一种早期蒸汽腔沿水平井发育规模检测方法与流程

预热结束后蒸汽腔发育规模及分布，用于优化井下压力分布，改善产液剖面，促进水 平井均匀动用。
10.为了实现以上目的，本发明采用以下技术方案：
11.本发明提供一种早期蒸汽腔沿水平井发育规模检测方法，该检测方法包括以下步 骤：
12.s100、获取水平注汽井的岩石碎屑组成和测井数据；
13.s200、根据测井数据计算水平注汽井在注汽温度下的导热系数；根据岩屑组成计 算水平注汽井在注汽温度下的比热容，进而结合测井数据计算水平注汽井不同段的热 扩散系数；
14.s300、水平井组开始注蒸汽进行循环预热；
15.s400、停止注汽，对水平注汽井进行降温试验；
16.s500、分析降温试验数据，并结合热扩散系数和注蒸汽时长，分析水平注汽井上 方形成的蒸汽腔规模。
17.在本领域中，常规测井数据包括如中子、自然伽马、电阻率、自然电位等，以及 解释的孔隙度、渗透率、含水饱和度、泥质含量等。
18.所述降温试验过程中热量自然的向地层深处传播，近井温度下降。
19.根据本发明的检测方法，优选的，所述降温试验数据包括降温试验过程中的温度
ꢀ-
时间数据；
20.分析降温试验数据的过程包括：
21.以log(δt)为横坐标，t
*
为纵坐标作关系图，拟合出一条过原点的直线，并得 到斜率k；
22.其中，δt为降温试验的时间，天；
23.t
*
通过式(13)得到：
[0024][0025]
式中：
[0026]
t为降温试验过程中测得的温度，℃；
[0027]
t
s
为循环注汽温度，℃；
[0028]
t
i
为初始油藏温度，℃。
[0029]
根据本发明的检测方法，优选的，所述分析水平注汽井上方形成的蒸汽腔规模包 括：
[0030]
通过式(17)计算得到蒸汽腔高度：
[0031][0032]
式中：
[0033]
r为蒸汽腔高度(即蒸汽腔加热半径)，m；
[0034]
λ＝8.64
×
104，(1天＝86400s)；
[0035]
α为热扩散系数，m2/s；
[0036]
δt为降温试验的时间，天；
[0037]
t
j
为注汽天数，天。
[0038]
根据本发明的检测方法，优选的，所述热扩散系数通过式(20)计算得到：
[0039]
α＝λ/ρc
p
ꢀꢀ
(20)
[0040]
式中：
[0041]
λ为水平注汽井在注汽温度下的导热系数，w/(m
·
℃)；
[0042]
ρ为密度，kg/m3；
[0043]
c
p
为水平注汽井在注汽温度下的比热容，j/(g
·
k)。
[0044]
根据本发明的检测方法，优选的，所述水平注汽井在注汽温度下的导热系数λ通 过式(23)计算得到：
[0045][0046]
式中：
[0047]
λ
h
为水平注汽井某一水平段导热系数，w/(m
·
℃)；
[0048]
ф为孔隙度；
[0049]
s1为总液相饱和度，取s1＝1；
[0050]
t为温度，℃。
[0051]
根据本发明的检测方法，优选的，所述水平注汽井在注汽温度下的比热容c
p
通 过式(24)计算得到：
[0052]
c
p
＝f
cs
c
p,css
f
fs
c
p,fs
f
b
c
p,b
f
w
c
omw
ꢀꢀ
(24)
[0053]
式中：
[0054]
f
cs
为粗砂质量分数；
[0055]
f
fs
为细砂质量分数；
[0056]
f
b
为原油质量分数；
[0057]
f
w
为水质量分数；
[0058]
c
p,b
为原油比热容，j/(g
·
k)；
[0059]
c
p,cs
为粗砂比热容，j/(g
·
k)；
[0060]
c
p,fs
为细砂比热容，j/(g
·
k)；
[0061]
c
p,w
为水比热容，j/(g
·
k)；
[0062]
t为温度，℃，50-300℃。
[0063]
根据本发明的检测方法，优选的，由测井分析获得岩石碎屑组成，包括 粗砂质量分数f
cs
、细砂质量分数f
fs
和原油质量分数f
b
；
[0064]
水质量分数f
w
通过下式计算得到：
[0065][0066]
式中：
[0067]
k
b
为油的压缩系数，pa；
表示如下：
[0097][0098]
其中，
[0099]
t
i
为初始温度，℃；
[0100]
q为单位长度上的热通量，w/m；
[0101]
k为导热系数，w/m
·
℃；
[0102]
γ＝r2/(4λα)；
[0103]
λ＝8.64
×
104(1day＝86400s)；
[0104]
式中的e
i
是一个指数函数，它的定义如下：
[0105][0106]
