稠油油田注热增效研究及实践

2022-01-18冯海潮张占女

石油化工应用 2021年12期

冯海潮，刘东，张占女，林涛，解婷

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）

海上对于具有冷采产能的稠油油田一般采用天然能量[1]、人工水驱[2]等冷采方式开发，稠油油田地层原油黏度大的先天条件决定了采收率较稀油油田低，加热降黏是稠油油田水驱后改善开发效果的潜在方法之一。水井端和油井端注热均是水驱稠油油田注热增效的方式之一，其中，水井端注热指热水驱，多作为蒸汽吞吐、蒸汽驱后进一步提高采收率的一种热采接替方式[3-5]，20 世纪80 年代国际上已经有矿场应用实例，国内孤岛油田、古城油田等稠油油田曾先后实施热采后转热水驱矿场试验[6-8]；油井端注热指油井井筒注热降黏。目前国内外对稠油油田水驱后注热增效的研究及实践较为薄弱。

旅大油田属于渤海典型稠油油田，主力含油层系为古近系东营组东二上段和东二下段。其中，东二上段地层原油黏度210～460 mPa·s，东二下段地层原油黏度49～64 mPa·s，采用常规注水开发。截至2020 年底，油田综合含水率88.3%，采出程度10.9%，预测开发末期水驱采收率25%。地层原油黏度大成为制约旅大油田高效开发的主要问题，水驱后开展热采增效对旅大油田进一步提高采收率有重要意义。

1 旅大油田注热增效可行性研究

1.1 原油黏温曲线

原油的黏温曲线能够直接体现温度对原油黏度的影响，旅大油田地层原油的黏温曲线表明（见图1）：随着温度的提高，旅大油田地层原油黏度呈下降的趋势，当温度提高至110 ℃时，旅大油田地层原油黏度达到50 mPa·s，即温度超过110 ℃后，旅大油田地层原油转变为稀油。

图1 旅大油田地层原油黏温曲线图Fig.1 Viscosity temperature curve of formation crude oil in Lvda oilfield

1.2 高温相渗曲线

取旅大油田岩心在50 ℃（近似地层温度）、100 ℃、150 ℃、200 ℃下的油-水相对渗透率曲线进行对比。通过对比发现：随着温度的提高旅大油田相渗曲线等渗点向右偏移、油相相对渗透率提高、水相相对渗透率下降，束缚水饱和度提高、残余油饱和度下降，相渗曲线整体向有利于油田开发的方向转变。

综上，通过提高温度可以降低旅大油田的原油黏度，温度达到110 ℃后旅大油田地层原油黏度降至稀油水平；同时提高温度还能提高旅大油田原油的流动能力；考虑旅大油田原油流动能力受温度影响较大，因此认为旅大油田在水驱开发后能够通过注热的方式进一步改善开发效果，具体注热方式既可以采用注水井端注热水的方式，也可以采用油井端加热的方式。

2 旅大油田注热增效关键参数研究

应用旅大油田的黏温曲线、高温相渗曲线和基础物性参数。截取有代表性的行列式注采井组建立机理模型，开展水驱后注热增效数值模拟研究。模型网格总数71×71×19=95 779，网格步长10 m×10 m×1 m，纵向上划分4 个小层，平面上设计6 注3 采的注采井组，考虑边井、角井，油水井数比1:1，具体热物性参数（见表1），模型示意图（见图2）。

图2 旅大油田机理模型示意图Fig.2 Schematic diagram of mechanism model of Lvda oilfield

表1 旅大油田机理模型热物性参数选值表Tab.1 Selection table of thermophysical parameters of mechanism model in Lvda oilfield

2.1 旅大油田热水驱注热水温度研究

针对旅大油田的实际开发阶段和现有实验资料，设计常规水驱、常规水驱至采出程度10%后转80 ℃、110 ℃、140 ℃、170 ℃、200 ℃热水驱共6 套对比方案，研究旅大油田水驱后转热水驱最佳注入温度。数值模拟预测结果（见表2），并选取开发末期采出程度、万方热水增油量两个指标分析注入热水温度对热水驱开发效果的影响。

表2 旅大油田水驱后转不同温度热水驱开发效果对比表Tab.2 Comparison of development effects of hot water flooding at different temperatures after water flooding in Lvda oilfield

2.1.1 开发末期采出程度随着注入热水温度的提高，旅大油田热水驱相较常规水驱开发末期提高采出程度在1.8%～2.9%范围内波动，其中注入110 ℃热水开发末期提高采出程度最高。结合开发末期含油饱和度分布图（见图3），分析热水驱温度对开发效果影响原因如下：对比图3（a）至图3（e）中波及区域的形态可以直观看出，随着注水温度提高，热水突进速度加快，波及范围出现减小的趋势；对比图3（a）至图3（e）中波及区域的含油饱和度可以直观看出，随着注水温度增加，波及范围内的含油饱和度出现明显降低的趋势。在热水降低波及体积和提高驱油效率的双重作用下，热水驱开发末期采出程度呈现先增大后减小的波动。

图3 水驱后转热水驱含油饱和度场变化图Fig.3 Variation diagram of oil saturation field from water flooding to hot water flooding

