安塞油田塞160區熱水驅先導試驗研究

楊 文，康 帥，李國營，王新鋒

（中國石油長慶油田公司第一采油廠，陜西西安 716000）

安塞油田塞160區熱水驅先導試驗研究

楊 文，康 帥，李國營，王新鋒

（中國石油長慶油田公司第一采油廠，陜西西安 716000）

通過借鑒國內外低滲輕質油藏熱采的成功經驗，結合安塞特低滲油藏常規注水的開發實踐，選取原油含蠟量高、埋藏相對較淺的塞160區為試驗區塊，從注采參數、注入工藝及地面流程設計等方面進行了系統研究，成功地開展了熱水驅先導試驗。試驗結果顯示，熱水驅試驗井組取得了明顯的增油效果，熱水驅技術為安塞特低滲油藏提高單井產能、建立有效驅替系統開創了新的應用領域。

安塞油田；塞160區；低滲輕質油藏；熱水驅；遞減率

1 儲層特征及開發現狀

安塞油田塞160區主要開采層位為長611-2，粒間孔和溶蝕孔隙較發育，儲層平均滲透率1.77×10-3μm2，油藏埋深1 100～1 300 m，平均油層厚度18.8 m，平均孔隙度14.0%，地層原油粘度1.9 mPa·s，地面原油粘度3.84 mPa·s，原始氣油比79.3 m3／t，原油凝固點19℃，含蠟量12.5%～22%。

常規注水為安塞特低滲透油田開發的主體技術，但在提高單井產能和提高最終采收率方面的作用不明顯。為此，基于安塞油田塞160區原油含蠟量高、埋藏相對較淺等特點，決定在該區塊開展熱水驅油試驗研究。熱水驅是一種熱水與冷水非混相驅替原油的驅替過程［1-2］。針對稀油油藏，其主要機理表現在降低油水兩相的界面張力，擴大水驅波及范圍及縱向動用程度。

2 熱水驅可行性靜態實驗

（1）原油體積膨脹率與溫度關系。考察升溫過程中長6層原油的熱膨脹作用。從原油密溫曲線上可以看到（圖1），原油密度隨溫度的增加而減小，原油體積膨脹率為1%／10℃。

（2）油水兩相滲透率與溫度關系。隨著注入水溫度的升高，油水兩相界面張力降低。考察不同溫度條件下油水兩相滲透率變化情況［3］，由圖2可看出，隨溫度升高，油相滲透率增大。由圖3可看出，隨著溫度的升高，油水兩相滲流區變寬，見水時間加快。殘余油飽和度下的油相滲透率升高，油水等滲點向右移動，潤濕性向水濕方向轉變，這些均有利于水驅油效率的提高。

圖1 長6原油密溫曲線

圖2 不同溫度下油相滲透率曲線

（3）原油粘度與溫度關系。從原油粘溫曲線可看出（圖4），地層原油粘度隨著溫度的升高，粘度降低，且溫度升高到一定數值粘度不再發生變化。通過觀察溫度與原油體積膨脹率、相滲曲線和粘度的關系得知：溫度升高，有利于提高原油流動性及最終采收率，此外，利用油田豐富的伴生氣資源，可降低熱水驅實施成本。

圖4 長6原油粘溫曲線

3 熱水驅礦場試驗

3.1 試驗選井

在塞160區選擇以孔隙滲流為主的王29-014井組開展注熱水驅試驗。采用菱形反九點面積井網300 m×180 m，該井組于2001年3月轉注，注水層位是長611-2，日注水20 m3，注水壓力8.8 MPa，對應油井8口，開井8口，平均單井日產油2.30 t，綜合含水54.2%。對應油層較厚，物性相對較好，常溫注水效果較好（圖5）。

圖5 王29-014井組開采現狀圖

3.2 注入參數設計

3.2.1注入溫度

利用CMG軟件模擬，井深1 700 m采用環空注氮隔熱，井口注入溫度100℃下，不同注入速度時的井底溫度見表1。從中可知，地面注入100℃的熱水，經過保溫措施，到達1 700 m井深時的溫度仍能保持在80℃左右。因此，確定現場試驗井口注入溫度為100℃。

