南堡35－2油田化學輔助熱水驅油的試驗研究

崔盈賢，張健，趙文森（海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室（中海油研究總院），北京 100027）

向問陶（中國海洋石油總公司，北京 100010）

南堡35－2油田稠油地層黏度相對較高，通過注水采油，單井產能較低，難以滿足海上油田高效經濟開發(fā)的要求。目前該油田開展過現(xiàn)場試驗的采油方法較多，如化學吞吐降黏技術、自生CO2吞吐降黏技術、弱凝膠調驅技術、鉆井壓裂適度出砂技術及N2泡沫壓水錐技術［1］①朱江 .南堡35－2油田總體開發(fā)方案（ODP），中海石油研究中心，2003.②北京市瑞德石油新技術公司 .南堡35－2油田可行性研究／總體開發(fā)方案——南堡35－2油田采油方式選擇及采油工藝研究，2002.，皆屬于稠油冷采開發(fā)方式。由于稠油黏度對溫度的敏感性，使得熱采技術備受關注，成為國內外提高稠油采收率領域的研究熱點。

筆者針對南堡35－2油田普通稠油，結合該油田當前注水開發(fā)現(xiàn)狀，提升注入水溫度，開展了熱水驅采油室內試驗研究，并添加增效化學劑，進一步評價了化學輔助熱水驅油的試驗效果。

1 試驗部分

1.1 主要設備及材料

采用一維管式高溫高壓填砂模型驅油裝置。根據南堡35－2油田物性，利用復配的石英砂和壓裂砂建立了表1所示的填砂細管模型。試驗用油為南堡35－2油田脫水稠油，50℃黏度540mPa·s。增效化學劑采用自制［2］。試驗用水為油田注入水，水型為NaHCO3型，總礦化度為2004.0mg／L，各離子質量濃度如下：K＋＋Na＋為380.7mg／L，Mg2＋為20.7mg／L，Ca2＋為154.7mg／L，Cl－為133.7mg／L，為96.1mg／L，為1203.5mg／L，為14.6mg／L。

表1 填砂模型基礎數據

1.2 試驗方法

按照石油行業(yè)標準SY／T 6315—2006《稠油油藏高溫相對滲透率及驅油效率測定方法》規(guī)定執(zhí)行。

1.3 試驗方案

控制恒溫箱溫度在55～115℃，開展不同溫度下的熱水（或化學輔助熱水）驅油試驗。試驗方案簡易框圖見圖1。

圖1 驅油試驗方案簡易框圖

1.4 試驗步驟

模擬南堡35－2油田油藏滲透率和孔隙度數據，將復配的巖心砂填充到單管模型中，抽真空48h，飽和注入水，飽和稠油，在油藏溫度（設定為55℃）浸泡老化24h后，按所設計的驅油方案，以0.5ml／min速率進行驅油試驗，驅替至產出液含水大于98%為止。

2 結果與討論

2.1 熱水驅油試驗

進行了不同溫度下的熱水驅油試驗，結果見圖2～5。提升注入水溫度，驅油效率提高，產出液含水率降低，熱水（55、65、75、95和115℃）的驅油效率分別為30.5%、38.1%、42.5%、48.7%和53.4%，且注入水溫度由55℃升至115℃，每升高20℃的驅油效率變化幅度分別為12.0%、6.2%和4.7%?？梢姡黾幼⑷胨疁囟瓤擅黠@改善水驅油效率，尤其是處于油藏溫度附近時，注入水溫度變化對驅油效率的影響更加明顯。

圖2 不同溫度熱水驅油效率變化曲線

圖3 不同溫度熱水驅含水率變化曲線

2.2 化學劑輔助熱水驅油試驗

伴隨注入增效化學劑，評價了不同溫度下的化學輔助熱水驅油效果，結果見圖6和圖7。加入增效化學劑，水突破時間延遲，驅油速度加快，化學輔助熱水（55、75、95和115℃）的驅油效率分別為37.2%、51.5%、59.5%和65.0%，較相同溫度熱水的驅油效率提高了6.7%～11.6%，比55℃水驅的驅油效率提高6.7%～34.5%，可見增效化學劑起到了明顯的強化水驅效果。

圖4 不同溫度熱水驅出口壓力變化曲線

圖5 不同溫度熱水驅油效率

圖6 化學輔助熱水驅油效率變化曲線

圖7 化學輔助熱水驅含水率變化曲線

3 結論

1）注入水溫度由55℃升至115℃，每升高20℃，熱水驅油效率增加幅度分別為12.0%、6.2%和4.7%。提升注入水溫度可明顯改善水驅油效率，尤其是處于油藏溫度附近時，注入水溫度變化對驅油效率的影響更加明顯。

2）注入水溫度依次為55、75、95和115℃時，添加化學劑，其驅油效率分別為37.2%、51.5%、59.5%和65.0%，比55℃水驅的驅油效率提高6.7%、21%、29%和34.5%，化學劑可進一步強化熱水驅油效率且在油藏溫度時，化學劑仍能發(fā)揮一定作用?；瘜W輔助熱水驅技術應用于海上普通稠油油田，將有助于進一步提高稠油采收率。

［1］丘宗杰 .海上采油工藝新技術與實踐 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2009.184～237.

［2］崔盈賢，向問陶，張健，等 .一種熱力采油輔助增效化學劑 ［P］.中國：201210103721.6，2012－08.