引言目前采用稠油热采的方式尤其是蒸汽吞吐技术仍将作为主要的开采手段，而在实际生产中发现的采收率低、后期采油能耗居高不下、经济效益差等问题严重制约稠油热采的效果[1-3]，如何通过合理评价蒸汽吞吐技术开采效果、提高原油采收率，成为亟待解决的问题。针对蒸汽吞吐技术稠油热采的开发状况、开采规律以及全过程的能量利用水平，系统性地建立一套评价指标体系，可以有效分析实际生产的热采效果，为稠油开采提供建议。已有部分学者对此进行了研究，王青[4]从稠油开采技术、生产管理和经济效益等3个方面，利用灰色关联度分析、专家经验和现场数据统计等方法，筛选10项评价稠油开发效果的指标，利用层次分析法和模糊综合评判法进行评价。李胜[5]针对蒸汽吞吐的稠油开采方式，建立一套开发指标评价体系，主要选取瞬时油汽比、回采水率、注汽比和极限油汽比等主要指标。马良[6]利用灰色关联法确定指标的重要性排序，并结合层次分析法给出指标权重，对油藏区域10年内所有井的实际数据进行开发效果评价分析。王志杰[7]对蒸汽吞吐采油的生产规律进行研究，并分析不同油藏条件和注汽参数下蒸汽吞吐的效果，绘制瞬时油汽比、回采水率、采注比和采油速度的标准图版。张立婷[8]等将区间数理论、熵值赋权法与Topsis法结合，提出一种评价热采稠油油藏开发效果的评价指标体系，并以辽河油田锦91区块为例进行计算。然而当前针对稠油生产系统的评价都是选取典型油田技术指标，直接由现场统计得到的相关数据，并没有对评价指标的计算方法进行全面的介绍和说明，因此针对蒸汽吞吐生产系统，建立一套综合评价指标体系和计算模型，对降低稠油生产系统的能耗，提高稠油热采的开采效果和综合水平，具有重要意义。本研究针对蒸汽吞吐生产系统，从稠油生产的工程产出、能量利用和经济利润角度选取评价指标，基于熵权法-层次分析法组合权重的计算方法，建立一套蒸汽吞吐综合水平的评价指标体系和评价方法，以新疆油田某生产井为例进行计算，说明评价指标体系和评价方法具有可行性，并利用正交试验设计25组注汽参数组合方案并进行评价。1评价指标体系的构建本研究从工程产出水平、能效技术水平和经济利润水平方面选出评价的基础性指标，建立反映蒸汽吞吐生产系统综合水平的评价指标体系。1.1评价指标体系的框架蒸汽吞吐综合水平评价指标体系如图1所示。本研究建立的评价指标体系包括3个层次，目标层为蒸汽吞吐生产系统的综合水平；准则层分别为工程产出水平、能效技术水平和经济利润水平。其中工程产出水平准则层包括累计油汽比、回采水率、含水率、采出程度；能效技术水平准则层包括能量投入回报比、注汽系统热效率、油层储热率；经济利润水平准则层包括经济投入回报比。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.F001图1蒸汽吞吐综合水平评价指标体系1.2评价指标的计算方法及内涵1.2.1工程产出水平根据蒸汽吞吐生产系统的工艺流程[9]，以及新疆油田实际采用的评价指标，选取累计油汽比、采出程度、回采水率、含水率作为反映蒸汽吞吐生产系统工程产出水平的基础性指标，对这4个指标的内涵及计算方法进行介绍。（1）累计油汽比NOSR。油汽比指蒸汽吞吐生产系统中采油量与注汽量的比值；累计油汽比定义为累计产油量与累计注水当汽量的比值，计算如下：NOSR=NoNs (1)式中：NOSR——累计油汽比；No——累计产油量，t；Ns——累计注汽量，t。（2）采出程度ER。采出程度的定义为采出的原油量与油藏中原始储存的原油量之比，单井的采出程度可以通过该井在一定时间内的产油量与该井控制的油田储量之比计算，具体的计算如下：ER=QoN (2)式中：ER——采出程度；Qo——单井一个周期的产油量，t；N——油藏原油储量，t。（3）回采水率WSR。回采水率定义为：采+出的水量占注入蒸汽的水当量的百分数，该指标的计算如下：WSR=QwQs (3)式中：WSR——回采水率；Qw——采出水量，t；Qs——注汽量，t。（4）含水率fw。含水率是指开采获得的产液中产水量在产液量中的比例。根据含水率的大小，也可以对油田工程采出水平进行评价，表征出油层所处的含水阶段，计算如下：fw=QwQo+Qw (4)1.2.2能效技术水平指标能效技术水平实际上是从能量利用效率角度出发，评价整个区块的能量利用水平[10]。本研究在此基础上，选择能量投入回报比ERR[11]作为评价单井生产能量利用的全过程指标。注汽系统热效率和油层储热率分别是描述注蒸汽环节和油层利用环节的过程指标，也应当在能效技术水平中体现，对这3个指标的内涵与计算方法进行介绍。（1）能量投入回报比ERR。ERR是指油田开采中能源产出和能源投入的比值[12]。能量投入回报比分析示意图如图2所示。