CN109826599B - 稠油开采注气量的确定方法及系统 - Google Patents
稠油开采注气量的确定方法及系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109826599B CN109826599B CN201910016376.4A CN201910016376A CN109826599B CN 109826599 B CN109826599 B CN 109826599B CN 201910016376 A CN201910016376 A CN 201910016376A CN 109826599 B CN109826599 B CN 109826599B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure drop
- gas
- oil
- phase
- model
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
本发明提供一种稠油开采注气量的确定方法及系统，利用稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降，利用预设的垂直井筒压降模型，确定了黏度、含水率、气液比与流动压降的关系，获得油气水三相流不同含水率、截面含气率、压力梯度变化规律等方面的内容，考虑了三相的比例不同以及沿着垂直井筒压力逐渐地降低，油气水三相混合物的流动形态、相分布及压降沿着管道不断地变化，稠油在高流速下的剪切变稀作用，以及气体在不同黏度原油中的相分布状态的影响，能够准确确定出多相流稠油的注气量，切合实际现场应用，用于指导稠油注气开采，具有广泛的工程应用价值和科研价值。
Description
技术领域
本发明涉及石油勘探技术领域，更具体的，涉及稠油开采注气量的确定方法、系统、计算机介质及电子设备。
背景技术
目前，油气水三相混合物的流动广泛应用于石油、化工及其他相关工业中，尤其在石油工业中，油气水三相混合物的流动相当普遍，使得对其流动摩阻的研究尤其重要。但是，多相流的研究具有相当的复杂性：1、相界面的存在增加了研究的复杂性；2、各相间存在质量和能量的交换；3、多相管流中流型的多样性和难确定性；4、流动过程中各相的温度、组分的浓度都是不均匀的，相与相之间有传热和传质发生；5、气液界面的不稳定性；6、多相管流中流动参数的难测性。由于上述的复杂性，使得多相流稠油的注气量的测量迄今为止在国际上都未得到满意的解决方法，目前应用较为广泛的多相压降计算模型为Hagedorn-Brown模块，该模型如下：
式中：Vm—气液混合物的流速，m/s；ρm—气液混合物密度，kg/m3；f—摩擦阻力系数；D—管径，m；θ—管道倾斜角度，°。
然而，该模型是根据黏度较低的轻质原油物性参数推导得到，无法适用于稠油。
发明内容
为了解决由于多相流的复杂性，导致的目前缺少适用于稠油的注气量的测量方法，本发明提供一种稠油开采注气量的确定方法、系统、计算机介质及电子设备，通过获取垂直井筒内稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降，这样既可获得油气水三相流不同含水率、、截面含气率、压力梯度变化规律等方面的内容，这样即考虑稠油在高流速下的剪切变稀作用，以及气体在不同黏度原油中的相分布状态，能够准确确定出多相流稠油的注气量，切合实际现场应用，用于指导稠油注气开采，具有广泛的工程应用价值和科研价值。
在某些实施例中，一种稠油开采注气量的确定方法，包括：
获取垂直井筒内稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降；
基于不同黏度、含水率、气液比以及对应的所述流动压降，生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数；所述垂直井筒压降模型包含流速对稠油黏度影响的摩阻压降子模型，所述摩阻压降子模型可根据黏度、含水率、气液比和修正系数确定稠油的摩阻压降；
基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，根据稠油的实际黏度、含水率以及流动压降确定所述稠油的实际气液比；
根据所述稠油的实际气液比确定所述稠油的开采注气量。
在某些实施例中，所述基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，根据稠油的实际黏度、含水率以及流动压降确定所述稠油的实际气液比，包括：
基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，建立若干固定含水率和固定气液比下稠油黏度与所述流动压降的对应关系曲线；其中，同一固定含水率下的不同气液比的对应关系曲线组成该固定含水率下的对应关系图版；
根据稠油的实际含水率选择对应的对应关系图版；
根据选择的对应关系图版中每个对应关系曲线，查找每个对应关系曲线上与稠油的实际黏度对应的流动压降；
将每个对应关系曲线上对应的流动压降与稠油的实际流动压降比对，并选择比对结果为相同的对应关系曲线，将选择的对应关系曲线对应的气液比确定为所述稠油的实际气液比。
在某些实施例中，所述方法还包括：
建立所述垂直井筒压降模型，所述垂直井筒压降模型还包含重力压降子模型，所述重力压降子模型可根据水相、气相和油相的密度以及含率确定稠油的重力压降。
在某些实施例中，所述垂直井筒压降模型为：
其中，所述摩阻压降子模型为
所述重力压降子模型为
a，b，c，d为所述修正系数，D为井筒管径，m；vL为油相的流速，m/s；μ为稠油黏度；ρw，ρg，ρo分别为水相、气相和油相密度，kg/m3；
分别为水相、油相和气相含率，％。
在某些实施例中，所述获取垂直井筒内稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降，包括：
利用井筒模拟装置测量不同黏度的稠油在不同含水率和不同气液比下的流动压降。
在某些实施例中，一种稠油开采注气量的确定系统，包括：
获取模块，获取垂直井筒内稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降；
