徐涛 刘伟 袁伟伟 贾立新

中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300459

1 研究背景

近年来渤海油田开发受到航道区及生态红线区限制，常采用大位移井开发模式。以旅大某油田为例，目的层为明下段和馆陶组，油藏埋深浅，属于典型的重质特超稠油油藏[1]，是渤海油田热采开发的实验性油田。该油田采用蒸汽吞吐开发模式，已开展注采两趟管柱和注采一体化管柱研究，举升方式为电潜泵和射流泵举升[2-3]。然而稠油由于粘度高，举升过程中摩阻较常规井更大，对于举升效率敏感[4]，针对稠油大位移井举升过程中的热损失以及举升效率需要深入研究。通过建立稠油大位移井井筒温度及举升摩阻计算模型，对举升效率影响因素进行敏感性分析，为稠油大位移井开发提供参考，对开发项目前期研究具有一定指导意义。

2 举升效率影响因素分析

2.1 大位移井水垂比

稠油举升过程为混相流过程，由于气油比较低，此处不考虑气体，仅考虑油水两相流，流动状态为层流状态，以旅大某油田A8H井为例，该井水垂比为1.5，在靶点垂深不变情况下，进行水平方向平移，建立水垂比2.0/水垂比3.0井轨迹进行模拟，井底注采转换温度为100℃，泵挂垂深890m，产量100m3/d，井筒温度及沿程摩阻计算结果见图1。

图1 水垂比敏感性分析结果

计算结果表明，随着水垂比增大，井深增加，稠油举升过程中热损失增加，井口温度由90℃降为85℃，同时举升沿程摩阻增加，由1.55MPa增为3.15MPa，充分证明大位移井在稠油举升过程中损失更多能量用于克服摩阻，举升效率偏低。

2.2 注采转换温度

蒸汽吞吐井自喷结束后转入人工举升，转换时地层温度决定举升稠油的基础温度，注采转换温度越高，越有利于稠油降黏，举升效率也更高，通过模拟得到（水垂比3.0）沿程摩阻与注采转换温度（70/80/90/100℃）关系曲线，见图2。

图2 注采转换温度敏感性分析结果

计算结果表明，随着注采转换温度降低，稠油举升初始温度降低，稠油举升过程中粘度整体增加，进而导致举升沿程摩阻增加，由3.15MPa增为20.6MPa，可见注采转换温度是决定举升难易程度的关键因素，结合图2水垂比敏感性分析结果综合考虑，相对常规井，大位移井注采转换温度可适当提高，用以保障举升过程中摩阻不会过大，提高举升效率。

2.3 油管传热系数

由于大位移井举升过程长，期间的油管保温至关重要，目前渤海油田普遍采用E级隔热油管，通过模拟得到（水垂比3.0）沿程摩阻与隔热油管传热系数关系见表1。

表1 井口温度计算结果

计算结果表明，E级和D级油管保温效果相差较小，C级油管保温性能相对较差，井口温度范围85.2～81.1℃；单从举升效率角度，E级和D级油管相差极小，C级油管略差，但考虑到渤海油田后期主推注采一体化管柱，在注热阶段，高温状态下E/D/C三种级别的保温性能相差较大，所以综合考虑仍优先选择E级油管。

2.4 原油含水率

随着蒸汽吞吐轮次增加，原油含水率上升，油水两相乳化现象愈发严重，经过实验室测定，稠油粘度出现先增加后减小的趋势，含水40%左右时稠油粘度最高，通过模拟得到（水垂比3.0）沿程摩阻与原油含水率关系曲线，见图3。

图3 含水率敏感性分析结果

计算结果表明，随着含水率升高，稠油混合样粘度增大；但由于水的比热容高于原油，含水升高反而使举升过程热损失减少，40%含水时井筒温度最高，两方面因素相互抵消影响，最终造成摩阻随着含水率出现先增大后减小的趋势，所以含水对举升效率的影响不仅仅是混相粘度升高的问题，还要综合考虑井筒温度。

3 结论

1）随着水垂比增大，稠油举升过程中热损失增大，举升沿程摩阻增加，由1.55MPa增为3.15MPa，充分证明大位移井在稠油举升过程中损失更多能量用于克服摩阻，举升效率偏低。

2）随着注采转换温度降低，稠油举升过程中沿程摩阻增加，由3.15MPa增为20.6MPa，证明注采转换温度是决定举升难易程度的关键因素，结合水垂比敏感性分析结果综合考虑，相对常规井，大位移井注采转换温度可适当提高，用以提高举升效率。

3）随着含水率上升，稠油粘度增大，但井筒温度不断升高，稠油举升过程中沿程摩阻出现先增大后减小的趋势，证明含水对举升效率的影响不仅仅是混相粘度升高问题，还应综合考虑井筒温度。