SAGD蒸汽腔扩展阶段电加热机理及操作参数优化
时间：2023-01-17 18:40:20 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
丁 超，杨兆臣，吴永彬，王 丽，杨浩哲，王 超
(1.中国石油大学(北京)，北京 102249；
2.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000；
3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)
风城油田自2008年开展双水平井SAGD先导试验以来，累计完钻双水平井组超170对，实现了SAGD商业化开发。目前70%井组已进入蒸汽腔扩展阶段，但SAGD井组水平段平均动用程度不足60%，非均质性强的重18井区Ⅲ类储层水平段动用程度仅为48%。因此，迫切需要探索新技术，提高双水平井SAGD水平段动用程度。国内外从改变注入介质、注采参数、注采工艺等方面进行了大量研究与矿场应用，其中，井下电加热技术得到了较为广泛应用[1-10]，特别是针对SAGD电加热辅助生产方面，开展了转SAGD生产初期电加热机理研究、热能利用率研究、溶剂辅助SAGD对比研究、以及电阻与电磁加热方式对比研究等工作[11-19]。但前人尚未针对已经进入SAGD扩展阶段的老井开展过井下电加热技术研究，对于其渗流特征、机理及操作策略不明确。因此，开展了SAGD蒸汽腔扩展阶段井下电加热研究，达到明确渗流特征、优化操作参数的目的。
为揭示电加热辅助SAGD生产机理，以风城重18井区储层及流体参数为基础建立典型SAGD井组数值模型。模型I、J、K3个方向网格数量分别为21、25、15个，I方向采用1.0～5.0 m的非均匀加密网格距，J方向网格距为21.0 m，K方向网格厚度为1.0～2.5 m，模拟油层厚度为21 m，水平段长度为400 m，生产井与注汽井间距为5.0 m，相邻井组距离为80.0 m，孔隙度为30%；
渗透率沿水平段分为高渗段和低渗段(各占50%水平段长度)，其中，高渗段渗透率为1.5 D，低渗段渗透率为0.5 D，水平段渗透率级差为3，含油饱和度为70%。为精细表征电加热辅助SAGD生产过程中井筒附近升温、蒸汽腔发育、蒸汽腔界面变化等特征，对典型SAGD井组的数值模型进行了平面和纵向局部加密，与井筒越近网格越密，其中，井筒附近的平面网格距离缩小至0.5 m，生产井与注汽井井间纵向网格距离加密至1.0 m，并在低渗透的生产井水平段井筒内下入电加热器的加热段(图1)。
图1 SAGD井组模型平面及纵向网格分布
图2为电加热辅助SAGD生产的数值模拟温度场(黑色箭头表示水或蒸汽流线)。由图2可知，对于已进入蒸汽腔扩展阶段的SAGD井组，电加热促进水平段蒸汽腔发育、提高水平段动用程度分为3个阶段：①注汽井与生产井建立井间流场(图2a)。通过注汽井注蒸汽和生产井定点电加热，在未发育蒸汽腔段建立蒸汽(水)流场，实现热量与流体双连通。②小型蒸汽腔发育(图2b)。形成小型流场促进该段热油下泄，造成亏空，蒸汽进入，形成汽腔。③小型汽腔上升(图2c、d)。水蒸汽超覆促进汽腔进一步上升，形成稳定发育的蒸汽腔，提高整个水平井段动用程度。同时，通过不同电加热时间的温度场对比，揭示井下电加热首个作用机理为定点升温，为SAGD汽腔扩展创造条件。
图2 电加热辅助SAGD不同时间温度场
图3为电加热辅助SAGD不同时间水蒸汽饱和度场。由图3可知：高干度蒸汽主要进入已有蒸汽腔，为提高蒸汽腔发育空间，电加热段选择在蒸汽腔不发育的水平井段，首先在注汽井附近实现低干度、小型蒸汽腔的发育(图3a)；
继续电加热过程中，电加热段蒸汽腔范围逐渐变大并向上扩展，蒸汽干度逐渐提高(图3b、c)；
继续电加热至3.0a(图3d)，电加热段的蒸汽腔已经扩展至油层顶部。因此，井下电加热的第2个作用机理为定点蒸汽腔发育，建立泄油通道。
