李 鋒 鄒信波 王中華 楊 光 程心平 匡臘梅 段 錚 王海寧 李勇鋒

(1. 中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東深圳 518067； 2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 天津 300452；3. 南方科技大學(xué) 廣東深圳 518055)

我國海上稠油儲(chǔ)量豐富，但開發(fā)面臨較大挑戰(zhàn)[1]。陸上稠油油田，采用蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)等熱采方式[2]可以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效的開發(fā)；對(duì)于海上稠油油田而言，熱采注熱站在平臺(tái)上占地大，注采一體化管柱尚待技術(shù)攻關(guān)，同時(shí)高溫環(huán)境還會(huì)帶來結(jié)垢風(fēng)險(xiǎn)等，因此，現(xiàn)階段海上油田尚無法工業(yè)化應(yīng)用蒸汽吞吐或蒸汽驅(qū)，需因地制宜攻關(guān)稠油提高采收率技術(shù)。稠油開采的技術(shù)關(guān)鍵是加熱降黏，而含油氣盆地中存在豐富的地下熱水，如何高效利用油區(qū)地?zé)崴Y源是油田地?zé)嵫芯康囊豁?xiàng)重要工作[3]。中國南海珠江口盆地已開發(fā)的海上油田，地下除發(fā)育大量海相砂巖邊、底水油藏外，縱向上還共生系列巨厚水層，稠油油藏與深部水層層系間的溫差提供了豐富的地?zé)豳Y源，為利用地?zé)崮荛_采海上稠油以及探索地?zé)崴?qū)提高采收率提供了有利條件。

1 面臨的問題

EP油田為三角洲前緣沉積背景下的低幅度斷背斜構(gòu)造，儲(chǔ)層膠結(jié)疏松，其中HJ組、ZJ組內(nèi)發(fā)育厚薄不均的多套油層，含油砂體內(nèi)多發(fā)育泥質(zhì)條帶，油層非均質(zhì)性強(qiáng)，變異系數(shù)為0.7～2.4，突進(jìn)系數(shù)為1.3～3.0，平均孔隙度為24.9%，滲透率為148.5 mD，為中—高孔、中滲儲(chǔ)層；地層平均有效厚度為2.0 m，泥質(zhì)含量為2.6%～24.6%，平均16.2%，地層原油黏度為111.18～277.77 mPa·s，單層厚度薄、泥質(zhì)含量高、儲(chǔ)層橫向變化快，屬典型低品位稠油油藏[4]。油藏構(gòu)造主體東部及南部受斷層遮擋，北部、西北方向存在半開放式水體，制訂整體開發(fā)方案時(shí)，分析認(rèn)為地層天然能量充足，無需人工注水。

油田于2016年9月投產(chǎn)，按開發(fā)方案實(shí)施要求利用天然能量開發(fā)，投產(chǎn)后產(chǎn)量遞減快，地層壓力下降快，開發(fā)效果未達(dá)方案預(yù)期，開發(fā)過程中存在以下幾方面問題。

1.1 油井產(chǎn)能低，井口溫度低

EP油田主力油藏HJ整體開發(fā)方案設(shè)計(jì)5口采油井，無人工注水井，單井初始產(chǎn)能238 m3/d，預(yù)測投產(chǎn)前3年采油速度保持在5%左右，開采周期18 a，最終采收率29.8%。實(shí)際投產(chǎn)后，5口采油井初期產(chǎn)能平均130 m3/d，油田建產(chǎn)后產(chǎn)量快速遞減，年自然遞減率40%左右，生產(chǎn)18個(gè)月后單井產(chǎn)能下降為60 m3/d，油藏產(chǎn)量從高峰時(shí)424 m3/d降至293 m3/d，且隨著產(chǎn)油量降低井口溫度呈下降趨勢，井口溫度僅50 ℃左右，低流速造成井筒沿程溫度降幅超過20 ℃，形成“供液不足井筒流速變慢—流速降低后溫降加大—井液溫降后流動(dòng)性變差—黏度增大后流速更慢”的惡性循環(huán)。

