王義剛，于文英，魯振國.

(1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京　100083；2.中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦　124010)

目前，蒸汽吞吐、蒸汽驅、熱水驅及火燒油層等熱采方法是稠油及高凝油油藏開發(fā)的有效技術手段。綜合分析這些常用的熱采方法[1-7]，其共同特征是對油層局部加熱，油層受熱不均勻，熱力持效時間短、效力低，在熱力未波及區(qū)及熱效低區(qū)域剩余油含油飽和度仍然很高[8]，隨著開發(fā)的不斷深入，生產(chǎn)中暴露出越來越多的問題，特別是對中深層至特超深層油藏(深度900～2600 m)來說，生產(chǎn)中的矛盾突出表現(xiàn)為：①蒸汽吞吐、蒸汽驅、熱水驅因長距離運輸而熱損失嚴重，熱采效果低，生產(chǎn)井出水率高，產(chǎn)油量低，遞減率高，油藏最終采出程度受影響。②火燒油層的方法盡管在部分普通稠油斷塊試采有效，能夠滿足工業(yè)生產(chǎn)需求，但對于大部分特超稠油油藏并不適用；而且這種開發(fā)方式是破壞性開采，油藏一旦破壞，未來先進的熱采方法便不再有可能實施，算上被燒掉的地質儲量經(jīng)濟價值，其經(jīng)濟成本遠高于目前所計算的地面成本。加之現(xiàn)有的電加熱采油方法局限于抽油桿及井筒加熱方式，水平井水力壓裂電加熱油頁巖原位熱采方法[9]技術還不完全成熟，因此，探尋不受深度限制、可長距離運輸、熱效高、能對整個油藏進行整體加熱的熱采方法成為今后油藏高效開發(fā)中的關鍵核心問題。

本文從提高熱能利用效率、降低開采成本、減少環(huán)境污染等方面出發(fā)，提出了直接通過水平井電加熱地層水進行稠油熱采的方法。通過加熱方式對比、加熱設備設計、經(jīng)濟效益模擬等方面論證了該方法的可行性及廣泛應用前景，為稠油熱采提供了一種全新的開采模式。

1　方法介紹

1.1　電加熱地層水方法原理——生活中4類加熱現(xiàn)象

1.1.1集中供暖[10]

嚴寒中，集中供暖是最經(jīng)濟、最有效、最方便的供暖方式。油藏熱采過程中，如果整個油藏能作為一個單元實現(xiàn)集中供暖，使油藏溫度得到整體提升，那么單井熱采問題就會迎刃而解。

1.1.2“熱得快”[11]

改變傳統(tǒng)從容器外部加熱容器這一生熱方式，用一只經(jīng)過防水處理的電熱絲伸進容器中，即可做到燒水省時、省力，兼顧了價廉、方便和高效。對于邊底水油藏來說，天然的地層水為電加熱水層提供了基礎。

1.1.3“籠屜蒸包子”

這是生活中底水加熱取得熱效應的典型例子，只要底水持續(xù)加熱，蒸屜內溫度持續(xù)升高，直至成為水蒸氣。邊底水油藏底水受熱，溫度會逐漸升高，并通過熱傳遞向上波及整個油藏，而逐漸積累的油藏壓力、溫度可隨原油生產(chǎn)得到有效釋放，同時，控制加熱時間、溫度即可實現(xiàn)原油保壓保溫生產(chǎn)。

1.1.4冷熱水重力分異現(xiàn)象

海洋受陽光照射，表層溫度高，除非受洋流影響，冷熱水因重力分異而不會出現(xiàn)冷熱水上下滾動現(xiàn)象，熱損失僅表現(xiàn)為冷熱水接觸熱傳遞。因此，在地層水上部近油層處持續(xù)電加熱，油藏整體溫度會有效提升。

1.2　電加熱地層水方法

如圖1所示，水平井電加熱油藏邊底水層方法如下：

(1)根據(jù)油藏體積大小，在油水界面下方處鉆數(shù)口水平井；

(2)水平井篩管內置電加熱器，其溫度可控、可持續(xù)地對地層水加熱。

與傳統(tǒng)電加熱采油方法不同的是，該方法是對邊底水層進行加熱，把油水層看作一個統(tǒng)一系統(tǒng)，通過集中供熱，實現(xiàn)整個油藏溫度、壓力上升，降低原油黏度，提高油藏采出程度及動用程度。其優(yōu)點是，集中供熱方法會大大降低成本、熱效高，在壓力、水沸點允許范圍內可持續(xù)加熱，溫度可控，加熱體波及系數(shù)大。