表1 注入速度與井底溫度關系

3.2.2注采比

根據該區塊的實際情況，開展注采比為1.0、1.1、1.2、1.3、1.4、1.5等情況的數值模擬研究，當注采比達到1.3時，采收率達到最大（圖6）。考慮到應選擇熱水溫度為120℃，注熱水井底溫度為80℃的情況，注采比應選擇為1.2。

圖6 采注比與采收率關系曲線

3.2.3注入速度

根據注入速度與井底溫度保持關系（表1），按照注采比1.2計算，確定王29-014井的日注水量為25 m3。

3.3 注入工藝

（1）注入井口。注入介質為高溫水，要求注入井口要耐高溫耐高壓。由于注入井口處在持續高溫高壓下，考慮安全性和注入井的氣密性，選用35 MPa的高壓注氣井口，井口全部配套25 MPa高溫壓力表和溫度計，井口設置隔熱圍欄。

（2）注入管柱。①管柱設計：尾管＋注水滑套＋高溫注水封隔器（K341）＋反洗井器＋溫、壓測試工作筒＋扶正器＋涂料油管＋油管掛。②油管選擇：考慮其密封性及抗內壓、抗滑扣強度要求，經強度校核，管柱采用外徑73 mm（J55鋼級、5.51 mm壁厚）氣密封性扣油管，并采用CQFF03防腐油管。

（3）隔熱工藝。油套環空采用氮氣進行隔熱，為平衡封隔器壓力，增加氮氣密度提高隔熱效果，隔熱套壓為5 MPa。

3.4地面工藝

已建系統的儀表適應溫度≤80℃，閥門使用溫度≤121℃，為充分利用現有資源，并考慮現場實際運行情況，決定采用先加壓后升溫的工藝，在配水閥組后，將注入水升溫至100℃。

在王29-014井場，采用350 k W的相變注水加熱爐進行加溫，為達到井口注入溫度100℃的要求，考慮管線的溫降損失，換熱后，出水溫度不低于101.03℃，因此，換熱后出水溫度按105℃考慮，加熱前水溫按照冬季5℃、夏季20℃，分別進行升溫熱負荷計算（表2）。

表2 高溫熱水換熱參數計算

3.5 試驗效果

熱水注入后，井組日產液和日產油上升，遞減率由5.45%下降至-9.6%。對應油井平均單井日增油0.8 t，累計增油239.3 t，對應7口油井中有6口見效，且見效期長（圖7）。

圖7 王29-014井組注采動態變化曲線

4 認識與建議

（1）在對熱水驅注入參數、注入工藝和地面流程等關鍵技術的實驗的基礎上，在塞160區開展的礦場試驗初步取得成功。

（2）為防止高溫狀態下注入水結垢問題，有必要開展耐高溫防垢劑的篩選與研發工作，同時應開展注熱水后井底溫度、壓力的變化規律等研究，指導后期熱水驅工藝技術的優化調整。

（3）為形成適合特低滲透油藏提高采收率的熱采配套技術，應在安塞油田推廣應用熱水驅技術。

［1］ 呂廣忠，陸先亮.熱水驅驅油機理研究［J］.新疆石油學院學報，2004，16（4）：37-40.

［2］ 高博，覃青松.齊40塊蒸汽驅試驗區井組開發后期轉熱水驅研究與應用［J］.石油地質與工程，2011，25（1）：86-89.

［3］ 李軍營，康義逵.河南油田泌125區熱水驅技術可行性研究［J］.西部探礦工程，2005，（6）：73-74.

TE357.4

A

1673-8217（2012）06-0117-03

2012-06-30；改回日期：2012-08-30

楊文，工程師，碩士，1984年生，2005年畢業于西南石油大學，現主要從事油田注水工藝與技術研究工作。

劉洪樹