張 巖

(大慶油田有限責任公司 測試技術服務分公司，黑龍江 大慶 163853)

0 引言

大慶西部稠油資源是增加外圍產量的重要組成部分，在2010年將達到20萬噸的稠油生產能力。在稠油開發(fā)過程中，主要采用先期蒸汽吞吐后期蒸汽驅的熱力開采方式，但是過程復雜、影響因素多，開采過程中壓力場、溫度場及飽和度場都要發(fā)生變化[1-2]。江橋地區(qū)江37區(qū)塊屬薄層稠油油藏，大慶油田首次開發(fā)此類油藏，國內外又沒有成型的經驗可借鑒。所以，在熱力采油的開發(fā)調整中，應加大跟蹤分析研究力度，利用稠油熱采井燜井資料評價開發(fā)方案合理性，優(yōu)化吞吐參數(shù)。

1 稠油熱采井燜井資料的理論

稠油的蒸汽吞吐的過程十分復雜，從蒸汽發(fā)生器產生的濕飽和蒸汽攜帶熱量，經過地面管線，到達油井，從井口注入，加熱地下油層。經過加熱的稠油黏度降低，在采出時可以改善稠油在井筒中的流動性。井筒的一種徑向結構由油管、套管、水泥環(huán)組成；油管與套管間的空間稱為環(huán)空，環(huán)空中經常填充隔熱介質，稱為環(huán)空介質，比如空氣、氮氣、天然氣。有時為了更好的絕熱效果，在油管、套管之間下入隔熱管。井筒中徑向熱流量，通過井筒井壁，套管壁及水泥環(huán)的熱流是以熱傳導方式發(fā)生的。當井筒中僅有光油管，下段有封隔器，在油套環(huán)空中存在三種傳熱方式，即熱傳導、熱輻射和熱對流。當環(huán)空中是氣體時，輻射熱占很大比重，甚至是主導的，其輻射熱量的大小取決于油管外壁和套管內壁的表面狀況及散熱與吸熱特性。當環(huán)空中是液體時，除傳導熱外，熱對流是主要的，這是由于油套管壁間溫度差引起的液體密度差產生的自然對流很激烈[3]。

在油層多孔介質中，在熱流體的作用下，既有熱對流，又有傳導發(fā)生。注入流體的運動引起能量傳遞，同時，油層中，高溫油層部分向低溫部分進行熱傳導。在注入流體與地層中的原始流體之間，地層的滲透性引起了熱對流。注入蒸汽的過程中，當一定干度的飽和蒸汽進入油層后，蒸汽加熱油層。在井筒附近，蒸汽驅走了油層中的可流動的油和水，形成了蒸汽帶；蒸汽前沿釋放能量，形成熱水帶；受到加熱的油層形成加熱帶，為加熱的油層則為未受熱帶。

綜上所述，熱損失除井筒熱損失還有地層熱損失，而地層熱損失又包括地層徑向熱損失及頂、底蓋層的熱損失，蒸汽、熱水作為熱量的攜帶者，在油層中發(fā)生的現(xiàn)象是非常復雜的，是一個包括物理的、化學的、熱動力學的綜合的過程。在油層多孔介質中，既有直接地熱量傳遞，又有通過流體流動伴隨的熱量傳遞。因此，注入油層的蒸汽是通過傳熱和傳質兩種機理來加熱油層的。所以蒸汽吞吐的過程是十分復雜的。

地層注入蒸汽后，使地層溫度變化，從而使得過且地層中流體性質發(fā)生變化，溫度的變化逐漸向外擴散，為描述這種變化，我們采用三區(qū)徑向復合油藏模型[4-5]。

圖1 三區(qū)域復合油藏示意圖

根據(jù)圖1所示，我們可以得到蒸汽區(qū)、過渡區(qū)、冷油區(qū)三個活動區(qū)域壓力滿足的擴散方程，再通過Laplace變換以后，得到Laplace空間下的方程及其邊界條件，定義無量綱，再經過Laplace空間下第j區(qū)方程的通解，最終得到不同曲線參數(shù)下的三區(qū)復合油藏典型曲線：