而傳統(tǒng)的電加熱方法概括起來主要是把加熱器材放在油層內，對局部油層進行加熱，直接降低電加熱器附近原油黏度。其局限性是加熱范圍小，電加熱器上升溫度受限，溫度過高會燒焦地層原油，溫度過低熱波及系數(shù)小。

圖1　水平井電加熱邊底水熱采方法模型Fig.1　Schematic chart of thermal process: electric heating reservoir edge-bottom water by horizontal wells

2　電加熱油藏邊底水層熱采方法可行性分析

2.1　油藏地質條件分析

(1)遼河油田稠油油藏按油氣水分布特征可劃分為10種類型，主要表現(xiàn)為塊狀底水油藏、層狀結構塊狀底水油藏、塊狀邊底頂水油藏、層狀邊水油藏、塊狀氣頂(底水)油氣藏、塊狀氣頂?shù)姿蜌獠亍訝顨忭斶吽蜌獠?、層狀氣頂油氣藏、純油藏、純氣藏，基本涵蓋了我國稠油油藏類型特點。除純油藏、純氣藏及層狀氣頂油氣藏外，大部分油氣藏邊底水發(fā)育，有充分的地層水資源，這為水平井電加熱油藏邊底水層提供了充分的物質保證。

(2)邊底水油藏作為一個統(tǒng)一的油氣水系統(tǒng)，儲層連通性好、蓋層封閉條件好[12]，油氣所能到達的孔隙均為有效通道，儲層骨架熱傳遞較周圍的泥巖快，熱量可以實現(xiàn)由下向上不斷傳遞且得到周圍泥巖的有效保溫，可以實現(xiàn)整個油藏的“集中供暖”。

(3)由水沸點與壓力的關系(表1)及其趨勢線(圖2)分析，地層壓力在3～20 MPa條件下，水沸點溫度接近237～400 ℃，即在其沸點溫度之下，能持續(xù)電加熱地層水使油藏緩慢升溫，直至原油進入流動狀態(tài)。

表1　水沸點與壓力關系數(shù)據(jù)表Table 1　Relationship between boiling point and pressure

圖2　不同壓力下水沸點變化曲線Fig.2　Curves of relationship between the boiling point of water and pressure

2.2　電加熱設備可行性分析

(1)根據(jù)油藏體積大小，在邊底水油藏水層上部距油層2～30 m處鉆水平井，這樣可存蓄足夠熱能使油層溫度整體均勻上升，延緩地層水過早沸騰、壓力過大致地層破裂，從而出現(xiàn)邊底水錐進現(xiàn)象。

(2)篩管上半管內置彈簧狀螺旋式電加熱器，為適應水平井長度問題，電阻絲可以是多個串聯(lián)在一起。“熱得快”結構設計簡單，只要電熱絲部分浸在液體中就不會被燒壞，功率足夠大液體就能很快被加熱，安全、環(huán)保、經(jīng)濟、高效而又經(jīng)久耐用。

(3)篩管內側懸掛固定(便于后期拆卸除垢)數(shù)條鐵氧體永久磁鐵棒，篩管水平直徑處放置隔熱板，下半部分篩管中空密封，起隔熱作用，防熱量向下傳遞，減少熱損失(圖3)。

圖3　水平井篩管結構示意Fig.3　Schematic of screen pipe structure of horizontal well

注：①割縫篩管；②鐵養(yǎng)體永久磁鐵棒；③彈簧狀螺旋式電加熱器；④隔熱板；⑤篩管密封板，內中空，與隔熱板一起防止電熱能向下方傳遞

(4)水平井數(shù)量、長度及走向根據(jù)水體及油藏體積大小決定，水平井水平段以礫石填充裸眼方式完井，便于篩管內地層水電加熱及熱量向外散發(fā)。

(5)目前管線集膚電伴熱、井筒或抽油桿等電加熱技術相對成熟，溫度可控、材料耐高溫，能夠滿足長距離輸送電能給油井加熱，導線散熱問題能得到很好的解決和利用。

(6)電加熱磁鐵除垢技術能有效解決電加熱過程中產(chǎn)生的水垢現(xiàn)象。水垢的產(chǎn)生源于水質較硬，磁鐵能夠將水軟化，環(huán)保、經(jīng)濟、方便而又安全。鐵氧體磁體，其主要原料包括BaFe12O19和SrFe12O19，通過陶瓷工藝法制造而成，具有較好的耐溫性，價格低廉、性能優(yōu)良，為廣泛應用的永久磁體。

