水平井电加热油藏地层水热采方法可行性分析——以辽河油田某底水稠油油藏为例

王义刚，于文英，鲁振国.

(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京　100083；2.中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦　124010)

目前，蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱及火烧油层等热采方法是稠油及高凝油油藏开发的有效技术手段。综合分析这些常用的热采方法[1-7]，其共同特征是对油层局部加热，油层受热不均匀，热力持效时间短、效力低，在热力未波及区及热效低区域剩余油含油饱和度仍然很高[8]，随着开发的不断深入，生产中暴露出越来越多的问题，特别是对中深层至特超深层油藏(深度900～2600 m)来说，生产中的矛盾突出表现为：①蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱因长距离运输而热损失严重，热采效果低，生产井出水率高，产油量低，递减率高，油藏最终采出程度受影响。②火烧油层的方法尽管在部分普通稠油断块试采有效，能够满足工业生产需求，但对于大部分特超稠油油藏并不适用；而且这种开发方式是破坏性开采，油藏一旦破坏，未来先进的热采方法便不再有可能实施，算上被烧掉的地质储量经济价值，其经济成本远高于目前所计算的地面成本。加之现有的电加热采油方法局限于抽油杆及井筒加热方式，水平井水力压裂电加热油页岩原位热采方法[9]技术还不完全成熟，因此，探寻不受深度限制、可长距离运输、热效高、能对整个油藏进行整体加热的热采方法成为今后油藏高效开发中的关键核心问题。

本文从提高热能利用效率、降低开采成本、减少环境污染等方面出发，提出了直接通过水平井电加热地层水进行稠油热采的方法。通过加热方式对比、加热设备设计、经济效益模拟等方面论证了该方法的可行性及广泛应用前景，为稠油热采提供了一种全新的开采模式。

1　方法介绍

1.1　电加热地层水方法原理——生活中4类加热现象

1.1.1集中供暖[10]

严寒中，集中供暖是最经济、最有效、最方便的供暖方式。油藏热采过程中，如果整个油藏能作为一个单元实现集中供暖，使油藏温度得到整体提升，那么单井热采问题就会迎刃而解。

1.1.2“热得快”[11]

改变传统从容器外部加热容器这一生热方式，用一只经过防水处理的电热丝伸进容器中，即可做到烧水省时、省力，兼顾了价廉、方便和高效。对于边底水油藏来说，天然的地层水为电加热水层提供了基础。

1.1.3“笼屉蒸包子”

这是生活中底水加热取得热效应的典型例子，只要底水持续加热，蒸屉内温度持续升高，直至成为水蒸气。边底水油藏底水受热，温度会逐渐升高，并通过热传递向上波及整个油藏，而逐渐积累的油藏压力、温度可随原油生产得到有效释放，同时，控制加热时间、温度即可实现原油保压保温生产。

1.1.4冷热水重力分异现象

海洋受阳光照射，表层温度高，除非受洋流影响，冷热水因重力分异而不会出现冷热水上下滚动现象，热损失仅表现为冷热水接触热传递。因此，在地层水上部近油层处持续电加热，油藏整体温度会有效提升。

1.2　电加热地层水方法

如图1所示，水平井电加热油藏边底水层方法如下：

(1)根据油藏体积大小，在油水界面下方处钻数口水平井；

(2)水平井筛管内置电加热器，其温度可控、可持续地对地层水加热。

与传统电加热采油方法不同的是，该方法是对边底水层进行加热，把油水层看作一个统一系统，通过集中供热，实现整个油藏温度、压力上升，降低原油黏度，提高油藏采出程度及动用程度。其优点是，集中供热方法会大大降低成本、热效高，在压力、水沸点允许范围内可持续加热，温度可控，加热体波及系数大。

而传统的电加热方法概括起来主要是把加热器材放在油层内，对局部油层进行加热，直接降低电加热器附近原油黏度。其局限性是加热范围小，电加热器上升温度受限，温度过高会烧焦地层原油，温度过低热波及系数小。

