稠油油田注熱增效研究及實(shí)踐

馮海潮，劉 東，張占女，林 濤，解 婷

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300459）

海上對(duì)于具有冷采產(chǎn)能的稠油油田一般采用天然能量[1]、人工水驅(qū)[2]等冷采方式開發(fā)，稠油油田地層原油黏度大的先天條件決定了采收率較稀油油田低，加熱降黏是稠油油田水驅(qū)后改善開發(fā)效果的潛在方法之一。水井端和油井端注熱均是水驅(qū)稠油油田注熱增效的方式之一，其中，水井端注熱指熱水驅(qū)，多作為蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率的一種熱采接替方式[3-5]，20 世紀(jì)80 年代國際上已經(jīng)有礦場(chǎng)應(yīng)用實(shí)例，國內(nèi)孤島油田、古城油田等稠油油田曾先后實(shí)施熱采后轉(zhuǎn)熱水驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)[6-8]；油井端注熱指油井井筒注熱降黏。目前國內(nèi)外對(duì)稠油油田水驅(qū)后注熱增效的研究及實(shí)踐較為薄弱。

旅大油田屬于渤海典型稠油油田，主力含油層系為古近系東營組東二上段和東二下段。其中，東二上段地層原油黏度210～460 mPa·s，東二下段地層原油黏度49～64 mPa·s，采用常規(guī)注水開發(fā)。截至2020 年底，油田綜合含水率88.3%，采出程度10.9%，預(yù)測(cè)開發(fā)末期水驅(qū)采收率25%。地層原油黏度大成為制約旅大油田高效開發(fā)的主要問題，水驅(qū)后開展熱采增效對(duì)旅大油田進(jìn)一步提高采收率有重要意義。

1 旅大油田注熱增效可行性研究

1.1 原油黏溫曲線

原油的黏溫曲線能夠直接體現(xiàn)溫度對(duì)原油黏度的影響，旅大油田地層原油的黏溫曲線表明（見圖1）：隨著溫度的提高，旅大油田地層原油黏度呈下降的趨勢(shì)，當(dāng)溫度提高至110 ℃時(shí)，旅大油田地層原油黏度達(dá)到50 mPa·s，即溫度超過110 ℃后，旅大油田地層原油轉(zhuǎn)變?yōu)橄∮汀?/p>

圖1 旅大油田地層原油黏溫曲線圖Fig.1 Viscosity temperature curve of formation crude oil in Lvda oilfield

1.2 高溫相滲曲線

取旅大油田巖心在50 ℃（近似地層溫度）、100 ℃、150 ℃、200 ℃下的油-水相對(duì)滲透率曲線進(jìn)行對(duì)比。通過對(duì)比發(fā)現(xiàn)：隨著溫度的提高旅大油田相滲曲線等滲點(diǎn)向右偏移、油相相對(duì)滲透率提高、水相相對(duì)滲透率下降，束縛水飽和度提高、殘余油飽和度下降，相滲曲線整體向有利于油田開發(fā)的方向轉(zhuǎn)變。

綜上，通過提高溫度可以降低旅大油田的原油黏度，溫度達(dá)到110 ℃后旅大油田地層原油黏度降至稀油水平；同時(shí)提高溫度還能提高旅大油田原油的流動(dòng)能力；考慮旅大油田原油流動(dòng)能力受溫度影響較大，因此認(rèn)為旅大油田在水驅(qū)開發(fā)后能夠通過注熱的方式進(jìn)一步改善開發(fā)效果，具體注熱方式既可以采用注水井端注熱水的方式，也可以采用油井端加熱的方式。

2 旅大油田注熱增效關(guān)鍵參數(shù)研究

應(yīng)用旅大油田的黏溫曲線、高溫相滲曲線和基礎(chǔ)物性參數(shù)。截取有代表性的行列式注采井組建立機(jī)理模型，開展水驅(qū)后注熱增效數(shù)值模擬研究。模型網(wǎng)格總數(shù)71×71×19=95 779，網(wǎng)格步長10 m×10 m×1 m，縱向上劃分4 個(gè)小層，平面上設(shè)計(jì)6 注3 采的注采井組，考慮邊井、角井，油水井?dāng)?shù)比1:1，具體熱物性參數(shù)（見表1），模型示意圖（見圖2）。

