海上稠油油田熱水復(fù)合增效適應(yīng)性初步探索

袁玉鳳，戎凱旋，李田靚，魏 鵬，張 穎，高 杰，趙心茹

（1.中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津 300450；2.海洋高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn)與分析室，天津 300450）

目前熱水復(fù)合驅(qū)礦場應(yīng)用少，仍處于先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)階段，尚未實(shí)現(xiàn)工業(yè)化推廣，多為室內(nèi)實(shí)驗(yàn)藥劑性能評價(jià)與數(shù)值模擬研究。

（1）熱水驅(qū)研究現(xiàn)狀：2005 年薄芳等[1]、2011 年王其偉等[2]開展孤島油田渤21 塊蒸汽吞吐轉(zhuǎn)熱水驅(qū)開采研究，采收率提高4.00%；2013 年曲瑛新等[3]開展江橋杜66 塊蒸汽（驅(qū)）吞吐轉(zhuǎn)熱水驅(qū)研究，采收率提高6.03%；2015 年，KIRK 等[4]開展加拿大Pelican Lake 油田水/聚驅(qū)轉(zhuǎn)熱水驅(qū)，采收率提升明顯。此外，遼河歡喜嶺油田錦99 塊[5]，新疆昌吉油田吉7 井區(qū)[6]，吉林長春嶺油田長109 區(qū)塊[7]，深圳分公司恩平18-1 油田[8]已開展熱水驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究及數(shù)值模擬研究，采收率提高幅度明顯。

（2）熱水復(fù)合化學(xué)劑驅(qū)研究現(xiàn)狀：2004 年石曉渠等[9]、2005 年張潤芳等[10]、2007 年李勝彪等[11]開展河南油田B125 斷塊蒸汽吞吐轉(zhuǎn)熱水（表面活性劑）驅(qū)，采收率提高7.50%；2004 年袁士義等[12]開展錦90 塊蒸汽吞吐轉(zhuǎn)熱水+氮?dú)馀菽?qū)，采收率提高5.50%。勝利尚南油田尚10-49 塊[13]、渤海南堡35-2 油田[14]、濱南稠油鄭364 塊[15]、遼河油田海26 塊[16]開展熱水復(fù)合表面活性劑室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，驅(qū)油效率提高8.0%～30.0%。孤島油田渤21-7-19 井區(qū)、15 井區(qū)[17]、河南井樓油田L(fēng)3086井[18]開展熱水復(fù)合泡沫室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，驅(qū)油效率提高30.0%以上。樂安油田草四斷塊開展熱水復(fù)合泡沫數(shù)值模擬研究[19]，采收率提高6.00%左右。

（3）熱水復(fù)合氣體研究現(xiàn)狀：新疆油田九6 區(qū)[20]，埋深200 m，油層厚度4～40 m，孔隙度0.3，平均滲透率2 077 mD，開展熱水復(fù)合CO2室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，驅(qū)油效率提高36.8%。

結(jié)合廣大學(xué)者的研究成果，初步認(rèn)為：熱水驅(qū)較冷水驅(qū)可提高采收率5.00%左右，熱水復(fù)合驅(qū)可在熱水驅(qū)基礎(chǔ)上進(jìn)一步提高采收率約5.00%。為了更加深入的探索熱水復(fù)合驅(qū)的適用條件，本文通過開展熱水復(fù)合增油的主要增產(chǎn)機(jī)理、地質(zhì)油藏參數(shù)適應(yīng)性、注采參數(shù)優(yōu)化等研究，初步探索熱水復(fù)合驅(qū)的適用性，為海上熱水復(fù)合驅(qū)的現(xiàn)場推廣應(yīng)用奠定基礎(chǔ)，為渤海稠油油田的高效開發(fā)提供有效借鑒。

1 熱水復(fù)合驅(qū)增產(chǎn)機(jī)理

熱水復(fù)合采油技術(shù)主要以熱水?dāng)y帶熱量為基礎(chǔ)，加入輔助化學(xué)劑/氣體，充分利用化學(xué)劑/氣體對原油或油藏理化性能的改變，提高驅(qū)油效率和波及體積，增強(qiáng)熱采開發(fā)效果。

1.1 熱水驅(qū)增產(chǎn)機(jī)理

（1）降低原油黏度（圖1），改善流度比；增大油相相對滲透率、提高水驅(qū)油效率；降低殘余油飽和度，減緩含水率上升。

圖1 X 油田原油黏溫曲線

取海上X 油田3 口井油樣開展室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，研究表明：隨溫度的升高，油、水兩相滲流區(qū)變寬，束縛水飽和度上升，殘余油飽和度減?。辉?0～200 ℃，等滲點(diǎn)均＞50%，地層巖石親水；隨溫度的升高，等滲點(diǎn)右移，由64.4%上升至76.1%，巖石親水性變強(qiáng)，在水驅(qū)油過程中表現(xiàn)為驅(qū)油效率的提高，見圖2。

