用于重油的电加热辅助SAGD和VHSD技术：机理、优化及碳排放减少

《Geoenergy Science and Engineering》：Electric Heating-Assisted SAGD and VHSD for Heavy Oil: Mechanisms, Optimization, and Carbon Emission Reduction

　　何康|黄思源|王宏愿|王中原|姜琦|金哲辉|Ian D. Gates|李坤成|姜冠辰
中国西南石油大学油气水库地质与开发国家重点实验室

摘要：随着浅层重油储量的枯竭以及基于蒸汽的采收方法面临的日益严峻的碳约束，亟需更高效、更可持续的提取技术。本研究建立了一个统一的分析和数值框架，用于量化井下电加热对蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和垂直水平井蒸汽驱动（VHSD）过程中生产率和碳强度的影响。该分析模型在Butler的重力泄油公式和基于达西定律的排替理论基础上，加入了电加热对蒸汽质量和粘度降低的影响。通过CMG-STARS模拟在多种运行情景下验证了模型预测结果，这些情景涵盖了早期和中期至后期阶段。结果表明，注入器加热能提高井下蒸汽质量，而生产井加热则可以降低井附近的粘度并提升局部流动能力。在SAGD的早期阶段，注入器加热可使油蒸汽比（OSR）提高15-25%；在VHSD的早期阶段，生产井加热能加快热量传递并提升初期产量；在中期至后期阶段，注入器加热有助于维持腔室温度并稳定重力泄油过程，而生产井加热主要用于保持井附近的流动性。假设全球平均电网碳强度，碳核算显示，优化后的电加热配置可将二氧化碳排放量平均降低约32%，使碳强度降至每立方米油400公斤以下。这项工作为设计由可再生能源供电的低碳重油回收系统奠定了机制和定量基础，为未来的实验和现场评估提供了理论依据。

引言
全球重油和沥青资源总量超过4340亿桶，是满足持续碳氢化合物需求的关键能源储备（Adewole, 2012）。然而，由于重油具有极高的粘度（Ado et al., 2018），其开发仍面临诸多挑战。蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和垂直水平井蒸汽驱动（VHSD）已成为开采这些资源的主要商业技术（Huang et al., 2024a）。在SAGD过程中，高压蒸汽连续注入水平井中，以降低原油粘度并使其通过重力流入下方的生产井；在VHSD过程中，蒸汽通过垂直井注入水平生产井附近，推动加热后的原油流向生产井（Akin et al., 2000）。尽管这些技术的技术成功率很高（采收率常超过50-60%），但因其巨大的环境足迹而受到越来越多的关注（Kapadia et al., 2013; Carrizales et al., 2008; Huang et al., 2025; Carrizales et al., 2010）。随着全球碳排放削减政策的收紧，加拿大和欧盟等主要重油生产区实施了严格的碳税制度，部分地区的碳价格已超过每吨二氧化碳50美元（Wittle et al., 2008）。这给依赖天然气燃烧产生高压蒸汽的传统热采技术带来了巨大的碳排放成本压力（Huang et al., 2024b）。同时，经过数十年的开发，全球主要重油储层的中层和浅层资源已进入生产后期，其特征是含水量高、产量低，导致产量持续下降（Aggour et al., 1996）。这迫使石油公司转向更深的富含重油的储层。然而，开发深度超过800米的储层受井筒热损失急剧增加的严重阻碍（Bera and Babadagli, 2015）。从地面输送到深部储层的蒸汽在长距离传输过程中会损失大量热量，到达水平段时蒸汽质量大幅下降。深部地层中蒸汽腔室发育不足不仅降低了采收率，还因热量浪费而增加了单位油量的碳排放强度（Zheng et al., 2024）。这种高排放和低热效率的双重挑战威胁着现有热采技术的经济可行性和可持续性，亟需开发低碳、高效的新技术（Jiang et al., 2010）。从流程脱碳的角度来看，基于蒸汽的重油回收碳强度主要受三个因素影响：单位产油所需的蒸汽量、注入的热能被有效送达和保留的有效泄油区的效率，以及用于产生或补充热能的能源的碳强度（Gates and Larter, 2014）。因此，提高油蒸汽比（OSR）、增强热能传递效率，以及用低碳电力或混合能源系统替代燃烧产生的热能，已成为减少SAGD类型开发过程中排放的主要技术途径（Pinto et al., 2021）。OSR不仅是生产效率的指标，也是蒸汽主导的重油回收过程中温室气体强度的重要指标（Hannouf et al., 2021）。