圖2 旅大油田機(jī)理模型示意圖Fig.2 Schematic diagram of mechanism model of Lvda oilfield

表1 旅大油田機(jī)理模型熱物性參數(shù)選值表Tab.1 Selection table of thermophysical parameters of mechanism model in Lvda oilfield

2.1 旅大油田熱水驅(qū)注熱水溫度研究

針對(duì)旅大油田的實(shí)際開發(fā)階段和現(xiàn)有實(shí)驗(yàn)資料，設(shè)計(jì)常規(guī)水驅(qū)、常規(guī)水驅(qū)至采出程度10%后轉(zhuǎn)80 ℃、110 ℃、140 ℃、170 ℃、200 ℃熱水驅(qū)共6 套對(duì)比方案，研究旅大油田水驅(qū)后轉(zhuǎn)熱水驅(qū)最佳注入溫度。數(shù)值模擬預(yù)測(cè)結(jié)果（見表2），并選取開發(fā)末期采出程度、萬方熱水增油量兩個(gè)指標(biāo)分析注入熱水溫度對(duì)熱水驅(qū)開發(fā)效果的影響。

表2 旅大油田水驅(qū)后轉(zhuǎn)不同溫度熱水驅(qū)開發(fā)效果對(duì)比表Tab.2 Comparison of development effects of hot water flooding at different temperatures after water flooding in Lvda oilfield

2.1.1 開發(fā)末期采出程度 隨著注入熱水溫度的提高，旅大油田熱水驅(qū)相較常規(guī)水驅(qū)開發(fā)末期提高采出程度在1.8%～2.9%范圍內(nèi)波動(dòng)，其中注入110 ℃熱水開發(fā)末期提高采出程度最高。結(jié)合開發(fā)末期含油飽和度分布圖（見圖3），分析熱水驅(qū)溫度對(duì)開發(fā)效果影響原因如下：對(duì)比圖3（a）至圖3（e）中波及區(qū)域的形態(tài)可以直觀看出，隨著注水溫度提高，熱水突進(jìn)速度加快，波及范圍出現(xiàn)減小的趨勢(shì)；對(duì)比圖3（a）至圖3（e）中波及區(qū)域的含油飽和度可以直觀看出，隨著注水溫度增加，波及范圍內(nèi)的含油飽和度出現(xiàn)明顯降低的趨勢(shì)。在熱水降低波及體積和提高驅(qū)油效率的雙重作用下，熱水驅(qū)開發(fā)末期采出程度呈現(xiàn)先增大后減小的波動(dòng)。

圖3 水驅(qū)后轉(zhuǎn)熱水驅(qū)含油飽和度場(chǎng)變化圖Fig.3 Variation diagram of oil saturation field from water flooding to hot water flooding

2.1.2 萬方熱水增油量 指注入10 000 m3熱水取得的增油量，數(shù)值越大表明注入相同數(shù)量的熱水后降黏增油效果越好，即熱水利用效果越好，可作為熱水驅(qū)開發(fā)效果評(píng)價(jià)的一項(xiàng)指標(biāo)。隨著注入水溫度的提高，旅大油田轉(zhuǎn)熱水驅(qū)后萬方熱水增油量在82～133 m3間波動(dòng)（見表2），110 ℃熱水驅(qū)方案的熱利用效果最好，萬方熱水增油量達(dá)到133 m3。

綜合考慮熱水驅(qū)開發(fā)階段末采出程度和萬方熱水增油量兩個(gè)指標(biāo)，推薦旅大油田注熱水溫度需要達(dá)到110 ℃。

2.2 旅大油田水驅(qū)后轉(zhuǎn)熱水驅(qū)時(shí)機(jī)研究

在確定注熱水溫度的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)熱水驅(qū)、常規(guī)水驅(qū)以及水驅(qū)開發(fā)至不同采出程度后轉(zhuǎn)熱水驅(qū)共10 套對(duì)比方案研究旅大油田水驅(qū)后轉(zhuǎn)熱水驅(qū)的最佳時(shí)機(jī)。數(shù)值模擬預(yù)測(cè)結(jié)果（見表3），同樣選取開發(fā)末期采出程度、萬方熱水增油量兩個(gè)指標(biāo)分析水驅(qū)轉(zhuǎn)熱水驅(qū)時(shí)機(jī)（轉(zhuǎn)熱水驅(qū)時(shí)的采出程度）對(duì)開發(fā)效果的影響。

