CN104389568A - 蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明涉及蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取方法及装置，包括：确定蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度、蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积和蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积；获取单侧累积产油量中溶解气体的物质的量、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量、单侧气体层内自由气体的物质的量；利用单侧累积产油量中溶解气体的物质的量、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量、单侧气体层内自由气体的物质的量获取标况下所需注入的气体体积。

Description

蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取方法及装置

技术领域

本发明涉及石油开采技术领域，特别涉及一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取方法及装置。

背景技术

(1)SAGD

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是结合水平井和注蒸汽开采稠油的一种新颖的开采方式。该工艺首先由加拿大的R.M.Butler教授提出，并在加拿大阿尔伯特省进行了现场试验，取得了成功，并开始了规模化工业应用。蒸汽辅助重力泄油(SAGD)工艺以蒸汽作为加热介质，依靠重力作用开采稠油。SAGD工艺一般是在接近油层底层以上钻一口水平生产井，通过该井上方平行的第二口水平井或一系列垂直井连续注入蒸汽，从而在生产井上方形成蒸汽腔。注入蒸汽在上升过程中与冷油接触，凝析水和加热原油在重力驱替下流向生产井而产出。这种工艺最大的优点是利用蒸汽的重力超覆作用，化不利因素为有利条件，极大提高热能利用率，尤其对特稠油或超稠油的开采有着明显的优势。

在蒸汽辅助重力泄油过程中，蒸汽腔内整个泄油方式分为两种：首先是垂向泄油，蒸汽垂直向上运动并加热顶部原油，在重力势差的作用下直接流向底部；其次是侧向泄油，蒸汽在上升的同时，热量沿侧向传递，使蒸汽腔逐渐向两侧发展，侧部流动呈斜面状，受热原油沿斜面依靠重力作用向下流动。在流动过程中随着温度下降，原油粘度逐渐增加，形成一个上薄下厚的流动剖面。在整个蒸汽腔的形成和发育过程中，垂向泄油和斜面泄油并存，两者的共同作用使蒸汽腔呈现“蘑菇状”的剖面。

在蒸汽辅助重力泄油过程中，除了流体密度不同而产生的驱动力外，在注入井和生产井之间没有压差，原油完全依靠重力排泄采出。通过蒸汽的加热作用，降低原油粘度提高泄油速度；同时，减小蒸汽的窜流，增加扫油效率，可以获得较高的原油采收率。蒸汽辅助重力泄油开采的主要特征有三点：①注蒸汽加热油层，降低原油粘度；②水平井生产，大幅度提高泄油面积；③利用蒸汽的重力超覆作用，化不利因素为有利条件。蒸汽和原油密度差越大，其泄油效果越明显。蒸汽不断加热上部油层，受热原油通过重力作用泄入生产井。

(2)SAGP技术

蒸汽辅助重力泄油过程中加入非凝析气体的驱动方式被称为Steam And Gas Push，简称为SAGP。Butler教授将SAGP视为SAGD的改进。非凝析气体聚集在注入井上方的蒸汽腔内，降低上覆岩层的热损失，使得蒸汽腔中保持较低的热焓，因而大大减少了蒸汽的用量。

SAGP生产过程中，随着非凝析气体与蒸汽的同时注入，蒸汽腔不断扩展，蒸汽腔顶部的原油温度逐渐升高，受热原油沿着蒸汽腔边界流入到底部生产井中；同时，非凝析气体逐渐上升并聚集在油层顶部。根据非凝析气体的性质，顶部聚集的气体具有良好的隔热作用，能有效阻止蒸汽与蒸汽腔顶部油藏岩石间的热交换，降低蒸汽腔向油层顶部的扩展速度。同时，蒸汽携带的大部分热量主要用于加热蒸汽腔两侧的油藏岩石。因此，SAGP蒸汽腔在垂向上的扩展速度小于SAGD，在横向上的扩展速度大于SAGD，整个蒸汽腔的形状呈现椭圆形，而SAGD蒸汽腔形状呈现倒三角形。在SAGP过程中，由于有非凝析气体的存在，对维持蒸汽腔的压力起到了一定作用，节约了蒸汽的用量。SAGP中添加的非凝析气体的指进作用有利于提高蒸汽前缘的流动能力。

(3)SAGD与SAGP的基本理论与研究方法

目前，针对SAGD技术已经建立起一套完善的油藏工程理论。如图1所示，当汽液界面达到均匀稳定导热状态时，可进行以下推导：

①冷凝面推进速度

由图1可知：冷凝面垂直方向上的推进速度U为：

$U=-\cos \mathrm{\θ}\left(\frac{\∂y}{\∂t}\right)---(1-1)$

由物质平衡原理得，对于所选小微元，dt时间内流出的原油体积等于小微元内原油体积的变化量，即

dq·dt＝φΔS_oLdx·dy         (1-2)

因此，可以得到：

$\frac{\∂q}{\∂x}=\mathrm{\φ\Δ}{S}_{o}L\frac{\∂y}{\∂t}---(1-3)$

其中，U：冷凝面垂直方向上的移动速度，m/s；θ：小微元的倾斜角；φ：油藏孔隙度，小数；ΔS_o：可动原油饱和度，ΔS_o＝S_oi-S_orw，小数；S_oi：原始油藏含油饱和度，小数；S_orw：汽驱残余油饱和度，小数。

②泄油产量

如图1所示，在流动的受热原油中距离冷凝面ε处取一小微元，由达西定律得：

$\mathrm{dq}=\frac{K_o\left(\mathrm{Ld\ϵ}\right)}{{\mathrm{\μ}}_o}{\mathrm{\ρ}}_{o}g\sin \mathrm{\θ}---(1-4)$

其中，dq：微元内油的流量，m³/s；K_o：原油的渗透率，μm²；L：水平井水平段长度，m；μ_o：原油的粘度，mPa·s；ρ_o：原油的密度，kg/m³；g：重力加速度，9.8m/s²。

所以，蒸汽腔单侧的原油流量为：

$q=K_o\mathrm{Lg}\sin \mathrm{\θ}{\∫}_0^{\∞}\frac{1}{{\mathrm{\υ}}_o}\mathrm{d\ϵ}---(1-5)$

其中，υ_o：原油的运动粘度，m²/s；

在一定压力作用下受热原油的运动粘度满足方程：

$\frac{{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}{{\mathrm{\υ}}_o}={\left(\frac{T-T_R}{T_S-T_R}\right)}^m---(1-6)$

