CN102654048A - 注采两趟管柱平衡压井控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种注采两趟管柱平衡压井控制方法，包括以下步骤：(1)计算多元热流体吞吐井自喷期间的产能、地层压力；(2)确定压井时机；(3)计算压井时的井底压力；(4)计算压井液密度，选择压井液；(5)计算压井液用量；(6)确定压井方式。本发明可保证多元热流体吞吐井及时的由自喷采油转入机械采油，充分的利用注入地层中的能量；同时将修井作业时效降到最低，最大限度降低油层污染和地层热损失，保持海上稠油油田的高速高效开发。

Description

注采两趟管柱平衡压井控制方法

技术领域

本发明涉及一种稠油热采配套工艺技术，特别是一种在稠油热采阶段由自喷采油转为机械采油时的注采两趟管柱平衡压井控制方法。

背景技术

多元热流体吞吐技术，是一种高效的稠油热采技术，其主要利用多元热流体发生器，将注入的燃料(柴油或天然气)和氧化剂(空气)在燃烧室中燃烧，依靠产生的高温高压燃气将混合掺入的水汽化，产生高温高压热流体，再根据技术需要添加化学剂(起泡剂或降粘剂)形成多元热流体，将所形成的混合物一并注入油层，依靠热能、气体、化学剂的综合驱油机理提高稠油采收率。

多元热流体注入结束焖井后，稠油井因为地层压力高，能量足，会自喷生产，但随着地层压力和温度的逐渐降低，自喷能力已达不到配产要求。采用注采两趟管柱需要进行换泵修井作业，强化机械采油。换泵修井涉及到洗井、压井等作业工序。

现有的热采井注采两趟管柱压井，是在油井自喷基本无产量时进行压井作业，然后再下泵生产，对压井时机的确定不明确，以致不能及时的由自喷采油转入机械采油，不能充分的利用注入地层中的能量；同时压井作业时间长，易增加压井液对地层的污染和伤害，降低了油层的温度，降低了热采效果。

因此，在热采井由自喷采油转为机械采油期间，需要一种有效的、经济的注采两趟管柱平衡压井控制方法。

发明内容

本发明的目的在于提供了一种注采两趟管柱平衡压井控制方法，明确压井时机，保证多元热流体吞吐井及时的由自喷采油转入机械采油，充分的利用注入地层中的能量；同时将修井作业时效降到最低，选择合适的压井液，最大限度降低油层污染和地层热损失，保持海上稠油油田的高速高效开发。

为了解决上述问题，本发明提供了一种应用于稠油热采中的注采两趟管柱平衡压井控制方法，包括以下步骤：

(1)计算多元热流体吞吐井自喷期间的产能，即产油量、产水量、产气量：

$Q_o=J_o(P_a-P_{\mathrm{wf}})=\frac{0.0864}{B_o(R_1^{\left(o\right)}+R_2^{\left(o\right)})}(P_a-P_{\mathrm{wf}})$

$Q_w=J_w(P_a-P_{\mathrm{wf}})=\frac{0.0864}{B_w(R_1^{\left(w\right)}+R_2^{\left(w\right)})}(P_a-P_{\mathrm{wf}})$

$Q_g=J_g(P_a-P_{\mathrm{wf}})=\frac{774.6{\mathrm{KK}}_{\mathrm{rg}}h}{{\stackrel{\‾}{T}}_a\stackrel{\‾}{\mathrm{\μ}}\stackrel{\‾}{Z}[\ln \frac{R_h}{R_w}-\frac{1}{2}{\left(\frac{R_h}{R_e}\right)}^2+S]}({P_a}^2-{P_{\mathrm{wf}}}^2)+Q_o(R_{s1}-R_{s2})$

$R_1^{\left(o\right)}=\frac{{\mathrm{\μ}}_o}{2\mathrm{\π}{\mathrm{KK}}_{\mathrm{ro}}h}[\ln \frac{R_h}{R_w}-\frac{1}{2}{\left(\frac{R_h}{R_e}\right)}^2+S]$ $R_2^{\left(o\right)}=\frac{{\mathrm{\μ}}_o}{2\mathrm{\π}{\mathrm{KK}}_{\mathrm{rocw}}h}[\ln \frac{R_e}{R_h}-\frac{3}{4}+\frac{1}{2}{\left(\frac{R_h}{R_e}\right)}^2]$

