引言

致密砂岩油藏在开发过程中，由于压力传导较慢，生产井普遍存在压力下降较快、供液能力不足等问题，为延缓产量递减速度，常采用注水开发的方式补充地层能量，以维持油田产能。但由致密砂岩渗透率极低、孔隙喉道极窄，再加上油藏内地层黏土矿物水敏膨胀、注入水水质引起的近井地带污染等问题，造成注水井压力升高，部分水井欠注、停注，“注水难”成为开发致密油藏亟待解决的问题^[1-3]。

根据致密油藏储层特性，国内外学者有针对性地开展了大量水井降压增注研究工作，形成了系列降压增注工艺技术^[4]，概括起来主要有化学降压增注技术、物理降压增注技术，以及物理+化学复合降压增注技术。化学法增注包括酸化、压裂、活性水、纳米聚硅技术等，常规酸化措施作业时间短、见效快，但该技术主要解除近井地带污染，处理半径小，且措施有效期短，尤其是重复酸化会对地层骨架造成损害，效果不理想^[5-6]；压裂可实现大规模储层改造，大幅改善储层物性，明显提高单井注入量，但存在作业成本高、环境污染严重、裂缝沟通水窜等问题^[7-8]；活性水通过降低固/液界面张力，减弱贾敏效应，达到降压增注目的，工艺简单、成本低，但存在活性剂与地层匹配性差等问题，应用效果受限^[9-11]；纳米聚硅材料对地层具有极强的吸附性，可以有效剥离岩石孔隙内表面水膜，改变岩石润湿性，增加孔喉半径，降低流动阻力，增注效果显著，但材料制备工艺复杂、成本较高^[12-13]。物理法增注有高压水射流、低频水力振荡、脉动解堵技术等，利用压力脉冲波在地层中的传播，使岩石孔隙中堵塞物振动破碎，提高近井地带渗透率，达到增注目的。物理法解堵增注工艺简单、成本低，但作用范围有限，多数物理解堵技术只针对近井地带处理，现场应用效果有限^[14-15]。常用的复合解堵增注技术有水力振荡酸化、连续油管均匀布酸、活性水脉动等，利用物理+化学相互结合的方式，弥补物理解堵技术应用的局限性，能够更好地发挥措施效果，但存在作业工序复杂、工期长等问题^[16-17]。

致密油藏注水压力高的原因，除近井地带污染、黏土水敏膨胀外，主要是启动压力梯度的存在^[18-19]、油水两相渗流有效渗透率降低以及地层压力降低所引起的压力敏感性伤害。研究表明，致密油藏注热水能够大幅度降低地层油、水相黏度，降低油/水界面张力，改变岩石润湿性，改善岩石孔隙结构，降低启动压力等^[20-24]，是一种水井降压增注的可行方法。为探索致密油藏注热水降压增注技术可行性，本文通过室内实验开展了系统的机理性研究，并结合目标区块评价了注热水降压增注效果，为致密油藏实施降压增注提供了新思路。

1 实验器材 1.1 实验仪器

主要包括高温高压泥页岩膨胀仪、偏光显微镜、高压物性PVT分析仪、落球黏度计、旋转滴界面张力仪、可视化高温高压多功能驱替装置等。

1.2 实验材料

实验岩芯：目标区块天然岩芯，岩性主要为粉细—细粒长石砂岩，黏土矿物以绿泥石为主，其次是伊利石和伊蒙混层；实验用油：井口油气样品配制的模拟油；实验用水：现场注入水、地层水。

2 致密油藏注热水降压增注机理研究

致密油藏采用注热水开发，热流体的注入会使油藏原有的温度、压力场发生改变，导致地层岩石物性、流体物性发生不同程度的变化，同时也会对岩石—流体间的相互作用产生影响，本文基于这3方面的改变，借助室内实验，主要从以下几点来分析致密油藏注热水降压增注的机理。

2.1 注热水对黏土矿物水化膨胀影响

黏土矿物水化膨胀性的影响因素不仅与其所接触流体性质有关，也受两者相互作用的环境影响，如接触时间、压力和温度等^[25]。因此在致密油藏注热水开发过程中，为评价热水对储层造成的水敏伤害程度，开展了注热水对黏土矿物水化膨胀率影响实验。将现场岩屑研磨成粉，压制成模拟岩芯，利用高温高压页岩膨胀仪测得其在不同温度下膨胀率随时间变化，如图 1所示。

