稠油热采井微差井温解释技术及应用

吕小霞（中石油大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司第九大队，黑龙江 大庆 163853）

稠油的资源量十分巨大，是21世纪的重要资源。在我国，已先后在全国12个盆地中发现了70多个稠油油田，并建立了辽河油田等5大稠油开发区。大庆西部稠油资源是增加外围产量的重要组成部分，主要分布在西部超覆带和泰康隆起带2个二级构造单元内，从勘探成果看，展示了良好的前景。目前已在江桥、阿拉新、平洋、他拉红和新发地区勘探出各类储量4372.3×104t。

大庆西部外围的稠油资源储层具有 “薄、散、低、松”的特征，流体性质有 “两中三低”的特点。为了有效开采这部分稠油资源，大庆的稠油井主要采用先期蒸汽吞吐后期蒸汽驱的热力开采方式，处在蒸汽吞吐的初级阶段。

稠油的黏度对温度极为敏感，随温度升高，原油黏度急剧下降。比如说温度从37℃升高到204℃时，稠油的黏度降低到原来的1/350（见图1）；同样条件下，轻质油的黏度只降低至原来的1/12；水的黏度只降低至原来黏度的1/4。正是利用稠油的这种特性，进行蒸汽热力开采。因此，温度资料在稠油测试中如何进行监测及解释就显得尤为重要。为此，笔者根据实际情况研究编制了一种微差井温解释软件，以实现对温度资料的定量和定性解释。

图1 黏温曲线

1 温度测井的定量解释方法

当流体被注入或从井内产出时，井筒温度会偏离地层温度。生产井中，生产层上部的流体温度要高于地层温度。因此，井筒温度大于相应的地层温度。由于注入水温度通常低于地层温度，井筒温度就比相应深度的地层温度低（见图2）。井筒的温度是动态变化的，变化快慢取决于流量、完井方式、流体和地层导热特性等。

图2 测试井曲线

图3 井筒内热交换

根据图3建立井筒生产或注入条件下的温度分布特性（条件是井筒流动，地层不流动，流体具有不可压缩性），从而可以得到定量解释温度测井的公式［1］：

式中，Z为总传热系数；Tw为流体的井眼温度，℃；Tinit是初始温度，℃；Qf为小层注汽量，kg/h；1代表第1层段；2代表第2层段。

2 实际应用

2.1 利用温度数据定量解释小层吸汽百分比

大庆油田目前进行稠油测试的大部分稠油井都位于西部超覆带的江37区块，以该区块的2口井江37-32-斜14井和江37-30-14井为例进行计算，基本注汽参数如下：江37-32-斜14井于2008年1月3日进行微差井温测试，第1周期注汽量为1390t，注汽压力为13.7MPa，注汽温度为345℃，干度为74%，注汽时间为9d；江37-30-14井于2008年1月3日进行微差井温测试，第1周期注汽量为1287t，注汽压力为13.3MPa，注汽温度为343℃，干度为70%，注汽时间为8d。

利用微差井温解释软件对2口井的测试数据进行解释，并与实测的解释结果进行对比，对比分析结果如表1所示。表1数据表明，解释的吸汽百分比与实测的解释结果相差不大，一致性较好。

2.2 定性判断主吸汽层

江37-34-10井于2008年8月15日进行高温吸汽剖面测试，第1周期注汽量为700t，注汽压力为15.5MPa，注汽温度为347℃，干度为71%，注汽时间为7d；江37-32-斜14井于2008年1月2日进行高温吸汽剖面测试，第1周期注汽量为1390t，注汽压力为13.7MPa，注汽温度为345℃，干度为74%，注汽时间为9d。利用微差井温软件对测试数据进行解释，与涡轮实测数据进行对比，解释结果如表2所示。表2结果表明，微差软件计算的吸汽百分比与涡轮实测的有偏差，但是可以定性判读出主次吸汽层，分析原因如下：①用温度数据计算吸汽百分比时要求达到稳态，而注汽过程未达到稳态；②温度滞后对计算结果的影响；③涡轮实测吸汽百分比时需要考虑压力、温度和干度对涡轮转速的影响。

由于注蒸汽井筒中不同井段的压力温度值不是恒定，因此，在各小层吸汽解释时不能单纯的只考虑测试流量的变化，必须加上压力和温度的变化对流量造成的影响；同样注入高温蒸汽在层位附近的干度变化对涡轮也有影响。目前涡轮测流量没有考虑温度、压力和干度的影响，必然导致实测数据有一定的误差。所以2种方法得到的吸汽百分比有很大的差异，没有明显的规律。

表1 微差井温解释软件与实测解释结果对比分析

表2 微差井温解释软件与涡轮实测对比分析

3 结论

1）微差井温解释软件可对井温资料进行定量解释，计算小层吸汽百分比，符合实际情况。

2）可以对温度资料进行定性解释，判断主次吸汽层位。

［1］陈月明.注蒸汽热力采油 ［M］.北京：中国石油大学出版社，1996.

［编辑］ 洪云飞