地熱能輔助開采海上淺層稠油方法可行性分析

朱旭晨，劉汝敏，王 濤，田 苗，陳 軍，王 朔

（中海油田服務股份有限公司油田生產事業部，天津 300450）

中國稠油資源豐富，主要分布在遼河、新疆、勝利、河南和渤海等油田，其中渤海油田稠油儲量占其探明儲量一半以上，具有巨大開發潛力［1-2］。目前，熱采技術是開采稠油的主要方法，主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驅、注熱水驅、火燒油層、多元熱流體吞吐等方式。熱采技術開采稠油的基本原理是通過向儲層注入熱流體使原油黏度降低，改善水油流度比，從而提高驅油效率［3-4］。海上稠油開發受作業空間和開采成本的限制，諸多陸上稠油開采方式難以實施，而蒸汽吞吐和多元熱流體吞吐技術具有占地面積小、自動化程度高等優勢，成為渤海油田開采稠油的主要方式［5-8］，然而，這2 種方式存在能源損失大、危險程度高和作業頻繁等缺點。為了能夠滿足清潔、可持續發展的要求，諸多學者提出了利用深部地熱能輔助開采稠油的設想。地熱是一種清潔、可持續、可再生的能源，近年來，地熱能被廣泛地應用到油氣開發領域［9］。PEDERSON 等提出從地熱儲層中抽水轉注到稠油儲層進行熱水驅油，同時將采出水注回地熱儲層的設想［10］。LIU 等提出了CO2置換法聯合地熱開采水合物的方法，利用地熱加熱CO2開采淺層水合物資源［11］。LIU 等提出了一種利用地熱能開采陸上稠油的方法，并與常規熱水驅進行了比較，證實了該方法的可行性［12］。針對荷蘭MOERKAPELLE 油田的地熱能輔助開采石油進行了評估和建模，結果表明利用地熱能輔助開采石油能有效降低開發成本［13-14］。王學忠提出了基于干熱巖開采石油的流程概念，利用單體增壓泵直接將從干熱巖井采出的熱流體注入目的油層，再利用周圍油井開采石油［15］。杜森垚等提出了利用地熱能實現CO2驅的設想，將低溫超臨界CO2注入到深部地熱儲層，被加熱后的CO2直接進入到稠油儲層，實現CO2驅油［16］。

目前提出的地熱能輔助開采稠油的方法多數僅適用于陸地稠油開采，海上稠油開采受地理位置的限制，存在施工難度大、作業成本高等難題，并且開發井以海洋平臺為載體多數為大斜度井、水平井，不能完全借鑒陸地油田地熱能輔助開采稠油的方法。針對利用地熱能輔助海上稠油開采的相關研究處于基本空白階段，渤海A 油田位于渤海灣盆地，以巖性-構造復合油藏為主，主力儲層孔隙度主要為0.32～0.36，平均值為0.327，滲透率為100～5 000 mD，平均值為2 600 mD；原油物性較差，膠質瀝青質含量為35%，平均密度為0.981 g/cm3，地層原油黏度高達350.4～425.2 mPa·s；地層壓力梯度為1.0 MPa/hm，地層溫度梯度為5.7 ℃/hm，屬于常壓超溫油藏。整體來看渤海A油田淺層屬于高孔高滲透稠油油藏，由于溫度梯度較高深部地層具有豐富地熱資源，為利用深部地熱能開采淺層稠油提供了良好的地質條件。為此，基于渤海A 油田提出了一種海上利用深部地熱能輔助開采淺層稠油的方法，系統地闡述了利用深部地熱能輔助開采淺層稠油的工藝設計，基于傳熱理論和油氣滲流規律建立了地熱能輔助開采淺層稠油數值模擬模型，通過經濟評價對其可行性進行評估，并深入探究了注水溫度、注水速度和水平井段長度等因素的敏感性。