由图 1可见，该黏土矿物膨胀率随时间的延长不断增大，初期60 min内膨胀率增幅较大，但不同温度下膨胀率的差别很小，随着时间的不断延长，膨胀率差距逐渐变大并趋于稳定。由实验时间内最终膨胀率与温度关系曲线(图 2)可以看出，该黏土矿物膨胀率对温度不敏感，温度从20 ℃升高到120 ℃，黏土矿物膨胀率只由原来的5.3%增大到7.4%，增幅很小。分析认为，该致密油藏黏土矿物主要成分为绿泥石，绿泥石为非膨胀型黏土，水化膨胀程度很弱，而易于水化膨胀的蒙脱石、伊蒙混层成分含量极少。

综合实验分析认为，该致密油藏黏土矿物水化膨胀率低，对温度敏感性非常弱，故而在注热水开发过程中，注入水对地层的水敏损害很小，不会因此造成注入压力的明显升高。

2.2 注热水对岩石孔隙结构的影响

储层岩石的孔隙、喉道是地层流体的渗流通道，岩石物性好的储层孔隙度、渗透率大，易于流体流动，相反，物性差的储层会造成流体流动压力大，反映在注水井上，表现为注水压力高、注水困难。致密油藏注热水开发，热流体的注入势必会改变地层热力场，致使岩石的孔隙结构特征发生改变。为此，利用铸体薄片分析法，研究了不同温度热水驱后岩石孔隙结构的变化规律。实验选取物性相近的岩芯若干块(渗透率1 mD左右)，分5个温度条件(20，50，90，120，150 ℃)，每个温度下进行3组水驱实验，为尽量保持数据合理性，每组制作3个薄片，实验数据取平均值，得到不同温度热水驱后岩石孔隙结构特征参数如表 1所示。

实验结果选取了能够反映岩石孔隙结构特征的几个主要参数—孔隙半径、孔喉比、比表面、分选系数、均质系数、形状因子，来表征不同温度热水驱后岩石孔隙结构的变化。从不同温度热水驱后孔隙结构参数情况(表 1)来看，随着注热水温度的升高，该岩石平均孔隙半径、平均形状因子增大，而平均孔喉比、平均孔隙比表面、分选系均呈现不同程度的减小，均质程度增高，说明岩石孔隙特征总体有变好的趋势。分析认为，热水的注入使储层岩石热力场发生改变，岩石骨架颗粒及胶结物受热膨胀，其结构遭到一定程度破坏，部分微粒脱落，被注入的热水不断冲刷带走，岩石的孔隙、喉道得到一定程度扩大。

从实验结果(表 1)可以看出，致密油藏注热水开发能改善岩石的孔隙结构，增大油水渗流通道，提高注水井的吸水能力，增加注水量，在一定程度上能够缓解“注水难”的问题。

2.3 注热水对油水黏度的影响

油藏流体在流动过程中主要受黏滞阻力的影响，温度的改变会造成流体黏度的变化，从而改变黏滞阻力。为此，研究了温度对模拟油及注入水黏度的影响。地层压力(16 MPa)条件下，模拟油、注入水在不同温度下的黏度曲线见图 3。

由图 3可见，在低温范围(模拟油低于100 ℃，注入水低于80 ℃)，模拟油及注入水的黏度对温度变化很敏感，随温度升高，黏度迅速降低；高温范围(模拟油高于100 ℃，注入水高于80 ℃)，无论是模拟油还是注入水黏度随温度升高降低幅度非常小。分析认为，流体黏度主要受分子间存在的内摩擦阻力影响，温度升高分子受热膨胀，分子间距增大，摩擦阻力减小，故油水黏度变小；然而，随着温度不断升高，尤其是当温度升高到一定程度后，受分子间作用力的影响，分子间距变化幅度减小，致使油水黏度下降趋于平缓。

注水开发是利用注入水作为驱替相，补充地层能量，将地层原油驱替采出，在驱替过程中流体黏滞力的存在是导致注入压力升高的重要因素。致密油藏注热水开发，地层温度升高，不论是驱替相的注入水还是被驱替相的地层原油，黏度都将大幅度减小，流体流动的黏滞阻力减小，注入压力相应降低。