从蒸汽腔传导至原油的热量传递仅有热传导方式，在稳定推进状态下，可得到方程：

$\frac{T-T_R}{T_S-T_R}=e^{\frac{-\mathrm{U\ϵ}}{{\mathrm{\α}}_0}}---(1-7)$

其中，υ_os：蒸汽温度下原油的运动粘度，m²/s；α_o：原油的导温系数，m²/s；λ_o：原油的导热系数，W/(m·K)；C_o：原油的比热容，J/(kg·K)。

因此，对式(1-5)积分可以得到：

$q=\frac{K_o\mathrm{Lg\α}\sin \mathrm{\θ}}{m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}U}---(1-8)$

将式(1-1)和(1-2)代人式(1-8)，即可得到：

$q=-\frac{K_o{L}^2\mathrm{g\α\φ\Δ}{S}_o}{m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}\left(\frac{\∂y}{\∂q}\right)---(1-9)$

积分(1-9)式，得：

$q=L\sqrt{\frac{2K_o\mathrm{g\α\φ\Δ}{S}_o(h-y_0)}{m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}}---(1-10)$

③冷凝面位置

冷凝面的沿x方向的速度为：

$\frac{\∂x}{\∂t}=\frac{\∂y}{\∂t}\frac{\∂x}{\∂y}---(1-11)$

将式(1-11)代人式(1-8)，即可得到

$\frac{\∂x}{\∂t}=\sqrt{\frac{K_o\mathrm{g\α}}{2\mathrm{\φ\Δ}{S}_{o}m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}(h-y)}}---(1-12)$

积分(1-12)式得到：

$y=h-\frac{K_o\mathrm{g\α}}{2\mathrm{\φ\Δ}{S}_{o}m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}{\left(\frac{t}{x}\right)}^2---(1-13)$

目前，针对非凝析气体辅助SAGD开采技术的优化设计主要是利用油藏数值模拟技术，即利用成熟的稠油热采数值模拟软件模拟油藏内流体的渗流规律，对非凝析气辅助SAGD开采技术相应工艺参数进行优化设计，主要包括：非凝析气的注入方式、非凝析气与蒸汽的注入比例、非凝析气的注入量、蒸汽注入量等。该方法的成功运用必须获得非常详细的相关数据，包括：油藏地质参数，例如：油藏的构造分布、地层厚度分布、有效厚度分布、孔隙度分布、渗透率分布、含油饱和度分布、温度分布、压力分布等；油藏流体参数，例如：原油的物性(不同温度压力条件下的粘度、密度、导热系数、热膨胀系数等)、地层水的物性、天然气物性、注入流体物性(蒸汽、氮气或非凝析气体)；油水与气液相对渗透率数据，包括：不同温度下的油水相对渗透率、气液相对渗透率以及相渗端点值；还包括详尽的油田生产动态数据，例如：每口注入井的日注汽量、注汽压力、注汽温度、注汽干度、注汽天数以及每口生产井的日产液量、日产油量、含水率、井底压力等。这些数据的获取及整理需要耗费大量的人力与时间，根本不能满足现场人员快速完成氮气辅助SAGD开发工艺方案设计的要求；而且油藏数值模拟技术对操作人员的要求很高，该技术很难成为油田现场人员普遍运用的一种工具。

加拿大Butler教授认为，由于SAGP过程中蒸汽腔的温度随高度逐渐降低，因此原油粘度逐渐升高，需要较高的压力梯度才能将原油泄流到下面的生产井中，汽腔界面会比SAGD更陡一些，在理想条件下可以假设为垂直状，而SAGD中的蒸汽腔界面为倾斜状，如图3所示。在沿注汽井水平高度下方为SAGD和SAGP的蒸汽腔泄油边界相同的区域，而注汽井斜上方的三角形阴影区域为SAGD的蒸汽腔扩展的部分，注汽井正上方的矩形阴影区域为SAGP技术与SAGD技术相同产油量时对应的汽腔高度。由以上假设，Butler教授给出了SAGP的产量估算公式。

如图2所示，考虑SAGP的蒸汽腔是由斜线和垂直线组成，因此，该阶段蒸汽腔的体积可表达为：

$\mathrm{Volume}=(h-h_1)\mathrm{WL}+\frac{h_1\mathrm{WL}}{2}---(1-14)$

式中：Volume：蒸汽腔的体积，m³；h：油藏厚度，m；h₁：注汽井与生产井间的垂直距离，m；W：SAGP蒸汽腔的水平扩展距离，m；L：水平井的水平段长度，m。

因此，可得到累积产油量，即蒸汽腔对应的可动油量：

$q\·t=(h-\frac{h_1}{2})\mathrm{WL\φ\Δ}{S}_o---(1-15)$

式中：q：瞬时产油量，m³/d；t：生产时间，d；φ：孔隙度，小数；ΔS_o：可动原油饱和度，小数。

在h₁之上任意y高度时的累积产油量为：

q_y·t＝(h-y)WLφΔS_o        (1-16)

式中：y：注汽井之上任意一点的垂直距离，m。

由式(1-15)和式(1-16)，可得到：

$q_y=\frac{h-y}{h-\frac{h_1}{2}}q---(1-17)$

式中：q_y：任意一点y处的原油流量，m³/d。

由式(1-8)可知，当蒸汽腔的界面为垂直线时，即所以垂直界面的流量可以表达为：

$q_y=\frac{K_o\mathrm{Lg\α}}{m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{sy}}U}---(1-18)$

式中，υ_Sy：任意一点y处的原油运动粘度，m²/s。

蒸汽腔垂直界面的推进速度U可根据式(1-15)推导得到：

$U=\frac{W}{t}=\frac{q}{(h-\frac{h_1}{2})\mathrm{L\φ\Δ}{S}_o}---(1-19)$

因此，由式(1-17)、式(1-18)和式(1-19)，可得到：

$\frac{1}{{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{sy}}}=\frac{h-y}{{(h-\frac{h_1}{2})}^2}\frac{m}{K_o\mathrm{g\α\Δ}{S}_o}{\left(\frac{q}{L}\right)}^2---(1-20)$

又因为原油粘度符合式(1-6)，因此：

$\frac{1}{{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{Sy}}}=\frac{1}{{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}{\left(\frac{T_{\mathrm{Sy}}-T_R}{T_S-T_R}\right)}^m---(1-21)$