修正系数生成模块，基于不同黏度、含水率、气液比以及对应的所述流动压降，生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数；所述垂直井筒压降模型包含流速对稠油黏度影响的摩阻压降子模型，所述摩阻压降子模型可根据黏度、含水率、气液比和修正系数确定稠油的摩阻压降；
实际气液比确定模块，基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，根据稠油的实际黏度、含水率以及流动压降确定所述稠油的实际气液比；
注气量确定模块，根据所述稠油的实际气液比确定所述稠油的开采注气量。
在某些实施例中，所述实际气液比确定模块，包括：
对应关系图版建立单元，基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，建立若干固定含水率和固定气液比下稠油黏度与所述流动压降的对应关系曲线；其中，同一固定含水率下的不同气液比的对应关系曲线组成该固定含水率下的对应关系图版；
对应关系图版选择单元，根据稠油的实际含水率，选择对应的对应关系图版；
流动压降查找单元，根据选择的对应关系图版中每个对应关系曲线，查找每个对应关系曲线上与稠油的实际黏度对应的流动压降；
比对单元，将每个对应关系曲线上对应的流动压降与稠油的实际流动压降比对，选择比对结果为相同的对应关系曲线，将选择的对应关系曲线对应的气液比确定为所述稠油的实际气液比。
在某些实施例中，所述系统还包括：
垂直井筒压降模型建立模块，建立所述垂直井筒压降模型，所述垂直井筒压降模型还包含重力压降子模型，所述重力压降子模型可根据水相、气相和油相的密度以及含率确定稠油的重力压降。
在某些实施例中，所述垂直井筒压降模型为：
其中，所述摩阻压降子模型为
所述重力压降子模型为
D为井筒管径，m；vL为油相的流速，m/s；μ为稠油黏度；a，b，c，d为修正系数，ρw，ρg，ρo分别为水相、气相和油相密度，kg/m3；
分别为水相、油相和气相含率，％。
在某些实施例中，所述获取模块包括：
流动压降测量单元，利用井筒模拟装置测量不同黏度的稠油在不同含水率和不同气液比下的流动压降。
在某些实施例中，一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现如上所述的稠油开采注气量的确定方法的步骤。
在某些实施例中，一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现上述所述的稠油开采注气量的确定方法的步骤。
本发明的有益效果如下：
本发明提供一种稠油开采注气量的确定方法、系统、计算机介质及电子设备，利用稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降，利用预设的垂直井筒压降模型，确定了黏度、含水率、气液比与流动压降的关系，获得油气水三相流不同含水率、截面含气率、压力梯度变化规律等方面的内容，考虑了三相的比例不同以及沿着垂直井筒压力逐渐地降低，油气水三相混合物的流动形态、相分布及压降沿着管道不断地变化，稠油在高流速下的剪切变稀作用，以及气体在不同黏度原油中的相分布状态的影响，能够准确确定出多相流稠油的注气量，切合实际现场应用，用于指导稠油注气开采，具有广泛的工程应用价值和科研价值。并且，通过获取的数据生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数的方式，这样对于每一种稠油，都可以确定与该稠油对应的修正系数，即垂直井筒压降模型可以根据稠油的种类改变修正系数，进而在需要对未知的稠油进行测量时，仅仅需要确定出于该稠油对应的模型的修正系数，不需要针对每一种稠油建立一个完全不同的模型。
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示出本发明实施例中一种稠油开采注气量的确定方法的流程示意图之一。
图2示出本发明实施例中一种稠油开采注气量的确定方法的流程示意图之二。
图3示出本发明实施例中图1中步骤S100的具体流程示意图。
图4示出本发明实施例中图1中步骤S300的具体流程示意图。
图5A示出本发明实施例中含水率为0％的对应关系图版。
图5B示出本发明实施例中含水率为10％的对应关系图版。
图5C示出本发明实施例中含水率为30％的对应关系图版。
图5D示出本发明实施例中含水率为50％的对应关系图版。
图5E示出本发明实施例中含水率为70％的对应关系图版。
图6示出本发明实施例中稠油开采注气量的确定系统的结构示意图之一。
图7示出本发明实施例中稠油开采注气量的确定系统的结构示意图之二。
图8示出本发明实施例中图6中的实际气液比确定模块300的具体结构示意图。
图9示出适于用来实现本申请实施例的电子设备的结构示意图。
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。
现有的多相管流的研究主要集中在油水或油气两相流体流动的方面，油气水三相混合物的流动规律研究大部分也都集中在水平管道流动部分。而在垂直井筒中，三相流动规律的研究主要从气液两相流动理论出发，通过建立各种数学模型来计算垂直井筒的压降以及摩阻，缺乏实质性的物理模型实验装置来验证理论，如果计算长井筒的流动压降，误差将不可避免地出现，且会对实际工业发展造成阻碍。因此，对垂直井筒中的油气水三相混合物流动压降规律进行研究，已成为目前迫切需要解决的难题。
目前应用较为广泛的多相压降计算模型为Hagedorn-Brown模型，表达式如下：
式中：Vm—气液混合物的流速，m/s；ρm—气液混合物密度，kg/m3；f—摩擦阻力系数；D—管径，m；θ—管道倾斜角度，°。
然而，该模型是根黏度较低的轻质原油(稀油)物性参数推导得到，实际应用时，将之用于稠油的测量会导致误差较大，测量的数据无法使用。
