阿拉新阿A区块浅薄层稠油油藏热水驱开发效果研究

(中石油大庆油田有限责任公司第九采油厂，黑龙江 大庆 163853)

周志军

(东北石油大学石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

阿拉新阿A区块采用200m×200m直井、水平井联合布井方式投入开发。开采目的层为SⅠ1层(即萨尔图Ⅰ号油层组1号小层)，砂岩厚度为4.0m，有效厚度为3.1m。原油密度0.9263g/cm3，原始地层压力为8.16MPa，原始地层温度35.6℃，该地层条件下脱气后原油黏度为1400mPa·s，根据稠油分类标准判别为普通稠油。A区块构造低部位发育边水，油水过渡带位于北东方向构造线-630m附近，2011年底投入开发，初期依靠天然能量开采，2015年7月全面热水驱开发。

目前，国内外较为成熟的稠油开采方式有多种，主要有热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层及SAGD等，其中最为常见的为先期蒸汽吞吐、后期转入蒸汽驱或热水驱，但针对油层厚度薄的油藏，该方式单井产量较低，经济效益较差[1,2]。目前，浅薄稠油油藏热水驱开发方式正处于现场试验阶段，关于热水驱开发机理及成功经验的理论研究和试验成果很少。为有效动用浅薄层稠油油藏，笔者调研国内浅薄层稠油油藏热水驱适应性相关研究[3～7]，并开展浅薄层稠油油藏阿拉新阿A区块现场试验。针对阿拉新阿A区块，进行了室内岩心物模试验，同时依靠数值模拟技术，对热水驱驱油机理有了一定程度的掌握，并进行了注入方式及注采参数的优化。

1 稠油油藏热水驱开发驱油机理

稠油油藏热水驱开发驱油机理主要体现在3个方面：一是利用原油黏度随温度的升高而大幅下降来增加驱油效率；二是利用储层岩石孔隙中的原油随着热水的注入会受热膨胀，随之产生驱油的效果以此来提高驱油效率；三是随着热水的注入，使油层温度升高以改变岩石孔隙内表面的极性物质吸附性，岩石的润湿性逐步转向亲水性，最终增加束缚水饱和度，降低残余油饱和度，这样来提高驱油效率[9～11]。

为了进一步了解热水驱开发的驱油机理，笔者开展了阿拉新阿A区块不同温度下的相对渗透率曲线测定。选用阿拉新阿A区块1块天然岩心，切割成3块(见表1)，测试30、60、90℃温度下的相对渗透率曲线，结果见图1。由图1可见，随着温度的升高，相渗曲线向右偏移，两相区跨度变宽，亲水性增强，束缚水饱和度升高，见水时间延迟，残余油饱和度降低，驱油效率得以提高。

表1 天然岩心参数表

注：Kro、Krw分别为油相、水相相对渗透率；fw为含水率；Sw为含水饱和度。图1 不同热水驱温度下的油水相对渗透率曲线

2 稠油油藏热水驱合理开发方式确定

根据稠油油藏注热水热采筛选标准[8]，阿拉新阿A区块各项参数均达到技术指标，详见表2。

对于阿A区块，地层温度为35.6℃，当注入温度大于地层温度后，温度对油水相渗曲线影响变大，两相区明显扩大，因此，注入热水有利于两相区扩大，驱油效率显著增加。

综合分析热水驱驱油机理，结合区块储层发育特点，明确了阿拉新阿A区块适合热水驱方式开采。

表2 稠油油藏热采方式筛选标准表

3 热水驱注采参数优化

按照“利用天然能量，提高驱油效率，预防注水突进，平衡注采关系”的原则，对热水驱注采参数进行了优化。

3.1 注入温度优化

取阿拉新阿A区块2块不同渗透率的天然岩心，开展不同温度下驱油效率的室内对比试验，结果见图2。由图2可见，随着温度的升高，驱油效率增大，在80℃时出现拐点，随后当温度升高到100℃后，驱油效率的升高趋势减小。因此，最佳注入温度应为80℃。

图2 不同渗透率天然岩心驱油效率随温度的变化曲线

图3 不同转注时机对应采收率图

图4 不同注入速度对应采收率图

图5 注采比与采收率变化关系图

3.2 注入时机优选

应用地质建模软件Petrel和数值模拟软件CMG精细构建热水驱油藏模型。阿拉新阿A区块地质建模面积为13.5km2，纵向上网格步长小于0.5m，网格总数152×224×82=2791936。在建立好地质模型后，应用CMG中的热采模块(STARS模块)对阿拉新阿A区块进行数值模拟，网格大小为20m×20m。为充分体现层间差异，垂向上将SⅠ1层(厚度3.1m)分成3个模拟层，网格总数为131×214×3=84102。

