呂柏林，吳永彬，佟 娟，劉傳義，李 剛，盧迎波，邢向榮

(1.中國石油 新疆油田公司，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

引 言

近十年來，我國稠油蒸汽吞吐產(chǎn)量占稠油年產(chǎn)量的60%以上，是最主要的稠油開采技術(shù)。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，在蒸汽吞吐的井型中，水平井的數(shù)量約占所有吞吐井?dāng)?shù)量的20%，但水平井蒸汽吞吐的產(chǎn)量約占蒸汽吞吐總產(chǎn)量的40%，因此水平井對(duì)于蒸汽吞吐產(chǎn)量具有舉足輕重的作用。此外，目前尚未動(dòng)用的薄層儲(chǔ)量，尤其對(duì)于油層有效厚度小于8 m的薄層稠油，只有采用水平井注蒸汽開采才具有經(jīng)濟(jì)效益。但已開發(fā)區(qū)水平井絕大多數(shù)已經(jīng)進(jìn)入中后期，受到油層非均質(zhì)性、水平段中后段入井流動(dòng)阻力、生產(chǎn)壓差減小、低滲透段動(dòng)用差等因素的影響，絕大部分吞吐水平井面臨水平段中后段與低滲透段動(dòng)用效果差，油層能量小，吞吐周期產(chǎn)油量、周期生產(chǎn)時(shí)間和周期油汽比急劇下降等問題，開發(fā)效益逼近經(jīng)濟(jì)極限。統(tǒng)計(jì)新疆稠油吞吐水平井水平段動(dòng)用率不到60%，平均采出程度15%以內(nèi)。

針對(duì)改善水平井蒸汽吞吐的開發(fā)技術(shù)中，常規(guī)的氮?dú)廨o助蒸汽吞吐、多元熱流體輔助蒸汽吞吐等措施可減少蒸汽用量，提高吞吐油汽比，但對(duì)提高水平段動(dòng)用程度效果有限；而化學(xué)的技術(shù)手段成本較高，且高溫發(fā)泡劑和穩(wěn)泡劑的穩(wěn)定時(shí)間較短，加上油層吸附等因素，現(xiàn)場應(yīng)用效果有限。

稠油井下電加熱技術(shù)通常僅用于低溫井筒伴熱，對(duì)改善水平段動(dòng)用無明顯優(yōu)勢[1-6]。為此，本文提出在水平井的水平段井筒內(nèi)，下入高能長效大功率(每米功率1 500 W，發(fā)熱表面溫度大于300 ℃，連續(xù)發(fā)熱時(shí)間大于5 a)的電阻加熱器[7-10]，輔助提高蒸汽熱焓，促進(jìn)水平段中后段與低滲透段動(dòng)用效果差部位的加速動(dòng)用，達(dá)到提高水平段動(dòng)用率與提高吞吐采收率的目的。通過可行性研究確定了電加熱輔助水平井吞吐的地質(zhì)界限，并針對(duì)典型水平井開展了油井工藝設(shè)計(jì)，為現(xiàn)場應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)。

1 可行性研究

參考XJ油田平均吞吐輪次，在吞吐10輪次基礎(chǔ)上，對(duì)比煙道氣輔助吞吐、溶劑輔助吞吐、純電加熱輔助吞吐、動(dòng)用差段定向射孔+電加熱輔助吞吐、儲(chǔ)層改造+電加熱輔助吞吐5輪次的開發(fā)效果，累產(chǎn)油對(duì)比如圖1和圖2所示。從增油幅度來看，添加煙道氣后，吞吐產(chǎn)量有所下降，但油汽比有所上升。而溶劑輔助吞吐在多輪次吞吐后期的效果并不明顯，略低于電加熱。鑒于射孔的孔深有限，模擬表明定向射孔+電加熱輔助吞吐與單純的電加熱輔助吞吐相比無明顯改善。而儲(chǔ)層改造+電加熱輔助吞吐的效果遠(yuǎn)好于上述4種方式，主要原因在于儲(chǔ)層更大范圍的物性得到了改善。

圖1 不同吞吐技術(shù)的累產(chǎn)油對(duì)比

圖2 不同吞吐技術(shù)的油汽比對(duì)比

總體來看，電加熱輔助吞吐可遠(yuǎn)期改善水平段動(dòng)用程度、提高采收率，優(yōu)選為改善吞吐效果主體技術(shù)，但針對(duì)不同的吞吐井，需要采取不同的策略。具體來說，對(duì)于已投產(chǎn)吞吐井，不具備儲(chǔ)層改造條件，實(shí)施純電加熱輔助吞吐；對(duì)于未投產(chǎn)新井，具備儲(chǔ)層改造條件，推薦實(shí)施儲(chǔ)層改造+電加熱輔助吞吐。

