涂志勇，謝明英，馮沙沙，衛(wèi)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(dǎo)距離遠(yuǎn)，邊水能量供應(yīng)不及時(shí)，高部位井初期產(chǎn)量較高但遞減快，穩(wěn)定產(chǎn)量低，需注水補(bǔ)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(yōu)點(diǎn)，采用自源閉式助流注水方式[2-3]實(shí)施地?zé)嶙⑺?，單井提液能力大大增加，取得非常好的效果?/p>

國內(nèi)外許多學(xué)者在稠油注熱提高采收率機(jī)理進(jìn)行大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究[4-8]，主要集中在溫度對(duì)黏度、相對(duì)滲透率曲線影響。關(guān)于熱水驅(qū)成功開發(fā)的報(bào)道側(cè)重于稠油熱采適應(yīng)性相關(guān)研究[9-12]。本文基于稠油注熱實(shí)驗(yàn)，考慮圍巖熱損失下的數(shù)值模擬和礦場實(shí)踐，分析地?zé)崴?qū)油提高采收率機(jī)理，評(píng)估地?zé)崴绊懛秶?，為后續(xù)稠油油藏開發(fā)策略及調(diào)整提供指導(dǎo)。

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(gòu)造平緩，地層傾角為1°；儲(chǔ)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(shù)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(qū)動(dòng)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(dá)110.0 ℃。

該油藏初期利用天然能量開發(fā)，高部位油井產(chǎn)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(qū)評(píng)價(jià)和開發(fā)調(diào)整后[13]，高部位實(shí)施注地?zé)崴?，油區(qū)壓力得到恢復(fù)。

2 地?zé)崴?qū)稠油滲流機(jī)理

注地?zé)崴搜a(bǔ)充開發(fā)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(duì)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(shù)和驅(qū)油效率，最終提高采收率。本文根據(jù)目標(biāo)油藏巖心和流體數(shù)據(jù)開展地?zé)崴?qū)稠油滲流實(shí)驗(yàn)分析。

2.1 地?zé)崴疁貙?duì)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(shí)驗(yàn)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(jìn)防止水竄，提高波及系數(shù)，從而提高采收率。

圖1 原油黏度隨溫度變化實(shí)驗(yàn)

2.2 地?zé)崴?qū)對(duì)相滲曲線和驅(qū)油效率的影響

參照SY/T 6315—2017《稠油油藏高溫相對(duì)滲透率及驅(qū)油效率測定方法》，注入溫度在73.0～105.0 ℃時(shí)，對(duì)E 油藏兩個(gè)滲透率級(jí)別巖心的相滲曲線和驅(qū)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(qū)油效率數(shù)據(jù)

從表1 實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出：（1）隨著溫度升高，不同滲透率級(jí)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(qū)間變寬，最大水相相對(duì)滲透率升高；（2）驅(qū)替倍數(shù)30 PV 時(shí)，溫度從73.0 ℃提高到105.0 ℃，驅(qū)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(dòng)能力的主導(dǎo)因素。而稠油中瀝青、膠質(zhì)等極性物質(zhì)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(dòng)變得較為容易，導(dǎo)致對(duì)油的相對(duì)滲透率增加，對(duì)水的相對(duì)滲透率降低，束縛水飽和度增加，殘余油飽和度降低。因此，地?zé)崴?qū)較常規(guī)水驅(qū)推進(jìn)更均勻，擴(kuò)大波及系數(shù)，提高驅(qū)油效率，改善驅(qū)油效果。

3 考慮圍巖熱損失地?zé)崴?qū)效果分析

基于巖心實(shí)驗(yàn)可知，地?zé)崴?qū)稠油在巖心尺度上可以較大幅度提高油藏采收率。而實(shí)際油藏中隨著注水進(jìn)行，水驅(qū)前沿不斷與周圍地層發(fā)生熱交換而溫度降低，熱損失速度與圍巖性質(zhì)、流體性質(zhì)、注水速率等有關(guān)，研究地?zé)崴畬?duì)注采井組的熱影響半徑才是油藏真正能通過地?zé)崴岣卟墒章实牟糠帧?/p>