圖2 三區(qū)復合油藏典型曲線

2 稠油熱采井燜井資料解決的幾個問題

2.1 吞吐燜井后加熱范圍

2.1.1 試井資料計算加熱范圍

若油井注汽結束后進行燜井測試，當達到擬穩(wěn)態(tài)時，測試壓力隨時間線性下降，通過求該直線段斜率，即可計算出加熱區(qū)體積：

(4)

式中，qs為標準狀況下體積注汽速度，(m3/d)；BS為蒸汽體積系數(shù)，(m3/ m3)；CT為加熱區(qū)的綜合壓縮系數(shù)， MPa-1；Φ為孔隙度，%；m為直線斜率。

2.1.2 油藏加熱半徑的確定

若無燜井測試資料，可通過Marx-Langenheim模型計算出直井的加熱區(qū)體積。但加熱半徑的計算也存在一定的偏差，Marx-Langenheim 理論的假設條件是：油層是均質的，油層物性及流體飽和度不隨溫度變化，油層中無垂直溫差。在油層和圍巖中，水平方向的熱傳導為零，注入速度及溫度為常數(shù)。油層中熱水帶的溫度與蒸汽帶的溫度相等，加熱的形狀可以是任意的?？梢园l(fā)現(xiàn)其中關于溫度的假設與實際情況相差比較大，另外，正是由于將這些假設作為推導前提， 使得在考慮加熱半徑時沒有考慮燜井過程中的變化，而是直接得出燜井時間對加熱半徑沒有影響。所以，有必要對燜井后加熱半徑的計算公式進行重新修訂。

我們利用勞威爾方法可以得到油層的徑向溫度場分布，并計算對應的考慮燜井階段的加熱半徑。

2.2 井底和油層中溫度變化特征

2.2.1井底溫度變化特征

在燜井壓降解釋過程中，根據(jù)測試數(shù)據(jù)特征，分析測試溫度和測試壓力的關系，認為存在一個“轉折點”，是以飽和蒸汽的溫度和壓力的理論關系是否成立作為評判標準的?！稗D折點”之前存在蒸汽腔，符合飽和蒸汽溫度和壓力的理論關系，并目井周圍存在汽相流動，可動介質相對簡單，測試時間短，因此，近井地帶能量在徑向上耗散起著控制作用，可按試井原理解釋；而“轉折點”后的數(shù)據(jù)，不再符合飽和蒸汽溫度和壓力的理論關系，即近井地帶蒸汽腔開始或者完全閉鎖，井周圍幾乎不再存在汽相流動，可動介質復雜，測試時間相對長，因此，遠井能量向外徑向耗散和垂向散熱兩種作用導致汽相轉化為水，認為不能按試井原理解釋，而以汽相轉化為水的進行解釋。

圖3 實測溫度與計算溫度對比

2.2.2 油層中溫度變化特征

利用勞威爾(Lauwerier)方法確定油藏中溫度分布特征。其基本假設砂巖油層是均質的；流體不可壓縮，且是一維流動；油層物性及流體飽和度不隨溫度變化；油層中在任何水平位置的垂向溫度是一致的；油層及圍巖中沒有水平方向的熱傳導；注入速度與溫度恒定不變。

(5)

式中，T為量綱的溫度，℃；R為距注入井的徑向距離，m；Qf為注入速度，m3/d。

圖4 生產井徑向溫場分布圖

3 稠油熱采井燜井實測資料的分析

江37區(qū)塊位于松遼盆地西部斜坡江橋-泰來構造帶富拉爾基-大興階地中段，主要開發(fā)高臺子油層，油藏埋藏深度585～605m，屬構造-巖性油藏。其下部以水層為主，隔層厚度15～20m。油層平均有效厚度3.3m，有效孔隙度33.1%，空氣滲透率783mD，地面50℃脫氣原油粘度為562.9mPa·s，推測油層溫度下的粘度為18600mPa·s，屬于特高孔隙度、中高滲透率稠油油藏。為了跟蹤分析蒸汽吞吐效果，為下一吞吐周期及規(guī)模開發(fā)該類油藏提供參考， 第一周期56%吞吐井進行燜井測試，第二周期40%吞吐井進行燜井測試。

3.1 井口注汽參數(shù)及測試

油井平均井口注汽參數(shù)：溫度351.8℃，壓力13.171MPa，干度56.632%；平均注汽速率94.4t/d；累計注汽量1014t；喇叭口處溫度335.9℃，壓力13.814MPa,干度40%。吞吐井停注燜井期間下入儀器進行燜井壓降測試，儀器下深640m，累計測試時間約194h。

