电加热辅助蒸汽吞吐提高水平井水平段动用程度的技术

卢迎波 胡鹏程 申婷婷 洪 锋 董森淼 马 鹏 陈 超

（中国石油新疆油田分公司， 新疆 克拉玛依 834000）

0 引 言

F 油田的齐古组油藏构造位于受断裂控制的南倾单斜上， 属辫状河沉积相， 平均埋深390 m， 地层条件下脱气原油黏度575 Pa·s， 属浅层超稠油构造—岩性油藏， 自2008 年开发至今， 已投产水平井513 口， 均采用蒸汽吞吐方式开发。 多轮次吞吐后， 水平井剩余油富集区位于A点、B点以外水平段物性差的区域， 水平段动用程度不均匀， 井温曲线显示水平段动用类型为单峰型、 双峰型、 峰台复合型和平台型4 种类型， 且以单峰型为主（比例为46.4%）。 水平井水平段总体动用程度较低，平均动用率为51.8%， 严重制约了水平井吞吐效果。 因此， 提高水平段动用率， 是挖掘水平井潜力的关键。

为了大幅度提高水平井水平段动用程度， 在水平段动用影响因素分析［1-5］基础上， 提出水平井电加热辅助技术， 分析其提升水平段动用程度的驱油机理， 评价驱油效果及油藏适应性， 并通过现场应用优化最佳电加热辅助时间段。 电加热辅助是以电能转换成热能， 通过加热低渗段油层， 实现低渗段的逐步动用， 同时改善了原油在井筒内的流动性，提升了水平段中后端的泄油能力。 实践证明， 这种新技术可以提升水平井水平段的动用效果。

1 研究背景

提高水平井水平段动用程度， 一般是采用氮气泡沫调剖的方法［6-7］， 即向油藏内注入氮气泡沫，通过封堵高渗段、 扩大蒸汽波及范围、 补充地层能量等技术手段， 提升水平段动用程度。 然而在经过多轮次吞吐后， 齐古组油藏水平井高渗段的渗透率高达3 000×10-3μm2， 泡沫无法起到有效的封堵作用， 水平段动用程度仅提升了5%～8%。

F 油田水平井管柱结构为双管完井， 采用A点（脚跟）、B点（脚趾） 两点注汽吞吐， 促使注汽口（A点、B点） 附近吸汽量大， 而水平段中部则由于井筒与地层压差减小， 导致吸汽量减少。 此外， 油藏胶结疏松， 易出砂， 单点注汽造成水平段动用不均匀性进一步加剧， 从而导致水平段动用程度难以提高。

油田开发常用氮气泡沫、 多元复合等辅助措施改善水平井水平段动用程度， 这些措施仅能提高水平井排液能力， 对提高水平段动用程度效果有限。为此， 提出了电加热辅助技术， 通过提高井筒及近井地带温度， 有效改善井筒内高黏稠油的流动性，提高举升效率， 辅助提高蒸汽热焓， 促进水平段的中后段和低渗透段的动用， 从而达到提高水平段动用程度和提高吞吐采收率的目的［9-18］， 并通过室内实验与数值模拟， 揭示了电加热提高水平井水平段动用程度的机理。

2 储层动用程度主控因素

2.1 非均质性

受岩石性质及差异压实作用影响， 沿水平井水平段储层物性存在差异， 导致在蒸汽吞吐过程中吸汽程度出现较大差异［6］。 其中， 储层渗透率高的水平段， 在蒸汽吞吐注汽过程中优先吸汽， 蒸汽波及范围大； 而储层物性较差的低渗透段， 吸汽阻力大， 吸汽量少或者不吸汽， 造成蒸汽波及范围小甚至未波及。

为揭示水平段储层物性差异对水平井吸汽效果的影响， 开展了渗透率非均质水平段的蒸汽吞吐大型二维物模实验， 其中沿水平段模型长度800 mm，宽度200 mm， 厚度40 mm。 根据石英砂的不同目数与渗透率的相关性， 沿水平段方向采用不同目数的石英砂进行填砂， 用来模拟水平段渗透率的变化。 其中， 在第1 组实验中， 从左端到右端的渗透率从100×10-3μm2逐步提高至1 600×10-3μm2， 而在第2 组实验中， 为模拟水平段中部低渗透率情况， 渗透率从左端1 600×10-3μm2逐渐下降至中部的100×10-3μm2， 向右端再逐步提高到1 300×10-3μm2。 蒸汽吞吐设计15 轮次， 1、 2 轮次注入蒸汽量分别为0.2、 0.25 PV， 3—15 轮次注入蒸汽量均为0.3 PV。

水平段温度越高， 油层动用程度越好。 根据实验结果的温度场可知， 若水平井水平段的储层物性一端好另一端差， 则吞吐10 轮次后水平段动用呈单峰型， 若水平井水平段的储层物性两端好中间差， 则吞吐10 轮次后水平段动用呈双峰型（图1）。由此可知， 水平段高渗段容易被动用， 蒸汽波及低渗段储层体积小， 多轮次吞吐后， 水平段动用不均的矛盾突出， 低渗透率段难以动用。