式中：T_Sy：任意一点y处的蒸汽腔温度，℃。

由式(1-20)和式(1-21)，可得到：

$T_{\mathrm{Sy}}=T_R+(T_S-T_R){\left[\frac{h-y}{{(h-\frac{h_1}{2})}^2}\frac{m}{K_o\mathrm{g\α\Δ}{S}_o}{\left(\frac{q}{L}\right)}^2\right]}^{\frac{1}{m}}---(1-22)$

由公式(1-22)可知，当y取h时，T_Sy＝T_R。因此，SAGP的理论公式可用于预测不同高度处的温度对应的原油流量，而不能用于配注非凝析气量的计算。而且，对于SAGD生产一段时间后实施非凝析气调整措施而言，不具有适用性。

SAGP的相关理论公式可以用于预测注汽井上方蒸汽腔的温度分布以及SAGP的原油产量。但是对于非凝析气辅助SAGD而言，一般说来是在SAGD生产过程中，因抑制蒸汽腔过快上窜而采取的注非凝析气的措施，因此注入的非凝析气体用量要小于SAGP的气体用量。注入的非凝析气体会在重力分异作用下聚集在油藏顶部，起到减小油层顶部热损失，降低蒸汽上窜速度的作用。SAGP理论公式不能用于该措施的相应计算，同时，SAGP理论公式也不具有非凝析气配注量计算的功能。

另外，油藏数值模拟技术也可实现氮气辅助SAGD的设计工作。但是油藏数值模拟需要收集、整理大量的相关数据，而且这些数据必须保证完全且准确。油藏数值模拟模型的建立与调整均需要大量的时间；而且模型建立之后的历史拟合工作以及相关参数的调整均要耗费大量时间；在以上工作基础上，才能开展相关工艺参数的优化设计。因此，油藏数值模拟技术很难满足油田现场快速完成方案设计的要求，不能实现实时跟踪生产过程及注采方案调整的目的。

发明内容

为解决现有技术的问题，本发明提出一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取方法及装置，本技术方案仅需测定油藏岩石、流体的热物性参数及注入气体在原油中的溶解度，即可计算油田现场所需的工艺参数，使得技术方案简便可行，快速有效。

为实现上述目的，本发明提供了一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取方法，该方法包括：

确定蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g；同时，利用所述蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g确定蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积V_gR和蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积V_gSR；其中，所述气体层是由蒸汽腔内注入的非凝析气体形成的；

利用所述蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积V_gR、蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积V_gSR和基本物性测定参数获取单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gR；

利用所述单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gs2获取标况下所需注入的气体体积V_g。

优选地，该方法还包括：

利用所述蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g获得单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf和单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor；同时，根据基本物性测定参数获取单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go；

利用所述单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf、单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor和单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go获得标况下的气体注入速度q_g。

优选地，所述单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go的表达式为：

$n_{\mathrm{go}}=\frac{p_{\mathrm{sc}}}{Z_{\mathrm{sc}}{\mathrm{RT}}_{\mathrm{sc}}}{V}_{\mathrm{od}}{R}_{\mathrm{go}}$

其中，p_sc：标准状况下的压力，取1.01325×10⁵Pa；Z_sc：标准状况下气体的压缩因子，取1；T_sc：标准状况下的温度，取293.15K；R：气体常数，取8.314J/(K·mol)；R_go：测定的油层条件下气体在原油中的溶解气油比；V_od：蒸汽腔单侧累积产油量，m³。

优选地，所述溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1的表达式为：

$n_{\mathrm{gs}1}=\frac{p_{\mathrm{sc}}}{Z_{\mathrm{sc}}{\mathrm{RT}}_{\mathrm{sc}}}{V}_{\mathrm{gR}}\mathrm{\φ}{S}_{\mathrm{org}}{R}_{\mathrm{go}}$

其中，p_sc：标准状况下的压力，取1.01325×10⁵Pa；Z_sc：标准状况下气体的压缩因子，取1；T_sc：标准状况下的温度，取293.15K；R：气体常数，取8.314J/(K·mol)；R_go：测定的油层条件下气体在原油中的溶解气油比；φ：孔隙度；S_org：气驱残余油饱和度；V_gR：蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积，m³。

优选地，所述溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2的表达式为：

$n_{\mathrm{gs}2}=\frac{p_{\mathrm{sc}}}{Z_{\mathrm{sc}}{\mathrm{RT}}_{\mathrm{sc}}}{V}_{\mathrm{gSR}}\mathrm{\φ}{S}_{\mathrm{orW}}{R}_{\mathrm{go}}$

其中，p_sc：标准状况下的压力，取1.01325×10⁵Pa；Z_sc：标准状况下气体的压缩因子，取1；T_sc：标准状况下的温度，取293.15K；R：气体常数，取8.314J/(K·mol)；R_go：测定的油层条件下气体在原油中的溶解气油比；φ：孔隙度；S_orw：汽驱残余油饱和度；V_gSR：蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积，m³；

优选地，所述单侧气体层内自由气体的物质的量n_gR的表达式为：

$n_{\mathrm{gR}}=\frac{p_S}{\mathrm{ZRT}}{V}_{\mathrm{gR}}\mathrm{\φ}(1-S_{\mathrm{org}}-S_{\mathrm{wc}})$

其中，R：气体常数，取8.314J/(K·mol)；T：绝对温度，K；S_org：气驱残余油饱和度；V_gR：蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积，m³；φ：孔隙度；p_S：蒸汽饱和压力，Pa；Z：蒸汽腔温度和压力作用下的气体压缩因子；S_wc：束缚水饱和度。

优选地，所述标况下所需注入的气体体积V_g的表达式为：

$V_g=\frac{{2Z}_{\mathrm{sc}}(n_{\mathrm{go}}+n_{\mathrm{gs}1}+n_{\mathrm{gs}2}+n_{\mathrm{gR}}){\mathrm{RT}}_{\mathrm{sc}}}{p_{\mathrm{sc}}}$

其中，Z_sc：标准状况下气体的压缩因子，取1；T_sc：标准状况下的温度，取293.15K；p_sc：标准状况下的压力，取1.01325×10⁵Pa；R：气体常数，取8.314J/(K·mol)；单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gR。

优选地，所述单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf的表达式为：

$q_{\mathrm{gf}}=L\sqrt{\frac{2K_o\mathrm{g\α\φ}(h-h_g)}{\mathrm{m\Δ}{S}_o{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}}(1-S_{\mathrm{org}}-S_{\mathrm{wc}})$