其中，
[0107]
u为虚拟变量；
[0108][0109]
该指数函数可以经过一系列的变换变为更简单的形式：
[0110][0111]
该式中，n的大小取决于x的数量级以及要求的解的精度。当x<0.01时，方程 (5)可化简为：
[0112]
e
i
(-x)＝ln(1.781x)
ꢀꢀ
(6)
[0113]
将e
i
代入式(3)，得：
[0114][0115]
其中，s代表的是热表皮效应。
[0116]
当γ/t<0.01且忽略热表皮效应(s＝0)，上式变为：
[0117][0118]
此处，
[0119][0120]
人们常用式(8)来进行物体的热物性脉冲测试，这种方法就是用式(8b)来计 算导热系数的。
[0121]
恒温条件下的瞬态解
[0122]
在常规的蒸汽注入或循环阶段，如果井眼内已经饱和了蒸汽，那么该井的压力和 温度应当是一定的。在这种情况下，热通量并不是恒定不变的，而是持续递减的。这 个恒压条件下的瞬时变化的过程有很多学者已经描述过了。同样的，持续恒定稳定温 度的蒸汽注入一段时间后，可以得到：
[0123][0124]
其中，
[0125][0126]
然而，式(9)所存在的问题就是在蒸汽注入过程中对于水平井井眼内部各部分 的热流量q的准确测量是很难做到的。实际上，这正是评价热传导效率和确定早起蒸 汽腔发育效果所需要的，因此一维的非稳态解并不能满足要求。
[0127]
温度衰减测试
[0128]
温度衰减测试被广泛应用于油气藏的储层流动特征估计，温度衰减试验可用于现 场加热过程，以确定沿水平井筒的加热特性。
[0129]
在sagd作业中，循环注汽较长时间后，通常进行降温试验。将温度记录仪(热 电偶或光纤传感器)放置于井筒中，沿水平井筒记录温度。当停止注汽进入降温环节 时，沿井筒的温度出现早期迅速下降，后期缓慢下降的趋势。温度下降速率将随温度 记录仪的位置而变化。当循环注汽温度为t
s
，初始油藏温度为t
i
，闷井时井筒内温度 为t时，根据式(3)和(9)，得出式(10)和(11)：
[0130][0131][0132]
其中，
[0133]
q
j
为闷井前热流量，w/m；
[0134]
k为导热系数，w/m
·
℃；
[0135]
δt为闷井时间，天；
[0136]
t
j
为注汽天数，天；
[0137]
γ
rw
＝r2/(4λα)
[0138]
q
j
无法准确测量，但随时间而下降。结合式(10)和(11)，消除q
j
。无量纲温度 t
*
定义为：
[0139][0140]
其中，
[0141][0142]
式(13)中，井筒温度t为试验测得数据，t
s
，t
i
为已知条件。因此可根据试验 得出t
*
。公式(13)中，以log(δt)为横坐标，t
*
为纵坐标作关系图，得出一条过原点 的直线，拟合可得出斜率k：
[0143][0144]
当开发时间足够长时，t
j
>>δt，δt可忽略不计，根据k值，即可计算γ
rw
：
[0145][0146]
因此，α可表示为：
[0147][0148]
蒸汽腔加热半径r为：
[0149][0150]
应用条件
[0151]
通过数学推导，本发明可以得到双热源某点处的温度与时间、距离的关系，但该 方程的推导需要一定的前提条件：
[0152]
1)忽略井筒附近垂向上的物性变化，包括热扩散系数α、含油饱和度soi、孔隙 度、密度等；
[0153]
2)地层内的热传递方式仅为热传导，不考虑热对流；
[0154]
3)注汽条件稳定，即温度、压力、流量恒定；
[0155]
4)闷井测试时间远小于注蒸汽时间；
[0156]
5)注汽、闷井测试过程中储层孔隙度不变；
[0157]
6)液相饱和度为残余油饱和度。
[0158]
本发明的有益效果包括：
[0159]
本发明利用已有钻井、测井数据，结合简单闷井作业，即可获得不同水平段的热 物性参数及蒸汽腔发育规模，进而辅助判断局部吸汽和产液能力，辅助进行调控优化 方案编制。具有操作技术要求低，节省成本，且可靠性高，没有严苛作业限制等优势。
[0160]
本发明在此提供一具体应用过程，可以包括以下步骤，但并不以此未限定，实际 应用过程中可根据现有条件对各步骤进行省略或调整。
[0161]
1)先在油藏底界上方(例如上方约1m处)钻水平生产井；
[0162]
2)然后用常规磁导向技术，在水平生产井垂上方(例如垂上方约5m处)钻水 平注汽井，边钻进边录取岩屑，并分析获得岩屑组成；
[0163]
3)完钻后下入测井工具，获得水平注汽井附近的孔隙度、含油饱和度、密度等 信息；
