海上稠油油田熱水化學驅油技術研究*

張 健 梁 丹 康曉東 徐文江 唐曉旭 黃曉東 華 朝

(1.海洋石油高效開發國家重點實驗室 北京 100028； 2.中海油研究總院有限責任公司 北京 100028；3.中海石油(中國)有限公司開發生產部 北京 100010； 4.中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300131)

我國渤海海域稠油資源豐富，對于地層原油黏度小于350 mPa·s的稠油，主要采用水驅、聚合物驅、多枝導流適度出砂等冷采技術開發[1-4]，但對于黏度大于350 mPa·s的稠油，冷采技術動用困難，目前動用比例僅13%。為了探索海上非常規稠油的有效開發方式，2008年在渤海N油田南區開展了多元熱流體吞吐礦場試驗[5-8]。實施熱采后，首輪吞吐日產油由冷采階段200 m3/d上升至640 m3/d，增產效果顯著，2013年底進入二輪吞吐后，熱采對產量貢獻幅度減小，基本與冷采持平，截至目前，在生產的9口熱采井平均日產油為17 m3/d，同區冷采井的平均日產油為22 m3/d。分析原因主要是海上平臺空間有限、油藏埋深大、井斜大，采用輪注的吞吐模式，汽竄現象嚴重、熱損失大，且多輪次高溫熱流體的注入還帶來套管井口抬升、出砂及管柱故障等多方面的問題，縮短了油井生產壽命[9-11]。鑒于上述問題，提出以熱水化學驅作為多元熱流體吞吐開發的后續接替方式，以改善開發效果，并從化學藥劑篩選與評價、數值模擬方法、礦場方案設計等3個方面入手研究熱水化學驅油技術。

1 熱水化學驅油技術概況

熱水化學驅通過將熱水驅與化學驅的有機結合，在持續補充地層能量的同時，通過熱能與化學劑的協同增效作用，可有效改善流度比，提高油藏平面及縱向的驅油效率，在吞吐熱采的基礎上進一步提高采收率。熱水化學驅與單熱水驅或吞吐方式相比，其技術優勢主要體現在以下幾方面[12-14]：

1)化學劑在驅替前緣與地層油接觸，親油基團深入油相，拆散瀝青質、膠質所形成的空間網狀結構，親水基團引入水分子，使被拆散的稠油形成水包油分散體系，實現分散穩定降黏，同時有助于熱水持續流動到冷油區域，從而大幅度提高波及范圍內原油的流動能力。

2)熱水化學驅通過熱力與化學協同作用，可降低油水界面張力，提高洗油效率。同時，化學藥劑增加水相黏度，改善流度比，減緩指進現象，擴大波及體積。

3)在吞吐方式下，由于高溫氣體的超覆作用，加熱的主要是上部油層，熱水化學驅作為吞吐的接替技術，其由于重力作用，可加熱及驅替油層的中下部，提高了熱力波及體積和原油采收率。

4)吞吐多個輪次后，油藏加熱半徑內的溫度得到一定程度提升，但由于衰竭的開發方式，油藏能量下降較快，造成多輪次吞吐后期的產量急劇遞減。熱水化學驅可以補給地層能量，在利用前續殘余熱能的基礎上，持續保證油田產量。

5)相比300 ℃以上的蒸汽，熱水化學驅溫度一般控制在180 ℃以下，在注入過程中井筒升溫幅度較小且平穩，減少套管及井下密封裝置的損壞，降低鍋爐用水指標，從而為油田進行中長期熱采開發提供了安全經濟的解決方案。同時，熱水相對于高溫蒸汽的熱損失低，提高了熱能利用效率。

2 熱水化學驅油藥劑室內評價實驗

2.1 熱水化學驅藥劑篩選

根據降黏性能、水配伍性、熱穩定性、油/水界面活性等多項指標在不同溫度及濃度條件下的表現性能，對熱水化學驅所用藥劑進行篩選評價，其中溫度與濃度的范圍主要依據目標區塊的油藏和流體物性參數進行確定。渤海N油田的評價標準如表1所示，其中實驗溫度為56℃，實驗原油黏度為710 mPa·s。

表1 渤海N油田熱水化學驅藥劑篩選指標評價表

基于以上評價標準，選擇了代碼為DN、HJ、HXH、RE20和RE22等5種化學劑進行了測試評價，測試結果如表2所示。從表2可以看出，DN藥劑各項性能較好，因此篩選出DN藥劑進行關鍵參數測試。

表2 渤海N油田化學劑測試結果

2.2 熱水化學驅藥劑關鍵參數測試

基于篩選出的驅油藥劑，進行理化性能和溶液性能測試，系統評價藥劑的應用性能。其中黏濃、黏溫、降黏、吸附等幾項性能指標為礦場方案編制中對應參數取值提供重要的依據。渤海N油田適用藥劑的關鍵參數測試結果分析如下。

1)黏度與濃度的關系測定。

56 ℃溫度下，應用吳茵攪拌器在1檔20 s條件下，測試驅油體系剪切前后黏度隨濃度的變化，結果見圖1。從圖1可以看出，不同濃度的溶液剪切后黏度降低，但保留率在60%以上。

