CN112036033A - 一种定量确定蒸汽吞吐转蒸汽驱地层温度时机的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种定量确定蒸汽吞吐转蒸汽驱地层温度时机的方法：收集目标油藏基础数据资料，包括：原始油藏温度、地层条件下原油粘度、地面脱气原油的粘温曲线；开展稠油样品流变性实验；回归不同温度下的流变性方程；确定稠油样品流变性拐点温度；确定拐点温度对应的原油粘度；绘制多轮蒸汽吞吐后地层温度分布图；确定启动压力梯度与流度关系；确定注采井间的启动压力梯度；绘制不同注采井距对应的转驱温度图版；判断是否达到转驱的温度时机。本发明可对不同稠油油藏、不同注采条件下的蒸汽吞吐转蒸汽驱地层温度时机进行定量预测，能解决目前行业中关于稠油油藏多轮吞吐后转蒸汽驱的温度时机定性描述“注采井间形成热连通”缺乏可操作性的难题。

Description

一种定量确定蒸汽吞吐转蒸汽驱地层温度时机的方法

技术领域

本发明属于石油开采技术领域，更具体地说，是涉及稠油油藏一种定量确定蒸汽吞吐转蒸汽驱地层温度时机的方法。

背景技术

热力采油技术(如蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油等)是一项可以大幅度提高稠油油田采收率的有效技术，是目前陆上稠油开发的有效手段。通常蒸汽吞吐的加热区域较小，井间动用程度低，导致蒸汽吞吐采收率仅为20％左右；而蒸汽吞吐后转蒸汽驱可以增加加热区域，提高井间的动用程度，采收率可达到40％左右，是蒸汽吞吐后进一步提高后续采收率的重要方式。

研究和实践均表明，蒸汽驱阶段的效果取决于在蒸汽吞吐阶段注汽井与生产井之间是否实现热连通，即井间的地层是否被注入蒸汽加热。若在蒸汽吞吐阶段注汽井与生产井之间没有实现热连通，即井间地层温度没有升高，仍然为原始地层温度，则对蒸汽驱产生不利影响；而蒸汽吞吐过度，会造成注汽井与生产井之间形成汽窜通道，导致蒸汽驱过早汽窜和平面驱替不均匀，从而影响蒸汽驱效果。因此，定量确定蒸汽吞吐转蒸汽驱的温度时机，对提高蒸汽吞吐后转蒸汽驱的效果至关重要。

关于稠油油藏多轮蒸汽吞吐后的转驱温度时机，目前行业的表述为“注采井间形成热连通”。在实际应用中，存在诸多问题，如：(1)“热连通”是一个定性判断，注采井间的温度上升到多少适合转蒸汽驱需要定量确定，即转驱温度T_转驱需要定量化。陆地油田稠油热采大都采用小井距(70m-120m)开发模式，多轮次蒸汽吞吐后加热半径可以超过井距中心位置(R_A+R_B≥L)，但中心位置的温度缺乏定量判断(图1)。(2)对于不同粘度的稠油油藏，转驱温度T_转驱应该差异化。原油粘度不同，转驱时要求注采井间达到的温度条件应当有所不同。海上稠油热采由于经济性要求更高，通常采用大井距(200m-300m)开发模式。研究和实践表明，经过多轮蒸汽吞吐的加热半径仅为50m左右，按照目前的行业定性描述，海上稠油始终无法达到“注采井间形成热连通”的条件((R_A+R_B<L，图2)，而这与油田实际不符。可见，目前关于转蒸汽驱温度时机的定性描述，缺乏定量化和差异化，判断模糊，在实际油田的研究中难以操作，对蒸汽吞吐后转蒸汽驱的研究带来了不利影响。

发明内容

本发明的目的是为了克服现有技术中的不足，提出一种定量确定蒸汽吞吐转蒸汽驱地层温度时机的方法，以此解决目前行业中关于稠油油藏多轮吞吐后转蒸汽驱的温度时机定性描述“注采井间形成热连通”缺乏可操作性，难满足矿场实际需要的难题。

