基于井溫資料的稠油水平井吸汽剖面解釋方法

鄧中先，喬 沐，金 璐，黃 麗，王 喆

(中油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

引 言

結合稠油水平井篩管完井的特點，考慮前期生產井溫影響，利用基本傳熱傳質規(guī)律，通過對一定加熱段吸汽參數進行調整，將獲得的理論井溫曲線與實測曲線進行擬合，進而反演分段吸汽強度，獲得水平井吸汽剖面，由此評價水平段動用狀況，分析動用程度[1－7]。該技術解決了水平井動用程度的評價問題，有利于指導稠油水平井工藝措施調整及油藏分析，具有十分重要的現實意義。

1 技術原理

1.1 基本假設

針對遼河油田稠油水平井普遍采用篩管完井的特點[8－10]，作如下假設:在水平段入口處，蒸汽的質量流量、壓力、干度及溫度保持不變，且為已知;注蒸汽過程中，地層傳熱屬于兩維穩(wěn)態(tài)導熱過程;水平井段徑向熱傳導系數視為恒定，忽略水平軸向的熱傳導系數;水平井段分為多個單元，在同一單元上蒸汽均勻注入油層;巖石與流體的物性均為定值。

1.2 物理模型

根據滲透率分布特征，將水平段分為多個單元段，各個單元段基本特征一致，以此進行注汽、加熱、采油過程的傳熱傳質分析(圖1)。

圖1 水平井吸汽模型

1.3 分析方法及過程

1.3.1 注汽后水平段溫度剖面計算

蒸汽在水平段流動過程中，由于油層吸汽，蒸汽干度不斷降低，蒸汽逐漸由濕飽和蒸汽狀態(tài)過渡到熱水狀態(tài)，因此，不同水平段加熱效果不同。

假設蒸汽注入水平段的初溫為Ts(℃);原基礎井溫為t1，t2，……，tn(℃);單元段吸汽量分別為Q1，Q2，……，Qn(kg);地層吸汽后的平均溫度為T1，T2，……，Tn(℃)。

第i段時，注入蒸汽的熱量和地層的吸熱量公

式為:

式中:Mi為第i段注入蒸汽的熱量，kJ;M吸i為第i段地層的吸熱量，kJ;Qi為第i段注入蒸汽的質量，kg;Hi為第i段濕飽和蒸汽的熱焓，kJ/kg;Cw為水的比熱，kJ/(kg·℃);Cy為巖石的比熱，kJ/(kg·℃);Qyi為第i段巖石質量，kg;Qwi為第i段水的質量，kg。

根據熱傳遞的平衡性，考慮到油層頂底層的熱損失[11]，在濕飽和蒸汽條件下，注汽階段水平段任意段平均溫度為:

式中:RXL為熱效率系數。

根據熱平衡原理折算流體的焓值，則水平段第i段內流體的焓為:

式中:Q總為注入蒸汽的總質量，kg。

當流體的焓值等于或小于飽和水的熱焓值時，流體從蒸汽變成熱水，假設此點位置在第m段，在蒸汽變成熱水之前，每段蒸汽的干度值計算如下:

式中:Xi為第i段蒸汽的干度值;h1為飽和水的熱焓，kJ/kg;hg為飽和蒸汽的熱焓，kJ/kg。

1.3.2 產液后井溫剖面計算

油井開井生產以后，總的產液量Qc、產油量Qco是已知的，根據計算出的平均溫度，結合黏溫曲線可以得到每段的流度。根據流度劈分總的產油量，得到水平井各個單元段的產油量:

式中:Qcoi為第i段產出油的質量，kg;λi為第i段流度比。

已知注入水平井分層總熱量及產出液帶出的熱量，從而得到水平井單元段產液后油層內部所剩的熱量，可進一步計算得到單元段的平均溫度:

式中:T'i為第i段生產后油層的平均溫度，℃;Qoi為第i段油層原始含油量，kg;Co為原油的比熱容，kJ/(kg·℃);Qcwi為第i段油層產出水的質量，kg;Q'oi為第i段油層剩余油量，kg;Q'wi為第 i段油層剩余水量，kg。

1.3.3 曲線擬合法反演吸汽剖面

通過不斷調整水平段單元段的注汽量，就能得到一系列的理論井溫曲線，從理論上說，總能找到一組注汽量使其產生的理論井溫曲線與實測井溫曲線吻合，該過程可以應用最小二乘法原理借助計算機手段快速實現。如此反演獲得的水平井各個單元段的吸汽量就是該水平井的吸汽剖面。

