安塞油田塞160区热水驱先导试验研究

杨 文，康 帅，李国营，王新锋

（中国石油长庆油田公司第一采油厂，陕西西安 716000）

安塞油田塞160区热水驱先导试验研究

杨 文，康 帅，李国营，王新锋

（中国石油长庆油田公司第一采油厂，陕西西安 716000）

通过借鉴国内外低渗轻质油藏热采的成功经验，结合安塞特低渗油藏常规注水的开发实践，选取原油含蜡量高、埋藏相对较浅的塞160区为试验区块，从注采参数、注入工艺及地面流程设计等方面进行了系统研究，成功地开展了热水驱先导试验。试验结果显示，热水驱试验井组取得了明显的增油效果，热水驱技术为安塞特低渗油藏提高单井产能、建立有效驱替系统开创了新的应用领域。

安塞油田；塞160区；低渗轻质油藏；热水驱；递减率

1 储层特征及开发现状

安塞油田塞160区主要开采层位为长611-2，粒间孔和溶蚀孔隙较发育，储层平均渗透率1.77×10-3μm2，油藏埋深1 100～1 300 m，平均油层厚度18.8 m，平均孔隙度14.0%，地层原油粘度1.9 mPa·s，地面原油粘度3.84 mPa·s，原始气油比79.3 m3／t，原油凝固点19℃，含蜡量12.5%～22%。

常规注水为安塞特低渗透油田开发的主体技术，但在提高单井产能和提高最终采收率方面的作用不明显。为此，基于安塞油田塞160区原油含蜡量高、埋藏相对较浅等特点，决定在该区块开展热水驱油试验研究。热水驱是一种热水与冷水非混相驱替原油的驱替过程［1-2］。针对稀油油藏，其主要机理表现在降低油水两相的界面张力，扩大水驱波及范围及纵向动用程度。

2 热水驱可行性静态实验

（1）原油体积膨胀率与温度关系。考察升温过程中长6层原油的热膨胀作用。从原油密温曲线上可以看到（图1），原油密度随温度的增加而减小，原油体积膨胀率为1%／10℃。

（2）油水两相渗透率与温度关系。随着注入水温度的升高，油水两相界面张力降低。考察不同温度条件下油水两相渗透率变化情况［3］，由图2可看出，随温度升高，油相渗透率增大。由图3可看出，随着温度的升高，油水两相渗流区变宽，见水时间加快。残余油饱和度下的油相渗透率升高，油水等渗点向右移动，润湿性向水湿方向转变，这些均有利于水驱油效率的提高。

图1 长6原油密温曲线

图2 不同温度下油相渗透率曲线

（3）原油粘度与温度关系。从原油粘温曲线可看出（图4），地层原油粘度随着温度的升高，粘度降低，且温度升高到一定数值粘度不再发生变化。通过观察温度与原油体积膨胀率、相渗曲线和粘度的关系得知：温度升高，有利于提高原油流动性及最终采收率，此外，利用油田丰富的伴生气资源，可降低热水驱实施成本。

图4 长6原油粘温曲线

3 热水驱矿场试验

3.1 试验选井

在塞160区选择以孔隙渗流为主的王29-014井组开展注热水驱试验。采用菱形反九点面积井网300 m×180 m，该井组于2001年3月转注，注水层位是长611-2，日注水20 m3，注水压力8.8 MPa，对应油井8口，开井8口，平均单井日产油2.30 t，综合含水54.2%。对应油层较厚，物性相对较好，常温注水效果较好（图5）。

图5 王29-014井组开采现状图

3.2 注入参数设计

3.2.1注入温度

利用CMG软件模拟，井深1 700 m采用环空注氮隔热，井口注入温度100℃下，不同注入速度时的井底温度见表1。从中可知，地面注入100℃的热水，经过保温措施，到达1 700 m井深时的温度仍能保持在80℃左右。因此，确定现场试验井口注入温度为100℃。

表1 注入速度与井底温度关系

3.2.2注采比

根据该区块的实际情况，开展注采比为1.0、1.1、1.2、1.3、1.4、1.5等情况的数值模拟研究，当注采比达到1.3时，采收率达到最大（图6）。考虑到应选择热水温度为120℃，注热水井底温度为80℃的情况，注采比应选择为1.2。

图6 采注比与采收率关系曲线

3.2.3注入速度

根据注入速度与井底温度保持关系（表1），按照注采比1.2计算，确定王29-014井的日注水量为25 m3。

3.3 注入工艺

（1）注入井口。注入介质为高温水，要求注入井口要耐高温耐高压。由于注入井口处在持续高温高压下，考虑安全性和注入井的气密性，选用35 MPa的高压注气井口，井口全部配套25 MPa高温压力表和温度计，井口设置隔热围栏。

（2）注入管柱。①管柱设计：尾管＋注水滑套＋高温注水封隔器（K341）＋反洗井器＋温、压测试工作筒＋扶正器＋涂料油管＋油管挂。②油管选择：考虑其密封性及抗内压、抗滑扣强度要求，经强度校核，管柱采用外径73 mm（J55钢级、5.51 mm壁厚）气密封性扣油管，并采用CQFF03防腐油管。

（3）隔热工艺。油套环空采用氮气进行隔热，为平衡封隔器压力，增加氮气密度提高隔热效果，隔热套压为5 MPa。

3.4地面工艺

已建系统的仪表适应温度≤80℃，阀门使用温度≤121℃，为充分利用现有资源，并考虑现场实际运行情况，决定采用先加压后升温的工艺，在配水阀组后，将注入水升温至100℃。

在王29-014井场，采用350 k W的相变注水加热炉进行加温，为达到井口注入温度100℃的要求，考虑管线的温降损失，换热后，出水温度不低于101.03℃，因此，换热后出水温度按105℃考虑，加热前水温按照冬季5℃、夏季20℃，分别进行升温热负荷计算（表2）。

表2 高温热水换热参数计算

3.5 试验效果

热水注入后，井组日产液和日产油上升，递减率由5.45%下降至-9.6%。对应油井平均单井日增油0.8 t，累计增油239.3 t，对应7口油井中有6口见效，且见效期长（图7）。

图7 王29-014井组注采动态变化曲线

4 认识与建议

（1）在对热水驱注入参数、注入工艺和地面流程等关键技术的实验的基础上，在塞160区开展的矿场试验初步取得成功。

（2）为防止高温状态下注入水结垢问题，有必要开展耐高温防垢剂的筛选与研发工作，同时应开展注热水后井底温度、压力的变化规律等研究，指导后期热水驱工艺技术的优化调整。

（3）为形成适合特低渗透油藏提高采收率的热采配套技术，应在安塞油田推广应用热水驱技术。

［1］ 吕广忠，陆先亮.热水驱驱油机理研究［J］.新疆石油学院学报，2004，16（4）：37-40.

［2］ 高博，覃青松.齐40块蒸汽驱试验区井组开发后期转热水驱研究与应用［J］.石油地质与工程，2011，25（1）：86-89.

［3］ 李军营，康义逵.河南油田泌125区热水驱技术可行性研究［J］.西部探矿工程，2005，（6）：73-74.

TE357.4

A

1673-8217（2012）06-0117-03

2012-06-30；改回日期：2012-08-30

杨文，工程师，硕士，1984年生，2005年毕业于西南石油大学，现主要从事油田注水工艺与技术研究工作。

刘洪树