致密油藏熱水驅增油機理定性分析及定量評價

楊樹坤 張博 趙廣淵 李翔 郭宏峰

中海油田服務股份有限公司油田生產事業部

致密油藏熱水驅增油機理定性分析及定量評價

楊樹坤 張博 趙廣淵 李翔 郭宏峰

中海油田服務股份有限公司油田生產事業部

針對致密油藏提高采收率的需求，選取目標區塊，利用油田現場提供的巖心、原油等樣品，采用室內實驗研究了考慮啟動壓力變化的熱水驅增油機理，并利用數值模擬方法對熱水驅各增油機理進行了定量評價。室內實驗結果表明，熱膨脹作用、降低啟動壓力、熱降黏作用、降低界面張力、改善相滲曲線是致密油藏熱水驅的驅油機理，且熱膨脹和降低啟動壓力是主要增油機理。數值模擬結果表明，100 ℃、150 ℃熱水驅，熱膨脹作用和降低啟動壓力作用增油貢獻率最大（其中熱膨脹作用貢獻率分別為29.79%和33.28%，降低啟動壓力作用貢獻率分別為31.66%和30.48%），其次是相滲改善和熱降黏機理，降低界面張力機理的貢獻率最低（分別為7.08%和6.27%），模擬結果進一步驗證了實驗研究結果的正確性。

致密油藏；熱水驅；增油機理；室內實驗；數值模擬

致密油藏采用常規注水開發效果差，達不到經濟開發價值［1］。近些年，水力壓裂技術的突破性進展，為致密油藏的高效開發探究了一條新途徑，經過多年的礦場應用，致密油藏開發效果得到大幅改善［2-3］，但與常規油藏相比，采收率仍然偏低，有必要探求其他輔助增產措施。熱采技術研究表明，注熱水可以通過降低原油黏度、補充地層能量、改善地層油水流動規律等作用提高油藏采收率［4-12］。因此，可以考慮在水井壓裂的基礎上實施注熱水開發，發揮熱水驅增產作用。

熱水驅采油一般應用在稠油油藏的開發，其主要增油機理是原油的熱降黏作用，而致密油藏注熱水開發還未有過相關礦場試驗，且機理研究也較少，已有的研究也未考慮注熱水過程中啟動壓力梯度的變化，缺乏系統性［13］。為此，筆者利用鄂爾多斯盆地某致密油藏的實際地層油氣樣、巖心等資料，開展注熱水對原油黏度、熱膨脹性、油水界面張力、油水相滲曲線、啟動壓力的影響實驗研究，分析熱水驅提高致密油藏采收率機理，并利用數值模擬方法定量評價了各機理對提高采收率的貢獻程度，為致密油藏的注熱水開發提供理論基礎和技術支持。

1 熱水驅油機理定性研究

Qualitative analysis on the oil displacement mechanisms of hot water flooding

1.1 實驗材料與條件

Experimental materials and conditions

實驗裝置：無汞高壓物性分析儀、高溫高壓落球黏度計、旋轉滴界面張力儀、高溫高壓多功能驅替裝置等。

實驗樣品：致密巖心，來自致密油藏目標區塊；實驗用油，目標區塊脫氣原油、分離氣配置的模擬油；實驗用水，目標區塊地層產出水。

油藏條件：目標區塊巖性主要為粉細-細粒長石砂巖，黏土礦物以綠泥石為主，孔隙類型以粒間孔隙為主，平均孔隙度10.83%，滲透率0.12～7.56 mD，平均滲透率0.58 mD，地層壓力16.1 MPa，泡點壓力 11.3 MPa，溶解氣油比 90～110 m3/m3，油層溫度為70.3 ℃，地層原油黏度0.73 mPa·s，地層水礦化度100 535 mg/L。

實驗內容：模擬油樣的配制實驗，高壓物性實驗，高溫高壓驅替實驗。

1.2 模擬油配制

Preparation of simulation oil

一般情況下，油田現場所取油樣多為脫氣原油，與實際地層原油相比，其組成、性質會發生不同程度改變，不能代表真實地層原油特性，為了使實驗能夠模擬真實地層原油，需要進行油樣的合理配制。本文采用了擬合泡點壓力［14］的方法配制模擬油，具體方法是在油藏條件下將現場井口分離器取得的油、氣樣按照不同的氣油比混合在一起，測定不同氣油比下的泡點壓力，與實際地層泡點壓力進行擬合。實驗測得不同氣油比油樣的p-V關系曲線見圖1。