有鉴于此，为了解决目前只有适用于稀油的测量方法，缺少稠油的测量方法的问题，本发明提供一种稠油开采注气量的确定方法、系统、计算机介质及电子设备，首先通过获取垂直井筒内稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降；然后基于不同黏度、含水率、气液比以及对应的所述流动压降，生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数；再基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，根据稠油的实际黏度、含水率以及流动压降确定所述稠油的实际气液比；最后根据所述稠油的实际气液比确定所述稠油的开采注气量。本发明通过获取垂直井筒内稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降，这样既可获得油气水三相流不同含水率、截面含气率、压力梯度变化规律等方面的内容，这样即考虑稠油在高流速下的剪切变稀作用，以及气体在不同黏度原油中的相分布状态，能够准确确定出多相流稠油的注气量，切合实际现场应用，用于指导稠油注气开采，具有广泛的工程应用价值和科研价值。
下面结合附图对本发明进行详细说明。
本发明第一方面提供一种稠油开采注气量的确定方法，如图1所示，包括：
S100:获取垂直井筒内稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降；
S200:基于不同黏度、含水率、气液比以及对应的所述流动压降，生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数；所述垂直井筒压降模型包含流速对稠油黏度影响的摩阻压降子模型，所述摩阻压降子模型可根据黏度、含水率、气液比和修正系数确定稠油的摩阻压降。
S300:基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，根据稠油的实际黏度、含水率以及流动压降确定所述稠油的实际气液比；
S400:根据所述稠油的实际气液比确定所述稠油的开采注气量。
本领域技术人员明了的是，本申请中所述的稠油，指地层条件下，黏度大于50毫帕·秒，或在油层温度下脱气原油黏度为1000～10000毫帕·秒的高黏度重质原油。稠油除黏度高外，密度也高，稠油含轻质馏分少，胶质与沥青含量高。
在一些具体实施例中，如图2所示，所述方法还包括：
S000:建立所述垂直井筒压降模型，所述垂直井筒压降模型还包含重力压降子模型，所述重力压降子模型可根据水相、气相和油相的密度以及含率确定稠油的重力压降。
多相流体在管内的流动区别于单相流体流动的一个重要特征就是各相流体之间存在着明显的相界面，并且相界面的形状以及各相在流动体系中的分布状况也随着空间和时间的变化而变化。本申请建立所述垂直井筒压降模型，所述垂直井筒压降模型还包含重力压降子模型，所述重力压降子模型可根据水相、气相和油相的密度以及含率确定稠油的重力压降，充分考虑了在垂直井筒中的油气水三相流，由于三相的比例不同以及沿着垂直井筒压力逐渐地降低，油气水三相混合物的流动形态、相分布及压降沿着管道不断地变化的因素，进而建立出的所述垂直井筒压降模型能够适用于稠油的注气量的确定。并且，通过获取的数据生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数的方式，这样对于每一种稠油，都可以确定与该稠油对应的修正系数，即垂直井筒压降模型可以根据稠油的种类改变修正系数，进而在需要对未知的稠油进行测量时，仅仅需要确定出于该稠油对应的模型的修正系数，不需要针对每一种稠油建立一个完全不同的模型。
在具体实施例中，可以通过使用高温高压井筒模拟装置(已获国家授权发明专利，专利名称：一种高温高压井筒模拟装置，专利号：ZL201410852548.9)进行多次实验，测量不同黏度梯度原油在不同含水率、不同气液比下的举升压降，举升压降单位为千帕每米；根据实验结果，通过拟合得到流动压降与原油黏度、含水率和气液比的相关关系模型，该模型即为所述垂直井筒压降模型。其中，不同黏度梯度原油在不同含水率、不同气液比下可以通过预先设置获得，例如气液比可以通过调节气体和液体的单位时间
该实施例中，如图3所示，步骤S100具体包括：
S101:利用井筒模拟装置测量不同黏度的稠油在不同含水率和不同气液比下的流动压降。
在该实施例中，该模型为：
其中，所述摩阻压降子模型为
所述重力压降子模型为
D为井筒管径，m；vL为油相的流速，m/s；μ为稠油黏度；a，b，c，d为修正系数，ρw，ρg，ρo分别为水相、气相和油相密度，kg/m3；
分别为水相、油相和气相含率，％。这样在整个模型中包括了重力压降和流速对稠油黏度影响的摩阻压降，进而考虑了稠油的三相的比例不同以及沿着垂直井筒压力逐渐地降低、油气水三相混合物的流动形态、相分布及压降沿着管道不断地变化等因素对模型本身造成的影响。当通过实验测试，获得了修正系数的值后，即确定了该模型中三相的比例不同以及沿着垂直井筒压力逐渐地降低、油气水三相混合物的流动形态、相分布及压降沿着管道不断地变化等因素对模型本身造成的影响程度，因此，对于任意参数的稠油的测量均具有一定意义。
下面结合图4详细说明本申请中如何通过该模型确定稠油的注气量，步骤S300具体包括：
S301:基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，建立若干固定含水率和固定气液比下稠油黏度与所述流动压降的对应关系曲线；其中，同一固定含水率下的不同气液比的对应关系曲线组成该固定含水率下的对应关系图版；
S302:根据稠油的实际含水率，选择对应的对应关系图版；
S303:根据选择的对应关系图版中每个对应关系曲线，查找每个对应关系曲线上与稠油的实际黏度对应的流动压降；
S304:将每个对应关系曲线上对应的流动压降与稠油的实际流动压降比对，选择比对结果为相同的对应关系曲线，将选择的对应关系曲线对应的气液比确定为所述稠油的实际气液比。
该实施例中，如图5A至图5E所示，以含水率范围为0～70％为例，可以设置若干固定的含水率，例如0％，10％，30％，50％，70％，以固定气液比为10:1～170:1为例，可以设置若干固定的气液比，例如，10:1、30:1、50:1…(以此类推)。
本实施例中，对应关系曲线可以是如图5A至图5E所示出的坐标图曲线，即通过建立直角坐标系，横坐标为黏度(脱气黏度)，纵坐标为流动压降，即每个对应关系曲线表示一个固定含水率和固定气液比下的黏度与流动压降的相互关系，通过查找的方式可以确定每一个黏度下的流动压降。
