过热蒸汽吞吐水平井产能评价模型

孙逢瑞，黄世军，邹 明

(中国石油大学(北京)，北京 102249)



过热蒸汽吞吐水平井产能评价模型

孙逢瑞，黄世军，邹 明

(中国石油大学(北京)，北京 102249)

以稠油油藏为研究对象，针对水平井过热蒸汽吞吐产能预测问题，通过引入过热蒸汽状态方程，结合拟稳态产能公式，建立了完整的产能预测模型。研究了定液条件下，加热区压力、产能变化规律和不同注汽参数对采出程度的影响。研究表明，定液生产初期加热区压力迅速下降，产能基本不变；生产后期压力下降缓慢，产能迅速下降。注汽参数优化表明，采出程度随过热度增加，先迅速增加后缓慢增加；随周期注汽量增加，先迅速增加后缓慢下降。该模型对过热蒸汽吞吐水平井的注汽参数选取及产能预测具有重要意义。

稠油热采；过热蒸汽吞吐；产能评价；水平井；KMK油田

0 引 言

随着稠油开采技术的发展，过热蒸汽吞吐已在一些矿场试验中应用并取得明显效果[1-3]。过热蒸汽是指特定压力下蒸汽温度高于饱和温度的水蒸汽，由于过热蒸汽干度为1，完全呈气态，具有一定的过热度，因此，流体密度和热焓的计算方法均有别于常规饱和蒸汽。国内外学者对饱和蒸汽吞吐相关技术进行了大量研究[4-15]，而过热蒸汽开发技术相对滞后[16]。引入过热蒸汽状态方程，利用能量平衡方程推导出加热半径计算公式，结合拟稳态产能公式，建立了完整的过热蒸汽吞吐水平井产能模型。对加热区内压力、产能随时间变化规律进行了研究，并针对KM473井的核心注汽参数进行了优化。

1 水平井过热蒸汽吞吐加热体模型的建立

1.1 模型基本假设

假设油层为无限大；忽略过热蒸汽沿水平段压力和温度的损失；焖井结束后，过热蒸汽全部冷凝为热水，加热区内温度为热水温度，加热区外温度为油藏原始温度；忽略水平段跟、趾端“半球状”加热体；冷区稠油不流动；加热区流动符合拟稳态渗流。

1.2 加热半径计算模型

当油层无限大时，过热蒸汽携带的热量全部用来加热油层，根据能量守恒定律：

(1)

(2)

h=2052.4358+2.7758(Tsh-273.15)-

(3)

式中：I为注汽速度，m3/h；ρ为过热蒸汽密度，kg/m3；h为过热蒸汽热焓，kJ/kg；Mr为油层体积热容量，kJ/(m3·℃)；Ah为加热面积，m2；t为注汽时间，h；L为水平段长度，m；Tsh为过热蒸汽温度，℃；Ti为油藏原始温度，℃；p为过热蒸汽压力，MPa。

(4)

式中：rh为加热区半径，m；tp为周期注汽时间，h。

(5)

1.3 水平井过热蒸汽吞吐产能模型

在时间微元Δt内，加热区内流动规律服从拟稳态渗流：

(6)

式中：qo为为产油速度，m3/h；pa为生产过程中加热区平均压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；μo为原油黏度，mPa·s；rw为井筒半径，m；K为渗透率，μm2。

生产过程中，加热区内热能一部分随产液带出，一部分通过顶底层不断损失[17]。利用能量平衡方程可以描述这一过程，推导得到加热区平均温度Ta为：

(7)

生产过程中，随着流体产出，地层压力不断下降，由体积平衡原理，加热区压力为：

(8)

式中：Nw、No为累计产水量和累计产油量，m3。

2 模型验证

2.1 与生产动态数据对比

哈萨克斯坦KMK油田KM473井基本参数如表1、2所示，相渗曲线如图1所示。

表1 不同地层温度下稠油黏度

表2 基本地质参数、流体参数和注汽参数

基于表1、2和图1，根据式(1)～(5)，得到加热半径和焖井结束时地层平均压力分别为13.1 m和3.8 MPa，使用CMG软件得到的结果为13.2 m和3.7 MPa，加热半径结果与CMG结果相对误差为0.8%，平均压力相对误差为2.6%，证明加热半径模型计算结果可靠。

基于加热半径计算结果，定液生产制度下，计算压力和产能随时间变化规律。由压力计算结果与数模结果对比(图2)可知，二者的平均相对误差为1.2%，表明了压力公式的可靠性。由产能计算结果与数模结果对比(图3)可知，计算值平均相对误差小于1.8%。由于受井间干扰、伴热等影响，KM473井生产时出现了短期产能波动，但周期内产能变化趋势与计算结果一致。由于采用定液生产，生产初期地层压力不断下降，压力波由井筒向外传播，此时初期压力下降迅速，产量基本不变；生产后期，压力波传播到热区边界，井底流压降至最小值，产量开始下降，而此时地层平均压力下降缓慢。

图1 油水相渗曲线

图2 第1周期加热区压力随时间变化规律

图3 产能计算值与KM473井生产动态对比

2.2 与已发表产能公式对比

定液生产制度下，将该产能模型计算结果与文献[14]、[15]中普通蒸汽吞吐产能模型计算结果进行对比，结果如图4所示。由图4可知，基于过热蒸汽特点建立的产能模型计算结果与数模结果最吻合，更能反映过热蒸汽真实作用效果。

