海相砂巖薄層稠油油藏地熱水驅效果評價

涂志勇，謝明英，馮沙沙，衛喜輝

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司研究院，廣東深圳 518054）

南海東部E 稠油油藏具有油層薄、原油黏度高和受邊水影響較大的特征[1]，油藏高部位壓力傳導距離遠，邊水能量供應不及時，高部位井初期產量較高但遞減快，穩定產量低，需注水補充能量。利用油田深層巨厚水層溫度高、水體能量足、配伍性好等優點，采用自源閉式助流注水方式[2-3]實施地熱注水后，單井提液能力大大增加，取得非常好的效果。

國內外許多學者在稠油注熱提高采收率機理進行大量室內實驗研究[4-8]，主要集中在溫度對黏度、相對滲透率曲線影響。關于熱水驅成功開發的報道側重于稠油熱采適應性相關研究[9-12]。本文基于稠油注熱實驗，考慮圍巖熱損失下的數值模擬和礦場實踐，分析地熱水驅油提高采收率機理，評估地熱水影響范圍，為后續稠油油藏開發策略及調整提供指導。

1 油藏概況

E 油藏油層薄，平均厚度為5 m，探明含油面積為11 km2，油藏構造平緩，地層傾角為1°；儲集層為長石石英砂巖，孔隙度為26.0%，滲透率為380 mD；油層溫度為73.0 ℃，地層壓力系數為1.0，屬于正常溫壓油藏。油藏邊部低部位有較活躍的邊水，油層為邊水驅動彈性開采。地層原油黏度為110.00 mPa·s，地面脫氣原油密度為0.9 g/cm3，屬于邊水薄層稠油油藏。E 油藏深部巨厚水層供水量充足，且地層溫度高達110.0 ℃。

該油藏初期利用天然能量開發，高部位油井產量遞減快，地層壓力下降迅速，提液困難。在開展天然能量分區評價和開發調整后[13]，高部位實施注地熱水，油區壓力得到恢復。

2 地熱水驅稠油滲流機理

注地熱水除了補充開發能量，可以降低地層原油黏度，改善流度比，減少殘余油飽和度和改變相對滲透率，增加流體和巖石的熱膨脹、降低界面張力，從而提高波及系數和驅油效率，最終提高采收率。本文根據目標油藏巖心和流體數據開展地熱水驅稠油滲流實驗分析。

2.1 地熱水溫對稠油黏度影響

E 油藏地層溫度為73.0 ℃，水源層溫度為110.0 ℃，水源層注入到油藏過程中溫度損失至105.0 ℃。原油黏度隨溫度變化實驗表明（圖1），注入油藏溫度差32.0 ℃，原油黏度降幅81.00 mPa·s，大大降低油水流度比，減小黏性指進防止水竄，提高波及系數，從而提高采收率。

圖1 原油黏度隨溫度變化實驗

2.2 地熱水驅對相滲曲線和驅油效率的影響

參照SY/T 6315—2017《稠油油藏高溫相對滲透率及驅油效率測定方法》，注入溫度在73.0～105.0 ℃時，對E 油藏兩個滲透率級別巖心的相滲曲線和驅油效率的影響研究見表1。

表1 不同溫度下巖心相滲曲線和驅油效率數據

從表1 實驗結果可以看出：（1）隨著溫度升高，不同滲透率級別巖心的殘余油飽和度降低7.24%～8.22%，束縛水飽和度增加1.63%～2.62%，兩相滲流區間變寬，最大水相相對滲透率升高；（2）驅替倍數30 PV 時，溫度從73.0 ℃提高到105.0 ℃，驅油效率提高8.85%～9.11%。主要是由于稠油的黏度受溫度的影響極為敏感，升溫降黏是改善流動能力的主導因素。而稠油中瀝青、膠質等極性物質隨溫度升高解除吸附，使油水界面張力減小，潤濕性傾向親水性，使油的流動變得較為容易，導致對油的相對滲透率增加，對水的相對滲透率降低，束縛水飽和度增加，殘余油飽和度降低。因此，地熱水驅較常規水驅推進更均勻，擴大波及系數，提高驅油效率，改善驅油效果。

3 考慮圍巖熱損失地熱水驅效果分析

基于巖心實驗可知，地熱水驅稠油在巖心尺度上可以較大幅度提高油藏采收率。而實際油藏中隨著注水進行，水驅前沿不斷與周圍地層發生熱交換而溫度降低，熱損失速度與圍巖性質、流體性質、注水速率等有關，研究地熱水對注采井組的熱影響半徑才是油藏真正能通過地熱水提高采收率的部分。

3.1 地熱水驅模型

研究區有效厚度5 m，孔隙度30.0%，地層原油黏度110.00 mPa·s，滲透率380 mD，地層溫度73.0 ℃。定向注水井A14 距離水平采油井A3H 約400 m，監測A14 注入溫度穩定在105.0 ℃。采用斯倫貝謝THERMAL 模擬器，平面網格50 m×50 m，縱向0.5 米/層。砂巖密度2.2 g/cm3，導熱系數298 kJ/（m·d·K），體積熱容2 430 kJ/（m3·K）?？紤]注入地熱水向四周擴散損失，定義圍巖的熱傳導和熱容參數與注采井間砂巖相同，砂巖既導流又傳熱，上下圍巖只導熱不傳質，見圖2。