2 實例分析

2.1 基本數據

D32－興H102Z井是1口超稠油熱采水平分支井，主井筒生產段為1180.87～1466.00 m，共有3個分支段K1、K2、K3。在第1周期蒸汽吞吐前后，井內無生產管柱期間，采用油管輸送壓力計單根上提計深的方式分別進行水平段井溫測試，獲得了基礎井溫曲線及產液后井溫曲線。本次首輪注汽0.70×104t，注汽管出口位置為1432.94 m，周期累計產油0.38×104t，累計產水0.30×104m3(表1)。

表1 基本數據

2.2 計算結果

考慮物性參數及溫度測點位置，按步長10 m劃分水平段，共分29個計算單元;按注汽管出口位置確定計算起點;對于3個分支點的處理方式，是將地層系數按計算單元段的長度折算為相應的等效滲透率，并一同參與計算(圖2)。

圖2 吸汽剖面及擬合曲線

由圖2可以看出，理論與實測井溫曲線擬合較好，解釋得到了水平段分段吸汽量和吸汽百分比。結果表明，該井注汽管出口位置是主力吸汽層，相鄰50 m范圍吸汽百分比達到94.76%;3個分支點吸汽比例分別為0.66%、1.00%、0.80%;其他位置吸汽量不足3%。

2.3 結果可靠性驗證

圖3 水平井蒸汽吞吐后期井溫曲線

由于目前的技術手段和測試數據無法對該結論進行定量化驗證，在此僅用現場普遍采用的定性分析結論進行對比。由圖3可以看出，注汽管出口位置(曲線標注數據)50～80 m范圍是高溫區(qū)域，分析認為該區(qū)域是主力吸汽層，與本解釋方法評價結果具有較好的一致性，說明本方法應用于熱采水平井吸汽剖面的解釋具有一定的可信度和實際意義。

3 結論

(1)結合遼河油田稠油水平井的特點，考慮多因素影響，建立適合篩管完井的水平井理論模型，首次提出并實現了利用井溫剖面資料反演水平井吸汽剖面的技術方法。

(2)采用該技術方法對現場實測水平井井溫剖面資料進行分析，獲得了相應的水平井吸汽剖面資料，解釋結論與現場通過井溫資料評價水平井動用程度的結果一致，體現了該技術方法具有重要的實用價值。

(3)該技術方法不受水平井生產歷史及非直接汽竄的井間干擾影響，現場適應性強。下一步將積累多類型單點注汽水平井的應用經驗，提高解釋結論的準確性，同時解決水平段兩點、多點注汽的計算問題。

[1]張小波.遼河油區(qū)稠油采油工藝技術發(fā)展方向[J].特種油氣藏，2005，12(5):9 －13.

[2]曾玉強，劉蜀知，王琴，等.稠油蒸汽吞吐開采技術研究概述[J].特種油氣藏，2006，13(6):5－9.

[3]陳月明.注蒸汽熱力采油[M].東營:中國石油大學出版社，1996:64－83.

[4]劉慧卿，范玉平.熱力采油技術原理與方法[M].東營:中國石油大學出版社，2000:55－56.

[5]徐偉，王建民，王維紅，等.水平井產液剖面測井技術及應用[J].大慶石油地質與開發(fā)，2011，30(4):158－162.

[6]李振濤，郭和坤，劉衛(wèi)，等.考慮裂縫與井筒不同夾角的水平井產能分析[J].大慶石油地質與開發(fā)，2011，30(6):122－126.

[7]趙剛，楊洪，俞曉林.水平井熱力采油過程中的傳熱傳質分析[J].石油勘探與開發(fā)，1998，25(4):42－44.

[8]張世明，周英杰，戴濤，等.魚骨狀分支水平井注采配置優(yōu)化[J].油氣地質與采收率，2011，18(1):54－57.

[9]薛世峰，王海靜，朱桂林，等.改善水平井吸汽剖面的計算模型[J].特種油氣藏，2008，15(5):94－96.

[10]時賢，李兆敏，劉成文，等.稠油油藏多輪次蒸汽吞吐防砂后產能預測模型[J].油氣地質與采收率，2012，19(4):56－58.

[11]王志國，馬一太，李東明，等.注汽過程井筒傳熱及熱損失計算方法研究[J].特種油氣藏，2003，10(5):38－41.