3.1 地?zé)崴?qū)模型

研究區(qū)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(jiān)測A14 注入溫度穩(wěn)定在105.0 ℃。采用斯倫貝謝THERMAL 模擬器，平面網(wǎng)格50 m×50 m，縱向0.5 米/層。砂巖密度2.2 g/cm3，導(dǎo)熱系數(shù)298 kJ/（m·d·K），體積熱容2 430 kJ/（m3·K）。考慮注入地?zé)崴蛩闹軘U(kuò)散損失，定義圍巖的熱傳導(dǎo)和熱容參數(shù)與注采井間砂巖相同，砂巖既導(dǎo)流又傳熱，上下圍巖只導(dǎo)熱不傳質(zhì)，見圖2。

圖2 注采井組導(dǎo)流傳熱示意圖

采用400 mD 級(jí)別巖心在不同溫度條件下的相滲實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（表1）模擬熱交換過程中油藏網(wǎng)格相滲端點(diǎn)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?zé)崴?qū)效果

3.2.1 注地?zé)崴鬁囟群蛪毫ψ兓?guī)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(guī)律。當(dāng)水驅(qū)前緣剛到達(dá)采油井時(shí)（圖3a），地層壓力已經(jīng)快速傳導(dǎo)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(fā)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(qū)范圍內(nèi)含油飽和度下降而逐步降低，沿程溫度較初期波及更遠(yuǎn)，影響半徑可達(dá)350 m，但生產(chǎn)井底溫度無明顯變化。

圖3 注地?zé)崴疁囟?、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(shí)間的變化（圖4）。在稠油油藏注水開發(fā)早期，距離注水井50～150 m 范圍內(nèi)溫度影響明顯，該范圍內(nèi)的采收率提高作用顯著，油藏驅(qū)油機(jī)理以注水保壓驅(qū)油為主，地?zé)崴?qū)影響范圍??；到開發(fā)后期，隨著注入溫度波及范圍擴(kuò)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?zé)崴?qū)對(duì)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(duì)地?zé)崴?qū)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(jì)注入量（31.8×104m3）條件下，隨著注入速度增加，生產(chǎn)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(jìn)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(duì)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(chǎn)污水，各有優(yōu)缺點(diǎn)。納濾海水，工藝簡單，過濾即可，地層污染小，但投資較大；生產(chǎn)污水，配伍性好，減少排海污染，但地面處理工藝復(fù)雜，投資大；深層水源井，天然高溫地?zé)?，無外排且配伍性好，缺點(diǎn)是需占用平臺(tái)有限井槽作為水源井。結(jié)合海上油田開發(fā)實(shí)際情況，評(píng)估注地?zé)崴?05.0 ℃）、生產(chǎn)水回注（73.0 ℃）、注海水（20.0 ℃）三種注入溫度對(duì)稠油開發(fā)效果的影響（圖5）。在相同壓差條件，注高溫地?zé)崴苡行Ы档偷貙釉宛ざ葟亩岣卟捎退俣?，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(nèi)殘余油飽和度增大，導(dǎo)致采收率下降6.2%。因此，無論考慮注熱開發(fā)效果，還是海上平臺(tái)空間、經(jīng)濟(jì)性等方面，注地?zé)崴m合海上稠油開發(fā)。

圖5 不同注入溫度對(duì)采收率影響

4 地?zé)崴?qū)應(yīng)用效果

E 油藏A14 井注地?zé)崴?8 d 后，采油井A3H 日產(chǎn)油從30 m3快速增加并穩(wěn)定在110 m3左右。A14 井吸水指數(shù)從14 m3/（d·MPa）逐步提高到36 m3/（d·MPa），見圖6。分析認(rèn)為注地?zé)崴笠环矫娴貙映碛宛ざ冉档?，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(dǎo)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(chǎn)油和A14 井吸水指數(shù)隨時(shí)間變化

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

圖7 注地?zé)崴笥筒貕毫ο禂?shù)隨時(shí)間變化

5 結(jié)論和認(rèn)識(shí)

（1）基于實(shí)驗(yàn)分析，注地?zé)崴档蜌堄嘤惋柡投?.24%～8.22%，驅(qū)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?zé)崴笤缙谒?qū)前沿與圍巖發(fā)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(qū)油為主。進(jìn)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?zé)崴軌蛱岣卟墒章?.8%，而注海水導(dǎo)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(shù)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(wǎng)完善，油藏壓力系數(shù)逐年上升，產(chǎn)量持續(xù)增加，預(yù)測采收率達(dá)到40.0%。