图1　水平井电加热边底水热采方法模型Fig.1　Schematic chart of thermal process: electric heating reservoir edge-bottom water by horizontal wells

2　电加热油藏边底水层热采方法可行性分析

2.1　油藏地质条件分析

(1)辽河油田稠油油藏按油气水分布特征可划分为10种类型，主要表现为块状底水油藏、层状结构块状底水油藏、块状边底顶水油藏、层状边水油藏、块状气顶(底水)油气藏、块状气顶底水油气藏、层状气顶边水油气藏、层状气顶油气藏、纯油藏、纯气藏，基本涵盖了我国稠油油藏类型特点。除纯油藏、纯气藏及层状气顶油气藏外，大部分油气藏边底水发育，有充分的地层水资源，这为水平井电加热油藏边底水层提供了充分的物质保证。

(2)边底水油藏作为一个统一的油气水系统，储层连通性好、盖层封闭条件好[12]，油气所能到达的孔隙均为有效通道，储层骨架热传递较周围的泥岩快，热量可以实现由下向上不断传递且得到周围泥岩的有效保温，可以实现整个油藏的“集中供暖”。

(3)由水沸点与压力的关系(表1)及其趋势线(图2)分析，地层压力在3～20 MPa条件下，水沸点温度接近237～400 ℃，即在其沸点温度之下，能持续电加热地层水使油藏缓慢升温，直至原油进入流动状态。

表1　水沸点与压力关系数据表Table 1　Relationship between boiling point and pressure

图2　不同压力下水沸点变化曲线Fig.2　Curves of relationship between the boiling point of water and pressure

2.2　电加热设备可行性分析

(1)根据油藏体积大小，在边底水油藏水层上部距油层2～30 m处钻水平井，这样可存蓄足够热能使油层温度整体均匀上升，延缓地层水过早沸腾、压力过大致地层破裂，从而出现边底水锥进现象。

(2)筛管上半管内置弹簧状螺旋式电加热器，为适应水平井长度问题，电阻丝可以是多个串联在一起。“热得快”结构设计简单，只要电热丝部分浸在液体中就不会被烧坏，功率足够大液体就能很快被加热，安全、环保、经济、高效而又经久耐用。

(3)筛管内侧悬挂固定(便于后期拆卸除垢)数条铁氧体永久磁铁棒，筛管水平直径处放置隔热板，下半部分筛管中空密封，起隔热作用，防热量向下传递，减少热损失(图3)。

图3　水平井筛管结构示意Fig.3　Schematic of screen pipe structure of horizontal well

注：①割缝筛管；②铁养体永久磁铁棒；③弹簧状螺旋式电加热器；④隔热板；⑤筛管密封板，内中空，与隔热板一起防止电热能向下方传递

(4)水平井数量、长度及走向根据水体及油藏体积大小决定，水平井水平段以砾石填充裸眼方式完井，便于筛管内地层水电加热及热量向外散发。

(5)目前管线集肤电伴热、井筒或抽油杆等电加热技术相对成熟，温度可控、材料耐高温，能够满足长距离输送电能给油井加热，导线散热问题能得到很好的解决和利用。

(6)电加热磁铁除垢技术能有效解决电加热过程中产生的水垢现象。水垢的产生源于水质较硬，磁铁能够将水软化，环保、经济、方便而又安全。铁氧体磁体，其主要原料包括BaFe12O19和SrFe12O19，通过陶瓷工艺法制造而成，具有较好的耐温性，价格低廉、性能优良，为广泛应用的永久磁体。

水平井电加热设备简单，操作容易、温度可控、可持续加热，节能、环保、安全、经济，为电加热油藏边底水层热采方法提供有力物质保障。

2.3　数值模拟结果分析

2.3.1CMG模型概况

油藏：底水油藏，油藏厚度为30 m，底水厚度为50 m；均质模型，渗透率为1500 mD，孔隙度为0.30；含油饱和度为65%，油藏初始温度为42 ℃，初始压力为9.5 MPa。