2.2 流体温度

蒸汽吞吐过程中， 水平井井筒内流体流动状态受井筒内非等温状况影响较大［4］。 蒸汽沿水平段向“脚趾” 运动时， 由于油层的吸汽和热交换，使蒸汽干度降低， 对“脚趾” 的加热效果变差。生产阶段“脚趾” 处原油向“脚跟” 流动， 不仅有热量交换， 还有流体黏性阻力。 由于超稠油对温度极其敏感， “脚趾” 温度下降较快， 导致“脚跟”、 “脚趾” 两端温差较大， 井筒内压降大， 水平段泄油分布差异明显， “脚跟” 产量明显高于“脚趾”［8］。

利用高温注蒸汽井筒管流模拟软件（TWBS），模拟计算了在水平段长度200 m、 地层温度22 ℃、原油黏度575 Pa·s、 水平段渗透率均为1 500×10-3μm2、 水平段筛管直径17.78 cm 条件下注汽过程中的蒸汽干度变化和生产过程中的水平段流速变化情况。 计算结果表明， 在注汽速度为200 t／d、井底“脚跟” 蒸汽干度为70%的情况下， “脚跟”到“脚趾” 的蒸汽干度从70%线性下降到32%；对应的每米吸汽速度从“脚跟” 的1.42 t／d 下降到“脚趾” 的0.46 t／d。

2.3 排液速度

在生产过程中， 在排液速度30 t／d 的情况下，“脚跟” 到“脚趾” 的每米排液速度从0.23 t／d 下降到0.073 t／d。 根据上述计算结果， 进一步表明水平段各点的注汽（流体温度） 非均匀性和生产过程中井筒流动阻力造成的排液非均匀性对水平段动用产生不利影响， 多轮次吞吐将加剧水平段的非均匀动用程度。

3 电加热辅助吞吐技术

3.1 模拟实验

3.1.1 物理模拟

根据F 油田齐古组油藏实际条件， 装填长直径井筒模型 （模型尺寸： 半径17.8 cm， 长度60 cm）， 孔隙度为31.7%， 渗透率为1 790 ×10-3μm2， 含油饱和度为66.8%， 水平井管从模型一端引入， 放置在中轴线上， 电加热装置贴近水平井管， 且在距离电加热器6 个不同位置设置6 个热电偶监测点（图2）。

开展常规水平井蒸汽吞吐和电加热辅助蒸汽吞吐2 组实验，每组实验吞吐4 轮次，注汽参数相同。

实验流程： 蒸汽注入速度20 mL／min， 注汽20 min， 蒸汽干度80 %， 蒸汽温度250 ℃； 闷井时间为5 min， 生产时间为120 min， 电加热设备设置为300 ℃恒温模式。

通过不同位置的热电偶测温数据可知， 常规吞吐实验中， 温度持续下降， 未出现二次升温现象。电加热辅助吞吐实验中， 近井地带温度迅速升温，较常规吞吐生产阶段油层温度提高100 ～150 ℃，大幅降低了入井流动阻力； 远井地带依靠热传导升温， 升温存在一定时间滞后， 由于电加热的热补偿作用， 后期温度下降慢， 同时伴随出现二次升温现象（图3）。

图3 常规吞吐与电加热辅助吞吐测温曲线Fig.3 Comparison of the temperature curves between the conventional and electric heating assisted huff-puff

与常规吞吐周期生产指标对比， 电加热辅助吞吐4 轮次后累计增油541 mL， 平均周期产油135 mL以上， 平均周期增油幅度72%， 电加热辅助吞吐周期油汽比是常规吞吐的近2 倍， 4 轮次累计油汽比由常规吞吐的0.47 mL／mL 提高至电加热辅助吞吐的0.81 mL／mL， 提高了0.34 mL／mL， 提高幅度72.3%， 效果显著（图4）。

3.1.2 数值模拟

根据F 油田齐古组油藏储层非均质特征， 建立了单井吞吐机理模型。 模型油层厚度10 m， 水平段长度200 m。 沿水平段从“脚跟” 到“脚趾”方向设置渗透率由1 600×10-3μm2降低到100×10-3μm2， 特别是“脚趾” 80 m 范围内渗透率仅为100×10-3～200×10-3μm2， 为低渗透段。 数值模拟设置常规蒸汽吞吐10 轮次， 之后转电加热辅助吞吐生产， 对比电加热辅助前后的水平段动用程度、温度场和含油饱和度场等变化。 模拟结果显示， 电加热器持续加热低渗段近井地带油层， 通过升温降黏减少远端井筒段与入井流动阻力， 缓解压降， 提高油流产量。 多轮次后， 低渗段逐步动用， 最后达到全井段全部动用（图5）。

