海上稠油油田熱水復合增效適應性初步探索

袁玉鳳，戎凱旋，李田靚，魏 鵬，張 穎，高 杰，趙心茹

（1.中海油田服務股份有限公司油田生產研究院，天津 300450；2.海洋高效開發國家重點實驗室試驗與分析室，天津 300450）

目前熱水復合驅礦場應用少，仍處于先導實驗階段，尚未實現工業化推廣，多為室內實驗藥劑性能評價與數值模擬研究。

（1）熱水驅研究現狀：2005 年薄芳等[1]、2011 年王其偉等[2]開展孤島油田渤21 塊蒸汽吞吐轉熱水驅開采研究，采收率提高4.00%；2013 年曲瑛新等[3]開展江橋杜66 塊蒸汽（驅）吞吐轉熱水驅研究，采收率提高6.03%；2015 年，KIRK 等[4]開展加拿大Pelican Lake 油田水/聚驅轉熱水驅，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[6]，吉林長春嶺油田長109 區塊[7]，深圳分公司恩平18-1 油田[8]已開展熱水驅室內實驗研究及數值模擬研究，采收率提高幅度明顯。

（2）熱水復合化學劑驅研究現狀：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 斷塊蒸汽吞吐轉熱水（表面活性劑）驅，采收率提高7.50%；2004 年袁士義等[12]開展錦90 塊蒸汽吞吐轉熱水+氮氣泡沫驅，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]開展熱水復合表面活性劑室內實驗研究，驅油效率提高8.0%～30.0%。孤島油田渤21-7-19 井區、15 井區[17]、河南井樓油田L3086井[18]開展熱水復合泡沫室內實驗研究，驅油效率提高30.0%以上。樂安油田草四斷塊開展熱水復合泡沫數值模擬研究[19]，采收率提高6.00%左右。

（3）熱水復合氣體研究現狀：新疆油田九6 區[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，開展熱水復合CO2室內實驗研究，驅油效率提高36.8%。

結合廣大學者的研究成果，初步認為：熱水驅較冷水驅可提高采收率5.00%左右，熱水復合驅可在熱水驅基礎上進一步提高采收率約5.00%。為了更加深入的探索熱水復合驅的適用條件，本文通過開展熱水復合增油的主要增產機理、地質油藏參數適應性、注采參數優化等研究，初步探索熱水復合驅的適用性，為海上熱水復合驅的現場推廣應用奠定基礎，為渤海稠油油田的高效開發提供有效借鑒。

1 熱水復合驅增產機理

熱水復合采油技術主要以熱水攜帶熱量為基礎，加入輔助化學劑/氣體，充分利用化學劑/氣體對原油或油藏理化性能的改變，提高驅油效率和波及體積，增強熱采開發效果。

1.1 熱水驅增產機理

（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 口井油樣開展室內實驗研究，研究表明：隨溫度的升高，油、水兩相滲流區變寬，束縛水飽和度上升，殘余油飽和度減??；在70～200 ℃，等滲點均＞50%，地層巖石親水；隨溫度的升高，等滲點右移，由64.4%上升至76.1%，巖石親水性變強，在水驅油過程中表現為驅油效率的提高，見圖2。

圖2 不同溫度油水相滲曲線（X 油田X2 井）

（2）加熱降界面張力機理：隨著溫度升高油水界面張力降低，界面膜強度減弱，更容易形成乳狀液，隨著含水率的增大，平均液滴個數增多，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勢通道，迫使熱水轉向，降低熱水指進，提高采收率。以X油田X4 井為例，見圖3，當溫度從50 ℃升高至110 ℃時，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）熱膨脹機理：巖石的熱膨脹系數為7.8×10-6/℃，遠小于原油的熱膨脹系數。以X 油田的X2 井為例，溫度從50 ℃上升至110 ℃時，等質量原油體積增加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理：稠油油田水驅開發時，原油的流動不僅與黏度和滲透率有關，還需要考慮啟動壓力梯度的影響。只有當注入壓力能夠克服啟動壓力梯度時，原油才能流動。以X 油田X2 井為例（圖4），確定目標區域的拐點溫度大約為80 ℃，當注熱溫度為110 ℃時，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-溫度關系

1.2 熱水復合化學劑增產機理

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

圖5 界面張力與驅油劑濃度的關系曲線

圖6 殘余油飽和度與驅油劑濃度的關系曲線

（2）復合泡沫：“堵水不堵油、堵高不堵低”，封堵大通道，擴大波及系數；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系曲線

圖8 復合泡沫驅-雙管實驗

1.3 熱水復合氣體增產機理

熱水復合氣體后，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，黏度的降幅更大，降低表面張力作用更強，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 不同氣體開發效果

2 熱水復合驅適應性分析

2.1 模型選取

采用CMG 商業軟件，選取旅A 油田1 號塊典型井組為研究對象，構建機理模型，模型參數取值見表1。

表1 數值模型參數取值表

通過文獻調研，熱水復合驅應用案例主要關鍵影響參數范圍：滲透率600～5 000 mD、厚度3～21 m、孔隙度21%～37%、黏度95～5 000 mPa·s；結合文獻調研與海上油田熱水驅潛力區塊地質油藏參數范圍，本次參數適應性研究關鍵參數取值范圍：滲透率1 000～6 500 mD、厚度6～50 m、孔隙度25%～35%、黏度100～460 mPa·s，在此基礎上開展注采參數優化研究。

2.2 關鍵油藏參數適應性研究-黏度

隨黏度增大，熱水復合驅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；初步認為黏度在150～1 000 mPa·s 適合熱水驅開發，見圖12。

圖12 熱水復合驅-黏度與采收率的關系曲線

2.3 關鍵油藏參數適應性研究-儲層厚度

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

圖13 儲層厚度與單井累產油的關系曲線

圖14 儲層厚度與采收率的關系曲線

2.4 關鍵油藏參數適應性研究-滲透率

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

圖15 滲透率與采收率的關系曲線

2.5 注入參數優化-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）；注熱溫度應結合目標油品性質、經濟性、現場條件等綜合考慮。

圖16 注入溫度優化

2.6 注入參數優化-注入時機

注入時機研究：越早注熱水越好（圖17），這是因為注入的熱量加熱地層中存水的損失增大，熱利用率降低。隨著注入時機的延后，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的采出程度更低。

圖17 注入時機優化

2.7 注入參數優化-注入介質

采用熱水復合增效技術可在冷水的基礎上提高采收率5.00%～10.00%，由于X 油田長期水驅開采，優勢通道發育，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，數值模擬研究表明：熱水+凝膠+多元氣體+泡沫采收率較冷水的基礎上提高10.10%，較熱水提高5.10%，大幅度改善了開發效果，認為是最佳注入介質，見表2。

表2 注入介質優選

3 結語

（1）熱水復合驅研究現狀調研表明：熱水驅較冷水驅可提高采收率5.00%左右，熱水復合驅采收率可在熱水驅基礎上進一步提高約5.00%；

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

（3）在滿足工程要求的條件下，注入溫度越高越好，注入時機越早越好；熱水+凝膠+多元氣體+泡沫采收率較冷水的基礎上提高10.10%，較熱水提高5.10%，為最優注入介質。