[0164]
4)根据测井解释的孔隙度和注气温度，计算水平注汽井附近储层岩石在注汽温 度下的导热系数λ；根据水平注汽井不同段录得的岩屑，分析其组成zi，计算注汽温 度下的比热容c
p
；再结合测井获得的密度数据，可计算出水平注汽井不同段的热扩 散系数α；
[0165]
5)再下入管柱结构，水平注汽井内下入光纤连续测温，水平生产井内下入连续 油管，内置分布式热电偶；
[0166]
6)水平井组开始蒸汽循环，注汽温度、压力和流量恒定，循环预热持续足够长 时间，一般大于3个月；
[0167]
7)停止注汽，进行闷井；水平注汽井内的光纤连续记录温度-时间数据；
[0168]
8)结束闷井，并分析该阶段的温度下降数据；以log(δt)为横坐标，t
*
为纵坐标 作关系图，得出一条过原点的直线，拟合可得出斜率k；再结合热扩散系数α和注蒸 汽时长t
j
，根据的关系，分析水平注汽井上方形成的蒸汽腔规模。
[0169]
本发明通过随钻解释、测井解释和经验关系的应用，获得沿水平注汽井的油藏热 物性参数；在水平注汽井内下入连续测温装置，循环预热完后进行闷井，由连续测温 装置记录闷井阶段的温度随时间的关系。将记录的数据拟合，并代入推导的非稳态传 热模型中，可计算出沿水平井发育的蒸汽腔半径。
附图说明
[0170]
图1为一维单热源非稳态传热示意图。
[0171]
图2为实施例中一个循环预热-闷井过程中注汽井内光纤记录的井下温度t随时 间t的变化图。
[0172]
图3为实施例中对一个循环预热-闷井过程中t*-log10(t)数据拟合处理图。
[0173]
图4为实施例中沿水平井的热扩散系数图。
[0174]
图5为实施例中沿水平井的蒸汽腔高度图。
具体实施方式
[0175]
为了更清楚地说明本发明，下面结合优选实施例对本发明做进一步的说明。本领 域技术人员应当理解，下面所具体描述的内容是说明性的而非限制性的，不应以此限 制本发明的保护范围。
[0176]
本发明所有数值指定(例如温度、时间、浓度及重量等，包括其中每一者的范围) 通常可是适当以0.1或1.0的增量改变( )或(-)的近似值。所有数值指定均可理解为前 面有术语“约”。
[0177]
本实施例对以下油藏进行早期蒸汽腔沿水平井发育规模的检测。
[0178]
1、油藏地质及sagd操作条件
[0179]
目标油藏的地质及操作参数如表1所示：
[0180]
表1 实施例油藏地质及操作参数表
[0181]
[0182][0183]
2、沿水平井油藏热物性参数测定
[0184]
通过测井分析，得到岩石碎屑组成和饱和油水数据，水平注汽井某一水平段的碎 屑组成见下表2：
[0185]
表2 水平注汽井某一水平段的岩石碎屑组成
[0186]
组分质量分数油0.1044粗砂0.3145细砂0.5531
[0187]
结合经验关系，获得不同部位的油层热物性参数λ、cp、ρ、α(t)。以下为一个钻 井获得的岩屑成分分析结果，结合这个例子展开说明热物性参数的确定过程。
[0188]
1)沿水平井稠油油藏的密度
[0189]
包括油密度、水密度、粗砂密度、细砂密度和饱和油水岩样平均密度。通过取样 分析，可测得油、水、粗砂、细砂的密度。饱和稠油的油砂的密度通过测井解释获得， 以下表3为水平注汽井某一水平段的油砂密度。
[0190]
表3 水平注汽井某一水平段的油砂密度
[0191]
温度饱和稠油油砂密度(g/ml)202.2403
[0192]
2)沿水平井稠油油藏的孔隙度ф
[0193]
通过测井解释获得，水平注汽井某一水平段的孔隙度为30.5％。
[0194]
3)沿水平井稠油油藏的导热系数λ
[0195]
应用如下关系式，计算稠油油藏导热系数随温度的变化：
[0196][0197]
λ
h
，导热系数(w/(m
·
℃))
[0198]
ф，孔隙度
[0199]
s1，总液相饱和度
[0200]
t，温度(℃)
[0201]
油藏中不含气，故取s1＝1。将总液相饱和度s1和孔隙度ф及注汽温度t代入 以上关系式，可得到导热系数λ。下表4为水平注汽井某一水平段的导热系数在不同 温度下的数据。
[0202]
表4 水平注汽井某一水平段不同温度下的导热系数
[0203]
温度导热系数λ(w/(m
·
℃))204.0034503.79461003.50591503.27162003.07672252.99082502.9113
[0204]
4)沿水平井稠油油藏的比热容
[0205]
应用如下关系式，计算稠油油藏比热容，
[0206]
c
p
＝f
cs
c
p,css