$R_1^{\left(w\right)}=\frac{{\mathrm{\μ}}_w}{2\mathrm{\π}{\mathrm{KK}}_{\mathrm{rw}}h}[\ln \frac{R_h}{R_w}-\frac{1}{2}{\left(\frac{R_h}{R_e}\right)}^2+S]$ $R_2^{\left(w\right)}=\frac{{\mathrm{\μ}}_w}{2\mathrm{\π}{\mathrm{KK}}_{\mathrm{rwcw}}h}[\ln \frac{R_e}{R_h}-\frac{3}{4}+\frac{1}{2}{\left(\frac{R_h}{R_e}\right)}^2]$

式中：Q_o、Q_w、Q_g-单位时间内产油量，产水量、产气量，m³/d；

J_o、J_w、J_g-采油、产水、产气指数，(m³/d)/MP_a；

R₁ ^(O)、R₁ ^(w)、R₂ ^(O)、R₂ ^(w)-中间计算参数；

R_w、R_h、R_e-油井半径、加热半径、供给半径，m；

S-表皮系数；

R_s1、R_s2-地层条件和地面条件下的混合气的溶解度；

B_o、B_w-油、水体积系数；

P_wf、P_a-井底流压、自喷期间平均地层压力MP_a；

h-油层有效厚度，m；

K，K_rg-储层岩石绝对渗透率，气相的相对渗透率，10^-3μm²；

K_ro，K_rw-热油区的油、水相相对渗透率，10^-3μm²；

K_roow，K_rwow-冷区束缚水条件下的油相、水相相对渗透率，10^-3μm²；

-平均地层压力P_a和地层温度T_a下气体的粘度，mPa·s；

μ_o、μ_w-地层条件下原油、水的粘度，mPa·s；

-平均地层压力P_a和地层温度T_a下气体的偏差系数；

(2)确定压井时机：根据步骤(1)计算各时间点油井自喷期间的产能，并绘制油井自喷生产期内产能预测曲线，并以油井的经济极限产量为控制点，当油井自喷能力减弱，产量递减快，所预测的日产油量接近油井的经济极限产量时，即开始进行压井作业。

其中，压井时机的确定主要是基于对油井自喷期间产油量的预测，对产水量和产气量的计算以及预测可作为结合考虑因素，以做出更准确的预测和判断。其中，所预测的日产油量接近油井的经济极限产量是指，根据油井自喷期间的产油量预测曲线，当自喷生产期内某一天的预测日产油量与油井的经济极限产量接近(经济极限产量±5方)时，即从该天开始进行压井作业，转入机械采油。实际生产过程中，可以根据油井自喷期间的产油量预测曲线选择日产油量最为接近油井的经济极限产量，且其后日产油量均低于油井的经济极限产量的一天作为压井日。

进一步地，本发明所述的注采两趟管柱平衡压井控制方法还包括计算油井自喷期间的平均地层压力的步骤。

自喷期间的平均地层压力：

$P_a=\stackrel{\‾}{P}-\frac{N_w{B}_w+N_o{B}_o+N_g{B}_g}{N{B}_o{C}_e}+\frac{N_{\mathrm{oh}}(\stackrel{\‾}{T}-T_a){\mathrm{\β}}_e}{N{C}_e}$

式中：P_a、

-自喷期间、以及焖井结束时平均地层压力，MP_a；

N_w、N_o、N_g-自喷期间的累积产水量、累积产油量、累积产气量，m³；

N、N_oh-总储量和加热区的原始地质储量，m³(地面)；

B_o、B_w、B_g-油、水、气体积系数；

T_a-焖井结束时、自喷期间的平均地层温度，℃；

β_e-热膨胀系数，

1/℃，其中：β_o、β_w-油、水膨胀系数；

C_e-综合压缩系数， $C_e=C_o+C_w\frac{S_{\mathrm{wi}}}{S_{\mathrm{oi}}}+\frac{C_p}{S_{\mathrm{oi}}},{\left(M{P}_a\right)}^{-1};$