网格：平面网格步长10 m，为31×9×20的正交网格系统。

水平井：2口水平电加热井，水平段长度为300 m，井距40 m呈平行部署在油水界面下2.5 m，1口生产井部署在油水界面上4.5 m，平面位置在模型中央。

数模过程：加热1100 d，焖井30 d，油层顶部温度近250 ℃，油藏压力近15.5 MPa；开始降压生产，水平井单井日产油80 t/d，采出程度高达53%(图4、图5、图6)。

2.3.2数模结果分析

(1)油藏温度不均匀上升，加热井正上方温度高于两加热井中间剖面温度；油藏底部近加热井区域温度高于油藏上部；进入生产阶段，油藏整体温度趋于一致，缓慢而又稳定下降。

(2)油藏压力均匀，稳定上升至15.5 MPa；进入生产阶段后，在没有继续补充地层能量的情况下，因产油量增加而迅速下降，产水率相应迅速上升；压力低至3 MPa以后，产油量近于枯竭。

图4　数模中生产井及电加热井上方温度分布Fig.4　Temperature distribution of areas above production well and electric heating well in numerical simulation

图5　数模中生产井及电加热井上方压力分布Fig.5　Pressure distribution of areas above production well and electric heating well in numerical simulation

图6　数模电加热油藏边底水层动态生产关系曲线Fig.6　Curves of production performance of electric heat reservoir with edge-bottom water in numerical simulation

(3)随着温度、压力上升，油水界面不断上移，驱动能量显示为溶解气驱、蒸汽驱及热底水驱三相混驱；随底水锥进现象发生，生产方式由无水生产进入油水混相生产，在重力泄油及底水锥进驱替作用下，顶部原油下移至生产井，油井周围因含油饱和度增加而产油量继续恢复，含水率下降。

(4)因关井时温度在200 ℃左右，原油处于可动状态，说明在整个生产过程中其生产方式类似普通稀油。

生产过程中采用降压生产方式，即没有持续对地层水加热，其驱油机理显示出以下特征：

(1)热传递使油藏整体温度上升，降低原油黏度，增加原油流动性；

(2)油藏压力上升，提供充足的弹性能量，保证足够的生产压差；

(3)溶解气及水蒸气形成早期混相气驱，后期随油层压降形成天然热水底水驱；

(4)当地层水温度高于沸点温度时，底水锥进至油层顶部，将油层顶部原油向下驱替至生产井附近。

2.4　数模经济效益分析

图7显示近10年某油田热采方法蒸汽吞吐、蒸汽驱及火烧吨油成本，其一般值介于1000～2500元/吨，平均值介于1753～2236元/吨。需要特别说明的是，红线显示的火烧成本，其年平均成本低于1000元/吨，但这个值只是目前的地面作业成本，没有计算被烧掉的地质储量隐含的经济成本。与此相比较，电加热地层水方法吨油成本(图8)具有明显优势，其生产水平井在不同深度下吨油成本估算值介于1341～1781元/吨，平均为1487元/吨。

图7　某油田近10年传统热采方法吨油成本Fig.7　Per ton oil cost of traditional thermal recovery in recent decades

图8　数模生产井在油层不同深度下的吨油生产成本Fig.8　Per ton oil cost of different depth of production well in numerical simulation

综上所述，水平井电加热油藏边底水层热采方法无论从采油原理上，还是从地质条件、电加热设备、数值模拟结果及经济效益角度可行性分析来看，都具有明显的优势，集中体现在以下几个方面：

(1)突破传统油藏局部加热特点，实现油藏整体、集中供热，降低供热成本；

(2)突破热采水平距离、深度及油层厚度限制，增加体积热波及系数，提高难动用储量的动用程度；

(3)温度可控，可持续加热，热效高，热损失少，保压生产条件下采收率提升空间大；

(4)采油机理丰富，特别是由底水形成的蒸汽驱、热水底水驱，这一长期被规避的有效驱动能量可广泛应用于多种油藏类型；

(5)该方法工艺简单、易操作、节能、环保、安全、经济。

3　水平井电加热油藏边底水热采

前景展望水平井电加热油藏边底水层热采方法具有广阔的应用前景。从采油机理分析可以看出，除电热能量以外，来自于天然底水中的溶解气驱、蒸汽驱及热水底水驱在油气开采过程中发挥了能动作用，长期以来认为需要规避的底水能量将在不同类型油藏中得到更好应用。