3.2 燜井資料分析

以江37-32-S10井油藏基礎數(shù)據(jù)和燜井測試資料為基礎，應用上述方法進行分析。第一周期注入總熱量8.87×108kJ，熱水帶熱量1.02×108kJ，上下蓋層熱損失7.42×108kJ，徑向熱散失0.43×108kJ。

試井壓力資料分析：折算油層中部燜井初最高壓力13.899MPa，燜井末期測試壓力11.127MPa，燜井壓力降2.772MPa左右，平均日降壓0.343MPa。

曲線型態(tài)分析：關井0.2h內,井底壓力迅速下降,下降速度為0.87MPa/h。說明該井井底流動的條件好,也說明目前地層的壓力較低,能量有虧空，同時井底溫度也以較大的速度下降,這可能是由于井筒中存水較多,水閃蒸成蒸汽,吸收了大量的熱量,使溫度迅速降低,同時又帶動了壓力的下降。從雙對數(shù)導數(shù)曲線可以看出，燜井期間井筒存在汽水相態(tài)轉化，井儲效應復雜，徑向流動段明顯；中期曲線上升，表現(xiàn)復合油藏特征，但未出現(xiàn)反映二區(qū)特征的直線段。 在蒸汽區(qū)徑向流結束后,進入擬穩(wěn)態(tài)階段,由于熱區(qū)和冷區(qū)的高流度比, 后期流動處于過渡段。壓力波遇到冷穩(wěn)擬態(tài)階段,表現(xiàn)為導數(shù)持續(xù)向上翹。

曲線模型的選擇：用試井解釋軟件進行資料分析。選擇具有熱采變溫影響的三區(qū)復合油藏模型解釋。從雙對數(shù)導數(shù)曲線可以看出，燜井初期井筒存在明顯相態(tài)轉化，井儲效應復雜主要是受變溫影響，徑向流動段明顯，中期曲線上升，表現(xiàn)復合油藏特征，曲線后期上翹明顯，內區(qū)滲透率明顯大于外區(qū)。

結合試井分析與溫度場計算結果，預測蒸汽帶最遠半徑為9.92m，內區(qū)半徑13.72m。井底和油層中溫度變化特征：通過對油層上下蓋層及徑向熱損失計算，預測蒸汽腔在停注后22h左右基本消失。利用勞威爾(Lauwerier)方法確定油藏中溫度分布，在距井筒9.92m處油層溫度開始急劇下降，到11.5m處溫度由300℃降至原始溫度。

合理燜井時間：根據(jù)油井注汽熱參數(shù)等基礎數(shù)據(jù)，由燜井時間模型得到合理燜井時間為4.9d；由試井資料的壓力導數(shù)曲線可知，初期不斷上翹,擬穩(wěn)態(tài)未完全結束，大約在100h擬穩(wěn)態(tài)結束,此時溫度變化平穩(wěn),蒸汽冷凝成水,因此最佳燜井時間應為100h，即4.2d。兩種方法計算得到燜井時間接近，平均為4.5d，可見實際燜井時間8.1d不合適。

根據(jù)初期投產井燜井資料分析，制定的吞吐燜井當井口壓力穩(wěn)定在5MPa時開始放噴、平均燜井時間為8.2d不合理，對后期投產井燜井時間進行了適當?shù)恼{整，后期燜井時間調整為4.5d，放噴壓力在5.5MPa。燜井時間調整后，日產油量基本未受影響，縮短了停產時間，提高油井利用率。油層加熱半徑為11.5m，接近方案設計10.0m；周期產油量240t，達到了方案設計285t的85.0%。

圖5 江37-32-S10井徑向溫度場分布圖

4 結語

1)考慮了蒸汽吞吐開采過程中,油藏和流體的非均質性特點并考慮了變溫影響,建立了包括能量守恒方程在內的非均質地層二區(qū)、三區(qū)稠油熱采復合滲流模型。

2)采用徑向溫度場計算加熱半徑更符合生產實際。

3)通過算例分析可知,所采用的理論正確,方法體系適用。

4)應用燜井試井資料可以較好指導蒸汽吞吐井吞吐參數(shù)調整，有利于提高吞吐效果。

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