图3 电加热辅助SAGD不同时间蒸汽腔变化
图4为电加热辅助SAGD生产2.5 a的油饱和度场和油流线分布(紫色箭头)。由图4可知：SAGD蒸汽腔扩展阶段，水平段已有汽腔正上方的垂向泄油已经结束，实施电加热初期表现为斜坡泄油(图4a)；
电加热一段时间后，逐步进入垂向泄油阶段(图4b)。因此，电加热后水平段泄油表现为2种方式，即斜坡泄油+垂向泄油(图4a、b)；
分析电加热辅助下的油流线分布变化(图4b)，认为电加热的第3个作用机理为定点泄油，动用电加热段储量，降低电加热段的含油饱和度。
图5为电加热辅助SAGD生产不同时间Normal stress最大主应力与渗透率变化。由图5可知，电加热升温过程中，随着电加热段热场建立和流体连通，应力场发生明显变化，主应力增加，并向上扩展延伸。由图6可知，电加热段的油层在电加热升温促进蒸汽腔发育过程中，产生高温扩容作用并产生微裂缝，促进蒸汽腔逐渐向上抬升，最终形成具有高导流能力和规模的蒸汽腔。因此，井下电加热的第4个作用机理为通过高温应力作用，提高低渗电加热段有效渗透率。
图4 电加热辅助SAGD不同时间含油饱和度和油流线分布
图5 电加热不同时间最大主应力变化
图6 电加热不同时间渗透率变化
井下电加热过程，对于已进入蒸汽腔扩展阶段的SAGD井组，其相邻井组间的蒸汽腔已部分相互合并。因此，在操作参数优化设计时，需要综合考虑注汽操作、生产操作、相邻SAGD井组的蒸汽腔联动操作、以及电加热操作的相互协同作用，文中选择重18井区典型非均质井组模型进行操作参数优化设计(注汽参数、注采参数、电加热操作参数)，该井组已转入SAGD生产3.0 a，水平段动用程度为67%。
3.1 注汽参数优化
3.1.1 注汽速度
注汽速度优化需考虑水平段动用程度和电加热段的蒸汽腔发育状态。因此，利用电加热辅助SAGD数值模拟对电加热前水平段动用程度为50%、60%、70%、80%、90%条件下，电加热段处于热连通、蒸汽腔上升、蒸汽腔扩展3个阶段的注汽速度进行优化(表1)。由表1可知，考虑风城作业区SAGD水平段动用程度普遍处于50%～70%，热连通阶段电加热辅助下的注汽速度为84～106 m3/d，蒸汽腔上升阶段为109～136 m3/d，蒸汽腔扩展阶段为158～171 m3/d。
表1 注汽速度优化设计结果
3.1.2 注汽干度
风城油田储层埋深为250 m，原油黏度为10 000～50 000 mPa·s(50 ℃)，为浅层超稠油油藏。对于浅层超稠油，蒸汽腔操作压力比中深层更低，单位质量蒸汽比容和热焓受到蒸汽干度影响越大，不同蒸汽干度对产量的影响也就越大，因此，考虑地面锅炉注汽能力，推荐高干度注汽，井底蒸汽干度应达到80%以上。
3.2 注采压力优化
3.2.1 蒸汽腔操作压力
电加热阶段增大注汽压力，有利于提高电加热段油-汽传质速度、原油下泄速度和蒸汽腔发育速度，但操作压力过大，易造成已动用段的蒸汽腔突破盖层，导致蒸汽外泄。因此，分别模拟了蒸汽腔操作压力为2.3、3.3、4.3、4.9、5.4、5.9 MPa下的电加热辅助生产情况。结果表明，最优的蒸汽腔操作压力需要高于油藏压力(2.3 MPa)1.0～2.0 MPa，低于盖层破裂压力(5.9 MPa)0.5～1.0 MPa，优选值为4.9～5.4 MPa。
3.2.2 注采井间压差
电加热初期升压注汽，汽窜风险增大，需要合理控制注采井间压差。因此，分别模拟了注采井间压差为0.2、0.3、0.4、0.5、0.6 MPa下的电加热辅助生产情况。结果表明：电加热初期需保持较小压差，当蒸汽腔规模增大后，注采井间压差达到常规SAGD操作水平即可；
电加热段蒸汽腔上升阶段最优压差为0.2～0.3 MPa，蒸汽腔扩展阶段最优压差为0.4～0.5 MPa。
3.2.3 相邻井组井间压差