其中，h_g：气体层的厚度，g：重力加速度，9.8m/s²；K_o：原油的渗透率，μm²；α：原油的热扩散系数，m²/s；φ：孔隙度；h：油层厚度，m；ΔS_o：可动原油饱和度；υ_oS：蒸汽温度下原油的运动粘度，m²/s；m：稠油粘温特征指数；S_org：气驱残余油饱和度；S_wc：束缚水饱和度。

优选地，所述单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor的表达式为：

$q_{\mathrm{gor}}=L\sqrt{\frac{2K_o\mathrm{g\α\φ}(h-h_g)}{\mathrm{m\Δ}{S}_o{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}}{S}_{\mathrm{org}}{R}_{\mathrm{go}}$

其中，h_g：气体层的厚度，m；g：重力加速度，9.8m/s²；K_o：原油的渗透率，μm²；α：原油的热扩散系数，m²/s；φ：孔隙度；h：油层厚度，m；ΔS_o：可动原油饱和度；υ_oS：蒸汽温度下原油的运动粘度，m²/s；m：稠油粘温特征指数；S_org：气驱残余油饱和度；R_go：测定的油层条件下气体在原油中的溶解气油比。

优选地，所述单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go的表达式为：

$q_{\mathrm{go}}=L\sqrt{\frac{2K_o\mathrm{g\α\φ\Δ}{S}_o(h-y_0)}{m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}}{R}_{\mathrm{go}}$

其中，y₀：生产井与油层底界的距离，m；g：重力加速度，9.8m/s²；K_o：原油的渗透率，μm²；α：原油的热扩散系数，m²/s；φ：孔隙度；h：油层厚度，m；ΔS_o：可动原油饱和度；υ_oS：蒸汽温度下原油的运动粘度，m²/s；m：稠油粘温特征指数；R_go：测定的油层条件下气体在原油中的溶解气油比。

优选地，所述标况下的气体注入速度q_g的表达式为：

$q_g=2(\frac{Z_{\mathrm{sc}}{T}_{\mathrm{sc}}{p}_S}{Z{T}_S{p}_{\mathrm{sc}}}{q}_{\mathrm{gf}}+q_{\mathrm{gor}}+q_{\mathrm{go}})$

其中：q_gf：单位时间内气体层内自由气体的体积增量，m³/s；q_gor：单位时间内溶解于残余油中的气体的体积，m³/s；q_go：单位时间内产出油中溶解的气体体积，m³/s；Z_sc：标准状况下气体的压缩因子，取1；T_sc：标准状况下的温度，取293.15K；p_sc：标准状况下的压力，取1.01325×10⁵Pa；T_S：蒸汽温度，℃；p_S：蒸汽饱和压力，Pa；Z：蒸汽腔温度和压力作用下的气体压缩因子。

为实现上述目的，本发明还提供了一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取装置，该装置包括：

气体体积确定单元，用于确定蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g；同时，利用所述蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g确定蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积V_gR和蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积V_gSR；其中，所述气体层是由蒸汽腔内注入的非凝析气体形成的；

第一参数获取单元，用于利用所述蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积V_gR、蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积V_gSR和基本物性测定参数获取单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gR；

预注气体体积的确定单元，用于利用所述单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gR获取标况下所需注入的气体体积V_g。

优选地，该装置还包括：

第二参数获取单元，用于利用所述蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g获得单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf和单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor；同时，根据基本物性测定参数获取单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go；

伴注气体速度确定单元，用于利用所述单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf、单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor和单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go获得标况下的气体注入速度q_g。

上述技术方案具有如下有益效果：本技术方案基于SAGD的基本理论，针对具有顶水特征的稠油油藏，依据一维稳定传热原理，推导出SAGD过程中非凝析气体辅助用量的计算方法，设计参数包括：气体层厚度、预注气体体积、伴注气体速度等。该方法在已知油藏基本地质参数的基础上，仅需测定油藏岩石、流体的热物性参数及注入气体在原油中的溶解度，即可计算油田现场所需的工艺参数。该方法简便可行，快速、有效的确定SAGD过程中非凝析气体的预注入体积和标准状况下气体的注入速度等重要参数，从而能为现场SAGD过程中实施气体辅助用量设计提供设计方法和计算依据。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为蒸汽辅助重力泄油SAGD蒸汽腔侧面结构示意图；

图2为蒸汽与气体驱SAGP泄油示意图；

图3为蒸汽辅助重力泄油SAGD的蒸汽腔泄油截面图；

图4为形成氮气隔热层的蒸汽氮气腔截面图；

图5为本发明提出的一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取方法流程图之一；

图6为本发明提出的一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取方法流程图之二；

图7为本发明提出的一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取装置框图之一；

图8为本发明提出的一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取装置框图之二；

图9为本实施例的原油粘温特性曲线图；

图10为本实施例的蒸汽腔高度随注汽时间的变化曲线图；

图11为本实施例的氮气辅助SAGD过程中蒸汽腔内部温度变化曲线图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本技术方案的工作原理是：如图3所示，为蒸汽辅助重力泄油SAGD的蒸汽腔泄油截面图。受热降粘后的原油在重力作用下平行于冷凝面向下流入到生产井内。蒸汽腔内的温度为T_S，油藏原始温度为T_R，油藏厚度为h，注汽井和生产井的水平段都为L，生产井的坐标为(0,y₀)。在热传导作用下蒸汽腔内的热量不断传递给温度较低的原油，而蒸汽则不断从冷凝面处渗入油藏，温度逐渐降低，凝结生成的冷凝水和受热后的原油不断流入到底部的生产井内。

①蒸汽腔垂向高度计算公式：

$h_s=2{\left(\frac{K_o\mathrm{g\α}}{m{\mathrm{\υ}}_s\mathrm{\φ\Δ}{S}_o}\right)}^{\frac{1}{3}}{t}^{\frac{2}{3}}---(2-1)$

②泄油速度计算公式为：

$q=L\sqrt{\frac{2K_o\mathrm{g\α\φ\Δ}{S}_o(h-y_0)}{m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{oS}}}}---(2-2)$

③不同时刻累积泄油量计算公式为：

$V_{\mathrm{oD}}=\mathrm{Lt}\sqrt{\frac{2K_o\mathrm{g\α\φ\Δ}{S}_o(h-y_0)}{m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{oS}}}}---(2-3)$

