張 丁 涌

(中國石化勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠,山東東營 257068)

稠油熱采水平井溫度測試及注汽剖面分析

張 丁 涌

(中國石化勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠,山東東營 257068)

水平井配汽是解決非均質(zhì)稠油水平井注汽中各段動用不均現(xiàn)象的常用辦法,但缺乏有效的監(jiān)控分析手段。采用連續(xù)鋼鎧電纜測溫技術(shù)進行稠油水平井吸汽剖面測試分析。通過建立稠油水平井段蒸汽流動與換熱數(shù)理模型,利用Fluent軟件模擬濕蒸汽在水平井段分流的過程,得到濕蒸汽流經(jīng)篩管分流時溫度、壓力出現(xiàn)陡降的變化規(guī)律。結(jié)果表明:蒸汽在水平段流經(jīng)篩管分流進入地層時,流體溫度、壓力下降幅度與篩管分流量呈正比關(guān)系;實現(xiàn)了將在線測試溫度作為吸汽剖面的評價分析因素,增加了解釋模型的準(zhǔn)確性。

稠油熱采; 水平井; 在線測試; 注汽剖面; 模糊數(shù)學(xué)

稠油油藏在注蒸汽開發(fā)過程中,因為油藏的非均質(zhì)特性導(dǎo)致蒸汽進入水平井段后出現(xiàn)局部突進現(xiàn)象,從而導(dǎo)致油層的不均衡動用,大幅降低蒸汽吞吐效果。為了提高吞吐效果,全面了解生產(chǎn)過程中各個層段的蒸汽剖面情況,國內(nèi)外油田采用水平井在線測試系統(tǒng)實現(xiàn)對注汽生產(chǎn)井的實時溫度監(jiān)控。在線測試系統(tǒng)對于水平井測試遠(yuǎn)比直井測試難度大,技術(shù)水平要求高。根據(jù)目前水平井測試過程中井下儀器的測試方法,溫度測試技術(shù)可以劃分為抽油桿水平井測試[1]、連續(xù)鋼鎧電纜數(shù)控[2]以及泵送儀器法等水平井測試技術(shù)[3]。綜合考慮準(zhǔn)確度、成本和適應(yīng)范圍,連續(xù)鋼鎧電纜數(shù)控測試具有較大的優(yōu)勢,一般情況下可以采用液壓驅(qū)動方式將鎧裝的溫度傳感器測試電纜輸送至預(yù)定位置。在測試數(shù)據(jù)處理上,美國Schlumberger公司和英國Sensornet公司通過數(shù)值模擬現(xiàn)場測試試驗、軟件編制,有效地處理、分析了試驗數(shù)據(jù),提高了稠油開采效果[4]。中國現(xiàn)階段仍然缺乏較為系統(tǒng)的處理方法。在新疆油田分別采用抽油桿水平井溫度測試技術(shù)和連續(xù)鋼鎧電纜數(shù)控測溫技術(shù),對兩口稠油熱采水平井進行了測試,得到轉(zhuǎn)抽階段井溫度變化曲線[5-6],未進行測試解釋。可見,目前對于溫度測試數(shù)據(jù)的分析仍然停留在簡單的以溫度判斷蒸汽剖面的情況,對于現(xiàn)場測試的數(shù)據(jù)應(yīng)用較少,同時忽略了油藏的儲層參數(shù),缺乏理論支撐。筆者結(jié)合水平段測試溫度和測井資料,建立稠油熱采井吸汽剖面模糊綜合評價模型,分析吸汽剖面,得到濕蒸汽流經(jīng)篩管分流時溫度、壓力出現(xiàn)陡降的變化規(guī)律。

1 稠油水平井連續(xù)鋼鎧電纜測溫技術(shù)

1.1 在線測試系統(tǒng)