早期尝试通过优化操作和气体辅助SAGD概念来提高热效率，包括注入不可凝气体以减少热损失并稳定蒸汽腔室（Nasr and Ayodele, 2005），这些方法确实提高了OSR（Hua et al., 2021）。但一些研究指出，过量注入气体可能抑制重力泄油并降低总产量（Liu et al., 2022）。为解决这一悖论，后续研究转向了溶剂辅助SAGD，即在蒸汽中注入轻质烃类以增强原油流动性並减少蒸汽需求。实验和数值研究表明，溶剂辅助SAGD可将OSR提高约20-30%，相应地降低燃料消耗和上游碳排放（Zare and Hamouda, 2019）。生命周期评估进一步表明，在典型运行条件下，这种OSR改进可使温室气体强度降低约15-25%（Tariq and Saleh, 2023）。最近的发展将这些概念扩展到了结合热能、溶剂和辅助加热方法的混合低碳SAGD流程（Zhang et al., 2024）。这些研究表明，有针对性的热能传递和能源利用效率的提升对于提高OSR而不影响采收率至关重要（Li et al., 2025）。然而，大多数现有研究仍停留在流程层面优化，对辅助加热如何改变蒸汽需求、原油流动性和碳排放的机制量化研究不足，尤其是在深部或能源受限的储层中。

现有的SAGD及相关热采过程的碳减排措施可分为三大方向：通过优化操作和腔室管理提高蒸汽利用效率；通过气体或溶剂辅助热采减少蒸汽需求；以及部分替代或补充基于燃烧的热能，采用低碳能源如电力、电磁加热或混合能源系统（Cheng et al., 2018, Wang et al., 2022）。先前研究表明，降低蒸汽需求和提高热能传递效率是减少流程排放的核心，但也显示不同的低碳路径在 sweep效率、流动性控制、能源供应和现场实施方面存在不同的权衡（Safaei et al., 2019; Bergero et al., 2022）。因此，关键问题不仅在于是否能够减排，还在于不同干预措施在特定储层条件下如何改变热能传递、腔室发育和原油流动性（Oni et al., 2023）。在这些新兴的低碳选项中，井下电加热特别具有吸引力，因为它不仅改变了使用的能量量，还改变了能量的引入方式和位置（Karanikas et al., 2020）。与易受井筒热损失影响的地面生成蒸汽不同，井下电加热能够更直接地将能量传递到垂直井筒、水平段或井附近区域（Wang et al., 2022）。这使其特别适用于深部储层、能源受限的开发场景，以及从蒸汽输送转向局部流动性提升或腔室维护的回收阶段（Yang et al., 2024a）。在SAGD/VHSD中应用井下电加热技术被提出作为解决高碳排放和严重热损失问题的有效方法（Zhu et al., 2022; Li et al., 2010）。与传统蒸汽主导的方法相比，电加热在减少热损失和碳排放方面具有显著优势（Wang et al., 2022）。例如电阻加热（ERH）通过专用井或注入/生产衬管中的电极产生热量，通过焦耳热效应精确传递热量（Austin-Adigio et al., 2019），这种局部加热方式减少了非生产区域的热损失，显著提高了能源效率（Chhetri et al., 2008; Harvey, 1982; Hiebert et al., 1986）。研究表明，在垂直井段（通常深度>800米）输送蒸汽时，由于井筒与地层之间的热交换，热损失率可达到30%至50%，导致到达水平段的蒸汽干燥度大幅下降（Ren et al., 2002）。使用井下电加热器补充垂直井段的热量损失，可使水平进口处的蒸汽干燥度提高至70%以上（Jia et al., 2014）。加拿大深部重油储层的现场测试表明，在相同注入速率下，加入电加热后井下蒸汽干燥度提高了约45%（Chen et al., 2014）。此外，电加热还能通过水平分布式加热元件优化储层的热场分布，改善蒸汽重叠或指形效应，使热能更有效地应用于粘度降低区域，进一步减少热损失（Yang et al., 2020）。当电加热由低碳或可再生能源（如太阳能/风能、核能、地热能）提供时，确保加热过程的直接排放接近零非常重要（Edouard et al., 2023）。总之，合理的电加热与蒸汽注入集成可以在保持或提高采收率的同时显著降低重油开采过程中的碳排放（Chao et al., 2012; Bottazzi, 2013）。

