東曉虎,劉慧卿,侯吉瑞,陳掌星,3

(1.中國石油大學石油工程教育部重點實驗室,北京102249; 2.中國石油大學提高采收率研究院,北京102249;3.加拿大卡爾加里大學石油與化學工程系,阿爾伯塔卡爾加里T2N 1N4)

?

非凝析氣與蒸汽混注水平井井筒流動傳熱特征

東曉虎1,2,3,劉慧卿1,侯吉瑞2,陳掌星1,3

(1.中國石油大學石油工程教育部重點實驗室,北京102249; 2.中國石油大學提高采收率研究院,北京102249;3.加拿大卡爾加里大學石油與化學工程系,阿爾伯塔卡爾加里T2N 1N4)

為了準確預測非凝析氣與蒸汽混注水平井的井筒沿程流動特征,基于熱采水平井管柱跟端注汽與趾端注汽模式,充分考慮水平井的孔眼出流、壓降損失以及注入流體的熱效應和相態(tài)特征,建立射孔水平井混注非凝析氣(N2、CO2)與蒸汽時的井筒沿程變質(zhì)量流動半解析模型。采用井筒細分微元與節(jié)點分析方法進行求解,對氣汽混注下的稠油水平井井筒沿程流動特征進行研究,并探討各注入?yún)?shù)對于井筒流動特征的影響。結(jié)果表明:模型的模擬結(jié)果顯示僅靠近注汽點位置處的井段加熱效果較好,這與礦場實際情況較為吻合;相比傳統(tǒng)注蒸汽,氣汽混注下的水平井熱有效長度更長,加熱效果更好;不同注汽模式的水平井具有不同的加熱效果,在實際生產(chǎn)過程中,可以輪回改變注入管柱的下入深度,實現(xiàn)不同的加熱模式,改善水平段油藏加熱效果。

稠油油藏; 水平井; 蒸汽; 非凝析氣; 傳熱

引用格式:東曉虎,劉慧卿,侯吉瑞,等.非凝析氣與蒸汽混注水平井井筒流動傳熱特征[J].中國石油大學學報(自然科學版),2016,40(2):105-114.

DONG Xiaohu,LIU Huiqing,HOU Jirui,et al.Transient fluid flow and heat transfer characteristics during co-injection of steam and non-condensable gases in horizontal wells[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2016,40(2):105-114.

水平井氣體輔助蒸汽注入技術(shù)是目前油田礦場常用的一種稠油油藏提高采收率技術(shù),目前已在勝利油田、新疆油田以及渤海油田的部分稠油區(qū)塊成功實施[1-3]。與傳統(tǒng)的飽和蒸汽不同,這種非凝析氣體的加入可以極大地改善原單一蒸汽相的熱物性特征。這種新的攜熱流體壓縮性更強,具有更高的膨脹性能,注入油層之后可以有效降低稠油黏度,改善稠油的滲流特性,提高油藏開發(fā)效果[4-6]。水平井井筒沿程的變質(zhì)量流動特征是水平井油藏開發(fā)過程中不可忽略的關鍵環(huán)節(jié),主要是由水平段地層的沿程非均質(zhì)特征、射孔孔眼的出/入流特征以及井筒沿程的壓力損失引起的。Dikken[7]率先提出水平井筒內(nèi)的壓降問題,并推導了裸眼完井方式下的單相、紊流生產(chǎn)時的輕質(zhì)油藏水平井產(chǎn)量模型。之后,眾多的國內(nèi)外專家學者通過采用室內(nèi)試驗與數(shù)值模擬方法研究了裸眼及射孔水平井的井筒壓降特征,對輕質(zhì)油藏水平井的井筒流動規(guī)律進行了探討[8-10]。對于注入傳統(tǒng)飽和蒸汽的熱水平井,吳淑紅等[11]、吳永彬等[12]、陳德民等[13]以及Wu等[14]分別研究了注蒸汽條件下的水平井井筒流動特征,對注蒸汽水平井的產(chǎn)能方程和流入動態(tài)進行了評價。對于非凝析氣-蒸汽混注的水平井井筒流動特征,與傳統(tǒng)飽和蒸汽相比,這種攜熱流體在水平井筒內(nèi)部的流動與傳熱須考慮多種介質(zhì)和相態(tài)之間的物性變化,具有復雜性與多變性,模擬過程更為繁瑣?；跓岵伤骄苤俗⑵c趾端注汽兩種模式,通過耦合熱混合流體與油藏之間的傳熱傳質(zhì)及壓降特征,筆者充分考慮水平井的孔眼出流、壓降損失以及熱流體熱效應和相態(tài)特征,建立射孔水平井混注非凝析氣(N2、CO2)與蒸汽時的井筒變質(zhì)量流動半解析模型,并采用井筒細分微元方法和節(jié)點分析方法進行模型求解,對氣汽混注的稠油水平井沿程流動特征進行研究。