國內(nèi)應(yīng)用的水平井不銹鋼內(nèi)嵌熱電偶連續(xù)電纜測溫技術(shù)主要由井下鋼鎧測試?yán)|、井口防噴裝置、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)構(gòu)成。根據(jù)測井要求,在測試?yán)|上安置溫度傳感器和具有絕緣層和不銹鋼鎧裝管保護的壓力傳感器，集壓力傳感器與溫度傳感器于一身,耐高溫高壓。測壓范圍為0～50 MPa,精度為0.005 MPa,測溫范圍為0～1 500 ℃,測試精度為0.25 ℃。在測試數(shù)據(jù)傳輸方面,為了確保測試數(shù)據(jù)的時效性和精度,測試電纜采用航天專用微弱信號采集與遠(yuǎn)傳技術(shù)。

1.2 在線測試過程

在現(xiàn)場測試過程中,測試井次較多,以C20-P146新投水平井為例說明測試過程。

(1)C20-P146新投水平井基本情況。C20-P146新投注汽,井深為1 403 m,油層上界垂深為1 128 m,油層下界垂深為1 375 m。水平井段長91.96 m,實射井段1 210～1 349 m,1 370～1 382 m,造斜點617.68 m;最大井斜深度為1 376.46 m,方位為34.81°,斜度為90.6°。注汽篩管分別位于1 370、1 310和1 250 m,設(shè)計注汽量為2 000 t。

(2)測試點位置選擇及分布。水平井段長度測試電纜上共設(shè)10個溫度測試點(圖1，其中的數(shù)字表示距離井口的距離，m),分別為T1(井深1 151 m),T2(井深1 191 m),T3(1 211 m),T4(1 231 m),T5(1 251 m),T6(1 271 m),T7(1 291 m),T8(1 312 m),T9(1 332 m),T10(1 371.99 m)。

(3)測試過程。根據(jù)目的井鉆測數(shù)據(jù)、井眼軌跡及目前井況,對測試井段制定測試方案,布置測試點。對井口做好耐高溫高壓的雙級密封處理,并根據(jù)設(shè)計要求下入測試電纜與預(yù)定位置,開啟測試儀器,步長為15 s時間間隔,分別測試注汽前目的層溫度、壓力及注汽、燜井、防噴過程中的各個測試點溫壓變化,采集相關(guān)數(shù)據(jù)。

圖1 C20-P146井溫度測點布置Fig.1 Location of temperature test point in well C20-P146

2 水平段蒸汽流動與換熱規(guī)律

在稠油水平井段在線測試數(shù)據(jù)分析處理方面,大都通過對生產(chǎn)過程中所測得的溫度進行分析為主,方法簡單,缺乏理論支撐,對其他測試段數(shù)據(jù)的應(yīng)用較少,特別是注蒸汽階段的測試數(shù)據(jù)。

2.1 水平井段濕蒸汽流動數(shù)學(xué)模型

吞吐注汽階段進入目的層段的蒸汽一般為濕蒸汽。為了研究濕蒸汽在水平井段內(nèi)的換熱規(guī)律及其經(jīng)過篩管分流過程中的流動,建立濕蒸汽流動與換熱數(shù)學(xué)模型。

(1)質(zhì)量守恒方程:

(1)

式中,ρ為汽液混合相密度,kg/m3;t為時間,s;ui(i=1,2,3)為汽液混合相流速,m/s;Sm為分散相中加入到連續(xù)相的質(zhì)量流量,也可以是任何的自定義源項[7],kg/(m3·s)。

(2)能量守恒方程：

(2)

其中

式中,keff為有效導(dǎo)熱系數(shù),W/(m·K);h為流體的焓值,kJ/kg;Jj′為j組分的擴散流量,kg/s;Sh為包括放(吸)熱和其他形式的體積源項[8]。

(3)動量守恒方程：在慣性(非加速)坐標(biāo)系中i方向上的動量守恒方程為

(3)

式中,p為靜壓力,Pa;τij為應(yīng)力,kg/(m·s2);ρgi為i方向體積力,kg/(m2·s2);Fi為包含了多相流模型混合相中的源項[9]。

(4)混合相體積率間交換方程：

濕蒸汽混合相體積率間交換方程為

(4)