本发明的目的是通过以下技术方案实现的。

本发明定量确定蒸汽吞吐转蒸汽驱地层温度时机的方法，包括以下步骤：

第一步，收集目标油藏基础数据资料，包括：原始油藏温度、地层条件下原油粘度、地面脱气原油的粘温曲线；

第二步，开展稠油样品流变性实验

提取目标油藏的稠油样品，脱气脱水后测试至少7个温度条件下的原油流变性，每个温度下测试剪切速率从1s^-1到50s^-1，间隔2s^-1，共25个剪切速率下的原油粘度，同时根据公式(A-1)计算对应的屈服值τ；

τ＝μ_oν/1000 (A-1)

式中，τ表示屈服值，Pa；μ_o表示原油粘度，mPa·s；v表示剪切速率，1s^-1；

第三步，回归不同温度下的流变性方程

在直角坐标系中，以剪切速率v为横坐标，屈服值τ为纵坐标，分别回归第二步中7个温度条件的流变性方程；特点是不同温度条件下，流变性方程的形式是相同的，均为τ＝Av+B的线性形式，只是不同温度条件下的斜率A值和常数项B值不同；

第四步，确定稠油样品流变性拐点温度

观察第三步得到的不同温度下的流变性方程，随着温度的增加，常数项B逐渐降低；当温度为T₀时，常数项B约等于零，此时对应的温度T₀即为稠油样品从非牛顿流体转变为牛顿流体的拐点温度T_拐点；

第五步，确定拐点温度对应的原油粘度

在直角坐标上，以温度lgT为横坐标，原油粘度lgμ_o为纵坐标绘制散点图，回归得到(A-2-1)形式的粘温关系式，其中C和D为回归得到的系数，不同的稠油样品回归得到不同的C和D值；

lgμ_o＝C+Dlg T (A-2-1)

式中，μ_o为原油粘度，mPa·s；T为温度，℃；得到原油粘度计算公式：

μ_o＝10^CT^D (A-2-2)

第六步，绘制多轮蒸汽吞吐后地层温度分布图

在直角坐标系中，以距离注蒸汽井的距离为横坐标，以网格平均温度为纵坐标，绘制蒸汽吞吐N年后的网格平均温度随注蒸汽井的距离变化曲线，根据曲线确定注采井中间位置地层温度；如果注采井中间位置地层温度高于或等于拐点温度T_中心≥T_拐点，不考虑启动压力梯度的影响，认为达到转驱温度条件转蒸汽驱；如果注采井中间位置地层温度低于拐点温度T_中心<T_拐点，考虑启动压力梯度对能否建立有效注采系统的影响；

第七步，确定启动压力梯度与流度关系

开展启动压力梯度实验，回归启动压力梯度与流度关系式。启动压力梯度与流体的性质、介质的表面作用和孔隙结构密切相关，不同油藏的启动压力梯度具有统一的公式样式(A-3-1)：

G＝E(K/μ_o)^F (A-3-1)

式中，G表示启动压力梯度，MPa/m；K表示地层渗透率，10^-3μm²，μ_o表示地层条件下的原油粘度，mPa·s；E和F为回归得到的系数，不同的油藏可回归得到不同的值；

第八步，确定注采井间的驱替压力梯度

根据最大注采压差ΔP，注采井间的井距L，确定注采井间中心位置的驱替压力梯度G_驱替＝ΔP/L；根据第七步中公式(A-3-1)计算启动压力梯度G_启动；比较驱替压力梯度G_驱替和启动压力梯度G_启动的大小；

第九步，绘制不同注采井距对应的转驱温度图版

联立方程(A-2-2)和(A-3-1)，得到：

对于等式右边，将地层渗透率K和第五步、第七步回归得到的系数C、D、E、F值代入，右边只剩下一个变量温度T；对于等式左边，在不同最大注采压差ΔP的情况下，分别代入不同注采井间的井距L，通过(A-4-1)计算对应的温度T；在直角坐标系中，以注采井间的井距L为横坐标，对应的温度T为纵坐标，绘制不同注采压差下不同注采井距的井间转驱温度图版；

第十步，判断是否达到转驱的温度时机

对于目标油田，根据最大注采压差ΔP，注采井间的井距L，查阅第九步的图版，确定转驱注采井中心位置所需的温度T_转驱，与注采井中心位置地层温度T_地层进行对比，当T_地层≥T_转驱时，可转蒸汽驱，当T_地层<T_转驱时，则不能转蒸汽驱。

