稠油热采三区复合油藏试井解释技术及资料的分析应用

2012-09-25张岩

大庆师范学院学报 2012年3期

张岩

(大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司，黑龙江大庆 163853)

0 引言

大庆西部稠油资源是增加外围产量的重要组成部分，在2010年将达到20万吨的稠油生产能力。在稠油开发过程中，主要采用先期蒸汽吞吐后期蒸汽驱的热力开采方式，但是过程复杂、影响因素多，开采过程中压力场、温度场及饱和度场都要发生变化[1-2]。江桥地区江37区块属薄层稠油油藏，大庆油田首次开发此类油藏，国内外又没有成型的经验可借鉴。所以，在热力采油的开发调整中，应加大跟踪分析研究力度，利用稠油热采井焖井资料评价开发方案合理性，优化吞吐参数。

1 稠油热采井焖井资料的理论

稠油的蒸汽吞吐的过程十分复杂，从蒸汽发生器产生的湿饱和蒸汽携带热量，经过地面管线，到达油井，从井口注入，加热地下油层。经过加热的稠油黏度降低，在采出时可以改善稠油在井筒中的流动性。井筒的一种径向结构由油管、套管、水泥环组成；油管与套管间的空间称为环空，环空中经常填充隔热介质，称为环空介质，比如空气、氮气、天然气。有时为了更好的绝热效果，在油管、套管之间下入隔热管。井筒中径向热流量，通过井筒井壁，套管壁及水泥环的热流是以热传导方式发生的。当井筒中仅有光油管，下段有封隔器，在油套环空中存在三种传热方式，即热传导、热辐射和热对流。当环空中是气体时，辐射热占很大比重，甚至是主导的，其辐射热量的大小取决于油管外壁和套管内壁的表面状况及散热与吸热特性。当环空中是液体时，除传导热外，热对流是主要的，这是由于油套管壁间温度差引起的液体密度差产生的自然对流很激烈[3]。

在油层多孔介质中，在热流体的作用下，既有热对流，又有传导发生。注入流体的运动引起能量传递，同时，油层中，高温油层部分向低温部分进行热传导。在注入流体与地层中的原始流体之间，地层的渗透性引起了热对流。注入蒸汽的过程中，当一定干度的饱和蒸汽进入油层后，蒸汽加热油层。在井筒附近，蒸汽驱走了油层中的可流动的油和水，形成了蒸汽带；蒸汽前沿释放能量，形成热水带；受到加热的油层形成加热带，为加热的油层则为未受热带。

综上所述，热损失除井筒热损失还有地层热损失，而地层热损失又包括地层径向热损失及顶、底盖层的热损失，蒸汽、热水作为热量的携带者，在油层中发生的现象是非常复杂的，是一个包括物理的、化学的、热动力学的综合的过程。在油层多孔介质中，既有直接地热量传递，又有通过流体流动伴随的热量传递。因此，注入油层的蒸汽是通过传热和传质两种机理来加热油层的。所以蒸汽吞吐的过程是十分复杂的。

地层注入蒸汽后，使地层温度变化，从而使得过且地层中流体性质发生变化，温度的变化逐渐向外扩散，为描述这种变化，我们采用三区径向复合油藏模型[4-5]。

图1 三区域复合油藏示意图

根据图1所示，我们可以得到蒸汽区、过渡区、冷油区三个活动区域压力满足的扩散方程，再通过Laplace变换以后，得到Laplace空间下的方程及其边界条件，定义无量纲，再经过Laplace空间下第j区方程的通解，最终得到不同曲线参数下的三区复合油藏典型曲线：

图2 三区复合油藏典型曲线

2 稠油热采井焖井资料解决的几个问题

2.1 吞吐焖井后加热范围

2.1.1 试井资料计算加热范围

若油井注汽结束后进行焖井测试，当达到拟稳态时，测试压力随时间线性下降，通过求该直线段斜率，即可计算出加热区体积：

(4)

式中，qs为标准状况下体积注汽速度，(m3/d)；BS为蒸汽体积系数，(m3/ m3)；CT为加热区的综合压缩系数， MPa-1；Φ为孔隙度，%；m为直线斜率。

2.1.2 油藏加热半径的确定

若无焖井测试资料，可通过Marx-Langenheim模型计算出直井的加热区体积。但加热半径的计算也存在一定的偏差，Marx-Langenheim 理论的假设条件是：油层是均质的，油层物性及流体饱和度不随温度变化，油层中无垂直温差。在油层和围岩中，水平方向的热传导为零，注入速度及温度为常数。油层中热水带的温度与蒸汽带的温度相等，加热的形状可以是任意的。可以发现其中关于温度的假设与实际情况相差比较大，另外，正是由于将这些假设作为推导前提，使得在考虑加热半径时没有考虑焖井过程中的变化，而是直接得出焖井时间对加热半径没有影响。所以，有必要对焖井后加热半径的计算公式进行重新修订。