目前，关于电加热在重油回收中的应用已进行了大量研究，包括实验室实验、现场规模数值模拟、分析建模、启动加热和溶剂共注入等。Jia et al.（2004）研究了点式与线式电加热下的井筒温度分布，但未考虑其与蒸汽注入的协同效应；Gasbarri et al.（2011）使用水平井物理模拟验证了电加热可使采收率提高60%，但他们主要关注加热器布置未探讨分阶段运行策略；Peraeser et al.（2012）使用2D物理模型比较了常规SAGD与双水平SAGD（结合不可凝气体和电加热），观察到采收率提高了6%，但未单独分析电加热的具体贡献；Chute et al.（1981）模拟了七点模式下电加热辅助的蒸汽 flooding，预测18个月后温度升高50°C，8年内采收率提高70%。不过该研究主要验证了电加热的效果，未深入探讨其提升采收率的机制。Yang et al.（2024）提出了一种原位溶剂生成辅助的重力泄油（ISSG-SAGD）技术，通过数值模拟和阿萨巴斯卡沥青储层模型验证了其环境和经济潜力。该研究的局限性在于仅关注通过蒸汽注入井进行电加热。研究结果表明，将电加热与SAGD/VHSD结合是一种可持续且高效的重油回收方法，有助于解决高能耗和碳排放问题，为重油开发的绿色和经济可持续发展铺平了道路。张等人（1992年）和关等人（2001年）建立了数学模型，这些模型结合了温度场、电流场和水库岩层在电加热过程中的渗流场。通过使用数值模拟方法，他们对两个测试井进行了建模，发现电加热技术可以将原油产量提高2-4倍。然而，这些发现尚未在实际水库条件下得到验证。袁等人（2004年）进行了数值模拟，以预测电加热辅助SAGD启动预热的效果。他们的研究结果表明，向井筒中注入盐水有助于实现均匀的电加热，从而有效减少SAGD启动阶段的蒸汽消耗。不过，这项研究仅关注了电加热在预热阶段的应用，而电加热也可以应用于蒸汽室上升阶段。马等人（2017年）研究了溶剂辅助的电加热SAGD技术，用于超重油水库的开发。他们的结果表明，低渗透性夹层会显著影响SAGD的生产效率，而溶剂和电加热的联合应用可以在一定程度上缓解这些夹层的影响。总的来说，现有文献证实，电 heating 或电磁加热可以改善局部温度分布，辅助启动过程，降低油粘度，并在某些情况下减少蒸汽需求（张等人，2022年）。然而，仍然存在三个问题。首先，许多现有研究讨论了产量提升，但没有明确将电加热与通过节省蒸汽来减少碳排放联系起来，也没有考虑电力来源的依赖性或碳会计边界（杨等人，2024b年）。其次，不同阶段的策略选择问题尚未得到充分解决：在启动阶段、蒸汽室上升阶段和后期排水阶段，加热注入井和生产井可能扮演根本不同的角色，但这一问题很少在一个统一的框架内进行量化（杨等人，2024c年）。第三，大多数先前的研究主要集中在数值可行性或局部加热性能上，而很少有研究提供一致的机制分析，将这些因素与热量分布、蒸汽质量、近井流速和过程层面的碳影响联系起来（拉米雷斯等人，2023年）。这些未解决的问题限制了电加热作为一种实际低碳策略在深层或能源受限条件下的SAGD/VHSD中的应用和优化。

