海上稠油地热水驱提高采收率矿场实践*<br/>——以珠江口盆地EP油田HJ油藏为例

海上稠油地热水驱提高采收率矿场实践*
——以珠江口盆地EP油田HJ油藏为例

2021-02-23邹信波王中华程心平匡腊梅王海宁李勇锋

中国海上油气 2021年1期

李锋邹信波王中华杨光程心平匡腊梅段铮王海宁李勇锋

(1. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司广东深圳 518067； 2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司天津 300452；3. 南方科技大学广东深圳 518055)

我国海上稠油储量丰富，但开发面临较大挑战[1]。陆上稠油油田，采用蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采方式[2]可以实现经济有效的开发；对于海上稠油油田而言，热采注热站在平台上占地大，注采一体化管柱尚待技术攻关，同时高温环境还会带来结垢风险等，因此，现阶段海上油田尚无法工业化应用蒸汽吞吐或蒸汽驱，需因地制宜攻关稠油提高采收率技术。稠油开采的技术关键是加热降黏，而含油气盆地中存在丰富的地下热水，如何高效利用油区地热水资源是油田地热研究的一项重要工作[3]。中国南海珠江口盆地已开发的海上油田，地下除发育大量海相砂岩边、底水油藏外，纵向上还共生系列巨厚水层，稠油油藏与深部水层层系间的温差提供了丰富的地热资源，为利用地热能开采海上稠油以及探索地热水驱提高采收率提供了有利条件。

1 面临的问题

EP油田为三角洲前缘沉积背景下的低幅度断背斜构造，储层胶结疏松，其中HJ组、ZJ组内发育厚薄不均的多套油层，含油砂体内多发育泥质条带，油层非均质性强，变异系数为0.7～2.4，突进系数为1.3～3.0，平均孔隙度为24.9%，渗透率为148.5 mD，为中—高孔、中渗储层；地层平均有效厚度为2.0 m，泥质含量为2.6%～24.6%，平均16.2%，地层原油黏度为111.18～277.77 mPa·s，单层厚度薄、泥质含量高、储层横向变化快，属典型低品位稠油油藏[4]。油藏构造主体东部及南部受断层遮挡，北部、西北方向存在半开放式水体，制订整体开发方案时，分析认为地层天然能量充足，无需人工注水。

油田于2016年9月投产，按开发方案实施要求利用天然能量开发，投产后产量递减快，地层压力下降快，开发效果未达方案预期，开发过程中存在以下几方面问题。

1.1 油井产能低，井口温度低

EP油田主力油藏HJ整体开发方案设计5口采油井，无人工注水井，单井初始产能238 m3/d，预测投产前3年采油速度保持在5%左右，开采周期18 a，最终采收率29.8%。实际投产后，5口采油井初期产能平均130 m3/d，油田建产后产量快速递减，年自然递减率40%左右，生产18个月后单井产能下降为60 m3/d，油藏产量从高峰时424 m3/d降至293 m3/d，且随着产油量降低井口温度呈下降趋势，井口温度仅50 ℃左右，低流速造成井筒沿程温度降幅超过20 ℃，形成“供液不足井筒流速变慢—流速降低后温降加大—井液温降后流动性变差—黏度增大后流速更慢”的恶性循环。

1.2 地层压力下降快，提液上产困难

油田投产一年后，压力恢复试井及新钻井随钻测压结果表明，HJ油藏地层压力下降了1.67～2.18 MPa；台风关停期间地层静压数据显示：即使在单井产液水平不足79.5 m3/d的开采状况下，投产一年地层压力下降幅度高达16.12%，地层压力保持水平不足84%。因地层亏空单井产液量下降，最低单井产液量仅为39 m3/d。油藏动态分析结果表明，每采出1%原始原油地质储量(OOIP)，地层压力下降1.35 MPa，构造高部位地层压力亏空高达20%；地层能量不足是油田产量下降的主因，地层压力水平难以支撑提液上产。

1.3 油井出砂、筛管泥堵，造成频繁洗井、冲砂、修井作业

EP油田整体开发方案实施的13口井全部采取简易防砂措施，其中12口水平井为裸眼完井，下部完井采用优质筛管防砂+ICD控水管柱；1口定向井采用φ244.475 mm套管射孔完井。