与现有技术相比，本发明的技术方案所带来的有益效果是：

本发明从地层渗透率、地层原油粘度、油品的粘温特征等基本数据出发，研究了不同油品流变性拐点温度、启动压力梯度等影响热采过程渗流的关键参数，提出了只要注采井间的驱替压力梯度G_驱替高于启动压力梯度就可以进行转驱，可定量得到不同稠油油藏蒸汽吞吐后转驱时注采井间的温度时机。

本发明提供的技术方法，改变了目前行业现行的多轮吞吐转驱时机——“注采井间达到热连通”这一非定量、非差异化表述。通过该方法，可以定量得到不同稠油油藏蒸汽吞吐后转驱时注采井间的温度时机。

附图说明

图1陆地油田小井距蒸汽吞吐后转蒸汽驱热采示意图

图2海上油田大井距蒸汽吞吐后转蒸汽驱热采示意图

图3为确定稠油油藏热采多轮吞吐后转驱地层温度时机方法的主要步骤

图4为LD27-2-6井在温度为50℃条件下的屈服值随剪切速率变化曲线

图5为LD27-2-6井在温度为75℃条件下的屈服值随剪切速率变化曲线

图6为LD27-2-6井原油屈服值随温度变化曲线

图7为LD27-2油田原油粘度随温度的变化曲线

图8为LD27-2油田蒸汽吞吐网格平均温度随距注汽井距离的分布曲线

图9为LD27-2油田不同注采压差下不同注采井距的井间转驱温度图版

图10为LD27-2油田蒸汽吞吐15轮次后的温度场图(左：目前井网；右：中间加密1口井进行蒸汽吞吐)

图11为LD27-2油田蒸汽吞吐后转蒸汽驱的温度场图(左：目前井网；右：中间加密1口井转注)。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步的描述。

本发明定量确定蒸汽吞吐转蒸汽驱地层温度时机的方法，具体为一种定量确定稠油油藏蒸汽吞吐(包括多元热流体吞吐、氮气辅助蒸汽吞吐、二氧化碳辅助蒸汽吞吐等)转蒸汽驱地层温度时机的方法，基于流变性拐点温度、启动压力梯度等稠油渗流特征参数，定量确定了不同稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱时注采井间所需要达到的地层温度值，具有可量化、针对性强的特点，主要包括以下步骤，如图3所示。

第一步，收集目标油藏基础数据资料，

收集目标油藏的原始油藏温度、地层条件下原油粘度、地面脱气原油的粘温曲线等基础数据。

第二步，开展稠油样品流变性实验

提取目标油藏的稠油样品，脱气脱水后测试至少7个温度条件下的原油流变性，每个温度下测试剪切速率从1s^-1到50s^-1，间隔2s^-1，共25个剪切速率下的原油粘度，同时根据公式(A-1)计算对应的屈服值τ。

τ＝μ_oν/1000 (A-1)

式中，τ表示屈服值，Pa；μ_o表示原油粘度，mPa·s；ν表示剪切速率，1s^-1。如50℃测得的不同剪切速率下的原油粘度变化值，根据公式(A-1)计算屈服值τ，计算结果见表1。

表1 LD27-2-6井流变性实验数据

第三步，回归不同温度下的流变性方程

在直角坐标系中，以剪切速率ν为横坐标，屈服值τ为纵坐标，分别回归第二步中7个温度条件的流变性方程。该方程的特点是不同温度条件下，流变性方程的形式是相同的，均为τ＝Av+B的线性形式，只是不同温度条件下的斜率A值和常数项B值不同。

图4和图5分别为50℃和75℃条件下的屈服值随剪切速率变化散点图，对50℃和75℃回归结果见表2中第1行和第4行，第三列R²为回归方程的关联系数。按照同样的方法，可以分别绘制60℃、70℃、80℃、90℃、100℃等温度下的散点图，并回归不同温度条件的流变性方程，结果见表2。

表2 LD27-2-6井不同温度条件下的流变方程

第四步，确定稠油样品流变性拐点温度

观察第三步得到的不同温度下的流变性方程。随着温度的增加，常数项B逐渐降低；当温度为T₀时，常数项B约等于零，此时对应的温度T₀即为稠油样品从非牛顿流体转变为牛顿流体的拐点温度T_拐点。

由表2可知，随着温度的增加，常数项B逐渐降低；当温度为75℃时，常数项B趋于0.002(约等于零)，温度高于75℃时，B值略有波动，但都有一个共同特征：约等于零。因此LD27-2-6井稠油样品的拐点温度为75℃；为更好识别拐点温度，可绘制的不同温度下的屈服值变化曲线(见图6)，可明显看出75℃时屈服值趋于零。

第五步，确定拐点温度对应的原油粘度

在直角坐标上，以温度lgT为横坐标，原油粘度lgμ_o为纵坐标绘制散点图，可回归得到(A-2-1)形式的粘温关系式，其中C和D为回归得到的系数，不同的稠油样品回归得到不同的C和D值。

lgμ_o＝C+Dlg T (A-2-1)

式中，μ_o为原油粘度，mPa·s；T为温度，℃。可得到原油粘度计算公式：

μ_o＝10^CT^D (A-2-2)

如图7所示，根据LD 27-2油田的稠油粘温数据，回归得到的粘温关系式为(A-2-3)，C和D值分别为9.1168和-3.5405。

lgμ_o＝9.1168-3.5405lg T (A-2-3)

根据(A-2-2)可得到原油粘度计算公式：

μ_o＝1.3085×10⁹T^-3.5405 (A-2-4)

第六步，绘制多轮蒸汽吞吐后地层温度分布图

在直角坐标系中，以距离注蒸汽井的距离为横坐标，以网格平均温度为纵坐标，绘制蒸汽吞吐N年后的网格平均温度随注蒸汽井的距离变化曲线，根据曲线确定注采井中间位置地层温度。如果蒸汽吞吐阶段设计为5年，则绘制吞吐5年后的曲线；如果蒸汽吞吐阶段设计为10年，则绘制吞吐10年后的曲线。在加热半径范围内，地层温度T高于原始油藏温度T_原始。如果注采井中间位置地层温度高于或等于拐点温度T_中心≥T_拐点，可不考虑启动压力梯度的影响，可认为达到转驱温度条件转蒸汽驱；如果注采井中间位置地层温度低于拐点温度T_中心<T_拐点，需要考虑启动压力梯度对能否建立有效注采系统的影响。

如图8所示，绘制的LD27-2油田不同轮次蒸汽吞吐网格平均温度随注蒸汽井的距离变化曲线，其特征在于，随着距离注汽井距离的增加，网格的温度逐渐降低，在50m左右的时候，网格的温度为原始油层的温度。因为注采井距中心位置为距离注汽井200m(距离注汽井距离L＝200m)，吞吐10年中心位置的地层温度T_中心仍然为原始地层温度50℃，小于第四步确定的拐点温度75℃，因此在蒸汽吞吐阶段难以达到热连通，此时需要考虑启动压力梯度是否能够建立有效注采系统。

第七步，确定启动压力梯度与流度关系

开展启动压力梯度实验，回归启动压力梯度与流度关系式。启动压力梯度与流体的性质、介质的表面作用和孔隙结构密切相关，不同油藏的启动压力梯度具有统一的公式样式(A-3-1)，只是不同油藏的回归系数E和F有区别。

G＝E(K/μ_o)^F (A-3-1)

式中，G表示启动压力梯度，MPa/m；K表示地层渗透率，10^-3μm²；μ_o表示地层条件下的原油粘度，mPa·s；E和F为回归得到的系数，不同的油藏可回归得到不同的值。

稠油和低渗油藏相似，在多孔介质条件下，为具有启动压力的非达西渗流规律，稀油低渗透油藏启动压力梯度主要由低渗透率造成，而稠油的启动压力梯度则是由于原油粘度高造成，随粘度增加，启动压力梯度升高。

例如，根据渤海海域3个稠油油田油样实验室数据回归得到的启动压力梯度关系式见(A-3-2)，系数E为0.1213，系数F为-0.8688。

G＝0.1213(K/μ_o)^-0.8688 (A-3-2)

上述方程(A-3-2)的特征在于不同区块或者不同油藏需要根据各自的实验数据进行回归，得到不同的系数E和F的值，从而得到启动压力梯度和流度的关系式。

第八步，确定注采井间的驱替压力梯度

根据最大注采压差ΔP，注采井间的井距L，确定注采井间中心位置的驱替压力梯度G_驱替＝ΔP/L；根据第七步中公式(A-3-1)计算启动压力梯度G_启动；比较驱替压力梯度G_驱替和启动压力梯度G_启动的大小。其中，启动压力梯度G_启动为中心位置处原油流动所需要的最小压力梯度；驱替压力梯度G_驱替为油田实际注采过程中的实际驱替压力梯度；只有当G_驱替≥G_启动时中心位置处的原油才能流动。

第九步，绘制不同注采井距对应的转驱温度图版

联立方程(A-2-2)和(A-3-1)，得到：

对于等式右边，将地层渗透率K和第五步、第七步回归得到的系数C、D、E、F值代入，右边只剩下一个变量温度T；对于等式左边，在不同最大注采压差ΔP(如ΔP＝3MPa、4MPa、5MPa、6MPa等)的情况下，分别代入不同注采井间的井距L(如L＝60m、80m、100m……360m、380m、400m等)，通过(A-4-1)计算对应的温度T。在直角坐标系中，以注采井间的井距L为横坐标，对应的温度T为纵坐标，绘制不同注采压差下不同注采井距的井间转驱温度图版。

如，LD27-2油田得到的C、D、E、F值分别为，0.9598、-3.5405、0.1213、-0.8688，地层渗透率K为3785×10^-3μm²，取ΔP＝3MPa，通过(A-4-1)分别计算不同注采井距L＝60m、80m、100m……360m、380m、400m的值，在直角坐标系中，以注采井距L为横坐标，对应的温度T为纵坐标，绘制成一条曲线；同理，按照相同的办法，可绘制出ΔP＝4MPa、5MPa、6MPa等不同注采压差情况下的曲线，最终形成如图9的不同注采压差下不同注采井距的井间转驱温度图版。

第十步，判断是否达到转驱的温度时机

对于目标油田，根据最大注采压差ΔP，注采井间的井距L，查阅第九步的图版，确定转驱注采井中心位置所需的温度T_转驱，与注采井中心位置地层温度T_地层进行对比，当T_地层≥T_转驱时，可转蒸汽驱，当T_地层<T_转驱时，则不能转蒸汽驱。

其主要原理为在满足地层压力下降到3～5MPa的前提下，判断蒸汽吞吐结束后两口井中间位置处的驱替压力梯度G_驱替是否大于启动压力梯度G_启动。如果G_驱替≥G_启动，说明在目前地层温度下注采井间可建立有效驱替系统，可认为满足了“井间达到热连通”的条件，可以转蒸汽驱；如果G_驱替<G_启动，说明在此温度条件下井间原油流动存在较大的启动压力梯度，未能建立有效驱替系统，可认为没有满足“井间达到热连通”的条件，不能转蒸汽驱。

实施例：

本发明在LD27-2油田吞吐后转蒸汽驱的方案设计中得到了应用，应用实例表明本发明提供的方法有利于定量判断不同稠油油藏的转驱温度时机。

LD27-2油田主要含油层系为明化镇组，属于受断层控制的低幅鼻状构造，以河道、滩坝型浅水三角洲沉积为主，储层横向变化较大，非均质性强，属于高孔高渗储层。地层原油黏度2336.00mPa·s，属于普Ⅱ类稠油。明化镇组试采井冷采效果差，水平井冷采初期产能20～30m³/d，预测采收率仅7.0％，为提高采收率编制了总体热采开发方案，并在主力砂体部署热采井7口。为确保试验效果、降低试验风险，优选明化镇组两口井(A22H、A23H)进行蒸汽吞吐先导试验。两口井于2013年12月投产，截至2019年12月，A22H和A23H井累产油9.65×10⁴m³，井控储量采出程度10.7％。

以LD27-2油田为例，展示该发明的实施过程。实施过程包含以下10个步骤：

第一步，目标油藏基础资料收集。收集旅大27-2油田的原始油藏温度、地层条件下原油粘度、地面脱气原油的粘温曲线等基础数据。

第二步，开展稠油样品流变性实验。提取旅大27-2油田的油样，脱气脱水后测试50℃～100℃之间7个温度条件下的原油流变性，每个温度下测试剪切速率从1s^-1到50s^-1(间隔2s^-1)共25个剪切速率下的原油粘度，如50℃测得的不同剪切速率下的原油粘度变化值见表1中的第2列；根据公式(A-1)计算屈服值τ，计算结果见表1中的第3列。

τ＝μ_ov/1000 (A-1)

上式中的τ表示屈服值，Pa；μ_o表示原油粘度，mPa·s；v表示剪切速率，1s^-1。

第三步，回归不同温度下的流变方程。在直角坐标系中，以剪切速率v为横坐标(表1中第1列)，屈服值τ为纵坐标(表1中第3列)，分别回归第二步7个温度条件的流变方程。图4和图5分别为50℃和75℃条件下的屈服值随剪切速率变化散点图，对50℃和75℃回归结果见表2中第1行和第4行，第三例R²为回归方程的关联系数。按照同样的方法，可以分别绘制60℃、70℃、80℃、90℃、100℃等温度下的散点图，并回归不同温度条件的流变性方程，结果见表2。

第四步，确定稠油样品流变性拐点温度。根据第三步，观察不同温度下的流变方程(表2中第2列)。随着温度的增加，常数项B逐渐降低；当温度为T₀时，常数项B约等于零，此时对应的温度T₀即为稠油从非牛顿流体转变为牛顿流体的拐点温度T_拐点。由表2可知，随着温度的增加，常数项B逐渐降低；当温度为75℃时，常数项B趋于0.002(约等于零)，温度高于75℃时，B值略有波动，但都有一个共同特征：约等于零。因此LD27-2-6井稠油样品的拐点温度为75℃；为更好识别拐点温度，可绘制的不同温度下的屈服值变化曲线(见图6)，可明显看出75℃时屈服值趋于零。

第五步，确定拐点温度对应的稠油粘度。在直角坐标上，以温度lgT为横坐标，原油粘度lgμ_o为纵坐标绘制散点图。可回归得到(A-2-1)形式的粘温关系式，其中C和D为回归得到的系数，不同的原油样品可回归得到不同的C和D值。

lgμ_o＝C+Dlg T (A-2-1)式中，μ_o为原油粘度，mPa·s；T为温度，℃。可得到原油粘度计算公式：

μ_o＝10^CT^D (A-2-2)

如图7所示，根据LD 27-2油田的稠油粘温数据，回归得到的粘温关系式为(A-2-3)，C和D值分别为9.1168和-3.5405。

lgμ_o＝9.1168-3.5405lg T (A-2-3)

可得到原油粘度计算公式：

μ_o＝1.3085×10⁹T^-3.5405 (A-2-4)

第六步，绘制多轮蒸汽吞吐后地层温度分布图。根据数值模拟结果，在直角坐标系中，以距离注蒸汽井的距离为横坐标，以网格平均温度为纵坐标，绘制距离井筒不同距离处的地层温度。如图8所示，绘制的LD27-2油田不同轮次蒸汽吞吐网格平均温度随注蒸汽井的距离变化曲线，其特征在于，随着距离注汽井距离的增加，网格的温度逐渐降低，在50m左右的时候，网格的温度为原始油层的温度。因为注采井距中心位置为距离注汽井200m，吞吐10年中心位置的地层温度T_中心仍然为原始地层温度50℃，小于第四步确定的拐点温度75℃，因此在蒸汽吞吐阶段难以达到热连通，此时需要考虑启动压力梯度是否能够建立有效注采系统。

LD27-2油田目前2口蒸汽吞吐井加热半径小，第3轮焖井结束时，A22H井加热半径28m左右，A23H井加热半径35m左右。数值模拟预测该油田蒸汽吞吐开发15轮次已经达到蒸汽吞吐开发的极限，水平井蒸汽吞吐的加热半径为50m，见图10。

第七步，确定启动压力梯度与流度关系。开展启动压力梯度实验，回归启动压力梯度与流度关系式。启动压力梯度与流体的性质、介质的表面作用和孔隙结构密切相关，不同油藏的启动压力梯度具有统一的公式样式(A-3-1)。

G＝E(K/μ_o)^F (A-3-1)

上式中的G表示启动压力梯度，MPa/m；K表示地层渗透率10^-3μm²，μ_o表示地层条件下的原油粘度，mPa·s；E和F为回归得到的系数，不同的油藏可回归得到不同的值。例如，根据渤海海域3个稠油油田油样实验室数据回归得到的启动压力梯度关系式见(A-3-2)，系数E为0.1213，系数F为-0.8688。

G＝0.1213(K/μ_o)^-0.8688 (A-3-2)

上述方程(A-3-2)的特征在于不同区块或者不同油藏需要根据各自的实验数据进行回归，得到不同的系数E和F的值，从而得到启动压力梯度和流度的关系式。

第八步，确定注采井间的驱替压力梯度。根据最大生产压差ΔP，注采井间的井距L，确定注采井间中心位置的驱替压力梯度G_驱替＝ΔP/L。根据第七步(A-3-1)计算启动压力梯度G_启动。根据LD27-2油田实际情况，最大生产压差ΔP为6MPa，注采井间的井距L为400m，确定注采井间中心位置的驱替压力梯度G_驱替＝ΔP/L＝0.015MPa/m。旅大27-2油田流度K/μ_o为1.62，根据第七步(A-3-1)计算启动压力梯度G_启动＝0.08MPa/m。

第九步，绘制不同注采井距对应的转驱温度图版。联立方程(A-2-2)和(A-3-1)，得到：

对于等式右边，将地层渗透率K和第五步和第七步回归得到的系数C、D、E、F值代入，LD27-2油田得到的C、D、E、F值分别为，0.9598、-3.5405、0.1213、-0.8688，地层渗透率K为3785×10^-3μm²，取ΔP＝3MPa，通过(A-4-1)分别计算不同注采井距L＝60m、80m、100m……360m、380m、400m的值，在直角坐标系中，以注采井距L为横坐标，对应的温度T为纵坐标，绘制成一条曲线；同理，按照相同的办法，可绘制出ΔP＝4MPa、5MPa、6MPa等不同注采压差情况下的曲线，最终形成如图9的不同注采压差下不同注采井距的井间转驱温度图版。

第十步，判断是否达到转驱的温度时机。对于LD27-2油田，根据最大注采压差ΔP，注采井间的井距L，查阅第九步的图版(图9)，查阅转驱注采井中心位置所需的温度T_转驱。然后对比注采井中心位置地层温度T_地层，当T_地层≥T_转驱时，可转蒸汽驱；当T_地层<T_转驱时，则不能转蒸汽驱。根据LD27-2油田实际情况，最大注采压差ΔP＝6MPa，目前井网的注采井距L＝400m，查阅第九步的图版(图9)，确定注采井间中心位置的转驱所需要的温度为T_转驱＝70℃，而在蒸汽吞吐结束后，中心位置的地层温度为原始油藏温度T_地层＝55℃，T_地层<T_转驱，显然不能满足转驱的温度条件。

为了进一步提高蒸汽吞吐后的采收率，转驱是必然的选择。为此，可以考虑在注采井间加密一口井，在注采压差仍然为ΔP＝6MPa的情况下，加密井网的注采井距L＝200m，查阅第九步的图版(图9)，确定注采井间中心位置的转驱所需要的温度为T_转驱＝56℃，而在蒸汽吞吐结束后，中心位置的地层温度为原始油藏温度T_地层＝55℃，T_地层≈T_转驱，此时可以满足转驱的温度条件。

为进一步论证本发明的有效性，可进一步研究不同井网蒸汽吞吐、多轮吞吐后转驱的指标见表3，按照目前400m井距预测吞吐15轮次(方案1)的动用储量采收率仅为23.8％，主要原因在于吞吐开发方式动用的储层半径较小，而实际油田的井距较大。为此，如图11，在两口井中间加密一口井H1，如果H1吞吐(方案2)，采收率可以从23.8％提高到27.0％，H1单井净增油2.94×10⁴m³。如果进一步增加动用的储层半径，仍用目前400m井距的现井网转驱(方案3和方案4)，采收率仅有25.7％～26.3％；而通过加密井H1转驱(方案5)，采收率可以从吞吐27.0％提高到35.9％，H1单井净增油8.13×10⁴m³。

表3 LD27-2稠油油田不同开发方式开发效果对比

尽管上面结合附图对本发明的功能及工作过程进行了描述，但本发明并不局限于上述的具体功能和工作过程，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可以做出很多形式，这些均属于本发明的保护之内。

Claims (1)