④不同时刻冷凝面位置计算公式为：

$y=h-\frac{K_o\mathrm{g\α}}{2\mathrm{\φ\Δ}{S}_{o}m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{oS}}}{\left(\frac{t}{x}\right)}^2---(2-4)$

⑤不同时刻蒸汽腔体积计算公式：

$V_S=2\mathrm{Lt}\sqrt{\frac{{2K}_o\mathrm{g\α}(h-y_0)}{\mathrm{\φ\Δ}{S}_{o}m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{oS}}}}---(2-5)$

其中：hS：蒸汽腔高度，m；q：泄油流量，m³/s；L：水平井水平段长度，m；φ：油藏孔隙度，小数；K_o：原油的渗透率，μm²；g：重力加速度，9.8m/s²；ΔS_o：可动原油饱和度，ΔS_o＝S_oi-S_orw，小数；S_oi：原始油藏含油饱和度，小数；S_orw：汽驱残余油饱和度，小数；m：稠油粘温特征指数，无因次；υ_oS：蒸汽温度下原油的运动粘度，m²/s；α：原油的热扩散系数，m²/s；h：油层厚度，m；y₀：生产井与油层底界的距离，m；V_oD：地面累积产油量，m³；t：生产时间，s；V_S：蒸汽腔的体积，m³。

如图4所示，为形成氮气隔热层的蒸汽氮气腔截面图。图4给出了具有边底水及顶水发育的超稠油油藏，原油密度大于地层水的密度，在油藏形成过程中，在顶水层和巨厚状油层之间形成了具有一定厚度的氧化沥青壳，其可防止顶水下泄。实施SAGD工艺过程中，由于蒸汽腔内蒸汽的超覆而造成蒸汽腔沿垂向发育较快。如果蒸汽腔继续增长，势必造成氧化沥青壳的融化，从而造成顶水层的地层水沿沥青氧化壳的融化带而灌入蒸汽腔内，造成生产井完全水淹，使SAGD工艺失败。因此，可以在已形成的蒸汽腔内注入一定体积的非凝析气体，形成具有一定厚度的气体层，降低热传导而流入上覆氧化沥青壳的热量，又能启动蒸汽腔内的大量剩余油，是一种行之有效的改善SAGD的开发超稠油油藏的技术。

稠油油藏双水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术已经成为一项完善的超稠油油藏开发技术。由于超稠油的原油密度大，粘度高，因此该类油藏通常具有顶水特征，油层与顶水层之间存在防止顶水下泄的氧化沥青壳。由于SAGD生产过程要连续注蒸汽，蒸汽超覆现象非常严重。蒸汽腔达到油层顶部后大量的热量会沿油层的盖层损失掉；同时，对于具有顶水层的超稠油油藏而言，如果蒸汽由于超覆而导致顶水下泄，将造成蒸汽腔完全水淹。在SAGD过程中伴随蒸汽注入一定体积的非凝析气体(例如：CO₂、N₂、CH₄、烟道气)。气体能够增强蒸汽的携热能力，降低残余油饱和度；所形成次生气顶的压缩膨胀作用能够改变原油流动形态，增强原油的流动能力；同时非凝析气体可以扩大蒸汽的波及体积，有效补充地层能量。本技术方案基于蒸汽辅助重力泄油(SAGD)的基本油藏工程理论，根据一维稳定热传导原理建立了超稠油SAGD过程中气体辅助用量的设计方法，利用该方法可以确定非凝析气体的预注入体积，气体的注入速度等重要参数。

基于上述工作原理，本发明提出一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取方法之一，如图5所示。该方法包括：

步骤501)：确定蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g；同时，利用所述蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g确定蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积V_gR和蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积V_gSR；其中，所述气体层是由蒸汽腔内注入的非凝析气体形成的；

步骤502)：利用所述蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积V_gR、蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积V_gSR和基本物性测定参数获取单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gR；

步骤503)：利用所述单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gs2获取标况下所需注入的气体体积V_g。

如图6所示，为本发明提出一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取方法流程图之二。在图5的基础上，该方法还包括：

步骤504)：利用所述蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g获得单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf和单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor；同时，根据基本物性测定参数获取单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go；

步骤505)：利用所述单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf、单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor和单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go获得标况下的气体注入速度q_g。

1、气体层体积的确定

已知沥青壳的厚度为h_B，假设顶水层厚度远大于油层厚度，因此可认为顶水层的温度恒定。由能量守恒定律可知：蒸汽腔经气体层流入沥青壳的热量等于沥青壳流入顶水层的热量，由一维平板稳定热传导理论可确定所需气体层的厚度，即

$Q={\mathrm{\λ}}_{g}A\frac{T_S-T_B}{h_g}={\mathrm{\λ}}_{B}A\frac{T_B-T_W}{h_B}---(2-6)$

①气体层厚度

$h_g=\frac{{\mathrm{\λ}}_g(T_S-T_B)}{{\mathrm{\λ}}_B(T_B-T_W)}{h}_B---(2-7)$

②气体层体积

$V_{\mathrm{gR}}=2\mathrm{Lt}\sqrt{\frac{2K_o\mathrm{g\α}{h}_g}{\mathrm{\φ\Δ}{S}_{o}m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{oS}}}}---(2-8)$

③气体与氮气腔体积

$V_{\mathrm{gSR}}=2\mathrm{Lt}\sqrt{\frac{2K_o\mathrm{g\α}}{\mathrm{\φ\Δ}{S}_{o}m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{oS}}}}(\sqrt{h-y_0}-\sqrt{h_g})---(2-9)$

其中：Q：单位时间蒸汽腔流入气体层的热量，W；λ_g：饱和气体与气驱残余油的岩石的导热系数，W/(m·K)；T_S：蒸汽温度，℃；T_B：氧化沥青壳底部温度，即沥青层安全存在时的最高温度，℃；λ_B：饱和氧化沥青岩石的导热系数，W/(m·K)；T_W：顶水层底部温度，可取原始油层温度，℃；h_g：气体层的厚度，即饱和气体与气驱残余油的岩石厚度，m；h_B：饱和氧化沥青岩石的厚度，m；V_gR：地层内的自由气体所占据的岩石体积，m³；V_gSR：地层内的自由气体与蒸汽腔所占据的岩石体积，m³。

2、预注气体体积的确定

预注气体体积即达到设计气体层厚度所需的标准条件下的气体体积。因非凝析气体在原油中的溶解作用，由物质平衡方法得到所需注入的气体体积等于气体层中自由气体积、气体层中气驱残余油所溶解的气量以及产出油中溶解的气量的三者之和。

