分析和计算，本申请将油层上部氮气层的传热过程作为导热来处理，并假设氮气层和油层盖层均质，以两者交界面处的导热系数作为修正后的顶部岩层导热系数，本实施例中采用调和平均插值法，对顶部岩层导热系数进行修正，修正后的顶部岩层导热系数为：

式中：λ

而热能在储层的热损失即为油藏盖层和底层的热能损失速率之和，即，

式中：Q

使用时间作为积分变量，则

式中：τ为热能传递至油层某处的时间，h；t-τ为热能传递至油层某处开始发生盖层和底层热损失所需的时间。

油层热能的增加速率为：

式中：Q

热能的注入速率为：

Q

式中：Q

根据Marx-Langenheim能量平衡关系，热能的注入速率等于顶底盖层的热损失速率与地层热能的增加速率之和，即：

令dA′＝2πr[T(r)-T

对上式进行Laplace变换，得

式中：S为Laplace变量；L(A')为Laplace变化函数。

令

对上式再进行Laplace逆变换，得

式中：erfc为误差补偿函数。

设无因次时间

又因为：

最终得到超临界多元热流体区域SCFA半径的计算模型为：

同理，热水区域HWA的半径计算模型与SCFA的计算原理方法相同，且同样考虑氮气的保温作用，并假设热水区域HWA温度场径向上呈线性分布，即

T′(r)＝k′(r-r

式中：T'(r)为热水区域的温度，℃；

借助现有的蒸汽吞吐模型中热水区加热范围的计算方法(参考论文：稠油油藏蒸汽吞吐加热半径及产能预测新模型)，可推得本申请中热水区域HWA的半径为：

其中：

式中：h

本申请中第四步构建SCFA焖井结束平均地层温度

为便于理解，本实施例中先对产能计算模型做描述，首先在建立本产能计算模型之初，即充分考虑油水粘度和相对渗透率的动态变化，其原因在于，稠油中溶解的二氧化碳和温度变化会影响其粘度，同时温度的变化还会对油水相对渗透率产生影响。在此基础之上，假设油藏为圆形封闭地层，则可得到产油速度Q

其中，

其中：Q

在完成上述三个模型的构建之后，剩下的即是对主要相关参数的计算及采用何种方式计算的问题。

首先进行热油区平均地层温度的计算，包括SCFA平均地层温度

超临界多元热流体区域的平均温度T

热水区域的平均温度T

焖井期间，热能一方面加热原油，一方面散失于顶底盖层。因此，焖井结束后的超临界多元热流体区域和热水区域的平均温度分别为：

式中：

在生产过程中，地层热损失还要考虑原油加热区产出液所携带的热量。因此，生产阶段超临界多元热流体区域和热水区域的平均温度分别为：

式中：

其次进行热油区平均地层压力的计算，根据体积平衡原理，可知注入超临界多元热流体的地下体积应等于地下原油体积的压缩量、束缚水体积的压缩量和地层孔隙体积的增加量之和，由此可以计算焖井阶段的平均地层压力为：

式中：

因为非凝析气的产出量较少，故可以忽略不计，同样根据体积平衡原理，可知生产油和水的地下体积应等于地下原油体积的膨胀量、地下水体积的膨胀量和地层孔隙体积的减小量之和，由此可以计算生产阶段的平均地层压力为：

式中：

根据水相的质量守恒方程，某一阶段的地下水量等于原始地下水量与注入水量之和减去采出水量，由此可以计算得到各阶段的含水饱和度为：

式中：S

为了能够更加准确地预测超临界多元热流体吞吐每个轮次的生产动态，应考虑上一个吞吐周期后地层中所残余的热量。首先，假设每次吞吐周期开始之前，整个油藏的温度都处于原始地层温度，然后，将上一个吞吐周期的余热量计算到下一吞吐轮次时注入的总能量中。计算余热量(Q

因为超临界多元热流体对稠油物性的影响机理主要为加热降粘机理和气体溶解机理。其中，气体溶解降粘主要受超临界多元热流体中的二氧化碳影响。二氧化碳溶解于原油中可降低界面张力，同时减小原油密度，从而大幅度降低原油粘度。通过实验测试渤海某油藏的稠油样品在不同条件下的粘度(如图4所示)，可以看出：温度低于60℃时，随着温度的升高，稠油粘度显著降低；温度高于60℃时，随着温度的升高，稠油粘度降低幅度较小；此外，相同温度下，饱和了二氧化碳后的稠油粘度明显低于脱气稠油粘度。

油藏温度升高，岩石表面吸附的极性物质解附，水分子转而吸附其上，从而导致岩石的亲水性增强，束缚水饱和度增加；此外，岩石的热膨胀会堵塞喉道，也会导致束缚水饱和度增加。整体而言，如图5所示，随着温度升高，束缚水饱和度增加，油水两相渗流区范围增大，曲线大致向右平移。

假设随着温度的升高，残余油饱和度下的水相相对渗透率线性增加，束缚水饱和度线性增加，残余油饱和度线性减小，结合Willhite经验公式即可建立油水相对渗透率与含水饱和度、温度的关系式为：

式中：K

最后，本申请中采用解析解的思路计算油井各吞吐周期的产能及其他参数，其具体步骤如图6所示，主要包括九个步骤，分别如下：

第一步，采集油藏参数、流体参数以及工艺参数等基本参数，如采用计算机程序计算，则将这些基本参数输入电脑中。

第二步，赋值吞吐周期数n＝1，以及最大吞吐周期数n

第三步，计算超临界多元热流体区域的半径r

第四步，计算焖井阶段结束时，超临界多元热流体区域的平均地层温度

第五步，赋周期内生产时间t

第六步，计算产油量Q

第七步，计算开井生产阶段超临界多元热流体区域的平均地层温度

第八步，比较Q

第九步，令周期数n＝n+1，比较n与n

第八步和第九步为判断循环步骤，n

需要注意的是，上述计算过程的第六步中，首先根据第四和第五步中的参数计算得到初次产油量、产水量及相应累产量，接着第七步中需要应用第六步中的得到参数进行开井生产阶段各参数的计算，生产阶段的各参数计算完成之后，再将其代入产能计算公式中计算生产阶段的产能，然后再将其计算的产能与设定的最小产油量Q

参考图1至图7，本实施例中以某油田油藏的地质特征、流体特征及生产工艺参数(如表一所示)，结合现有实验条件，进行三维物理模拟实验，同时应用本申请的预测方法对其进行预测计算(如表二所示)，最后将预测结果与模拟实验结果进行对比，其对比如图7所示，结果显示，前三个周期中，随着吞吐轮次增加，最大日产油量逐渐增大，这是由于油层厚度大，油藏原始温度低，前几个轮次注入的超临界多元热流体主要是预热地层，其加热范围有限；随着吞吐轮次增加，加热范围增大，稠油可动范围增大，故其产量也逐渐增加，整体而言，本申请预测计算的前三个吞吐周期的日产油量与实验结果相近，即证明本申请中所提出的稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法的准确性和可靠性，弥补了本领域的技术空白，同时在现场实际生产过程中，则可采用本方法进行计算预测，并及时调整吞吐参数，有利于超临界多元热流体吞吐开采计算的应用和推广。

表一基本参数表

表二本申请预测计算结果表

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。