需要说明的是，图5A至图5E中所述的举升压差，即为本申请中的流动压降，在此不再赘述。
在同一固定含水率下，包括有与设置的固定气液比相同数量的对应关系曲线，例如，在一个实施例中，固定气液比包括有：10:1、30:1、50:1、70:1、90:1、110:1、130:1、150:1以及170:1，对应的，对应关系曲线有9个，各自与上述9个固定气液比一一对应，可以将同一固定含水率下的这9个对应关系曲线绘制在同一个坐标系中，形成对应关系图版，通过上述模型获得的对应关系曲线，不同固定气液比对应的对应关系曲线之间彼此没有交叉点，这样可以通过查找对应的黏度和流动压降，确定出唯一的气液比。
通过上述实施例可以知晓，本发明第一方面提供的稠油开采注气量的确定方法，利用稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降，利用预设的垂直井筒压降模型，确定了黏度、含水率、气液比与流动压降的关系，获得油气水三相流不同含水率、截面含气率、压力梯度变化规律等方面的内容，考虑了三相的比例不同以及沿着垂直井筒压力逐渐地降低，油气水三相混合物的流动形态、相分布及压降沿着管道不断地变化，稠油在高流速下的剪切变稀作用，以及气体在不同黏度原油中的相分布状态的影响，能够准确确定出多相流稠油的注气量，切合实际现场应用，用于指导稠油注气开采，具有广泛的工程应用价值和科研价值。并且，通过获取的数据生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数的方式，这样对于每一种稠油，都可以确定与该稠油对应的修正系数，即垂直井筒压降模型可以根据稠油的种类改变修正系数，进而在需要对未知的稠油进行测量时，仅仅需要确定出于该稠油对应的模型的修正系数，不需要针对每一种稠油建立一个完全不同的模型。
基于与上述本发明第一方面提供的实施例相同的技术构思，本发明第二方面提供一种稠油开采注气量的确定系统，请结合图6所示，具体包括：
获取模块100，获取垂直井筒内稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降；
修正系数生成模块200，基于不同黏度、含水率、气液比以及对应的所述流动压降，生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数；所述垂直井筒压降模型包含流速对稠油黏度影响的摩阻压降子模型，所述摩阻压降子模型可根据黏度、含水率、气液比和修正系数确定稠油的摩阻压降；
实际气液比确定模块300，基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，根据稠油的实际黏度、含水率以及流动压降确定所述稠油的实际气液比；
注气量确定模块400，根据所述稠油的实际气液比确定所述稠油的开采注气量。
本领域技术人员明了的是，本申请中所述的稠油，指地层条件下，黏度大于50毫帕·秒，或在油层温度下脱气原油黏度为1000～10000毫帕·秒的高黏度重质原油。稠油除黏度高外，密度也高，稠油含轻质馏分少，胶质与沥青含量高。
在一些具体实施例中，如图7所示，所述系统还包括：
垂直井筒压降模型建立模块001，建立所述垂直井筒压降模型，所述垂直井筒压降模型还包含重力压降子模型，所述重力压降子模型可根据水相、气相和油相的密度以及含率确定稠油的重力压降。
多相流体在管内的流动区别于单相流体流动的一个重要特征就是各相流体之间存在着明显的相界面，并且相界面的形状以及各相在流动体系中的分布状况也随着空间和时间的变化而变化。本申请建立所述垂直井筒压降模型，所述垂直井筒压降模型还包含重力压降子模型，所述重力压降子模型可根据水相、气相和油相的密度以及含率确定稠油的重力压降，充分考虑了在垂直井筒中的油气水三相流，由于三相的比例不同以及沿着垂直井筒压力逐渐地降低，油气水三相混合物的流动形态、相分布及压降沿着管道不断地变化的因素，进而建立出的所述垂直井筒压降模型能够适用于稠油的注气量的确定。
在具体实施例中，可以通过使用高温高压井筒模拟装置(已获国家授权发明专利，专利名称：一种高温高压井筒模拟装置，专利号：ZL201410852548.9)进行多次实验，测量不同黏度梯度原油在不同含水率、不同气液比下的举升压降，举升压降单位为千帕每米；根据实验结果，通过拟合得到流动压降与原油黏度、含水率和气液比的相关关系模型，该模型即为所述垂直井筒压降模型。
该实施例中，如图8所示，所述实际气液比确定模块300，包括：
对应关系图版建立单元301，基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，建立若干固定含水率和固定气液比下稠油黏度与所述流动压降的对应关系曲线；其中，同一固定含水率下的不同气液比的对应关系曲线组成该固定含水率下的对应关系图版；
对应关系图版选择单元302，根据稠油的实际含水率，选择对应的对应关系图版；
流动压降查找单元303，根据选择的对应关系图版中每个对应关系曲线，查找每个对应关系曲线上与稠油的实际黏度对应的流动压降；
比对单元304，将每个对应关系曲线上对应的流动压降与稠油的实际流动压降比对，选择比对结果为相同的对应关系曲线，将选择的对应关系曲线对应的气液比确定为所述稠油的实际气液比。
在该实施例中，该模型为：
其中，所述摩阻压降子模型为
所述重力压降子模型为
D为井筒管径，m；vL为油相的流速，m/s；μ为稠油黏度；a，b，c，d为修正系数，ρw，ρg，ρo分别为水相、气相和油相密度，kg/m3；
分别为水相、油相和气相含率，％。这样在整个模型中包括了重力压降和流速对稠油黏度影响的摩阻压降，进而考虑了稠油的三相的比例不同以及沿着垂直井筒压力逐渐地降低、油气水三相混合物的流动形态、相分布及压降沿着管道不断地变化等因素对模型本身造成的影响。当通过实验测试，获得了修正系数的值后，即确定了该模型中三相的比例不同以及沿着垂直井筒压力逐渐地降低、油气水三相混合物的流动形态、相分布及压降沿着管道不断地变化等因素对模型本身造成的影响程度，因此，对于任意参数的稠油的测量均具有一定意义。
该实施例中，如图5A至图5E所示，以含水率范围为0～70％为例，可以设置若干固定的含水率，例如0％，10％，30％，50％，70％，以固定气液比为10:1～170:1为例，可以设置若干固定的气液比，例如，10:1、30:1、50:1…(以此类推)。
