热水驱及注入转换策略在稠油油藏中的技术经济优化：以A66区块为例

《Processes》：Techno-Economic Optimization of Hot-Water Flooding and Injection Conversion Strategies for a Heavy Oil Reservoir: A Case Study of the A66 Block

　　

稠油油藏通常在热采过程中面临低采收率和高开发成本的问题。本研究以A66稠油油藏为对象，提出了一种集成热水驱与热-冷注入转换策略。研究人员结合实验室实验、数值模拟和技术经济分析，优化了注入温度、转换时机和注入参数。结果表明，注入温度对采收率有显著影响。将温度从40°C升高至60°C可显著提高采收率，原因是降低了原油粘度并增强了流动性。然而，进一步升高至80°C和100°C仅带来边际改善，表明存在明显的递减收益效应。综合考虑采收性能与能耗，60°C被确定为最优注入温度。模拟结果表明，热-冷转换时机对最终采收率影响有限，而对开发成本影响显著。在含水率10–20%时的转换窗口可实现驱替效率与热成本降低之间的平衡。此外，不稳定注水通过动态调整流动路径提高了波及效率，增强了平面和纵向驱替。因此，提出了一种耦合的热-冷注入策略，该策略整合了温度优化、注入模式设计和转换时机，以改善采收率和经济性能。与传统的恒温驱替相比，该策略更好地考虑了油藏热条件和流体性质随时间的变化。技术经济评价证实，优化方案在保持稳定采收率改善的同时实现了更高的经济效率，显示出在类似稠油油藏中具有现场应用的潜力。

**论文解读：热水驱及注入转换策略在稠油油藏中的技术经济优化——以A66区块为例**

**研究背景与问题**

稠油资源在全球非常规油气储量中占比巨大，其地质储量约为常规原油的三倍以上，开发潜力显著。然而，稠油通常具有高粘度、高密度以及高胶质和沥青质含量，导致储层条件下流动性差，驱替效率低，常规开采方法难以有效动用。热采技术（如蒸汽驱、热水驱）通过注入高温流体降低原油粘度，是提高稠油采收率的最有效手段之一。但在实际开发中，注入温度的变化会引起储层温度场重新分布，尤其在低温流体注入或从热水转为冷水开发时，可能出现“冷伤害”效应——温度降低导致原油粘度急剧上升、蜡析出和孔喉堵塞，进一步降低油相渗透率和驱替效率。目前，针对热水驱过程中注入温度、冷伤害效应与开发策略的耦合研究仍较有限，缺乏系统性的优化方法。因此，本研究以A66稠油油藏为对象，旨在通过综合实验、数值模拟和技术经济分析，优化热水驱的注入温度、转换时机及注入模式，提出一种兼顾采收率与经济效益的耦合热-冷注入转换策略。该论文发表在《Processes》期刊上。

**主要技术方法**

研究人员采用实验室岩心驱替实验、注入压力测量和油水相对渗透率测试来获取基础数据，所有实验均重复三次以确保可靠性。基于A66区块地质解释和测井资料，建立了三维结构化网格数值模拟模型，模拟了不同注入温度、转换时机和注入模式下的开发动态。该模型考虑了温度依赖的粘度关系（Arrhenius型公式）和冷伤害效应（通过渗透率折减系数表示）。技术经济评价采用折现现金流框架，计算净现值（NPV）、内部收益率（IRR）和回收期，油价设定为50、60和80美元/桶，成本数据来源于A66区块工程经济数据库。样本（岩心）均来自A66井，原油为现场脱气脱水原油。

**研究结果**

**3.1 A66稠油油藏的驱替特征**

**3.1.1 不同温度下的热水驱效率：** 通过两种不同渗透率（281×10^-3 μm²和1076×10^-3 μm²）天然岩心在7个注入温度（20–140°C）下的实验，发现采收率随温度升高而增加，但80°C后边际改善显著递减。60°C时综合驱替效率与能耗平衡最优。低渗透率岩心采收率始终较低。