其中

式中,αk為k組分含量,%;ρk為k組分的密度,kg/m3;uk為k組分速度,m/s。

(5)湍流模型：

(5)

(6)

其中

式中,Ym為可壓縮湍膨脹對耗散率的影響;C1ε和C2為常數(shù);σk為湍動能普朗特數(shù)[8];Gk、Gb分別為由平均速度梯度和浮力引起的湍動能;σε為湍動能耗散率的普朗特數(shù),其中C1ε=1.44,C2=1.9,σk=1.0,σε=1.2[9]。

(6)壓力速度耦合算法：通過SMPLEC算法進行

壓力速度耦合計算,在N-S方程求解中,以壓力為基本變量的原始變量法中的壓力修正法對速度修正式進行了改進,有效解決了速度修正不一致的問題,從而其壓力不再需要亞松弛[10]。

2.2 水平段流動與換熱物理模型

稠油熱采過程中,濕熱蒸汽流經(jīng)水平段篩管是變質(zhì)量汽液兩相流動,為了研究其分流流動特性及熱交換規(guī)律,進行數(shù)值建模。根據(jù)現(xiàn)場水平井段尺寸參數(shù),選用11.43 cm的篩管建立模型(圖2),管內(nèi)徑為100 mm;由于管柱結(jié)構(gòu)的對稱性,采用二維模型;由于割縫篩管結(jié)構(gòu)復(fù)雜,開孔采用直徑為50 mm的分支進行代替,按照比例進行網(wǎng)格劃分。在靠近管壁邊界層以及篩管位置,對網(wǎng)格進行局部加密。

圖2 水平段蒸汽通過篩管流動模型Fig.2 Wet steam flow model in horizontal section

2.3 數(shù)值模擬

將建立的網(wǎng)格模型導(dǎo)入Fluent軟件中,對模擬過程中的初始參數(shù)進行設(shè)置。選用k-ε模型模擬水平段兩相混合流動。汽相和液相的流動速度不同,滑移速度選用Mixture模型進行求解。各相關(guān)能耗散率均采用一階迎風(fēng)格式離散[11],壓力采用標(biāo)準(zhǔn)離散格式。

模擬過程中假設(shè)水平段跟部蒸汽入口干度為0.5,入口速度為2 m/s,自由出口邊界條件,篩管壁面溫度設(shè)置為267 ℃。

為研究篩管配注比例對流動的影響,模擬了不同配注體積流量下溫度和壓力變化關(guān)系,見圖3、4。

對比圖3(a)和圖3(b)可知,在篩管不同位置表現(xiàn)出的流量和溫降具有一定的對應(yīng)性,分流量與溫降呈正比關(guān)系,前端篩管分流量增大,其溫降增大,后端篩管分流量減小,其溫降也減小。對比圖4(a)和圖4(b)可以發(fā)現(xiàn),壓力和溫度的變化規(guī)律具有一致性。可見,當(dāng)蒸汽經(jīng)過篩管配注分流時,溫度、壓力會產(chǎn)生突降;同時流量變化越大,因流量變化而引起的溫度、壓力變化也越大。這種變化說明濕蒸汽在配注篩管位置蒸汽流量發(fā)生了較大改變,為吸汽剖面判定提供了依據(jù)。

圖3 不同配注比下水平段溫度變化Fig.3 Tube temperature change of different injection allocation ratio

圖4 不同配注比下水平段壓力變化Fig.4 Tube pressure change of different injection allocation ratio

3 稠油熱采水平井測試數(shù)據(jù)模糊評價分析

在稠油注蒸汽過程中,儲層特點、流體特性、井深軌跡以及動態(tài)開發(fā)參數(shù)等均會影響水平井段的吸汽剖面。在常規(guī)熱采吸汽剖面分析過程中,一般是利用水平井抽油末期的溫度測試曲線直接判斷井段的吸汽效果,缺乏理論基礎(chǔ)。采用模糊數(shù)學(xué)方法[12]建立綜合模糊評判模型,對稠油熱采井的吸汽剖面進行分析。