2 關(guān)鍵機(jī)理模型模擬

根據(jù)水平井吞吐區(qū)塊儲(chǔ)層非均質(zhì)特征，建立典型吞吐井機(jī)理模型。模型有效厚度10 m，井距70 m，水平段長度200 m。沿水平段從腳跟到腳尖方向設(shè)置滲透率逐級(jí)降低，從最高1.6 μm2降低到最低0.1 μm2，尤其腳尖80 m滲透率僅0.1～0.2 μm2，代表了實(shí)際儲(chǔ)層條件下的低滲透段。

模擬方案采取前10輪次常規(guī)吞吐，然后開展電加熱輔助蒸汽吞吐，并分析前后的水平段動(dòng)用狀況、溫度場、油飽和度場等變化特征。根據(jù)模擬結(jié)果，電加熱輔助吞吐存在以下優(yōu)勢：

優(yōu)勢1：常規(guī)吞吐與電加熱輔助吞吐的溫度場對(duì)比可見(圖3～圖4)，通過電加熱可以加熱低滲段近井地帶油層，通過升溫降黏，減小遠(yuǎn)端井筒段與入井流動(dòng)阻力，緩解壓降漏斗，提高產(chǎn)量。電加熱器的高溫持續(xù)為低滲段提供熱源，促進(jìn)原油進(jìn)入井筒。

圖3 常規(guī)吞吐溫度場

圖4 電加熱輔助吞吐溫度場

優(yōu)勢2：提高遠(yuǎn)端差部位儲(chǔ)層動(dòng)用，通過多輪次電加熱輔助，逐步實(shí)現(xiàn)全井段動(dòng)用。

從油飽和度場(圖5)可見，在常規(guī)吞吐期間，低滲透段的原油幾乎未有效動(dòng)用，處于近似原始飽和度狀態(tài)，而通過電加熱逐步加熱和生產(chǎn)，腳尖低滲段的飽和度有明顯的下降，下降范圍逐步擴(kuò)大，表明動(dòng)用效果在逐步提高。

圖5 電加熱輔助吞吐油飽和度場

優(yōu)勢3：發(fā)揮儲(chǔ)層改造孔滲+電加熱升溫雙重作用，提高儲(chǔ)層動(dòng)用率。

通過油飽和度場對(duì)比(圖6)可見，純電加熱對(duì)儲(chǔ)層孔滲改變有限，儲(chǔ)層內(nèi)部流動(dòng)阻力依然較大，因此相同吞吐5輪次的情況下，飽和度動(dòng)用范圍明顯低于儲(chǔ)層改造后的飽和度動(dòng)用范圍。因此，可以依靠水力擴(kuò)容等儲(chǔ)層改造技術(shù)，提高低滲段孔滲后再電加熱輔助，進(jìn)一步提高水平段效果。

圖6 吞吐第15輪的油飽和度場對(duì)比

已經(jīng)投入開發(fā)的水平井采用篩管完井，且經(jīng)歷了多輪次吞吐，篩管管外密封性較差，因此在實(shí)施分段擴(kuò)容改造過程中，存在較大技術(shù)風(fēng)險(xiǎn)：水平段無法有效封隔，擴(kuò)容階段注入液體進(jìn)入高滲透段井筒。

3 地質(zhì)界限確定

在水平井吞吐區(qū)塊存在不同投產(chǎn)年份的生產(chǎn)井，且不同區(qū)塊的儲(chǔ)層與流體物性相差較大，因此，為了落實(shí)水平井吞吐區(qū)塊各井是否適合采用電加熱輔助，需要確定電加熱輔助吞吐的地質(zhì)界限。

3.1 油層厚度

重32、重1以及重18井區(qū)部署水平吞吐井的油層厚度6～12 m，為此，分別針對(duì)該油層厚度范圍開展了厚度的敏感性計(jì)算(圖7)。模擬結(jié)果表明，油層有效厚度6 m、8 m、10 m、12 m對(duì)應(yīng)的第11～15周期產(chǎn)油分別是971 t、1 292 t、1 450 t、1 678 t，第11～15周期油汽比分別是0.09、0.12、0.13、0.15，表明油層厚度越薄，第10～15輪次產(chǎn)油越少，油汽比越低。電加熱輔助吞吐的油層厚度需要在8 m以上。

圖7 不同厚度油層電加熱輔助吞吐累產(chǎn)油對(duì)比

3.2 油層含油飽和度

分別對(duì)比了不同含油飽和度條件下的電加熱輔助吞吐效果(圖8)。模擬結(jié)果表明，含油飽和度越高，電加熱增油量越大，含油飽和度60%、65%、70%、75%條件下電加熱輔助吞吐5周期對(duì)應(yīng)的增油幅度分別是380.4 t、423.9 t、509.8 t、572.9 t，含油飽和度60%以下經(jīng)濟(jì)較差，建議優(yōu)先在高飽和度油層實(shí)施。