1.2 地層壓力下降快，提液上產(chǎn)困難

油田投產(chǎn)一年后，壓力恢復(fù)試井及新鉆井隨鉆測壓結(jié)果表明，HJ油藏地層壓力下降了1.67～2.18 MPa；臺(tái)風(fēng)關(guān)停期間地層靜壓數(shù)據(jù)顯示：即使在單井產(chǎn)液水平不足79.5 m3/d的開采狀況下，投產(chǎn)一年地層壓力下降幅度高達(dá)16.12%，地層壓力保持水平不足84%。因地層虧空單井產(chǎn)液量下降，最低單井產(chǎn)液量僅為39 m3/d。油藏動(dòng)態(tài)分析結(jié)果表明，每采出1%原始原油地質(zhì)儲(chǔ)量(OOIP)，地層壓力下降1.35 MPa，構(gòu)造高部位地層壓力虧空高達(dá)20%；地層能量不足是油田產(chǎn)量下降的主因，地層壓力水平難以支撐提液上產(chǎn)。

1.3 油井出砂、篩管泥堵，造成頻繁洗井、沖砂、修井作業(yè)

EP油田整體開發(fā)方案實(shí)施的13口井全部采取簡易防砂措施，其中12口水平井為裸眼完井，下部完井采用優(yōu)質(zhì)篩管防砂+ICD控水管柱；1口定向井采用φ244.475 mm套管射孔完井。

油田投產(chǎn)后定向井僅5個(gè)月即有出砂跡象，該井自2016年9月投產(chǎn)至2017年2月，先后經(jīng)歷了酸化、修井、沖砂等3次作業(yè)。進(jìn)行沖洗解堵的沖砂過程中連續(xù)油管撈砂(圖1a)可以看出，油井泥質(zhì)及細(xì)粉砂的產(chǎn)出較多，出砂嚴(yán)重。生產(chǎn)同層位的水平井(相距428 m)原油取樣分離顯示含砂量為0.2%(圖1b)，表明EP油田的泥質(zhì)及黏土礦物含量相對(duì)較高，篩管存在堵塞，導(dǎo)致產(chǎn)能下降迅速。

圖1 EP油田油井出泥、砂連續(xù)油管撈砂及井口取樣證據(jù)Fig .1 Evidence of mud and sand production,sampling by coiled tubing and wellhead in EP oilfield

1.4 油井含水率越低，越呈現(xiàn)出井筒流動(dòng)性困難的典型特征

由于地層溫度較高，原油在油藏條件下具有較好的流動(dòng)性，但在進(jìn)入井筒后向井口流動(dòng)的過程中，隨著井筒溫度的降低和原油熱量的散失，流體的黏度增大，并逐漸出現(xiàn)流動(dòng)性困難，使得油井無法正常生產(chǎn)。稠油油藏油井含水率對(duì)產(chǎn)出液溫度的影響表現(xiàn)在：含水率越高，產(chǎn)出液溫度就越高，流體黏度降低也越利于油井生產(chǎn)；反之，油井的含水率越低，井筒流動(dòng)性就越困難[5]。

天然水驅(qū)階段，主力油藏HJ生產(chǎn)井若以日產(chǎn)液47.7 m3生產(chǎn)，含水率6.5%左右，從井底到井口需要12 h(以HJ油藏平均水平段長度、平均井深2 100 m和φ139.7 mm油管為基礎(chǔ)計(jì)算流速為2.92 m/min)，流速過低致使井筒溫降超過25 ℃，原油黏度進(jìn)一步增大，出現(xiàn)井筒流動(dòng)性困難。

1.5 油水過渡帶附近油井未見明顯的邊水驅(qū)特征

油水過渡帶主要是構(gòu)造低部位臨近油水邊界區(qū)帶[6],受到生物降解、水洗等稠化作用嚴(yán)重，原油密度、黏度容易增大[7]；油水過渡帶分布面積廣、井網(wǎng)過稀、壓降漏斗傳遞距離遠(yuǎn)，加大了邊水侵入難度。