电加热在SAGD/VHSD中增强采收率的关键机制在于它能够改变水库内的温度场分布和流体性质，从而从根本上改善传统SAGD/VHSD开发的热力学边界条件（Iyogun等人，2018年；Thimm等人，2008年）。虽然传统的SAGD/VHSD主要依靠蒸汽室内的热传导来实现重力排水，排水界面位于远离加热区的蒸汽室边界，但电加热通过两种不同的途径提高热回收率，这取决于热量的施加位置。在注入井，井下加热提高了垂直方向的蒸汽干燥度，并扩展到水平方向，从而抵消了与深度相关的热损失和低质量蒸汽的输送。更高的干燥度有助于维持更高的蒸汽室温度并加速垂直方向的蒸汽室上升和面积扩张（魏等人，2016年；吴等人，2021年）。在生产井，电加热的作用是通过针对含有高过冷和冷高粘度油的区域来纠正横向的非均匀流动。局部加热降低了粘度，并减少了生产井水平段中的过冷现象，从而提高了整个井组的效率。这里的过冷是指在当前水库压力下蒸汽饱和温度与实际产出流体温度之间的温差。保持正的过冷确保蒸汽在到达生产井之前冷凝，因此在SAGD和VHSD过程中这是一个关键的运行约束。在VHSD的早期排水阶段，在稳定重力排水制度形成之前，主要的流动阻力是近井区域的冷粘性油。在生产井施加热量可以重塑压力降锥，消除这一高阻力瓶颈，迅速建立热连通性并提高排采效率（夏等人，2018年；赵等人，2005年；黄等人，2022年）。简而言之，注入井加热主要改善了蒸汽质量 and 蒸汽室的增长，而生产井加热主要消除了局部冷油障碍，并在过冷较高或重力排水尚未建立时增强了早期和横向的流体流动。尽管现有研究表明电加热可以通过补偿井筒热损失和通过近井加热提高流体流动性来改善蒸汽质量，但当前的研究往往忽视了其对整个开发过程的系统性影响（董等人，2016年）。特别是，不同电加热配置如何共同增强蒸汽室扩张和排水速率的协同机制尚不明确。更为严重的是，关于电加热功率与蒸汽室扩张速率之间的关系，或者通过电加热可以实现的排水速率提升程度的关键科学问题缺乏定量的研究（安等人，2024年）。这一知识缺口阻碍了开发准确的理论模型来指导现场应用。缺乏将电加热参数与水库特性相结合的综合性物理模型，是优化这种有前景的混合热回收方法的主要障碍。虽然井下电加热在能源效率和减少碳排放方面具有明显优势，但其实际应用也受到经济因素的影响（姜等人，2010年）。在许多地区，基于能量当量的电价仍然显著高于天然气，这使得将能源或碳效率的提升直接转化为经济收益变得复杂（杨等人，2024a年）。这突出了在评估新兴热回收技术时区分能源效率、碳效率和经济效益的必要性（赵等人，2005年）。由于经济绩效取决于多种系统级因素，包括能源定价结构、运营策略和监管环境，因此对能源利用和碳排放路径的清晰机制理解是后续经济评估的基础（黄等人，2024c年）。从这个角度来看，建立稳健的能源和碳效率指标是合理评估电加热辅助重油回收的关键第一步。还需要强调的是，电加热的减排潜力在很大程度上取决于上游电力结构。基于电力的加热并不自动保证较低的生命周期排放，除非所提供的电力碳强度低于其所取代的燃烧型热能（Sleep等人，2021年）。先前的过程和生命周期研究表明，在低碳电网、可再生能源或混合电力供应系统中，电辅助或溶剂-电磁回收途径的环境效益得到了显著放大；而如果电力主要来自化石燃料密集型电网，碳效益可能会降低（Janzen等人，2020年；Oni等人，2023年）。因此，评估电加热辅助的SAGD/VHSD时应明确区分水库规模的效率提升、在特定电网因素下的运营碳减排以及更广泛的生命周期可持续性。