①单侧累积产油量中溶解气体的物质的量为：

$n_{\mathrm{go}}=\frac{p_{\mathrm{sc}}}{Z_{\mathrm{sc}}{\mathrm{RT}}_{\mathrm{sc}}}{V}_{\mathrm{od}}{R}_{\mathrm{go}}---(2-10)$

其中：R_go：油层条件下的溶解于原油中气体的体积在标准条件下与原油体积的比值，m³/m³。

②溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量为：

$n_{\mathrm{gs}1}=\frac{p_{\mathrm{sc}}}{Z_{\mathrm{sc}}{\mathrm{RT}}_{\mathrm{sc}}}{V}_{\mathrm{gR}}\mathrm{\φ}{S}_{\mathrm{org}}{R}_{\mathrm{go}}---(2-11)$

其中：S_org：气驱残余油饱和度，小数。

③溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量为：

$n_{\mathrm{gs}2}=\frac{p_{\mathrm{sc}}}{Z_{\mathrm{sc}}{\mathrm{RT}}_{\mathrm{sc}}}{V}_{\mathrm{gSR}}\mathrm{\φ}{S}_{\mathrm{orW}}{R}_{\mathrm{go}}---(2-12)$

因此，气体在原油中的溶解而消耗的气体的总物质的量为：

n_gs＝n_gs1+n_gs2       (2-13)

④单侧气体层内自由气体的物质的量为：

$n_{\mathrm{gR}}=\frac{p_s}{\mathrm{ZRT}}{V}_{\mathrm{gR}}\mathrm{\φ}(1-S_{\mathrm{org}}-S_{\mathrm{wc}})---(2-14)$

⑤因此，标况条件下所需注入的气体体积为：

$V_g=\frac{{2Z}_{\mathrm{sc}}(n_{\mathrm{go}}+n_{\mathrm{gs}}+n_{\mathrm{gR}}){\mathrm{RT}}_{\mathrm{sc}}}{p_{\mathrm{sc}}}---(2-15)$

其中：V_g：标况下预注气体总体积，m³；R：气体常数，取8.314J/(K·mol)；T：绝对温度，K；p_sc：标准状况下的压力，取1.01325×10⁵Pa；Z_sc：标准状况下气体的压缩因子，取1；T_sc：标准状况下的温度，取293.15K。

3、伴注气体速度的确定

因气体与蒸汽混合腔随蒸汽注入量的增加而不断扩大，冷凝面也不断向其外层移动，因此为了维持有效的气体隔热层厚度，必须在预注一定体积非凝析气体的基础上不断实施非凝析气体与蒸汽的混注。由物质平衡方法得，单位时间内注入的气体体积用于消耗气体层体积扩大所需的自由气体体积、气体层扩大体积中气驱残余油中溶解的气量以及气体与蒸汽腔扩大体积中剩余油溶解的气量。

由公式(2-4)得dt时间内单侧气体层向外扩大的体积dV为：

$\mathrm{dV}=\left[{\∫}_{\mathrm{hg}}^h\sqrt{\frac{K_o\mathrm{g\α}}{2\mathrm{\φ\Δ}{S}_{o}m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}(h-y)}}\mathrm{dy}\right]L\·\mathrm{dt}---(2-16)$

油层条件下单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量为：

$q_{\mathrm{gf}}=L\sqrt{\frac{{2K}_o\mathrm{g\α\φ}(h-h_g)}{\mathrm{m\Δ}{S}_o{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}}(1-S_{\mathrm{org}}-S_{\mathrm{wc}})---(2-17)$

标况下单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积为：

$q_{\mathrm{gor}}=L\sqrt{\frac{{2K}_o\mathrm{g\α\φ}(h-h_g)}{\mathrm{m\Δ}{S}_o{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}}{S}_{\mathrm{org}}{R}_{\mathrm{go}}---(2-18)$

标况下单位时间内单侧产出油中溶解的气量，即单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积为：

$q_{\mathrm{go}}=L\sqrt{\frac{{2K}_o\mathrm{g\α\φ\Δ}{S}_o(h-y_0)}{m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}}{R}_{\mathrm{go}}---(2-19)$

所以，所需标况下的气体注入速度为：

$q_g=2(\frac{Z_{\mathrm{sc}}{T}_{\mathrm{sc}}{p}_s}{{\mathrm{ZT}}_S{p}_{\mathrm{sc}}}{q}_{\mathrm{gf}}+q_{\mathrm{gor}}+q_{\mathrm{go}})---(2-20)$

其中：q_gf：单位时间内气体层内自由气体的体积增量，m³/s；q_gor：单位时间内溶解于残余油中的气体的体积，m³/s；q_go：单位时间内产出油中溶解的气体体积，m³/s。

如图7所示，为本发明提出的一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取装置框图之一。该装置包括：

气体体积确定单元701，用于确定蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g；同时，利用所述蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g确定蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积V_gR和蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积V_gSR；其中，所述气体层是由蒸汽腔内注入的非凝析气体形成的；

第一参数获取单元702，用于利用所述蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积V_gR、蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积V_gSR和基本物性测定参数获取单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gR；

预注气体体积的确定单元703，用于利用所述单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gR获取标况下所需注入的气体体积V_g。

如图8所示，为本发明提出的一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取装置框图之二。在图7的基础上，该装置还包括：

第二参数获取单元704，用于利用所述气体层厚度h_g获得单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf和单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor；同时，根据基本物性测定参数获取单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go；

伴注气体速度确定单元705，用于利用所述单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf、单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor和单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go获得标况下的气体注入速度q_g。

实施例：

1、油藏概况

辽河油田杜84块馆陶油藏是一个被水包围的边水、顶水、底水油藏，油藏埋深530-649m，平均有效厚度112m之间，为巨厚块状超稠油油藏。平均孔隙度为36.2％，平均渗透率为5.54μm²。20℃地面原油密度平均为1.007g/cm³，50℃地面脱气原油粘度为231910mPa·s，胶质和沥青质含量为52.9％。杜84块北部双水平井SAGD试验区，含油面积为0.05km²，地质储量为49.4×10⁴t。原始地层温度为30℃，地温梯度为3.8℃/100m；原始地层压力为6.02MPa，压力系数为0.98。油层与顶水之间为一沥青壳相隔，无泥岩隔层。试验区共有双水平井2口，上部注汽水平井水平段长289.24m，水平段垂深769m；下部生产水平井水平段长248.18m，平面上水平井对的井距为300m。