圖2 不同溫度油水相滲曲線（X 油田X2 井）

（2）加熱降界面張力機(jī)理：隨著溫度升高油水界面張力降低，界面膜強(qiáng)度減弱，更容易形成乳狀液，隨著含水率的增大，平均液滴個(gè)數(shù)增多，平均液滴直徑增大，從而增加滲流阻力，在一定程度上堵塞高含水率的優(yōu)勢通道，迫使熱水轉(zhuǎn)向，降低熱水指進(jìn)，提高采收率。以X油田X4 井為例，見圖3，當(dāng)溫度從50 ℃升高至110 ℃時(shí)，油水界面張力降幅約14%。

圖3 界面張力隨溫度的變化曲線（X 油田X4 井）

（3）熱膨脹機(jī)理：巖石的熱膨脹系數(shù)為7.8×10-6/℃，遠(yuǎn)小于原油的熱膨脹系數(shù)。以X 油田的X2 井為例，溫度從50 ℃上升至110 ℃時(shí)，等質(zhì)量原油體積增加4.026 0%、巖石體積增加0.046 8%，原油、巖石的熱膨脹作用可提高地層能量，從而提高原油采收率。

（4）加熱降低啟動壓力梯度機(jī)理：稠油油田水驅(qū)開發(fā)時(shí)，原油的流動不僅與黏度和滲透率有關(guān)，還需要考慮啟動壓力梯度的影響。只有當(dāng)注入壓力能夠克服啟動壓力梯度時(shí)，原油才能流動。以X 油田X2 井為例（圖4），確定目標(biāo)區(qū)域的拐點(diǎn)溫度大約為80 ℃，當(dāng)注熱溫度為110 ℃時(shí)，可以大幅降低乃至消除啟動壓力梯度，能夠有效地提高原油在地層中的流動性。

圖4 X 油田X2 井稠油啟動壓力梯度-溫度關(guān)系

1.2 熱水復(fù)合化學(xué)劑增產(chǎn)機(jī)理

（1）復(fù)合驅(qū)油劑：驅(qū)油劑可以降低表面張力，驅(qū)油劑與熱水協(xié)同作用，可以協(xié)同改變油水相滲，降低殘余油飽和度，從而提高整體驅(qū)油效率，改善開發(fā)效果，見圖5、圖6。

圖5 界面張力與驅(qū)油劑濃度的關(guān)系曲線

圖6 殘余油飽和度與驅(qū)油劑濃度的關(guān)系曲線

（2）復(fù)合泡沫：“堵水不堵油、堵高不堵低”，封堵大通道，擴(kuò)大波及系數(shù)；泡沫劑降低油水界面張力，改善巖石表面潤濕性，見圖7、圖8。

圖7 含油飽和度與阻力因子關(guān)系曲線

圖8 復(fù)合泡沫驅(qū)-雙管實(shí)驗(yàn)

1.3 熱水復(fù)合氣體增產(chǎn)機(jī)理

熱水復(fù)合氣體后，由于氣體在原油中的溶解能有效降低原油黏度，降低表面張力，提高驅(qū)油效率；研究表明，CO2與N2相比：CO2在原油中的溶解度明顯高于N2，原油溶解CO2后體積膨脹能力更強(qiáng)，黏度的降幅更大，降低表面張力作用更強(qiáng)，增油效果更顯著，煙道氣增油效果介于兩者之間，見圖9～圖11。

圖9 不同溫度下氣體降黏效果

圖10 不同壓力下氣體溶解度

圖11 不同氣體開發(fā)效果

2 熱水復(fù)合驅(qū)適應(yīng)性分析

2.1 模型選取

采用CMG 商業(yè)軟件，選取旅A 油田1 號塊典型井組為研究對象，構(gòu)建機(jī)理模型，模型參數(shù)取值見表1。

表1 數(shù)值模型參數(shù)取值表

通過文獻(xiàn)調(diào)研，熱水復(fù)合驅(qū)應(yīng)用案例主要關(guān)鍵影響參數(shù)范圍：滲透率600～5 000 mD、厚度3～21 m、孔隙度21%～37%、黏度95～5 000 mPa·s；結(jié)合文獻(xiàn)調(diào)研與海上油田熱水驅(qū)潛力區(qū)塊地質(zhì)油藏參數(shù)范圍，本次參數(shù)適應(yīng)性研究關(guān)鍵參數(shù)取值范圍：滲透率1 000～6 500 mD、厚度6～50 m、孔隙度25%～35%、黏度100～460 mPa·s，在此基礎(chǔ)上開展注采參數(shù)優(yōu)化研究。

