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(qū)熱水驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)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(nèi)外低滲輕質(zhì)油藏?zé)岵傻某晒?jīng)驗(yàn)，結(jié)合安塞特低滲油藏常規(guī)注水的開發(fā)實(shí)踐，選取原油含蠟量高、埋藏相對較淺的塞160區(qū)為試驗(yàn)區(qū)塊，從注采參數(shù)、注入工藝及地面流程設(shè)計(jì)等方面進(jìn)行了系統(tǒng)研究，成功地開展了熱水驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果顯示，熱水驅(qū)試驗(yàn)井組取得了明顯的增油效果，熱水驅(qū)技術(shù)為安塞特低滲油藏提高單井產(chǎn)能、建立有效驅(qū)替系統(tǒng)開創(chuàng)了新的應(yīng)用領(lǐng)域。

安塞油田；塞160區(qū)；低滲輕質(zhì)油藏；熱水驅(qū)；遞減率

1 儲層特征及開發(fā)現(xiàn)狀

安塞油田塞160區(qū)主要開采層位為長611-2，粒間孔和溶蝕孔隙較發(fā)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?xì)庥捅?9.3 m3／t，原油凝固點(diǎn)19℃，含蠟量12.5%～22%。

常規(guī)注水為安塞特低滲透油田開發(fā)的主體技術(shù)，但在提高單井產(chǎn)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(qū)原油含蠟量高、埋藏相對較淺等特點(diǎn)，決定在該區(qū)塊開展熱水驅(qū)油試驗(yàn)研究。熱水驅(qū)是一種熱水與冷水非混相驅(qū)替原油的驅(qū)替過程［1-2］。針對稀油油藏，其主要機(jī)理表現(xiàn)在降低油水兩相的界面張力，擴(kuò)大水驅(qū)波及范圍及縱向動用程度。

2 熱水驅(qū)可行性靜態(tài)實(shí)驗(yàn)

（1）原油體積膨脹率與溫度關(guān)系?？疾焐郎剡^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(guān)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(qū)變寬，見水時(shí)間加快。殘余油飽和度下的油相滲透率升高，油水等滲點(diǎn)向右移動，潤濕性向水濕方向轉(zhuǎn)變，這些均有利于水驅(qū)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(guān)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(shù)值粘度不再發(fā)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(guān)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(qū)實(shí)施成本。

圖4 長6原油粘溫曲線

3 熱水驅(qū)礦場試驗(yàn)

3.1 試驗(yàn)選井

在塞160區(qū)選擇以孔隙滲流為主的王29-014井組開展注熱水驅(qū)試驗(yàn)。采用菱形反九點(diǎn)面積井網(wǎng)300 m×180 m，該井組于2001年3月轉(zhuǎn)注，注水層位是長611-2，日注水20 m3，注水壓力8.8 MPa，對應(yīng)油井8口，開井8口，平均單井日產(chǎn)油2.30 t，綜合含水54.2%。對應(yīng)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(xiàn)狀圖

3.2 注入?yún)?shù)設(shè)計(jì)

3.2.1注入溫度

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

表1 注入速度與井底溫度關(guān)系

3.2.2注采比

根據(jù)該區(qū)塊的實(shí)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(shù)值模擬研究，當(dāng)注采比達(dá)到1.3時(shí)，采收率達(dá)到最大（圖6）。考慮到應(yīng)選擇熱水溫度為120℃，注熱水井底溫度為80℃的情況，注采比應(yīng)選擇為1.2。

圖6 采注比與采收率關(guān)系曲線

3.2.3注入速度

根據(jù)注入速度與井底溫度保持關(guān)系（表1），按照注采比1.2計(jì)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(zhì)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(xù)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(jì)，井口設(shè)置隔熱圍欄。

（2）注入管柱。①管柱設(shè)計(jì)：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(nèi)壓、抗滑扣強(qiáng)度要求，經(jīng)強(qiáng)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(huán)空采用氮?dú)膺M(jìn)行隔熱，為平衡封隔器壓力，增加氮?dú)饷芏忍岣吒魺嵝Ч?，隔熱套壓? MPa。

3.4地面工藝

已建系統(tǒng)的儀表適應(yīng)溫度≤80℃，閥門使用溫度≤121℃，為充分利用現(xiàn)有資源，并考慮現(xiàn)場實(shí)際運(yùn)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(jìn)行加溫，為達(dá)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(jìn)行升溫?zé)嶝?fù)荷計(jì)算（表2）。

表2 高溫?zé)崴畵Q熱參數(shù)計(jì)算

3.5 試驗(yàn)效果

熱水注入后，井組日產(chǎn)液和日產(chǎn)油上升，遞減率由5.45%下降至-9.6%。對應(yīng)油井平均單井日增油0.8 t，累計(jì)增油239.3 t，對應(yīng)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(tài)變化曲線

4 認(rèn)識與建議

（1）在對熱水驅(qū)注入?yún)?shù)、注入工藝和地面流程等關(guān)鍵技術(shù)的實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，在塞160區(qū)開展的礦場試驗(yàn)初步取得成功。

（2）為防止高溫狀態(tài)下注入水結(jié)垢問題，有必要開展耐高溫防垢劑的篩選與研發(fā)工作，同時(shí)應(yīng)開展注熱水后井底溫度、壓力的變化規(guī)律等研究，指導(dǎo)后期熱水驅(qū)工藝技術(shù)的優(yōu)化調(diào)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(shù)，應(yīng)在安塞油田推廣應(yīng)用熱水驅(qū)技術(shù)。

［1］ 呂廣忠，陸先亮.熱水驅(qū)驅(qū)油機(jī)理研究［J］.新疆石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2004，16（4）：37-40.

［2］ 高博，覃青松.齊40塊蒸汽驅(qū)試驗(yàn)區(qū)井組開發(fā)后期轉(zhuǎn)熱水驅(qū)研究與應(yīng)用［J］.石油地質(zhì)與工程，2011，25（1）：86-89.

［3］ 李軍營，康義逵.河南油田泌125區(qū)熱水驅(qū)技術(shù)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(yè)于西南石油大學(xué)，現(xiàn)主要從事油田注水工藝與技術(shù)研究工作。

劉洪樹