海上稠油油田热水复合增效适应性初步探索

袁玉凤，戎凯旋，李田靓，魏 鹏，张 颖，高 杰，赵心茹

（1.中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 300450；2.海洋高效开发国家重点实验室试验与分析室，天津 300450）

目前热水复合驱矿场应用少，仍处于先导实验阶段，尚未实现工业化推广，多为室内实验药剂性能评价与数值模拟研究。

（1）热水驱研究现状：2005 年薄芳等[1]、2011 年王其伟等[2]开展孤岛油田渤21 块蒸汽吞吐转热水驱开采研究，采收率提高4.00%；2013 年曲瑛新等[3]开展江桥杜66 块蒸汽（驱）吞吐转热水驱研究，采收率提高6.03%；2015 年，KIRK 等[4]开展加拿大Pelican Lake 油田水/聚驱转热水驱，采收率提升明显。此外，辽河欢喜岭油田锦99 块[5]，新疆昌吉油田吉7 井区[6]，吉林长春岭油田长109 区块[7]，深圳分公司恩平18-1 油田[8]已开展热水驱室内实验研究及数值模拟研究，采收率提高幅度明显。

（2）热水复合化学剂驱研究现状：2004 年石晓渠等[9]、2005 年张润芳等[10]、2007 年李胜彪等[11]开展河南油田B125 断块蒸汽吞吐转热水（表面活性剂）驱，采收率提高7.50%；2004 年袁士义等[12]开展锦90 块蒸汽吞吐转热水+氮气泡沫驱，采收率提高5.50%。胜利尚南油田尚10-49 块[13]、渤海南堡35-2 油田[14]、滨南稠油郑364 块[15]、辽河油田海26 块[16]开展热水复合表面活性剂室内实验研究，驱油效率提高8.0%～30.0%。孤岛油田渤21-7-19 井区、15 井区[17]、河南井楼油田L3086井[18]开展热水复合泡沫室内实验研究，驱油效率提高30.0%以上。乐安油田草四断块开展热水复合泡沫数值模拟研究[19]，采收率提高6.00%左右。

（3）热水复合气体研究现状：新疆油田九6 区[20]，埋深200 m，油层厚度4～40 m，孔隙度0.3，平均渗透率2 077 mD，开展热水复合CO2室内实验研究，驱油效率提高36.8%。

结合广大学者的研究成果，初步认为：热水驱较冷水驱可提高采收率5.00%左右，热水复合驱可在热水驱基础上进一步提高采收率约5.00%。为了更加深入的探索热水复合驱的适用条件，本文通过开展热水复合增油的主要增产机理、地质油藏参数适应性、注采参数优化等研究，初步探索热水复合驱的适用性，为海上热水复合驱的现场推广应用奠定基础，为渤海稠油油田的高效开发提供有效借鉴。

1 热水复合驱增产机理

热水复合采油技术主要以热水携带热量为基础，加入辅助化学剂/气体，充分利用化学剂/气体对原油或油藏理化性能的改变，提高驱油效率和波及体积，增强热采开发效果。

1.1 热水驱增产机理

（1）降低原油黏度（图1），改善流度比；增大油相相对渗透率、提高水驱油效率；降低残余油饱和度，减缓含水率上升。

图1 X 油田原油黏温曲线

取海上X 油田3 口井油样开展室内实验研究，研究表明：随温度的升高，油、水两相渗流区变宽，束缚水饱和度上升，残余油饱和度减小；在70～200 ℃，等渗点均＞50%，地层岩石亲水；随温度的升高，等渗点右移，由64.4%上升至76.1%，岩石亲水性变强，在水驱油过程中表现为驱油效率的提高，见图2。

图2 不同温度油水相渗曲线（X 油田X2 井）

（2）加热降界面张力机理：随着温度升高油水界面张力降低，界面膜强度减弱，更容易形成乳状液，随着含水率的增大，平均液滴个数增多，平均液滴直径增大，从而增加渗流阻力，在一定程度上堵塞高含水率的优势通道，迫使热水转向，降低热水指进，提高采收率。以X油田X4 井为例，见图3，当温度从50 ℃升高至110 ℃时，油水界面张力降幅约14%。

图3 界面张力随温度的变化曲线（X 油田X4 井）

（3）热膨胀机理：岩石的热膨胀系数为7.8×10-6/℃，远小于原油的热膨胀系数。以X 油田的X2 井为例，温度从50 ℃上升至110 ℃时，等质量原油体积增加4.026 0%、岩石体积增加0.046 8%，原油、岩石的热膨胀作用可提高地层能量，从而提高原油采收率。

（4）加热降低启动压力梯度机理：稠油油田水驱开发时，原油的流动不仅与黏度和渗透率有关，还需要考虑启动压力梯度的影响。只有当注入压力能够克服启动压力梯度时，原油才能流动。以X 油田X2 井为例（图4），确定目标区域的拐点温度大约为80 ℃，当注热温度为110 ℃时，可以大幅降低乃至消除启动压力梯度，能够有效地提高原油在地层中的流动性。