1 工藝設計

渤海A 油田具有多個海上生產平臺，受地理條件的限制同一生產區塊內的注水井、生產井井口設置在同一生產平臺內，便于注水井和生產井的管理以及采出液的分離與運輸，這為地熱能輔助開采淺層稠油提供了極大便利。根據渤海A油田某區塊生產平臺現有結構，提出了一種利用深部地熱能輔助開采淺層稠油的方法。圖1為地熱能輔助開采淺層稠油方法示意，整個系統主要包括生產平臺以及注水井和生產井，注水井由稠油儲層注入水平井段和地熱儲層換熱水平井段組成，利用海水或者采出水作為換熱介質，將注入水從注水井的油管注入，依次經過海水層、稠油儲層到達深部地熱儲層，注入水進入注水井的換熱水平井段環空內，與地熱儲層進行熱交換，并從環空內上返至稠油儲層內的水平井段進入地層之中，油管使用隔熱材料減少環空內上返的注入水與油管內注入水的熱交換，保證環空內上返的注入水到達稠油儲層時具有較高的溫度。

圖1 地熱能輔助開采淺層稠油方法示意Fig.1 Geothermal energy assisted recovery for shallow heavy oil reservoir

該方法既節省了地面設備的投入，又節約了海上平臺的空間，并且海上平臺采出水溫度能達到50～60 ℃，可以充分利用采出水的余熱，避免了熱量的浪費。為了驗證地熱能輔助開采淺層稠油方法的可行性，通過數值模擬技術基于經濟評價方法以凈現值作為評價指標，評估了地熱能輔助開采淺層稠油方法的可行性。

2 數值模擬分析

2.1 模型建立

目前熱力采油的數值模擬技術已經成熟，本次研究通過CMG-STARS 數值模擬器基于渤海A 油田地質背景建立熱采特征模型，圖2 為地熱能輔助開采淺層稠油數值模擬模型的井位布置情況，主要包括2 口注水井（INJ1 和INJ2）和2 口生產井（PRO1 和PRO2），注采井距為200 m，注水井在稠油儲層內的水平井段與采出井水平井段位于同一生產層位。數值模擬模型尺寸為820 m×820 m×2 020 m，模型被離散成41×41×39共65 559個網格，為了提高計算精度對生產井和注水井水平井段所在層位進行了網格加密。模型頂部深度為1 000 m，底部深度為3 020 m，淺層稠油儲層深度為1 000～1 100 m，滲透率為2 600 mD，孔隙度為0.327，模型外邊界為封閉邊界，具體參數設置如表1。原油黏度隨溫度的變化和油水相相對滲透率對稠油開發具有重要的影響，根據室內實驗測得原油黏溫曲線（圖3）和歸一化后相對滲透率曲線（圖4）。

圖2 數值模擬模型井位布置Fig.2 Well pattern of numerical simulation model

表1 數值模擬模型基礎參數Table1 Basic parameters of numerical simulation model

圖3 原油黏溫曲線Fig.3 Viscosity-temperature curve of crude oil

圖4 室內實驗歸一化后油水相相對滲透率曲線Fig.4 Oil-water relative permeability curves after normalization in laboratory experiment

本文采用傳統的傳熱、傳質熱采數學模型［17］，涉及到的注水井與地層換熱模型則采用OBALLA等提出的靈活井模型，該模型能夠有效地模擬井筒、油管和地層之間的換熱以及管內的流動，根據液體流速和流動方向確定井筒內流態，然后計算摩擦壓降，井筒內流體與地層之間通過徑向熱傳導進行熱量交換［18-19］。靈活井與油藏分別獨立求解，通過環空與油藏完全耦合。井筒內的壓降方程和能量方程參見文獻［20］方程1和方程2。

2.2 可行性分析

為了能夠科學評價地熱能輔助開采淺層稠油方法的可行性，通過經濟評價以凈現值作為評價指標，綜合考慮出售原油的收入和資金投入成本，其中投入成本包括鉆井費用、平臺管理成本、出售原油稅費等，利用凈現值公式計算地熱能輔助開采淺層稠油。凈現值法是一種動態評價方法，是在考慮資金時間價值的基礎上，根據油氣田開發壽命期內各年的現金流來分析、計算其經濟效益的評價方法［21］。用凈現值法評估地熱能輔助開采淺層稠油可行性的基礎參數見表2。同時對比了注海水、注采出水2 種方法的開采效果，在這2 種方法中，注入水不經過地熱儲層加熱，直接注入到稠油儲層，因此注水井井身長度小于地熱能輔助開采淺層稠油注水井的井身長度。注入海水的溫度為20 ℃，渤海A 油田采出水溫度為50 ℃，地熱能輔助開采注入50 ℃的采出水。