圖1 模擬油p-V 關系曲線Fig. 1 p-V relationship of simulationoil

由圖1可以看出，當氣油比為90 m3/m3、100 m3/m3、110 m3/m3時，測得油樣的泡點壓力分別為9.5 MPa、11.2 MPa、12.9 MPa，顯然，按氣油比 90 m3/m3、110 m3/m3配置的油樣泡點壓力與該區塊實際泡點壓力11.3 MPa相差較大，不符合要求，而按氣油比100 m3/m3配置的油樣泡點壓力為11.2 MPa，接近給定的11.3 MPa，能夠代替真實地層原油。另外，利用高溫高壓落球黏度計測得油藏條件下該模擬油的黏度為0.73 mPa·s，接近實際地層原油黏度0.71 mPa·s，進一步驗證了該模擬油樣的合理性，因此后續實驗所用油樣統一采用按氣油比100 m3/m3配置的模擬油。

1.3 實驗結果分析

Analysis on experimental results

1.3.1 油水黏度的變化 實驗保持壓力不變（地層壓力16.1 MPa），利用高溫高壓落球黏度計測得了模擬油、注入水黏度隨溫度變化關系曲線，由圖2可以看出，油、水黏度對溫度變化敏感性都很強，特別是在溫度低于100 ℃時，隨溫度升高，黏度下降明顯；當溫度高于100 ℃，黏度下降逐漸趨于穩定，變化幅度很小。

地層原油在巖石孔隙中的流動主要受黏滯阻力的影響。致密油藏采用注熱水開發，地層溫度升高，原油黏度降低，其在油藏孔隙中的流動阻力減小，有利于地層原油的產出；同時，相較于地層原油，注入水的黏度降低幅度較小，油水黏度比隨溫度升高呈下降趨勢（如圖3所示），水驅油滲流理論表明，油水黏度比降低可以有效緩解水的黏性指進甚至水竄，減緩水驅前緣推進速度，增大波及體積，提高油田采收率。

圖2 油、水黏度隨溫度變化關系曲線Fig. 2 Relationship of oil and water viscosity vs. temperature

圖3 油水黏度比隨溫度變化曲線Fig. 3 Relationship of oil-water viscosity ratio vs. temperature

但相對于稠油油藏，致密油藏原油黏度一般都較低，比如該致密區塊原油黏度僅為0.73 mPa·s，油水黏度比為2.1，注熱水開發，油水黏度比降低幅度很小，且注入水溫度越高（特別是高于100 ℃），降低幅度越小，對提高采收率貢獻不大。

1.3.2 熱膨脹作用 實驗室利用無汞高壓物性分析儀測得地層原油的熱膨脹性參數如圖4所示。從圖中可以看出，由于地層原油的溶解氣油比較高（100 m3/m3），其熱膨脹作用非常顯著，溫度由25 ℃升至150 ℃時，原油體積系數由1.31增大到1.45，熱膨脹率高達10%。

圖4 原油熱膨脹性隨溫度變化關系曲線Fig. 4 Relationship of thermal expansion of crude oil vs.temperature

假設地層封閉，不考慮地層巖石的熱膨脹性和壓縮性，地層受熱后巖石孔隙中流體受熱膨脹，當溫度升高ΔT時，壓力變化Δp可由式（1）表示

式中，CT為熱膨脹系數，℃-1；CP為壓縮系數，MPa-1。

通過式（1）計算可得，當地層溫度升高10 ℃，壓力能增加5.75 MPa（式中該模擬油熱膨脹系數為0.000 92 ℃-1，壓縮系數為 0.001 6 MPa-1），而普通稠油（以遼河油田某區塊油樣為例，黏度為492 mPa·s）計算結果為3.96 MPa。理論計算結果對比說明該油藏原油明顯比普通稠油的熱膨脹作用強，從而促進地層壓力的恢復，增加水驅油動力，有利于地層原油的采出。

1.3.3 界面張力的變化 巖石孔隙賈敏效應的存在是阻礙油水流動的一個重要因素，界面張力的大小決定著賈敏效應的強弱，若當油水界面張力無限小直至為0時，油水之間的界面消失，賈敏效應將不復存在。本實驗測得該區塊油水界面張力隨溫度升高逐漸減小，但減小的幅度很?。ㄈ鐖D5），溫度升高到90 ℃時，界面張力下降幅度不足50%。研究表明，若要有效減弱賈敏效應，界面張力值需至少下降到10-2數量級，因此通過注熱水降低界面張力來提高采收率的作用十分有限。

圖5 油水界面張力隨溫度變化關系曲線Fig. 5 Relationship of oil/water interfacial tension vs.temperature

1.3.4 啟動壓力的變化 致密油藏普遍存在啟動壓力，啟動壓力的存在一直是制約致密油藏開發的一大難題。本實驗利用流量與壓差關系曲線法［15］測得不同溫度下油相啟動壓力梯度（實驗巖心氣測滲透率0.68 mD，孔隙度11.2%），并對實驗數據回歸分析，得到啟動壓力梯度與溫度關系曲線（見圖6）及回歸關系式。

