渤海油田热采井井筒剖面温度数值模拟

林家昱，张羽臣，谢涛，霍宏博，王文

中海石油（中国）有限公司 天津分公司 （天津 300459）

0 引言

渤海油田自2008年起开始稠油热采开发实践，热采开发技术的应用使得单井产能明显增加[1-2]。热采开发是现阶段高效开发稠油油藏的主要技术之一，注蒸汽阶段井筒条件最差，井内温度最高，产生的井周热应力最大[3-4]。随着蒸汽注入，套管温度最终达到最高值，这一过程极易造成热采井套管损坏，甚至是采油阶段套损的成因[5]。所以，井筒温度变化对于研究注蒸汽套管损坏问题至关重要。

针对热采井的井筒温度国内外相关学者也有较多研究，Fortanilla等[6]推导了蒸汽注入期间的井筒传热计算模型，Hasan等[7]完善了井筒压力和热损失计算问题，Gunnar Skulason Kaldal等[8]建立了高温注汽井管柱的有限元模型，为热采井的管柱设计提供支持，单学军等[9]对热采过程中井筒温度的影响因素进行了分析，王厚东[10]、陈勇[11]等应用数值模拟对井筒热应力进行了分析。

1 海上水平井NB35-2-X井况

水平井NB35-2-X位于渤海NB35-2油田，最大井斜90.68°、井深1 578 m、水深12.20 m，井身结构如图1所示，井眼轨迹数据见表1。

2 温度场模拟条件假设

1）温度场模拟条件做如下假设：①固井质量良好，水泥环与地层紧密连接且形成组合弹性体；②全井段为厚度均匀的单一套管组成；③注蒸汽对地层原始地应力没有影响；④注蒸汽条件下井口无变化；⑤模型轴线方向无热量传递。

根据如上假设，建立套管/水泥环接触物理模型。建模过程中取TP100H套管，规格为177.8 mm×9.19 mm，水泥环壁厚32 mm，地层厚度100 m。

图1 水平井井身结构示意图

2）边界条件：井口注蒸汽温度350℃，蒸汽压力14 MPa，套管-水泥环-地层在上端井口全约束，即限制X、Y方向的移动和转动；在下端井底为自由状态，套管可自由伸缩，不受约束；地层右端面限制X、Y方向的移动。套管和水泥环之间采用接触连接方式，水泥环与地层之间粘合在一起。

3）材料参数。TP100H套管-水泥环-地层350℃时的力学性能参数见表2。

3 井筒温度场模拟及模拟计算

3.1 温度场剖面模拟

井筒参数计算做如下假设：①注入的湿蒸汽具有稳定流动特性；②油管、套管、水泥环同轴；③蒸汽不窜入油管环空中；④忽略油管扶正器的影响；⑤地表温度取当地平均气温，地层温度根据地表温度以及沿地层温度梯度计算得到；⑥注汽时间很长（超过1天）；⑦井筒传热为一维径向稳态传热，地层为一维非稳态传热。

表1 水平井NB35-2-X井眼轨迹

表2 TP100H套管管体350℃时力学性能参数

根据上述假设，可以看出：初始注入蒸汽，蒸汽井井筒沿径向的传热是非稳态的，当持续注入段较长时间后变为稳态，一般井筒传热应着眼于拟稳态传热的计算，传热计算也应建立在微元井筒基础上。从温度角度分析，高温蒸汽注入过程加热了井筒及周围的地层，热量自井筒向地层的扩散过程温差不大，而井筒传热温差很大；用地层的热扩散系数表征热量向地层的扩散过程，系数越小热量扩散速率越小，一般地层的热扩散系数都很小，说明地层的扩散速率很小；时间上分析，蒸汽加热井筒的持续性导致地层与井筒交界处的温度随着注汽过程缓慢上升。

由此可见，井筒传热是一个传热过程，而井筒外是一个热扩散过程。井筒传热温差很大，热量向地层扩散温差变化相对很小，地层热扩散速度很慢，热扩散温差很小，热扩散温差逐渐上升。

从本质上分析，注蒸汽热采井筒的传热过程本质是非稳态传热过程，同时通过油管的复合换热伴随有热辐射的导热过程。通过对传热过程特点的详细分析，将传热过程作为井筒内的稳态传热过程和井筒外的非稳态传热过程的组合，使问题得到简化，同时又不偏离问题的本质，因此这是既合理又有效简化问题的处理方法。

井筒热量传导理论模型中不稳定热传导模型：

式中：T为温度，℃；r为地层某点到井筒中心的距离，m；α为热扩散系数，m2/s；t为时间，s；Q为热量，W；λ为导热系数，W/（m·℃）；rw为井径，m。

边界条件：注汽温度350℃，边界温度40℃，设定视导热系数0.001。

应用ANSYS软件进行建模，选取PIPE288单元对热采井套管柱进行模拟，选取CONTA176接触单元、TARGE170目标单元模拟套管与水泥的接触。设置TP100H套管，依据实际的井眼轨迹，进行网格划分，设置边界条件，设置井筒内外的热传导模型，可得到水平井垂直+弯曲段有限元模型如图2所示。蒸汽吞吐热采工况350℃下，水平井垂直+弯曲段井筒温度场分布如图3所示。改变注汽温度，在注汽温度330℃、310℃、280℃下，温度场分布如图4所示。

图2 井筒温度场剖面有限元模型

图3 350℃注汽温度下水平井垂直+弯曲段温度场分布

图4 不同注汽温度下水平井垂直+弯曲段井筒温度场分布

水平井垂直+弯曲段井筒温度场分布数值模拟表明：边界温度不变，只改变注汽温度，井筒温度分布规律不变，只是温度大小发生改变。

水平油层段井筒的有限元数值模型如图5所示，水平油层段井筒温度场分布如图6所示。

图5 水平油层段有限元模型

图6 水平油层段井筒温度场分布图

3.2 井筒温度场模拟计算

使用Landmark软件的Wellcat模块，根据实际注入参数（图7、图8），模拟计算热采工况下的井筒温度场。以井口作为注入点，出口温度、压力、套压、注入热水量作为注热基础参数；用模拟的油管外壁温度与实际采油树温度进行比对，含5 h关井，注热作业时间435 h，隔热油管本体导热系数0.06，模拟不同综合导热系数（0.06～0.6）下的油温及井底温度的计算结果，如图8所示。

图7 累计注入量及注入压力

图8 Wellcat软件模拟计算井筒温度场分布图

在注入第370 h至375 h进行了6 h的设备维修，暂停注热，油温和井底温度均有一个下降过程，根据实际采油树的温度及模拟结果（图8），系统综合导热系数应该为0.4～0.6，井底最高温度为170～180℃。若综合导热系数降至0.06，井底温度可达到228℃。

4 结论

1）依据给定的热采井井身结构、地质条件及套管性能参数，建立了套管—水泥环接触物理模型、套管-水泥环-地层有限模型。

2）套管/水泥环/地层组成井筒温度场模拟结果表明：边界温度不变，只改变注汽温度，井筒温度分布规律不变；水平井中油层水平段温度梯度最高。

3）使用Landmark软件的Wellcat模块，根据NB35-2-X井实际注入参数，模拟计算热采工况下的井筒温度场。隔热油管本体导热系数0.06，根据模拟，系统综合导热系数应该为0.4～0.6，对应的井底最高温度为170～180℃。