表2 經濟評價基礎參數Table2 Basic parameters of economic evaluation

從生產20 a 產油速度和累積產油量變化曲線（圖5）可以看出，生產周期內地熱能輔助開采、注采出水和注海水3 種方法的累積產油量分別為3.04×106，1.85×106和1.57×106m3，地熱能輔助開采稠油方法的累積產油量遠大于注海水和注采出水方法，采收率是注海水的近1 倍；產油速度曲線顯示生產4 a時，地熱能輔助開采稠油方法的產油速度曲線緩慢上升，而注采出水和注海水的產油速度曲線沒有明顯變化，一直保持逐漸降低的趨勢。由生產井井筒內原油黏度曲線（圖6）可以看出，生產4 a 時地熱能輔助開采淺層稠油方法井筒內的原油黏度較低，水油流度比大大降低，有利于原油的開采，這也解釋了生產4 a 時地熱能輔助開采方法產油速度曲線升高的原因。此外，注采出水和注海水這2 種方法原油黏度緩慢上升，是由于注入水溫度比儲層溫度低，吸收稠油儲層的熱量導致稠油儲層溫度下降，從而使原油黏度變大，不利于稠油開采。

圖5 生產20 a產油速度和累積產油量曲線Fig.5 Oil production rate and cumulative oil production

圖6 原油黏度曲線Fig.6 Curves of crude oil viscosity

稠油儲層原始溫度為69 ℃，從圖7 分析看出，地熱能輔助開采淺層稠油方法熱水波及區域的稠油儲層溫度保持在73～75 ℃，直接注海水、注采出水方法的儲層溫度分別保持在21～50 和51～62 ℃。地熱能輔助開采方法使原油黏度降低，水油流度比降低，而直接注海水和注采出水這2 種方法使原油黏度升高，不利于稠油開采。地熱能輔助開采方法的含油飽和度明顯低于注海水和注采出水這2 種方法，具有更高的采收率（圖7）。注入水經地熱儲層的加熱上返到稠油儲層時水溫最高達到80 ℃以上，能夠加熱稠油儲層（圖8）。

圖7 生產20 a地層溫度、原油黏度和含油飽和度分布情況Fig.7 Distributions of formation temperature，crude oil viscosity and oil saturation during 20 years of production

圖8 水平井段入口注入水溫度變化Fig.8 Analysis of temperature change in injected water at inlet of a horizontal well section

從凈現值曲線（圖9）能夠直觀地體現地熱能輔助開采方法具有良好的可行性。原油價格為1 970元/t 時，注采出水、注海水和地熱能輔助這3 種方法的回收期分別為1，1.2 和2 a，直接注采出水方法具有較短的回收期，由于地熱能輔助開采方法增加了換熱井的投資，回收期要晚于其他2 種方法。生產20 a 時，地熱能輔助開采方法的凈現值遠遠高于其他2 種方法，其值高達21.8×108元，直接注采出水和注海水方法的凈現值分別為16.1×108和12.2×108元。根據凈現值評估可以看出在低油價時期地熱能輔助開采方法仍然具有較大的可行性，當油價升高時投資回收期將會縮短，可有效地降低投資風險。

圖9 生產20 a的凈現值Fig.9 Analysis of net present value

3 敏感性分析

3.1 注水溫度

海上平臺采出水的溫度為50～60 ℃，海水的溫度為20 ℃，注入水的初始溫度影響地熱儲層的換熱性進而影響產油效果。由注入水初始溫度為20，50，55 和60 ℃的累積產油量（圖10）和凈現值曲線（圖11）可以看出，注海水和注采出水的產油效果差異較大，而不同初始溫度采出水的產油效果相差不大，累積產油量分別為2.51×106，3.00×106，3.08×106和3.16×106m3，凈現值分別為17.4×108，21.8×108，22.4×108和23.3×108元。地熱能輔助開采方法利用海上平臺的采出水作為注入水，具有較好的開采效果，而利用海水作為注入水效果不佳。這是因為海水的初始溫度過低，經過地熱儲層加熱到達稠油儲層的溫度為55 ℃，不僅無法加熱稠油儲層，而且海水會攜帶部分儲層熱量經生產井產出，不利于稠油開采。地熱能輔助開采淺層稠油時應利用采出水作為注入水，長期以海水作為注入水會影響開采稠油效果。

