利用地熱能提高稠油油藏采收率的探索與實踐

陳秋月，王中華，王 婷，路 強，馬占旗

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

海上油田稠油儲量豐富，常規水驅開發效果差[1，2]，稠油油藏開采技術核心是降低原油黏度，目前主要依靠蒸汽吞吐或蒸汽驅等熱采方式[3，4]，與陸上稠油油田相比，海上油田受平臺空間限制，注熱設施擺放難度大；而海上稠油油田油藏埋深相對較深，層系間的溫差提供了豐富的地熱資源[5]，為利用地熱能開采海上稠油油藏，探索地熱驅提高采收率提供了有利條件。

1 油田概況

P 油田位于南海東部海域，為低幅度斷背斜構造，內部無斷層發育，主要為三角洲前緣沉積，砂體疏松，儲層物性較好，屬于中孔、中滲油藏。油田地層原油密度為0.925 g/cm3，油層壓力下地層原油黏度140 mPa·s，為普通I 類稠油，地層原油黏度對溫度敏感，隨著溫度升高，原油黏度降低，當溫度由75 ℃上升為115 ℃時，原油黏度降至106 mPa·s（見圖1），油田縱向上由15個層狀構造油藏組成，主要為邊水油藏。

圖1 P 油田地層原油黏溫關系曲線

P 油田于2016 年9 月投產，動用6 個油藏，采用天然能量開發，存在問題主要表現在：（1）單井產量遞減快，地層能量虧空，需進一步補充地層能量提高油井產能；（2）原油黏度隨井筒溫度的降低明顯增加，井筒舉升困難；（3）目前天然水驅采收率較低，需提升驅油效率，提高采收率。

2 可行性分析

2.1 地熱水源層

實現地熱采油的前提是要有充足的可利用地熱資源[6]。地熱水源篩選原則主要考慮[7，8]：（1）儲層厚度大、分布范圍廣、水體能量充足；（2）儲層物性好、相對均質，隔夾層不發育；（3）與注入層相距一定高度，有較大溫度差；（4）水源層與注入層地層水配伍性良好，不存在水敏、速敏和地層結垢等風險。

P 油田的主要含油層系為H 油組，油層埋深為1 101.7～1 407.1 m，下方發育J 組，綜合地震反演成果和測井解釋成果，發現在J 組發育有一定厚度的水層，依據地熱水源層篩選原則，優選J1 層作為地熱水源層，J1 層水體積12×108m3，埋深2 234 m，地層溫度110 ℃，比油層溫度高40 ℃，可以作為地熱資源，P 油田具備地熱驅油的水源條件。

利用Wellflo 軟件模擬地熱水注入溫度變化情況，水源層地熱水經過注水管柱到達注入層時，溫度僅下降4 ℃左右（見圖2）。

圖2 地熱水源井井筒溫度場變化圖

2.2 注水工藝

海上油田注水方式多采用開放式地面注水，僅在東海和南海東部部分油田嘗試了封閉式井下注水[9]。P油田平臺空間受限，布置地面人工注水設備困難，并且為了減少熱損失，地熱水最好不經過地面，直接注入目的油層。經調研，惠州25-8 油田采用一種利用近源配伍性良好的天然含水砂層在地下完成人工注水補充油藏壓力的自源閉式注水技術[10]。該技術通過電潛泵增壓提高注入壓力，解決了自流注水受天然地層能量限制無法保障注水量的問題，本文在現有自源閉式注水技術基礎上，提出適用于P 油田的自源閉式助流注水技術，可實現直接將深層地熱水源，由電潛泵增壓后，舉升注入上部目的油層，具備地熱驅油的工藝條件（見圖3）。

圖3 Y 管式籠統地熱水驅工藝

3 提高采收率的探索

通過室內物模實驗研究表明，P 油田水源層和目的層配伍性良好、無結垢等現象，進一步開展室內物模驅油實驗和數值模擬研究，運用多種方法來預測稠油油藏的天然水驅采收率，同時開展驅油效率實驗、數值模擬預測地熱驅油方式的采收率，探索地熱驅提高采收率幅度。

