基于井温资料的稠油水平井吸汽剖面解释方法

邓中先，乔 沐，金 璐，黄 丽，王 喆

(中油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

引 言

结合稠油水平井筛管完井的特点，考虑前期生产井温影响，利用基本传热传质规律，通过对一定加热段吸汽参数进行调整，将获得的理论井温曲线与实测曲线进行拟合，进而反演分段吸汽强度，获得水平井吸汽剖面，由此评价水平段动用状况，分析动用程度[1－7]。该技术解决了水平井动用程度的评价问题，有利于指导稠油水平井工艺措施调整及油藏分析，具有十分重要的现实意义。

1 技术原理

1.1 基本假设

针对辽河油田稠油水平井普遍采用筛管完井的特点[8－10]，作如下假设:在水平段入口处，蒸汽的质量流量、压力、干度及温度保持不变，且为已知;注蒸汽过程中，地层传热属于两维稳态导热过程;水平井段径向热传导系数视为恒定，忽略水平轴向的热传导系数;水平井段分为多个单元，在同一单元上蒸汽均匀注入油层;岩石与流体的物性均为定值。

1.2 物理模型

根据渗透率分布特征，将水平段分为多个单元段，各个单元段基本特征一致，以此进行注汽、加热、采油过程的传热传质分析(图1)。

图1 水平井吸汽模型

1.3 分析方法及过程

1.3.1 注汽后水平段温度剖面计算

蒸汽在水平段流动过程中，由于油层吸汽，蒸汽干度不断降低，蒸汽逐渐由湿饱和蒸汽状态过渡到热水状态，因此，不同水平段加热效果不同。

假设蒸汽注入水平段的初温为Ts(℃);原基础井温为t1，t2，……，tn(℃);单元段吸汽量分别为Q1，Q2，……，Qn(kg);地层吸汽后的平均温度为T1，T2，……，Tn(℃)。

第i段时，注入蒸汽的热量和地层的吸热量公

式为:

式中:Mi为第i段注入蒸汽的热量，kJ;M吸i为第i段地层的吸热量，kJ;Qi为第i段注入蒸汽的质量，kg;Hi为第i段湿饱和蒸汽的热焓，kJ/kg;Cw为水的比热，kJ/(kg·℃);Cy为岩石的比热，kJ/(kg·℃);Qyi为第i段岩石质量，kg;Qwi为第i段水的质量，kg。

根据热传递的平衡性，考虑到油层顶底层的热损失[11]，在湿饱和蒸汽条件下，注汽阶段水平段任意段平均温度为:

式中:RXL为热效率系数。

根据热平衡原理折算流体的焓值，则水平段第i段内流体的焓为:

式中:Q总为注入蒸汽的总质量，kg。

当流体的焓值等于或小于饱和水的热焓值时，流体从蒸汽变成热水，假设此点位置在第m段，在蒸汽变成热水之前，每段蒸汽的干度值计算如下:

式中:Xi为第i段蒸汽的干度值;h1为饱和水的热焓，kJ/kg;hg为饱和蒸汽的热焓，kJ/kg。

1.3.2 产液后井温剖面计算

油井开井生产以后，总的产液量Qc、产油量Qco是已知的，根据计算出的平均温度，结合黏温曲线可以得到每段的流度。根据流度劈分总的产油量，得到水平井各个单元段的产油量:

式中:Qcoi为第i段产出油的质量，kg;λi为第i段流度比。

已知注入水平井分层总热量及产出液带出的热量，从而得到水平井单元段产液后油层内部所剩的热量，可进一步计算得到单元段的平均温度:

式中:T'i为第i段生产后油层的平均温度，℃;Qoi为第i段油层原始含油量，kg;Co为原油的比热容，kJ/(kg·℃);Qcwi为第i段油层产出水的质量，kg;Q'oi为第i段油层剩余油量，kg;Q'wi为第 i段油层剩余水量，kg。

1.3.3 曲线拟合法反演吸汽剖面

通过不断调整水平段单元段的注汽量，就能得到一系列的理论井温曲线，从理论上说，总能找到一组注汽量使其产生的理论井温曲线与实测井温曲线吻合，该过程可以应用最小二乘法原理借助计算机手段快速实现。如此反演获得的水平井各个单元段的吸汽量就是该水平井的吸汽剖面。

2 实例分析

2.1 基本数据

D32－兴H102Z井是1口超稠油热采水平分支井，主井筒生产段为1180.87～1466.00 m，共有3个分支段K1、K2、K3。在第1周期蒸汽吞吐前后，井内无生产管柱期间，采用油管输送压力计单根上提计深的方式分别进行水平段井温测试，获得了基础井温曲线及产液后井温曲线。本次首轮注汽0.70×104t，注汽管出口位置为1432.94 m，周期累计产油0.38×104t，累计产水0.30×104m3(表1)。

表1 基本数据

2.2 计算结果

考虑物性参数及温度测点位置，按步长10 m划分水平段，共分29个计算单元;按注汽管出口位置确定计算起点;对于3个分支点的处理方式，是将地层系数按计算单元段的长度折算为相应的等效渗透率，并一同参与计算(图2)。

图2 吸汽剖面及拟合曲线

由图2可以看出，理论与实测井温曲线拟合较好，解释得到了水平段分段吸汽量和吸汽百分比。结果表明，该井注汽管出口位置是主力吸汽层，相邻50 m范围吸汽百分比达到94.76%;3个分支点吸汽比例分别为0.66%、1.00%、0.80%;其他位置吸汽量不足3%。

2.3 结果可靠性验证

图3 水平井蒸汽吞吐后期井温曲线

由于目前的技术手段和测试数据无法对该结论进行定量化验证，在此仅用现场普遍采用的定性分析结论进行对比。由图3可以看出，注汽管出口位置(曲线标注数据)50～80 m范围是高温区域，分析认为该区域是主力吸汽层，与本解释方法评价结果具有较好的一致性，说明本方法应用于热采水平井吸汽剖面的解释具有一定的可信度和实际意义。

3 结论

(1)结合辽河油田稠油水平井的特点，考虑多因素影响，建立适合筛管完井的水平井理论模型，首次提出并实现了利用井温剖面资料反演水平井吸汽剖面的技术方法。

(2)采用该技术方法对现场实测水平井井温剖面资料进行分析，获得了相应的水平井吸汽剖面资料，解释结论与现场通过井温资料评价水平井动用程度的结果一致，体现了该技术方法具有重要的实用价值。

(3)该技术方法不受水平井生产历史及非直接汽窜的井间干扰影响，现场适应性强。下一步将积累多类型单点注汽水平井的应用经验，提高解释结论的准确性，同时解决水平段两点、多点注汽的计算问题。

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