SAGD电加热启动技术油藏适应性研究

2020-07-14桑林翔王立龙吴永彬王美成

特种油气藏 2020年3期

桑林翔，王立龙，吴永彬，王美成，王丽

(1.中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引言

风城油田目前共有7个SAGD开发区块，建成产能为141×104t，动用地质储量为3 061×104t，已形成规模开发。蒸汽辅助重力泄油技术分为循环预热和SAGD生产2个阶段，目前常用的循环预热方式分为纯蒸汽循环和储层快速突破预热2种，现场应用效果显示，两者存在能耗大和转生产后连通段不均匀的问题。稠油井下电加热技术自20世纪90年代以来在国外进行了广泛的现场试验，绝大部分获得了成功，产油量显著提高，电阻加热器工艺技术也已成熟。但针对超稠油的SAGD电预热技术在中国油藏中的适应性及最优操作参数还需进一步研究[1-6]。因此，通过物理模拟及数值模拟方法，明确了SAGD电加热启动的关键机理，建立了多管柱SAGD电加热启动的数模表征方法，对高饱和度油藏井筒内电加热器的适应性进行了评价，并分析总结了油藏及井组筛选标准，为电加热技术进入超稠油油藏SAGD开发方式现场应用提供依据。

1 SAGD电加热启动机理

电加热启动技术是指运用各种技术手段，将电能输送至井下并转换为热能，从而实现油层加热的技术。通过向井筒内下入电加热器，近井地带的稠油与结蜡受热后，原油黏度和渗流阻力降低，重力作用促使原油流入井底，同时稠油中的溶解气受热后析出膨胀，地层水受热后部分温度升高形成高压水蒸汽，二者均可提高井底压力，推动原油流入井底，从而达到提高原油流动能力并最终提高产量的目的[7-9]。

1.1 电加热启动SAGD热场特征

为系统揭示电加热启动关键机理，明确电加热实现均衡预热启动的可行性，设计并开展了三维SAGD电加热启动物理模拟实验[10-13]。建立500 mm×300 mm×200 mm尺寸模型，X、Y、Z方向共计240根监测热电偶，模拟油藏压力为2.7 MPa，初始温度为18.5 ℃，采用风城油田重45井区原油样品进行实验。图1为不同时刻电预热井附近油层三维热场反演切片图。由图1可知，I、P井同时预热过程中，井间热场叠加效应明显，预热60 min时井间出现明显热连通，预热150 min时井间中部温度为177 ℃，满足转SAGD条件。同时，电加热未出现优先连通段，水平段预热均衡。

图1 不同时刻电预热井附近油层三维热场反演切片

1.2 电加热启动SAGD井间热传导特征

利用物理模拟实验，研究电加热启动过程中SAGD井间储层内的热传导特征及注入不同导热剂之后的升温规律。实验结果表明，在填砂条件下储层升温速度较慢，原因是多孔介质中冷热气体之间的传质速度减缓，热对流效应减缓，主要依靠热传导加热，气体保温特征明显不利于传热，需注入导热剂。

对比水和导热油2种不同导热剂注入后的效果(图2)，注入水条件下储层传热速度更快。由于水热焓远大于气体，水分子间对流传热速度快，加热器表面散热快，加热240 min时表面温度仅为210.8 ℃，注导热油后加热240 min，区域温度达到290.0 ℃以上。但图2中两者相同时刻黏度下降幅度相差不大，表明I、P井间油层加速升温有限。

图2 I、P井间油层中部黏度对比

2 油藏适应性分析

利用数值模拟方法，建立SAGD典型井组模型，针对不同储层非均质性、原油黏度、含油饱和度以及井轨迹偏移评价电加热启动技术的油藏适应性[14-15]。

2.1 电加热启动SAGD数值模型建立

双水平井SAGD井筒内通常下入平行双油管，其中，长油管下入水平段脚尖，短油管下入筛管悬挂器后150 m左右，该井井筒再下入电阻加热器则井筒管柱结构更为复杂。针对该复杂管柱结构，在SAGD预热过程中，采用多管柱灵活井井筒Flex-Wellbore模块，表征实际井筒下入加热电缆与连续油管。根据风城SAGD开发区实际情况，典型井组模型水平段长度为500 m，井组间距为80 m，油层厚度为22 m。加热电缆控制模式采用恒功率和恒温双重控制模式，井筒饱和流体为地面注入水。

2.2 油层导热系数评价

SAGD油层内分布不同类型的夹层，包括致密砂岩夹层、砾岩夹层、钙质夹层和纯泥岩夹层，夹层与储层的热物性参数差异较大，直接影响电预热过程中油层的传热与升温。因此，从水平段首端(A点)到尾端(B点)设置3段不同的导热系数，对比不同导热系数极差下的电预热升温特征：①3段导热系数分别为2×105、4×105、6×105J/(m·d·℃)，极差为1.50～2.00；②3段导热系数分别为5.0×105、4.0×105、3.0×105J/(m·d·℃) ，极差为1.25～1.33。