在稠油开采阶段，通过采油井投入的能量包括直接能源（天然气）和间接能源（电力等），产出能量主要是指获得地下油藏的原油的能量。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.F002图2能量投入回报比分析在稠油开采过程中，投入能量主要包括锅炉燃烧所消耗的天然气化学能，以及整个开采系统运行所消耗的电能，投入能量EI计算如下：EI=qm×Hm+Eelec (5)式中：EI——投入的总能量，GJ/m3；qm——锅炉生产1 m3蒸汽所消耗的天然气量，m3；Hm——天然气的热值，GJ/m3；Eelec——整个开采系统运行所消耗的电能，GJ/m3。原油的化学能EY并没有给出严格的定义和区分，采用原油热值的国际标准，描述获得的原油所具有的化学能，原油EY计算如下：EY=ρoHo (6)式中：EY——获得的稠油所含有的化学能，GJ/m3；ρo——原油密度，kg/m3；Ho——原油热值，按照国际标准取42 GJ/kg[11]。综上可知，蒸汽吞吐生产系统能量投入回报水平ERR的计算公式为：ERR=EYEI (7)在能源节约型社会，稠油开采逐渐重视提升节能水平，ERR可以反映获得原油的化学能与投入天然气的化学能的差异程度。此外EI可以体现不同注汽速度、干度、温度等注汽参数下的能量利用水平，能够为调整注汽参数给出一定的借鉴意义（2）注汽系统热效率Es。注汽系统热效率的定义为加热油层的热量占锅炉进口总热量的百分数[13]。本研究将整个注蒸汽系统统一考虑，选取注蒸汽系统的热效率作为评价蒸汽吞吐生产系统能效技术水平的指标，可以反映系统注蒸汽过程的能量损失情况，计算如下：Es=QoQ×100% (8)式中：Es——注汽系统热效率，%；Qo——加热油层的热量，kJ；Q——锅炉进口热量，kJ。（3）油层储热率ηr。油层储热率指的是油藏储热量占油层注入能量和上一轮次油藏余热量的百分数。可以衡量蒸汽吞吐某一个轮次开井生产结束时，储存在油藏中热量的多少；油层储热率与油藏地质参数和蒸汽注入参数有关，计算如下：ηr=QrQin+Qs (9)式中：ηr——油层储热率，%；Qr——本轮次油层储热量，kJ；Qin——注入油层的热量，kJ；Qs——上一轮次油层储热量，kJ。注入油层的热量指注蒸汽系统向油层注入蒸汽的热量。简化计算注入蒸汽的热量，计算如下：Qin=Nshs (10)式中：Ns——累计注汽量，kg；hs——注入油层的湿蒸汽焓值，kJ/kg。油层储热量指在蒸汽吞吐一个轮次的生产周期结束时，加热半径范围内油层储存的余热量。油藏的余热量的计算为：Qr=πRh2Mrh(Tc- Tr) (11)式中：Rh——加热带半径，m；Mr——油藏热容，kJ/(m3·℃)；h——油层厚度，m；Tc——开井生产周期后的油层温度，℃；Tr——原始储层温度，℃。（4）经济利润水平指标B3。本研究中提出定量计算蒸汽吞吐生产系统全过程的经济回报水平值指标CRR。该指标的定义为获得原油的能量经济收益与投入的天然气和电能的能量成本之比。经济投入回报比CRR的计算基于一个基本假设，在稠油开采过程中涉及的能源投入产出的3种形式的能量，石油、天然气和电能可以相互替换，基于此基本假设，可以采用相对价格法获得每种能源的经济转换系数[14]。其中每热量单位某种能源和基准能源在t时段内的价格比值的计算公式为：λi=PiP1 (12)式中：λi——能源价格转换系数；Pi——需要衡量的某种能源的热量价格，元/MJ；P1——基准能源热量价格，元/MJ。能源价格转换系数如表1所示[15]。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T001表1能源价格转换系数能源种类热值单价转换系数（煤炭基准）天然气38.9 MJ/m31.34元/m32.136电能3.6 MJ/kWh0.4157元/kWh2.880煤炭28.4 MJ/kg0.45元/kg1.000原油41.8 MJ/kg2.275元/kg5.056CRR计算如下：CRR=ρoHoλoqm×Hm×λg+Eelec×λe (13)式中：ρo——原油密度，kg/m3；Ho——原油热值，GJ/kg；qm——锅炉生产1 m3蒸汽所消耗的天然气量，m3；Hm——天然气的热值，GJ/m3；Eelec——整个开采系统运行所消耗的电能，GJ/m3；λo——原油经济转换系数；λg——天然气经济转换系数；λe——电能经济转换系数。2指标权重的计算方法运用评价指标体系的若干个指标对蒸汽吞吐生产系统进行综合评价时，不同指标的重要性不同，为了能合理地描述各个层级不同指标在评价过程中的作用地位和重要程度，需要明确各指标的权重，从而能够得到蒸汽吞吐生产系统的综合水平。