2.2 關(guān)鍵油藏參數(shù)適應(yīng)性研究-黏度

隨黏度增大，熱水復(fù)合驅(qū)采收率增幅呈先增后降的趨勢，黏度在150～1 000 mPa·s 采收率增幅4.26%～8.76%；黏度太小，冷采效果較好，熱水增效不明顯；黏度太大，熱水因攜熱量小增效能力有限，需采用注蒸汽開發(fā)；初步認(rèn)為黏度在150～1 000 mPa·s 適合熱水驅(qū)開發(fā)，見圖12。

圖12 熱水復(fù)合驅(qū)-黏度與采收率的關(guān)系曲線

2.3 關(guān)鍵油藏參數(shù)適應(yīng)性研究-儲層厚度

儲層厚度3～40 m，單井累產(chǎn)油增幅（0.13～7.90）×104m3；采收率增幅1.00%～6.90%；初步探索認(rèn)為儲層厚度大于5 m 適合熱水驅(qū)開發(fā)，見圖13、圖14。

圖13 儲層厚度與單井累產(chǎn)油的關(guān)系曲線

圖14 儲層厚度與采收率的關(guān)系曲線

2.4 關(guān)鍵油藏參數(shù)適應(yīng)性研究-滲透率

滲透率過低，波及范圍小，熱作用有限，增幅相對較?。粺崴?qū)采收率增幅與滲透率呈正相關(guān)，1 000～7 000 mD 熱水驅(qū)增油效果差異不明顯。初步探索認(rèn)為滲透率大于1 000 mD 適合熱水驅(qū)開發(fā)，見圖15。

圖15 滲透率與采收率的關(guān)系曲線

2.5 注入?yún)?shù)優(yōu)化-注入溫度

注熱水溫度，滿足工程要求的條件下，溫度越高越好（圖16）；注熱溫度應(yīng)結(jié)合目標(biāo)油品性質(zhì)、經(jīng)濟(jì)性、現(xiàn)場條件等綜合考慮。

圖16 注入溫度優(yōu)化

2.6 注入?yún)?shù)優(yōu)化-注入時(shí)機(jī)

注入時(shí)機(jī)研究：越早注熱水越好（圖17），這是因?yàn)樽⑷氲臒崃考訜岬貙又写嫠膿p失增大，熱利用率降低。隨著注入時(shí)機(jī)的延后，采收率逐漸降低，60%含水率以后，下降的更快，單位熱焓利用率對應(yīng)的采出程度更低。

圖17 注入時(shí)機(jī)優(yōu)化

2.7 注入?yún)?shù)優(yōu)化-注入介質(zhì)

采用熱水復(fù)合增效技術(shù)可在冷水的基礎(chǔ)上提高采收率5.00%～10.00%，由于X 油田長期水驅(qū)開采，優(yōu)勢通道發(fā)育，在注熱前輔助凝膠前置段塞，封堵大孔道，增大波及范圍與熱能利用率，開采效果明顯提高，數(shù)值模擬研究表明：熱水+凝膠+多元?dú)怏w+泡沫采收率較冷水的基礎(chǔ)上提高10.10%，較熱水提高5.10%，大幅度改善了開發(fā)效果，認(rèn)為是最佳注入介質(zhì)，見表2。

表2 注入介質(zhì)優(yōu)選

3 結(jié)語

（1）熱水復(fù)合驅(qū)研究現(xiàn)狀調(diào)研表明：熱水驅(qū)較冷水驅(qū)可提高采收率5.00%左右，熱水復(fù)合驅(qū)采收率可在熱水驅(qū)基礎(chǔ)上進(jìn)一步提高約5.00%；

（2）數(shù)值模擬研究初步認(rèn)為：黏度150～1 000 mPa·s、儲層厚度大于5 m、滲透率大于1 000 mD 的油田適合熱水驅(qū)開發(fā)；

（3）在滿足工程要求的條件下，注入溫度越高越好，注入時(shí)機(jī)越早越好；熱水+凝膠+多元?dú)怏w+泡沫采收率較冷水的基礎(chǔ)上提高10.10%，較熱水提高5.10%，為最優(yōu)注入介質(zhì)。