[发明专利]稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法

权利要求书

1.一种稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法，其特征在于：按以下步骤进行：

S1，根据超临界多元热流体物性及吞吐过程，将注入阶段结束时的地层区域依次划分为SCFA、HWA和COA三个区域，其中SCFA和HWA构成HOA，并定性确定模型各区域的温度分布，所述SCFA为超临界多元热流体区域、HWA为热水区域、COA为冷油区域、HOA为热油区域；

S2，构建SCFA半径计算模型；

S3，构建HWA半径计算模型；

S4，构建SCFA焖井结束时平均地层温度和生产阶段平均地层温度HWA焖井结束时平均地层温度和生产阶段平均地层温度HOA焖井结束时平均地层压力和生产阶段平均地层压力以及HOA各阶段的平均含水饱和度S_w的计算模型；

S5，构建产能计算模型；

S6，通过解析解进行产能计算；

所述步骤S2中应首先假设SCFA的温度场径向上呈线性分布，T(r)＝kr+b，其中T(r)为超临界多元热流体区域的温度，℃；b＝T_sc；T_scf为超临界多元热流体区域的前缘温度，℃；T_sc为超临界多元热流体的注入温度，℃；r_scf为超临界多元热流体区域的半径，m；并分开计算油藏盖层和底层的热能损失速率；

其次，通过导热系数修正得到油藏盖层和底层的热能损失速率之和Q_l；

最后，通过能量平衡关系及Laplace变换，即可得到SCFA半径r_scf为，

其中，i_sc为超临界多元热流体的注入速率，kg/h；h_sc为井底温度下超临界多元热流体的焓，kJ/kg；h_wc为临界温度下水的焓，kJ/kg；h为油层厚度，m；M_r为油层热容量，kJ/(m³·℃)；λ_c为修正后的顶部岩层导热系数，kJ/(m·h·℃)；λ_r为顶底部岩层导热系数，kJ/(m·h·℃)；α_c为顶部岩层热扩散系数，m²/h；α_r为底部岩层热扩散系数，m²/h；T_i为原始地层温度，℃；t_D为无因次时间；erfc为误差补偿函数；e为常数；

步骤S3中假设HWA的温度场径向上呈线性分布，T′(r)＝k′(r-r_scf)+b′，其中T'(r)为热水区域的温度，℃；b'＝T_c；T_hf为热水区域的前缘温度，℃；T_c为水的临界温度，℃；r_hf为热水区域的半径，m；

再根据蒸汽吞吐模型中热水区加热范围计算方法推导HWA的半径计算模型为其中，

h_wr为油层温度下热水的热焓，kJ/kg；

步骤S5中构建产能计算模型时应考虑油水粘度和相对渗透率的动态变化，并假设油藏为圆形封闭地层，所述产能计算模型包括产油速度Q_o和产水速度Q_w，其中，

其中，

其中：Q_o为产油速度，cm³/s；Q_w为产水速度，cm³/s；为平均地层压力，MPa；P_wf为井底流压，MPa；r_w为井筒半径，m；r_e为供给半径，m；S为表皮系数；K为地层绝对渗透率，mD；μ_osc、μ_oh、μ_oc为SCFA、HWA、COA的原油粘度，mPa·s；μ_wsc、μ_wh、μ_wc为SCFA、HWA、COA的地层水粘度，mPa·s；K_rosc、K_roh、K_roc为SCFA、HWA、COA的油相相对渗透率；K_rwsc、K_rwh、K_rwc为SCFA、HWA、COA的水相相对渗透率。

2.根据权利要求1所述的稠油油藏超临界多元热流体吞吐产能预测方法，其特征在于，所述步骤S6按如下步骤进行：

S6.1，采集基本参数，所述基本参数包括油藏参数、流体参数以及工艺参数；

S6.2，赋值吞吐周期数n＝1，以及最大吞吐周期数n_max和极限最小产油量Q_omin；

S6.3，计算SCFA半径和HWA半径；

S6.4，计算焖井结束时，SCFA平均地层温度HWA平均地层温度以及HOA平均地层压力和平均含水饱和度S_w；

S6.5，赋周期内生产时间t_p以初值，并赋值时间步长Δt；

S6.6，计算产油量Q_o、产水量Q_w、累积产油量N_o以及累积产水量N_w；

S6.7，计算开井生产阶段SCFA平均地层温度HWA平均地层温度以及HOA平均地层压力和平均含水饱和度S_aw；

S6.8，比较Q_o与Q_omin的大小，如Q_o＞Q_omin，则t_p＝t_p+Δt，重复步骤S6.6～S6.8，如Q_o≤Q_omin，则输出该周期的各项数据；

S6.9，周期数n＝n+1，比较n与n_max的大小，如n＞n_max，则停止计算；如n≤n_max，则计算该周期的地层余热量Q_r，并加到下一个吞吐周期注入的总能量中，然后重复步骤S6.3～S6.9。