本次数模中采用降压生产方式，仅在纵向位置调试生产井，得到的采出程度介于40%～53%，远高于目前稠油采收率的15%～36%。而进一步优化电加热采油方式、井网结构和电加热方式方法等，在高温保压条件下生产，EOR(提高采收率)升幅空间会更大(图9)。

图9　稠油电加热热采开发采出程度提升空间Fig.9　Enhanced space of recovery degree by thermal recovery of electric heating heavy oil reservoir

据统计，目前辽河油田高凝油及稠油所占比重达56%，按深度分，900～1400 m深层—超深层稠油所占比重高达75%。2007年，USGS公布, 全球重油储量达到33.96万亿桶，主要集中在美洲及中东地区；天然沥青达到55.05万亿桶，主要集中在南北美洲，其未动用储量占世界原油比重达70%以上。电加热油藏边底水层热采方法应用前景相当可观，会大大降低目前原油开采成本，提高难动用储量的动用程度。

同时，随着全球新能源的蓬勃发展，电价成本会越来越低，会更加环保、安全，对电加热油藏边底水层热采方法形成更有力支持。

4　结论

传统的热采方法属于局部加热方法，无论从管线运输还是到油层开采，热损失严重，特别是对深层至特超深层油层来说，热采开发效果得不到有效提高，失去新井产能弥补的油藏年产油量呈高递减状态。水平井电加热油藏边底水热采方法是一种油藏整体集中供热方法，突破传统热采方法的种种局限性，通过论证，无论从油藏地质条件、水平井电加热设备、油藏开发效果及可取得的经济效果，还是从未来发展前景来说，该方法都有着传统热采方法无可比拟的优越性及可行性，在采油技术与设备不断完善的基础上，稠油及高凝油热采开发一定会拉开新的篇章。

[1]张朝晖.国内外稠油开发现状及稠油开发技术发展趋势[D].北京:中国石油勘探开发研究院,2005:13-24.

[2]于文英,王义刚.高凝油油藏注水开发及开采工艺新探索[C]//不同类型油气藏高效开发技术文集.北京:石油工业出版社,2001:151-154.

[3]刘尚奇,王晓春,高永荣,等.超稠油油藏直井与水平井组合SAGD技术研究[J].石油勘探与开发,2007,34(2):234-238.

[4]张方礼,赵洪岩,等.辽河油田稠油注蒸汽开发技术[M].北京:石油工业出版社,2007:121-143.

[5]KOK M V. Progress and Recent Utilization Trends in Petroleum Recovery：Steam Injection and In-situ Combustion [J].Energy Sources,2012,34(21/24):2253-2259.

[6]汪子昊,李治平,赵志花,等.火烧油层采油技术的应用前景探讨[J].内蒙古石油化工,2008,34(7):11-15.

[7]孙永杰.火驱辅助重力泄油合理燃烧方式研究[D].东营:中国石油大学(华东),2011:10-25.

[8]于文英,王义刚.超稠油剩余油分布规律研究及采油建议[C]//特殊类油藏开发技术文集.北京:石油工业出版社,2012:139-143.

[9]于文英,王义刚,张印.油页岩原位热采开发技术拓展应用探讨[C]//第五届全国特种油气藏技术研讨会优秀论文集.沈阳:辽宁科学技术出版社,2012:349-351.

[10]孙童.城市民用建筑集中供热采暖节能原理研究[D].天津:天津大学,2003:31-52.

[11]吴昊.“热得快”火灾浅析[J].安防科技,2010(3):61-63.

[12]YU W Y, WANG Y G, ZHANG Z Y, et al. Analysis of Particular Genesis of Shu1 Ultra-Heavy Oil Reservoir[C]// The Proceedings of the Technical Sessions of the First World Heavy Oil Conference. Beijing: China Economy Publishing House,2006:405-407.