2.4 注热水对地层流体的热膨胀作用

随着油田开发程度的加深，油藏压力不断下降，有效压力增加，从而造成压力敏感性伤害，致使注水压力升高，且渗透率越低的油藏，压敏伤害越大。注热水开发，地层岩石、流体受热膨胀，地层压力升高，能起到缓解压敏伤害的作用。实验测得模拟原油在不同温度下的体积系数、热膨胀率、热膨胀系数，如图 4所示。

由图 4可见，随温度升高，该致密油藏原油体积系数、热膨胀率逐渐增大，且增幅明显。实验温度30~150 ℃时，体积系数1.32~1.46，热膨胀率高达10%，而热膨胀系数最大可到16×10^-4 ℃^-1，原油热膨胀性显著。分析认为，地层原油的热膨胀性主要取决于溶解气油比，原油中溶解气量越大，即溶解气油比越高，原油的热膨胀性越显著，如本文中地层原油的溶解气油比高达110。

实验表明，致密油藏原油的高溶解气油比特性使其具有显著的热膨胀性，实施注热水开发对地层压力的恢复起到极大的促进作用，可以有效缓解压敏效应造成的损伤，降低注水压力。

2.5 注热水对油水界面张力的影响

油藏在注水开发过程中流体大都处于油水两相流动状态，贾敏效应的存在阻碍了原油的流动，在一定程度上增大了注水压力，贾敏效应主要受油水界面张力的控制。研究表明，温度对界面张力具有一定影响，因此，利用旋转滴界面张力仪测得油水界面张力随温度变化关系曲线如图 5所示。

由图 5可知，随温度的升高，油水界面张力逐渐降低，温度从20 ℃升高到90 ℃，界面张力由原来的20.5 mN/m降低到11.3 mN/m，降幅超过50%。但研究表明，水驱开发过程中，当油水界面张力下降至少3个数量级，即下降到10$^{-2}$级时，贾敏效应才能得到有效减弱，单凭温度作用造成的界面张力下降幅度还远远不够。

2.6 注热水对油水相启动压力梯度的影响

启动压力的存在是制约致密油藏开发的一大难题，在注水开发过程中，启动压力的大小对注水界限有很大影响，如果能降低启动压力将有助于改善注水开发效果。选取目标区块天然岩芯(1号岩芯：气测渗透率2.35 mD，孔隙度11.5%)测得了不同温度下油相(束缚水饱和度下)和水相的最小启动压力梯度^[14]，见图 6。

图 6可见，(1)随着温度升高，油、水相启动压力梯度迅速降低，从20 ℃升高到90 ℃，油、水相启动压力梯度的下降幅度可达76.8%和63.1%；(2)随温度升高，油、水相启动压力梯度先迅速降低，后下降幅度逐渐变缓，与温度呈很好的幂指数关系。分析认为，启动压力主要受储层岩石物性、流体物性影响，由于岩石的热膨胀系数很小，岩石热膨胀造成的渗透率及孔隙变化很小，而前文表明，地层原油及水的黏度对温度非常敏感，随温度升高，黏度大幅度降低，因此认为，油、水相启动压力的降低主要是由于其黏度的降低造成的，且油的黏度大于水的黏度，因此，油相最小启动压力梯度远大于水相。

致密油藏在注水开发过程中，地层中原油的流动及注入水的流动都需要克服最小启动压力梯度，实施注热水开发，可以大幅降低油水相启动压力梯度，能有效缓解油水井“注不进，采不出”的问题。

2.7 注热水对油水相渗曲线的影响

油水相对渗透率是描述油藏多孔介质两相流动的重要参数，油水相渗曲线能够在一定程度上反映油藏中油水相的渗流能力，本文选取目标区块天然岩芯(2号岩芯：气测渗透率1.15 mD，孔隙度11.2%)，用不稳定法^[26-27]测得不同温度下的相渗曲线(图 7)。

表 2为不同温度下相渗曲线特征参数表，由图 7、表 2可知，(1)温度由20 ℃升高到150 ℃，油水相渗曲线整体向右移动，油水两相共渗区变宽，束缚水饱和度、残余油饱和度均有不同程度降低；(2)在相同含水饱和度条件下，随温度升高，水相相对渗透率变小，油相相对渗透率增大，油相流动性增强。