2.1.2 万方热水增油量指注入10 000 m3热水取得的增油量，数值越大表明注入相同数量的热水后降黏增油效果越好，即热水利用效果越好，可作为热水驱开发效果评价的一项指标。随着注入水温度的提高，旅大油田转热水驱后万方热水增油量在82～133 m3间波动（见表2），110 ℃热水驱方案的热利用效果最好，万方热水增油量达到133 m3。

综合考虑热水驱开发阶段末采出程度和万方热水增油量两个指标，推荐旅大油田注热水温度需要达到110 ℃。

2.2 旅大油田水驱后转热水驱时机研究

在确定注热水温度的基础上，设计热水驱、常规水驱以及水驱开发至不同采出程度后转热水驱共10 套对比方案研究旅大油田水驱后转热水驱的最佳时机。数值模拟预测结果（见表3），同样选取开发末期采出程度、万方热水增油量两个指标分析水驱转热水驱时机（转热水驱时的采出程度）对开发效果的影响。

表3 旅大油田水驱至不同采出程度转热水驱开发效果对比表Tab.3 Comparison of development effects of water drive to hot water drive in Lvda oilfield with different recovery degrees

2.2.1 开发末期采出程度随着转热水驱时采出程度的提高，热水驱开发末期采出程度呈现先增大后减小的趋势，水驱至采出程度6%～8%时转热水驱开发阶段末采出程度最高（见图4）。分析原因主要为热水驱较常规水驱开发注入水突进速度更快，开发早期采用常规水驱能够取得更大的波及范围，因此阶段末采出程度更高；但当水驱开发至一定程度后，常规水驱扩大波及范围作用减弱，提高驱油效率作用增强，而热水驱较常规水驱提高驱油效率的能力更强，因此注热水开发过晚则采出程度会减小；根据机理模型预测结果，旅大油田水驱开发后转热水驱的最佳时机为采出程度6%～8%。

图4 不同开发阶段转热水驱提高采出程度对比图Fig.4 Comparison diagram of increasing recovery degree by hot water drive in different development stages

2.2.2 万方热水增油量旅大油田机理模型表明（见图5），随着水驱采出程度的提高，转热水驱后万方热水增油量呈现先增大后减小的趋势，水驱至采出程度10%后转热水驱对热水的利用效果最佳，万方热水增油量达到133 m3。

图5 不同开发阶段转热水驱万方热水增油量对比图Fig.5 Comparison diagram of oil increase by transferring hot water to drive 10 000 m3 hot water in different development stages

综合考虑开发阶段末采出程度和万方热水增油量两个指标，旅大油田水驱至采出程度6%～8%后转热水驱开发效果最佳；考虑旅大油田目前采出程度达到10.9%，因此建议旅大油田应及时转热水驱，以保证热水驱取得较好的开发效果。

3 旅大油田注热增效矿场实践

在注热增效可行性研究的基础上，为了进一步验证旅大油田稠油水驱开发后注热增效的实际效果，旅大油田分别选区、选井实施了注水井端注热增效的热水驱、油井端的井筒加热增效措施。

3.1 旅大油田热水驱矿场试验

3.1.1 热水驱矿场试验区选取便于海上热水驱实施和后期效果评价，遵循以下要求选取试验井：注热水井位于同一生产平台；注采井网完善；油水井连通性好；试验区位于相对独立区域。共筛选出3 注11 采共14口油水井进行热水驱试验。

3.1.2 热水驱试验区开发指标预测在历史拟合的基础上，进行试验区开发指标预测，其中注入热水温度110 ℃，注采比1.0，预测生产至开发阶段末，试验区采出程度29.1%，水驱后转热水驱较常规水驱开发平均单井增油量4.11×104m3，提高阶段末采出程度5.0%。

3.1.3 热水驱试验区应用效果分析旅大油田热水驱试验区于7 月20 日正式开始注热水，井口注热水温度达到100 ℃，注入热水量1 200 m3/d，由于注入热水时间较短，目前从油井端尚未见到降水、增油、流温提高等热水驱见效特征。

统计试验区注热水井注热前后的霍尔曲线和视吸水指数（见表4），注热水井中B15 和B29 井出现不同程度的霍尔曲线斜率减小、视吸水指数提高，表明注热水对降低注水井近井地带的表皮、提高注水能力起到了一定的积极作用。

表4 旅大油田注热水井霍尔曲线斜率及视吸水指数统计表Tab.4 Statistical table of hall curve slope and apparent water absorption index of heat injection wells in Lvda oilfield

3.2 井筒加热增效试验井选取

3.2.1 井筒加热增效试验井选取油井端加热降黏试验井选取旅大油田东二下段地层原油黏度较大，产能较低的B22S1 井。B22S1 井正常生产阶段日产液35 m3，含水率12%，日产油31 m3，由于该井地层原油黏度265 mPa·s 大于区块平均地层原油黏度49～64 mPa·s，导致该井产油能力和产液能力均低于区块油井的平均值（区块油井平均日产油57 m3，平均日产液200 m3），说明该井加热增效的潜力较大，适宜开展井筒加热增效措施。

3.2.2 井筒加热增效措施应用效果 2021 年9 月，B22S1 井采取产出液井筒掺热水降黏措施，为增强降黏效果，热水中辅助添加降黏剂，通过油套环空持续注入热水，措施后B22S1 井产能显著提高（见图6）；截止目前B22S1 措施后高峰日产油达到84 m3，平均日产油54 m3，较措施前产能提高70%以上，表明对于普通水驱稠油油田通过油井端进行注热增效是可行及有效的。