C_o、C_w、C_p-油、水、孔隙的压缩系数，(MP_a)^-1；

S_oi、S_wi-原始地层油和水的饱和度。

根据计算的油井自喷期间平均地层压力绘制油井自喷生产期内平均地层压力变化预测曲线。地层压力的变化可作为确定压井时机的结合考虑因素，优选地，当预测的油井自喷日产油量接近油井的经济极限产量，且地层压力变化趋于平缓时，即开始进行压井作业。

进一步地，本发明所述的注采两趟管柱平衡压井控制方法还包括选择压井液的步骤。所述选择压井液的步骤包括：

通过下述公式计算压井液的密度：

ρ＝100(P_f+P_e)/H

其中，ρ为压井液的密度，g/cm³；P_f为压井时的井底压力，MP_a；P_e为安全附加值，油井：1.5-3.5MP_a，气井：3.0-5.0MP_a；H为油层中部深度，m；

其中，压井时的井底压力P_f通过以下方式确定：

P_f＝P_h+P_fr+P_t

其中，P_h、P_fr、P_t分别表示井内液柱压力、井筒摩擦阻力、井口油压，MP_a。

井口油压P_t可由油压表读取，井内液柱压力P_h与井筒摩擦阻力P_fr之和为井筒压力降，可参照奥齐思泽斯基(Orkiszewski)方法，按压力增量迭代计算。

$P_h+P_{\mathrm{fr}}=\mathrm{\Σ}{p}_k=\mathrm{\Σ}\left[\frac{{\mathrm{\ρ}}_{m}g+{\mathrm{\τ}}_f}{1-\frac{W_t{q}_g}{A_p^2\stackrel{\‾}{p}}}\right]h_k$

式中：p_k-计算管段的压力降，MP_a；

-计算管段的平均压力，MP_a；

A_p-管柱流通截面积，m²；

h_k-计算管段的深度差，m；

W_t-流体总质量流量，kg/s；

q_g-气体体积流量，m³/s；

g-重力加速度，m/s²；

ρ_m-混合流体的平均密度，kg/cm³；

τ_f-摩擦梯度，MP_a/m。

其中，混合流体的平均密度ρ_m需结合产出气的气体组分浓度进行计算(多元热流体吞吐井自喷期间的产出气包括：N₂、CO₂、CO、CH₄等，可取样后通过气体分析仪测量不同气体组分的浓度)。

根据计算得到的压井液密度，现场配置压井液(如KCL压井液)。

进一步地，所述选择压井液的步骤还包括计算压井液的用量。

$V=\mathrm{\Σ}\frac{\mathrm{\π}[{(d_{\mathrm{ci}}-d_{\mathrm{oo}})}^2+{d_{\mathrm{oi}}}^2]h_i}{4}(1+k)$

式中：V-压井液体体积，m³；

d_oi、d_oo、d_ci-不同热采井段的油管内径、外径、套管内径，m；

h_i-不同段管柱的长度；

k-附加量，一般取0.5-1(压井过程中压井液存在着损失，因此压井液用量要大于井筒和油套环空容积)。

进一步地，本发明所述的注采两趟管柱平衡压井控制方法还包括确定压井方式的步骤。所述压井方式包括正循环压井和反循环压井。在选用压井方式时一般优先选用正循环压井。因为正循环压井具有对井口的额定压力要求低，对地层造成的回压小、伤害小等优点；但施工时间长，使用的压井液多。在现场压井液量少以及施工时间紧的情况下，可选用反循环压井。

所述步骤(1)中自喷期间的产能计算包括了多元热流体的流入动态计算，在油水相的产能方程的基础上，添加了气相的产能计算，同时充分考虑了地层温度、压力的影响，而地层压力又与产能相关，整个计算过程是个相互耦合的过程。

本发明具有如下优点：

1.本发明根据多元热流体吞吐井自喷期间的产能、地层压力预测以及海上生产井的经济极限产量确定压井时机。明确了压井时机，可保证多元热流体吞吐井及时地由自喷采油转入机械采油，充分的利用注入地层中的能量；同时将修井作业时效降到最低，选择合适的压井液，最大限度降低油层污染和地层热损失，保持海上稠油油田的高速高效开发。

