海相砂岩薄层稠油油藏地热水驱效果评价

涂志勇，谢明英，冯沙沙，卫喜辉

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司研究院，广东深圳 518054）

南海东部E 稠油油藏具有油层薄、原油黏度高和受边水影响较大的特征[1]，油藏高部位压力传导距离远，边水能量供应不及时，高部位井初期产量较高但递减快，稳定产量低，需注水补充能量。利用油田深层巨厚水层温度高、水体能量足、配伍性好等优点，采用自源闭式助流注水方式[2-3]实施地热注水后，单井提液能力大大增加，取得非常好的效果。

国内外许多学者在稠油注热提高采收率机理进行大量室内实验研究[4-8]，主要集中在温度对黏度、相对渗透率曲线影响。关于热水驱成功开发的报道侧重于稠油热采适应性相关研究[9-12]。本文基于稠油注热实验，考虑围岩热损失下的数值模拟和矿场实践，分析地热水驱油提高采收率机理，评估地热水影响范围，为后续稠油油藏开发策略及调整提供指导。

1 油藏概况

E 油藏油层薄，平均厚度为5 m，探明含油面积为11 km2，油藏构造平缓，地层倾角为1°；储集层为长石石英砂岩，孔隙度为26.0%，渗透率为380 mD；油层温度为73.0 ℃，地层压力系数为1.0，属于正常温压油藏。油藏边部低部位有较活跃的边水，油层为边水驱动弹性开采。地层原油黏度为110.00 mPa·s，地面脱气原油密度为0.9 g/cm3，属于边水薄层稠油油藏。E 油藏深部巨厚水层供水量充足，且地层温度高达110.0 ℃。

该油藏初期利用天然能量开发，高部位油井产量递减快，地层压力下降迅速，提液困难。在开展天然能量分区评价和开发调整后[13]，高部位实施注地热水，油区压力得到恢复。

2 地热水驱稠油渗流机理

注地热水除了补充开发能量，可以降低地层原油黏度，改善流度比，减少残余油饱和度和改变相对渗透率，增加流体和岩石的热膨胀、降低界面张力，从而提高波及系数和驱油效率，最终提高采收率。本文根据目标油藏岩心和流体数据开展地热水驱稠油渗流实验分析。

2.1 地热水温对稠油黏度影响

E 油藏地层温度为73.0 ℃，水源层温度为110.0 ℃，水源层注入到油藏过程中温度损失至105.0 ℃。原油黏度随温度变化实验表明（图1），注入油藏温度差32.0 ℃，原油黏度降幅81.00 mPa·s，大大降低油水流度比，减小黏性指进防止水窜，提高波及系数，从而提高采收率。

图1 原油黏度随温度变化实验

2.2 地热水驱对相渗曲线和驱油效率的影响

参照SY/T 6315—2017《稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法》，注入温度在73.0～105.0 ℃时，对E 油藏两个渗透率级别岩心的相渗曲线和驱油效率的影响研究见表1。

表1 不同温度下岩心相渗曲线和驱油效率数据

从表1 实验结果可以看出：（1）随着温度升高，不同渗透率级别岩心的残余油饱和度降低7.24%～8.22%，束缚水饱和度增加1.63%～2.62%，两相渗流区间变宽，最大水相相对渗透率升高；（2）驱替倍数30 PV 时，温度从73.0 ℃提高到105.0 ℃，驱油效率提高8.85%～9.11%。主要是由于稠油的黏度受温度的影响极为敏感，升温降黏是改善流动能力的主导因素。而稠油中沥青、胶质等极性物质随温度升高解除吸附，使油水界面张力减小，润湿性倾向亲水性，使油的流动变得较为容易，导致对油的相对渗透率增加，对水的相对渗透率降低，束缚水饱和度增加，残余油饱和度降低。因此，地热水驱较常规水驱推进更均匀，扩大波及系数，提高驱油效率，改善驱油效果。

3 考虑围岩热损失地热水驱效果分析

基于岩心实验可知，地热水驱稠油在岩心尺度上可以较大幅度提高油藏采收率。而实际油藏中随着注水进行，水驱前沿不断与周围地层发生热交换而温度降低，热损失速度与围岩性质、流体性质、注水速率等有关，研究地热水对注采井组的热影响半径才是油藏真正能通过地热水提高采收率的部分。

3.1 地热水驱模型

研究区有效厚度5 m，孔隙度30.0%，地层原油黏度110.00 mPa·s，渗透率380 mD，地层温度73.0 ℃。定向注水井A14 距离水平采油井A3H 约400 m，监测A14 注入温度稳定在105.0 ℃。采用斯伦贝谢THERMAL 模拟器，平面网格50 m×50 m，纵向0.5 米/层。砂岩密度2.2 g/cm3，导热系数298 kJ/（m·d·K），体积热容2 430 kJ/（m3·K）。考虑注入地热水向四周扩散损失，定义围岩的热传导和热容参数与注采井间砂岩相同，砂岩既导流又传热，上下围岩只导热不传质，见图2。