结合本研究建立的蒸汽吞吐生产系统的评价指标体系，选择将层次分析法和熵权法集成的组合权重计算方法，可以综合主、客观赋权的优点，弥补单一方法的不足。2.1基于AHP的指标权重计算方法层次分析法（Analytic Hierarchy Process，AHP）是一种将定性分析和定量计算相结合的，具有层次结构的多目标决策方法，基于蒸汽吞吐生产系统综合水平的指标评价体系，获得各指标权重的计算方法，主要计算步骤如下[16]：（1）构造判断矩阵。判断矩阵指的是评价者对同一层次中的指标进行两两比较，确定相对于上一层次准则层支配指标的相对重要程度给出的判断。判断矩阵反映层次分析法的信息，是获得指标权重的基础。为了得到评价指标的权重数值，得到反映两两指标重要性大小的判断矩阵，常根据一定的标准计算。给出判断矩阵的标度如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T002表2判断矩阵标度及含义重要性等级Cij赋值i，j两元素同等重要1i元素比j元素稍重要3i元素比j元素明显重要5i元素比j元素强烈重要7i元素比j元素极端重要9i元素比j元素稍不重要1/3i元素比j元素明显不重要1/5i元素比j元素强烈不重要1/7i元素比j元素极端不重要1/9注：Cij=｛2，4，6，8，1/2，1/4，1/6，1/8｝表示重要性等级介于Cij=｛1，3，5，7，9，1/3，1/5，1/7，1/9｝。（2）计算判断矩阵的特征值和特征向量。判断矩阵的最大特征值所对应的特征向量，是该层次指标相应的权向量，对应各指标的权重值，记为W。计算矩阵的最大特征根和特征向量的方法有很多，包括方根法、特征根法、最小二乘法等[16]，文中采用方根法进行计算。（3）判断矩阵的一致性检验。判断矩阵的一致性检验是指专家在判断指标的重要性时，各判断之间保证协调一致，指标的重要性程度不会出现不一致的结果。应用层次分析法保持判断思维的一致性是非常重要的[17]，这里的一致性检验通过检验一致性比率判断。一致性指标CI与一致性比率的计算如下：CI=λmax- nn- 1 (14)CR=CIRI (15)式中：CI——判断矩阵的一致性指标；λmax——判断矩阵的最大特征值；N——指标的个数；RI——判断矩阵的平均随机一致性指标，取值参考如表3所示[16]。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T003表3平均随机一致性指标NNI102030.5840.9051.1261.2471.3281.4191.452.2基于EW的指标权重计算方法熵权法（Entropy Weight method，EW）依据指标的真实数据，权重计算具有很强的科学性，结果可信度高，已经普遍用于复杂的评价问题中。利用熵权法计算指标权重的计算过程如下：（1）构建评价指标矩阵以及归一化处理。设m个评价对象，n个待评价指标，构建关于被评价对象的多项指标集合的评价指标矩阵Xij如下：X'=x11'x12'⋯x1n'x21'x22'…x2n'⋮⋮⋮xm1'xm2'⋯xmn'由于评价指标的数据单位通常不同，很难直接进行比较，需要对数据进行归一化处理，文中能效、经济、工艺指标都属于效益型参数，效益型指标的归一化公式如下：yi,j=xi,j- (xj)min(xj)max- (xj)min (16)式中：yi,j——稠油生产系统采取不同生产方案i下的指标计算值j的标准化值；xi,j——稠油生产系统采取不同生产方案i下的指标计算值j的实际值；(xj)min——不同生产方案i中指标j的最小值；(xj)max——不同生产方案i中指标j的最大值。（2）对标准化处理后的各指标进行比重化变换，计算指标比重Pij，具体如下：Pij=xij∑i=1mxij(i=1,2,⋯,m; j=1,2,⋯,n) (17)式中：Pij——稠油生产系统中指标j下第i种生产方案的指标计算值占该指标的比重；m——生产方案采取的总方案数。（3）计算各指标对应的熵值ej和信息熵冗余度，具体如下：ej=-k∑i=1mpijlnpij(k=1lnm; j=1,2,⋯,n) (18)dj=1- ej (19)式中：ej——稠油生产系统中第j项指标的熵值；dj——系统中第j项指标的信息熵冗余度，其中k与待评的稠油生产系统生产方案的个数m相关。（4）计算各指标的权重，具体如下：aj=dj∑j=1ndj(j=1,2,⋯,n) (20)式中：j——评价指标体系指标层中的指标个数。2.3EW-AHP组合权重计算方法层次分析法和熵权法分别属于主观赋权法和客观赋权法，两种方法都有各自的缺陷，层次分析法很大程度上受人为因素干扰严重，但熵权法获得的权重也主要反映各指标直接的差异程度但并不是指标的重要程度，因此可以采用熵权法-层次分析法（EW-AHP）组合权重计算方法。