因为区块边水发育，所以为了充分利用天然能量，共设计了5种不同注水时机(超前注水、同步注水(含水率50%)、含水率分别为60%、70%和80%时注80℃热水)进行数值模拟，结果见图3。由图3可知，当含水率达到60%时转注热水的开发效果较好，采收率达到了26.11%。

3.3 注入速度优化

为保证加热前均匀推进，预防注水突进，共设计了3种注入速度，即单井注入速度分别为10、15、20m3/d进行数值模拟研究，结果见图4。由图4可见，当注入速度为15m3/d时，采收率最高，开发效果最好。因此，确定注入速度为15m3/d。

3.4 注采比优化

为了研究注采比对采收率的影响，共设计了6种不同注采比(0.8、0.95、1、1.1、1.3、1.5)来进行数值模拟预测，结果见图5。由图5可见，采收率在注采比为0.95时达到最高，为29.89%，开发效果最好。因此，确定最佳注采比为0.95。

4 热水驱开发效果

4.1 地层压力上升，注水井温度场逐步扩大

从地层压力场(见图6)变化来看，转注前区块中部的低含水井，由于依靠天然能量开发，无能量补充，造成地层压力较低，仅为2.1MPa；而区块边部受边水影响的高含水井，由于有能量补充，地层压力维持在7.3MPa。实行热水驱开发后，受效井地层压力达到了10.0MPa，比原始地层压力(8.16MPa)高1.84MPa，保持了较高的水平。

从注水井温度场(见图7)变化来看，依据数值模拟技术模拟跟踪注热水开发后注水井温度场的变化情况，注水井平均温度由转注前的39.2℃上升到目前的48.9℃，温度场平均半径达到70.6m，说明注热水开发后，各注水井温度场逐步扩大，能够有效降低原油黏度，充分利用了黏温效应，效果较好。

图6 阿拉新阿A区块压力场图

图7 阿拉新阿A区块注入井温度场图

4.2 受效井比例高，增油效果明显

区块注水开发后，共有受效井12口，占正常生产油井(16口)的75%，受效比例较高，平均受效时间216d，与受效前相比，受效井日产液量上升26.2t，日产油量上升5.1t，综合含水率上升25.3个百分点，平均动液面上升214m，累积增油5640t，说明现井网井距和热水驱开发方式可以实现区块有效动用。

4.3 产量递减速度得到有效控制

注水开发后，区块日产油量由14.7t上升到20.7t，递减速度每月由依靠天然能量开采时的3.0%下降至注水开发后的-0.2%(负值代表产量上升，没有递减)。同时，区块采出程度达到7.2%，从数值模拟历史跟踪拟合结果分析，含油饱和度由初期的65%下降到目前的49%(见图8)。

图8 阿拉新阿A区块含油饱和度图

4.4 含水上升速度得到有效控制

由于区块边水发育且能量较为充足，初期依靠天然能量开采时综合含水率上升速度较快，每月平均1.2%。为此，一是依靠内部注水来抑制边水推进速度；二是合理控制构造边部中、低含水井生产压差来控制含水上升速度。根据临界井底流压公式，计算出构造低部位井生产压差应保持在1.4～2.6MPa，平均动液面控制在200～400m。

通过上述措施区块注水开发后，综合含水率上升速度每月由依靠天然能量开采时的1.2%下降至注水后的-0.3%，见到了较好效果。

5 结论

1)天然岩心热水驱替试验结果表明，热水驱能够有效提高浅薄层稠油驱油效率。结合阿拉新阿A区块储层发育特点，阿拉新阿A区块适合热水驱方式开采。

2)根据所做的室内试验和数值模拟技术研究结果可以确定，阿拉新阿A区块在实行热水驱开发时，注入温度为80℃、注入时机为含水率达到60%、注入速度为15m3/d、注采比为0.95时，区块采收率最高，开发效果最好。

3)阿拉新阿A区块热水驱现场试验结果表明，热水驱开发后地层压力上升，注水井温度场逐步扩大；受效井比例高，增油效果明显；产量递减速度和含水上升速度得到有效控制，区块开发效果较好。