油田投产后定向井仅5个月即有出砂迹象，该井自2016年9月投产至2017年2月，先后经历了酸化、修井、冲砂等3次作业。进行冲洗解堵的冲砂过程中连续油管捞砂(图1a)可以看出，油井泥质及细粉砂的产出较多，出砂严重。生产同层位的水平井(相距428 m)原油取样分离显示含砂量为0.2%(图1b)，表明EP油田的泥质及黏土矿物含量相对较高，筛管存在堵塞，导致产能下降迅速。

图1 EP油田油井出泥、砂连续油管捞砂及井口取样证据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，越呈现出井筒流动性困难的典型特征

由于地层温度较高，原油在油藏条件下具有较好的流动性，但在进入井筒后向井口流动的过程中，随着井筒温度的降低和原油热量的散失，流体的黏度增大，并逐渐出现流动性困难，使得油井无法正常生产。稠油油藏油井含水率对产出液温度的影响表现在：含水率越高，产出液温度就越高，流体黏度降低也越利于油井生产；反之，油井的含水率越低，井筒流动性就越困难[5]。

天然水驱阶段，主力油藏HJ生产井若以日产液47.7 m3生产，含水率6.5%左右，从井底到井口需要12 h(以HJ油藏平均水平段长度、平均井深2 100 m和φ139.7 mm油管为基础计算流速为2.92 m/min)，流速过低致使井筒温降超过25 ℃，原油黏度进一步增大，出现井筒流动性困难。

1.5 油水过渡带附近油井未见明显的边水驱特征

油水过渡带主要是构造低部位临近油水边界区带[6],受到生物降解、水洗等稠化作用严重，原油密度、黏度容易增大[7]；油水过渡带分布面积广、井网过稀、压降漏斗传递距离远，加大了边水侵入难度。

油田天然水驱阶段末，动态评估主力油藏HJ累积产油16.73×104m3，累积产水5.85×104m3，总压降1.47 MPa，边水侵入量23.26×104m3，边水水驱指数仅0.03，提示油藏开发需补充地层能量。截至2019年11月底，评价分析油藏地层压力仍呈下降趋势，总压降达2.18 MPa。以油藏西北部油水过渡带内的加密井A16H、A17H井为例，这2口井于2018年12月投产，初期不含水，日产液(油)100 m3左右，逐渐提液生产一年后，日产液160 m3，日产油135 m3，含水率15.0%，尚未见到明显的边水侵入特征。

2 地热水驱可行性分析

2.1 深部巨厚水层加热效应

EP油田位于中国南海珠江口盆地北部坳陷带西南缘隆起断裂带的西侧，油田范围内与含油砂体伴生系列巨厚水层，只要对油区开发井适当加深钻井，深部巨厚水层即可作为典型的水热型地热资源供开发利用。开发利用巨厚水层具有以下优点：①深部水层的热焓可以提供巨大的赋能空间；②深部水层厚度大、横向展布范围广、水体能量充足；③物性好、相对均质，隔夹层不发育；④水源层与注入层地层水配伍性良好，不存在水敏、速敏和地层结垢等风险，避免造成隐性储层伤害而降低水驱开发效果[8]。

综合地球物理研究成果表明， EP油田深部巨厚水层地温高达115 ℃，与上部主力油藏HJ存在40 ℃温差，估算地热水源当量水油体积比达214∶1(水源层与受注层孔隙体积之比)，能量充足，可满足油田长期地热水驱开发需要。

利用CMG软件完成相关加热效应模拟研究，当利用深部地热水源层加热上部油藏时，随着注入时间延长，受效油井的井底温度呈爬坡式上升趋势。从油藏温度场变化趋势看，距离注入井较近的油井井底温度上升较快，随着地热水驱的持续驱替，油藏受热波及范围由单井点逐渐扩大到井组，直至最终到整个油藏(图2)。预测至井网加密后采油井平均含水率98%时，累积注入地热水3.8 PV，油井连片区地层温度场上升了21 ℃，扩大波及效率的同时降低了地层原油黏度及剩余油饱和度，流动性得到大幅改善。