本实施例中，对应关系曲线可以是如图5A至图5E所示出的坐标图曲线，即通过建立直角坐标系，横坐标为黏度(脱气黏度)，纵坐标为流动压降，即每个对应关系曲线表示一个固定含水率和固定气液比下的黏度与流动压降的相互关系，通过查找的方式可以确定每一个黏度下的流动压降。
需要说明的是，图5A至图5E中所述的举升压差，即为本申请中的流动压降，在此不再赘述。
在同一固定含水率下，包括有与设置的固定气液比相同数量的对应关系曲线，例如，在一个实施例中，固定气液比包括有：10:1、30:1、50:1、70:1、90:1、110:1、130:1、150:1以及170:1，对应的，对应关系曲线有9个，各自与上述9个固定气液比一一对应，可以将同一固定含水率下的这9个对应关系曲线绘制在同一个坐标系中，形成对应关系图版，通过上述模型获得的对应关系曲线，不同固定气液比对应的对应关系曲线之间彼此没有交叉点，这样可以通过查找对应的黏度和流动压降，确定出唯一的气液比。
通过上述实施例可以知晓，本发明第二方面提供的稠油开采注气量的确定系统，利用稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降，利用预设的垂直井筒压降模型，确定了黏度、含水率、气液比与流动压降的关系，获得油气水三相流不同含水率、截面含气率、压力梯度变化规律等方面的内容，考虑了三相的比例不同以及沿着垂直井筒压力逐渐地降低，油气水三相混合物的流动形态、相分布及压降沿着管道不断地变化，稠油在高流速下的剪切变稀作用，以及气体在不同黏度原油中的相分布状态的影响，能够准确确定出多相流稠油的注气量，切合实际现场应用，用于指导稠油注气开采，具有广泛的工程应用价值和科研价值。并且，通过获取的数据生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数的方式，这样对于每一种稠油，都可以确定与该稠油对应的修正系数，即垂直井筒压降模型可以根据稠油的种类改变修正系数，进而在需要对未知的稠油进行测量时，仅仅需要确定出于该稠油对应的模型的修正系数，不需要针对每一种稠油建立一个完全不同的模型。
本申请的实施例还提供能够实现上述实施例中的稠油开采注气量的确定方法中全部步骤的一种电子设备的具体实施方式，参见图9，所述电子设备具体包括如下内容：
处理器(processor)601、存储器(memory)602、通信接口(CommunicationsInterface)603和总线604；
其中，所述处理器601、存储器602、通信接口603通过所述总线604完成相互间的通信；
所述处理器601用于调用所述存储器602中的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述实施例中的全部步骤，例如，所述处理器执行所述计算机程序时实现下述步骤：
S100:获取垂直井筒内稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降；
S200:基于不同黏度、含水率、气液比以及对应的所述流动压降，生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数；
S300:基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，根据稠油的实际黏度、含水率以及流动压降确定所述稠油的实际气液比；
S400:根据所述稠油的实际气液比确定所述稠油的开采注气量。
从上述描述可知，本申请提供的电子设备，利用稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降，利用预设的垂直井筒压降模型，确定了黏度、含水率、气液比与流动压降的关系，获得油气水三相流不同含水率、截面含气率、压力梯度变化规律等方面的内容，考虑了三相的比例不同以及沿着垂直井筒压力逐渐地降低，油气水三相混合物的流动形态、相分布及压降沿着管道不断地变化，稠油在高流速下的剪切变稀作用，以及气体在不同黏度原油中的相分布状态的影响，能够准确确定出多相流稠油的注气量，切合实际现场应用，用于指导稠油注气开采，具有广泛的工程应用价值和科研价值。并且，通过获取的数据生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数的方式，这样对于每一种稠油，都可以确定与该稠油对应的修正系数，即垂直井筒压降模型可以根据稠油的种类改变修正系数，进而在需要对未知的稠油进行测量时，仅仅需要确定出于该稠油对应的模型的修正系数，不需要针对每一种稠油建立一个完全不同的模型。
本申请的实施例还提供能够实现上述实施例中的稠油开采注气量的确定方法中全部步骤的一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现上述实施例中的全部步骤，例如，所述处理器执行所述计算机程序时实现下述步骤：
S100:获取垂直井筒内稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降；
S200:基于不同黏度、含水率、气液比以及对应的所述流动压降，生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数；
S300:基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，根据稠油的实际黏度、含水率以及流动压降确定所述稠油的实际气液比；
S400:根据所述稠油的实际气液比确定所述稠油的开采注气量。