表3 旅大油田水驅(qū)至不同采出程度轉(zhuǎn)熱水驅(qū)開發(fā)效果對(duì)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 開發(fā)末期采出程度 隨著轉(zhuǎn)熱水驅(qū)時(shí)采出程度的提高，熱水驅(qū)開發(fā)末期采出程度呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢(shì)，水驅(qū)至采出程度6%～8%時(shí)轉(zhuǎn)熱水驅(qū)開發(fā)階段末采出程度最高（見圖4）。分析原因主要為熱水驅(qū)較常規(guī)水驅(qū)開發(fā)注入水突進(jìn)速度更快，開發(fā)早期采用常規(guī)水驅(qū)能夠取得更大的波及范圍，因此階段末采出程度更高；但當(dāng)水驅(qū)開發(fā)至一定程度后，常規(guī)水驅(qū)擴(kuò)大波及范圍作用減弱，提高驅(qū)油效率作用增強(qiáng)，而熱水驅(qū)較常規(guī)水驅(qū)提高驅(qū)油效率的能力更強(qiáng)，因此注熱水開發(fā)過晚則采出程度會(huì)減?。桓鶕?jù)機(jī)理模型預(yù)測(cè)結(jié)果，旅大油田水驅(qū)開發(fā)后轉(zhuǎn)熱水驅(qū)的最佳時(shí)機(jī)為采出程度6%～8%。

圖4 不同開發(fā)階段轉(zhuǎn)熱水驅(qū)提高采出程度對(duì)比圖Fig.4 Comparison diagram of increasing recovery degree by hot water drive in different development stages

2.2.2 萬方熱水增油量 旅大油田機(jī)理模型表明（見圖5），隨著水驅(qū)采出程度的提高，轉(zhuǎn)熱水驅(qū)后萬方熱水增油量呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢(shì)，水驅(qū)至采出程度10%后轉(zhuǎn)熱水驅(qū)對(duì)熱水的利用效果最佳，萬方熱水增油量達(dá)到133 m3。

圖5 不同開發(fā)階段轉(zhuǎn)熱水驅(qū)萬方熱水增油量對(duì)比圖Fig.5 Comparison diagram of oil increase by transferring hot water to drive 10 000 m3 hot water in different development stages

綜合考慮開發(fā)階段末采出程度和萬方熱水增油量兩個(gè)指標(biāo)，旅大油田水驅(qū)至采出程度6%～8%后轉(zhuǎn)熱水驅(qū)開發(fā)效果最佳；考慮旅大油田目前采出程度達(dá)到10.9%，因此建議旅大油田應(yīng)及時(shí)轉(zhuǎn)熱水驅(qū)，以保證熱水驅(qū)取得較好的開發(fā)效果。

3 旅大油田注熱增效礦場(chǎng)實(shí)踐

在注熱增效可行性研究的基礎(chǔ)上，為了進(jìn)一步驗(yàn)證旅大油田稠油水驅(qū)開發(fā)后注熱增效的實(shí)際效果，旅大油田分別選區(qū)、選井實(shí)施了注水井端注熱增效的熱水驅(qū)、油井端的井筒加熱增效措施。

3.1 旅大油田熱水驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)

3.1.1 熱水驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)區(qū)選取 便于海上熱水驅(qū)實(shí)施和后期效果評(píng)價(jià)，遵循以下要求選取試驗(yàn)井：注熱水井位于同一生產(chǎn)平臺(tái)；注采井網(wǎng)完善；油水井連通性好；試驗(yàn)區(qū)位于相對(duì)獨(dú)立區(qū)域。共篩選出3 注11 采共14口油水井進(jìn)行熱水驅(qū)試驗(yàn)。