2.本发明应用过程简单、可靠，可实现自动化操作，本发明使用可靠性高，效果好。

附图说明

图1注热期间流体流动(地层段井筒管柱组合剖面)示意图；

图2自喷期间流体流动示意图；

图3海水段井筒管柱组合剖面示意图；

图4正循环压井示意图；

图5反循环压井示意图；

图6自喷期间的产油量预测曲线；

图7自喷期间的平均地层压力变化预测曲线。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明作进一步的详细描述，以使本领域技术人员能够实践本发明。应当理解，可以采用其他实施方式，并且可以做出适当的改变而不偏离本发明的精神或范围。为了避免对于使本领域技术人员能够实践本发明来说不必要的细节，说明书可能省略了对于本领域技术人员来说已知的某些信息。因此，以下详细描述不应以限制性的意义来理解，且本发明的范围仅由所附权利要求界定。

本发明所述的“一种注采两趟管柱平衡压井控制方法”包括以下步骤：

(1)计算多元热流体吞吐井自喷期间的产能、地层压力。

本发明所述的计算方法包括多元热流体的流入动态(见附图1)计算，是以蒸汽吞吐流入动态计算(具体请参见《蒸汽吞吐流入动态预测》，陈月明等著)为基础，在油水两相的产能方程的基础上，添加了气相的产能计算。同时产能计算中充分考虑了地层温度、压力的影响，而地层压力又与产能相关，整个计算过程是个相互耦合的过程。

(A)加热半径计算

$R_h=\sqrt{\frac{H_o\·h\·M_R\·\mathrm{\α}}{4\mathrm{\π}{\left(3600{\mathrm{\λ}}_S\right)}^2(T_s-T_i)}(e^{t_D}\mathrm{erfc}\sqrt{t_D}+2\sqrt{\frac{t_D}{\mathrm{\π}}}-1)}$

H_o＝3600×10³×(x_zm_H2OH_s(T_s)+(1-x_z)m_H2OH_ws(T_s)+m_N2H_N2(T_s)+m_CO2H_CO2(T_s))

式中：R_h-加热半径，m；

H_o-平均注入热量，J/h；

α-地层的热扩散系数，m²/h；

h-油层厚度，m；

M_R-储油层含油、含水及岩石的体积热容，或油层热容量，J/(m³·℃)；

m_H2O-氮气、二氧化碳、水(包括干蒸汽)的质量流量，kg/s；

x_z-多元热流体到达井底的蒸汽的干度，小数；

H_s(T_s)、H_ws(T_s)、H_N2(T_s)、H_CO2(T_s)-温度T_s下，干蒸汽、饱和水、氮气、二氧化碳的热焓，KJ/kg；

λ_s-顶底层岩石导热系数，W/(m·℃)；

t_D-无因次时间；

e-自然对数底；

T_i、T_s-原始地层温度、井底多元热流体的温度，℃。

(B)焖井结束时的平均地层温度计算

加热区的油层温度随焖井时间的增加而降低。加热区平均温度

可用下式表示：

$\stackrel{\‾}{T}=T_i+(T_s-T_i)\·{\stackrel{\‾}{V}}_r\·{\stackrel{\‾}{V}}_z$

${\stackrel{\‾}{V}}_r=\frac{1}{1+5{\mathrm{\θ}}_r};$ ${\stackrel{\‾}{V}}_z=\frac{1}{\sqrt{1+5{\mathrm{\θ}}_z}}$ ${\mathrm{\θ}}_r=\frac{{\mathrm{\αt}}_{\mathrm{mj}}}{r_h^2};$ ${\mathrm{\θ}}_z=\frac{4{\mathrm{\αt}}_{\mathrm{mj}}}{h^2}$

式中：

-径向、垂向热损失导致温度下降的百分数；

θ_r、θ_z-无量纲时间；

t_mj-焖井时间；

r_h-加热半径，m。

(C)焖井结束时的平均地层压力计算

$\stackrel{\‾}{P}=P_i+\frac{G_w{B}_{\mathrm{we}}+G_N{B}_{\mathrm{Ne}}+G_C{B}_{\mathrm{ce}}}{{\mathrm{NB}}_{\mathrm{oe}}{C}_e}+\frac{N_{\mathrm{oh}}(\stackrel{\‾}{T}-T_i){\mathrm{\β}}_e}{{\mathrm{NC}}_e}$