图2 利用深部巨厚水层加热效应开发不同时间点地层温度场模拟图Fig .2 Simulation map of formation temperature field at different time developed by using heating effect of deep water

2.2 自源闭式注水方式适应性

近年来，针对东部海域HZ25油田投产后地层能量不足、平台空间受限无法实施地面人工注水的难题，研发了一种原位引入邻近水层能量的自源闭式注水技术。该工艺利用井下人工举升设备增压，实现注入压力的灵活调节，保障注水的持续有效[9]。矿场实践表明，该技术利用巨厚水层的天然能量，实现了一注多采，不仅提高了目标油藏的地层压力进而实现了油田稳产上产目的，而且节约了地面注水设备安装运维及大量水处理化学助剂费用，基本实现把“注水泵站”建在井筒里。

由于EP稠油油田总体开发方案未设计人工注水，也未预留对应的平台空间，因此解决能量不足问题依然需要采用闭式注水方式。结合地质油藏特点，设计了采下注上的地热水驱能量补充井[10]，在同井中采用深层地热水源由电潜泵人工增压后，流经特殊设计的转向分流装置最终注入浅层受注油层。

2.2.1自源闭式分注

1) 结构组成。

防砂完井的井筒下部为地热水源层，上部为受注层。通过对现有旁路式自源闭式注水工艺优化设计及配套工具研发，开发出可视化无级调节的强采型自源闭式分层注水工艺。管柱结构上部为常规旁路式电泵管柱，管柱结构下部主要由双管式油管、双管式插入密封、双管式配水器组成，建立采水、注水两条独立通道(图3)。双管式配水器内置可调水嘴。

图3 自源闭式强采型分层注水管柱示意图Fig .3 Schematic diagram of Layered string with proximal down-hole water injection

2) 工艺原理。

下部水源层的采出水，通过同心双管式油管和配套桥式双管式配水器建立的同心双管内、外管环形空间的采水通道，经过电潜泵增压后由内管举升注入上部的受注油层。分层调配作业时仅需一趟电缆作业，通过地面控制器控制注水测调仪器，调节井下各注水层的双管式配水器水嘴开度，进而改变注水量，各注水层注水量边测试边调节，完成所有受注层位的配注水量实时测试并达到配注要求。

适应井况：φ244.475 mm套管防砂完井井筒内径φ152.4 mm，分注层数≤4，井斜≤65°，注水量≤1 600 m3/d，工作温度≤150 ℃，最大耐压能力60 MPa。

3) 工艺特点。

受注层砂岩因胶结疏松需要防砂完井，φ244.475 mm套管防砂完井井筒内径达到φ152.4 mm，可建立较大的注采通道，双管式油管、双管式插入密封、双管式定位密封、双管式配水器等双管式工具当量过流直径62 mm，满足注、采流动阻力小。上部完井管柱部分主体为人工增压装置电潜泵，地热水源和受注层相对位置为采下注上，能满足采下部地热水源，经过电潜泵增压并且能满足分层注水要求。旁路部分的双管式边测边调工作筒可建立采水、注水2条独立通道，并且测调一体化保证实时调配，层间测调互不干扰。自源闭式强采型分注技术整套管柱兼具水源层清井返排、产水能力测试、定期酸洗等多种功能。

2.2.2注水配伍性评价

1) 储层敏感性评价。

储层敏感性评价结果表明：速敏性呈现弱伤害，水敏及盐敏则为中等偏强到强，盐敏临界矿化度为30 000 mg/L(图4)，而地热水源总矿化度为40 919 mg/L，高于临界矿化度，因此地热水驱过程中不会产生盐敏伤害。

图4 储层岩心盐敏评价实验曲线Fig .4 Experimental curve of salt sensitivity evaluation of reservoir core

2) 配伍性岩心实验。

采用岩心流动实验开展注入水岩心伤害模拟评价，结果表明，地热水源水与HJ油藏地层水不同混合比例条件下，岩心伤害率均小于10%，属弱伤害(表1)。

表1 不同混合比例储层岩心伤害模拟评价实验结果Table 1 Experimental results of core simulation evaluation for reservoirs with different mixing ratios

