海上多元热流体吞吐水平井产能预测模型

张　鑫，张宏博，窦晟，王矗

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司，广东 深圳 518067；2.中石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000；3.中石油渤海钻探工程有限公司，河北 沧州 062450；4.中石油渤海钻探工程有限公司第三钻井分公司，天津 300280)



海上多元热流体吞吐水平井产能预测模型

张鑫1，张宏博2，窦晟3，王矗4

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司，广东 深圳 518067；2.中石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000；3.中石油渤海钻探工程有限公司，河北 沧州 062450；4.中石油渤海钻探工程有限公司第三钻井分公司，天津 300280)

多元热流体吞吐已成为海上稠油的主要热采方式。通过引入非凝结气热焓计算式，利用能量平衡方程推导出加热半径公式，再结合修正的蒸汽吞吐水平井产能公式，建立了多元热流体吞吐产能模型。研究了产能递减规律和不同注汽参数对采出程度的影响。研究表明：生产初期产能递减迅速，生产后期产能较稳定；采出程度随周期注入量增加先增加后降低，随非凝结气质量分数增加先增加后缓慢下降，存在最优非凝结气含量。产能模型对即将实施多元热流体吞吐水平井的产能预测及优选注汽参数具有重要意义。

多元热流体吞吐；产能预测；注汽参数优化；理论模型；水平井

多元热流体吞吐是指将工业柴油在高压燃烧室内燃烧后产生的高温高压混合气(主要成分为N2、CO2和水蒸汽)注入油层[1]，从而降低稠油黏度，同时提高油层压力，进而提高稠油采收率[2]。多元热流体吞吐同时具有加热、气体溶解降黏、增能保压、减少热损失和协调增产等优点，热采机理十分复杂[3-7]。中国已在渤海南堡35-2油田进行了多元热流体吞吐实践，取得了明显增产效果。目前关于多元热流体吞吐热力计算的研究多集中在垂直井筒段热损失上[2，8-9]，为了计算多元热流体吞吐油藏内热力参数，笔者利用多元热流体热焓计算公式，通过能量平衡方程和修正的蒸汽吞吐产能公式建立了完整的产能预测模型。对已知油藏参数的吞吐井进行了提高采收率研究。该模型对即将进行多元热流体吞吐井优选周期注汽量、非凝结气合理质量分数等具有重要借鉴和指导意义。

1　水平井多元热流体吞吐加热体模型的建立

1.1模型基本假设

(1)水平段在油层正中间；(2)忽略多元热流体沿水平段压力、温度损失；(3)忽略蒸汽超覆现象；(4)多元热流体注入结束热区温度线性变化；(5)焖井结束热区温度为饱和蒸汽温度，热区外为油藏原始温度；(6)冷区为线性流，热区为线性流和径向流的耦合；(7)忽略温度对水相黏度影响；(8)忽略温度对相渗曲线的影响；(9)注入结束，忽略饱和度分布不均情况。

1.2加热半径计算模型

多元热流体沿水平段加热半径变化不大[9]，假设加热体为圆柱体，多元热流体注入过程剖面如图1所示。

当注入的多元热流体未到达顶底层，热量全部用于加热油层[9]，假设温度线性变化：

(1)

其中：hm=fN2hN2+fCO2hCO2+fH2Ohw+xfH2Olv；

式中：Is为多元热流体质量渗流量，kg/s；hm为多元热流体热焓，kJ/kg；fN2、fCO2、fH2O分别为氮气、二氧化碳和水的质量分数；lv为饱和蒸汽汽化潜热，kJ/kg；x为饱和蒸汽干度；t为多元热流体注入时间；Mr为油层体积热容量，kJ/(m3·℃)；rh为加热半径，m；L为水平段长度，m；Tavg为热区温度加权平均值，℃；Ts为井筒中多元热流体温度，℃；Ti为油藏原始温度，℃。

当多元热流体到达顶底层，存在顶底层热损失：

Ishmt=MrShL(Tavg-Ti)+

(2)

(3)

式中：Sh为修正的加热面积，m2；L为水平段长度，m；h为油层厚度，m；α为顶底层热扩散系数，m2/d。

(4)

式中：pi为油层初始压力，MPa；G为多元热流体体积注入量，m3；Bme为多元热流体体积系数；Noh为热区地质储量，m3；N为总地质储量，m3；Boe为原油体积系数；βe为综合热膨胀系数，1/℃；Ce为综合压缩系数，(MPa)-1。

1.3多元热流体吞吐水平井产能模型

油藏内渗流如图2所示。

假设弹性不稳定渗流产能为压力的函数[11]：

(5)

