张 健 梁 丹 康晓东 徐文江 唐晓旭 黄晓东 华 朝

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室 北京 100028； 2.中海油研究总院有限责任公司 北京 100028；3.中海石油(中国)有限公司开发生产部 北京 100010； 4.中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300131)

我国渤海海域稠油资源丰富，对于地层原油黏度小于350 mPa·s的稠油，主要采用水驱、聚合物驱、多枝导流适度出砂等冷采技术开发[1-4]，但对于黏度大于350 mPa·s的稠油，冷采技术动用困难，目前动用比例仅13%。为了探索海上非常规稠油的有效开发方式，2008年在渤海N油田南区开展了多元热流体吞吐矿场试验[5-8]。实施热采后，首轮吞吐日产油由冷采阶段200 m3/d上升至640 m3/d，增产效果显著，2013年底进入二轮吞吐后，热采对产量贡献幅度减小，基本与冷采持平，截至目前，在生产的9口热采井平均日产油为17 m3/d，同区冷采井的平均日产油为22 m3/d。分析原因主要是海上平台空间有限、油藏埋深大、井斜大，采用轮注的吞吐模式，汽窜现象严重、热损失大，且多轮次高温热流体的注入还带来套管井口抬升、出砂及管柱故障等多方面的问题，缩短了油井生产寿命[9-11]。鉴于上述问题，提出以热水化学驱作为多元热流体吞吐开发的后续接替方式，以改善开发效果，并从化学药剂筛选与评价、数值模拟方法、矿场方案设计等3个方面入手研究热水化学驱油技术。

1 热水化学驱油技术概况

热水化学驱通过将热水驱与化学驱的有机结合，在持续补充地层能量的同时，通过热能与化学剂的协同增效作用，可有效改善流度比，提高油藏平面及纵向的驱油效率，在吞吐热采的基础上进一步提高采收率。热水化学驱与单热水驱或吞吐方式相比，其技术优势主要体现在以下几方面[12-14]：

1)化学剂在驱替前缘与地层油接触，亲油基团深入油相，拆散沥青质、胶质所形成的空间网状结构，亲水基团引入水分子，使被拆散的稠油形成水包油分散体系，实现分散稳定降黏，同时有助于热水持续流动到冷油区域，从而大幅度提高波及范围内原油的流动能力。

2)热水化学驱通过热力与化学协同作用，可降低油水界面张力，提高洗油效率。同时，化学药剂增加水相黏度，改善流度比，减缓指进现象，扩大波及体积。

3)在吞吐方式下，由于高温气体的超覆作用，加热的主要是上部油层，热水化学驱作为吞吐的接替技术，其由于重力作用，可加热及驱替油层的中下部，提高了热力波及体积和原油采收率。

4)吞吐多个轮次后，油藏加热半径内的温度得到一定程度提升，但由于衰竭的开发方式，油藏能量下降较快，造成多轮次吞吐后期的产量急剧递减。热水化学驱可以补给地层能量，在利用前续残余热能的基础上，持续保证油田产量。

5)相比300 ℃以上的蒸汽，热水化学驱温度一般控制在180 ℃以下，在注入过程中井筒升温幅度较小且平稳，减少套管及井下密封装置的损坏，降低锅炉用水指标，从而为油田进行中长期热采开发提供了安全经济的解决方案。同时，热水相对于高温蒸汽的热损失低，提高了热能利用效率。

2 热水化学驱油药剂室内评价实验

2.1 热水化学驱药剂筛选

根据降黏性能、水配伍性、热稳定性、油/水界面活性等多项指标在不同温度及浓度条件下的表现性能，对热水化学驱所用药剂进行筛选评价，其中温度与浓度的范围主要依据目标区块的油藏和流体物性参数进行确定。渤海N油田的评价标准如表1所示，其中实验温度为56℃，实验原油黏度为710 mPa·s。

表1 渤海N油田热水化学驱药剂筛选指标评价表

基于以上评价标准，选择了代码为DN、HJ、HXH、RE20和RE22等5种化学剂进行了测试评价，测试结果如表2所示。从表2可以看出，DN药剂各项性能较好，因此筛选出DN药剂进行关键参数测试。

表2 渤海N油田化学剂测试结果

2.2 热水化学驱药剂关键参数测试

基于筛选出的驱油药剂，进行理化性能和溶液性能测试，系统评价药剂的应用性能。其中黏浓、黏温、降黏、吸附等几项性能指标为矿场方案编制中对应参数取值提供重要的依据。渤海N油田适用药剂的关键参数测试结果分析如下。

1)黏度与浓度的关系测定。

56 ℃温度下，应用吴茵搅拌器在1档20 s条件下，测试驱油体系剪切前后黏度随浓度的变化，结果见图1。从图1可以看出，不同浓度的溶液剪切后黏度降低，但保留率在60%以上。