通过模拟相同时间下的原油黏度和温度场的变化情况，对比2种油藏条件对电预热均衡性的影响(图3)。

由图3可知，第1种情况下温度场升温差别较大，高导热系数段的温度上升快，而低导热系数段(实际油藏的夹层段)升温慢，热连通建立较为困难；而第2种情况下预热过程中水平段温差相对较小，可以实现最终的均匀预热启动。由此表明：电预热均匀升温对应的沿水平段岩石导热系数级差需小于1.5；水平段有连续大段纯泥岩，尤其注汽水平井穿过连续厚度大于1 m且平面展布大于50 m宽的泥岩夹层时，难以均衡预热。

图3 水平段不同导热系数级差下的温度与原油黏度剖面

2.3 原油饱和度及黏度评价

2.3.1 原油饱和度

分别对比了含油饱和度为50%、60%、70%、80%下的电预热油层启动电加热功率(图4)。由图4可知，相同热量情况下饱和度越低升温越慢，而当油的饱和度由60%下降至50%的过程中，所需加热功率大幅度提高，这是因为低含油饱和度油藏含水更多，需要更大的功率加热，累计耗能更大。因此，建议在含油饱和度大于60%的油藏实施SAGD电加热启动技术，可以实现快速升温预热油层的效果。

图4 不同含油饱和度油层的电预热启动加热功率对比

2.3.2 原油黏度

原油黏度对井间预热连通时间影响较大，对比不同黏度油层电预热启动时黏度随时间变化特征可知(图5)，原油黏度越高，达到预热转SAGD生产所需的时间越长(图5)。

对比风城不同区块典型原油黏度对应的SAGD电预热时间可知(表1)，电预热所需最短时间为10个月，重45高黏区则需要2 a。相比之下，预热时间要长于常规注蒸汽循环预热，主要原因在于常规注蒸汽预热过程中，蒸汽进入油层并发生传热传质双重效应，且在一定压差作用下进一步加大了传质效应，加速了井间热连通，但也大幅增加了汽窜风险。

图5 不同原油黏度油层电预热启动时原油黏度随时间变化特征

表1 不同区域电预热所需最短时间

Table 1 Minimum times of electric preheating in different areas

井区50℃脱气原油黏度/mPa·s最短加热时间/月重1 2220010重323025711重18 4850016重4518823324

2.4 井轨迹偏移量评价

2.4.1 井轨迹上下摆动

根据SAGD开发区的实钻井眼轨迹统计，分别模拟水平段尾端上翘1、2、3 m的加热情况(图6)。

图6 不同纵向距离下原油黏度剖面

由图6可知，不同的上翘幅度会造成电预热后井组的连通均匀性存在差异。由于电预热主要依靠热传导，对距离更为敏感，上下摆动对水平段的预热连通影响较大。尤其对于上翘大于1.0 m的情况，上翘段的井间连通效果较差，因此，为达到均衡预热，要求水平段上下摆动的距离不超过1.0 m。

2.4.2 井轨迹平面摆动

根据热源叠加理论，I、P井距离是影响井间传热升温的关键因素，平面与纵向井轨迹摆动均影响I、P井距离，但平面摆动影响小于纵向摆动，主要原因在于平面横向摆动1.0 m时，I、P井实际距离仅增大了0.1 m，横向摆动2.0 m时，I、P井实际距离增大0.4 m。但横向摆动会造成横向流动阻力增加，由模拟结果可知(图7)，横向摆动2.5 m时I、P井间距离大于0.5 m，影响均衡预热。因此，对应的平面摆动需小于2.5 m。

图7 不同横向距离下原油黏度剖面

2.5 油藏筛选标准

由上述研究可知，实施电预热井组需满足以下条件：①储层岩石导热系数级差需小于1.5，即避免出现连续展布大于50 m且穿过I井的大段泥岩夹层；②含油饱和度大于60%；③电预热均匀升温不受孔隙度、渗透率、原油黏度等限制，主要影响预热连通时间；④井轨迹上下摆动偏离小于1.0 m；⑤井轨迹平面摆动偏离小于2.5 m。

3 生产效果

对比电预热与蒸汽循环预热，两者成本基本相当，但电预热蒸汽耗量相较蒸汽循环预热减少了89%，产出液处理费降低80% 以上，且SAGD均匀预热对SAGD生产阶段的蒸汽腔发育和产量影响较大[16]。由数值模拟电加热辅助SAGD生产曲线可以看出(图8)，转入SAGD生产后2 a达到产量峰值30 t/d，稳产期为6 a，稳产期平均产油量为29 t/d，生产13 a采收率为66%，油汽比为0.26，具有较好的技术经济潜力。