崔盈贤，张健，赵文森（海洋石油高效开发国家重点实验室（中海油研究总院），北京 100027）

向问陶（中国海洋石油总公司，北京 100010）

南堡35－2油田稠油地层黏度相对较高，通过注水采油，单井产能较低，难以满足海上油田高效经济开发的要求。目前该油田开展过现场试验的采油方法较多，如化学吞吐降黏技术、自生CO2吞吐降黏技术、弱凝胶调驱技术、钻井压裂适度出砂技术及N2泡沫压水锥技术［1］①朱江 .南堡35－2油田总体开发方案（ODP），中海石油研究中心，2003.②北京市瑞德石油新技术公司 .南堡35－2油田可行性研究／总体开发方案——南堡35－2油田采油方式选择及采油工艺研究，2002.，皆属于稠油冷采开发方式。由于稠油黏度对温度的敏感性，使得热采技术备受关注，成为国内外提高稠油采收率领域的研究热点。

笔者针对南堡35－2油田普通稠油，结合该油田当前注水开发现状，提升注入水温度，开展了热水驱采油室内试验研究，并添加增效化学剂，进一步评价了化学辅助热水驱油的试验效果。

1 试验部分

1.1 主要设备及材料

采用一维管式高温高压填砂模型驱油装置。根据南堡35－2油田物性，利用复配的石英砂和压裂砂建立了表1所示的填砂细管模型。试验用油为南堡35－2油田脱水稠油，50℃黏度540mPa·s。增效化学剂采用自制［2］。试验用水为油田注入水，水型为NaHCO3型，总矿化度为2004.0mg／L，各离子质量浓度如下：K＋＋Na＋为380.7mg／L，Mg2＋为20.7mg／L，Ca2＋为154.7mg／L，Cl－为133.7mg／L，为96.1mg／L，为1203.5mg／L，为14.6mg／L。

表1 填砂模型基础数据

1.2 试验方法

按照石油行业标准SY／T 6315—2006《稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法》规定执行。

1.3 试验方案

控制恒温箱温度在55～115℃，开展不同温度下的热水（或化学辅助热水）驱油试验。试验方案简易框图见图1。

图1 驱油试验方案简易框图

1.4 试验步骤

模拟南堡35－2油田油藏渗透率和孔隙度数据，将复配的岩心砂填充到单管模型中，抽真空48h，饱和注入水，饱和稠油，在油藏温度（设定为55℃）浸泡老化24h后，按所设计的驱油方案，以0.5ml／min速率进行驱油试验，驱替至产出液含水大于98%为止。

2 结果与讨论

2.1 热水驱油试验

进行了不同温度下的热水驱油试验，结果见图2～5。提升注入水温度，驱油效率提高，产出液含水率降低，热水（55、65、75、95和115℃）的驱油效率分别为30.5%、38.1%、42.5%、48.7%和53.4%，且注入水温度由55℃升至115℃，每升高20℃的驱油效率变化幅度分别为12.0%、6.2%和4.7%。可见，增加注入水温度可明显改善水驱油效率，尤其是处于油藏温度附近时，注入水温度变化对驱油效率的影响更加明显。

图2 不同温度热水驱油效率变化曲线

图3 不同温度热水驱含水率变化曲线

2.2 化学剂辅助热水驱油试验

伴随注入增效化学剂，评价了不同温度下的化学辅助热水驱油效果，结果见图6和图7。加入增效化学剂，水突破时间延迟，驱油速度加快，化学辅助热水（55、75、95和115℃）的驱油效率分别为37.2%、51.5%、59.5%和65.0%，较相同温度热水的驱油效率提高了6.7%～11.6%，比55℃水驱的驱油效率提高6.7%～34.5%，可见增效化学剂起到了明显的强化水驱效果。

图4 不同温度热水驱出口压力变化曲线

图5 不同温度热水驱油效率

图6 化学辅助热水驱油效率变化曲线

图7 化学辅助热水驱含水率变化曲线

3 结论

1）注入水温度由55℃升至115℃，每升高20℃，热水驱油效率增加幅度分别为12.0%、6.2%和4.7%。提升注入水温度可明显改善水驱油效率，尤其是处于油藏温度附近时，注入水温度变化对驱油效率的影响更加明显。

2）注入水温度依次为55、75、95和115℃时，添加化学剂，其驱油效率分别为37.2%、51.5%、59.5%和65.0%，比55℃水驱的驱油效率提高6.7%、21%、29%和34.5%，化学剂可进一步强化热水驱油效率且在油藏温度时，化学剂仍能发挥一定作用。化学辅助热水驱技术应用于海上普通稠油油田，将有助于进一步提高稠油采收率。

［1］丘宗杰 .海上采油工艺新技术与实践 ［M］.北京：石油工业出版社，2009.184～237.

［2］崔盈贤，向问陶，张健，等 .一种热力采油辅助增效化学剂 ［P］.中国：201210103721.6，2012－08.