**3.1.2 注入压力与压力梯度测量：** 高温显著降低注入压力，高渗透率岩心在80°C时稳定压力梯度约为0.966 MPa/m。注入初期压力先升后降，反映热扩散与粘度降低的耦合效应。

**3.1.3 不同温度下的相对渗透率测量：** 采用非稳态法在30°C、60°C和90°C下测定油水相对渗透率。温度升高使相渗曲线右移，两相区扩大，水相相对渗透率上升加快，含水率上升变缓，残余油饱和度降低，驱替更平稳。

**3.2 A66区块热水注入方法与参数优化**

**3.2.1 热水注入体积优化：** 80°C热水驱实验显示，注入0.5 PV时出现拐点，后续注入增产效果减弱，0.5 PV为最优注入体积。技术经济对比表明，60°C相比80°C仅损失0.20–0.25%采收率，但能耗显著降低，边际收益递减。

**3.2.2 注入压力与压力梯度确定：** 比较连续注入、等周期交替、递增周期和递减周期四种模式，连续注入模式在1.2 PV时采收率最高（高出5.81%–9.67%），因其能维持稳定温度场。

**3.2.3 热水驱注入速率优化：** 在均质岩心模型实验中，注入速率从低到高，采收率从58.94%升至64.80%，但速率超过0.051 m/d后增速减缓，0.051 m/d为最优速率。

**3.3 A66区块热水驱转换策略研究**

**3.3.1 驱替介质温度优化：** 数值模拟对比20°C至100°C注入温度，考虑冷伤害时冷水驱性能显著差于热水驱。40°C升至60°C时增产最显著，更高温度边际效益递减，推荐60°C为早期开发温度。

**3.3.2 转换时机研究：** 模拟不同转换时机（含水率0–40%），转换时机对最终采收率影响有限，但影响成本。推荐在含水率10–20%时转换，以平衡驱替效率与热成本。

**3.3.3 注入参数优化：** 不稳定注水（周期调整注入强度）相比稳定注水，可提高平面和纵向波及效率，降低整体含水率，改善开发效果。

**3.3.4 技术经济评价：** 相比冷水驱和蒸汽驱，热水驱在60美元/桶油价下，税后IRR为22.97%，回收期3.21年，经济性最优。60°C时能量利用效率最高。

**总结与结论**

论文总结讨论了热水驱转换策略的关键：从热-冷转换的物理机制出发，冷伤害效应可通过温度依赖性粘度和渗透率折减模型量化，但A66区块原始地层温度较高，注入流体与地层快速热交换，使转换时机对最终采收率影响有限，而主要影响运营成本。不稳定注水通过动态调整流场可改善波及效率。最终，研究提出了耦合热-冷注入转换策略，整合了温度优化、注入模式设计和转换时机，在保持采收率改善的同时提高了经济性。

**研究结论翻译：** 本研究开发了一个针对稠油油藏热水驱及后续注入转换的综合优化框架，重点关注驱替流体温度、注入转换时机和注入模式的耦合效应。该方法整合了实验室实验、数值模拟和技术经济分析，以系统评估开发性能和经济可行性。结果表明，注入温度对驱油效率起关键作用。将注入温度从40°C升高至60°C显著降低了原油粘度并改善了流动性，但进一步升高温度导致边际改善递减，表明过高的热输入不会成比例地提高采收率。从技术和经济角度考虑，约60°C的注入温度被确定为早期开发的最优条件。研究进一步揭示，热水驱转为低温水驱的时机对最终采收率影响有限，但对运营成本和热效率影响显著，这是由于注入流体与储层之间相对快速的热平衡，降低了注入温度对驱替行为的长期影响。基于此机制，建议在含水率约10–20%时实施转换策略，以平衡热效率与成本降低，同时减轻温度突变可能引起的冷伤害效应。此外，不稳定注水通过动态调整注入强度和流动路径，显著提高了波及效率，与相同注入体积下的稳定注水方案相比，增强了平面和纵向驱替性能。重要的是，本研究的主要贡献不仅在于单个参数的优化，还在于建立了一种耦合的热-冷注入转换策略作为统一开发框架。该策略整合了热采、储层流动演化和经济评价，实现了采收率提升与成本控制的协调优化。与传统的冷水驱和连续热水驱相比，该策略在技术性能和经济可行性之间取得了更好的平衡。总体而言，注入温度、转换时机和注入方案的综合优化为稠油油藏提供了一种实用且适用于现场的开发方法。本研究的发现可为类似稠油资源的高效经济开发提供有益参考。