3.1 測井?dāng)?shù)據(jù)分析

為了增加解釋模型的準(zhǔn)確性,在模型建立時將測井資料納入評價因素,包括對儲集層儲油性、巖性、含油性等的綜合評價。

(1)儲集層巖性評價。儲集層巖性評價是針對儲集層所含巖石類別,根據(jù)泥質(zhì)含量及其分布形式以及礦物黏土組分等進行計算實現(xiàn)的。由于泥質(zhì)含量在巖石中分布具有非單一性,地質(zhì)情況不同呈現(xiàn)狀態(tài)也不同。泥質(zhì)含量高的部分含油量相對較低,在蒸汽吞吐過程中,其注汽效果也差,同時若泥質(zhì)含量高,在注汽過程中因為其熱力學(xué)作用導(dǎo)致黏土礦物膨脹造成孔道堵塞,從而致使注汽壓力高、干度低,從而導(dǎo)致生產(chǎn)狀況變差,注汽效果惡化。在分析水平段吸氣剖面時,應(yīng)剔除水平段泥質(zhì)含量較高部分。

(2)儲油物性評價。儲油物性用孔隙性和滲透性來表示,根據(jù)測井資料可以對儲集層巖石的儲油物性進行評價。在現(xiàn)場應(yīng)用過程中,難以實現(xiàn)對孔隙進行標(biāo)準(zhǔn)劃分,只能分辨該儲集層的泥質(zhì)含量或是否含泥質(zhì)。對測試層進行評價測試時,將泥質(zhì)含量較高井段的泥質(zhì)孔隙視為無效孔隙。進行吸汽剖面分析一般針對去除較高泥質(zhì)含量的井段,對于實際測試中,儲油物性評價一般選擇絕對滲透率這一參數(shù)指標(biāo),并且其值越大蒸汽的滲透速度也越大,注入的蒸汽更易于擴散,巖層相對的吸熱效率較高。

(3)含油性評價。含油性用來衡量儲集層含油氣量多少,在實際測井?dāng)?shù)據(jù)中用飽和度這一指標(biāo)來評價儲集層巖石的含油性。在相同條件下水的黏度一般小于原油黏度,在蒸汽吞吐過程中,對于水平段的同一個巖層,在孔隙度差異不太明顯前提下,蒸汽更容易進入高飽和度部分。

3.2 吸汽量模糊評價

為實現(xiàn)水平井段注汽剖面解釋的準(zhǔn)確性,將注汽階段在線測試的溫度所反映的井段吸汽情況和油層地質(zhì)參數(shù)對油層注汽情況的影響相結(jié)合,通過相對偏差模糊矩陣法評價油層吸汽量。

首先,優(yōu)選方案。將水平段測試位置的每一個測試點作為一個待評價方案,然后再根據(jù)測井?dāng)?shù)據(jù)剔除測試水平段中泥質(zhì)含量較高的井段,建立方案評價集合U,針對每一個測試點進行分析,從而獲得整個井段的剖面吸汽圖。

其次,明確待評價方案中的主體評價因素。根據(jù)前期數(shù)據(jù)分析方法,其中滲透率、孔隙度、含泥質(zhì)含量和含水飽和度對蒸汽吞吐注汽效果有較大影響,因為當(dāng)濕熱蒸汽進入到目的層系后,其流動狀態(tài)發(fā)生變化,注汽效果的影響因素將更為復(fù)雜。通過濕熱蒸汽在流經(jīng)水平段時的換熱規(guī)律可以發(fā)現(xiàn),當(dāng)濕蒸汽經(jīng)過篩管進行配注分流變化時,濕蒸汽的溫度和壓力將會發(fā)生突降,其幅度與流量成正比。基于這一變化,為了更加準(zhǔn)確地評價,在評價因素中將溫降也考慮在內(nèi)。重新得到評價因素的集合V為

V={v1,v2,v3,v4,v5}.