f
fs
c
p,fs
f
b
c
p,b
f
w
c
omw
ꢀꢀ
(24)
[0207]
其中，
[0208]
f
cs
，粗砂质量分数
[0209]
f
fs
，细砂质量分数
[0210]
f
b
，原油质量分数
[0211]
f
w
，水质量分数
[0212]
c
p,b
，原油比热容j/(g
·
k)
[0213]
c
p,cs
，粗砂比热容j/(g
·
k)
[0214]
c
p,fs
，细砂比热容j/(g
·
k)
[0215]
c
p,w
，水比热容j/(g
·
k)
[0216]
t，温度，℃，(50-300℃)
[0217]
按以下经验关系计算各组分的比热容：
[0218]
c
p,cs
＝0.738 1.518
×
10-3
t-2.026
×
10-6
t2[0219]
c
p,fs
＝0.778 1.400
×
10-3
t-0.964
×
10-6
t2[0220]
c
p,b
＝1.557 5.219
×
10-3
t-8.686
×
10-6
t2[0221]
c
p,w
＝4.19j/(g
·
k)
[0222]
钻水平井过程中录取岩屑，获得每个水平段内的具有混合平均的岩屑组成样品， 分析后可获得粗砂、细砂、原油的质量分率，再结合测井解释的初始含油饱和度soi， 可计
算出水的质量分率
[0223]
k
b
为油的压缩系数，pa；
[0224]
k
w
为水的压缩系数，pa；
[0225]
ρ
b
为油的密度，kg/m3；
[0226]
ρ
w
为水的密度，kg/m3；
[0227]
△
p为注气压力与大气压的差，pa。
[0228]
5)沿水平井稠油油藏的热扩散系数
[0229]
α＝λ/ρc
p
ꢀꢀ
(20)
[0230]
综上所述，通过测井数据，结合以上关系式，即可获得不同水平段的油层热物性 参数λ、cp、α。下表5为水平注汽井某一水平段上的热扩散系数α(t)随温度的计算 结果。
[0231]
表5 水平注汽井某一水平段不同温度下的热扩散系数α
[0232]
温度热扩散系数(10-6
m2/s)201.8282501.79511001.74721501.71322001.69242251.68612501.6825
[0233]
下表6为计算的某一水平井在不同段处的热扩散系数。
[0234]
表6 某一水平井在不同段处的热扩散系数
[0235]
井位置(m)t
s
(℃)热扩散系数α(10-6
m2/s)202211.6868502211.65221002211.68681502211.65342002211.65342502211.68753002211.68653502211.68693902211.6766
[0236]
3、沿水平井蒸汽腔发育规模检测
[0237]
停止注汽后闷井，连续监测注汽井内光纤记录的井下温度t随时间t的变化，图 2为一个循环预热-闷井过程中记录的温度-时间关系。
[0238]
已知油藏初始温度ti，注汽温度ts以及闷井阶段井下温度t，通过可
计算参数t
*
，将各点记录的数据t*-log
10
(t)作图(见图3)，求出不同测温点的斜率 k，拟合结果如下表7所示：
[0239]
表7 t*-log
10
(t)图拟合结果
[0240][0241]
由于已知闷井时间δt、注汽天数t
j
，根据以下关系即可计算γ
rw
，
[0242][0243]
结合该点的热扩散系数α
i
，根据以下公式，即可计算出r，即蒸汽腔的发育规模， 结果如表8所示。
[0244][0245]
表8 循环预热后闷井测试解释的蒸汽腔发育规模
[0246][0247]
由以上计算的结果，可绘制沿水平井的αi(图4)及蒸汽腔高度r(图5)。
[0248]
本发明利用已有钻井、测井数据，结合简单闷井作业，即可获得不同水平段的热 物性参数及汽腔发育规模，进而辅助判断局部吸汽和产液能力，辅助进行调控优化方 案编制。具有操作技术要求低，节省成本，且可靠性高，没有严苛作业限制等优势。
[0249]
显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对 本发明的实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上 还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是 属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围 之列。