1　模型的建立

1.1模型假設

根據(jù)混注流體中蒸汽組分的熱狀態(tài)不同,可將該混注流體劃分為過熱型的混注流體和飽和型的混注流體?；旌狭黧w經(jīng)過垂直段井筒進入水平完井段后,通過射孔孔眼進入地層,由于溫差的存在還會產(chǎn)生一定的傳熱損失,該過程是一個變質(zhì)量、變相態(tài)的流動過程。建立如圖1所示的兩種射孔水平井氣汽混注過程的井筒沿程流動特征模型。假設:①混注過程中,水平井跟端的流體狀態(tài)參數(shù)保持不變;②忽略熱流體注入過程中由于油藏溫度壓力變化所引起的儲層物性特征變化;③沿水平井井筒方向上各射孔孔眼尺寸、孔密以及相位角一致;④水平井井筒與水泥環(huán)之間為一維穩(wěn)定傳熱,水泥環(huán)與地層之間為徑向不穩(wěn)定傳熱,并忽略流體沿水平段井軸方向上的傳熱。

圖1　常用稠油油藏熱采水平井注汽模式Fig.1　Commonly used steam injection modes of thermal horizontal well

1.2耦合模型的建立

1.2.1壓力梯度模型

沿水平井井筒方向?qū)⒕布毞譃镹段,取其中一微元段,如圖2所示,分別建立井筒注汽過程中的微元段質(zhì)量守恒與動量守恒方程。

圖2　水平井井筒微元段流動示意圖Fig.2　Sketch map of horizontal wellbore micro control element

質(zhì)量守恒方程為

ρ1v1A=ρ2v2A=is.

(1)

動量守恒方程為

(2)

(3)

式中,ρ1和ρ2分別為微元井段前后兩截面的流體密度,kg/m3;v1和v2分別為微元井段前后兩截面的流體流速,m/s;A為橫截面積,m2;is為井筒內(nèi)混合流體的質(zhì)量流量,kg/s;ρm為微元段混合流體平均密度,kg/m3;θ為微元段井斜角,(°);τf為微元段水蒸氣所受摩擦力,N;d為油管內(nèi)徑,m。

對于射孔完井的水平井,既要考慮主井筒未射孔段的流動壓降損失也要考慮射孔孔眼所引起的額外壓降損失。對于井筒總摩阻系數(shù)的計算,包括主井筒摩阻系數(shù)fmain與射孔孔眼摩阻系數(shù)fperf兩部分,

ftp=fmain+fperf.

(4)

對于主井筒摩阻系數(shù)fmain,當注入流體為過熱型時,流體流動為單一氣相流;當為飽和型時,流動為氣液兩相流。無論是對于單一氣相流動過程還是氣液兩相流動過程,均可采用雷諾數(shù)評價方法求取混合流體沿水平井筒流動的摩擦阻力系數(shù),兩個流動過程的雷諾數(shù)表達式分別為

(5)

(6)

式中，D為注汽管柱內(nèi)徑,m;Q為主井筒流體流量,m3/s。

對于單一氣相流可采用單氣相雷諾數(shù)評價準則進行。對于水平井筒內(nèi)氣液兩相流的摩阻系數(shù)計算,常用的有試驗方法、關聯(lián)式方法以及Moody圖版方法[15-17]。這里采用Beggs-Brill方法,該方法是一種關聯(lián)式方法,將水平氣液兩相管流分為分離流、間歇流以及分散流3類流型,通過微元段的氣液流動參數(shù)判別流動型態(tài),在此基礎上求取微元段的氣液兩相流持液率El,依據(jù)式(6)得到氣液兩相流的雷諾數(shù),最終獲得兩相摩擦阻力系數(shù)。

對于由于射孔孔眼流出所導致的摩阻系數(shù)fperf,求解式[10,18]為

(7)

式中,n為射孔孔密,孔/m;qmi為微元段總吸汽量,m3/s。

1.2.2地層吸氣能力模型

氣汽混合流體進入水平段后,通過射孔孔眼進入地層,井筒微元段的總吸氣量qmi可以通過地層的采液指數(shù)與吸氣指數(shù)確定[13,19],

qmi=JiIiΔp=JiIi(pi-pe).

