阿拉新阿A區塊淺薄層稠油油藏熱水驅開發效果研究

(中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠，黑龍江 大慶 163853)

周志軍

(東北石油大學石油工程學院，黑龍江 大慶 163318)

阿拉新阿A區塊采用200m×200m直井、水平井聯合布井方式投入開發。開采目的層為SⅠ1層(即薩爾圖Ⅰ號油層組1號小層)，砂巖厚度為4.0m，有效厚度為3.1m。原油密度0.9263g/cm3，原始地層壓力為8.16MPa，原始地層溫度35.6℃，該地層條件下脫氣后原油黏度為1400mPa·s，根據稠油分類標準判別為普通稠油。A區塊構造低部位發育邊水，油水過渡帶位于北東方向構造線-630m附近，2011年底投入開發，初期依靠天然能量開采，2015年7月全面熱水驅開發。

目前，國內外較為成熟的稠油開采方式有多種，主要有熱水驅、蒸汽吞吐、蒸汽驅、火燒油層及SAGD等，其中最為常見的為先期蒸汽吞吐、后期轉入蒸汽驅或熱水驅，但針對油層厚度薄的油藏，該方式單井產量較低，經濟效益較差[1,2]。目前，淺薄稠油油藏熱水驅開發方式正處于現場試驗階段，關于熱水驅開發機理及成功經驗的理論研究和試驗成果很少。為有效動用淺薄層稠油油藏，筆者調研國內淺薄層稠油油藏熱水驅適應性相關研究[3～7]，并開展淺薄層稠油油藏阿拉新阿A區塊現場試驗。針對阿拉新阿A區塊，進行了室內巖心物模試驗，同時依靠數值模擬技術，對熱水驅驅油機理有了一定程度的掌握，并進行了注入方式及注采參數的優化。

1 稠油油藏熱水驅開發驅油機理

稠油油藏熱水驅開發驅油機理主要體現在3個方面：一是利用原油黏度隨溫度的升高而大幅下降來增加驅油效率；二是利用儲層巖石孔隙中的原油隨著熱水的注入會受熱膨脹，隨之產生驅油的效果以此來提高驅油效率；三是隨著熱水的注入，使油層溫度升高以改變巖石孔隙內表面的極性物質吸附性，巖石的潤濕性逐步轉向親水性，最終增加束縛水飽和度，降低殘余油飽和度，這樣來提高驅油效率[9～11]。

為了進一步了解熱水驅開發的驅油機理，筆者開展了阿拉新阿A區塊不同溫度下的相對滲透率曲線測定。選用阿拉新阿A區塊1塊天然巖心，切割成3塊(見表1)，測試30、60、90℃溫度下的相對滲透率曲線，結果見圖1。由圖1可見，隨著溫度的升高，相滲曲線向右偏移，兩相區跨度變寬，親水性增強，束縛水飽和度升高，見水時間延遲，殘余油飽和度降低，驅油效率得以提高。

表1 天然巖心參數表

注：Kro、Krw分別為油相、水相相對滲透率；fw為含水率；Sw為含水飽和度。圖1 不同熱水驅溫度下的油水相對滲透率曲線

2 稠油油藏熱水驅合理開發方式確定

根據稠油油藏注熱水熱采篩選標準[8]，阿拉新阿A區塊各項參數均達到技術指標，詳見表2。

對于阿A區塊，地層溫度為35.6℃，當注入溫度大于地層溫度后，溫度對油水相滲曲線影響變大，兩相區明顯擴大，因此，注入熱水有利于兩相區擴大，驅油效率顯著增加。

綜合分析熱水驅驅油機理，結合區塊儲層發育特點，明確了阿拉新阿A區塊適合熱水驅方式開采。

表2 稠油油藏熱采方式篩選標準表

3 熱水驅注采參數優化

按照“利用天然能量，提高驅油效率，預防注水突進，平衡注采關系”的原則，對熱水驅注采參數進行了優化。

3.1 注入溫度優化

取阿拉新阿A區塊2塊不同滲透率的天然巖心，開展不同溫度下驅油效率的室內對比試驗，結果見圖2。由圖2可見，隨著溫度的升高，驅油效率增大，在80℃時出現拐點，隨后當溫度升高到100℃后，驅油效率的升高趨勢減小。因此，最佳注入溫度應為80℃。

圖2 不同滲透率天然巖心驅油效率隨溫度的變化曲線

圖3 不同轉注時機對應采收率圖

圖4 不同注入速度對應采收率圖

圖5 注采比與采收率變化關系圖

3.2 注入時機優選

應用地質建模軟件Petrel和數值模擬軟件CMG精細構建熱水驅油藏模型。阿拉新阿A區塊地質建模面積為13.5km2，縱向上網格步長小于0.5m，網格總數152×224×82=2791936。在建立好地質模型后，應用CMG中的熱采模塊(STARS模塊)對阿拉新阿A區塊進行數值模擬，網格大小為20m×20m。為充分體現層間差異，垂向上將SⅠ1層(厚度3.1m)分成3個模擬層，網格總數為131×214×3=84102。