圖1 渤海N油田熱水化學驅適用藥劑黏度與濃度關系

2)黏度與溫度的關系測定。

圖2為不同濃度藥劑在不同溫度下的黏度(剪切后)，可以看出，隨著溫度的增加，藥劑的黏度逐漸降低，當溫度升高到100 ℃以上時，其降低幅度減小趨于平穩，170 ℃時黏度保留率在50%以上，具有良好的耐溫性。

圖2 渤海N油田熱水化學驅適用藥劑黏度與溫度的關系

3)藥劑對原油降黏率的測定。

按照油水比1∶1混合油樣和藥劑體系，放在恒溫磁力攪拌器上攪拌，測定混合體系黏度計算降黏率。從圖3可以看出，隨著藥劑濃度的增加，體系降黏率先急劇增加，在濃度為1 500 mg/L時達到峰值，此后，低溫時(T=55 ℃)體系降黏率基本恒定，高溫時(T=115 ℃、175 ℃)藥劑濃度繼續增加但體系降黏率反而降低，主要原因是溫度在115 ℃以上時，原油黏度與藥劑體系黏度相近，此時通過高溫高壓流變儀測定的藥劑與原油混合體系黏度主要受到藥劑本身的影響。

圖3 渤海N油田熱水化學驅適用藥劑濃度與原油降黏率關系

4)藥劑靜態吸附量的測定。

將油砂和藥劑體系溶液按固液比1∶10加入帶塞的磨口錐形瓶中，振搖混勻后置于不同溫度的恒溫箱中，48 h后將錐形瓶的溶液振搖均勻后倒入離心管，離心分離約30 min，取出離心管中上層清液，混勻后利用紫外分光光度計測定清液中驅油劑的濃度。從圖4可以看出，隨著溫度升高，藥劑的靜吸附量逐漸降低，特別是當溫度高于100 ℃后，吸附量迅速降低，這是由于溫度升高分子熱運動加劇，導致藥劑分子易于脫離油砂表面而不形成吸附。

圖4 渤海N油田不同濃度化學藥劑溶液的靜吸附量

2.3 熱水化學驅藥劑室內驅油實驗

基于篩選出的驅油藥劑，開展室內驅油實驗，對比不同溫度、藥劑濃度條件下的降水增油效果，從而為現場應用提供參考。實驗條件如下:

1)實驗巖心：φ3.8×60 cm圓柱巖心，氣測滲透率2 000 mD，孔隙度35%，含油飽和度65%；

2)轉驅時機：含水率70%；

3)注入速度：0.5 mL/min；

4)實驗結束：含水率95%。

圖5～7為基于渤海N油田的儲層和流體物性條件開展的驅油實驗測試結果。為了更好地分析熱水化學驅中藥劑用量對提高采收率的影響，定義了藥劑提高采收率比率和注入單位孔隙體積藥劑提高采收率值兩個參數，其中藥劑提高采收率比率=(熱水化學驅提高采收率-熱水驅提高采收率)/熱水化學驅提高采收率，注入單位孔隙體積藥劑提高采收率值=熱水化學驅提高采收率/注入藥劑段塞的孔隙體積。從圖中可以看出:

1)在不同溫度下，熱水化學驅可在熱水驅的基礎上再提高采收率5～12個百分點，但隨著溫度的增加，化學藥劑對于熱水化學驅提高采收率的貢獻降低，由55 ℃的65%降低至175 ℃的20%(圖5)；單位孔隙體積化學藥劑注入量提高采收率值也相應降低，在115 ℃后降低幅度較大(圖6)，說明隨著溫度的升高，熱對提高采收率逐漸起主導作用，化學藥劑的作用被削弱，主要原因是在低溫條件下藥劑呈現降黏、增加水相黏度的雙重主導作用，高溫條件下熱能降黏主導，藥劑的流度隨溫度升高而降低，導致其改善非均質性擴大波及體積的能力降低，因此提高采收率幅度隨著溫度升高而降低。

圖5 渤海N油田溫度及化學藥劑對提高采收率的貢獻

圖6 渤海N油田注入單位孔隙體積化學藥劑提高采收率值

2)在不同化學藥劑濃度下，隨著化學藥劑濃度增加，提高采收率幅度增加，濃度大于1 500 mg/L后提高幅度變緩，但單位孔隙體積化學藥劑用量的提高采收率值由1 500 mg/L的15.5%降至2 500 mg/L 的13.7%，表明化學藥劑濃度升高，藥劑用量增加，但效率降低(圖7)。

圖7 渤海N油田不同化學藥劑濃度下提高采收率效果(T=115 ℃)

3 熱水化學驅油數值模擬技術

基于CMG軟件的STARS模塊實現了熱水化學驅技術的模擬計算。表3是熱水化學驅不同提高采收率機理在軟件中對應的表征方法。

模型中關鍵的物化參數設置方法及步驟如下。

1)定義組分：設置2項水相組分(water1、water2)、2項油相組分(oil1、oil2)、1項化學藥劑組分(chemical)，其中oil1為高黏原油，oil2為降黏后的輕油。