(8)

式中,Ji為采液指數(shù)[13];Ii為吸氣指數(shù)[19];pi為井筒微元段混合熱流體的注入壓力,MPa;pe為微元段的地層壓力,MPa。

1.2.3蒸汽干度模型

考慮到非凝析氣的存在,該混合流體存在相平衡問題,依據(jù)飽和蒸汽的PVT特征,對于具有一定干度的飽和水蒸氣,干飽和蒸汽在總氣相中所占的摩爾分數(shù)為

(9)

依據(jù)氣汽混合流體的組成特征,有

(10)

對方程(10)兩邊關于水平井筒長度l求導,得

(11)

式中,Mi(i=H2O、CO2、N2) 為組分i的分子量,g/mol;Gi(i=H2O、CO2、N2)為組分i的質(zhì)量流量,kg/s;x為蒸汽干度;ps為干飽和蒸汽的飽和蒸汽壓,MPa。

1.2.4混合流體溫度模型

井筒微元上流動單元內(nèi)的能量變化包括縱向流體質(zhì)量變化、徑向流動帶到油層的熱量和徑向?qū)崃?并考慮沿程摩擦做功產(chǎn)生的能量損失,則微元段上井筒內(nèi)流體的能量守恒方程為

(12)

其中

Hm=GCO2HCO2(T)+GN2HN2(T)+xGH2OHs(T)+

(1-x)GH2OHw(T),

式中,vm為微元段內(nèi)主井筒的氣汽混合流體平均流速,m/s;vr為氣汽混合流體通過射孔孔眼進入地層的平均流速,m/s;Hm為氣汽混合流體的總熱焓,kJ/kg。

1.2.5混合流體傳熱量計算模型

與常規(guī)井筒的徑向熱傳遞過程不同,氣汽混合流體在水平段的徑向傳熱量為熱流體通過套管和水泥環(huán)向油層的導熱量。對于套管內(nèi)壁至水泥環(huán)外緣的傳熱[20-21]:

dQ=2πrciU(Ts-Tw)dz.

(13)

其中，總傳熱系數(shù)U為

(14)

對于水泥環(huán)與地層間的不穩(wěn)定導熱,可以表示為

(15)

其中,f(t)為無因次地層導熱時間函數(shù),可以采用Hasan模型進行求解[20]:

(16)

式中,τD為無因次時間。

1.3模型中間參數(shù)處理

1.3.1混合熱流體密度

由于非凝析氣的存在,該混合熱流體具有較強的壓縮性,在確定流體密度時須充分考慮流體壓縮性的影響。目前用于描述混合氣體PVT特性的模型主要有維里方程、多參數(shù)狀態(tài)方程以及對比態(tài)關聯(lián)模型[22],選取PR狀態(tài)方程描述混合非凝析氣體的PVT特性,該方程可以較為準確地預測混合氣體的相平衡特征,屬于立方型狀態(tài)方程的一種。

(17)

其中

式中,Ωa和Ωb為常數(shù),Ωa=0.457 24,Ωb=0.077 80;ω為某一氣體的偏心因子;pc為臨界壓力,MPa;Tc為臨界溫度,K;Tri為對比溫度。

對于N2與CO2的二元混合物體系,采用van der Waals-1混合規(guī)則求解參數(shù)a和b,

(18)

其中

kii=kjj=0,kij=kji.

該混合非凝析氣體在某一溫度、壓力下的摩爾密度為

(19)

對于飽和蒸汽的密度計算,求解式為

ρws=xρw+(1-x)ρs.