将主客观的方法结合，既能够反映决策者对指标重要程度的判断，也能够客观反映实际数据的变动差异[18]。两种算法组合的方法包括幂平均合成法和最优化方法，在石油化工、能源开采相关的评价的案例中[19-21]，都采用最小二乘法的组合权重优化方法。结合本研究针对蒸汽吞吐生产系统提出的评价指标体系，采用最小二乘法可以实现综合水平的定量计算，并且弥补单一指标权重计算的不足，采用最小二乘法的组合优化。由层次分析法和熵权法计算的各指标权重分别为θj、aj，假设待评方案m个，评价指标n个，通过已获得的原始评价指标计算数据构成的矩阵为Xij，各评价指标得到的综合权重为ωj。采用最小二乘法的优化方法计算权重值ωj，计算如下：minF(ω)=∑i=1m∑j=1nθj- ωjXij2+aj- ωjXij2 (21)∑j=1nωj=1 (22)式中：θj——层次分析法计算的各指标权重；aj——熵权法计算的个指标层权重。对上述公式的求解，采用拉格朗日方法求解组合权重值，进而可以得到蒸汽吞吐生产系统各方案的综合水平。3蒸汽吞吐评价指标体系的实例计算利用建立的蒸汽吞吐综合水平的评价指标体系和组合权重计算方法，对新疆油田某生产井实际开采过程的注汽参数方案，进行评价计算。3.1评价指标的计算井底的注汽参数和实际生产参数如表4所示。基于对各指标计算方法的介绍，获得该生产井3个注汽轮次的指标计算结果如表5所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T004表4新疆油田某生产井生产数据轮次井底蒸汽压力/MPa井底蒸汽温度/℃井底蒸汽干度/%注汽速度/(t/d)累注汽量/t累产油量/t累产水量/t17.46290.3573.43138.21 78326429225.45258.6168.23122.12 66220554533.47230.7270.72127.62 18212676310.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T005表5新疆油田某生产井的评价指标计算结果轮次NOSRERfwWSRERREsηrCRR10.1480.0530.5250.1642.1530.8670.3275.53420.0770.0410.7270.2051.1520.8540.3522.91930.0580.0250.8580.3500.8800.8460.3612.155（1）工程产出水平的指标结果分析。由表5可以看出，随着注汽轮次的增加，累计油汽比从0.148下降到0.058，说明采出1 t原油所消耗的蒸汽量逐渐增大；采出程度不断下降，与油汽比的变化趋势一致，主要是开采轮次增加时，导致产油量下降。此外随着注汽轮次的增加，产出液中含水率逐渐增大，从最初的52.5%增大到85.8%，回采水率从16.4%提高到35.0%，这是由于生产轮次增加后引起油层中存水增多，因此产出液中采出水占比增大。综合来看，工程产出水平的指标变化符合实际生产规律。（2）能效技术水平指标结果分析。由表5可以看出，随着注汽轮次的增加，能量投入回报比从2.153下降到0.880，说明采出能量由大于投入能量逐渐减小到低于投入能量；此外注汽系统热效率从86.7%下降到84.6%，说明注汽系统的蒸汽注入油层之前的热损失增大；油层储热率从32.7%上升到36.1%，留在油层的热量占比增大。综合3个指标的变化规律可以发现，随着注汽轮次的增加，能量投入回报比逐渐降低，表现在系统投入的总能量在整个注汽环节的热损失增加，留在油层中的能量也增加；同时能效技术水平的指标与工程产出的指标变化趋势的一致性，也验证了指标的计算结果符合实际生产规律。（3）经济利润水平指标结果分析。由表5可以看出，随着注汽轮次的增加，该生产井的经济投入回报比从5.534下降到2.155，说明系统投入相同的资金时，采出的原油收益减小，稠油生产的经济性变差，主要由于产油量一直衰减，该指标的变化情况与累积油汽比和能量投入回报比的趋势一致。3.2综合水平的计算获得该生产井3个轮次的评价指标计算结果基础上，利用给出的指标权重计算方法对蒸汽吞吐生产系统的综合水平值进行计算，重点说明了评价指标体系和评价方法的计算过程。（1）层次分析法权重值计算。判断矩阵的准确获取影响层次分析法权重计算结果的可信度。结合层次分析法判断矩阵的标度值，给出描述指标间相对重要程度的判断矩阵，如表6~表8所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T006表6工程产出水平B1层次的判断矩阵工程产出水平B1累计油汽比C1采出程度C2含水率C3回采水率C4累计油汽比C11345采出程度C21/3123含水率C31/41/312回采水率C41/51/31/2110.