式中：N、N_oh-总储量和热区内的原始地质储量，m³；

G_w、G_N、G_c-地面累计注入水当量，累积氮气、二氧化碳注入量，m³；

B_we、B_Ne、B_ce、B_oe-在

和

下的水、氮气、二氧化碳、原油体积系数；

P_i-焖井结束时的平均地层压力、原始地层压力，MP_a；

β_e-热膨胀系数，1/℃；

C_e-综合压缩系数，(MP_a)^-1。

(D)自喷期间的平均地层温度计算

开井生产后与焖井期间相比，除径向和垂向热损失外，还有产出液带出的热量，从而使加热区温度进一步降低。用公式可表示为：

$T_a=T_i+(T_s-T_i)[\stackrel{\‾}{V_{r1}}\stackrel{\‾}{V_{z1}}(1-\mathrm{\δ})-\mathrm{\δ}]$

$\stackrel{\‾}{V_{r1}}=\frac{1}{1+{5\mathrm{\θ}}_{r1}};$ $\stackrel{\‾}{v_{z1}}=\frac{1}{\sqrt{1+{5\mathrm{\θ}}_{z1}}}$

${\mathrm{\θ}}_{r1}=\frac{\mathrm{\α}(t_{\mathrm{mj}}+t_p)}{r_h^2};$ ${\mathrm{\θ}}_{z1}=\frac{4\mathrm{\α}(t_{\mathrm{mj}}+t_p)}{h^2}$

式中：

-径向、垂向热损失导致温度下降的百分数；

θ_r1、θ_z1-无量纲时间；

δ-带出热量后的温度降低修正系数：

$\mathrm{\δ}=\frac{1}{2}\frac{{\∫}_{t_j}^t{H}_f\mathrm{dt}}{{\mathrm{\πr}}_h^{2}h{M}_R(T_s-T_i)}=\frac{1}{2}\frac{{10}^3\×H_f{t}_p}{{\mathrm{\πr}}_h^{2}h{M}_R(T_s-T_i)}$

其中：H_f-单位时间内带出的热量，kcal/d；

M_R-储油层含油、含水及岩石的体积热容，或油层热容量，J/(m³·℃)；

t_p、t-自喷生产时间、从周期开始到计算时刻的时间，d；

t_j-注多元热流体时间，d；

h-油层厚度，m。

(E)自喷期间的平均地层压力计算

$P_a=\stackrel{\‾}{P}-\frac{N_w{B}_w+N_o{B}_o+N_g{B}_g}{{\mathrm{NB}}_o{C}_e}+\frac{N_{\mathrm{oh}}(\stackrel{\‾}{T}-T_a){\mathrm{\β}}_e}{{\mathrm{NC}}_e}$

(F)自喷期间的产能计算

$Q_o=J_o(P_a-P_{\mathrm{wf}})=\frac{0.0864}{B_o(R_1^{\left(o\right)}+R_2^{\left(o\right)})}(P_a-P_{\mathrm{wf}})$

$Q_w=J_w(P_a-P_{\mathrm{wf}})=\frac{0.0864}{B_w(R_1^{\left(w\right)}+R_2^{\left(w\right)})}(P_a-P_{\mathrm{wf}})$

$Q_g=J_g(P_a-P_{\mathrm{wf}})=\frac{774.6{\mathrm{KK}}_{\mathrm{rg}}h}{{\stackrel{\‾}{T}}_a\stackrel{\‾}{\mathrm{\μ}}\stackrel{\‾}{Z}[\ln \frac{R_h}{R_w}-\frac{1}{2}{\left(\frac{R_h}{R_e}\right)}^2+S]}({P_a}^2-{P_{\mathrm{wf}}}^2)+Q_o(R_{s1}-R_{s2})$