(20)

式中,ρw為水相密度;ρs為氣相密度。

1.3.2混合熱流體黏度

對于混合氣體的黏度計算,目前主要的做法是先求取低壓下單一氣體純組分的黏度,之后按一定混合規(guī)則求取混合氣體的黏度數(shù)值,再依據(jù)壓力矯正求取該壓力數(shù)值下的混合氣體黏度值。

(1) 純氣體組分黏度。對于純氣體組分黏度計算,常用的方法有對比態(tài)法、經(jīng)驗關聯(lián)式法及圖版法。其中對比態(tài)法主要是根據(jù)物質(zhì)的臨界參數(shù)數(shù)據(jù)預計氣體的黏度數(shù)值,是常用的純組分氣體黏度確定方法,有簡單指數(shù)法、Goluber法、Thodos法以及Reichenberg法[5,22]?？紤]到CO2與N2氣體的臨界特征,這里采用簡單指數(shù)法模型求取純非凝析氣體(N2,CO2)的黏度,

(21)

其中

(2) 混合氣體黏度規(guī)則。采用平方根模型求取氣汽混合流體的黏度為

(22)

(3) 高壓氣體黏度矯正。處于高壓條件下的氣體也稱為稠氣體,目前推算稠氣體混合物黏度的方法有Lucas方法、Chung方法和剩余黏度法矯正[22],這里采用剩余黏度法矯正體系壓力對氣汽混合流體黏度的影響,

(μm-μmo)ξm=1.08[exp(1.439ρrm)-

(23)

其中

式中,pcm、Tcm和Zcm分別為氣汽混合流體的臨界壓力、溫度和壓縮因子。

1.3.3地層參數(shù)變化模型

考慮氣汽混合流體注入對油層內(nèi)壓力場的影響。非凝析氣體與蒸汽注入油層之后,油層壓力水平發(fā)生變化,在流體注入過程中,油藏的不穩(wěn)定流動方程[23-24]為

(24)

式中,β為單位換算系數(shù),0.754 6;Tw為蒸汽溫度,K;ks為蒸汽有效滲透率,10-3μm2。

1.3.4輔助方程

(1) 混合流體質(zhì)量流量約束方程。在氣汽混合流體注入過程中,水平井筒內(nèi)的總質(zhì)量流量保持不變,

(25)

主井筒軸向流體質(zhì)量流量為

(26)

(2) 蒸汽組分狀態(tài)方程。對于水蒸氣的熱狀態(tài),包括過熱態(tài)與飽和態(tài)兩種情況,可依據(jù)水蒸氣的飽和蒸汽壓曲線進行判別,

(27)

2　模型求解

采用細分微元方法,將水平段井筒細分,每一微元段長度均為Δl,采用節(jié)點分析方法進行模擬計算,對于跟端注汽模式的水平井從跟端開始計算,對于趾端模式則從趾端開始計算。計算步驟為:

(1) 模型初始化及參數(shù)輸入。

(2) 判斷微元段內(nèi)混合流體中的蒸汽組分熱狀態(tài):屬于過熱型,則按照單一氣相流動過程計算;屬于飽和型,則按照氣液兩相流動過程計算。

(3) 分別依據(jù)相應的單相流動模型或氣液兩相流動模型,計算微元段內(nèi)的氣汽混合流體狀態(tài)參數(shù)與流動參數(shù)。

(4) 確定包括孔眼摩擦在內(nèi)的微元段總摩擦阻力系數(shù),求取摩擦做功;計算微元段吸汽指數(shù)、采液指數(shù)以及吸汽量,求取微元段飽和蒸汽壓力降dp。