从上述描述可知，本申请提供的计算机可读存储介质，用稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降，利用预设的垂直井筒压降模型，确定了黏度、含水率、气液比与流动压降的关系，获得油气水三相流不同含水率、截面含气率、压力梯度变化规律等方面的内容，考虑了三相的比例不同以及沿着垂直井筒压力逐渐地降低，油气水三相混合物的流动形态、相分布及压降沿着管道不断地变化，稠油在高流速下的剪切变稀作用，以及气体在不同黏度原油中的相分布状态的影响，能够准确确定出多相流稠油的注气量。并且，通过获取的数据生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数的方式，这样对于每一种稠油，都可以确定与该稠油对应的修正系数，即垂直井筒压降模型可以根据稠油的种类改变修正系数，进而在需要对未知的稠油进行测量时，仅仅需要确定出于该稠油对应的模型的修正系数，不需要针对每一种稠油建立一个完全不同的模型。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于硬件+程序类实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。虽然本说明书实施例提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的手段可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的装置或终端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境，甚至为分布式数据处理环境)。术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、产品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、产品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，并不排除在包括所述要素的过程、方法、产品或者设备中还存在另外的相同或等同要素。为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本说明书实施例时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现，也可以将实现同一功能的模块由多个子模块或子单元的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。本领域技术人员应明白，本说明书的实施例可提供为方法、系统或计算机程序产品。因此，本说明书实施例可采用完全硬件实施例、完全软件实施例或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本说明书实施例可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本说明书实施例的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。以上所述仅为本说明书实施例的实施例而已，并不用于限制本说明书实施例。对于本领域技术人员来说，本说明书实施例可以有各种更改和变化。凡在本说明书实施例的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本说明书实施例的权利要求范围之内。
Claims (10)
1.一种稠油开采注气量的确定方法，其特征在于，包括：
获取垂直井筒内稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降；
基于不同黏度、含水率、气液比以及对应的所述流动压降，生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数；所述垂直井筒压降模型包含流速对稠油黏度影响的摩阻压降子模型，所述摩阻压降子模型可根据黏度、含水率、气液比和修正系数确定稠油的摩阻压降；所述垂直井筒压降模型还包含重力压降子模型，所述重力压降子模型可根据水相、气相和油相的密度以及含率确定稠油的重力压降；
基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，根据稠油的实际黏度、含水率以及流动压降确定所述稠油的实际气液比；
根据所述稠油的实际气液比确定所述稠油的开采注气量；
其中，所述垂直井筒压降模型为：
所述摩阻压降子模型为
所述重力压降子模型为
a，b，c，d为所述修正系数，D为井筒管径，m；vL为油相的流速，m/s；μ为稠油黏度；ρw，ρg，ρo分别为水相、气相和油相密度，kg/m3；
分别为水相、油相和气相含率，％。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，根据稠油的实际黏度、含水率以及流动压降确定所述稠油的实际气液比，包括：
基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，建立若干固定含水率和固定气液比下稠油黏度与所述流动压降的对应关系曲线；其中，同一固定含水率下的不同气液比的对应关系曲线组成该固定含水率下的对应关系图版；
根据稠油的实际含水率选择对应的对应关系图版；
根据选择的对应关系图版中每个对应关系曲线，查找每个对应关系曲线上与稠油的实际黏度对应的流动压降；
将每个对应关系曲线上对应的流动压降与稠油的实际流动压降比对，并选择比对结果为相同的对应关系曲线，将选择的对应关系曲线对应的气液比确定为所述稠油的实际气液比。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
建立所述垂直井筒压降模型。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述获取垂直井筒内稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降，包括：
利用井筒模拟装置测量不同黏度的稠油在不同含水率和不同气液比下的流动压降。
5.一种稠油开采注气量的确定系统，其特征在于，包括：
获取模块，获取垂直井筒内稠油在不同黏度、含水率以及气液比下的流动压降；
修正系数生成模块，基于不同黏度、含水率、气液比以及对应的所述流动压降，生成预设的垂直井筒压降模型中的修正系数；所述垂直井筒压降模型包含流速对稠油黏度影响的摩阻压降子模型，所述摩阻压降子模型可根据黏度、含水率、气液比和修正系数确定稠油的摩阻压降；所述垂直井筒压降模型还包含重力压降子模型，所述重力压降子模型可根据水相、气相和油相的密度以及含率确定稠油的重力压降；