3.1 采收率預測

影響采收率的因素很多，其相互關系復雜。通過類比法、室內物模實驗法、油藏數值模擬法、經驗公式法和水驅曲線預測法等預測P 油田的天然水驅采收率為20.1%（見表1）。

表1 采收率預測匯總表

3.2 室內物模實驗

本次研究采用一維模型，采用真實油層巖心及原油，進行不同溫度水驅的驅油效率測定。根據驅油效率測定結果（圖4、圖5）可以看出：（1）隨溫度的升高，其水驅驅油效率得到一定程度的改善，水驅溫度從75 ℃提高至115 ℃，溫度提高了40 ℃，驅油效率提高了11.74%～14.72%；（2）在油藏溫度下（75 ℃），由于原油黏度較高，油水黏度比高達354，水驅驅油效率54.12%，在115 ℃條件下，油水黏度比為81，水驅驅油效率68.84%，由此可見，水驅稠油時降低油水黏度比是提高采收率的重要途徑；（3）在相同的溫度下，30 PV前驅油效率提高幅度較快（3.3%），后期較小（0.6%）。

圖4 1 號巖心驅油效率與注入孔隙體積倍數的關系

圖5 2 號巖心驅油效率與注入孔隙體積倍數的關系

3.3 數值模擬研究

P 油田主力油藏地層原油黏度為140 mPa·s，為普通稠油Ⅰ類油藏，適合熱水驅開采。參考動用油藏的基本參數，建立油藏模型（見表2 和圖6），進行了天然能量開發、常規水驅開發、地熱驅開發三種開發方式的模擬計算，探索地熱驅提高采收率幅度。

圖6 油藏數值模擬模型

表2 不同開發方式方案設計表

數值模擬計算結果表明（見圖7），天然水驅采收率為22.62%；常規水驅采收率25.14%，地熱驅采收率29.89%，預測地熱驅采收率比常規水驅、天然能量開發分別提高4.75%和7.27%；井網完善調整后，預測地熱驅采收率比常規水驅采收率提高6.62%。

圖7 油藏模型不同開發方式效果對比圖

4 現場應用

P 油田部署兩口地熱井，距離注水井600 m 以內的一線預期受效井反應明顯，Z1 井組對應3 口油井，地層能量均得到補充，其中距離較近的P1井18 d 見效，受效前日產油30 m3，受效后日產油102 m3，目前累增油3.17×104m3。自地熱驅油試驗起，逐次提液上產，油田產能開始遞增（見圖8），產能增加387 m3/d，年增油14.1×104m3。現場實踐證明，地熱驅油不僅可以補充地層能量，為油田提液上產提供基礎，同時降低原油黏度、提升驅油效率，提高油井產能，改善油田開發效果，提高油田采收率。

圖8 P 油田能量補充前后油田產量剖面

5 結論與認識

以南海P 油田稠油油藏為研究對象，在地質、油藏特征研究的基礎上，開展室內驅油物理模擬實驗、稠油油藏不同開發方式數值模擬研究等，提出了利用地熱能提高稠油油藏采收率新方法。通過分析研究得出的結論有以下幾方面：

（1）針對P 油田的生產實際問題，提出利用地熱能提高采收率，油田具備水體能量充足、配伍性良好的地熱水源層，采用自源閉式助流注水技術，可以實現地熱驅油。

（2）綜合預測P 油田稠油油藏天然水驅采收率為22.62%，常規水驅采收率為25.14%，地熱驅采收率為29.89%。

（3）驅油效率實驗結果表明，隨溫度的升高，驅油效率提高了11.74%～14.72%。

（4）油藏數值模擬研究認為地熱驅提高采收率方案可行，在井網完善的條件下，預測地熱驅采收率比常規水驅采收率提高6.62%。

（5）現場實踐證明，地熱驅油可以降低原油黏度、提升驅油效率，提高油井產能，改善油田開發效果，提高油田采收率。