(5) 采用參數(shù)迭代方法,確定微元段加熱半徑,從而確定微元段熱損失速率dQ以及飽和蒸汽干度變化dx。

(6) 依據(jù)地層滲流方程求取微元段地層溫度變化和壓力變化。

(7) 令i=i+1,以上一微元段末端為起點,進行下一節(jié)點求解,重復步驟(2)～(6),直至水平井筒跟端或主井筒氣汽混合流體流量為零。

3　實例分析

以國內(nèi)某稠油油田氣汽混注試驗井M井為例,計算該水平井在注入非凝析氣-蒸汽混合流體時的井筒流動特征,該井采用跟端注汽,地層垂深為500 m,地表溫度為22 ℃,水平井水平段長度為300 m,地溫梯度為0.032 ℃·m-1,套管內(nèi)徑為0.088 5 m,套管外徑為0.125 0 m,水泥環(huán)外緣半徑為0.120 m,50 ℃下地層原油黏度為2 Pa·s,孔眼直徑為0.015 m,孔密為5 孔/m,原始地層壓力為4.8 MPa,注入流體摩爾組成為n(N2)∶n(CO2)∶n(H2O)=0.49∶0.09∶0.42,流體注入速率為144 t/d,注汽時間為5 d,跟端流體壓力為8 MPa,跟端流體溫度為245 ℃,套管導熱系數(shù)為45.7 W·(m·K)-1,水泥環(huán)導熱系數(shù)為0.350 W·(m·K)-1,地層導熱系數(shù)為1.73 W·(m·K)-1,地層熱擴散系數(shù)為0.7×10-6m2/h。提出水平段熱受效長度的概念作為水平井流體注入過程中井筒沿程加熱程度評價指標。

3.1模型驗證

為了對本文中所建立模型進行驗證,將本模型計算結(jié)果與CMG-STARS油藏模擬器的模擬結(jié)果進行對比,結(jié)果如圖3所示?？梢钥吹綄τ贑MG的模擬結(jié)果,整個水平井段的油層均能得到加熱,并且靠近井筒跟端與趾端的加熱效果較好。但實際情況中對采用跟端注汽模式的注熱流體水平井跟端的加熱效果往往較好,而水平井趾端效果則較差,甚至得不到有效動用。本文中所建模型的模擬結(jié)果與礦場實際情況較為吻合,本模型可用于進行實際熱采水平井的動態(tài)分析與產(chǎn)能評價。

3.2參數(shù)敏感性分析

在上述模型驗證的基礎上,通過不同的參數(shù)設置,分別研究水平井沿程滲透率特征、流體組成特征及注入?yún)?shù)等對氣汽混合流體在水平井筒內(nèi)部流動特征的影響。

3.2.1水平段地層滲透率的影響

滲透率主要對儲層的吸汽指數(shù)與采液指數(shù)有影響,滲透率越大,儲層的吸汽指數(shù)與采液指數(shù)越大,儲層吸汽量也越大。以井筒結(jié)構(gòu)參數(shù)及熱物性參數(shù)為基礎,模擬不同水平段地層滲透率條件下非凝析氣與蒸汽混注時的水平井筒沿程流動特征,結(jié)果如圖4所示。在其他參數(shù)不變的條件下,隨著油藏滲透率的增大,井筒微元段的平均吸汽速率逐漸增大,水平井熱有效長度則呈降低趨勢,可以看到滲透率1 μm2下的水平井熱有效長度(286 m)較2 μm2下的熱有效長度(212 m)高出74 m。此外根據(jù)圖4(b)可以看出,井筒內(nèi)任一位置處的蒸汽組分干度也隨著油藏滲透率的增大而略有降低。這主要是由于當滲透率較小時,地層的吸汽速率較小,主井筒內(nèi)混合熱流體的質(zhì)量流量較大,干度得以提高。

圖3　模型驗證對比結(jié)果Fig.3　Comparison of model in this paper and CMG model

圖4　油層滲透率的影響Fig.4　Influence of reservoir permeability

3.2.2水平段非均質(zhì)程度的影響

水平井水平段非均質(zhì)性是影響水平井筒沿程吸汽不均的主要因素。以表1中的井筒結(jié)構(gòu)參數(shù)及熱物性參數(shù)為基礎,模擬不同水平段地層滲透率非均質(zhì)條件下非凝析氣與蒸汽混注時的水平井筒沿程流動特征,結(jié)果如圖5所示。由圖5可知,水平段沿程非均質(zhì)性對井筒沿程吸汽剖面有較大影響,其中高滲井段的吸汽能力強,加熱半徑大;低滲井段的吸汽能力弱,加熱半徑小。水平段沿程吸汽剖面特征與水平井的沿程滲透率取值呈正相關關系。

圖5　水平段滲透率非均質(zhì)性的影響Fig.5　Influence of permeability heterogeneity along wellbore