油田天然水驅(qū)階段末，動(dòng)態(tài)評(píng)估主力油藏HJ累積產(chǎn)油16.73×104m3，累積產(chǎn)水5.85×104m3，總壓降1.47 MPa，邊水侵入量23.26×104m3，邊水水驅(qū)指數(shù)僅0.03，提示油藏開發(fā)需補(bǔ)充地層能量。截至2019年11月底，評(píng)價(jià)分析油藏地層壓力仍呈下降趨勢，總壓降達(dá)2.18 MPa。以油藏西北部油水過渡帶內(nèi)的加密井A16H、A17H井為例，這2口井于2018年12月投產(chǎn)，初期不含水，日產(chǎn)液(油)100 m3左右，逐漸提液生產(chǎn)一年后，日產(chǎn)液160 m3，日產(chǎn)油135 m3，含水率15.0%，尚未見到明顯的邊水侵入特征。

2 地?zé)崴?qū)可行性分析

2.1 深部巨厚水層加熱效應(yīng)

EP油田位于中國南海珠江口盆地北部坳陷帶西南緣隆起斷裂帶的西側(cè)，油田范圍內(nèi)與含油砂體伴生系列巨厚水層，只要對(duì)油區(qū)開發(fā)井適當(dāng)加深鉆井，深部巨厚水層即可作為典型的水熱型地?zé)豳Y源供開發(fā)利用。開發(fā)利用巨厚水層具有以下優(yōu)點(diǎn)：①深部水層的熱焓可以提供巨大的賦能空間；②深部水層厚度大、橫向展布范圍廣、水體能量充足；③物性好、相對(duì)均質(zhì)，隔夾層不發(fā)育；④水源層與注入層地層水配伍性良好，不存在水敏、速敏和地層結(jié)垢等風(fēng)險(xiǎn)，避免造成隱性儲(chǔ)層傷害而降低水驅(qū)開發(fā)效果[8]。

綜合地球物理研究成果表明， EP油田深部巨厚水層地溫高達(dá)115 ℃，與上部主力油藏HJ存在40 ℃溫差，估算地?zé)崴串?dāng)量水油體積比達(dá)214∶1(水源層與受注層孔隙體積之比)，能量充足，可滿足油田長期地?zé)崴?qū)開發(fā)需要。

利用CMG軟件完成相關(guān)加熱效應(yīng)模擬研究，當(dāng)利用深部地?zé)崴磳蛹訜嵘喜坑筒貢r(shí)，隨著注入時(shí)間延長，受效油井的井底溫度呈爬坡式上升趨勢。從油藏溫度場變化趨勢看，距離注入井較近的油井井底溫度上升較快，隨著地?zé)崴?qū)的持續(xù)驅(qū)替，油藏受熱波及范圍由單井點(diǎn)逐漸擴(kuò)大到井組，直至最終到整個(gè)油藏(圖2)。預(yù)測至井網(wǎng)加密后采油井平均含水率98%時(shí)，累積注入地?zé)崴?.8 PV，油井連片區(qū)地層溫度場上升了21 ℃，擴(kuò)大波及效率的同時(shí)降低了地層原油黏度及剩余油飽和度，流動(dòng)性得到大幅改善。

圖2 利用深部巨厚水層加熱效應(yīng)開發(fā)不同時(shí)間點(diǎn)地層溫度場模擬圖Fig .2 Simulation map of formation temperature field at different time developed by using heating effect of deep water

2.2 自源閉式注水方式適應(yīng)性

近年來，針對(duì)東部海域HZ25油田投產(chǎn)后地層能量不足、平臺(tái)空間受限無法實(shí)施地面人工注水的難題，研發(fā)了一種原位引入鄰近水層能量的自源閉式注水技術(shù)。該工藝?yán)镁氯斯づe升設(shè)備增壓，實(shí)現(xiàn)注入壓力的靈活調(diào)節(jié)，保障注水的持續(xù)有效[9]。礦場實(shí)踐表明，該技術(shù)利用巨厚水層的天然能量，實(shí)現(xiàn)了一注多采，不僅提高了目標(biāo)油藏的地層壓力進(jìn)而實(shí)現(xiàn)了油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)目的，而且節(jié)約了地面注水設(shè)備安裝運(yùn)維及大量水處理化學(xué)助劑費(fèi)用，基本實(shí)現(xiàn)把“注水泵站”建在井筒里。