实际气液比确定模块，基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，根据稠油的实际黏度、含水率以及流动压降确定所述稠油的实际气液比；
注气量确定模块，根据所述稠油的实际气液比确定所述稠油的开采注气量；
其中，所述垂直井筒压降模型为：
所述摩阻压降子模型为
所述重力压降子模型为
D为井筒管径，m；vL为油相的流速，m/s；μ为稠油黏度；a，b，c，d为修正系数，ρw，ρg，ρo分别为水相、气相和油相密度，kg/m3；
分别为水相、油相和气相含率，％。
6.根据权利要求5所述的系统，其特征在于，所述实际气液比确定模块，包括：
对应关系图版建立单元，基于所述垂直井筒压降模型和所述修正系数，建立若干固定含水率和固定气液比下稠油黏度与所述流动压降的对应关系曲线；其中，同一固定含水率下的不同气液比的对应关系曲线组成该固定含水率下的对应关系图版；
对应关系图版选择单元，根据稠油的实际含水率，选择对应的对应关系图版；
流动压降查找单元，根据选择的对应关系图版中每个对应关系曲线，查找每个对应关系曲线上与稠油的实际黏度对应的流动压降；
比对单元，将每个对应关系曲线上对应的流动压降与稠油的实际流动压降比对，选择比对结果为相同的对应关系曲线，将选择的对应关系曲线对应的气液比确定为所述稠油的实际气液比。
7.根据权利要求5所述的系统，其特征在于，所述系统还包括：
垂直井筒压降模型建立模块，建立所述垂直井筒压降模型。
8.根据权利要求5所述的系统，其特征在于，所述获取模块包括：
流动压降测量单元，利用井筒模拟装置测量不同黏度的稠油在不同含水率和不同气液比下的流动压降。
9.一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现权利要求1至4任一项所述的稠油开采注气量的确定方法的步骤。
10.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至4任一项所述的稠油开采注气量的确定方法的步骤。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910016376.4A CN109826599B (zh) | 2019-01-08 | 2019-01-08 | 稠油开采注气量的确定方法及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910016376.4A CN109826599B (zh) | 2019-01-08 | 2019-01-08 | 稠油开采注气量的确定方法及系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109826599A CN109826599A (zh) | 2019-05-31 |
| CN109826599B true CN109826599B (zh) | 2020-05-22 |
Family
ID=66861601
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910016376.4A Active CN109826599B (zh) | 2019-01-08 | 2019-01-08 | 稠油开采注气量的确定方法及系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109826599B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110826782B (zh) * | 2019-10-25 | 2022-10-14 | 拉扎斯网络科技（上海）有限公司 | 一种数据处理的方法、装置、可读存储介质和电子设备 |
| CN115405273B (zh) * | 2021-05-27 | 2023-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 基于集成学习的稠油多介质吞吐智能开采方法及装置 |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7699104B2 (en) * | 2007-05-23 | 2010-04-20 | Maoz Betzer Tsilevich | Integrated system and method for steam-assisted gravity drainage (SAGD)-heavy oil production using low quality fuel and low quality water |
| CN105863581A (zh) * | 2016-05-11 | 2016-08-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法 |
| CA2968392A1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-11-30 | Uti Limited Partnership | Variable pressure sagd (vp-sagd) for heavy oil recovery |
| CN106703770B (zh) * | 2016-12-02 | 2019-08-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井口温度压力未知一炉一注注汽管网井口蒸汽干度计算法 |
| CN108005621A (zh) * | 2017-11-29 | 2018-05-08 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种气体钻井井筒排液系统及气举优化方法 |
-
2019