图4 X 油田X2 井稠油启动压力梯度-温度关系

1.2 热水复合化学剂增产机理

（1）复合驱油剂：驱油剂可以降低表面张力，驱油剂与热水协同作用，可以协同改变油水相渗，降低残余油饱和度，从而提高整体驱油效率，改善开发效果，见图5、图6。

图5 界面张力与驱油剂浓度的关系曲线

图6 残余油饱和度与驱油剂浓度的关系曲线

（2）复合泡沫：“堵水不堵油、堵高不堵低”，封堵大通道，扩大波及系数；泡沫剂降低油水界面张力，改善岩石表面润湿性，见图7、图8。

图7 含油饱和度与阻力因子关系曲线

图8 复合泡沫驱-双管实验

1.3 热水复合气体增产机理

热水复合气体后，由于气体在原油中的溶解能有效降低原油黏度，降低表面张力，提高驱油效率；研究表明，CO2与N2相比：CO2在原油中的溶解度明显高于N2，原油溶解CO2后体积膨胀能力更强，黏度的降幅更大，降低表面张力作用更强，增油效果更显著，烟道气增油效果介于两者之间，见图9～图11。

图9 不同温度下气体降黏效果

图10 不同压力下气体溶解度

图11 不同气体开发效果

2 热水复合驱适应性分析

2.1 模型选取

采用CMG 商业软件，选取旅A 油田1 号块典型井组为研究对象，构建机理模型，模型参数取值见表1。

表1 数值模型参数取值表

通过文献调研，热水复合驱应用案例主要关键影响参数范围：渗透率600～5 000 mD、厚度3～21 m、孔隙度21%～37%、黏度95～5 000 mPa·s；结合文献调研与海上油田热水驱潜力区块地质油藏参数范围，本次参数适应性研究关键参数取值范围：渗透率1 000～6 500 mD、厚度6～50 m、孔隙度25%～35%、黏度100～460 mPa·s，在此基础上开展注采参数优化研究。

2.2 关键油藏参数适应性研究-黏度

随黏度增大，热水复合驱采收率增幅呈先增后降的趋势，黏度在150～1 000 mPa·s 采收率增幅4.26%～8.76%；黏度太小，冷采效果较好，热水增效不明显；黏度太大，热水因携热量小增效能力有限，需采用注蒸汽开发；初步认为黏度在150～1 000 mPa·s 适合热水驱开发，见图12。

图12 热水复合驱-黏度与采收率的关系曲线

2.3 关键油藏参数适应性研究-储层厚度

储层厚度3～40 m，单井累产油增幅（0.13～7.90）×104m3；采收率增幅1.00%～6.90%；初步探索认为储层厚度大于5 m 适合热水驱开发，见图13、图14。

图13 储层厚度与单井累产油的关系曲线

图14 储层厚度与采收率的关系曲线

2.4 关键油藏参数适应性研究-渗透率

渗透率过低，波及范围小，热作用有限，增幅相对较小；热水驱采收率增幅与渗透率呈正相关，1 000～7 000 mD 热水驱增油效果差异不明显。初步探索认为渗透率大于1 000 mD 适合热水驱开发，见图15。

图15 渗透率与采收率的关系曲线

2.5 注入参数优化-注入温度

注热水温度，满足工程要求的条件下，温度越高越好（图16）；注热温度应结合目标油品性质、经济性、现场条件等综合考虑。

图16 注入温度优化

2.6 注入参数优化-注入时机

注入时机研究：越早注热水越好（图17），这是因为注入的热量加热地层中存水的损失增大，热利用率降低。随着注入时机的延后，采收率逐渐降低，60%含水率以后，下降的更快，单位热焓利用率对应的采出程度更低。

图17 注入时机优化

2.7 注入参数优化-注入介质

采用热水复合增效技术可在冷水的基础上提高采收率5.00%～10.00%，由于X 油田长期水驱开采，优势通道发育，在注热前辅助凝胶前置段塞，封堵大孔道，增大波及范围与热能利用率，开采效果明显提高，数值模拟研究表明：热水+凝胶+多元气体+泡沫采收率较冷水的基础上提高10.10%，较热水提高5.10%，大幅度改善了开发效果，认为是最佳注入介质，见表2。

表2 注入介质优选

3 结语

（1）热水复合驱研究现状调研表明：热水驱较冷水驱可提高采收率5.00%左右，热水复合驱采收率可在热水驱基础上进一步提高约5.00%；

（2）数值模拟研究初步认为：黏度150～1 000 mPa·s、储层厚度大于5 m、渗透率大于1 000 mD 的油田适合热水驱开发；

（3）在满足工程要求的条件下，注入温度越高越好，注入时机越早越好；热水+凝胶+多元气体+泡沫采收率较冷水的基础上提高10.10%，较热水提高5.10%，为最优注入介质。