圖6 啟動壓力梯度與溫度關系曲線Fig. 6 Relationship of threshold pressure gradient vs. temperature

由圖6可以看出，隨溫度升高，油相啟動壓力梯度迅速降低，且低溫范圍內，下降幅度很大，溫度逐漸升高，下降幅度趨于平緩，啟動壓力梯度與溫度呈顯著的冪指數關系，如式（2）所示；溫度由20 ℃升高到90 ℃，啟動壓力梯度減小為原來的1/4，使得原來因啟動壓力較高難以啟動的原油將得以動用。啟動壓力梯度的大小是儲層巖石物性（滲透率、孔隙特征）、流體物性及界面張力綜合作用的結果，注熱水開發過程中，由于溫度場的改變，巖石孔隙結構、滲透率、原油黏度、界面張力等都會發生改變，這些因素的綜合作用造成了啟動壓力梯度的降低。

實驗結果表明，溫度對該區塊油相啟動壓力影響顯著，注熱水引起的油相啟動壓力降低對該致密油藏采收率的提高起到重要作用。

1.3.5 相滲曲線的變化 實驗選取巖心滲透率0.75 mD，孔隙度11.8%，考慮啟動壓力（不同溫度下的啟動壓力可由式（2）計算得出），采用不穩定法測得不同溫度下的相滲曲線［16］如圖7所示。可以看出，隨著溫度升高，油水共滲范圍變大，等滲點右移，相滲曲線向著有利于水驅油的方向移動；隨著溫度升高，束縛水飽和度略有降低，水相相對滲透率降低，說明水的流度減小，這有利于增加水的波及體積，提高采收率；隨著溫度升高，殘余油飽和度有比較顯著的降低，且油相相對滲透率增大，說明油的流動能力增強，有助于原油產出。

圖7 不同溫度下相滲曲線對比圖Fig. 7 Comparison of relative permeability curves under different temperatures

綜合上述實驗結果分析認為，注熱水可以降低地層原油黏度、油水界面張力、油相啟動壓力，改善油水相滲曲線，同時促使原油發生熱膨脹作用，這都有利于油藏采收率的提高，是致密油藏熱水驅的增油機理；但受制于致密油藏原油黏度較低，特別是該油藏原油黏度僅為0.73 mPa·s，熱降黏增油作用有限；油水界面張力雖然有一定程度減小，其下降幅度遠不足以對提高采收率產生大的貢獻作用；油水相滲曲線形態變好，但水相相對滲透率減小、油相相對滲透率增加不明顯，認為對增油的貢獻不大；油相啟動壓力梯隨溫度升高下降十分明顯，溫度從20℃升高到90 ℃，啟動壓力梯度可減小為原來的1/4，認為其對采收率的提高產生重要作用，是熱水驅的主要增油機理；該地層原油由于溶解氣含量高，熱膨脹作用十分明顯，將十分有利于地層能量的補充，促進原油產出，認為是熱水驅的主要增油機理。

2 熱水驅油機理定量評價

Quantitative evaluation on the oil displacement mechanisms of hot water fl ooding

2.1 評價方法

Evaluation method

為定量描述熱水驅油各機理對提高致密油藏采收率的貢獻程度，利用數值模擬技術，設計了4組分別考慮不同機理的熱水驅試驗，模擬計算出生產25年每組試驗的采出程度（如表1）。

表1 考慮不同機理的熱水驅試驗Table 1 Experiments on different mechanisms of hot water fooding

熱膨脹機理作用下的采出程度為Rte=R1-R0；依此類推，熱降黏作用下的采出程度Rvr=R2-R1；相滲改善作用下的采出程度Rpc=R3-R2；界面張力降低作用下的采出程度Rit=R4-R3；啟動壓力降低作用下的采出程度Rsp=R5-R4。

采出程度的大小即代表了每個機理的貢獻程度。其中，由于目前的大型商業化軟件不能直接表征啟動壓力存在的情況，因此本文采用等效模擬油層啟動壓力［17］的方法進行模型計算。

根據室內實驗數據和數值模擬歷史擬合后的流體物性參數，建立了能反映該目標區塊地質流體特征的概念模型，選取菱形反九點井網（圖8），油井壓裂、水井不壓裂的注采單元進行研究。

圖8 模型井網Fig. 8 Model well pattern

2.2 評價結果分析

Analysis on evaluation results

模擬計算25年，常規水驅（25 ℃）、100 ℃熱水驅、150 ℃熱水驅時考慮不同驅油機理條件下的開發效果如圖9所示。

圖9 不同驅油機理條件下的開發效果Fig. 9 Development effects of different oil displacement mechanisms