3.1.2 熱水驅(qū)試驗(yàn)區(qū)開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè) 在歷史擬合的基礎(chǔ)上，進(jìn)行試驗(yàn)區(qū)開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)，其中注入熱水溫度110 ℃，注采比1.0，預(yù)測(cè)生產(chǎn)至開發(fā)階段末，試驗(yàn)區(qū)采出程度29.1%，水驅(qū)后轉(zhuǎn)熱水驅(qū)較常規(guī)水驅(qū)開發(fā)平均單井增油量4.11×104m3，提高階段末采出程度5.0%。

3.1.3 熱水驅(qū)試驗(yàn)區(qū)應(yīng)用效果分析 旅大油田熱水驅(qū)試驗(yàn)區(qū)于7 月20 日正式開始注熱水，井口注熱水溫度達(dá)到100 ℃，注入熱水量1 200 m3/d，由于注入熱水時(shí)間較短，目前從油井端尚未見到降水、增油、流溫提高等熱水驅(qū)見效特征。

統(tǒng)計(jì)試驗(yàn)區(qū)注熱水井注熱前后的霍爾曲線和視吸水指數(shù)（見表4），注熱水井中B15 和B29 井出現(xiàn)不同程度的霍爾曲線斜率減小、視吸水指數(shù)提高，表明注熱水對(duì)降低注水井近井地帶的表皮、提高注水能力起到了一定的積極作用。

表4 旅大油田注熱水井霍爾曲線斜率及視吸水指數(shù)統(tǒng)計(jì)表Tab.4 Statistical table of hall curve slope and apparent water absorption index of heat injection wells in Lvda oilfield

3.2 井筒加熱增效試驗(yàn)井選取

3.2.1 井筒加熱增效試驗(yàn)井選取 油井端加熱降黏試驗(yàn)井選取旅大油田東二下段地層原油黏度較大，產(chǎn)能較低的B22S1 井。B22S1 井正常生產(chǎn)階段日產(chǎn)液35 m3，含水率12%，日產(chǎn)油31 m3，由于該井地層原油黏度265 mPa·s 大于區(qū)塊平均地層原油黏度49～64 mPa·s，導(dǎo)致該井產(chǎn)油能力和產(chǎn)液能力均低于區(qū)塊油井的平均值（區(qū)塊油井平均日產(chǎn)油57 m3，平均日產(chǎn)液200 m3），說明該井加熱增效的潛力較大，適宜開展井筒加熱增效措施。

3.2.2 井筒加熱增效措施應(yīng)用效果 2021 年9 月，B22S1 井采取產(chǎn)出液井筒摻熱水降黏措施，為增強(qiáng)降黏效果，熱水中輔助添加降黏劑，通過油套環(huán)空持續(xù)注入熱水，措施后B22S1 井產(chǎn)能顯著提高（見圖6）；截止目前B22S1 措施后高峰日產(chǎn)油達(dá)到84 m3，平均日產(chǎn)油54 m3，較措施前產(chǎn)能提高70%以上，表明對(duì)于普通水驅(qū)稠油油田通過油井端進(jìn)行注熱增效是可行及有效的。

圖6 旅大油田井筒加熱增效試驗(yàn)井（B22S1）生產(chǎn)曲線Fig.6 Production curve of shaft heating efficiency increasing test well（B22S1）in Lvda oilfield

4 結(jié)論與建議

（1）旅大油田地層原油黏度隨溫度提高而下降；超過110 ℃后地層原油黏度小于50 mPa·s，轉(zhuǎn)變?yōu)橄∮?。根?jù)相滲曲線，提高溫度后旅大油田油相的流動(dòng)能力增強(qiáng)。

（2）根據(jù)開發(fā)階段末采出程度和萬方熱水增油量兩個(gè)指標(biāo)，旅大油田最佳注熱水溫度為110 ℃，最佳轉(zhuǎn)熱水驅(qū)時(shí)機(jī)為采出程度6%～8%；目前實(shí)際的采出程度10%，適宜盡快轉(zhuǎn)熱水驅(qū)。

（3）旅大油田在水驅(qū)后通過油井端井筒注熱和水井端注熱水兩種方式進(jìn)行注熱增效都是可行且有效的。