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T007表7能效技术水平B2层次的判断矩阵能效技术水平B2能量投入回报比C4注汽系统热效率C5油层储热率C6能量投入回报比C4134注汽系统热效率C51/312油层储热率C61/41/2110.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T008表8综合水平B3层次的判断矩阵综合水平A工程产出水平B1能效技术水平B2经济利润水平B3工程产出水平B111/51/3能效技术水平B2513经济利润水平B331/31根据给出的判断矩阵，得到层次分析法指标权重计算结果如表9所示。从表9可以看出，在层次分析法获得的指标权重中，排序顺序为：ERRCRREsηrNOSRERfwWSR。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T009表9层次分析法各指标及其权重准则层子准则层层次分析法权重指标权重指标权重工程产出水平0.105 1NOSR0.551 70.057 9ER0.234 00.024 6fw0.129 40.013 6WSR0.084 90.009 4能效技术水平0.637 2ERR0.625 00.398 2Es0.238 50.152 2ηr0.136 50.087 1经济利润水平0.258 0CRR1.000 00.258 1（2）熵权法权重计算。根据前文介绍的熵权法计算权重的方法，对单个指标计算结果进行归一化处理，并获得无量纲化的数据和各指标的熵权，具体如表10、表11所示。由表11可以看出，在熵权法获得的指标权重中，排序顺序为：EsWSNOSRCRRERRηrfwER。对比层次分析法，熵权法获得的指标权重排序变化较为明显，客观反映指标值的变化激烈程度。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T010表10无量纲化数据指标方案1方案2方案3NOSR0.945 50.347 40.187 3ER0.908 30.645 20.235 9fw0.996 00.469 00.127 2WSR0.066 90.271 70.996 0ERR0.929 20.331 10.187 4Es0.996 00.649 30.002 0ηr0.129 40.766 60.996 0CRR0.944 80.343 60.187 410.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T011表11各指标熵权指标熵权NOSR0.147 8ER0.081 8fw0.094 8WSR0.166 7ERR0.116 0Es0.170 1ηr0.100 9CRR0.121 9（3）EW-AHP综合权重计算。根据给出的熵权法-层次分析法的组合权重计算公式，以及获得的层次分析法指标权重和熵权法指标权重，得到EW-AHP综合权重的计算结果如表12所示。指标权重排序结果对比如表13所示。由表13可以看出，3种权重计算方法的指标重要性排序情况。组合权重的计算结果中，与层次分析法的排序情况相比，WSR、CRR、fw排序发生改变，因为组合权重中考虑熵权法的指标权重计算结果，将层次分析法中完全由主观判断的结果进行客观调整，因此在后续评价中计算综合水平采用组合权重的计算方法进行综合评价。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T012表12EW-AHP组合权重计算结果指标EW-AHP权重NOSR0.107 4ER0.062 2fw0.034 2WSR0.051 2ERR0.236 0Es0.186 2ηr0.150 9CRR0.171 910.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T013表13指标权重排序结果对比评价指标AHP权重EW权重EW-AHP权重NOSR535ER686fw778WSR827ERR151Es312ηr464CRR243（4）综合水平的实例计算。在3种指标权重计算的结果基础上，对该生产井3个轮次的生产数据进行综合评价，结果如表14所示。该生产井的综合水平随注汽轮次的增加都有下降的趋势，说明蒸汽吞吐生产系统整体用能水平在下降，需要采取措施调整注汽方案，提高整体用能水平。需要进一步分析不同注汽参数变化时对蒸汽吞吐生产系统各评价指标的影响以及综合水平的影响，从而更合理地调整注汽方案。