一种刻画SAGD蒸汽腔发育3D形态的新方法

2019-03-15牛凌燕毕小峰

特种油气藏 2019年1期

陈雄，刘欣，牛凌燕，陈波，毕小峰

(1.北部湾大学，广西钦州 535000；2.中国石油长庆油田分公司，甘肃庆阳 745100；3.中国石油玉门油田分公司，甘肃酒泉 735000；4.中国石油吐哈油田分公司，新疆鄯善 838200)

0 引言

目前，SAGD开发技术被广泛应用于新疆、辽河、内蒙等高黏度稠油油藏开发[1]。蒸汽腔形状特征是研究蒸汽腔边缘稠油传热机理及调整SAGD注采参数的重要依据。传统SAGD蒸汽腔形态发育特征是建立在Buter“倒三角”模型上，由于地层存在非均质性，SAGD蒸汽腔实际形态大多数并未呈现“倒三角”形状，而是呈现多样性。根据SAGD开发过程中蒸汽腔形状，可将整个SAGD开发过程划分为汽腔预热、蒸汽腔上升、蒸汽腔横向扩展、蒸汽腔垂向发育等4个开发阶段，不同开发阶段所对应的注采参数各不相同[2-5]，因此，即时判断蒸汽腔形状特征是调整SAGD开发注采参数、提高注汽效率、增加油汽比的重要依据。在油田实际中，主要采用微地震监测技术对蒸汽腔发育特征进行实时监测，其成本较高，耗时较长，并对企业正常生产造成影响。光纤温压测试系统具有耐高温、抗干扰性强的特点，能为油田提供持续、完整、实时的生产监控数据，被广泛应用于SAGD注采参数的监测收集[6-8]。文中利用光纤温压测试系统所收集的温度数据，通过一维热传导移动边界的求解，调用Mathlab编程，形成一种即时刻画SAGD蒸汽腔3D形态的新方法。

1 模型建立及求解

地层中由于渗透率、孔隙度、含水饱和度、岩性突变等多因素影响，地层传热性能分布不均，尤其在垂向深度上，不同井深处的地层热传导参数差异较大，这也是当前蒸汽腔理论预测结果与实际监测结果不匹配的重要影响因素。地层物性在水平方向差异率远小于垂向方向差异率。在SAGD开发过程中，通常在水平井段附近部署观察井，监测其地下温度变化情况，监测数据能真实客观地反应地下蒸汽腔的发育情况。能否依据这些真实客观的数据，对蒸汽腔边界移动速度和位置进行求解，成为解决问题的关键。

在生产井段与观察井剖面之间，假设地层只在水平方向上存在一维热传导，有：

(1)

式中：T为地层温度，℃；α为地层热扩散系数，m2/s；x为蒸汽腔前缘距观察井距离，m；t为注蒸汽生产时间，s；φ(x)为地层的初始温度分布，℃；R0为生产井段与观察井垂直距离，m；v(t)为某一深度下，观察井温度随时间变化的回归关系式；R(t)表示t时刻下，蒸汽腔移动距离，m；Ts为蒸汽腔温度，℃；U(t)表示蒸汽腔t时刻的移动速度，m/s。

令：

(2)

ξ=T-W

(3)

式中：W为与地层初始温度、井距有关的地层特征温度，℃；ξ为地层温度与地层特征温度的差值，℃。

将式(2)、(3)，代入式(1)中，通过求解方程，可得到蒸汽腔前缘温度分布[9]：

(4)

ξn(t)=ξn(Ⅰ)(t)+ξnⅡ(t)

(5)

(6)

(7)

式中：ξn为与时间有关无因次待定系数；ξn(Ⅰ)为与井距有关时间无因次待定系数；ξnⅡ为与蒸汽腔移动距离有关时间无因次待定系数；φn、fn为移动边界解的待定系数；C为地层综合比热容，J/(kg·℃)；n为自然数；λ为导热系数，W/(m·℃)；τ为蒸汽腔界面到达某一位置后继续向前移动的时间，s。

在蒸汽腔前缘部分，根据能量守恒定律和Butler理论假设，有[10-12]：

(8)