2、该方法设计结果

如图9所示，为本实施例的原油粘温特性曲线示意图。经计算杜84块的典型m值为3.45，在250℃条件下实施蒸汽氮气辅助重力泄油，其蒸汽温度下原油粘度为20.0mPa·s，其泄油速度由式(1)计算为144.95m³/d。根据公式(2-1)计算得到蒸汽腔高度随生产时间的变化曲线，如图10所示。计算结果表明：实施蒸汽辅助重力泄油5.2年后蒸汽腔到达油层的顶部。因此，在此之前有必要采取一定的措施降低蒸汽腔上升的速度，防止杜84块顶水层的氧化沥青壳因受热融化而造成油藏完全水淹。

已知SAGD阶段注汽生产了4年，现场认为沥青氧化壳厚度在15-20m左右，按其厚度为17m计算，沥青壳安全存在温度为70℃。考虑用N₂进行隔热处理，即在SAGD生产过程中预先注入一定量的氮气形成次生气顶。导热系数根据体积加权方法计算，则计算所需最小氮气层的厚度为12.06m；不考虑氮气在产出原油及氮气隔热层残余油中的溶解作用，计算需要预先注入的氮气体积为47.86×10⁴m³，目前油田现场常用的氮气注入设备的注氮速度为1200(标)m³/h，因此为防止氧化沥青壳被蒸汽腔融化预先注氮气16.6天，即需要注氮气17天。

随着蒸汽的继续注入，蒸汽腔不断扩大，为维持氮气隔热层的厚度，伴随蒸汽而同时注入氮气的速度由式(2-17)～(2-20)计算得到为5957.06(标)m³/d，即248.21(标)m³/h，因此一台1200(标)m³/h的注氮设备可以同时满足5口水平注入井注氮气的需求。

3、数值模拟结果

参考相关文献《杜84块氮气辅助SAGD开采技术现场试验分析》与《氮气辅助SAGD开采技术优化研究》的研究结果。最佳的氮气与蒸汽日注入体积比为(0.4-0.6):1，对应氮气层厚度为10-15m，利用所建立的方法计算最小氮气层厚度为12.06m；根据氮气与蒸汽注入体积比折算为地面的日注入氮气量为5327.24-7990.85(标)m³/d，利用所建立的方法计算氮气配注速度为5957.06(标)m³/d。可见，数值模拟结果与计算结果相符程度较高。

4、现场应用结果

杜84块超稠油油藏SAGD试验区于2011年7月份与12月份进行了两个轮次的氮气辅助SAGD技术，取得了较好的开发效果。图11为该井对注氮气过程中蒸汽腔内部温度随时间的变化曲线。由图可知，实施氮气辅助SAGD后，蒸汽腔顶部的温度明显下降，由实施前230℃下降到210℃。注入氮气后，蒸汽注入量与措施前同期相比每天减少了304t，油汽比显著提高，由措施前的0.20提高至0.26；实施氮气辅助SAGD后有效降低了油层内的含水，阶段含水率下降1.5％。同时，馆陶油层8口水平井的回采氮气量为8.6×10⁴(标)m³，回采量占注入量的13.7％，这说明注入的大量氮气仍存留于油藏中，主要占据油藏顶部，起到了降低热损失，抑制了蒸汽腔的上窜速度。

本技术方案在SAGD实时过程中蒸汽腔体积预测的基础上，考虑蒸汽腔内注入氮气在重力分异作用下聚集于油藏顶部而降低蒸汽热损失的特征，依据一维稳定传热原理，建立了SAGD过程中非凝析气体辅助用量的设计方法。在本实施例中，技术方案可用于计算SAGD辅助非凝析气技术的一系列工艺参数，主要包括：气体层厚度、预注气体体积、伴注气体速度等。该方法在已知油藏基本地质参数的基础上，仅需测定油藏岩石、流体的热物性参数及注入气体在原油中的溶解度，即可实现油田现场所需工艺参数的设计。该方法能够快速、有效的确定SAGD过程中非凝析气体的预注入体积和标准状况下气体的注入速度等重要参数，从而能为现场SAGD过程中实施气体辅助用量设计提供设计方法和计算依据。

以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (13)

1.一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取方法，其特征在于，该方法包括：

确定蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g；同时，利用所述蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g确定蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积V_gR和蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积V_gSR；其中，所述气体层是由蒸汽腔内注入的非凝析气体形成的；

利用所述蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积V_gR、蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积V_gSR和基本物性测定参数获取单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gR；

利用所述单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gs2获取标况下所需注入的气体体积V_g。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，该方法还包括：

利用所述蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g获得单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf和单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor；同时，根据基本物性测定参数获取单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go；

利用所述单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf、单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor和单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go获得标况下的气体注入速度q_g。

3.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go的表达式为：

$n_{\mathrm{go}}=\frac{p_{\mathrm{sc}}}{Z_{\mathrm{sc}}{\mathrm{RT}}_{\mathrm{sc}}}{V}_{\mathrm{od}}{R}_{\mathrm{go}}$

其中，p_sc：标准状况下的压力，取1.01325×10⁵Pa；Z_sc：标准状况下气体的压缩因子，取1；T_sc：标准状况下的温度，取293.15K；R：气体常数，取8.314J/(K·mol)；R_go：测定的油层条件下气体在原油中的溶解气油比；V_od：蒸汽腔单侧累积产油量，m³。

4.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1的表达式为：

$n_{\mathrm{gs}1}=\frac{p_{\mathrm{sc}}}{Z_{\mathrm{sc}}{\mathrm{RT}}_{\mathrm{sc}}}{V}_{\mathrm{gR}}\mathrm{\φ}{S}_{\mathrm{org}}\mathrm{\φ}{S}_{\mathrm{org}}{R}_{\mathrm{go}}$

其中，p_sc：标准状况下的压力，取1.01325×10⁵Pa；Z_sc：标准状况下气体的压缩因子，取1；T_sc：标准状况下的温度，取293.15K；R：气体常数，取8.314J/(K·mol)；φ：孔隙度；R_go：测定的油层条件下气体在原油中的溶解气油比；S_org：气驱残余油饱和度；V_gR：蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积，m³。

5.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2的表达式为：

$n_{\mathrm{gs}2}=\frac{p_{\mathrm{sc}}}{Z_{\mathrm{sc}}{\mathrm{RT}}_{\mathrm{sc}}}{V}_{\mathrm{gSR}}\mathrm{\φ}{S}_{\mathrm{orW}}\mathrm{\φ}{S}_{\mathrm{orW}}{R}_{\mathrm{go}}$