由圖9可以看出：致密油藏采用常規水驅開發采出程度很低，僅為19.7%，而100 ℃、150 ℃熱水驅開發采出程度可達24.63%和26.36%，分別提高了4.93、6.66百分點，熱水驅提高采收率效果明顯；考慮的驅油機理越多，累積采出程度越大，但由于各個驅油機理的貢獻程度不同，導致采出程度增加的幅度也有所不同。該計算結果同時驗證了前面實驗分析的正確性，證明了熱膨脹、熱降黏、相滲改善、界面張力減小、啟動壓力降低是熱水驅提高致密油藏采收率的機理。

各增油機理的貢獻率如圖10所示。分析認為：對于該目標區塊，不論是100 ℃還是150 ℃熱水驅，熱膨脹作用和啟動壓力降低作用的貢獻率最大（其中熱膨脹作用貢獻率分別為29.79%和33.28%，降低啟動壓力作用貢獻率分別為31.66%和30.48%），其次是相滲改善和熱降黏機理，界面張力減小機理的貢獻率最低（分別為7.08%和6.27%），因此熱膨脹作用和啟動壓力降低機理是致密油藏熱水驅增油的主要機理，這與前面的實驗分析結論相符合；相比于100 ℃熱水驅，注150 ℃熱水時，各機理的貢獻率均有所變化，其中熱降黏機理的貢獻率有大幅下降，這可以從本文實驗測得的原油黏度隨溫度變化關系曲線作出解釋，主要是由于該油藏原油黏度隨溫度升高降低的幅度逐漸變小造成的，同樣的其他各機理的變化都可以從溫度對其影響程度大小得出解釋。

圖10 熱水驅各機理增油貢獻率Fig. 10 Contribution ratio of each oil displacement mechanism of hot water fooding to the oil increment

3 結論

Conclusions

（1）研究結果表明，熱降黏作用、熱膨脹作用、相滲改善作用、界面張力降低作用、啟動壓力降低作用是致密油藏熱水驅增油的機理，且熱膨脹作用和啟動壓力降低作用是其主要機理。

（2）目標區塊數值模擬定量分析結果表明，熱膨脹作用和啟動壓力降低作用是致密油藏熱水驅增油的主要機理，其次是相滲改善和熱降黏機理，界面張力減小機理的貢獻率最低，計算結果驗證了實驗分析的正確性。

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（修改稿收到日期 2017-06-21）

〔編輯 朱 偉〕

Qualitative analysis and quantitative evaluation on the stimulation mechanisms of hot water flooding in tight oil reservoirs

YANG Shukun, ZHANG Bo, ZHAO Guangyuan, LI Xiang, GUO Hongfeng
Oil field Production Department, China Oil field Services Limited, Tianjin 300459, China

To enhance the recovery factor of tight oil reservoirs, the target block was selected. Then, based on the core and crude oil data collected in the feld, the stimulation mechanisms of hot water fooding considering variable threshold pressure were investigated by means of laboratory experiment. And fnally, all stimulation mechanisms of hot water fooding were quantitatively evaluated by using the numerical simulation method. The laboratory experiment results show that thermal expansion, threshold pressure decline, thermal viscosity reduction, interfacial tension decrease and relative permeability curve improvement are the oil displacement mechanisms of hot water fooding in tight oil reservoirs, and thermal expansion and threshold pressure decline are the main stimulation mechanisms. Numerical simulation results indicate that the contribution ratios of thermal expansion and threshold pressure decline are the highest when hot water fooding is carried out at 100 ℃ and 150 ℃. The contribution ratio of thermal expansion is 29.79% and 33.28%, respectively,and that of threshold pressure decline is 31.66% and 30.48%, respectively. Relative permeability improvement and thermal viscosity reduction take the second place, and the contribution ratio of interfacial tension decrease is the lowest (7.08% and 6.27%, respectively).Obviously, the correctness of experimental results is verifed further by the simulation results.

tight oil reservoir; hot water fooding; stimulation mechanism; laboratory experiment; numerical simulation

楊樹坤，張博，趙廣淵，李翔，郭宏峰.致密油藏熱水驅增油機理定性分析及定量評價［J］ .石油鉆采工藝，2017，39（4）：399-404.

TE348

A

1000 – 7393（ 2017 ） 04 – 0399 – 06

10.13639/j.odpt.2017.04.002

:YANG Shukun, ZHANG Bo, ZHAO Guangyuan, LI Xiang, GUO Hongfeng. Qualitative analysis and quantitative evaluation on the stimulation mechanisms of hot water fooding in tight oil reservoirs［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017,39(4): 399-404.

楊樹坤（1986-），2013年畢業于中國石油大學（華東）油氣田開發工程專業，獲碩士學位，現主要從事采油工藝、低滲透油藏開發等方面研究，工程師。通訊地址：（300459）天津市塘沽海洋高新技術開發區海川路1581號。E-mail：yangshukun2000@126.com