$R_1^{\left(o\right)}=\frac{{\mathrm{\μ}}_o}{2\mathrm{\π}{\mathrm{KK}}_{\mathrm{ro}}h}[\ln \frac{R_h}{R_w}-\frac{1}{2}{\left(\frac{R_h}{R_e}\right)}^2+S]$ $R_2^{\left(o\right)}=\frac{{\mathrm{\μ}}_o}{2\mathrm{\π}{\mathrm{KK}}_{\mathrm{rocw}}h}[\ln \frac{R_e}{R_h}-\frac{3}{4}+\frac{1}{2}{\left(\frac{R_h}{R_e}\right)}^2]$

$R_1^{\left(w\right)}=\frac{{\mathrm{\μ}}_w}{2\mathrm{\π}{\mathrm{KK}}_{\mathrm{rw}}h}[\ln \frac{R_h}{R_w}-\frac{1}{2}{\left(\frac{R_h}{R_e}\right)}^2+S]$ $R_2^{\left(w\right)}=\frac{{\mathrm{\μ}}_w}{2\mathrm{\π}{\mathrm{KK}}_{\mathrm{rwcw}}h}[\ln \frac{R_e}{R_h}-\frac{3}{4}+\frac{1}{2}{\left(\frac{R_h}{R_e}\right)}^2]$

说明：步骤(E)自喷期间的平均地层压力计算与步骤(F)自喷期间的产能计算是个相互耦合的过程。

(2)确定压井时机。

根据步骤(1)计算油井自喷期间各时间点的产能、地层压力，并绘制自喷生产期内产能预测曲线和平均地层压力变化预测曲线，并以油井的经济极限产量为控制点，当油井自喷能力减弱、地层压力变化趋于平缓，产量递减快，日产油量接近油井的经济极限产量时，即开始进行压井作业。

(3)计算压井时的井底压力。

自喷期间，井筒油管内为气液两相流动。井底压力是井内液柱压力、井筒摩擦阻力和井口油压之和。

P_f＝P_h+P_fr+P_t

P_f、P_h、P_fr、P_t-井底压力，井内液柱压力，井筒摩擦阻力，井口油压，MP_a。

井口油压P_t可由油压表读取，井内液柱压力P_h与井筒摩擦阻力P_fr之和为井筒压力降，可参照奥齐思泽斯基(Orkiszewski)方法，按压力增量迭代计算。

$P_h+P_{\mathrm{fr}}=\mathrm{\Σ}\left[\frac{{\mathrm{\ρ}}_{m}g+{\mathrm{\τ}}_f}{1-\frac{W_t{q}_g}{A_p^{2}p}}\right]h_i$

其中：W_t、q_g根据压井时的产液、产气量计算，计算ρ_m和τ_f时要首先判断流动形态。计算ρ_m时，气体的密度需结合产出气的气体组分浓度进行计算(多元热流体吞吐井自喷期间的产出气包括：N₂、CO₂、CO、CH₄等，可取样后通过气体分析仪测量不同气体组分的浓度)。

(4)计算压井液密度，选择压井液。

在压井之前要根据地层情况、生产情况、井筒流体流动状态(附图2)，确定合适的压井液密度。

ρ＝100(P_f+P_e)/H

式中：ρ-压井液的密度，g/cm³；H-油层中部深度，m。

P_e-安全附加值，油井：1.5-3.5MP_a，气井：3.0-5.0MP_a。

选择压井液时应首先考虑尽量减少压井液对地层产生伤害，压井液性能应与地层配伍。根据所计算的压井液密度，现场配制压井液(KCL压井液等)，所需的压井液密度较小时可采用地热水作为压井液。

(5)计算压井液用量。

根据多元热流体吞吐井筒结构(参见附图1、附图3)计算压井液用量：

$V=\mathrm{\Σ}\frac{\mathrm{\π}[{(d_{\mathrm{ci}}-d_{\mathrm{oo}})}^2+{d_{\mathrm{oi}}}^2]h_i}{4}(1+k)$

(6)确定合理的压井方式。

采用循环压井的方式，包括正循环压井(附图4)和反循环压井(附图5)两种方式。

实施例：

以下将以位于渤海某油田的一口多元热流体吞吐井为例来阐述本发明的一般原理。

原始地层数据：原始地层压力9MP_a，原始地层温度46℃，供给半径600m，油田总地质储量3×10⁶m³，原始地层水储量1×10⁶m³，油层深度940m，地层热扩散系数0.002m²/h，岩石的比热0.7KJ/(kg·℃)，岩石的密度1900kg/m³，岩石导热系数2.4W/(m·℃)；