其中，p_sc：标准状况下的压力，取1.01325×10⁵Pa；Z_sc：标准状况下气体的压缩因子，取1；T_sc：标准状况下的温度，取293.15K；R：气体常数，取8.314J/(K·mol)；R_go：测定的油层条件下气体在原油中的溶解气油比；φ：孔隙度；S_orw：汽驱残余油饱和度；V_gSR：蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积，m³。

6.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述单侧气体层内自由气体的物质的量n_gR的表达式为：

$n_{\mathrm{gR}}=\frac{p_S}{\mathrm{ZRT}}{V}_{\mathrm{gR}}\mathrm{\φ}(1-S_{\mathrm{org}}-S_{\mathrm{wc}})$

其中，R：气体常数，取8.314J/(K·mol)；T：绝对温度，K；S_org：气驱残余油饱和度；V_gR：蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积，m³；φ：孔隙度；p_S：蒸汽饱和压力，Pa；Z：蒸汽腔温度和压力作用下的气体压缩因子；S_wc：束缚水饱和度。

7.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述标况下所需注入的气体体积V_g的表达式为：

$V_g=\frac{{2Z}_{\mathrm{sc}}(n_{\mathrm{go}}+n_{\mathrm{gs}1}+n_{\mathrm{gs}2}+n_{\mathrm{gR}}){\mathrm{RT}}_{\mathrm{sc}}}{p_{\mathrm{sc}}}$

其中，Z_sc：标准状况下气体的压缩因子，取1；T_sc：标准状况下的温度，取293.15K；p_sc：标准状况下的压力，取1.01325×10⁵Pa；R：气体常数，取8.314J/(K·mol)；单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gR。

8.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf的表达式为：

$q_{\mathrm{gf}}=L\sqrt{\frac{{2K}_o\mathrm{g\α\φ}(h-h_g)}{\mathrm{m\Δ}{S}_o{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}}(1-S_{\mathrm{org}}-S_{\mathrm{wc}})$

其中，h_g：气体层的厚度，g：重力加速度，9.8m/s²；K_o：原油的渗透率，μm²；α：原油的热扩散系数，m²/s；φ：孔隙度；h：油层厚度，m；ΔS_o：可动原油饱和度；υ_oS：蒸汽温度下原油的运动粘度，m²/s；m：稠油粘温特征指数；S_org：气驱残余油饱和度；S_wc：束缚水饱和度。

9.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor的表达式为：

$q_{\mathrm{gor}}=L\sqrt{\frac{{2K}_o\mathrm{g\α\φ}(h-h_g)}{\mathrm{m\Δ}{S}_o{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}}{S}_{\mathrm{org}}-S_{\mathrm{go}}$

其中，h_g：气体层的厚度，m；g：重力加速度，9.8m/s²；K_o：原油的渗透率，μm²；α：原油的热扩散系数，m²/s；φ：孔隙度；h：油层厚度，m；ΔS_o：可动原油饱和度；υ_oS：蒸汽温度下原油的运动粘度，m²/s；m：稠油粘温特征指数；S_org：气驱残余油饱和度；R_go：测定的油层条件下气体在原油中的溶解气油比。

10.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go的表达式为：

$q_{\mathrm{go}}=L\sqrt{\frac{{2K}_o\mathrm{g\α\φ}{\mathrm{\ΔS}}_o(h-y_g)}{m{\mathrm{\υ}}_{\mathrm{os}}}}{R}_{\mathrm{go}}$

其中，y₀：生产井与油层底界的距离，m；g：重力加速度，9.8m/s²；K_o：原油的渗透率，μm²；α：原油的热扩散系数，m²/s；φ：孔隙度；h：油层厚度，m；ΔS_o：可动原油饱和度；υ_oS：蒸汽温度下原油的运动粘度，m²/s；m：稠油粘温特征指数；R_go：测定的油层条件下气体在原油中的溶解气油比。

11.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述标况下的气体注入速度q_g的表达式为：

$q_g=2(\frac{Z_{\mathrm{sc}}{T}_{\mathrm{sc}}{p}_S}{{\mathrm{ZT}}_S{p}_{\mathrm{sc}}}{q}_{\mathrm{gf}}+q_{\mathrm{gor}}+q_{\mathrm{go}})$

其中：q_gf：单位时间内气体层内自由气体的体积增量，m³/s；q_gor：单位时间内溶解于残余油中的气体的体积，m³/s；q_go：单位时间内产出油中溶解的气体体积，m³/s；Z_sc：标准状况下气体的压缩因子，取1；T_sc：标准状况下的温度，取293.15K；p_sc：标准状况下的压力，取1.01325×10⁵Pa；T_S：蒸汽温度，℃；p_S：蒸汽饱和压力，Pa；Z：蒸汽腔温度和压力作用下的气体压缩因子。

12.一种蒸汽辅助重力泄油过程中气体辅助用量的获取装置，其特征在于，该装置包括：

气体体积确定单元，用于确定蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g；同时，利用所述蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g确定蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积V_gR和蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积V_gSR；其中，所述气体层是由蒸汽腔内注入的非凝析气体形成的；

第一参数获取单元，用于利用所述蒸汽腔顶部自由非凝析气体所占据的岩石体积V_gR、蒸汽腔内自由非凝析气体与蒸汽所占据的岩石体积V_gSR和基本物性测定参数获取单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gR；

预注气体体积的确定单元，用于利用所述单侧累积产油量中溶解气体的物质的量n_go、溶解于单侧气体层内残余油中气体的物质的量n_gs1、溶解于单侧气体与蒸汽腔内剩余油中气体的物质的量n_gs2、单侧气体层内自由气体的物质的量n_gR获取标况下所需注入的气体体积V_g。

13.如权利要求12所述的装置，其特征在于，该装置还包括：

第二参数获取单元，用于利用所述蒸汽腔内非凝析气体所占据的油藏厚度h_g获得单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf和单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor；同时，根据基本物性测定参数获取单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go；

伴注气体速度确定单元，用于利用所述单位时间内单侧气体层内自由气体的体积增量q_gf、单位时间内溶解于单侧气体层内残余油中的气体体积q_gor和单位时间内气体与蒸汽腔向外扩大的体积q_go获得标况下的气体注入速度q_g。