3.2.3流體類型的影響

與飽和蒸汽的注入過程相比,由于非凝析氣的加入極大地改善了注入流體的熱物理性質(zhì),添加非凝析氣的情況下,流體密度降低,黏度降低,膨脹能力增強,壓降損失更低。圖6所示為跟端注汽管柱模式的水平井在一定的注采參數(shù)條件下,注入飽和蒸汽與氣汽混合時的水平井筒沿程流動特征。與注入飽和蒸汽的情況相比,注入氣汽混合流體時的井筒熱損失速率更小,蒸汽干度更高,熱有效長度也更長。該參數(shù)條件下,水平井注氣汽混合流體時的熱有效長度較注入飽和蒸汽時延長了約28 m,沿程加熱效果得到改善。

圖6　流體類型的影響Fig.6　Influence of fluid types

3.2.4注汽參數(shù)的影響

(1) 混注流體組成特征。由于混注流體中各組分氣體的焓值不同,不同組成特征下的混注流體具有不同的熱焓值,一般流體的焓值越高,攜熱量越大,加熱效果越好。在井筒結(jié)構(gòu)與熱物性參數(shù)取值的基礎上,模擬水平井注入不同組成混合流體時的井筒沿程流動特征，結(jié)果如圖7所示。由圖7可以看出,隨著混合流體中蒸汽組分含量的增大,微元段平均吸汽速率逐漸增大,水平井熱有效長度逐漸減小,并且當蒸汽組分含量大于50%時,平均吸汽速率的上升趨勢變緩。這主要是由于在溫度、壓力等注入?yún)?shù)不變的條件下,蒸汽組分含量對氣汽混合流體中的蒸汽分壓具有一定影響,蒸汽組分含量越高,蒸汽分壓越大,相當于過熱型氣汽混合流體的過熱度降低。與過熱型氣汽混合流體相比,飽和型氣汽混合流體的攜熱量小,吸汽速率更大,熱有效長度更小。

圖7　熱流體組分特征的影響Fig.7　Influence of gas mixture components

(2) 混合流體注入壓力?；旌狭黧w的注入壓力對總注入量與蒸汽的熱狀態(tài)有影響,流體注入壓力越大,單位水平段地層的吸氣量越大;此外流體注入壓力的增大還會導致流體內(nèi)蒸汽組分分壓的增大,甚至可能引起混合熱流體中的蒸汽組分由過熱型轉(zhuǎn)變?yōu)轱柡托?。以井筒結(jié)構(gòu)與熱物性參數(shù)取值為基礎,模擬不同流體注入壓力下水平井注氣汽混合流體的井筒流動傳熱特征,結(jié)果如圖8所示。隨著注入壓力的增大,微元段平均吸汽速率逐漸增大,水平井熱有效長度逐漸減小。當注入壓力大于8.5 MPa時,熱有效長度的減小趨勢減緩,這主要是由于當注入壓力大于8.5 MPa時,原先的過熱型氣汽混合流體轉(zhuǎn)變?yōu)轱柡托偷木壒?。此?從圖8(b)可以看到,隨著注入壓力的增大,水平井沿程蒸汽組分干度也有所降低。當流體注入壓力小至一定程度時,整個水平井段均可得到有效加熱。

(3) 流體注入溫度。與壓力的影響類似,注入溫度的變化也會對混合流體內(nèi)蒸汽的熱狀態(tài)有影響,當注入溫度大于該蒸汽分壓條件下的蒸汽飽和蒸汽壓之后,其中的蒸汽組分會轉(zhuǎn)變?yōu)檫^熱型蒸汽。之后隨著溫度的進一步上升,其中蒸汽組分的過熱度逐漸增大,流體的熱焓值大幅提高。模擬水平井注入不同溫度氣汽混合流體時的水平井筒流動與傳熱特征,結(jié)果如圖9所示。隨著注入溫度的上升,微元段平均吸汽速率逐漸減小,水平井熱有效長度逐漸增大。并且當流體溫度大于230 ℃時,吸汽速率與熱有效長度的變化趨勢變緩,這主要是由于此時氣汽混合流體中的蒸汽組分熱狀態(tài)發(fā)生變化,從之前的飽和型轉(zhuǎn)變?yōu)檫^熱型。從圖9(b)還可以看出,隨著注入流體溫度升高,水平井筒內(nèi)的蒸汽組分干度也有所升高。