水平井電加熱設備簡單，操作容易、溫度可控、可持續(xù)加熱，節(jié)能、環(huán)保、安全、經(jīng)濟，為電加熱油藏邊底水層熱采方法提供有力物質保障。

2.3　數(shù)值模擬結果分析

2.3.1CMG模型概況

油藏：底水油藏，油藏厚度為30 m，底水厚度為50 m；均質模型，滲透率為1500 mD，孔隙度為0.30；含油飽和度為65%，油藏初始溫度為42 ℃，初始壓力為9.5 MPa。

網(wǎng)格：平面網(wǎng)格步長10 m，為31×9×20的正交網(wǎng)格系統(tǒng)。

水平井：2口水平電加熱井，水平段長度為300 m，井距40 m呈平行部署在油水界面下2.5 m，1口生產(chǎn)井部署在油水界面上4.5 m，平面位置在模型中央。

數(shù)模過程：加熱1100 d，燜井30 d，油層頂部溫度近250 ℃，油藏壓力近15.5 MPa；開始降壓生產(chǎn)，水平井單井日產(chǎn)油80 t/d，采出程度高達53%(圖4、圖5、圖6)。

2.3.2數(shù)模結果分析

(1)油藏溫度不均勻上升，加熱井正上方溫度高于兩加熱井中間剖面溫度；油藏底部近加熱井區(qū)域溫度高于油藏上部；進入生產(chǎn)階段，油藏整體溫度趨于一致，緩慢而又穩(wěn)定下降。

(2)油藏壓力均勻，穩(wěn)定上升至15.5 MPa；進入生產(chǎn)階段后，在沒有繼續(xù)補充地層能量的情況下，因產(chǎn)油量增加而迅速下降，產(chǎn)水率相應迅速上升；壓力低至3 MPa以后，產(chǎn)油量近于枯竭。

圖4　數(shù)模中生產(chǎn)井及電加熱井上方溫度分布Fig.4　Temperature distribution of areas above production well and electric heating well in numerical simulation

圖5　數(shù)模中生產(chǎn)井及電加熱井上方壓力分布Fig.5　Pressure distribution of areas above production well and electric heating well in numerical simulation

圖6　數(shù)模電加熱油藏邊底水層動態(tài)生產(chǎn)關系曲線Fig.6　Curves of production performance of electric heat reservoir with edge-bottom water in numerical simulation

(3)隨著溫度、壓力上升，油水界面不斷上移，驅動能量顯示為溶解氣驅、蒸汽驅及熱底水驅三相混驅；隨底水錐進現(xiàn)象發(fā)生，生產(chǎn)方式由無水生產(chǎn)進入油水混相生產(chǎn)，在重力泄油及底水錐進驅替作用下，頂部原油下移至生產(chǎn)井，油井周圍因含油飽和度增加而產(chǎn)油量繼續(xù)恢復，含水率下降。

(4)因關井時溫度在200 ℃左右，原油處于可動狀態(tài)，說明在整個生產(chǎn)過程中其生產(chǎn)方式類似普通稀油。

生產(chǎn)過程中采用降壓生產(chǎn)方式，即沒有持續(xù)對地層水加熱，其驅油機理顯示出以下特征：

(1)熱傳遞使油藏整體溫度上升，降低原油黏度，增加原油流動性；

(2)油藏壓力上升，提供充足的彈性能量，保證足夠的生產(chǎn)壓差；

(3)溶解氣及水蒸氣形成早期混相氣驅，后期隨油層壓降形成天然熱水底水驅；

(4)當?shù)貙铀疁囟雀哂诜悬c溫度時，底水錐進至油層頂部，將油層頂部原油向下驅替至生產(chǎn)井附近。

2.4　數(shù)模經(jīng)濟效益分析

圖7顯示近10年某油田熱采方法蒸汽吞吐、蒸汽驅及火燒噸油成本，其一般值介于1000～2500元/噸，平均值介于1753～2236元/噸。需要特別說明的是，紅線顯示的火燒成本，其年平均成本低于1000元/噸，但這個值只是目前的地面作業(yè)成本，沒有計算被燒掉的地質儲量隱含的經(jīng)濟成本。與此相比較，電加熱地層水方法噸油成本(圖8)具有明顯優(yōu)勢，其生產(chǎn)水平井在不同深度下噸油成本估算值介于1341～1781元/噸，平均為1487元/噸。

