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(jié)合稠油水平井篩管完井的特點(diǎn)，考慮前期生產(chǎn)井溫影響，利用基本傳熱傳質(zhì)規(guī)律，通過對(duì)一定加熱段吸汽參數(shù)進(jìn)行調(diào)整，將獲得的理論井溫曲線與實(shí)測(cè)曲線進(jìn)行擬合，進(jìn)而反演分段吸汽強(qiáng)度，獲得水平井吸汽剖面，由此評(píng)價(jià)水平段動(dòng)用狀況，分析動(dòng)用程度[1－7]。該技術(shù)解決了水平井動(dòng)用程度的評(píng)價(jià)問題，有利于指導(dǎo)稠油水平井工藝措施調(diào)整及油藏分析，具有十分重要的現(xiàn)實(shí)意義。

1 技術(shù)原理

1.1 基本假設(shè)

針對(duì)遼河油田稠油水平井普遍采用篩管完井的特點(diǎn)[8－10]，作如下假設(shè):在水平段入口處，蒸汽的質(zhì)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(dǎo)熱過程;水平井段徑向熱傳導(dǎo)系數(shù)視為恒定，忽略水平軸向的熱傳導(dǎo)系數(shù);水平井段分為多個(gè)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(jù)滲透率分布特征，將水平段分為多個(gè)單元段，各個(gè)單元段基本特征一致，以此進(jìn)行注汽、加熱、采油過程的傳熱傳質(zhì)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(jì)算

蒸汽在水平段流動(dòng)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(shè)蒸汽注入水平段的初溫為Ts(℃);原基礎(chǔ)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(shí)，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(zhì)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(zhì)量，kg;Qwi為第i段水的質(zhì)量，kg。

根據(jù)熱傳遞的平衡性，考慮到油層頂?shù)讓拥臒釗p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(shù)。

根據(jù)熱平衡原理折算流體的焓值，則水平段第i段內(nèi)流體的焓為:

式中:Q總為注入蒸汽的總質(zhì)量，kg。

當(dāng)流體的焓值等于或小于飽和水的熱焓值時(shí)，流體從蒸汽變成熱水，假設(shè)此點(diǎn)位置在第m段，在蒸汽變成熱水之前，每段蒸汽的干度值計(jì)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(chǎn)液后井溫剖面計(jì)算

油井開井生產(chǎn)以后，總的產(chǎn)液量Qc、產(chǎn)油量Qco是已知的，根據(jù)計(jì)算出的平均溫度，結(jié)合黏溫曲線可以得到每段的流度。根據(jù)流度劈分總的產(chǎn)油量，得到水平井各個(gè)單元段的產(chǎn)油量:

式中:Qcoi為第i段產(chǎn)出油的質(zhì)量，kg;λi為第i段流度比。

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

式中:T'i為第i段生產(chǎn)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(chǎn)出水的質(zhì)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(diào)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(chǎn)生的理論井溫曲線與實(shí)測(cè)井溫曲線吻合，該過程可以應(yīng)用最小二乘法原理借助計(jì)算機(jī)手段快速實(shí)現(xiàn)。如此反演獲得的水平井各個(gè)單元段的吸汽量就是該水平井的吸汽剖面。

2 實(shí)例分析

2.1 基本數(shù)據(jù)

D32－興H102Z井是1口超稠油熱采水平分支井，主井筒生產(chǎn)段為1180.87～1466.00 m，共有3個(gè)分支段K1、K2、K3。在第1周期蒸汽吞吐前后，井內(nèi)無生產(chǎn)管柱期間，采用油管輸送壓力計(jì)單根上提計(jì)深的方式分別進(jìn)行水平段井溫測(cè)試，獲得了基礎(chǔ)井溫曲線及產(chǎn)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(jì)產(chǎn)油0.38×104t，累計(jì)產(chǎn)水0.30×104m3(表1)。

表1 基本數(shù)據(jù)

2.2 計(jì)算結(jié)果

考慮物性參數(shù)及溫度測(cè)點(diǎn)位置，按步長10 m劃分水平段，共分29個(gè)計(jì)算單元;按注汽管出口位置確定計(jì)算起點(diǎn);對(duì)于3個(gè)分支點(diǎn)的處理方式，是將地層系數(shù)按計(jì)算單元段的長度折算為相應(yīng)的等效滲透率，并一同參與計(jì)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(shí)測(cè)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(jié)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(dá)到94.76%;3個(gè)分支點(diǎn)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(jié)果可靠性驗(yàn)證

圖3 水平井蒸汽吞吐后期井溫曲線

由于目前的技術(shù)手段和測(cè)試數(shù)據(jù)無法對(duì)該結(jié)論進(jìn)行定量化驗(yàn)證，在此僅用現(xiàn)場(chǎng)普遍采用的定性分析結(jié)論進(jìn)行對(duì)比。由圖3可以看出，注汽管出口位置(曲線標(biāo)注數(shù)據(jù))50～80 m范圍是高溫區(qū)域，分析認(rèn)為該區(qū)域是主力吸汽層，與本解釋方法評(píng)價(jià)結(jié)果具有較好的一致性，說明本方法應(yīng)用于熱采水平井吸汽剖面的解釋具有一定的可信度和實(shí)際意義。

3 結(jié)論

(1)結(jié)合遼河油田稠油水平井的特點(diǎn)，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(shí)現(xiàn)了利用井溫剖面資料反演水平井吸汽剖面的技術(shù)方法。

(2)采用該技術(shù)方法對(duì)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)水平井井溫剖面資料進(jìn)行分析，獲得了相應(yīng)的水平井吸汽剖面資料，解釋結(jié)論與現(xiàn)場(chǎng)通過井溫資料評(píng)價(jià)水平井動(dòng)用程度的結(jié)果一致，體現(xiàn)了該技術(shù)方法具有重要的實(shí)用價(jià)值。

(3)該技術(shù)方法不受水平井生產(chǎn)歷史及非直接汽竄的井間干擾影響，現(xiàn)場(chǎng)適應(yīng)性強(qiáng)。下一步將積累多類型單點(diǎn)注汽水平井的應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)，提高解釋結(jié)論的準(zhǔn)確性，同時(shí)解決水平段兩點(diǎn)、多點(diǎn)注汽的計(jì)算問題。

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