油藏地质物性参数：油层厚度7m，渗透率4.56×10^-3μm²，孔隙度0.351，表皮系数0.38，地层原油粘度449mPa·s，地面脱气原油密0.92g/cm³，原始含油饱和度0.7，原始含水饱和度0.2，束缚水饱和度0.2，残余油饱和度0.15；

注入参数：注入温度255℃，注入速度7.2～7.9t/h，注入时间24d，注入热水4000t，注入二氧化碳20×10⁴Nm³，注入氮气108×10⁴Nm³，井底蒸汽干度60％，焖井时间3d；

井筒数据：3-1/2”隔热油管总长度1468m、内径0.076m、外径0.0889m，13-3/”套管总长度200m、内径0.3153m，9-5/8”套管总长度1468m、内径0.2205m；

产出气气体组分浓度：O₂：0.28％，CO：0，CO₂：18.52％，CH₄：9.42％，N₂：71.64％，C_nH_m：0.14％。

1.根据上述方法计算多元热流体吞吐井自喷期间的产能、地层压力，并绘制油井自喷期间产油量预测曲线(附图6)和平均地层压力变化预测曲线(附图7)，结合海上生产井的经济极限产量(该油田油井的经济极限产量为30方)确定压井时机。由附图6、附图7可知：该油井自喷生产到29天时产油量为28.59m³/d，之后地层压力变化趋于平缓，产量降低较快，且产油量低于海上生产井的经济极限产量。因此自喷生产到29天时即开始进行压井作业，压井后转入机械采油。

2.计算压井时的井底压力为10.2MP_a，进而计算出压井液体密度为1.12g/cm³，压井液用量为120m³；

3.压井液选择KCL压井液，由于现场压井液充足，为降低压井液对地层的伤害，降低施工压力，压井方式选用正循环压井。

综上所述，以上仅为本发明的较佳实施例而已，并非用于限定本发明的保护范围，因此，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种应用于稠油热采过程中的注采两趟管柱平衡压井控制方法，所述方法包括以下步骤：

(1)计算多元热流体吞吐井自喷期间的产油量：

$Q_o=J_o(P_a-P_{\mathrm{wf}})=\frac{0.0864}{B_o(R_1^{\left(o\right)}+R_2^{\left(o\right)})}(P_a-P_{\mathrm{wf}})$

$R_1^{\left(o\right)}=\frac{{\mathrm{\μ}}_o}{2\mathrm{\π}{\mathrm{KK}}_{\mathrm{ro}}h}[\ln \frac{R_h}{R_w}-\frac{1}{2}{\left(\frac{R_h}{R_e}\right)}^2+S]$ $R_2^{\left(o\right)}=\frac{{\mathrm{\μ}}_o}{2\mathrm{\π}{\mathrm{KK}}_{\mathrm{rocw}}h}[\ln \frac{R_e}{R_h}-\frac{3}{4}+\frac{1}{2}{\left(\frac{R_h}{R_e}\right)}^2]$

式中：Q_o-单位时间内产油量，m³/d；

J_o-采油指数，(m³/d)/MP_a；

P_wf、P_a-井底流压、自喷期间平均地层压力，MP_a；

B_o-油体积系数；

R₁ ^(O)、R₂ ^(O)-中间参数；

μ_o-地层条件下原油的粘度，mPa·s；

K-储层岩石绝对渗透率，10^-3μm²；

K_ro-热油区的油相相对渗透率，10^-3μm²；

K_roow-冷区束缚水条件下的油相相对渗透率，10^-3μm²；

h-油层有效厚度，m；

R_w、R_h、R_e-油井半径、加热半径、供给半径，m；

S-表皮系数；

(2)确定压井时机：根据步骤(1)计算油井自喷期间各时间点的产油量，并绘制油井自喷生产期内产油量预测曲线，并以油井的经济极限产量为控制点，当所预测的油井自喷日产油量接近油井的经济极限产量时，即开始进行压井作业。