已进入蒸汽腔扩展阶段的井组，相邻井组蒸汽腔操作压力直接影响电加热生产效果。因此，分别模拟了相邻井组间压差为0.4、0.5、0.6、0.7 MPa下的电加热辅助生产情况(图7，图中黑色箭头表示水或蒸汽流线)。由图6可知，相邻井组间压差达到0.5 MPa后，高压蒸汽腔中蒸汽从合并段大量进入低压SAGD井组，造成高压井组电加热段蒸汽腔得不到足够的蒸汽补充，电加热辅助难以见效。建议SAGD相邻井组蒸汽腔操作压差控制在0.5 MPa以内。
图7 相邻SAGD蒸汽腔汽窜途径
3.3 电加热操作参数优化
3.3.1 电加热时间
前期现场试验表明，电加热时间过短，蒸汽腔难以持续进汽并将逐渐消失。因此，分别模拟了电加热时间为1.0、2.0、3.0、4.0、5.0 a的电加热辅助生产情况(图8)。由图8可知，持续的电加热具备促进汽腔发育和加速泄油双重作用，停止电加热后，电加热段汽腔发育减缓；
电加热时间需确保新发育的汽腔达到油层顶部，形成足够大的蒸汽腔体积。根据模拟结果，确定电加热时间最优值为2.0～3.0 a。
图8 不同电加热时间蒸汽腔形态
3.3.2 电加热器表面温度
电加热器表面温度会影响原油结焦、结垢和气液界面控制，为保证生产安全，其表面温度应低于原油结焦温度20～30 ℃(原油初始结焦温度为280 ℃)；
为便于现场操作，其表面温度应低于饱和蒸汽温度0～15 ℃(操作压力为4.9～5.4 MPa时对应的饱和水蒸汽温度为263～269 ℃)。同时，分别模拟了表面温度为150、200、250、300 ℃下的电加热辅助生产情况。结果表明，电加热器表面温度从150 ℃升至250 ℃，日产油增幅明显，超过250 ℃产量保持不变。因此，综合考虑结焦风险、操作控制以及增油效果，电加热表面温度最优值为200～250 ℃。
3.3.3 电加热器功率
电加热的目的是定点快速补充热量，功率太低难以起到定点加热促进汽腔发育的效果。目前，国内长期井下工作的电加热器每米功率普遍低于1 500 W。因此，分别模拟了每米电加热功率为800、1 000、1 200 W的电加热辅助生产情况。结果表明，每米电加热功率大于800 W，增油幅度大幅减小。同时，参考国外电加热实践，推荐井下长期每米电加热功率为800～1 000 W，采用定表面温度，自动功率调节模式进行电加热。
利用上述优化的参数，针对该油田典型SAGD井组进行常规SAGD生产和电加热辅助SAGD生产效果预测对比(表2)。由表2可知，蒸汽腔扩展阶段实施井下电加热3.0 a，水平段动用程度从67%提高至100%，日产量比常规SAGD提高2～4 m3/d，之后停止电加热，转常规SAGD生产13.5 a，累计油汽比从0.15提高至0.24，最终采收率由43.2%提高至51.3%，提高8.1个百分点。表明采用井下电加热辅助SAGD生产，可有效提高水平段动用程度、SAGD开发中后期的产量和油汽比，较大幅度提高原油采收率。
表2 常规SAGD与电加热辅助SAGD产量对比
(1) SAGD扩展阶段实施井下电加热，具有定点升温、促进蒸汽腔发育、定点泄油以及提高低渗段有效渗透率等重要作用机理。
(2) 根据关键操作参数优化结果，在SAGD蒸汽腔扩展阶段开展电加热辅助，合理注汽速度为158～171m3/d，蒸汽腔操作压力为4.9～5.4 MPa，注采井间压差为0.4～0.5 MPa，相邻井组井间压差需小于0.5 MPa；
电加热时间为2.0～3.0 a，电加热器最高表面温度为250 ℃，每米电加热功率为800～1 000 W。
(3) 典型井组预测电加热3.0 a后水平段动用程度从67%提高到100%，日产油水平提高2～4 m3/d，累计油汽比从0.15提高至0.24，采收率提高8.1个百分点，是提高SAGD老井水平段动用的一项潜力技术。
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