其中：

生产过程热能随产液、热传导损失，油层温度、压力随生产时间不断变化[11-12]：

(6)

(7)

式中：Qp为产出热，kJ/d；Qmax为余热，kJ；Nw、No分别为累积产水和累积产油量，m3。

2　实例分析

中国海上某油藏多元热流体吞吐井基本参数如表1～表3所示。

表1　原油黏度与温度关系

表2　油水相渗数据

表3　油藏地质参数、流体参数和多元热流体参数

根据式(1)～式(4)计算该井加热半径、压力，结果如表4所示。CMG计算值由结果文件中垂直井筒方向每列网格点对应的平均温度、平均压力值导出，再根据式

求出每列网格对应的平均加热半径，最后求平均值。

表4　加热半径模型计算值和数模结果对比

从表4可以看出，计算值与数模结果吻合，证明加热半径模型可靠。

式(5)～式(7)产能模型计算值与CMG结果对比如图3所示。由图3可以看出，计算值与数模结果吻合较好。实际上，由非活塞驱替理论可知，多元热流体注入结束后，近井含油饱和度低。因此在生产初期，产油量升高，后期由于热损失及地层压力下降，产能逐渐下降。

3　注汽参数优化

3.1多元热流体周期注入量

以表1～表3为基础，改变多元热流体周期注入量，以周期采出程度为衡量指标，产能模型计算结果如图4所示。由图4可以看出：注入量很小时，采出程度随周期注汽量增加迅速增加，注入量较大时，采出程度随注入量增加不变或下降。分析认为：多元热流体注入量过小时，加热程度差，此时注入量增加能明显改善加热效果；注入量过大时，注入时间长，生产时间缩短，且生产井附近含油饱和度过低，热能利用率下降，初期产水率高。

3.2非凝结气含量

保持非凝结气中N2和CO2质量比为3∶1不变，不同非凝结气总质量分数对采出程度的影响如图5所示。由图5可知，饱和蒸汽中混入少量(质量分数为4%)非凝结气能提高采出程度，但非凝结气质量分数过多会降低采出程度。分析认为：添加少量非凝结气能提高气体溶解降黏效果，增加地层能量并减少热损失；非凝结气质量分数过高时(质量分数大于4%)，加热半径随非凝结气质量分数的增加而减小，油层受热变差[9]。因此在实施多元热流体吞吐前，应针对指定油藏进行非凝结气合理质量分数计算。

4　结论

(1)通过多元热流体热焓计算式，利用能量平衡方程建立加热半径模型，结合修正的蒸汽吞吐水平井产能计算公式建立了多元热流体吞吐产能计算模型。对海上某油藏产能计算表明，多元热流体吞吐初期产能降低迅速，后期较稳定，模型计算值与CMG结果吻合较好。

(2)通过计算周期注入量和非凝结气质量分数对采出程度的影响，结果表明：2参数都存在适宜的调节区间，因此在实施多元热流体吞吐时，应首先对其进行优化计算。

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Modeling of Productivity for Multiple Thermal Fluid Stimulation in Horizontal Wells in Offshore Oilfields

ZHANG Xin1， ZHANG Hong-bo2， DOU Sheng3， WANG Chu4

(1.CNOOC energy development Limited by Share Ltd engineering technology Shenzhen branch， Shenzhen Guangdong 518067， China; 2.PetroChina Tarim Oilfield Company， Korla Xinjiang 841000， China; 3.PetroChina Bohai Drilling Engineering Co.， Ltd.， Cangzhou Hebei 062450， China; 4.PetroChina Bohai Drilling Engineering Co.， Ltd. third drilling branch， Tianjin 300280， China)

The multi thermal fluid stimulation has become the main method of thermal recovery for offshore heavy oil. By introducing the enthalpy calculation formula of non condensing gas, and using the energy balance equation, the formula of the heating radius is derived, and the capacity formula of the horizontal well with modified steam stimulation is deduced. The effects of production capacity decline and different steam injection parameters on the extraction rate arestudied. The research shows thatthe initial production capacity diminishesrapidly, while the post production capacity is stable; with the increase of cyclic injection rate, therecovery degree first grew upand then dropped; with the increase ofthe non condensed gas, the mass fraction first increased and then decreased slowly; there is an optimal non condensable gas content. The productivity model has important significance for the production capacity prediction and optimal parameter selection of the horizontal well in the multi heat fluid stimulation.

multiple thermal fluid stimulation; productivity prediction; steam injection parameter optimization; theoretical model; horizontal well

2016-01-25

国家科技重大专项(2011ZX05024-002)。

张鑫(1990—)，男，学士学位，E-mail：zhangxin68@cnooc.com.cn。

TE33

A