式中：ρ为地层综合密度，kg/m3；Tr为地层的初始温度，℃；U为蒸汽腔前缘抵达观察井的平均速率，m/d。

将式(4)代入式(8)中进行迭代求解，最终可获取蒸汽腔移动的即时速度。

(9)

当蒸汽腔到达观察井后，监测点温度等于蒸汽腔温度，即T=Ts，v(t)=Ts，此时U(t)等于蒸汽腔移动的平均速度。

2 蒸汽腔3D形态刻画步骤

(1) 根据测井曲线特征及地质构造图，确定蒸汽腔顶部位置。

(2) 根据井位图，确定生产井段与观察井垂直距离。

(3) 将对应生产井段的观察井监测数据进行回归处理，确定监测点温度变化规律。

(4) 利用式(9)迭代计算蒸汽腔前缘即时移动速度，确定蒸汽腔前缘位置。

(5) 根据SAGD生产水平井段光纤温压监测数据，等比例计算各个水平段内蒸汽腔侧面位置。

(6) 调用Mathlab编程，绘制蒸汽腔3D模型图。

3 计算实例

新疆风城油田主要采用SAGD技术开发稠油，在其FHW106注采井组四周相距30 m处部署FZI116、FZI117、FZI118等3口观察井(图1)。在井深183.5 m处，经测井解释，地层存在隔层，阻碍蒸汽腔发育，地层物性参数见表1。FHW106注采井组注汽井部署在井深215 m处，生产井位于注汽井下方5 m。该井组于2015年6月底投入正式生产，2015年6月至2016年6月，FHW106注采井组注汽平均温度为200～230 ℃，注汽压力为1.8～2.4 MPa，日产液为80～120 m3/d，含水为85%～90%，日产油为12～25 m3/d。

图1 FHW106井组井位

由FHW106注采井组观察井可知，2015年6月至2016年6月，地层水平方向温度变化缓慢，观察井大部分温度低于25 ℃(图2)。利用式(7)计算蒸汽腔水平方向最大位移为2 m，经检测排除仪器故障后，决定调整FHW106井组注采参数。从2016年6月开始，FHW106注采井组注汽平均温度调整为180～210 ℃，注汽压力调整为1.4～2.0 MPa，日注汽量调整为80～90 t/d，调整后日产液为70～85 m3/d，含水为55%～65%，日产油为24～40 m3/d。由FZI116、FZI117、FZI118观察井可知，地层水平方向温度变化加快，地层温度逐渐上移。2017年12月，FZI118观察井220 m处地层温度上升至205 ℃后，后期变化不明显，说明蒸汽腔已抵达FZI118井。利用式(7)分别计算FZI116、FZI117、FZI118井不同时期蒸汽腔界面位置，蒸汽腔界面位置曲线与井温监测曲线对比，发现两者在形状上具有相似性(图2)。根据计算结果可知，蒸汽腔沿FZI116井水平扩展速度为0.000 5～0.001 0m/d，平均速度为0.000 8 m/d。蒸汽腔沿FZI117井水平扩展速度为0.000 1～0.005 0 m/d，平均速度为0.001 0 m/d。蒸汽腔沿FZI118井水平扩展速度为0.006 0～0.010 0 m/d，平均速度为0.008 0 m/d。蒸汽腔沿FZI118井水平扩展最快，沿FZI116井水平扩展最慢。截至2018年8月，FHW106井组蒸汽腔沿FZI116井最大水平位移为1.62 m，沿FZI117井最大水平位移为7.62 m，沿FZI118最大水平位移为26.80 m。

图2 观察井组温度监测剖面与蒸汽腔界面位置剖面对比

将生产井组与观察井之间的蒸汽腔剖面图，按水平井各段的导热系数比例缩放，调用Mathlab程序，可获得蒸汽腔实时的三维解释图(图3)。由图3可知，FHW106井组蒸汽腔在水平段中后段发育较好，平均横向发育超过10 m。在水平段趾部，蒸汽腔发育差，最大水平位移为2.69 m，油藏动用程度较低，后期应调整注采工艺，提高趾部油藏调用程度。2017年8月，FHW106井组进行了微地震测试，微地震解释FZI116观察井处的蒸汽腔未发育，FZI117方向汽腔发育一般，蒸汽腔已扩展至FZI118观察井处，其解释结果与蒸汽腔3D模型刻画结果基本一致(图4)。