中國石化河南油田分公司采油二廠

稠油熱采注采系統(tǒng)的熱能損失

王勇相 樊慶海 楊國武 趙占鋒中國石化河南油田分公司采油二廠

熱能進(jìn)入儲(chǔ)層后，熱損最嚴(yán)重的是儲(chǔ)層出砂卡泵造成的熱能間接損失。隨著井深的增加，井筒的熱損失增大，井底的干度不斷降低；不同管柱結(jié)構(gòu)，其井筒熱損失差別也很大，光油管的熱損失最大，隔熱油管井筒熱損失最小，普通油管＋封隔器氣體輔助隔熱的熱損失介于二者之間。應(yīng)進(jìn)一步優(yōu)化不同油藏類型的隔熱工藝，通過理論計(jì)算和井筒熱力參數(shù)的測試分析，評(píng)價(jià)目前所用隔熱工藝的適應(yīng)性，完善現(xiàn)有隔熱工藝，以形成不同油藏類型的隔熱注汽技術(shù)。

稠油熱采；熱損失；井筒；干度；出砂；熱能利用率

1 注采油系統(tǒng)主要熱損失

稠油熱采開發(fā)時(shí)，注入熱能的終極目標(biāo)是加熱地層原油，降低原油黏度。但熱蒸汽從井筒進(jìn)入儲(chǔ)層的整個(gè)過程中，不同環(huán)節(jié)都存在熱能的無效損耗。熱能進(jìn)入儲(chǔ)層后，主要熱損有以下幾部分：一是用于加熱儲(chǔ)層和上下隔層的巖層；二是用于加熱儲(chǔ)層存水；三是當(dāng)儲(chǔ)層非均質(zhì)較強(qiáng)，或經(jīng)過開發(fā)影響地層發(fā)生變化存在竄流通道時(shí)，有一部分熱能隨載熱介質(zhì)竄流到非目的區(qū)；四是由于受生產(chǎn)時(shí)率的影響產(chǎn)生的間接熱能損失。其中熱損最嚴(yán)重的是儲(chǔ)層出砂卡泵造成的熱能間接損失。

2 管柱井筒的結(jié)構(gòu)、熱損失及干度

目前常用的注入工藝有3種：普通光油管不動(dòng)管柱轉(zhuǎn)抽工藝、普通油管+封隔器氣體輔助隔熱注采一體化工藝、隔熱油管+封隔器隔熱注汽工藝。通過軟件對(duì)不同注汽管柱的熱損失進(jìn)行了計(jì)算。從計(jì)算結(jié)果可以看出：隨著井深的增加，井筒的熱損失增大，井底的干度不斷降低；不同管柱結(jié)構(gòu)，其井筒熱損失差別也很大，光油管的熱損失最大，隔熱油管井筒熱損失最小，普通油管＋封隔器氣體輔助隔熱的熱損失介于二者之間。

3 儲(chǔ)層出砂卡泵造成的熱能間接損失

河南稠油油田具有油層薄、膠結(jié)疏松、非均質(zhì)性嚴(yán)重及原油黏度高等特點(diǎn)，導(dǎo)致油井在生產(chǎn)過程中出砂嚴(yán)重。目前出砂嚴(yán)重的井有100口左右，砂卡砂埋造成的年作業(yè)井次266井次，油井出砂作業(yè)占到總作業(yè)量的60%左右。由于出砂，嚴(yán)重影響了油井生產(chǎn)時(shí)率及開發(fā)效果，造成了熱能的間接損失。由井樓七區(qū)近年的出砂井的生產(chǎn)時(shí)率曲線圖可知，某些出砂嚴(yán)重的井在某時(shí)期的生產(chǎn)時(shí)率只有60%左右，生產(chǎn)油汽比只有0.187。

4 地下存水吸熱造成的無效熱損耗

由于地層能量下降，注采比低，造成注蒸汽熱采時(shí)大量的水滯留在地下，這些存水在后續(xù)熱采過程中不斷增多，且反復(fù)吸收不同周期注入的熱能，造成了無效熱損耗。據(jù)統(tǒng)計(jì)，近年古城油田的回采水率不到75%，新莊油田的回采水率不到60%。表1為某區(qū)塊兩口熱采井的油層存水情況。由表1可以看出，回采水率很低。經(jīng)計(jì)算，加熱1 t地層水需要消耗0.167 t的蒸汽，如果地層存水的量和周期注入量相當(dāng)，那么就有17%的熱能被浪費(fèi)了，從統(tǒng)計(jì)結(jié)果可以看出，實(shí)際上地層存水的量要比周期注入蒸汽量大得多。

表1 某區(qū)塊兩口熱采井的油層存水情況

5 地層竄流造成的熱損失

河南油田稠油與蒸汽黏度（小于1mPa·s）差別懸殊，流度比過大，加之稠油油藏一般地質(zhì)膠結(jié)疏松，縱向及平面上非均質(zhì)性嚴(yán)重等因素，經(jīng)過多年的蒸汽吞吐，老區(qū)井網(wǎng)加密井距的縮小，使得汽竄頻繁發(fā)生，導(dǎo)致了油汽比降低，這嚴(yán)重影響了注入蒸汽的熱能利用率。據(jù)統(tǒng)計(jì)，該油田熱采老區(qū)近年某時(shí)期有276口井受汽竄影響，影響產(chǎn)量達(dá)5 848 t。對(duì)井樓、古城稠油區(qū)塊采取過措施的26口井（29井次）進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，這些井對(duì)應(yīng)油井137口，其中汽竄井有59口，油汽比只有0.176。因此，該油田某些稠油區(qū)塊地層竄流造成的熱損失情況是嚴(yán)重的，應(yīng)當(dāng)關(guān)注和重視此問題。

6 建議

（1）應(yīng)進(jìn)一步優(yōu)化不同油藏類型的隔熱工藝技術(shù)。通過理論計(jì)算和井筒熱力參數(shù)的測試分析，評(píng)價(jià)目前所用隔熱工藝的適應(yīng)性，完善現(xiàn)有隔熱工藝，以形成不同油藏類型的隔熱注汽技術(shù)。

（2）優(yōu)化防砂工藝技術(shù)，進(jìn)一步改善防砂效果。對(duì)目前實(shí)施的防砂工藝技術(shù)進(jìn)行全面跟蹤評(píng)價(jià)，結(jié)合不同油藏類型的出砂特點(diǎn)，優(yōu)化防砂工藝措施；同時(shí)開展開發(fā)新區(qū)新井出砂預(yù)測技術(shù)研究和先期防砂方式的優(yōu)化，形成不同油藏類型、不同開發(fā)階段的稠油防砂模式。

（3）深化封竄堵漏工藝技術(shù)研究。主要針對(duì)不同油藏類型優(yōu)選不同類型的封竄劑，并應(yīng)用顆粒類和泡沫類堵劑組合實(shí)現(xiàn)深部封堵，開展充填和掛濾防砂井泡沫封竄技術(shù)應(yīng)用研究，解決已防砂井的汽竄問題。

（4）開展提高回采水率的綜合技術(shù)研究。通過推廣稠油熱采增效技術(shù)，注入二氧化碳段塞、高效舉升快速排水等技術(shù)增加地層驅(qū)動(dòng)能量，提高排液速度，減少地層存水，提高熱能利用率。

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.010