由于EP稠油油田總體開發(fā)方案未設(shè)計(jì)人工注水，也未預(yù)留對(duì)應(yīng)的平臺(tái)空間，因此解決能量不足問題依然需要采用閉式注水方式。結(jié)合地質(zhì)油藏特點(diǎn)，設(shè)計(jì)了采下注上的地?zé)崴?qū)能量補(bǔ)充井[10]，在同井中采用深層地?zé)崴从呻姖摫萌斯ぴ鰤汉?，流?jīng)特殊設(shè)計(jì)的轉(zhuǎn)向分流裝置最終注入淺層受注油層。

2.2.1自源閉式分注

1) 結(jié)構(gòu)組成。

防砂完井的井筒下部為地?zé)崴磳?，上部為受注層。通過對(duì)現(xiàn)有旁路式自源閉式注水工藝優(yōu)化設(shè)計(jì)及配套工具研發(fā)，開發(fā)出可視化無級(jí)調(diào)節(jié)的強(qiáng)采型自源閉式分層注水工藝。管柱結(jié)構(gòu)上部為常規(guī)旁路式電泵管柱，管柱結(jié)構(gòu)下部主要由雙管式油管、雙管式插入密封、雙管式配水器組成，建立采水、注水兩條獨(dú)立通道(圖3)。雙管式配水器內(nèi)置可調(diào)水嘴。

圖3 自源閉式強(qiáng)采型分層注水管柱示意圖Fig .3 Schematic diagram of Layered string with proximal down-hole water injection

2) 工藝原理。

下部水源層的采出水，通過同心雙管式油管和配套橋式雙管式配水器建立的同心雙管內(nèi)、外管環(huán)形空間的采水通道，經(jīng)過電潛泵增壓后由內(nèi)管舉升注入上部的受注油層。分層調(diào)配作業(yè)時(shí)僅需一趟電纜作業(yè)，通過地面控制器控制注水測調(diào)儀器，調(diào)節(jié)井下各注水層的雙管式配水器水嘴開度，進(jìn)而改變注水量，各注水層注水量邊測試邊調(diào)節(jié)，完成所有受注層位的配注水量實(shí)時(shí)測試并達(dá)到配注要求。

適應(yīng)井況：φ244.475 mm套管防砂完井井筒內(nèi)徑φ152.4 mm，分注層數(shù)≤4，井斜≤65°，注水量≤1 600 m3/d，工作溫度≤150 ℃，最大耐壓能力60 MPa。

3) 工藝特點(diǎn)。

受注層砂巖因膠結(jié)疏松需要防砂完井，φ244.475 mm套管防砂完井井筒內(nèi)徑達(dá)到φ152.4 mm，可建立較大的注采通道，雙管式油管、雙管式插入密封、雙管式定位密封、雙管式配水器等雙管式工具當(dāng)量過流直徑62 mm，滿足注、采流動(dòng)阻力小。上部完井管柱部分主體為人工增壓裝置電潛泵，地?zé)崴春褪茏酉鄬?duì)位置為采下注上，能滿足采下部地?zé)崴矗?jīng)過電潛泵增壓并且能滿足分層注水要求。旁路部分的雙管式邊測邊調(diào)工作筒可建立采水、注水2條獨(dú)立通道，并且測調(diào)一體化保證實(shí)時(shí)調(diào)配，層間測調(diào)互不干擾。自源閉式強(qiáng)采型分注技術(shù)整套管柱兼具水源層清井返排、產(chǎn)水能力測試、定期酸洗等多種功能。

2.2.2注水配伍性評(píng)價(jià)

1) 儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)。

儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)結(jié)果表明：速敏性呈現(xiàn)弱傷害，水敏及鹽敏則為中等偏強(qiáng)到強(qiáng)，鹽敏臨界礦化度為30 000 mg/L(圖4)，而地?zé)崴纯偟V化度為40 919 mg/L，高于臨界礦化度，因此地?zé)崴?qū)過程中不會(huì)產(chǎn)生鹽敏傷害。

圖4 儲(chǔ)層巖心鹽敏評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)曲線Fig .4 Experimental curve of salt sensitivity evaluation of reservoir core

2) 配伍性巖心實(shí)驗(yàn)。

采用巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)開展注入水巖心傷害模擬評(píng)價(jià)，結(jié)果表明，地?zé)崴此cHJ油藏地層水不同混合比例條件下，巖心傷害率均小于10%，屬弱傷害(表1)。

表1 不同混合比例儲(chǔ)層巖心傷害模擬評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 1 Experimental results of core simulation evaluation for reservoirs with different mixing ratios

