稠油大位移井熱采舉升效率研究

徐濤 劉偉 袁偉偉 賈立新

中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300459

1 研究背景

近年來渤海油田開發受到航道區及生態紅線區限制，常采用大位移井開發模式。以旅大某油田為例，目的層為明下段和館陶組，油藏埋深淺，屬于典型的重質特超稠油油藏[1]，是渤海油田熱采開發的實驗性油田。該油田采用蒸汽吞吐開發模式，已開展注采兩趟管柱和注采一體化管柱研究，舉升方式為電潛泵和射流泵舉升[2-3]。然而稠油由于粘度高，舉升過程中摩阻較常規井更大，對于舉升效率敏感[4]，針對稠油大位移井舉升過程中的熱損失以及舉升效率需要深入研究。通過建立稠油大位移井井筒溫度及舉升摩阻計算模型，對舉升效率影響因素進行敏感性分析，為稠油大位移井開發提供參考，對開發項目前期研究具有一定指導意義。

2 舉升效率影響因素分析

2.1 大位移井水垂比

稠油舉升過程為混相流過程，由于氣油比較低，此處不考慮氣體，僅考慮油水兩相流，流動狀態為層流狀態，以旅大某油田A8H井為例，該井水垂比為1.5，在靶點垂深不變情況下，進行水平方向平移，建立水垂比2.0/水垂比3.0井軌跡進行模擬，井底注采轉換溫度為100℃，泵掛垂深890m，產量100m3/d，井筒溫度及沿程摩阻計算結果見圖1。

圖1 水垂比敏感性分析結果

計算結果表明，隨著水垂比增大，井深增加，稠油舉升過程中熱損失增加，井口溫度由90℃降為85℃，同時舉升沿程摩阻增加，由1.55MPa增為3.15MPa，充分證明大位移井在稠油舉升過程中損失更多能量用于克服摩阻，舉升效率偏低。

2.2 注采轉換溫度

蒸汽吞吐井自噴結束后轉入人工舉升，轉換時地層溫度決定舉升稠油的基礎溫度，注采轉換溫度越高，越有利于稠油降黏，舉升效率也更高，通過模擬得到（水垂比3.0）沿程摩阻與注采轉換溫度（70/80/90/100℃）關系曲線，見圖2。

圖2 注采轉換溫度敏感性分析結果

計算結果表明，隨著注采轉換溫度降低，稠油舉升初始溫度降低，稠油舉升過程中粘度整體增加，進而導致舉升沿程摩阻增加，由3.15MPa增為20.6MPa，可見注采轉換溫度是決定舉升難易程度的關鍵因素，結合圖2水垂比敏感性分析結果綜合考慮，相對常規井，大位移井注采轉換溫度可適當提高，用以保障舉升過程中摩阻不會過大，提高舉升效率。

2.3 油管傳熱系數

由于大位移井舉升過程長，期間的油管保溫至關重要，目前渤海油田普遍采用E級隔熱油管，通過模擬得到（水垂比3.0）沿程摩阻與隔熱油管傳熱系數關系見表1。

表1 井口溫度計算結果

計算結果表明，E級和D級油管保溫效果相差較小，C級油管保溫性能相對較差，井口溫度范圍85.2～81.1℃；單從舉升效率角度，E級和D級油管相差極小，C級油管略差，但考慮到渤海油田后期主推注采一體化管柱，在注熱階段，高溫狀態下E/D/C三種級別的保溫性能相差較大，所以綜合考慮仍優先選擇E級油管。

2.4 原油含水率

隨著蒸汽吞吐輪次增加，原油含水率上升，油水兩相乳化現象愈發嚴重，經過實驗室測定，稠油粘度出現先增加后減小的趨勢，含水40%左右時稠油粘度最高，通過模擬得到（水垂比3.0）沿程摩阻與原油含水率關系曲線，見圖3。

圖3 含水率敏感性分析結果

計算結果表明，隨著含水率升高，稠油混合樣粘度增大；但由于水的比熱容高于原油，含水升高反而使舉升過程熱損失減少，40%含水時井筒溫度最高，兩方面因素相互抵消影響，最終造成摩阻隨著含水率出現先增大后減小的趨勢，所以含水對舉升效率的影響不僅僅是混相粘度升高的問題，還要綜合考慮井筒溫度。

3 結論

1）隨著水垂比增大，稠油舉升過程中熱損失增大，舉升沿程摩阻增加，由1.55MPa增為3.15MPa，充分證明大位移井在稠油舉升過程中損失更多能量用于克服摩阻，舉升效率偏低。

2）隨著注采轉換溫度降低，稠油舉升過程中沿程摩阻增加，由3.15MPa增為20.6MPa，證明注采轉換溫度是決定舉升難易程度的關鍵因素，結合水垂比敏感性分析結果綜合考慮，相對常規井，大位移井注采轉換溫度可適當提高，用以提高舉升效率。

3）隨著含水率上升，稠油粘度增大，但井筒溫度不斷升高，稠油舉升過程中沿程摩阻出現先增大后減小的趨勢，證明含水對舉升效率的影響不僅僅是混相粘度升高問題，還應綜合考慮井筒溫度。