2.如权利要求1所述的注采两趟管柱平衡压井控制方法，还包括计算油井自喷期间的平均地层压力的步骤：

$P_a=\stackrel{\‾}{P}-\frac{N_w{B}_w+N_o{B}_o+N_g{B}_g}{{\mathrm{NB}}_o{C}_e}+\frac{N_{\mathrm{oh}}(\stackrel{\‾}{T}-T_a){\mathrm{\β}}_e}{{\mathrm{NC}}_e}$

式中：P_a、-自喷期间、以及焖井结束时平均地层压力，MP_a；

N_w、N_o、N_g-自喷期间的累积产水量、累积产油量、累积产气量，m³；

N、N_oh-总储量和加热区的原始地质储量，m³(地面)；

B_o、B_w、B_g-油、水、气体积系数；

T_a-焖井结束时、自喷期间的平均地层温度，℃；

β_e-热膨胀系数，

1/℃，其中：β_o、β_w-油、水膨胀系数；

C_e-综合压缩系数， $C_e=C_o+C_w\frac{S_{\mathrm{wi}}}{S_{\mathrm{oi}}}+\frac{C_p}{S_{\mathrm{oi}}},{\left(M{P}_a\right)}^{-1};$

C_o、C_w、C_p-油、水、孔隙的压缩系数，(MP_a)^-1；

S_oi、S_wi-原始地层油和水的饱和度；

根据计算的油井自喷期间平均地层压力绘制油井自喷生产期内平均地层压力变化预测曲线，当预测的油井自喷日产油量接近油井的经济极限产量，并且地层压力变化趋于平缓时，即开始进行压井作业。

3.如权利要求1所述的注采两趟管柱平衡压井控制方法，还包括选择压井液的步骤。

4.如权利要求3所述的注采两趟管柱平衡压井控制方法，其中所述选择压井液的步骤包括：

通过下述公式计算压井液的密度：

ρ＝100(P_f+P_e)/H

其中，ρ为压井液的密度，g/cm³；P_f为压井时的井底压力，MP_a；P_e为安全附加值，油井：1.5-3.5MPa，气井：3.0-5.0MP_a；H为油层中部深度，m。

5.如权利要求4所述的注采两趟管柱平衡压井控制方法，其中压井时的井底压力P_f通过以下方式确定：

P_f＝P_h+P_fr+P_t

其中，P_h、P_fr、P_t分别表示井内液柱压力、井筒摩擦阻力、井口油压，MP_a；

井口油压P_t通过油压表读取，井内液柱压力P_h与井筒摩擦阻力P_fr之和

$P_h+P_{\mathrm{fr}}=\mathrm{\Σ}{p}_k=\mathrm{\Σ}\left[\frac{{\mathrm{\ρ}}_{m}g+{\mathrm{\τ}}_f}{1-\frac{W_t{q}_g}{A_p^2\stackrel{\‾}{p}}}\right]h_k$

式中：p_k-计算管段的压力降，MP_a；

-计算管段的平均压力，MP_a；

A_p-管柱流通截面积，m²；

h_k-计算管段的深度差，m；

W_t-流体总质量流量，kg/s；

q_g-气体体积流量，m³/s；

g-重力加速度，m/s²；

ρ_m-混合流体的平均密度，kg/cm³；

τ_f-摩擦梯度，MP_a/m。

6.如权利要求4所述的注采两趟管柱平衡压井控制方法，其中所述选择压井液的步骤还包括：

通过下述公式计算压井液的用量：

$V=\mathrm{\Σ}\frac{\mathrm{\π}[{(d_{\mathrm{ci}}-d_{\mathrm{oo}})}^2+{d_{\mathrm{oi}}}^2]h_i}{4}(1+k)$

式中：V-压井液体体积，m³；

d_oi、d_oo、d_ci-不同热采井段的油管内径、外径、套管内径，m；

h_i-不同段管柱的长度；

k-附加量，取0.5-1。

7.如权利要求1所述的注采两趟管柱平衡压井控制方法，还包括确定压井方式的步骤。

8.如权利要求7所述的注采两趟管柱平衡压井控制方法，所述压井方式包括正循环压井和反循环压井。

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