2)設置黏溫關系：基于室內實驗，輸入不同溫度下各組分的黏度值。

3)設置非線性黏濃關系：基于室內實驗，輸入藥劑不同濃度與黏度的對應值。

4)設置化學反應關系：oil1與溶解于water1中的藥劑反應后，生成oil2，化學反應方程式為

(water1)+x(chemical)+(oil1)=(water2)+(1+x)(oil2)，其中藥劑x值主要通過數值反演室內巖心驅替實驗得到。

5)設置藥劑吸附：基于室內實驗，輸入藥劑不同濃度與吸附量的對應值。

4 渤海N油田熱水化學驅油方案設計

針對渤海N油田南區的B7、B1和B2三個井組進行了熱水化學驅方案設計，目前該區塊正在進行多元熱流體吞吐開發，因此將多元熱流體吞吐方案作為增油效果的對比基礎方案，在此基礎上以提高采收率幅度、噸劑增油和綜合指標為目標函數對熱水化學驅的藥劑注入濃度、熱水溫度、藥劑用量等參數進行了優化設計，并最終提出最佳推薦方案。

4.1 注入參數優化分析

4.1.1注入濃度優化

圖8為相同溫度(115 ℃)、不同化學劑濃度條件下，熱水化學驅相對于多元熱流體吞吐方式的增油效果。可以看出，隨著化學劑濃度的升高，提高采收率幅度同步提升，但在濃度超過1 500 mg/L后上升幅度逐漸減小；熱水驅提高采收率幅度由于溫度和注入量恒定，其在多元熱流體吞吐方式基礎上提高采收率幅度恒定。噸劑增油量在1 500 mg/L時達到峰值。計算結果與室內實驗的結果較為吻合，推薦化學劑的注入濃度為1 500 mg/L。

圖8 渤海N油田熱水化學驅注入濃度優化方案結果對比

4.1.2注入溫度優化

圖9為相同注入濃度(1 500 mg/L)、不同注入溫度條件下，熱水化學驅相對于多元熱流體吞吐方式的增油效果。可以看出，隨著注入溫度升高，熱水驅提高采收率幅度增高，藥劑提高采收率幅度降低，和室內實驗測試的結果一致。兩者之和，即熱水化學驅整體提高采收率幅度隨著溫度升高而升高，但在高于115 ℃后，提升幅度逐步減少，且噸劑增油量和綜合指標在115 ℃后降幅增大。推薦115 ℃為熱水化學驅的注入溫度。

圖9 渤海N油田熱水化學驅注入溫度優化結果對比

4.1.3化學劑用量優化

圖10為不同化學劑用量條件下，熱水化學驅相對于多元熱流體吞吐方式的增油效果。可以看出，隨著化學劑用量增加，熱水化學驅整體提高采收率幅度增加，但增加的幅度逐漸減小。噸劑增油峰值為注入化學劑0.25 PV，綜合指標峰值為0.3 PV。因此，綜合技術指標和經濟指標分析，推薦化學劑注入量為0.25～0.30 PV。

圖10 渤海N油田熱水化學驅化學劑用量優化結果對比

4.2 推薦方案設計

基于注入參數優化結果，計算得到最優參數條件下B7、B1和B2三個井組的推薦方案。相比多元熱流體吞吐，熱水化學驅的受效半徑得到了擴大(圖11)，從吞吐的平均80 m擴展到400 m左右，對于海上350 m井距，可有效動用注采井間的儲量。

圖11 不同開發方式的受效半徑對比圖

推薦方案累計增油18.09萬m3(其中熱水驅增油占59%，化學劑占41%)(圖12)，采出程度增幅4.8個百分點，噸劑增油31.74 m3/t，綜合指標0.62×10-2m3/t，因此從增油效果來看，熱水化學驅可以作為多元熱流體吞吐開發后續有效的接替方式。

圖12 渤海N油田熱水化學驅推薦方案年增油、累增油曲線

5 結論

1)熱水化學驅將熱水驅與化學驅有機結合，熱水攜帶的熱能和藥劑拆散瀝青質、膠質聚集體的作用共同降低原油黏度，且藥劑增加水相黏度進一步改善水油流度比，熱能還具有提高洗油效率的作用，由此既擴大波及體積又提高了洗油效率，通過物理和化學協同作用來提高采收率。

2)注入溫度和藥劑濃度是影響熱水化學驅增油效果和經濟效益的關鍵因素。室內實驗和數值模擬計算結果表明，隨著溫度的升高，熱水化學驅中熱能提高采收率的幅度增加，但藥劑的作用被削弱；隨著藥劑濃度的增加，提高采收率幅度增加，但濃度大于一定值后，注入單位孔隙體積化學藥劑提高采收率值和噸劑增油值降低，因此應針對具體的油田特征選擇合理的注入溫度和藥劑濃度。

3)渤海N油田南區熱水化學驅推薦方案的計算結果表明：熱水化學驅相比于多元熱流體吞吐方式可以提高采收率4.8個百分點，噸劑增油31.74 m3/t，技術經濟指標較好，因此熱水化學驅可作為多元熱流體吞吐后續有效的接替方式，為海上稠油有效開發提供一條新思路。