(7)

式中,v1為孔隙度,%;v2為滲透率,10-3μm2;v3為含水飽和度,%;v4為濕蒸汽做水平段流動時的溫度梯度,℃/m;v5為儲層的泥質(zhì)含量,%。

通過式(7)建立的5個主要評價因素集評估每個具體的評價方案,進一步得到觀測矩陣A。

(8)

(1)測井?dāng)?shù)據(jù)處理。

因現(xiàn)場實際鉆測過程中,測井?dāng)?shù)據(jù)的記錄步長為0.125 m,相對水平井而言其步長較小,記錄的數(shù)據(jù)量較大;另外,基于現(xiàn)場測試誤差的存在和測試點注汽量不穩(wěn)定狀態(tài)考慮,在數(shù)據(jù)選擇上,油層參數(shù)選取測試點附近區(qū)域油層參數(shù)的平均值。經(jīng)處理的C20-P146測井?dāng)?shù)據(jù)見表1。

由測井?dāng)?shù)據(jù)可得該井1 332～1 370 m井段泥質(zhì)含量較高,且該處未布置篩管,根據(jù)前期剖面吸汽圖時分析的數(shù)據(jù)處理原則,該井段不進行分析。

表1 經(jīng)處理后的C20-P146井測井?dāng)?shù)據(jù)Table 1 Log data of well C20-P146 after processing

(2)現(xiàn)場測試溫度處理。

對C20-P146井注汽階段的水平段溫度進行了測試,注汽穩(wěn)定階段的溫度如表2所示。由于T1和T2位置沒有篩管,溫度幾乎無變化,忽略這兩個點數(shù)據(jù)。

表2 C20-P146井測點溫度Table 2 Temperature of test points in well C20-P146

根據(jù)稠油熱采測點位置和在線測試數(shù)據(jù)求取水平井段的溫度梯度,如表3所示。

將經(jīng)過處理后的測井?dāng)?shù)據(jù)和注汽穩(wěn)定階段的溫度梯度代入評價集合,得到評價油層吸汽量的觀測矩陣為

(9)

表3 C20-P146井水平段的溫度梯度Table 3 Temperature gradient of horizontal section in well C20-P146

(3)評價理想方案建立。

綜合考慮孔滲飽和泥質(zhì)含量等評價因素對水平井段吸汽量的影響可知,其注汽效果與四因素的指標(biāo)關(guān)系密切,孔隙度、滲透率和含水飽和度與其成正比,而泥質(zhì)含量成反比。從水平井段溫度梯度評價影響因素分析,認(rèn)為水平井段橫向溫度梯度與對應(yīng)井段的篩管分流量成正比,即單位長度溫降越大說明該井段吸汽效果越好。在評價水平段吸汽量時,將溫度梯度、孔隙度、滲透率和含水飽和度作為收益型指標(biāo),泥質(zhì)含量作為成本型指標(biāo)進行考慮。進而優(yōu)選并建立觀測矩陣的理想方案[13]W為

(10)

(11)

其中

(5)評價指標(biāo)的權(quán)重求解。

利用客觀賦權(quán)法中的變異系數(shù)法進行求解。

(12)

(13)

(14)

W={0.124 0.315 0.185 0.100 0.227}.

(15)

Fj={0.340 0.410 0.479 … 0.404 0.503}.

