稠油热采井微差井温解释技术及应用

2014-04-23吕小霞中石油大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司第九大队黑龙江大庆163853

长江大学学报(自科版) 2014年8期

吕小霞（中石油大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司第九大队，黑龙江大庆 163853）

稠油的资源量十分巨大，是21世纪的重要资源。在我国，已先后在全国12个盆地中发现了70多个稠油油田，并建立了辽河油田等5大稠油开发区。大庆西部稠油资源是增加外围产量的重要组成部分，主要分布在西部超覆带和泰康隆起带2个二级构造单元内，从勘探成果看，展示了良好的前景。目前已在江桥、阿拉新、平洋、他拉红和新发地区勘探出各类储量4372.3×104t。

大庆西部外围的稠油资源储层具有 “薄、散、低、松”的特征，流体性质有 “两中三低”的特点。为了有效开采这部分稠油资源，大庆的稠油井主要采用先期蒸汽吞吐后期蒸汽驱的热力开采方式，处在蒸汽吞吐的初级阶段。

稠油的黏度对温度极为敏感，随温度升高，原油黏度急剧下降。比如说温度从37℃升高到204℃时，稠油的黏度降低到原来的1/350（见图1）；同样条件下，轻质油的黏度只降低至原来的1/12；水的黏度只降低至原来黏度的1/4。正是利用稠油的这种特性，进行蒸汽热力开采。因此，温度资料在稠油测试中如何进行监测及解释就显得尤为重要。为此，笔者根据实际情况研究编制了一种微差井温解释软件，以实现对温度资料的定量和定性解释。

图1 黏温曲线

1 温度测井的定量解释方法

当流体被注入或从井内产出时，井筒温度会偏离地层温度。生产井中，生产层上部的流体温度要高于地层温度。因此，井筒温度大于相应的地层温度。由于注入水温度通常低于地层温度，井筒温度就比相应深度的地层温度低（见图2）。井筒的温度是动态变化的，变化快慢取决于流量、完井方式、流体和地层导热特性等。

图2 测试井曲线

图3 井筒内热交换

根据图3建立井筒生产或注入条件下的温度分布特性（条件是井筒流动，地层不流动，流体具有不可压缩性），从而可以得到定量解释温度测井的公式［1］：

式中，Z为总传热系数；Tw为流体的井眼温度，℃；Tinit是初始温度，℃；Qf为小层注汽量，kg/h；1代表第1层段；2代表第2层段。

2 实际应用

2.1 利用温度数据定量解释小层吸汽百分比

大庆油田目前进行稠油测试的大部分稠油井都位于西部超覆带的江37区块，以该区块的2口井江37-32-斜14井和江37-30-14井为例进行计算，基本注汽参数如下：江37-32-斜14井于2008年1月3日进行微差井温测试，第1周期注汽量为1390t，注汽压力为13.7MPa，注汽温度为345℃，干度为74%，注汽时间为9d；江37-30-14井于2008年1月3日进行微差井温测试，第1周期注汽量为1287t，注汽压力为13.3MPa，注汽温度为343℃，干度为70%，注汽时间为8d。

利用微差井温解释软件对2口井的测试数据进行解释，并与实测的解释结果进行对比，对比分析结果如表1所示。表1数据表明，解释的吸汽百分比与实测的解释结果相差不大，一致性较好。

2.2 定性判断主吸汽层

江37-34-10井于2008年8月15日进行高温吸汽剖面测试，第1周期注汽量为700t，注汽压力为15.5MPa，注汽温度为347℃，干度为71%，注汽时间为7d；江37-32-斜14井于2008年1月2日进行高温吸汽剖面测试，第1周期注汽量为1390t，注汽压力为13.7MPa，注汽温度为345℃，干度为74%，注汽时间为9d。利用微差井温软件对测试数据进行解释，与涡轮实测数据进行对比，解释结果如表2所示。表2结果表明，微差软件计算的吸汽百分比与涡轮实测的有偏差，但是可以定性判读出主次吸汽层，分析原因如下：①用温度数据计算吸汽百分比时要求达到稳态，而注汽过程未达到稳态；②温度滞后对计算结果的影响；③涡轮实测吸汽百分比时需要考虑压力、温度和干度对涡轮转速的影响。

由于注蒸汽井筒中不同井段的压力温度值不是恒定，因此，在各小层吸汽解释时不能单纯的只考虑测试流量的变化，必须加上压力和温度的变化对流量造成的影响；同样注入高温蒸汽在层位附近的干度变化对涡轮也有影响。目前涡轮测流量没有考虑温度、压力和干度的影响，必然导致实测数据有一定的误差。所以2种方法得到的吸汽百分比有很大的差异，没有明显的规律。