图1 渤海N油田热水化学驱适用药剂黏度与浓度关系

2)黏度与温度的关系测定。

图2为不同浓度药剂在不同温度下的黏度(剪切后)，可以看出，随着温度的增加，药剂的黏度逐渐降低，当温度升高到100 ℃以上时，其降低幅度减小趋于平稳，170 ℃时黏度保留率在50%以上，具有良好的耐温性。

图2 渤海N油田热水化学驱适用药剂黏度与温度的关系

3)药剂对原油降黏率的测定。

按照油水比1∶1混合油样和药剂体系，放在恒温磁力搅拌器上搅拌，测定混合体系黏度计算降黏率。从图3可以看出，随着药剂浓度的增加，体系降黏率先急剧增加，在浓度为1 500 mg/L时达到峰值，此后，低温时(T=55 ℃)体系降黏率基本恒定，高温时(T=115 ℃、175 ℃)药剂浓度继续增加但体系降黏率反而降低，主要原因是温度在115 ℃以上时，原油黏度与药剂体系黏度相近，此时通过高温高压流变仪测定的药剂与原油混合体系黏度主要受到药剂本身的影响。

图3 渤海N油田热水化学驱适用药剂浓度与原油降黏率关系

4)药剂静态吸附量的测定。

将油砂和药剂体系溶液按固液比1∶10加入带塞的磨口锥形瓶中，振摇混匀后置于不同温度的恒温箱中，48 h后将锥形瓶的溶液振摇均匀后倒入离心管，离心分离约30 min，取出离心管中上层清液，混匀后利用紫外分光光度计测定清液中驱油剂的浓度。从图4可以看出，随着温度升高，药剂的静吸附量逐渐降低，特别是当温度高于100 ℃后，吸附量迅速降低，这是由于温度升高分子热运动加剧，导致药剂分子易于脱离油砂表面而不形成吸附。

图4 渤海N油田不同浓度化学药剂溶液的静吸附量

2.3 热水化学驱药剂室内驱油实验

基于筛选出的驱油药剂，开展室内驱油实验，对比不同温度、药剂浓度条件下的降水增油效果，从而为现场应用提供参考。实验条件如下:

1)实验岩心：φ3.8×60 cm圆柱岩心，气测渗透率2 000 mD，孔隙度35%，含油饱和度65%；

2)转驱时机：含水率70%；

3)注入速度：0.5 mL/min；

4)实验结束：含水率95%。

图5～7为基于渤海N油田的储层和流体物性条件开展的驱油实验测试结果。为了更好地分析热水化学驱中药剂用量对提高采收率的影响，定义了药剂提高采收率比率和注入单位孔隙体积药剂提高采收率值两个参数，其中药剂提高采收率比率=(热水化学驱提高采收率-热水驱提高采收率)/热水化学驱提高采收率，注入单位孔隙体积药剂提高采收率值=热水化学驱提高采收率/注入药剂段塞的孔隙体积。从图中可以看出:

1)在不同温度下，热水化学驱可在热水驱的基础上再提高采收率5～12个百分点，但随着温度的增加，化学药剂对于热水化学驱提高采收率的贡献降低，由55 ℃的65%降低至175 ℃的20%(图5)；单位孔隙体积化学药剂注入量提高采收率值也相应降低，在115 ℃后降低幅度较大(图6)，说明随着温度的升高，热对提高采收率逐渐起主导作用，化学药剂的作用被削弱，主要原因是在低温条件下药剂呈现降黏、增加水相黏度的双重主导作用，高温条件下热能降黏主导，药剂的流度随温度升高而降低，导致其改善非均质性扩大波及体积的能力降低，因此提高采收率幅度随着温度升高而降低。

图5 渤海N油田温度及化学药剂对提高采收率的贡献

图6 渤海N油田注入单位孔隙体积化学药剂提高采收率值

2)在不同化学药剂浓度下，随着化学药剂浓度增加，提高采收率幅度增加，浓度大于1 500 mg/L后提高幅度变缓，但单位孔隙体积化学药剂用量的提高采收率值由1 500 mg/L的15.5%降至2 500 mg/L 的13.7%，表明化学药剂浓度升高，药剂用量增加，但效率降低(图7)。

图7 渤海N油田不同化学药剂浓度下提高采收率效果(T=115 ℃)

3 热水化学驱油数值模拟技术

基于CMG软件的STARS模块实现了热水化学驱技术的模拟计算。表3是热水化学驱不同提高采收率机理在软件中对应的表征方法。

模型中关键的物化参数设置方法及步骤如下。

1)定义组分：设置2项水相组分(water1、water2)、2项油相组分(oil1、oil2)、1项化学药剂组分(chemical)，其中oil1为高黏原油，oil2为降黏后的轻油。