2.3 井筒流动性改善的“拐点”效应

EP油田地层原油流变性实验结果表明，地层原油黏度对温度较为敏感，当温度从75 ℃提高到115 ℃，原油黏度由141.81 mPa·s降为35.26 mPa·s，降低了75%。参考海上不同类型稠油剪切性流变规律，结合EP地层原油流变性实验结果(图5)，综合分析EP稠油转相点温度为50 ℃左右，在油藏条件下(68.1～75.9 ℃)流体类型为牛顿流体，符合达西渗流规律。因此，利用地热能可以在一定流速条件下保持地层原油进入井筒后温度>50 ℃,原油特性处于图5“拐点”右边区域，避免原油在井筒内出现流动性困难，远离温降—增黏的恶性循环。

图5 EP油田主力油藏HJ层地层条件下原油黏温曲线Fig .5 Viscosity-temperature curve of crude oil of HJ reservoir in EP oilfield

2.4 井筒再造技术释放油井产能

合理选择最佳的完井方式是充分发挥油井潜力、有效开发油田的一项重要工作。随着油田的开发，对产层岩矿组成及粒度、分选性等认识的深入，需要有针对性地优化和改进下部完井方式[11]。利用二次完井技术手段，结合实际生产过程中出现的问题，采用针对性措施应对，对防砂完井层段进行优化，充分考虑到扩大射孔炮眼孔径、增加孔道渗流面积、解除孔道周围的压实污染[12]等措施，并与砾石充填防砂相结合，通过二次完井井筒再造，最大程度地释放油藏产能。

针对EP稠油油田生产井水平段非均质性强储层物性差、泥质含量高、边水驱动地层缺少有效能量补充、稠油与泥砂包裹堵塞筛管等原因。从改善储层渗透性、有效解除近井地带污染、放大生产压差提液等方面，提出压裂+砾石充填防砂、后效射孔+砾石充填防砂、后效射孔+连续封隔体等二次完井井筒再造措施，力求大幅度提高油井采液指数，达到低品位稠油油藏上产稳产的目的。

3 地热水驱采收率预测

采收率是衡量油气藏开发潜力和开发水平高低的重要指标。影响采收率的因素很多，其相互关系复杂。因开采方式和能量利用方式不同，稠油油藏采收率确定方法不同，须借助多方法从不同角度进行分析，然后综合确定。本文在调研国内外大量普通稠油油藏热水驱开发效果的基础上，运用油藏工程动态预测、物理模拟实验和数值模拟法结合EP油田地质油藏特点进行类比，评价和预测地热水驱采收率。

3.1 油藏工程动态预测

任何一个水驱砂岩油田的含水率与采出程度存在着一定的关系，而它的具体形式取决于最终采收率的大小。童宪章推导出含水率与采出程度之间的关系为[13]

式中：fw为含水率，小数；R为采出程度，小数；Er为采收率，小数；fwL为经济极限含水率，小数。

从EP油田HJ油藏采出程度-含水率相关图版(图6)数据点趋势可以看出，随着地热水驱试验推进，数据点从小于20%到越过20%趋势线，向25%趋势线靠近，表明地热水驱方式改善了HJ油藏开发效果，使得油藏最终采收率从20%～25%区间趋近25%～30%区间，随着地热水驱井组的扩大试验，最终采收率预计为30%～35%。考虑目前油田整体含水率尚低于70%，趋势动态预测偏保守，当进入中高含水阶段后，随着油田整体开发方案的调整、井网进一步完善和注采结构的优化，最终地热水驱采收率将超过35%。

图6 EP油田HJ油藏采出程度-含水率相关图版Fig .6 Correlation chart of recovery-water cut of HJ reservoir in EP oilfield

3.2 物理模拟实验研究

本文利用EP油田主力油藏HJ层天然岩心及原油，在室内开展了地热水驱提高稠油采收率实验研究，选择A14井HJ21油藏岩心，配置地层原油，岩心饱和水采用模拟地层水，地热水驱选择ZJ17水源层模拟水。具体参数见表2。