- 2019-01-08 CN CN201910016376.4A patent/CN109826599B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109826599A (zh) | 2019-05-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Dehkordi et al. | CFD simulation with experimental validation of oil-water core-annular flows through Venturi and Nozzle flow meters | |
| Hasan et al. | A study of multiphase flow behavior in vertical wells | |
| Gruesbeck et al. | Particle transport through perforations | |
| Sutton et al. | Evaluation of empirically derived PVT properties for Gulf of Mexico crude oils | |
| CA2900864C (en) | Network flow model | |
| Jessen et al. | Interplay of phase behavior and numerical dispersion in finite-difference compositional simulation | |
| Hasan | Void fraction in bubbly and slug flow in downward vertical and inclined systems | |
| CN109826599B (zh) | 稠油开采注气量的确定方法及系统 | |
| Mukhaimer et al. | Pressure drop and flow pattern of oil–water flow for low viscosity oils: Role of mixture viscosity | |
| Shi et al. | Drift-flux modeling of multiphase flow in wellbores | |
| CN106951641B (zh) | 一种缝洞型油藏数值模拟的方法及系统 | |
| CN109635405B (zh) | 一种基于空间守恒的多相流动瞬态计算方法及系统 | |
| Ramos et al. | Flat vs. curved rigid-lid LES computations of an open-channel confluence | |
| Spesivtsev et al. | Study of the Transient Terrain–Induced and Severe Slugging Problems by Use of the Drift–Flux Model | |
| Ballesteros et al. | Analysis and Modeling of Liquid Holdup in Low Liquid Loading Two-Phase Flow Using Computational Fluid Dynamics and Experimental Data | |
| Schüller et al. | Evaluation of multiphase flow rate models for chokes under subcritical oil/gas/water flow conditions | |
| Duan et al. | Experimental and computational investigations on severe slugging in a catenary riser | |
| Ellul et al. | The modeling of multiphase systems under steady-state and transient conditions-a tutorial | |
| Kordyban | Horizontal slug flow: a comparison of existing theories | |
| Nekoeian et al. | A novel Shan and Chen type Lattice Boltzmann two phase method to study the capillary pressure curves of an oil water pair in a porous media | |
| Lackner et al. | Effect of viscosity on downhole gas separation in a rotary gas separator | |
| Daza-Gómez et al. | CFD simulation of two-phase gas/non-Newtonian shear-thinning fluid flow in pipes | |
| Fan et al. | Unified modeling of pseudo-slug and churn flows for liquid holdup and pressure gradient predictions in pipelines and wellbores | |
| Zhang et al. | Modeling of slug dissipation and generation in gas-liquid hilly-terrain pipe flow | |
| Nazirova et al. | Construction of a numerical model and algorithm for solving two-dimensional problems of filtration of multicomponent liquids, taking into account the moving “oil-water” interface |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |