CN112963128B - 降低蒸汽腔外溢预防sagd开发过程中顶水下窜的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种降低蒸汽腔外溢预防SAGD开发过程中顶水下窜的方法。该方法包括以下步骤：S100、确定目前蒸汽腔的空间发育形态；S200、确定影响顶水入侵速率的主要因素；S300、利用S200中确定的主要因素建立顶水下窜速率的数学模型，计算当沥青壳厚度下的水和油的流量；S400、评价顶部沥青壳的封隔能力；S500、评价蒸汽腔与顶水层压差对顶水入侵速率的影响；S600、建立预防顶水下窜的技术界限。需要通过控制蒸汽腔与顶水层之间的压差，来减少顶水下窜的风险、保障SAGD的生产效果；从而延长顶水油藏的开发生产期，提高油藏的最终采收率。

Description

降低蒸汽腔外溢预防SAGD开发过程中顶水下窜的方法
技术领域
本发明涉及油田采油技术领域，具体涉及一种降低蒸汽腔外溢预防SAGD开发过程中顶水下窜的方法。
背景技术
超稠油SAGD开发技术是开发超稠油的一项前沿技术。其开采机理是通过注汽井中注入高干度蒸汽，蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面扩展，与油层中的原油发生热交换，被加热降粘后的原油和蒸汽冷凝水依靠重力作用泄到下面的水平生产井中产出，蒸汽腔持续扩展，不断占据原油体积。该技术由Butler博士1978年发明(Butler RM著.见王秉章等译.重油和沥青的热力开采工艺M.北京石油工业出版社，1994：31～40.)，目前，已在国内外部分油田推广应用，国内新疆油田和辽河油田成功引进SAGD技术，并在超稠油油藏中成功实施，取得了较好的开发效果，极大的扭转了蒸汽吞吐年产油量持续递减的局面，采油速度高、开采成本低，其技术优势得到石油行业人士的认可，被认为是采收率最高的热采开发技术之一。
ZL201611114279.1公开了一种改善SAGD开发效果的预处理方法，在该方法中将超临界CO2压裂技术引入到稠油开采过程中，利用超临界CO2对油藏进行预处理，通过大幅度降低原油粘度，降低SAGD操作过程中的蒸汽需求量，缩短循环预热时间，提高蒸汽带驱油效率，达到经济、有效开发稠油油藏的目的。ZL200810113261.9公开了一种气体辅助SAGD开采超稠油技术的方法，在该方法中应用非凝析气体(N2，甲烷，CO2等)注入到已发育的蒸汽腔中。利用气体导热系数小并且为非凝析气体的性质，形成隔热层，减小蒸汽向上覆岩层的传热速度，降低热损失，提高热效率；同时分布在蒸汽腔上部的非凝析气体能够维持系统压力，不仅对原油起到向下的推动作用，还缓解了蒸汽向上的超覆速度，加强了蒸汽腔的侧向扩展能力，增大蒸汽横向波及体积；但是该方法在应用中存在注入的非凝析气体影响蒸汽注入能力的问题，操作中发现同时注入非凝析气体时，由于明显提高了蒸汽腔压力，蒸汽注入量降低在30％左右。其次注入的气体仅仅有隔热和降粘的作用，因此只能提高采油速度，而在提高驱油效率方面效果并不明显。
ZL201810028967.9公开了一种抑制SAGD蒸汽腔纵向突进的方法，对于SAGD开发过程中由于操作不当，导致蒸汽腔局部突进现象，特别是对于顶水的超稠油油藏，采用水+氮气交替注入的方式来抑制蒸汽腔突进，一方面注入的氮气密度小于蒸汽密度，注入的氮气主要分布在原始蒸汽腔顶部，利用氮气导热系数小的性质，在蒸汽腔顶部形成隔热层，另一方面，利用，常温水的热焓远小于水蒸汽的热焓，注入常温水降低突进腔温度，但是该方法在应用中存在注入氮气气体影响蒸汽注入能力，注入气体时也明显提高了蒸汽腔压力，减少了约30％蒸汽注入量，只能提高采油速度，不能提高驱油效率，同时，现场操作过程中发现，气体的刺穿作用导致汽腔在注入气体后短期内迅速膨胀，导致原有的突进的蒸汽腔又向上突进了3-5米。而注入常温水的方式在一定程度上降低了与常温水接触的局部的汽腔温度，长期注入常温水导致汽腔温度下降，影响SAGD产油量。
为延长这种发育顶水的超稠油油藏SAGD开发生产期，减弱因油藏陆相沉积非均质性强，以及转SAGD开发方式前蒸汽吞吐动用不均带来的影响，防止蒸汽腔单沿某一优势通道方向快速向上突进，造成蒸汽腔单点迅速扩展至油藏顶部后，将导致顶部巨大的顶水水体下窜、倒灌进入油藏内，SAGD开发将终止，而油藏内由于汽腔发育不均，在油层上部还未形成汽腔的区域，也将因为水淹而无法采出，从而导致最终采收率低，浪费较好的石油资源。
目前世界上底水油藏SAGD开采的实例较多，但这种顶水油藏SAGD开采的实例较少。为有效开发这种顶水油藏，最大限度提高油藏最终采收率，降低顶水水侵的主要措施是平衡汽腔与顶部水层的压力，努力延长SAGD生产时间。
SAGD开发的核心关键是蒸汽腔的发育形态，而汽腔的扩展速度与SAGD成正相关关系，对于顶水油藏而言，如果SAGD操作不当，蒸汽腔单方向快速向上突进迅速扩展至油藏顶部，此时单纯的降注以防止顶水下窜，蒸汽腔不能有效扩展，导致SAGD产量降低。如果注入非凝析气体、常温水物质，都只能在1～3年的短期内减缓局部已发生汽腔突进区域的突进速度，由于油藏内其他区域上部剩余油层高度大于40米，按照汽腔上升速度每年3～7米计算，在已发生突进区域，汽腔到达顶部与顶水沟通导致顶水下窜到油藏内部、油藏遭到破坏时，油藏的其他区域上部将剩余20～35米的油层厚度还没有开发，最终采收率低，油藏内大量的剩余油无法再被采出。
发明内容
为解决以上至少之一的技术问题，本发明提供一种降低蒸汽腔外溢预防SAGD开发过程中顶水下窜的方法，防止因为蒸汽腔操作压力不当，导致某一区域出现蒸汽腔快速突进而导致顶水下窜的现象。
为了实现以上目的，本发明采用以下技术方案：
本发明提供一种降低蒸汽腔外溢预防SAGD开发过程中顶水下窜的方法，该方法包括以下步骤：
S100、确定目前蒸汽腔的空间发育形态；
S200、确定影响顶水入侵速率的主要因素；
S300、利用S200中确定的主要因素建立顶水下窜速率的数学模型，计算当沥青壳厚度下的水和油的流量；
S400、评价顶部沥青壳的封隔能力；
S500、评价蒸汽腔与顶水层压差对顶水入侵速率的影响；
S600、建立预防顶水下窜的技术界限。
本发明通过蒸汽腔操作压力的变化对蒸汽腔上升速度、SAGD产油量的影响，提出一种利用平衡蒸汽腔与顶部水层的压力来增加SAGD生产时间；而操控SAGD蒸汽腔压力，还可以控制蒸汽腔上升速度，促进SAGD蒸汽腔均匀发育，保障SAGD产油量不断上升的同时，也提高油藏的最终采收率，最大程度的动用(开发)这类顶水发育的超稠油油藏资源。
以下针对每一步骤进行详细说明：
S100、确定目前蒸汽腔的空间发育形态。
一般SAGD的生产井由于在油藏中的布井高度和投产时间不同，各井组的蒸汽腔发育高度和与周围井组的连通程度也不一样，导致各井组的采出程度相差较大，蒸汽腔高度也不同，需要首先确定目前蒸汽腔的发育形态，即平面各个区域的蒸汽腔纵向高度。
根据本发明的方法，优选地，S100中利用井温监测资料和数值模拟方法确定各单井的蒸汽腔范围、描述油藏内各区域蒸汽腔的发育形态，包括蒸汽腔高度、上部剩余油层厚度以及平面分布形态，以确定目前蒸汽腔的空间发育形态。
S200、确定影响顶水入侵速率的主要因素。
根据本发明的方法，优选地，S200中，所述主要因素包括：1)蒸汽腔顶部与顶水层的距离；2)顶水层与蒸汽腔的压差；3)沥青壳内的温度和分布；4)水相相对渗透率；5)油相相对渗透率；6)沥青壳渗透率和渗透率分布。
随着蒸汽腔的上升，距离顶水层的距离会越来越小。随着顶水和蒸汽腔之间的沥青壳的温度上升，原油黏度降低，流动阻力变小。由于顶水层的压力高于蒸汽腔的操作压力，当油藏顶部沥青壳的流动阻力下降后，在重力作用之下或者在顶水层与蒸汽腔之间的压差作用下，顶水将沿沥青壳下窜到蒸汽腔。顶水下窜对SAGD生产效率的影响与顶水下窜的速率相关，下窜速率越低，影响程度越小。
S300、利用S200中确定的主要因素建立顶水下窜速率的数学模型；计算当沥青壳厚度下的水和油的流量。
根据本发明的方法，优选地，S300具体包括：
推导水相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式以及油相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式，进而推导蒸汽腔顶部到顶水层的温度剖面公式，再根据Butler博士推导SAGD生产预测模型传热方程式，计算蒸汽腔外温度随距离的变化规律，再得到拟稳态下蒸汽腔之外油藏温度分布公式；
计算不同蒸汽腔运移速率下的沥青壳温度分布，估算原油粘度与温度的关系，计算原油粘度分布；利用所述水相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式以及油相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式，分别计算通过任一截面的水相和油相流量；在给定顶水层压力、蒸汽腔中操作压力、沥青壳中油水相对渗透率的条件下，利用流体连续流动原理，即流过任一截面的流量相等和压力变化的连续性，计算在沥青壳厚度下的水和油的流量。
根据本发明的方法，优选地，推导水相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式以及油相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式时，假设顶水向蒸汽腔中的流动为一维流动；在顶水和蒸汽腔的沥青壳中只考虑油水两相的流动，并假定油相和水相的有效渗透率为常数；
根据达西定律，水相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式为：
Figure GDA0003865807880000041
油相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式采用下式：
Figure GDA0003865807880000051
其中，Qw为水相的渗流速率，m3/s；
Qo为油相的渗流速率，m3/s；
A为垂直方向蒸汽腔顶的表面积，m2；
k为油藏的绝对渗透率，m2；
krw为水相相对渗透率，分数；
kro为油相相对渗透率，分数；
μw为水粘度，mPa·s；
μo为油粘度，mPa·s；
ρw为水密度，kg/m3；
ρo为油密度，kg/m3；
P为蒸汽腔顶部到顶水之间某一点的压力，kPa；
C为单位换算系数；
z为Z方向；
g为重力加速度，m/s2。
根据本发明的方法，优选地，所述蒸汽腔顶部到顶水层的温度剖面公式为：
Figure GDA0003865807880000052
其中，KTH为油藏热导率，W/m·℃；
Vc为垂直于蒸汽腔界面的凝结水运移速率，m/s；
ρc为蒸汽凝结水的密度，kg/m3；
ρr为油藏的密度，kg/m3；
Cc为蒸汽凝结水的比热，J/kg·℃；
Cr为油藏的比热，J/kg·℃；
T为蒸汽腔顶部到顶水之间某一点的温度，℃；
z为蒸汽腔顶部与顶水界面的距离，m；
ta为时间，s。
根据本发明的方法，优选地，所述拟稳态下蒸汽腔之外油藏温度分布公式为：
Figure GDA0003865807880000061
其中，T*为拟稳态下蒸汽腔之外油藏温度，℃；
T为蒸汽腔顶部到顶水之间某一点的温度，℃；
Ts为蒸汽温度，℃；
Tr为油层初始温度，℃；
e为数学常数，是自然对数函数的底数；
α为热扩散系数，定义为
Figure GDA0003865807880000062
Ux为假设的蒸汽腔界面的运移速度；
ξ为相对于蒸汽腔移动的参考坐标，ξ＝z-Uxtb；z为蒸汽腔顶部与顶水界面的距离，m；tb为假设的蒸汽腔界面的运移时间，天；
ρr为油藏的密度，kg/m3；
Cr为油藏的比热，J/kg·℃。
根据本发明的方法，优选地，所述原油粘度与温度的关系为：
Figure GDA0003865807880000063
v＝μ/ρ
其中，v为移动粘度，cSt；
μ为动力粘度，mPa.s；
ρ为原油密度，kg·m3；
T为绝对温度，K；
v1为任意一点的移动粘度，cSt；
T1为任意一点的绝对温度，K。
根据本发明的方法，优选地，在沥青壳厚度下的水和油的流量通过下式计算：
Figure GDA0003865807880000064
Figure GDA0003865807880000065
Qt＝Qw+Qo
其中，将蒸汽腔顶部与顶水界面之间沥青壳的厚度划分为等距离的n个小层，任一小层的编号为i，Dz为单元小层高度；
Qt为总的流体渗流速率，m3/s；
Qw为水相的渗流速率，m3/s；
Qo为油相的渗流速率，m3/s；
krw为水相相对渗透率，分数；
kro为油相相对渗透率，分数；
μw为水粘度，mPa·s；
μo为油粘度，mPa·s；
A为垂直方向汽腔顶的表面积，m2；
C为单位换算系数；
Pu为顶水层压力，MPa；
Ps为蒸汽腔操作压力，MPa；
ρw和ρo分别为水和油密度，kg/cm3；
g为重力加速度，m/s2；
h为沥青壳厚度，m。
根据本发明的方法，优选地，S600具体包括：
评价顶水侵入对蒸汽腔发育的影响，并根据上面数学模型对不同物性条件下和操作方式下的顶水侵入速率的预测，结合对蒸汽腔发育和热效率的影响分析，初步提出预防顶水突破技术界限的方法。即：平衡蒸汽腔与顶水层的压力，降低蒸汽腔的上升速率，减少蒸汽腔顶部的单点或者局部突进，降低顶水层压力。
S400、评价顶部沥青壳的封隔能力。
若在顶水层附近既存在沥青壳又存在低渗透层，则可以大大降低顶水的下窜流量，则基本上不用担心顶水下窜的问题。
S500、评价蒸汽腔与顶水层压差对顶水入侵速率的影响。
当蒸汽腔操作压力接近顶水层压力时，相同隔层厚度下顶水的下窜速率大幅度下降。所以平衡压力操作方式也是降低顶水对SAGD效果影响风险的有利措施。
减小和延缓顶水下窜速率的主要技术方向包括：①降低蒸汽腔与顶水层的压差，②在蒸汽腔和顶水层之间维持足够的油层厚度，③减缓蒸汽腔的上升速率。
S600、建立预防顶水下窜的技术界限。
评价顶水侵入对蒸汽腔发育的影响，并根据以上数学模型对不同物性条件下和操作方式下的顶水侵入速率的预测，结合对蒸汽腔发育和热效率的影响分析，初步提出预防顶水突破技术界限的方法，即：平衡蒸汽腔与顶水层的压力，降低蒸汽腔的上升速率，减少蒸汽腔顶部的单点或者局部突进，降低顶水层压力。
所述技术界限是预防顶水突破的操作参数界限，在目前操作条件下，通过调控操作压差，确保蒸汽腔与顶水之间的最小距离，从而预防顶水突破。本发明降低蒸汽腔外溢预防SAGD开发过程中顶水下窜的方法，明确不同目前各个井组蒸汽腔纵向高度的精确位置，在重力作用之下或者在顶水层与蒸汽腔之间的压差作用下，顶水将沿沥青壳下窜到蒸汽腔。顶水下窜速率的高低将决定对蒸汽腔热效率的影响。本发明确定了影响顶水下窜速度的6个主要因素。依据该6个主要因素建立顶水油藏顶部沥青壳水侵预测模型并进行数学公式推导运算。顶水下窜速率的高低将决定对蒸汽腔热效率的影响；若在给定压差条件下，顶水下窜流量将随顶水油藏顶部的沥青壳厚度的变化而变化，沥青壳越厚，渗流阻力越大，顶水下窜的风险也越低；但沥青壳的厚度较小，一般小于3米，多数为0.5～1.5米厚度分布，而在油藏顶部沥青壳和低渗透层均没有大面积连片发育，因此，需要通过控制蒸汽腔与顶水层之间的压差，来减少顶水下窜的风险、保障SAGD的生产效果；从而延长顶水油藏的开发生产期，提高油藏的最终采收率。
附图说明
图1为顶水在压差下向蒸汽腔下窜示意图。
图2为不同蒸汽腔界面运移速率下预测的蒸汽腔外油藏温度随距离的变化图。
图3为不同蒸汽腔界面运移速率下预测的蒸汽腔外原油粘度随距离的变化图。
图4为不同蒸汽腔界面运移速率下预测的顶水下窜流量变化图。
图5为沥青壳对顶水下窜流量的影响图。
图6为低渗透层对顶水下窜流量的影响图。
图7为沥青壳和低渗透层同时存在对顶水下窜流量的影响图。
图8为沥青壳和低渗透层对顶水下窜流量的影响图。
图9为理论预测的加热不同温度下窜顶水的蒸汽耗量。
具体实施方式
为了更清楚地说明本发明，下面结合优选实施例对本发明做进一步的说明。本领域技术人员应当理解，下面所具体描述的内容是说明性的而非限制性的，不应以此限制本发明的保护范围。
本发明在此提供以实施例针对辽河油田某区块馆陶油层优化顶水油藏SAGD蒸汽腔操作压力，防止因为蒸汽腔操作压力不当，导致顶水下窜的现象。具体包括以下过程：
S100、确定目前蒸汽腔的空间发育形态。
一般SAGD的生产井由于在油藏中的布井高度和投产时间不同，各井组的蒸汽腔发育高度和与周围井组的连通程度也不一样，导致各井组的采出程度相差较大，蒸汽腔高度也不同，需要首先确定目前蒸汽腔的发育形态，即平面各个区域的蒸汽腔纵向高度。
SAGD实施初期，蒸汽腔在注汽井周围形成后沿原加热温度高部位快速上升。实施例的辽河油田某区块馆陶油层内部没有纯的泥岩隔夹层，只存在物性夹层，对油气运移有一定的抑制作用，但不起遮挡作用。馆陶油层的顶部被水包围，是块状边顶水油藏。
受投产时间的影响，先导试验区投产最早、采出程度最高，其SAGD阶段油汽比也最高为0.32。18-60井组所在区域储层物性较差，SAGD阶段油汽比仅为0.18，目前采油速度也最低。其它几个井组油汽比和采油速度基本相当。因此目前SAGD井组的生产动态受储层物性、投产时间等的影响井组间控制区域产量存在一定差异。按生产动态和投产时间将开发区分成5个区域先导试验区、14-17井组区域、18-60井组区域、50-55井组区域和56-59井组区域，不同区域的生产效果总结见表1。
表1不同区域蒸汽腔参数及采收率预测统计表
Figure GDA0003865807880000091
S200、确定影响顶水入侵速率的主要因素。
馆陶油层有巨厚顶水，随着顶水下面油层中SAGD生产过程的进行，蒸汽腔上升，蒸汽腔顶部距离顶水层的距离越来越近。在重力作用之下或者在顶水层与蒸汽腔之间的压差作用下，顶水将沿沥青壳下窜到蒸汽腔；顶水下窜速率的高低将决定对蒸汽腔热效率的影响。如图1所示，顶水入侵速率的大小与下面因素有关：
q＝f(H，DP，T，krw，kro，K)
H-蒸汽腔顶部与顶水层的距离，m；
DP-顶水层与蒸汽腔的压差，kPa；
T-沥青壳内的温度和分布，℃；
Krw-水相相对渗透率；
Kro-油相相对渗透率；
K-沥青壳渗透率和渗透率分布，md。
S300、利用S200中确定的主要因素建立顶水下窜速率的数学模型；计算当沥青壳厚度下的水和油的流量。
第一步，建立数学模型。
为简化理论模型推导的复杂性，假设顶水向蒸汽腔中的流动为一维流动；在顶水和蒸汽腔的沥青壳中只考虑油水两相的流动，并假定油相和水相的有效渗透率为常数，即忽略温度和流体饱和度的变化对相对渗透率的影响。根据达西定律，水相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率可以表达为：
Figure GDA0003865807880000101
油相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率的计算可以采用下面的公式：
Figure GDA0003865807880000102
总流量为
Figure GDA0003865807880000103
对于馆陶油层，在油层温度下的水密度(ρw)与油密度(ρo)非常接近，方程(3)可以简化为：
Figure GDA0003865807880000104
其中，Qt—总的流体渗流速率，m3/s；
Qw，Qo—水相、油相的渗流速率，m3/s；
A—垂直方向蒸汽腔顶的表面积，m2；
k—油藏的绝对渗透率，m2；
krw，kro—水相、油相相对渗透率，分数；
μw，μo—水、油粘度，mPa·s；
ρw，ρo—水、油密度，kg/m3；
P—压力，kPa；
C—单位换算系数。
第二步，计算不同时期随时间变化蒸汽腔的上升高度。
蒸汽腔早期上升高度随时间的变化，可以运用下面的公式来预测
Figure GDA0003865807880000111
Figure GDA0003865807880000112
其中，h—蒸汽腔高度，m；
g—重力加速度，m/s2；
α--热扩散系数，m2/s；
φ--孔隙度，分数；
ΔS—蒸汽腔内可动油饱和度(Soi-Sor)，分数；
m—原油粘度-温度关系式系数；
vs，ν—蒸汽温度下、任一温度下的原油动力粘度，μo/ρo；
T—温度，℃；
TR—油层初始温度，℃；
蒸汽腔顶部到顶水层的温度剖面可以用下面的公式预测：
Figure GDA0003865807880000113
其中，KTH—油藏热导率，W/m·℃；
Vc—垂直于蒸汽腔界面的凝结水运移速率，m/s；
ρc，ρr—蒸汽凝结水和油藏的密度，kg/m3；
Cc，Cr—蒸汽凝结水和油藏的比热，J/kg·℃；
T—温度，℃；
z—蒸汽腔顶部与顶水界面的距离，m；
ta—时间，s。
第三步，利用传热学，推导蒸汽腔界面的运移速度，计算蒸汽腔外温度随距离的变化规律。
Butler博士推导SAGD生产预测模型中，假设蒸汽腔界面的运移速度为Ux,并引进了相对于蒸汽腔移动的参考坐标ξ＝z-Uxtb，经坐标变换后的传热方程就变成了：
Figure GDA0003865807880000121
在拟稳态条件下，方程可以简化如下：
Figure GDA0003865807880000122
凝结水在蒸汽腔界面处的流动速率与油藏的初始含水饱和度和水相相对渗透率有关，在忽略凝结水流动速率的条件下，上面的方程可以进一步简化为：
Figure GDA0003865807880000123
在给定蒸汽界面处(ξ＝0)时，温度为蒸汽饱和温度(T＝Ts)的条件下，得出拟稳态下蒸汽腔之外油藏温度分布为：
Figure GDA0003865807880000124
其中α为热扩散系数，定义为：
Figure GDA0003865807880000125
上面的公式可以用来计算蒸汽腔外温度随距离的变化规律。一些研究人员通过考虑蒸汽腔界面上凝结水流体速率对拟稳态下油层温度分布的影响，发现对温度分布预测结果影响不大。
原油粘度与温度的关系可以用下面的公式估算：
Figure GDA0003865807880000126
v＝μ/ρ
式中：
ν—移动粘度，cSt；
μ—动力粘度，mPa·s；
ρ—原油密度，kg/m3；
T—绝对温度(K＝℃+273.15)。
计算在沥青壳厚度下的水和油的流量过程：
(1)将蒸汽腔顶部与顶水界面之间沥青壳的厚度层划分为等距离的若干(n个)小层，任一小层的编号为i，小层的厚度为Dz。
(2)根据给定的油藏热物性参数，利用公式(10)预测拟稳态下，不同蒸汽腔运移速率下的沥青壳温度分布：
Figure GDA0003865807880000131
i为任一节点，Dz为两节点之间的距离。
(3)利用公式(11)计算原油粘度分布；
Figure GDA0003865807880000132
(4)运用公式(1)和(2)分别计算通过任一截面的水相和油相流量。
Figure GDA0003865807880000133
Figure GDA0003865807880000134
(5)在给定顶水层压力、蒸汽腔中操作压力、沥青壳中油水相对渗透率的条件下，利用流体连续流动原理，即流过任一截面的流量相等和压力变化的连续性，假设当i＝1时，Pi＝Pu，当i＝n时，Pi＝Ps，可以计算当隔层厚度为h下的水和油的流量：
Figure GDA0003865807880000135
Figure GDA0003865807880000136
Qt＝Qw+Qo (a-7)
Pu为顶水层压力，Ps为蒸汽腔操作压力，ρw和ρo为水和油密度，Dz为单元隔层高度，g为重力加速度。
计算实例说明：
表2列出了该计算实例中的主要参数。图2为在不同蒸汽腔界面移动速率下预测的油藏温度随距离的变化。可以看出，在拟稳态下，蒸汽腔界面移动速率越快，向油藏内储藏的热量越低，界面外相同距离处的油藏温度越低。图3为预测的不同蒸汽腔外随距离变化的原油粘度。
表2主要油藏、流体和热参数
项目 数值 单位
顶水层压力，P<sub>u</sub> 7000 kPa
蒸汽腔压力，P<sub>s</sub> 4000 kPa
油层渗透率，k 5000 md
油相渗透率，k<sub>ro</sub> 0.4
水相渗透率，k<sub>rw</sub> 0.0001
油层温度，T<sub>r</sub> 40 ℃
蒸汽温度，T<sub>s</sub> 250 ℃
原油粘度，μ<sub>o</sub> 371548 mPa.s/40℃
原油粘度，μ<sub>o</sub> 1866 mPa.s/90℃
水粘度，μ<sub>w</sub> 1 mPa.s
油层热导率，K 1.5 w/m.C
油、水密度，ρ<sub>o</sub>，ρ<sub>w</sub> 1000 kg/m<sup>3</sup>
岩石密度，ρ 2600 kg/m<sup>3</sup>
岩石比热，C 800 j/kg.C
热扩散系数，α 7.21154E-07 m<sup>2</sup>/s
图4为预测在不同蒸汽腔运移速率下，在给定压差条件下，顶水下窜流量随隔层厚度的变化。可以看出，隔层厚度越厚，渗流阻力越大，顶水下降的风险也越低。从图中可以看出，顶水下窜流量与隔层厚度非常敏感。隔层厚度在超过10米后，顶水下窜的流量迅速降低。这里预测的顶水下窜流量为每平方米流动面积的流量，可以看出在较高的压差下(3.0MPa)，当隔层温度升高后，由于原油粘度下降，流动阻力下降。随着隔层厚度的减低，顶水下窜速率迅速增大。所以，在没有隔夹层和低物性段的情况下，顶水和蒸汽腔之间隔层厚度是抑制顶水下窜流量的关键。从预测结果可以看出，当隔层厚度超过10米后，顶水的下窜流量大幅度降低。
S400、评价顶部沥青壳的封隔能力。
评价高粘度原油“沥青壳”和低渗透层的影响。
在同一计算模型中，假设在距离顶水2米处含有0.4米厚度的沥青壳。假设沥青壳内的原油粘度为其它层位原油粘度的3倍，沥青壳对顶水下窜流量的影响见图5。可以看出，沥青壳的存在，大大降低了顶水下窜流量。所以沥青壳的存在有利于降低顶水下窜的风险。
若在沥青壳中存在低渗透层，也会降低顶水下窜的风险。为评价低渗透层的影响，在计算模型中假设距离顶水界面2米处有0.4米的低渗透层(k＝100md)。低渗透层对顶水下窜流量影响的计算结果见图6。可以看出，低渗透层的存在会大大降低顶水的下窜速率。低渗透层对顶水下窜的抑制作用比沥青壳的作用更为明显，主要原因在于低渗透层对顶水阻挡作用不受温度的影响，但沥青壳在油藏温度升高后，其阻挡作用就降低了。所以靠沥青壳完全阻挡顶水的下窜难度较大。
若在顶水层附近既存在沥青壳又存在低渗透层，则可以大大降低顶水的下窜流量。图7所示为在低渗透和沥青壳双重组合条件下，预测的顶水下窜速率。可以看出，若在在油层上面同时存沥青壳和低渗透层，则基本上不用担心顶水下窜的问题。
S500、评价蒸汽腔与顶水层压差对顶水入侵速率的影响。
前面的计算例子是基于蒸汽腔和顶水层压力差为3.0MPa时的假设，图8为顶水层和蒸汽腔压差0.5MPa(顶水层压力4.5MPa和蒸汽腔操作压力4.0MPa)时预测的顶水下窜速率。与图3-图4相比，当蒸汽腔操作压力接近顶水层压力时，相同隔层厚度下顶水的下窜速率大幅度下降。所以平衡压力操作方式也是降低顶水对SAGD效果影响风险的有利措施。
而顶水侵入对SAGD蒸汽腔的影响可以从下面两个方面来评价：(1)顶水的下窜将消耗蒸汽腔中的汽化潜热，若要维持蒸汽腔的体积和压力不变，则需要注入更多的蒸汽来加热下窜的顶水，大大降低油汽比；(2)顶水的下窜将增加产水量，增加排液量。图9为理论计算的不同温度顶水下窜到蒸汽腔所需要消耗的额外蒸汽量。可以看出，单位质量顶水下窜量所需消耗的蒸汽量与顶水的温度成反比，下窜的顶水温度越高，则消耗的蒸汽量越小。受蒸汽腔向顶水的散热速率所限，顶水下窜的速率越大，则顶水的温度也越低。以顶水下窜的平均温度100℃为例，下窜1.0m3顶水所消耗的蒸汽量(以井底70％干度计算)约为0.55m3。若单井组的顶水下窜速率与目前的蒸汽注入速率相当时，将会降低油汽比50％，从而导致目前的操作不经济。另一方面，还将导致含水率大大上升。含水率的上升不仅仅来自顶水的下窜量，同时还会增加随着额外蒸汽注入所产生的冷凝水。
通过将流体的渗流和传热机理相结合，并考虑了原油黏度随温度的变化特征。建立了预测顶水向SAGD蒸汽腔流动速率的预测模型。在蒸汽腔和顶水之间不存在连续的非渗透层的条件下，抑制顶水向下流动的阻力来自于蒸汽腔于顶水之间的油层厚度。但蒸汽腔与顶水层的压力差、油层的渗透率、原油黏度以及含有饱和度等都会影响到顶水向下流动的速率。顶水下窜对SAGD生产动态的影响主要体现在两个方面：(1)消耗蒸汽腔的热能，降低油汽比，严重时会引起蒸汽腔收缩，停止重力泄油过程；(2)增加生产井含水率。减小和延缓顶水下窜速率的主要技术方向包括：①降低蒸汽腔与顶水层的压差，②在蒸汽腔和顶水层之间维持足够的油层厚度，③减缓蒸汽腔的上升速率。由于稠油油藏中的油水两相相对渗流规律的复杂性，该模型的预测结果对于制定顶水油藏SAGD开采策略具有方向性指导意义。加强对蒸汽腔发育和SAGD生产动态的现场监测的基础上，开展相应的物理模拟研究，提高对顶水油藏SAGD开发特征的认识和操作参数的优化。
S600、建立预防顶水下窜的技术界限。
根据上面理论模型对不同物性条件下和操作方式下的顶水侵入速率的预测，结合对蒸汽腔发育和热效率的影响分析，初步提出以下技术界限(表3)。可以看出，顶水层下部的油层渗透率以及操作压差是预防顶水突破的关键。在目前的操作条件下，预防顶水突破的技术界限是通过控制操作压差，来确保蒸汽腔与顶水之间的安全距离，即确保蒸汽腔与顶水之间的最小距离超过10米，从而防止顶水突破。
表3预防顶水突破技术界限
Figure GDA0003865807880000161
显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。

Claims (8)

1.一种降低蒸汽腔外溢预防SAGD开发过程中顶水下窜的方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
S100、确定目前蒸汽腔的空间发育形态；
S200、确定影响顶水入侵速率的主要因素；
所述主要因素包括1)蒸汽腔顶部与顶水层的距离；2)顶水层与蒸汽腔的压差；3)沥青壳内的温度和分布；4)水相相对渗透率；5)油相相对渗透率；6)沥青壳渗透率和渗透率分布；
S300、利用S200中确定的主要因素建立顶水下窜速率的数学模型，计算当沥青壳厚度下的水和油的流量；具体包括：
推导水相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式以及油相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式，进而推导蒸汽腔顶部到顶水层的温度剖面公式，再根据SAGD生产预测模型传热方程式，计算蒸汽腔外温度随距离的变化规律，再得到拟稳态下蒸汽腔之外油藏温度分布公式；
计算不同蒸汽腔运移速率下的沥青壳温度分布，估算原油粘度与温度的关系，计算原油粘度分布；利用所述水相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式以及油相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式，分别计算通过任一截面的水相和油相流量；在给定顶水层压力、蒸汽腔中操作压力、沥青壳中油水相对渗透率的条件下，利用流体连续流动原理，计算在沥青壳厚度下的水和油的流量；
S400、评价顶部沥青壳的封隔能力；
S500、评价蒸汽腔与顶水层压差对顶水入侵速率的影响；
S600、建立预防顶水下窜的技术界限。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，S100中利用井温监测资料和数值模拟方法确定各单井的蒸汽腔范围、描述油藏内各区域蒸汽腔的发育形态，包括蒸汽腔高度、上部剩余油层厚度以及平面分布形态，以确定目前蒸汽腔的空间发育形态。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，推导水相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式以及油相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式时，假设顶水向蒸汽腔中的流动为一维流动；在顶水和蒸汽腔的沥青壳中只考虑油水两相的流动，并假定油相和水相的有效渗透率为常数；
根据达西定律，水相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式为：
Figure FDA0003865807870000021
油相沿沥青壳向蒸汽腔的渗流速率公式采用下式：
Figure FDA0003865807870000022
其中，Qw为水相的渗流速率，m3/s；
Qo为油相的渗流速率，m3/s；
A为垂直方向蒸汽腔顶的表面积，m2；
k为油藏的绝对渗透率，m2；
krw为水相相对渗透率，分数；
kro为油相相对渗透率，分数；
μw为水粘度，mPa.s；
μo为油粘度，mPa.s；
ρw为水密度，kg/m3；
ρo为油密度，kg/m3；
P为蒸汽腔顶部到顶水之间某一点的压力，kPa；
C为单位换算系数；
z为Z方向；
g为重力加速度，m/s2。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述蒸汽腔顶部到顶水层的温度剖面公式为：
Figure FDA0003865807870000023
其中，KTH为油藏热导率，W/m·℃；
Vc为垂直于蒸汽腔界面的凝结水运移速率，m/s；
ρc为蒸汽凝结水的密度，kg/m3；
ρr为油藏的密度，kg/m3；
Cc为蒸汽凝结水的比热，J/kg·℃；
Cr为油藏的比热，J/kg·℃；
T为蒸汽腔顶部到顶水之间某一点的温度，℃；
z为蒸汽腔顶部与顶水界面的距离，m；
ta为时间，s。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述拟稳态下蒸汽腔之外油藏温度分布公式为：
Figure FDA0003865807870000031
其中，T*为拟稳态下蒸汽腔之外油藏温度，℃；
T为蒸汽腔顶部到顶水之间某一点的温度，℃；
Ts为蒸汽温度，℃；
Tr为油层初始温度，℃；
e为数学常数，是自然对数函数的底数；
α为热扩散系数，定义为
Figure FDA0003865807870000032
Ux为假设的蒸汽腔界面的运移速度；
ξ为相对于蒸汽腔移动的参考坐标，ξ＝z-Uxtb；z为蒸汽腔顶部与顶水界面的距离，m；tb为假设的蒸汽腔界面的运移时间，天；
ρr为油藏的密度，kg/m3；
Cr为油藏的比热，J/kg·℃。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述原油粘度与温度的关系为：
Figure FDA0003865807870000033
ν＝μ/ρ
其中，ν为移动粘度，cSt；
μ为动力粘度，mPa.s；
ρ为原油密度，kg·m3；
T为绝对温度，K；
ν1为任意一点的移动粘度，cSt；
T1为任意一点的绝对温度，K。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，在沥青壳厚度下的水和油的流量通过下式计算：
Figure FDA0003865807870000041
Figure FDA0003865807870000042
Qt＝Qw+Qo
其中，将蒸汽腔顶部与顶水界面之间沥青壳的厚度划分为等距离的n个小层，任一小层的编号为i，Dz为单元小层高度；
Qt为总的流体渗流速率，m3/s；
Qw为水相的渗流速率，m3/s；
Qo为油相的渗流速率，m3/s；
krw为水相相对渗透率，分数；
kro为油相相对渗透率，分数；
μw为水粘度，mPa·s；
μo为油粘度，mPa·s；
A为垂直方向蒸汽腔顶的表面积，m2；
C为单位换算系数；
Pu为顶水层压力，MPa；
Ps为蒸汽腔操作压力，MPa；
ρw和ρo分别为水和油密度，kg/cm3；
g为重力加速度，m/s2；
h为沥青壳厚度，m。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，S600具体包括：
评价顶水侵入对蒸汽腔发育的影响，并根据上面数学模型对不同物性条件下和操作方式下的顶水侵入速率的预测，结合对蒸汽腔发育和热效率的影响分析，初步提出预防顶水突破技术界限的方法。
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