(16)

(7)通過評價點得到的相對吸汽量曲線,可以得到水平井段相對吸汽量,由此可得水平井C20-P146的相對吸汽量(圖5)。

由圖5可以得出,該井相對吸汽量的評價對象僅為單個測試點,為了更好地比較每個井段的吸汽量差異性,對該數(shù)據(jù)進一步處理,可得到各水平段的吸汽百分比Pi為

(17)

其中

式中,Si為各井段所對應(yīng)的測試點Fj的和。

通過數(shù)據(jù)處理后,可得到C20-P146井各水平井段吸汽率。1 291～1 312 m井段吸汽率為21.1%,其他井段(除無篩管段)吸汽率皆在10%左右。

將C20-P146井水平井段的吸汽量與含油飽和度對比分析來評價該井水平段的吸汽質(zhì)量,由于測井?dāng)?shù)據(jù)中含油飽和度的數(shù)據(jù)波動范圍較大,通過回歸方法對含油飽和度的曲線進行處理,得到該井注汽質(zhì)量評價圖(圖6)。

由圖6可見,含油飽和度與水平井段吸汽量的變化趨勢具有一致性。從評價圖中可以看出,在含油飽和度較高的井段,吸汽狀況也相對較好。在含油飽和度較高的1 370～1 382 m井段,根據(jù)綜合模糊評價結(jié)果,該井段的吸汽效果不夠理想,對于此井段,在下步注汽方案設(shè)計中須強化其注汽效果,可采用分段封隔和添加堵劑,或者調(diào)節(jié)注汽副管位置等方法對其進行注汽剖面改善,最終提高采收率。

編制程序軟件處理水平井在線測試的溫度與測井?dāng)?shù)據(jù),可得到其他測試井次的稠油水平井注汽剖面,根據(jù)吸汽剖面分析結(jié)果,為下一步方案調(diào)整提供技術(shù)指導(dǎo)。

圖5 C20-P146水平井相對吸汽量Fig.5 Relative steam suction of well C20-P146

圖6 C20-P146水平井注汽質(zhì)量評價圖Fig.6 Horizontal well steam injection quality evaluation of C20-P146

4 結(jié) 論

(1)蒸汽在水平段流經(jīng)篩管分流進入地層時,流體溫度、壓力下降幅度與篩管分流量成正比,并得到了油層吸汽量與溫降對應(yīng)關(guān)系。

(2)建立的基于模糊綜合評價的稠油熱采井吸汽剖面解釋模型實現(xiàn)了將在線測試溫度作為吸汽剖面評價分析因素,增加了解釋模型的準(zhǔn)確性,得到了更為合理的吸汽剖面。

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(編輯 沈玉英)

Temperature test and injection profile analysis in heavy oil thermal recovery horizontal well

ZHANG Dingyong

(XianheOilProductionPlantinShengliOilfield,SINOPEC,Dongying257068,China)

Steam distribution of horizontal wells is a common method to solve the uneven use of each section, caused by the general steam injection of heterogeneous heavy oil, but it lacks the effective monitoring and analysis means. With the temperature measurement technology of continuous steel armored cables, the steam injection profile test of horizontal wells is performed in this paper. By building a steam flowing and heat transfer mathematical model of horizontal wells, the laws of steam floating in the sieve tube were given where the temperature and pressure of wet steam will drop when going through the sieve tube, by the simulation in use of the Fluent software. The results show that the fluid temperature and the falling amplitude of pressure are proportional to the fluid volume in the sieve tube, when the steam flows in the horizontal sieve and goes underground. The online temperature measurement is adopted as an assessment factor in analyzing the steam injection profile, which makes the model more accurate.

heavy oil thermal recovery; horizontal well; on-line test; injection profile; fuzzy mathematics

2016-10-30

國家“十三五”科技重大專項(2016ZX05012002-005)

張丁涌(1971-),男,高級工程師,博士,研究方向為油氣田開發(fā)技術(shù)。E-mail:zhangdingyong.slyt@sinopec.com。

1673-5005(2017)02-0124-08

10.3969/j.issn.1673-5005.2017.02.015

TE 355

A

張丁涌.稠油熱采水平井溫度測試及注汽剖面分析[J]. 中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版), 2017,41(2):124-131.

ZHANG Dingyong. Temperature test and injection profile analysis in heavy oil thermal recovery horizontal well[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2017,41(2):124-131.