圖2 注采井組導流傳熱示意圖

采用400 mD 級別巖心在不同溫度條件下的相滲實驗數據（表1）模擬熱交換過程中油藏網格相滲端點值的變化。地層原油黏度隨溫度變化參照圖1。

3.2 考慮圍巖熱損失地熱水驅效果

3.2.1 注地熱水后溫度和壓力變化規律 以318 m3/d的注入和采液速度分析地層壓力、溫度場變化規律。當水驅前緣剛到達采油井時（圖3a），地層壓力已經快速傳導到采油井，但因地層原油黏度較大而壓降變化大，注入水溫與地層原油和圍巖發生熱交換而快速下降，影響半徑150 m；油井整體水淹后（圖3b），注入壓力和沿程壓降隨著油藏水驅范圍內含油飽和度下降而逐步降低，沿程溫度較初期波及更遠，影響半徑可達350 m，但生產井底溫度無明顯變化。

圖3 注地熱水溫度、壓力和原油黏度變化分布（a 見水、b 水淹）

研究了注水井到采油井不同位置的溫度隨注入時間的變化（圖4）。在稠油油藏注水開發早期，距離注水井50～150 m 范圍內溫度影響明顯，該范圍內的采收率提高作用顯著，油藏驅油機理以注水保壓驅油為主，地熱水驅影響范圍??；到開發后期，隨著注入溫度波及范圍擴大到200～300 m，地層原油黏度、殘余油飽和度都不同程度降低，地熱水驅對提高油藏采收率作用更明顯。

圖4 注水井到采油井不同位置的溫度變化

3.2.2 注入速度對地熱水驅效果影響 分別以159、318、477、636 m3/d 不同注入速度研究采出程度和地層溫度的變化。相同的累計注入量（31.8×104m3）條件下，隨著注入速度增加，生產井溫度變化不大，但距離注水井200 m 地層溫度逐步增加5.0～10.4 ℃，油藏階段采出程度可提高1.6%，說明稠油油井進入后期高-特高含水率后可以通過大液量提高溫度的波及范圍，從而提高油藏采收率（表2）。

表2 不同注入速度下采出程度和地層溫度變化

3.2.3 注入溫度對稠油采收率影響 海上注水水源一般采用納濾海水、深層水源井和生產污水，各有優缺點。納濾海水，工藝簡單，過濾即可，地層污染小，但投資較大；生產污水，配伍性好，減少排海污染，但地面處理工藝復雜，投資大；深層水源井，天然高溫地熱，無外排且配伍性好，缺點是需占用平臺有限井槽作為水源井。結合海上油田開發實際情況，評估注地熱水（105.0 ℃）、生產水回注（73.0 ℃）、注海水（20.0 ℃）三種注入溫度對稠油開發效果的影響（圖5）。在相同壓差條件，注高溫地熱水能有效降低地層原油黏度從而提高采油速度，最終能夠提高采收率4.8%，而采用注海水因溫差大減小了波及體積，溫度影響范圍內殘余油飽和度增大，導致采收率下降6.2%。因此，無論考慮注熱開發效果，還是海上平臺空間、經濟性等方面，注地熱水更適合海上稠油開發。

圖5 不同注入溫度對采收率影響

4 地熱水驅應用效果

E 油藏A14 井注地熱水18 d 后，采油井A3H 日產油從30 m3快速增加并穩定在110 m3左右。A14 井吸水指數從14 m3/（d·MPa）逐步提高到36 m3/（d·MPa），見圖6。分析認為注地熱水后一方面地層稠油黏度降低，另一方面地層含水飽和度增大，水相滲透率提高，兩者綜合作用導致地層注水阻力大大降低，吸水能力逐步升高。

圖6 A3H 井日產油和A14 井吸水指數隨時間變化

隨著注采井網逐步完善，油藏壓力系數逐年從0.88 上升至0.92（圖7）。預測該油藏采收率達到40.0%，其中注熱提高采收率4.8%。

圖7 注地熱水后油藏壓力系數隨時間變化

5 結論和認識

（1）基于實驗分析，注地熱水降低殘余油飽和度7.24%～8.22%，驅油效率提高8.85%～9.11%，通過高溫降黏減小油水流度比，增大波及體積，提高油藏采收率。

（2）油藏注地熱水后早期水驅前沿與圍巖發生熱交換，溫度迅速降至油藏溫度，影響范圍為50～150 m，以低速均勻注水保壓驅油為主。進入高-特高含水率期后可以通過大液量提高溫度的波及范圍200～300 m。注地熱水能夠提高采收率4.8%，而注海水導致采收率下降6.2%。

（3）E 油藏注水受效快，注水井的吸水指數因近井地帶黏度降低、水相滲透率提高而逐步增大。隨著注采井網完善，油藏壓力系數逐年上升，產量持續增加，預測采收率達到40.0%。