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T014表14新疆油田某生产井综合评价计算结果注汽轮次综合水平AHP综合水平EW综合水平EW-AHP12.2721.1221.59021.3710.7761.01831.0350.6720.8123.3多因素注汽参数组合方案的开发效果评价目前现场蒸汽吞吐应用的注汽参数方案中需要确定的6个参数包括：注汽量、注汽速度、注汽温度、注汽压力、焖井时间和注汽干度。利用本研究建立的评价指标体系和评价方法，对多因素注汽参数的组合方案进行评价，可以确定不同评价标准下的优选方案，为现场实际应用提供参考。本研究采用正交试验方法对多因素注汽参数方案进行设计。影响稠油生产的注汽参数包括：注汽量、注汽速度、注汽温度、注汽压力、焖井时间和注汽干度。分别取5个水平值，水平值的选择依据单因素指标评价的模拟设置参数，并建立L25(56)正交表，给出25套注汽参数组合方案，组合方案如表15所示。以上的注汽参数都是井底注汽参数。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T015表15注汽参数组合方案方案注汽量/t注汽速度/（t/d）注汽温度/℃注汽压力/MPa焖井时间/d干度1150 6128280.356.510.702150 6133285.357.020.753150 6138290.357.530.804150 6143295.358.040.855150 6148300.358.550.906164 4128285.357.540.907164 4133280.358.050.808164 4138295.358.520.709164 4143300.356.530.7510164 4148290.357.010.8511178 3128290.358.050.7512178 3133295.358.530.7013178 3138300.357.010.8514178 3143280.357.520.9015178 3148285.356.540.8016192 1128295.358.520.8017192 1133300.357.510.8518192 1138285.356.540.9019192 1143290.357.050.7020192 1148280.358.030.7521205 9128300.357.030.8522205 9133290.356.540.9023205 9138280.358.050.7524205 9143285.358.510.8025205 9148295.357.520.70在上述25注汽参数组合方案下，基于CMG模拟以及评价指标模型，得到每套注汽参数组合方案下的评价指标计算结果和综合水平的计算结果，具体如表16所示。25组注汽参数组合方案的累计产油量对比，如图3所示。实际注汽参数方案下的产油量264 t，其中第10组到第25组方案的累计产油量都优于实际注汽参数方案。第10组方案的产油量最大为287.8 t，比新疆某生产井实际注汽参数的产油量提高8.26%。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T016表16注汽参数组合方案的指标计算结果方案累产油/tNOSRERfwWSRERREsηrCRR综合水平EW-AHP1263.6500.1750.0530.5260.1942.5650.8650.3736.5971.2442268.9900.1790.0540.5160.1912.5510.8720.3756.5451.2373259.7200.1720.0520.5330.1972.4080.8790.3766.1601.1764264.9800.1760.0530.5230.1932.4030.8850.3786.1381.1745266.9300.1770.0530.5200.1922.3740.8910.3796.0521.1626270.8000.1650.0540.5130.1732.1890.8870.3835.5791.0827261.5600.1590.0520.5300.1792.2270.8810.3805.6991.0998266.7600.1620.0530.5200.1762.3900.8740.3786.1521.1709266.4000.1620.0530.5210.1762.3110.8700.3795.9271.13410287.8000.1750.0580.4820.1632.3730.8810.3836.0671.16111266.7400.