3 注汽参数优化

3.1 过热度

保持KM473井其他注汽参数不变，改变过热度，以周期采出程度为衡量指标，产能模型计算结果如图5所示。由图5可知，过热蒸汽与饱和蒸汽相比，能明显提高采出程度，但过高的过热度对采出程度影响较小。实际上，过高的过热度还会提高对锅炉、输汽管线等的要求，生产成本也升高，因此，针对KM473井，过热度在30 ℃为宜。

图4 不同计算方法得到的月产油量随时间变化

图5 周期采出程度随过热度变化关系

3.2 周期注汽量

保持其他注汽参数不变，改变周期注汽量，产能模型计算结果如图6所示。由图6可知，周期注汽量小于2 000 t时，采出程度随周期注汽量增加而迅速增加；周期注汽量大于2 000 t时，采出程度随周期注汽量增加不变甚至降低。这是因为注汽量较小时油层加热程度差并且压力较低，周期注汽量增加能明显改善加热效果并提升加热区压力；而周期注汽量过大时，注汽时间过长，影响正常生产，并造成近井含水饱和度上升，热能利用率下降等问题。针对KM473井，最佳周期注汽量为2 000 t。

图6 周期采出程度随周期注汽量变化关系

4 结 论

(1) 基于过热蒸汽状态方程推导出加热区半径计算公式，结合拟稳态产能公式推导出完整的过热蒸汽吞吐水平井产能预测模型。针对KM473井的计算结果表明：生产初期，加热区压力下降迅速，产能基本稳定；生产后期，压力下降缓慢，产能迅速下降。模型计算结果与数模结果吻合较好。

(2) 过热度和周期注气量的改变对采出程度具有一定的影响。随着过热度增加，采出程度先迅速增加后缓慢增加，KM473井的过热度以30℃为宜；随着周期注汽量增加，采出程度先迅速增加后增加缓慢甚至下降，KM473井的最佳周期注汽量为2 000 t。

[1] 李小平. 过热蒸汽吞吐开采方式及井网井距确定方法[J]. 油气田地面工程， 2014， 33(11)： 56.

[2] 崔连训， 庞占喜， 李媛媛， 等. 薄层稠油油藏过热蒸汽吞吐技术优势解析[J]. 科学技术与工程， 2012， 12(7)： 1659-1633.

[3] 吴向红， 许安著， 范海量. 稠油油藏过热蒸汽吞吐开采效果综合评价[J]. 石油勘探与开发， 2010， 37(5)： 608-613.

[4] 张贤松， 谢晓庆， 何春百. 海上稠油油田蒸汽吞吐注采参数优化研究[J]. 特种油气藏， 2015， 22(2)： 89-93.

[5] WILLMAN B T， VALLEROY V V， RUNBERG G W， et al. Laboratory studies of oil recovery by steam injection[J]. Journal of Petroleum Technology， 1961， 13(7)： 681-690.

[6] MARX J， LANGENHEIM R N. Reservoir heating by hot fluid injection petroleum transactions[J]. AIME， 1959， 216： 312-315.

[7] 刘春泽， 程林松， 刘洋， 等. 水平井蒸汽吞吐加热半径和地层参数计算模型[J]. 石油学报， 2008， 29(1)： 101-105.

[8] 顾乔元， 张继风， 张大鹏， 等. D油田东河砂岩组产量递减规律[J]. 大庆石油地质与开发， 2014， 33 (1)： 62-65.

[9] 曾玉强，刘蜀知，王琴，等.稠油蒸汽吞吐开采技术研究概述[J].特种油气藏，2006，13(6)：5-9.

[10] CHEN Yuanqian， ZHOU Cui，ZHANG Xialin， et al. Methods for predicting economically recoverable reserves and economic limit of steam-oil ratio of heavy oil reservoir by steam flooding recovery： comment on the prediction methods of the national industry standard[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency， 2015， 22(5)： 1-6.

[11] 倪学锋， 程林松. 水平井蒸汽吞吐热采过程中水平段加热范围计算模型[J]. 石油勘探与开发， 2005， 32(5)： 108-112.

[12] 张明禄， 刘洪波， 程林松. 稠油油藏水平井热采非等温流入动态模型[J]. 石油学报， 2004， 25(4)： 62-66.

[13] 王玉斗， 侯健， 陈月明， 等. 水平井蒸汽吞吐产能预测解析模型[J]. 石油钻探技术， 2005， 33(2)： 51-53.

[14] 郑舰， 陈更新， 刘鹏程. 一种新型蒸汽吞吐产能预测解析模型[J]. 石油天然气学报， 2011， 33(5)： 111-114.

[15] 周舰， 李颖川， 刘永辉， 等. 水平井蒸汽吞吐产能预测模型[J]. 重庆科技学院学报， 2012， 14(3)： 64-67.

[16] 周体尧. 稠油油藏注过热蒸汽开采机理[D]. 北京： 中国石油大学(北京)， 2010.

[17] CHEN Yueming. Steam injection and thermal production[M]. Dongying： China University of Petroleum Press， 1996： 64-125.

编辑 刘 巍

20151114；改回日期：20160328

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(2011ZX05012-004)

孙逢瑞(1990-)，男，2013年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业，现为中国石油大学(北京)油气田开发工程专业在读硕士研究生，主要从事热力采油方面的研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.029

TE357

A

1006-6535(2016)03-0122-04