2.3 井筒流動(dòng)性改善的“拐點(diǎn)”效應(yīng)

EP油田地層原油流變性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，地層原油黏度對(duì)溫度較為敏感，當(dāng)溫度從75 ℃提高到115 ℃，原油黏度由141.81 mPa·s降為35.26 mPa·s，降低了75%。參考海上不同類型稠油剪切性流變規(guī)律，結(jié)合EP地層原油流變性實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖5)，綜合分析EP稠油轉(zhuǎn)相點(diǎn)溫度為50 ℃左右，在油藏條件下(68.1～75.9 ℃)流體類型為牛頓流體，符合達(dá)西滲流規(guī)律。因此，利用地?zé)崮芸梢栽谝欢魉贄l件下保持地層原油進(jìn)入井筒后溫度>50 ℃,原油特性處于圖5“拐點(diǎn)”右邊區(qū)域，避免原油在井筒內(nèi)出現(xiàn)流動(dòng)性困難，遠(yuǎn)離溫降—增黏的惡性循環(huán)。

圖5 EP油田主力油藏HJ層地層條件下原油黏溫曲線Fig .5 Viscosity-temperature curve of crude oil of HJ reservoir in EP oilfield

2.4 井筒再造技術(shù)釋放油井產(chǎn)能

合理選擇最佳的完井方式是充分發(fā)揮油井潛力、有效開發(fā)油田的一項(xiàng)重要工作。隨著油田的開發(fā)，對(duì)產(chǎn)層巖礦組成及粒度、分選性等認(rèn)識(shí)的深入，需要有針對(duì)性地優(yōu)化和改進(jìn)下部完井方式[11]。利用二次完井技術(shù)手段，結(jié)合實(shí)際生產(chǎn)過程中出現(xiàn)的問題，采用針對(duì)性措施應(yīng)對(duì)，對(duì)防砂完井層段進(jìn)行優(yōu)化，充分考慮到擴(kuò)大射孔炮眼孔徑、增加孔道滲流面積、解除孔道周圍的壓實(shí)污染[12]等措施，并與礫石充填防砂相結(jié)合，通過二次完井井筒再造，最大程度地釋放油藏產(chǎn)能。

針對(duì)EP稠油油田生產(chǎn)井水平段非均質(zhì)性強(qiáng)儲(chǔ)層物性差、泥質(zhì)含量高、邊水驅(qū)動(dòng)地層缺少有效能量補(bǔ)充、稠油與泥砂包裹堵塞篩管等原因。從改善儲(chǔ)層滲透性、有效解除近井地帶污染、放大生產(chǎn)壓差提液等方面，提出壓裂+礫石充填防砂、后效射孔+礫石充填防砂、后效射孔+連續(xù)封隔體等二次完井井筒再造措施，力求大幅度提高油井采液指數(shù)，達(dá)到低品位稠油油藏上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的目的。

3 地?zé)崴?qū)采收率預(yù)測

采收率是衡量油氣藏開發(fā)潛力和開發(fā)水平高低的重要指標(biāo)。影響采收率的因素很多，其相互關(guān)系復(fù)雜。因開采方式和能量利用方式不同，稠油油藏采收率確定方法不同，須借助多方法從不同角度進(jìn)行分析，然后綜合確定。本文在調(diào)研國內(nèi)外大量普通稠油油藏?zé)崴?qū)開發(fā)效果的基礎(chǔ)上，運(yùn)用油藏工程動(dòng)態(tài)預(yù)測、物理模擬實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬法結(jié)合EP油田地質(zhì)油藏特點(diǎn)進(jìn)行類比，評(píng)價(jià)和預(yù)測地?zé)崴?qū)采收率。

3.1 油藏工程動(dòng)態(tài)預(yù)測

任何一個(gè)水驅(qū)砂巖油田的含水率與采出程度存在著一定的關(guān)系，而它的具體形式取決于最終采收率的大小。童憲章推導(dǎo)出含水率與采出程度之間的關(guān)系為[13]