3.2 地质界限

由于目标区水平井存在油藏条件、 流体性质、投产年限、 生产动态等因素的差异， 为了落实水平井吞吐是否适合采用电加热辅助， 需要开展电加热辅助吞吐地质界限研究。

3.2.1 油层厚度

根据目标区油藏条件， 模型设置渗透率1 000×10-3μm2， 50 ℃原油黏度15 Pa·s， 开展6、 8、10、 12 m 油层厚度的敏感性模拟， 前10 轮次正常蒸汽吞吐，11—15 轮次采用电加热辅助蒸汽吞吐。模拟结果表明，随着油层厚度的增加，电加热辅助后的产油量、油汽比随之提升。 当油层厚度为6 m 时，11—15 轮次产油量971 t， 阶段油汽比仅为0.09；当油层厚度大于8 m 时， 11—15 轮次产油量大于1 200 t，阶段油汽比大于0.10 mL／mL， 产油量和油汽比较高。 因此， 电加热辅助吞吐的油层厚度需要大于8 m （图6）。

3.2.2 油层饱和度

根据目标区油藏条件， 设置模型油层厚度10 m， 渗透率1 000×10-3μm2， 50 ℃原油黏度15 Pa·s， 开展含油饱和度在60%、 65%、 70%、75%时的敏感性模拟。 前10 轮正常蒸汽吞吐，11—15 轮采用电加热辅助蒸汽吞吐。 模拟结果表明， 油井含油饱和度越高， 电加热辅助后产油量越高， 相应的增油量越大。 当油井含油饱和度为60%时， 11—15 轮次增油量380 t， 油汽比为0.10 mL／mL， 当油井含油饱和度大于60% 时，11—15 轮次增油量超过 420 t， 油汽比在0.10 mL／mL以上， 增油量和油汽比较高。 故含油饱和度大于60%的油井适合实施电加热辅助蒸汽吞吐（图7）。

3.3 辅助时机

设计油井蒸汽吞吐若干轮次后， 开始电加热辅助， 分析吞吐周期对电加热的影响。 设置模型油层厚度10 m， 渗透率1 000×10-3μm2， 50 ℃原油黏度15 Pa·s， 分析吞吐1、 3、 5、 7、 9、 11 轮次后转电加热辅助吞吐的增油效果。 从数值模拟的增油幅度来看， 转电加热辅助时间越晚， 增油效果越差， 当油井蒸汽吞吐11 轮次后开展电加热辅助，增油效果大幅度下降， 仅增油290 t， 油汽比0.09 mL／mL，当油井在蒸汽吞吐11 轮次前开展电加热辅助时， 增油480 t 以上， 油汽比0.10 mL／mL以上， 增油量和油汽比较好， 因此， 建议在小于11 轮次的吞吐周期的油井内实施电加热辅助（图8）。

分析原因认为， 由于井筒内电阻加热主要作用于加热井筒和近井地带储层， 降低了加热段的原油黏度， 减小了蒸汽进入电加热段储层的阻力， 促使后续蒸汽进入该段储层并扩大蒸汽波及范围。 但当常规蒸汽吞吐轮次过多时， 井筒附近的含油饱和度下降过多， 电加热对井筒附近储层的升温速度减缓。 同时由于高渗水平段的油层已经动用足够规模， 该段储层渗透率越高， 注入的蒸汽从电加热段进入储层越少， 电加热段的储层动用效果越不明显。 因此， 对于已经吞吐的水平井， 应尽早实施电加热辅助。

4 实际效果分析

为论证水平井电加热辅助吞吐在实际油藏的实施效果和潜力， 选择某井区典型井A 井进行了试验。 A 井50 ℃原油黏度为15.287 Pa·s， 水平段长度230 m， 有效厚度21.3 m， 平均孔隙度为32.6%， 平均渗透率为2 688×10-3μm2， 但水平段中部低渗透段平均渗透率仅为421×10-3μm2。

实际应用显示， 蒸汽吞吐9 轮次后水平段动用呈“哑铃状”， 动用程度63%， 采出程度14.9%，周期产油598 t， 油汽比0.15 mL／mL。 之后开展电加热辅助吞吐措施， 电加热器下至水平段中后段，吞吐1 轮次产油704 t， 提高了106 t， 油汽比0.23 mL／mL， 提高了0.08 mL／mL， 水平段动用程度89% （图9）， 提高了26%。 根据上述开发效果，进行了继续电加热辅助吞吐的潜力预测， 表明继续电加热辅助吞吐最终采收率可达到26.3%， 比常规蒸汽吞吐提高采收率7.7 百分点。

5 结 论

（1） 影响蒸汽吞吐水平井水平段动用的主控因素为水平段储层渗透率的非均质性、 由于沿程热损失造成的流体温度非均匀性和井筒流动阻力导致的排液非均匀性。

（2） 电加热辅助水平井吞吐实验和数值模拟显示， 电加热能够明显提高蒸汽吞吐产量和油汽比， 实验增油量提高72%， 油汽比提高72.3%，水平段逐步实现全段动用。

（3） 形成了水平井电加热辅助蒸汽吞吐地质和油藏界限： 油层厚度需要8 m 以上， 含油饱和度大于60%； 并优化得到最佳的电加热时机为吞吐周期小于11 轮次。

（4） 现场实施效果表明， 周期产量、 油汽比和水平段动用程度明显提高， 预测最终采收率可提高7.7 百分点， 在类似稠油油藏中具有重要的应用价值。