图2 注采井组导流传热示意图

采用400 mD 级别岩心在不同温度条件下的相渗实验数据（表1）模拟热交换过程中油藏网格相渗端点值的变化。地层原油黏度随温度变化参照图1。

3.2 考虑围岩热损失地热水驱效果

3.2.1 注地热水后温度和压力变化规律 以318 m3/d的注入和采液速度分析地层压力、温度场变化规律。当水驱前缘刚到达采油井时（图3a），地层压力已经快速传导到采油井，但因地层原油黏度较大而压降变化大，注入水温与地层原油和围岩发生热交换而快速下降，影响半径150 m；油井整体水淹后（图3b），注入压力和沿程压降随着油藏水驱范围内含油饱和度下降而逐步降低，沿程温度较初期波及更远，影响半径可达350 m，但生产井底温度无明显变化。

图3 注地热水温度、压力和原油黏度变化分布（a 见水、b 水淹）

研究了注水井到采油井不同位置的温度随注入时间的变化（图4）。在稠油油藏注水开发早期，距离注水井50～150 m 范围内温度影响明显，该范围内的采收率提高作用显著，油藏驱油机理以注水保压驱油为主，地热水驱影响范围小；到开发后期，随着注入温度波及范围扩大到200～300 m，地层原油黏度、残余油饱和度都不同程度降低，地热水驱对提高油藏采收率作用更明显。

图4 注水井到采油井不同位置的温度变化

3.2.2 注入速度对地热水驱效果影响 分别以159、318、477、636 m3/d 不同注入速度研究采出程度和地层温度的变化。相同的累计注入量（31.8×104m3）条件下，随着注入速度增加，生产井温度变化不大，但距离注水井200 m 地层温度逐步增加5.0～10.4 ℃，油藏阶段采出程度可提高1.6%，说明稠油油井进入后期高-特高含水率后可以通过大液量提高温度的波及范围，从而提高油藏采收率（表2）。

表2 不同注入速度下采出程度和地层温度变化

3.2.3 注入温度对稠油采收率影响 海上注水水源一般采用纳滤海水、深层水源井和生产污水，各有优缺点。纳滤海水，工艺简单，过滤即可，地层污染小，但投资较大；生产污水，配伍性好，减少排海污染，但地面处理工艺复杂，投资大；深层水源井，天然高温地热，无外排且配伍性好，缺点是需占用平台有限井槽作为水源井。结合海上油田开发实际情况，评估注地热水（105.0 ℃）、生产水回注（73.0 ℃）、注海水（20.0 ℃）三种注入温度对稠油开发效果的影响（图5）。在相同压差条件，注高温地热水能有效降低地层原油黏度从而提高采油速度，最终能够提高采收率4.8%，而采用注海水因温差大减小了波及体积，温度影响范围内残余油饱和度增大，导致采收率下降6.2%。因此，无论考虑注热开发效果，还是海上平台空间、经济性等方面，注地热水更适合海上稠油开发。

图5 不同注入温度对采收率影响

4 地热水驱应用效果

E 油藏A14 井注地热水18 d 后，采油井A3H 日产油从30 m3快速增加并稳定在110 m3左右。A14 井吸水指数从14 m3/（d·MPa）逐步提高到36 m3/（d·MPa），见图6。分析认为注地热水后一方面地层稠油黏度降低，另一方面地层含水饱和度增大，水相渗透率提高，两者综合作用导致地层注水阻力大大降低，吸水能力逐步升高。

图6 A3H 井日产油和A14 井吸水指数随时间变化

随着注采井网逐步完善，油藏压力系数逐年从0.88 上升至0.92（图7）。预测该油藏采收率达到40.0%，其中注热提高采收率4.8%。

图7 注地热水后油藏压力系数随时间变化

5 结论和认识

（1）基于实验分析，注地热水降低残余油饱和度7.24%～8.22%，驱油效率提高8.85%～9.11%，通过高温降黏减小油水流度比，增大波及体积，提高油藏采收率。

（2）油藏注地热水后早期水驱前沿与围岩发生热交换，温度迅速降至油藏温度，影响范围为50～150 m，以低速均匀注水保压驱油为主。进入高-特高含水率期后可以通过大液量提高温度的波及范围200～300 m。注地热水能够提高采收率4.8%，而注海水导致采收率下降6.2%。

（3）E 油藏注水受效快，注水井的吸水指数因近井地带黏度降低、水相渗透率提高而逐步增大。随着注采井网完善，油藏压力系数逐年上升，产量持续增加，预测采收率达到40.0%。