本研究系统地探讨了不同电加热策略如何影响SAGD和VHSD中的水库流体流动和碳排放，使用了分析和数值方法。首先，开发了一个包含电加热的数学分析模型来量化注入井和生产井加热所带来的日产量增加。然后建立了一个数值模型来阐明电加热影响采收效率的途径。通过将分析模型与相应的数值模拟结果进行比较，评估了该模型是否能够捕捉到注入井加热和生产井加热的主要阶段依赖性机制。此外，引入了一个碳排放模型来评估不同加热方案的能源-碳影响。基于分析和数值结果的结合，该研究确定了在低碳发展约束下SAGD和VHDS的阶段依赖性电加热策略。

分析模型研究
图1展示了几种井下电加热配置。电加热增强重油生产的机制取决于加热的时间和位置（注入井对比生产井）。本节开发了分析模型，以预测在六个代表性操作方案下电加热辅助的SAGD和VHSD过程的性能（表1）。这些方案区分了SAGD和VHSD的早期与中期至后期阶段，以及是否...

SAGD/VHSD的电加热辅助数值模拟方案
如图10所示，基于代表性的现场条件构建了一个三维重油水库数值模型，尺寸为140米（宽度I）× 289米（长度J）× 30米（高度K），以满足研究需求。假设水库是均质的，孔隙率为0.30，初始油饱和度为0.80，相应的初始水饱和度为0.20。初始水库温度和压力分别设置为20°C和5 MPa。

蒸汽室上升阶段
本节比较分析了案例1和案例2之间的数值模拟结果，图14展示了加热配置。如表5和图15所示，在SAGD早期操作期间对蒸汽注入井进行电加热显著提高了油产量，并改善了OSR。具体而言，SAGD中的电加热使蒸汽注入井的最终回收因子增加了2.4%。

蒸汽室上升阶段
本节比较分析了案例5和案例6之间的数值模拟结果，其中从VHSD开发的初始阶段就开始实施电加热辅助。表7显示了启动电加热后不同时间点的累积OSR，而图23展示了在不同条件下的日产量曲线。模拟结果表明，在VHSD开发中，由于注入井和生产井之间的水平间距较大...

能源利用效率评估
在重油热回收中，通常采用OSR作为评估指标。然而，对于引入额外电能的电辅助热回收过程，OSR无法全面反映能源消耗。如方程（25）所示，本研究提出了一个称为累积油能比的能源效率模型（），定义为单位能量消耗（GJ）所产生的原油体积（m3）。

结论
本研究通过结合分析和数值方法系统地研究了井下电加热辅助重油热回收的机制和性能。主要结论总结如下：
1. 通过扩展经典的热回收模型，建立了一个统一的分析框架，以量化电加热对蒸汽质量和流体流动性的影响。加热注入井主要改善了井下蒸汽质量，降低了...

作者利益声明
作者声明与本手稿的发表没有利益冲突。

致谢
本工作得到了国家自然科学基金重点项目（项目编号U22B20145）、四川省科技计划（项目编号2025HJRC0013）和国家外国专家计划（H类）（项目编号H20250339）的支持。