蒸汽辅助重力泄油循环预热启动标志研究

霍 进，桑林翔，杨 果，苏长强，郤一臻

(中油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

引 言

2012年，风城油田规模化应用蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术，2012至2013年新钻双水平井SAGD井组106对，建产能90.3×104t。稠油在原始油藏条件下原油黏度高，地层流体处于黏塑性流体状态，流动性极差或长时期不流动[1]，在转入SAGD操作之前，需要预热油藏并在2口平行井之间建立有效的热连通和水力连通[2]，风城油田普遍采用循环预热方式即同时将蒸汽注入生产井和注汽井中，通过热传导加热油层，将释放热量后的流体采出，在尽可能短的时间内实现油层的均匀加热，使原油具备流动性，为转SAGD生产做准备[3]。风城油田经前期经验总结将循环预热精细划分为井筒预热、均衡提压、稳压循环和微压差泄油4个阶段[4]。

1 循环预热启动标志研究

当蒸汽注入井筒后，首先与周围冷介质进行热交换，蒸汽由汽相变为液相，随着高干度蒸汽的连续注入，蒸汽相变转折点逐步由井筒注入端向水平段末端深入[5]。当水平段井筒内全部充满饱和蒸汽时，结束井筒预热阶段，标志着循环预热正式有效启动[6]。准确判断水平段见汽对全水平段均匀加热意义重大，先导试验区水平段下入温度监测系统和压力监测系统[7]，根据饱和蒸汽温度、压力对应的性质判断主管见汽。风城油田规模化应用SAGD技术后，水平段只下入温度监测系统，未下入压力监测系统[8]，无法通过先导试验区方法判断。循环预热现场实践中，应用管柱数值模拟技术，分析蒸汽性质，得出2种判断水平段见汽的技术。

1.1 温度法判断水平段见汽

应用井筒数值模拟软件模拟井筒充满蒸汽后压力分布(图1)。由图1可知:由于水平段管柱均匀一致、无变径，水平段垂深一致、无势能差，当蒸汽贯穿整个水平段井筒后，水平段压力损失是蒸汽在管柱中运动时的摩阻[9]，且等距离管柱摩阻一致;饱和蒸汽温度、压力一一对应，表现为等距离温度降一致;若井筒内未充满蒸汽，在蒸汽相变转折点后释放显热，与冷介质进行热交换，此时温度降幅度不能代表管柱摩阻且幅度变大，温度降出现明显拐点。

图1 水平段见汽后井筒压力及管柱摩阻分布

2012年9月1日，重32井区 SAGD开发区FHW101井组水平段等距离温度降趋于一致，温度降较小，判断水平段见汽(图2)。

图2 FHW101P井下温度曲线

1.2 压力法判断水平段见汽

应用井筒数值模拟软件，模拟井筒充满饱和蒸汽后井筒内温度、压力分布(图3)。由图3可知，由于水平段筛管和主管之间环空面积较大，压力损耗较小，压力和温度均匀分布，当水平段井筒见汽后，在直井段及斜井段处的油套环空内，蒸汽与注汽管柱热交换作用大，干度较高，密度较小，A点至井口压力降较小[10];水平段套管和主管环空部位环空面积较大，水平段B点至A点处压降小。水平段B点温度拟合饱和蒸汽压力与井口套压近乎相等，判断水平段见汽[11]。

图3 水平段见汽后井筒温度、压力分布

2012年9月1日，FHW101井组B点温度拟合饱和蒸汽压力与井口套压近乎相等，判断水平段见汽(图4)

图4 FHW101P井套压与B点拟合压力对比

对比2种判断方法，判断水平段见汽时间一致，说明2种方法准确、可靠。

2 循环预热有效启动主控因素研究

应用水平段见汽判断技术，判断重32井区SAGD开发区、重1井区SAGD开发区、重18井区薄层SAGD试验区、重18井区常规SAGD开发区平均水平段见汽时间分别为10、14、9、11 d。分析各井组水平段见汽时间主要控制因素为注汽速度、井深、注汽稳定性。

(1)注汽速度、井深。井筒预热阶段注汽速度越高，注入蒸汽携带热量越大，水平段见汽时间越短，水平段见汽时间与注汽速度呈负相关;井越深，水平段见汽所需热量越大。相同注汽速度时，水平段见汽时间越长，水平段见汽时间与井深呈正相关[11-14](图 5)。

图5 水平段见汽时间与井深、注汽速度关系

(2)注汽稳定性。在井筒预热期间，注汽稳定性也是水平段见汽主控因素之一。当锅炉停炉时，由于蒸汽没有连续注入井筒，导致井筒内原见汽点温度下降。恢复注汽后需要重新加热井筒，导致水平段见汽时间变长。

以FHW101P井为例，在井筒预热阶段对应锅炉共停炉7台/次，导致井下温度呈“台阶式”上升，水平段见汽时间24 d，远大于区块平均水平段见汽时间7 d(图6)。

图6 FHW101P井下温度曲线

3 结论

(1)当水平段等距离温度降趋于一致时判断水平段见汽。

(2)当B点温度拟合饱和蒸汽压力与井口套压近乎相等时判断水平段见汽。

(3)循环预热有效启动3个主控因素为注汽速度、井深和注汽稳定性。

(4)水平段见汽时间与注汽速度呈负相关，与井深呈正相关;注汽不稳定、频繁停炉将导致井下温度呈“台阶式”上升，延长水平段见汽时间。

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