式中：fw為含水率，小數(shù)；R為采出程度，小數(shù)；Er為采收率，小數(shù)；fwL為經(jīng)濟(jì)極限含水率，小數(shù)。

從EP油田HJ油藏采出程度-含水率相關(guān)圖版(圖6)數(shù)據(jù)點(diǎn)趨勢可以看出，隨著地?zé)崴?qū)試驗(yàn)推進(jìn)，數(shù)據(jù)點(diǎn)從小于20%到越過20%趨勢線，向25%趨勢線靠近，表明地?zé)崴?qū)方式改善了HJ油藏開發(fā)效果，使得油藏最終采收率從20%～25%區(qū)間趨近25%～30%區(qū)間，隨著地?zé)崴?qū)井組的擴(kuò)大試驗(yàn)，最終采收率預(yù)計(jì)為30%～35%?？紤]目前油田整體含水率尚低于70%，趨勢動(dòng)態(tài)預(yù)測偏保守，當(dāng)進(jìn)入中高含水階段后，隨著油田整體開發(fā)方案的調(diào)整、井網(wǎng)進(jìn)一步完善和注采結(jié)構(gòu)的優(yōu)化，最終地?zé)崴?qū)采收率將超過35%。

圖6 EP油田HJ油藏采出程度-含水率相關(guān)圖版Fig .6 Correlation chart of recovery-water cut of HJ reservoir in EP oilfield

3.2 物理模擬實(shí)驗(yàn)研究

本文利用EP油田主力油藏HJ層天然巖心及原油，在室內(nèi)開展了地?zé)崴?qū)提高稠油采收率實(shí)驗(yàn)研究，選擇A14井HJ21油藏巖心，配置地層原油，巖心飽和水采用模擬地層水，地?zé)崴?qū)選擇ZJ17水源層模擬水。具體參數(shù)見表2。

表2 EP油田地?zé)狎?qū)驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)樣品參數(shù)表Table 2 Parameters of experimental samples for oil displacement efficiency of geothermal flooding in EP oilfield

地下溫度場取20 ℃升幅間隔，模擬利用地?zé)崮軐?duì)稠油油藏的加熱效果，取75、95、115 ℃ 3個(gè)溫度場代表地?zé)崴?qū)升溫過程。物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：①隨著地?zé)崴疁囟鹊纳撸責(zé)崴?qū)較常規(guī)水驅(qū)提高采收率的幅度也隨之升高，當(dāng)溫度從75 ℃升高到115 ℃，地?zé)崴?qū)采收率提高的幅度從2.45%增大至14.72%(圖7)；②注入溫度提高40 ℃，最終驅(qū)油效率由54.12%提高到68.84%，提高了14.72個(gè)百分點(diǎn)，若取常規(guī)注水波及系數(shù)0.6，提高采收率8.83個(gè)百分點(diǎn)。

圖7 HJ油藏驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)結(jié)果(1 000 PV)Fig .7 Experimental results of displacement efficiency in HJ reservoir(1 000 PV)

3.3 數(shù)值模擬研究

主力油藏HJ地層原油黏度測試結(jié)果顯示，油藏溫度下原油黏度為140 mPa·s，屬于普通稠油油藏，適合注水開發(fā)。在地質(zhì)油藏、開發(fā)特征及開發(fā)效果評(píng)價(jià)研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果，參考油藏基本參數(shù)，建立了地?zé)崴?qū)油藏模型，優(yōu)化設(shè)計(jì)地?zé)崴?qū)整體注采調(diào)整方案。

模擬主力油藏HJ21天然水驅(qū)和地?zé)崴?qū)2種開發(fā)方式，原始地層壓力為13.52 MPa，油藏溫度為75 ℃，注水溫度為 105 ℃，水體倍數(shù)為45倍；地層巖石熱傳導(dǎo)系數(shù)為6.6×105J/(m·d·℃)，水相為5.34×104J/( m·d·℃)，油相為1.15×104J/( m·d·℃)，氣相為140 J/( m·d·℃)。

模擬計(jì)算結(jié)果表明，油藏整體采用地?zé)崴?qū)調(diào)整后，至2039年時(shí)油藏平均剩余油飽和度較常規(guī)水驅(qū)下降16.36%(圖8)，HJ油藏地?zé)崴?qū)最終采收率將達(dá)到39.40%，預(yù)測地?zé)崴?qū)比天然水驅(qū)增加可采儲(chǔ)量105.20×104m3，提高采收率13.09個(gè)百分點(diǎn)。