2)设置黏温关系：基于室内实验，输入不同温度下各组分的黏度值。

3)设置非线性黏浓关系：基于室内实验，输入药剂不同浓度与黏度的对应值。

4)设置化学反应关系：oil1与溶解于water1中的药剂反应后，生成oil2，化学反应方程式为

(water1)+x(chemical)+(oil1)=(water2)+(1+x)(oil2)，其中药剂x值主要通过数值反演室内岩心驱替实验得到。

5)设置药剂吸附：基于室内实验，输入药剂不同浓度与吸附量的对应值。

4 渤海N油田热水化学驱油方案设计

针对渤海N油田南区的B7、B1和B2三个井组进行了热水化学驱方案设计，目前该区块正在进行多元热流体吞吐开发，因此将多元热流体吞吐方案作为增油效果的对比基础方案，在此基础上以提高采收率幅度、吨剂增油和综合指标为目标函数对热水化学驱的药剂注入浓度、热水温度、药剂用量等参数进行了优化设计，并最终提出最佳推荐方案。

4.1 注入参数优化分析

4.1.1注入浓度优化

图8为相同温度(115 ℃)、不同化学剂浓度条件下，热水化学驱相对于多元热流体吞吐方式的增油效果。可以看出，随着化学剂浓度的升高，提高采收率幅度同步提升，但在浓度超过1 500 mg/L后上升幅度逐渐减小；热水驱提高采收率幅度由于温度和注入量恒定，其在多元热流体吞吐方式基础上提高采收率幅度恒定。吨剂增油量在1 500 mg/L时达到峰值。计算结果与室内实验的结果较为吻合，推荐化学剂的注入浓度为1 500 mg/L。

图8 渤海N油田热水化学驱注入浓度优化方案结果对比

4.1.2注入温度优化

图9为相同注入浓度(1 500 mg/L)、不同注入温度条件下，热水化学驱相对于多元热流体吞吐方式的增油效果。可以看出，随着注入温度升高，热水驱提高采收率幅度增高，药剂提高采收率幅度降低，和室内实验测试的结果一致。两者之和，即热水化学驱整体提高采收率幅度随着温度升高而升高，但在高于115 ℃后，提升幅度逐步减少，且吨剂增油量和综合指标在115 ℃后降幅增大。推荐115 ℃为热水化学驱的注入温度。

图9 渤海N油田热水化学驱注入温度优化结果对比

4.1.3化学剂用量优化

图10为不同化学剂用量条件下，热水化学驱相对于多元热流体吞吐方式的增油效果。可以看出，随着化学剂用量增加，热水化学驱整体提高采收率幅度增加，但增加的幅度逐渐减小。吨剂增油峰值为注入化学剂0.25 PV，综合指标峰值为0.3 PV。因此，综合技术指标和经济指标分析，推荐化学剂注入量为0.25～0.30 PV。

图10 渤海N油田热水化学驱化学剂用量优化结果对比

4.2 推荐方案设计

基于注入参数优化结果，计算得到最优参数条件下B7、B1和B2三个井组的推荐方案。相比多元热流体吞吐，热水化学驱的受效半径得到了扩大(图11)，从吞吐的平均80 m扩展到400 m左右，对于海上350 m井距，可有效动用注采井间的储量。

图11 不同开发方式的受效半径对比图

推荐方案累计增油18.09万m3(其中热水驱增油占59%，化学剂占41%)(图12)，采出程度增幅4.8个百分点，吨剂增油31.74 m3/t，综合指标0.62×10-2m3/t，因此从增油效果来看，热水化学驱可以作为多元热流体吞吐开发后续有效的接替方式。

图12 渤海N油田热水化学驱推荐方案年增油、累增油曲线

5 结论

1)热水化学驱将热水驱与化学驱有机结合，热水携带的热能和药剂拆散沥青质、胶质聚集体的作用共同降低原油黏度，且药剂增加水相黏度进一步改善水油流度比，热能还具有提高洗油效率的作用，由此既扩大波及体积又提高了洗油效率，通过物理和化学协同作用来提高采收率。

2)注入温度和药剂浓度是影响热水化学驱增油效果和经济效益的关键因素。室内实验和数值模拟计算结果表明，随着温度的升高，热水化学驱中热能提高采收率的幅度增加，但药剂的作用被削弱；随着药剂浓度的增加，提高采收率幅度增加，但浓度大于一定值后，注入单位孔隙体积化学药剂提高采收率值和吨剂增油值降低，因此应针对具体的油田特征选择合理的注入温度和药剂浓度。

3)渤海N油田南区热水化学驱推荐方案的计算结果表明：热水化学驱相比于多元热流体吞吐方式可以提高采收率4.8个百分点，吨剂增油31.74 m3/t，技术经济指标较好，因此热水化学驱可作为多元热流体吞吐后续有效的接替方式，为海上稠油有效开发提供一条新思路。