圖8 不同含油飽和度條件下的吞吐累產(chǎn)油對(duì)比

3.3 原油黏度

重32、重1以及重18井區(qū)不同油層組部署水平吞吐井的油層原油黏度相差較大，為此分別模擬50 ℃時(shí)原油黏度為1.0×104mPa·s、1.5×104mPa·s、2.5×104mPa·s條件下的電加熱輔助吞吐效果(圖9)。模擬結(jié)果表明，50 ℃時(shí)原油黏度分別為1.0×104mPa·s、1.5×104mPa·s、2.5×104mPa·s時(shí)對(duì)應(yīng)的增油量逐級(jí)減少，增油量分別為570 t、476 t、424 t；通過對(duì)原油黏度和增油量關(guān)系進(jìn)行回歸分析(圖10)，以y表示增油量，x表示原油黏度，則增油量與原油黏度之間存在冪級(jí)數(shù)關(guān)系y=559.69x-0.318 8，根據(jù)該公式計(jì)算50 ℃原油黏度分別為5×104mPa·s、10×104mPa·s、20×104mPa·s時(shí)的增油量，結(jié)果分別為335 t、269 t、215 t。經(jīng)過經(jīng)濟(jì)測算，當(dāng)5周期增油量小于219 t時(shí)無經(jīng)濟(jì)效益。因此，建議優(yōu)先在黏度最低(50 ℃時(shí)原油黏度(1.0～1.5)×104mPa·s)的井區(qū)實(shí)施，適合實(shí)施電加熱輔助吞吐的50 ℃原油黏度小于20×104mPa·s。

圖9 不同原油黏度下的電加熱輔助吞吐累產(chǎn)油對(duì)比

圖10 增油量與原油黏度關(guān)系曲線

3.4 轉(zhuǎn)電加熱輔助吞吐時(shí)機(jī)

鑒于水平井吞吐區(qū)塊絕大多數(shù)區(qū)域已經(jīng)吞吐了若干輪次，新井較少，因此，需要考慮吞吐周期時(shí)機(jī)選擇對(duì)電加熱的影響。為此，分別模擬對(duì)比吞吐1周期、3周期、5周期、7周期、9周期以及11周期轉(zhuǎn)電加熱輔助吞吐的增油效果。從增油幅度來看(圖11)，轉(zhuǎn)電加熱輔助時(shí)間越晚，增油效果越差，其中第11周期轉(zhuǎn)電加熱輔助效果下降較大，建議在第11周期以內(nèi)井實(shí)施。

圖11 不同轉(zhuǎn)電加熱輔助吞吐時(shí)機(jī)的累產(chǎn)油對(duì)比

通過模擬分析油層厚度、原油黏度、油飽和度以及吞吐周期對(duì)電加熱輔助吞吐效果的影響，得到了電加熱輔助吞吐的地質(zhì)界限：油層厚度越大越好，連續(xù)油層厚度需要不小于8 m；50 ℃原油黏度小于20×104mPa·s；油飽和度大于60%；前期吞吐周期數(shù)小于11個(gè)輪次。

4 管柱工藝設(shè)計(jì)與效果預(yù)測

根據(jù)定點(diǎn)電加熱的技術(shù)思路，針對(duì)不同水平井對(duì)應(yīng)的需要改善儲(chǔ)層物性的水平段位置，確定不同的加熱井管柱結(jié)構(gòu)。以典型吞吐水平井A為例，目前蒸汽腔在水平段中部發(fā)育較差。電加熱輔助水平井吞吐管柱采用現(xiàn)有雙管井口，1.2 in(Φ30 mm)加熱電纜從測試口下入，發(fā)熱段200 m。無測溫?zé)犭娕?，根?jù)流量手動(dòng)調(diào)節(jié)功率，以控制加熱電纜表面溫度不超過原油結(jié)焦溫度。詳細(xì)結(jié)構(gòu)如圖12所示。

圖12 A井電加熱輔助吞吐井身結(jié)構(gòu)

針對(duì)A井進(jìn)行常規(guī)蒸汽吞吐與電加熱輔助樣井吞吐效果預(yù)測與對(duì)比。電加熱器峰值功率1 500 W/m，最高表面加熱溫度300 ℃。蒸汽腔發(fā)育對(duì)比表明，與常規(guī)吞吐相比，隨著電加熱吞吐過程中近井地帶油層不斷升溫，水平段入口流動(dòng)阻力大幅降低，水平段中部及遠(yuǎn)端的蒸汽腔發(fā)育越來越好；而如果繼續(xù)采用常規(guī)吞吐，則水平段中部難以發(fā)育蒸汽腔(圖13)。統(tǒng)計(jì)電加熱輔助吞吐20輪次，電加熱輔助吞吐水平段動(dòng)用程度89%，常規(guī)吞吐動(dòng)用73%，提高動(dòng)用程度16%；已采原油5 637 t，采出程度14.86%；電加熱輔助吞吐累產(chǎn)油13 791 t，采出程度36.4%；常規(guī)吞吐10 761 t，采出程度28.3%，提高8.1%；電加熱輔助吞吐累計(jì)油汽比0.23，常規(guī)吞吐0.15，提高0.08。由此表明，電加熱輔助吞吐具有改善水平段動(dòng)用程度、提高采收率和油汽比關(guān)鍵技術(shù)潛力。