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。……