表2 EP油田地热驱驱油效率实验样品参数表Table 2 Parameters of experimental samples for oil displacement efficiency of geothermal flooding in EP oilfield

地下温度场取20 ℃升幅间隔，模拟利用地热能对稠油油藏的加热效果，取75、95、115 ℃ 3个温度场代表地热水驱升温过程。物理模拟实验结果表明：①随着地热水温度的升高，地热水驱较常规水驱提高采收率的幅度也随之升高，当温度从75 ℃升高到115 ℃，地热水驱采收率提高的幅度从2.45%增大至14.72%(图7)；②注入温度提高40 ℃，最终驱油效率由54.12%提高到68.84%，提高了14.72个百分点，若取常规注水波及系数0.6，提高采收率8.83个百分点。

图7 HJ油藏驱油效率实验结果(1 000 PV)Fig .7 Experimental results of displacement efficiency in HJ reservoir(1 000 PV)

3.3 数值模拟研究

主力油藏HJ地层原油黏度测试结果显示，油藏温度下原油黏度为140 mPa·s，属于普通稠油油藏，适合注水开发。在地质油藏、开发特征及开发效果评价研究的基础上，结合室内物理模拟实验结果，参考油藏基本参数，建立了地热水驱油藏模型，优化设计地热水驱整体注采调整方案。

模拟主力油藏HJ21天然水驱和地热水驱2种开发方式，原始地层压力为13.52 MPa，油藏温度为75 ℃，注水温度为 105 ℃，水体倍数为45倍；地层岩石热传导系数为6.6×105J/(m·d·℃)，水相为5.34×104J/( m·d·℃)，油相为1.15×104J/( m·d·℃)，气相为140 J/( m·d·℃)。

模拟计算结果表明，油藏整体采用地热水驱调整后，至2039年时油藏平均剩余油饱和度较常规水驱下降16.36%(图8)，HJ油藏地热水驱最终采收率将达到39.40%，预测地热水驱比天然水驱增加可采储量105.20×104m3，提高采收率13.09个百分点。

图8 地下油藏剩余油饱和度场时间推移模拟图Fig .8 Time lapse simulation of remaining oil saturation field of reservoir

4 地热水驱应用效果分析

2018年3月在EP油田A14井组首次进行了地热驱试注试验，将A14井转为地热水驱注水井(图9)。A14井吸水能力逐渐增强，井区压力得到恢复，对应3口油井产量上升，其中注采井距较小的A3H井首先见效，见效时间18 d，受效后日产油由30 m3提高到102 m3，累增油3.17×104m3，地热水驱效果显著。

2019年4月底，油田新增A20井地热水井(图9)，A14和A20 2口水井共对HJ15、HJ17、HJ21、HJ22A等4个油层进行了能量补充，对应8口油井见效，累增油6.75×104m3。自地热水驱现场试验开展以来，逐次开始提液上产，产量呈上升趋势(图10)，日产油能力增加387 m3，年增油14.1×104m3。截至2020年12月底，油田投入开发井21口，其中油井19口，利用地热注水井2口。目前油田平均日产液4 095 m3，日产油1 182 m3，综合含水71.1%，累积产油137.10×104m3；日注水910 m3，累积注水77.80×104m3，累积注采比0.22(不考虑边水侵入量)。

图10 地热水驱前后油田产量剖面及井底流压变化图Fig .10 Production profile and bottomhole flowing pressure before and after geothermal flooding

地热水驱阶段试验对油田开发效果的改善，总体表现在以下4个方面：①地层压力水平止跌回升，油田产能通过提液得到释放；②通过二次完井井筒再造，根除了井筒出砂、筛管泥堵的频繁修井现象；③构造中部的强化面积注水改变了油藏范围内地层能量动平衡，促进了油水过渡带附近边水侵入的能量利用，提高了边水区受效井范围和效果；④宏观上油田正式进入上产期，实现负递减。

随着矿场试验进一步推进，充分利用地热能对海上低品位稠油油藏开发效果的改善还将逐步显现，该项技术对原位地热能的利用、地层原油驱油效率的提高及对油藏水驱波及效率的改善具有十分重要的指导意义，值得海上类似低品位稠油油田高效开发借鉴。