圖10 不同注入水初始溫度條件下累積產油量Fig.10 Cumulative oil production at different water injection temperatures

圖11 不同注入水初始溫度條件下凈現值Fig.11 Net present value at different water injection temperatures

3.2 注水速度

海上平臺的采出水處理能力有限，需要探究注水速度對地熱能輔助開采方法的影響，從注水速度為100，200，300 和400 m3/d 的累積產油量曲線（圖12）可以看出，生產20 a 累積產油量分別為3.09×106，3.16×106，3.04×106，2.89×106m3，注水速度為200 m3/d 時累積產油量最大。增大注水速度，累積產油量反而下降，這是因為注水速度對地熱能輔助開采主要存在兩方面的影響：一方面注水速度越大，越有利于補充地層壓力，增大驅替壓差；另一方面注水速度增大，注入水與地熱儲層的換熱性變差。由注入水上返至稠油儲層水平井段入口溫度曲線（圖13）可以看出，注水速度越小，進入地層的注入水溫度越高，稠油降黏效果越好，越有利于提高原油的流動性。當注水速度為200 m3/d 時，注入水進入稠油儲層時的溫度達到88.1 ℃，既能夠有效降低稠油黏度，又能充分補充地層能量，開采效果最理想；當注水速度為100 m3/d時，雖然注入水的換熱效果較好，但是驅替壓差小；而當注水速度為300和400 m3/d時，稠油降黏效果不佳，導致最終產油量較低。

圖12 不同注水速度條件下累積產油量Fig.12 Cumulative oil production at different injection rates

圖13 不同注水速度條件下水平井段入口注入水溫度Fig.13 Water temperature at inlet of a horizontal well section at different injection rates

3.3 水平井段長度

水平井段長度既影響換熱性能又影響產油量，提高水平井段長度會增加投入成本，由水平井段長度分別為200，300，400 和500 m 條件下累積產油量變化曲線（圖14）和稠油儲層水平井段入口的注入水溫度變化曲線（圖15）可以看出，隨著水平井段長度的增加，累積產油量增加，注入水進入稠油儲層的溫度增加。生產20 a，累積產油量分別為2.31×106，2.76×106，3.16×106和3.49×106m3，初始溫度為60 ℃的注入水進入稠油儲層的溫度分別增至85.8，87.5，88.1 和89.0 ℃。由不同水平井段長度凈現值變化曲線（圖16）可以看出，當水平井段長度為500 m時具有較早的回收期，并且隨著開采的進行，長水平井段帶來的經濟效益越發明顯。雖然增加水平井段的長度會導致基礎投資增大，但是水平井段長度增加也會使產油量大幅度增加，這種提高產油量的回報可以有效彌補基礎投資增加的成本。因此，在條件允許下，地熱能輔助開采方法盡可能采用長水平井段進行開發。

圖14 不同水平井段長度下累積產油量Fig.14 Cumulative oil production with different horizontal well sections

圖15 不同水平井段長度下入口注入水溫度Fig.15 Water injection temperature at inlets of different horizontal well sections

圖16 不同水平井段長度下凈現值Fig.16 Analysis of net present value with different horizontal well sections

4 結論

基于渤海A油田的地質背景建立了海上利用深部地熱能輔助開采淺層稠油數值模擬模型，以凈現值作為評價指標通過經濟評價表明地熱能輔助開采淺層稠油方法具有較好的可行性，敏感性分析發現注水溫度、注水速度和水平井段長度對該方法具有重要影響。研究結果表明：①相比于常規注采出水和注海水方法，海上地熱能輔助開采淺層稠油方法具有產油量高和凈現值高等優點，20 a 累積產油量高達3.00×106m3，凈現值可以達到21.8×108元，具有良好的可行性。②注入水經過地熱儲層的加熱上返至稠油儲層時水溫達到80 ℃以上，能有效加熱稠油儲層，降低稠油黏度，從而改善水油流度比，提高稠油的采收率。③相比于海水，采出水作為海上地熱能輔助開采淺層稠油方法的注入水具有更好的增油效果，長期以海水作為注入水會影響稠油開采效果；當注水速度為200 m3/d 時具有較好的增油效果，注水速度既影響換熱性又影響產油量；增加水平井段的長度帶來的增油收益可以彌補基礎投資增加的成本，開采時間越長，長水平井段帶來的經濟效益越明顯。