因為區塊邊水發育，所以為了充分利用天然能量，共設計了5種不同注水時機(超前注水、同步注水(含水率50%)、含水率分別為60%、70%和80%時注80℃熱水)進行數值模擬，結果見圖3。由圖3可知，當含水率達到60%時轉注熱水的開發效果較好，采收率達到了26.11%。

3.3 注入速度優化

為保證加熱前均勻推進，預防注水突進，共設計了3種注入速度，即單井注入速度分別為10、15、20m3/d進行數值模擬研究，結果見圖4。由圖4可見，當注入速度為15m3/d時，采收率最高，開發效果最好。因此，確定注入速度為15m3/d。

3.4 注采比優化

為了研究注采比對采收率的影響，共設計了6種不同注采比(0.8、0.95、1、1.1、1.3、1.5)來進行數值模擬預測，結果見圖5。由圖5可見，采收率在注采比為0.95時達到最高，為29.89%，開發效果最好。因此，確定最佳注采比為0.95。

4 熱水驅開發效果

4.1 地層壓力上升，注水井溫度場逐步擴大

從地層壓力場(見圖6)變化來看，轉注前區塊中部的低含水井，由于依靠天然能量開發，無能量補充，造成地層壓力較低，僅為2.1MPa；而區塊邊部受邊水影響的高含水井，由于有能量補充，地層壓力維持在7.3MPa。實行熱水驅開發后，受效井地層壓力達到了10.0MPa，比原始地層壓力(8.16MPa)高1.84MPa，保持了較高的水平。

從注水井溫度場(見圖7)變化來看，依據數值模擬技術模擬跟蹤注熱水開發后注水井溫度場的變化情況，注水井平均溫度由轉注前的39.2℃上升到目前的48.9℃，溫度場平均半徑達到70.6m，說明注熱水開發后，各注水井溫度場逐步擴大，能夠有效降低原油黏度，充分利用了黏溫效應，效果較好。

圖6 阿拉新阿A區塊壓力場圖

圖7 阿拉新阿A區塊注入井溫度場圖

4.2 受效井比例高，增油效果明顯

區塊注水開發后，共有受效井12口，占正常生產油井(16口)的75%，受效比例較高，平均受效時間216d，與受效前相比，受效井日產液量上升26.2t，日產油量上升5.1t，綜合含水率上升25.3個百分點，平均動液面上升214m，累積增油5640t，說明現井網井距和熱水驅開發方式可以實現區塊有效動用。

4.3 產量遞減速度得到有效控制

注水開發后，區塊日產油量由14.7t上升到20.7t，遞減速度每月由依靠天然能量開采時的3.0%下降至注水開發后的-0.2%(負值代表產量上升，沒有遞減)。同時，區塊采出程度達到7.2%，從數值模擬歷史跟蹤擬合結果分析，含油飽和度由初期的65%下降到目前的49%(見圖8)。

圖8 阿拉新阿A區塊含油飽和度圖

4.4 含水上升速度得到有效控制

由于區塊邊水發育且能量較為充足，初期依靠天然能量開采時綜合含水率上升速度較快，每月平均1.2%。為此，一是依靠內部注水來抑制邊水推進速度；二是合理控制構造邊部中、低含水井生產壓差來控制含水上升速度。根據臨界井底流壓公式，計算出構造低部位井生產壓差應保持在1.4～2.6MPa，平均動液面控制在200～400m。

通過上述措施區塊注水開發后，綜合含水率上升速度每月由依靠天然能量開采時的1.2%下降至注水后的-0.3%，見到了較好效果。

5 結論

1)天然巖心熱水驅替試驗結果表明，熱水驅能夠有效提高淺薄層稠油驅油效率。結合阿拉新阿A區塊儲層發育特點，阿拉新阿A區塊適合熱水驅方式開采。

2)根據所做的室內試驗和數值模擬技術研究結果可以確定，阿拉新阿A區塊在實行熱水驅開發時，注入溫度為80℃、注入時機為含水率達到60%、注入速度為15m3/d、注采比為0.95時，區塊采收率最高，開發效果最好。

3)阿拉新阿A區塊熱水驅現場試驗結果表明，熱水驅開發后地層壓力上升，注水井溫度場逐步擴大；受效井比例高，增油效果明顯；產量遞減速度和含水上升速度得到有效控制，區塊開發效果較好。