圖8 地下油藏剩余油飽和度場時(shí)間推移模擬圖Fig .8 Time lapse simulation of remaining oil saturation field of reservoir

4 地?zé)崴?qū)應(yīng)用效果分析

2018年3月在EP油田A14井組首次進(jìn)行了地?zé)狎?qū)試注試驗(yàn)，將A14井轉(zhuǎn)為地?zé)崴?qū)注水井(圖9)。A14井吸水能力逐漸增強(qiáng)，井區(qū)壓力得到恢復(fù)，對(duì)應(yīng)3口油井產(chǎn)量上升，其中注采井距較小的A3H井首先見效，見效時(shí)間18 d，受效后日產(chǎn)油由30 m3提高到102 m3，累增油3.17×104m3，地?zé)崴?qū)效果顯著。

2019年4月底，油田新增A20井地?zé)崴?圖9)，A14和A20 2口水井共對(duì)HJ15、HJ17、HJ21、HJ22A等4個(gè)油層進(jìn)行了能量補(bǔ)充，對(duì)應(yīng)8口油井見效，累增油6.75×104m3。自地?zé)崴?qū)現(xiàn)場試驗(yàn)開展以來，逐次開始提液上產(chǎn)，產(chǎn)量呈上升趨勢(圖10)，日產(chǎn)油能力增加387 m3，年增油14.1×104m3。截至2020年12月底，油田投入開發(fā)井21口，其中油井19口，利用地?zé)嶙⑺?口。目前油田平均日產(chǎn)液4 095 m3，日產(chǎn)油1 182 m3，綜合含水71.1%，累積產(chǎn)油137.10×104m3；日注水910 m3，累積注水77.80×104m3，累積注采比0.22(不考慮邊水侵入量)。

圖10 地?zé)崴?qū)前后油田產(chǎn)量剖面及井底流壓變化圖Fig .10 Production profile and bottomhole flowing pressure before and after geothermal flooding

地?zé)崴?qū)階段試驗(yàn)對(duì)油田開發(fā)效果的改善，總體表現(xiàn)在以下4個(gè)方面：①地層壓力水平止跌回升，油田產(chǎn)能通過提液得到釋放；②通過二次完井井筒再造，根除了井筒出砂、篩管泥堵的頻繁修井現(xiàn)象；③構(gòu)造中部的強(qiáng)化面積注水改變了油藏范圍內(nèi)地層能量動(dòng)平衡，促進(jìn)了油水過渡帶附近邊水侵入的能量利用，提高了邊水區(qū)受效井范圍和效果；④宏觀上油田正式進(jìn)入上產(chǎn)期，實(shí)現(xiàn)負(fù)遞減。

隨著礦場試驗(yàn)進(jìn)一步推進(jìn)，充分利用地?zé)崮軐?duì)海上低品位稠油油藏開發(fā)效果的改善還將逐步顯現(xiàn)，該項(xiàng)技術(shù)對(duì)原位地?zé)崮艿睦谩⒌貙釉万?qū)油效率的提高及對(duì)油藏水驅(qū)波及效率的改善具有十分重要的指導(dǎo)意義，值得海上類似低品位稠油油田高效開發(fā)借鑒。

5 結(jié)論

1) 針對(duì)EP油田低品位稠油油藏的實(shí)際生產(chǎn)問題，提出利用自有水體能量充足、配伍性良好的地?zé)崴磳?，采用自源閉式強(qiáng)化注水方式，實(shí)現(xiàn)了稠油地?zé)崴?qū)提高采收率方法。

2) 驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)溫度升高40 ℃，驅(qū)油效率提高了14.72個(gè)百分點(diǎn)；油藏?cái)?shù)值模擬研究認(rèn)為地?zé)狎?qū)提高采收率方案可行，預(yù)測主力油藏地?zé)狎?qū)采收率為39.40%，預(yù)計(jì)提高采收率13.09個(gè)百分點(diǎn)。

3) 礦場實(shí)踐證明，地?zé)崴?qū)可以有效改善海上稠油油藏水驅(qū)波及效率，提高地層原油驅(qū)油效率，解決井筒流動(dòng)性難題，改善油藏開發(fā)效果，提高油田最終采收率。