实验表明，致密油藏注热水开发，相渗曲线向有利于水驱油的方向改变，地层中原油的流动性增强，有利于水井注入。

3 致密油藏注热水降压增注效果研究

本文利用目标区块天然岩芯开展了注热水降压增注效果评价实验研究，实验选取3块不同渗透率岩芯(0.85，1.96，3.52 mD)，分别模拟20，50，70，90，120，150 ℃条件下水驱油，实验岩芯室温度为70 ℃(实际油藏温度)，注水管线采用保温隔热处理，尽量降低热损耗。

图 8为其中一块岩芯(3.52 mD)在不同温度下热水注入压力随注入量变化的关系曲线。

由图 8可见，(1)由于致密岩芯存在启动压力的缘故，注入压力曲线上存在明显的注入启动压力和峰值压力现象，且注入热水温度越高，现象越明显；(2)注入热水的温度越高，注入压力升高的速率越小，压力到达峰值及最后稳定需要的注入水体积越小；(3)注入量相同时，注入水温度越高，注入压力越低。

3.1 注水启动压力

致密油藏在注水开发过程中存在使地层原油动用的最小注入压力，即注水启动压力，只有当注水压力大于启动压力时，注入水方能驱替地层原油流动，发挥水驱开发作用。不同渗透率岩芯注水启动压力与注水温度关系曲线如图 9所示。

由图 9可见，(1)渗透率不同，注水启动压力不同，渗透率越低，注水启动压力越大；(2)注热水可有效降低注水启动压力，在20~100 ℃，注水启动压力随温度升高下降明显，温度高于100 ℃以后，启动压力变化趋于平缓；(3)随注水温度升高，不同渗透率级别岩芯注水启动压力下降幅度不同，渗透率越低，注水启动压力下降幅度越大。

3.2 峰值效应

由不同温度热水驱注入压力随注入体积变化曲线(图 8)可以看出，注热水温度不同，注入峰值压力、稳定压力各不相同，注入峰值压力、稳定压力与注热水温度关系曲线如图 10所示。

以峰值压力与稳定压力之差来表征峰值效应的大小，压差越大，说明峰值效应越明显，压差随注水温度变化关系曲线如图 11所示。

由图 10、图 11可见，(1)随注水温度升高，不同渗透率岩芯水驱油峰值压力、稳定压力都呈下降规律，峰值效应减弱，低于100 ℃时，峰值效应减弱程度显著，高于100 ℃后，峰值效应减弱程度趋于平缓；(2)不同渗透率级别岩芯水驱油峰值压力、稳定压力不同，峰值效应程度亦不同，渗透率越低，注水峰值压力、稳定压力越高，峰值效应也愈明显，且随注水温度升高，峰值压力、稳定压力下降幅度越大，峰值效应减弱程度越明显。

3.3 降压率

注水降压率计算方法为常温水驱稳定压力与热水稳定压力之差/常温水驱稳定压力，常温取20 ℃，计算注水降压率与注水温度关系曲线(图 12)。

由图 12可以看出，致密油藏注热水开发过程中，井口注水温度越高，降压率越大，降压效果越明显；低于100 ℃，随着注热水温度的升高，降压率增加明显，注水温度高于100 ℃后，降压率增加的幅度逐渐变缓，结合注水温度对启动压力、峰值效应的影响，该区块最合理的注水温度为100 ℃左右；不同渗透率岩芯注热水的降压效果不同，渗透率低的岩芯降压效果更明显。

4 结论

(1) 注热水对该致密区块黏土矿物水化膨胀影响较小，因此而造成的注水压力升高可忽略不计。

(2) 注热水可以大幅降低地层原油、注入水的黏度及油、水相启动压力梯度，降低油水界面张力，缓解地层压力降低造成的压敏伤害，改善油水相对渗透率、岩石孔隙结构，有利于致密油藏注水井的降压增注。分析认为，地层流体黏度的降低及启动压力的减小可能是致密油藏降压增注的主要机理。

(3) 致密油藏注热水开发具有良好的降压增注效果，注热水温度越高，注水启动压力越低，峰值效应越弱，降压增注效果越明显，并存在合理的注热水温度，该区块最优注热水温度为100 ℃。

(4) 不同渗透率岩芯注热水降压增注效果不同，渗透率越低，注水启动压力下降越快，峰值效应削弱越明显，降压增注效果越显著。