圖7　某油田近10年傳統(tǒng)熱采方法噸油成本Fig.7　Per ton oil cost of traditional thermal recovery in recent decades

圖8　數(shù)模生產(chǎn)井在油層不同深度下的噸油生產(chǎn)成本Fig.8　Per ton oil cost of different depth of production well in numerical simulation

綜上所述，水平井電加熱油藏邊底水層熱采方法無論從采油原理上，還是從地質條件、電加熱設備、數(shù)值模擬結果及經(jīng)濟效益角度可行性分析來看，都具有明顯的優(yōu)勢，集中體現(xiàn)在以下幾個方面：

(1)突破傳統(tǒng)油藏局部加熱特點，實現(xiàn)油藏整體、集中供熱，降低供熱成本；

(2)突破熱采水平距離、深度及油層厚度限制，增加體積熱波及系數(shù)，提高難動用儲量的動用程度；

(3)溫度可控，可持續(xù)加熱，熱效高，熱損失少，保壓生產(chǎn)條件下采收率提升空間大；

(4)采油機理豐富，特別是由底水形成的蒸汽驅、熱水底水驅，這一長期被規(guī)避的有效驅動能量可廣泛應用于多種油藏類型；

(5)該方法工藝簡單、易操作、節(jié)能、環(huán)保、安全、經(jīng)濟。

3　水平井電加熱油藏邊底水熱采

前景展望水平井電加熱油藏邊底水層熱采方法具有廣闊的應用前景。從采油機理分析可以看出，除電熱能量以外，來自于天然底水中的溶解氣驅、蒸汽驅及熱水底水驅在油氣開采過程中發(fā)揮了能動作用，長期以來認為需要規(guī)避的底水能量將在不同類型油藏中得到更好應用。

本次數(shù)模中采用降壓生產(chǎn)方式，僅在縱向位置調試生產(chǎn)井，得到的采出程度介于40%～53%，遠高于目前稠油采收率的15%～36%。而進一步優(yōu)化電加熱采油方式、井網(wǎng)結構和電加熱方式方法等，在高溫保壓條件下生產(chǎn)，EOR(提高采收率)升幅空間會更大(圖9)。

圖9　稠油電加熱熱采開發(fā)采出程度提升空間Fig.9　Enhanced space of recovery degree by thermal recovery of electric heating heavy oil reservoir

據(jù)統(tǒng)計，目前遼河油田高凝油及稠油所占比重達56%，按深度分，900～1400 m深層—超深層稠油所占比重高達75%。2007年，USGS公布, 全球重油儲量達到33.96萬億桶，主要集中在美洲及中東地區(qū)；天然瀝青達到55.05萬億桶，主要集中在南北美洲，其未動用儲量占世界原油比重達70%以上。電加熱油藏邊底水層熱采方法應用前景相當可觀，會大大降低目前原油開采成本，提高難動用儲量的動用程度。

同時，隨著全球新能源的蓬勃發(fā)展，電價成本會越來越低，會更加環(huán)保、安全，對電加熱油藏邊底水層熱采方法形成更有力支持。

4　結論

傳統(tǒng)的熱采方法屬于局部加熱方法，無論從管線運輸還是到油層開采，熱損失嚴重，特別是對深層至特超深層油層來說，熱采開發(fā)效果得不到有效提高，失去新井產(chǎn)能彌補的油藏年產(chǎn)油量呈高遞減狀態(tài)。水平井電加熱油藏邊底水熱采方法是一種油藏整體集中供熱方法，突破傳統(tǒng)熱采方法的種種局限性，通過論證，無論從油藏地質條件、水平井電加熱設備、油藏開發(fā)效果及可取得的經(jīng)濟效果，還是從未來發(fā)展前景來說，該方法都有著傳統(tǒng)熱采方法無可比擬的優(yōu)越性及可行性，在采油技術與設備不斷完善的基礎上，稠油及高凝油熱采開發(fā)一定會拉開新的篇章。

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