圖8　注入壓力的影響Fig.8　Influence of gas injection pressure

圖9　氣汽混合流體注入溫度的影響Fig.9　Influence of gas mixture temperature

(4) 注入速率。在地層吸汽能力與注入時間一定的條件下,注入速率越大,總注熱量越大,水平井筒的熱受效長度越長。模擬不同注入速率條件下水平井注氣汽混合流體時的井筒流動與傳熱特征,結(jié)果如圖10所示。由圖10可以看出,隨著注入速率增大,水平井熱受效長度逐漸增大,平均吸汽速率逐漸減小。從圖10(b)還可以看出,注入速率越大,熱能補充越及時,水平井筒內(nèi)部任一位置處的蒸汽組分干度也逐漸增大。

圖10　流體注入速率的影響Fig.10　Influence of gas mixture injection rate

3.2.5注汽管柱模式的影響

以上模擬過程均針對跟端注汽的水平井筒進行,分別模擬圖1所示兩種注汽模式下的水平井筒沿程變質(zhì)量流動特征,結(jié)果如圖11所示。由圖11可以看出,不同的注汽模式具有不同的加熱效果,跟端模式的水平井跟端加熱效果較好,趾端模式的水平井趾端加熱效果較好。此外,跟端模式下的井筒微元段吸汽速率更高,蒸汽組分干度更大,但趾端模式的熱有效長度更長。在該注汽參數(shù)條件下,趾端模式的水平井熱有效長度較跟端模式長出約14 m。

圖11　注汽模式的影響Fig.11　Influence of gas injection model

4　結(jié)　論

(1)與CMG-STARS油藏模擬器的模擬結(jié)果有所不同,本文模型的模擬結(jié)果顯示,僅靠近注汽點位置處的井段加熱效果較好,這與礦場實際情況較為吻合。

(2)氣汽混合流體沿水平井筒的流動過程有過熱段與飽和段兩段,其中過熱段流動過程為單一氣相流動過程,飽和段為氣液兩相流動過程,熱流體注入過程中的流動特征與各油藏物性參數(shù)和注采參數(shù)有關。與飽和蒸汽注入過程相比,非凝析氣-蒸汽混注過程的水平井熱有效長度更長。

(3)水平井段所采用的注汽管柱模式對熱流體沿水平段的流動特征具有一定影響,跟端模式主要是井筒跟端受效,而趾端模式則是井筒趾端受效。在礦場實際生產(chǎn)過程中,為了獲得更為均勻的井筒沿程吸汽剖面,可以在不同的輪次內(nèi)周期性地改變注汽管柱的下入位置。

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(編輯李志芬)

Transient fluid flow and heat transfer characteristics during co-injection of steam and non-condensable gases in horizontal wells

DONG Xiaohu1,2,3,LIU Huiqing1,HOU Jirui2,CHEN Zhangxing1,3

(1.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Institute of Enhanced Oil Recovery in China University of Petroleum,Beijing 102249,China;3.Department of Petroleum and Chemical Engineering,University of Calgary,Calgary T2N 1N4,Canada)

In order to accurately predict the performance characteristics of non-condensable gas and steam along a horizontal wellbore,a semi-analytical flow model for the gas and steam mixture was developed based on thermal recovery string with the horizontal well and toe steam injection mode.The influences of various factors were considered,including perforation outflow,pressure drops,thermal effect and phase behavior of the fluid injected.The model was solved using the methods of wellbore micro-control-element and node analysis.The flowing characteristics of the gas and steam mixture along the horizontal well were investigated,and the influences of different injection parameters were discussed.The results indicate that only the well segment near to the injection position can be effectively heated,which is in line with the results of field tests.Compared with the conventional steam injection,the injection of the combined gas and steam in horizontal wells has a better heating effect,and different injection methods can have different heating effects.In field operations,it is suggested that the downhole position of the injection pipe can be changed cycle by cycle in order to improve the heating effect in the reservoir.

heavy oil reservoir; horizontal well; steam; non-condensable gas; heat transfer

2015-04-20

國家科技重大專項(2011ZX05009-004-05);國家自然科學基金項目(51274212)

東曉虎(1986-),男,博士,博士后,研究方向為稠油熱采與提高采收率。E-mail:dongxh0578@gmail.com。

1673-5005(2016)02-0105-10doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2016.02.013

TE 319.1

A