1500.0530.5200.1622.1450.8760.3835.5061.06412268.4600.1510.0540.5170.1612.2180.8740.3825.7091.09613272.5800.1530.0550.5100.1592.0740.8810.3855.2981.03314270.0500.1510.0540.5140.1602.0130.8870.3865.1301.00715281.2900.1580.0560.4940.1542.1890.8750.3855.6061.08216275.1300.1430.0550.5050.1462.0080.8830.3875.1461.00617287.0900.1490.0570.4840.1402.0320.8830.3895.1961.01518285.8600.1490.0570.4860.1411.9620.8830.3905.0030.98519263.9900.1370.0530.5250.1522.0160.8670.3845.1851.00820273.7700.1430.0550.5080.1472.0420.8760.3865.2451.02021272.3300.1320.0540.5100.1381.7950.8810.3914.5840.91322273.2500.1330.0550.5090.1371.7510.8830.3924.4620.89423266.8400.1300.0530.5200.1401.8580.8760.3884.7700.94124279.0400.1360.0560.4980.1351.9000.8830.3904.8690.95925271.7600.1320.0540.5110.1381.9370.8700.3874.9870.97510.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.F003图3不同注汽方案的累计产油量对比从累计油汽比的角度进行评价如图4所示。从图4可以看出，第1组到第15组方案的累计油汽比高于实际注汽参数方案，第2组注汽参数方案的油汽比最大为0.179，比新疆某生产井实际注汽参数的累计油汽比提高17.3%。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.F004图4不同注汽方案的NOSR对比不同注汽方案下的综合水平对比如图5所示。由图5可以看出，第1组到第12组的注汽参数方案的综合水平值高于实际注汽参数方案，其中第1组注汽参数方案的综合水平最大为1.244，比实际注汽参数方案的综合水平提高14.47%。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.F005图5不同注汽方案下的综合水平对比根据表16的注汽参数组合方案的指标计算结果，得到各因素不同水平值的综合水平均值，并计算极差，具体如表17所示。由极差数值可以看出，各注汽参数对综合水平的影响效果的主次顺序为：注汽量干度焖井时间注汽温度注汽压力注汽速度。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.03.003.T017表17注汽参数正交试验设计的直观分析结果因素注汽量/t注汽速度/（t/d）注汽温度/℃注汽压力/MPa焖井时间/d干度极差0.2620.0180.0330.0280.0390.073水平11.1981.0621.0621.0681.0821.099水平21.1291.0681.0561.0701.0791.079水平31.0561.0611.0611.0511.0681.064水平41.0071.0561.0841.0601.0431.059水平50.9371.0801.0511.0791.0551.0264结语本研究从蒸汽吞吐生产系统的工程、能效和经济等3个方面，分别选取累计油汽比、采出程度、回采水率、含水率、能量投入回报比、注汽系统热效率、油层储热率和经济投入回报比8个评价指标，基于熵权法-层次分析法，建立一套蒸汽吞吐生产系统综合水平的评价指标体系，得出以下结论：（1）以新疆油田某生产井为例进行计算，对工程产出水平、能效技术水平和经济利润水平的评价指标进行分析，说明评价指标体系和评价方法具有可行性。（2）利用正交试验设计25组注汽参数组合方案并进行评价，得出主要结论：从产油量优选出第10组方案，比实际方案提高8.26%；从综合水平优选出第1组方案，比实际方案提高14.47%；并得到影响综合水平的注汽参数主次顺序为：注汽量干度焖井时间注汽温度注汽压力注汽速度。