我们利用劳威尔方法可以得到油层的径向温度场分布，并计算对应的考虑焖井阶段的加热半径。

2.2 井底和油层中温度变化特征

2.2.1井底温度变化特征

在焖井压降解释过程中，根据测试数据特征，分析测试温度和测试压力的关系，认为存在一个“转折点”，是以饱和蒸汽的温度和压力的理论关系是否成立作为评判标准的。“转折点”之前存在蒸汽腔，符合饱和蒸汽温度和压力的理论关系，并目井周围存在汽相流动，可动介质相对简单，测试时间短，因此，近井地带能量在径向上耗散起着控制作用，可按试井原理解释；而“转折点”后的数据，不再符合饱和蒸汽温度和压力的理论关系，即近井地带蒸汽腔开始或者完全闭锁，井周围几乎不再存在汽相流动，可动介质复杂，测试时间相对长，因此，远井能量向外径向耗散和垂向散热两种作用导致汽相转化为水，认为不能按试井原理解释，而以汽相转化为水的进行解释。

图3 实测温度与计算温度对比

2.2.2 油层中温度变化特征

利用劳威尔(Lauwerier)方法确定油藏中温度分布特征。其基本假设砂岩油层是均质的；流体不可压缩，且是一维流动；油层物性及流体饱和度不随温度变化；油层中在任何水平位置的垂向温度是一致的；油层及围岩中没有水平方向的热传导；注入速度与温度恒定不变。

(5)

式中，T为量纲的温度，℃；R为距注入井的径向距离，m；Qf为注入速度，m3/d。

图4 生产井径向温场分布图

3 稠油热采井焖井实测资料的分析

江37区块位于松辽盆地西部斜坡江桥-泰来构造带富拉尔基-大兴阶地中段，主要开发高台子油层，油藏埋藏深度585～605m，属构造-岩性油藏。其下部以水层为主，隔层厚度15～20m。油层平均有效厚度3.3m，有效孔隙度33.1%，空气渗透率783mD，地面50℃脱气原油粘度为562.9mPa·s，推测油层温度下的粘度为18600mPa·s，属于特高孔隙度、中高渗透率稠油油藏。为了跟踪分析蒸汽吞吐效果，为下一吞吐周期及规模开发该类油藏提供参考，第一周期56%吞吐井进行焖井测试，第二周期40%吞吐井进行焖井测试。

3.1 井口注汽参数及测试

油井平均井口注汽参数：温度351.8℃，压力13.171MPa，干度56.632%；平均注汽速率94.4t/d；累计注汽量1014t；喇叭口处温度335.9℃，压力13.814MPa,干度40%。吞吐井停注焖井期间下入仪器进行焖井压降测试，仪器下深640m，累计测试时间约194h。

3.2 焖井资料分析

以江37-32-S10井油藏基础数据和焖井测试资料为基础，应用上述方法进行分析。第一周期注入总热量8.87×108kJ，热水带热量1.02×108kJ，上下盖层热损失7.42×108kJ，径向热散失0.43×108kJ。

试井压力资料分析：折算油层中部焖井初最高压力13.899MPa，焖井末期测试压力11.127MPa，焖井压力降2.772MPa左右，平均日降压0.343MPa。

曲线型态分析：关井0.2h内,井底压力迅速下降,下降速度为0.87MPa/h。说明该井井底流动的条件好,也说明目前地层的压力较低,能量有亏空，同时井底温度也以较大的速度下降,这可能是由于井筒中存水较多,水闪蒸成蒸汽,吸收了大量的热量,使温度迅速降低,同时又带动了压力的下降。从双对数导数曲线可以看出，焖井期间井筒存在汽水相态转化，井储效应复杂，径向流动段明显；中期曲线上升，表现复合油藏特征，但未出现反映二区特征的直线段。在蒸汽区径向流结束后,进入拟稳态阶段,由于热区和冷区的高流度比, 后期流动处于过渡段。压力波遇到冷稳拟态阶段,表现为导数持续向上翘。

曲线模型的选择：用试井解释软件进行资料分析。选择具有热采变温影响的三区复合油藏模型解释。从双对数导数曲线可以看出，焖井初期井筒存在明显相态转化，井储效应复杂主要是受变温影响，径向流动段明显，中期曲线上升，表现复合油藏特征，曲线后期上翘明显，内区渗透率明显大于外区。

结合试井分析与温度场计算结果，预测蒸汽带最远半径为9.92m，内区半径13.72m。井底和油层中温度变化特征：通过对油层上下盖层及径向热损失计算，预测蒸汽腔在停注后22h左右基本消失。利用劳威尔(Lauwerier)方法确定油藏中温度分布，在距井筒9.92m处油层温度开始急剧下降，到11.5m处温度由300℃降至原始温度。

合理焖井时间：根据油井注汽热参数等基础数据，由焖井时间模型得到合理焖井时间为4.9d；由试井资料的压力导数曲线可知，初期不断上翘,拟稳态未完全结束，大约在100h拟稳态结束,此时温度变化平稳,蒸汽冷凝成水,因此最佳焖井时间应为100h，即4.2d。两种方法计算得到焖井时间接近，平均为4.5d，可见实际焖井时间8.1d不合适。

根据初期投产井焖井资料分析，制定的吞吐焖井当井口压力稳定在5MPa时开始放喷、平均焖井时间为8.2d不合理，对后期投产井焖井时间进行了适当的调整，后期焖井时间调整为4.5d，放喷压力在5.5MPa。焖井时间调整后，日产油量基本未受影响，缩短了停产时间，提高油井利用率。油层加热半径为11.5m，接近方案设计10.0m；周期产油量240t，达到了方案设计285t的85.0%。