1.一种定量确定蒸汽吞吐转蒸汽驱地层温度时机的方法，其特征在于，包括以下步骤：

第一步，收集目标油藏基础数据资料，包括：原始油藏温度、地层条件下原油粘度、地面脱气原油的粘温曲线；

第二步，开展稠油样品流变性实验

提取目标油藏的稠油样品，脱气脱水后测试至少7个温度条件下的原油流变性，每个温度下测试剪切速率从1s^-1到50s^-1，间隔2s^-1，共25个剪切速率下的原油粘度，同时根据公式(A-1)计算对应的屈服值τ；

τ＝μ_ov/1000 (A-1)

式中，τ表示屈服值，Pa；μ_o表示原油粘度，mPa·s；v表示剪切速率，1s^-1；

第三步，回归不同温度下的流变性方程

在直角坐标系中，以剪切速率v为横坐标，屈服值τ为纵坐标，分别回归第二步中7个温度条件的流变性方程；特点是不同温度条件下，流变性方程的形式是相同的，均为τ＝Av+B的线性形式，只是不同温度条件下的斜率A值和常数项B值不同；

第四步，确定稠油样品流变性拐点温度

观察第三步得到的不同温度下的流变性方程，随着温度的增加，常数项B逐渐降低；当温度为T₀时，常数项B约等于零，此时对应的温度T₀即为稠油样品从非牛顿流体转变为牛顿流体的拐点温度T_拐点；

第五步，确定拐点温度对应的原油粘度

在直角坐标上，以温度lgT为横坐标，原油粘度lgμ_o为纵坐标绘制散点图，回归得到(A-2-1)形式的粘温关系式，其中C和D为回归得到的系数，不同的稠油样品回归得到不同的C和D值；

lgμ_o＝C+DlgT (A-2-1)

式中，μ_o为原油粘度，mPa·s；T为温度，℃；得到原油粘度计算公式：

μ_o＝10^CT^D (A-2-2)

第六步，绘制多轮蒸汽吞吐后地层温度分布图

在直角坐标系中，以距离注蒸汽井的距离为横坐标，以网格平均温度为纵坐标，绘制蒸汽吞吐N年后的网格平均温度随注蒸汽井的距离变化曲线，根据曲线确定注采井中间位置地层温度；如果注采井中间位置地层温度高于或等于拐点温度T_中心≥T_拐点，不考虑启动压力梯度的影响，认为达到转驱温度条件转蒸汽驱；如果注采井中间位置地层温度低于拐点温度T_中心<T_拐点，考虑启动压力梯度对能否建立有效注采系统的影响；

第七步，确定启动压力梯度与流度关系

开展启动压力梯度实验，回归启动压力梯度与流度关系式。启动压力梯度与流体的性质、介质的表面作用和孔隙结构密切相关，不同油藏的启动压力梯度具有统一的公式样式(A-3-1)：

G＝E(K/μ_o)^F (A-3-1)

式中，G表示启动压力梯度，MPa/m；K表示地层渗透率，10^-3μm²，μ_o表示地层条件下的原油粘度，mPa·s；E和F为回归得到的系数，不同的油藏可回归得到不同的值；

第八步，确定注采井间的驱替压力梯度

根据最大注采压差ΔP，注采井间的井距L，确定注采井间中心位置的驱替压力梯度G_驱替＝ΔP/L；根据第七步中公式(A-3-1)计算启动压力梯度G_启动；比较驱替压力梯度G_驱替和启动压力梯度G_启动的大小；

第九步，绘制不同注采井距对应的转驱温度图版

联立方程(A-2-2)和(A-3-1)，得到：

对于等式右边，将地层渗透率K和第五步、第七步回归得到的系数C、D、E、F值代入，右边只剩下一个变量温度T；对于等式左边，在不同最大注采压差ΔP的情况下，分别代入不同注采井间的井距L，通过(A-4-1)计算对应的温度T；在直角坐标系中，以注采井间的井距L为横坐标，对应的温度T为纵坐标，绘制不同注采压差下不同注采井距的井间转驱温度图版；

第十步，判断是否达到转驱的温度时机

对于目标油田，根据最大注采压差ΔP，注采井间的井距L，查阅第九步的图版，确定转驱注采井中心位置所需的温度T_转驱，与注采井中心位置地层温度T_地层进行对比，当T_地层≥T_转驱时，可转蒸汽驱，当T_地层<T_转驱时，则不能转蒸汽驱。

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