蔣生健，唐曉東，張洋勇，李晶晶，崔盈賢

(1.中油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124114;2.油氣地質及開發(fā)工程國家重點實驗室西南石油大學，四川 成都 610500;3.西南石油大學，四川 成都 610500;4.中海油研究總院，北京 100027)

引 言

稠油是中國重要的非常規(guī)油氣資源，儲量豐富，未來將成為常規(guī)油氣資源的重要替代能源[1-3]。但是稠油通常黏度高、密度大，在地層中流動性差，導致稠油開采難度大、成本高且最終采收率低。目前稠油開采技術主要包括化學驅、CO2驅、微生物驅、電磁降黏等冷采技術，蒸汽吞吐、蒸汽驅、火燒油層、熱水驅等熱采技術以及集合了多種驅油機理的復合開采方式[4]。注空氣低溫催化氧化采油技術是稠油開采的創(chuàng)新技術[5-7]，在中國稠油開采領域具有巨大的發(fā)展?jié)摿蛷V泛的應用前景。本文研究了該技術對來自4個油田不同區(qū)塊、性質各異的稠油的適應性，加深了對注空氣低溫催化氧化采油技術的認識。

1 采油機理

稠油注空氣低溫催化氧化采油技術的基本原理是:在注空氣采油過程中加入具有催化氧化和裂解功能的催化劑，促進稠油的低溫氧化反應和裂解改質，加速耗氧以保證稠油注空氣采油全過程的安全性。該技術集熱采、N2驅、表面活性劑驅及稠油井下改質技術于一體，通過多種驅油機理共同作用提高稠油采收率[8-10]。

2 技術特點

(1)技術成本低。注入介質空氣的來源廣且不受地域限制;稠油低溫氧化耗氧產生CO2和熱量，形成具有熱效應的N2和CO2驅油作用，但不需要專門的氣體發(fā)生設備，較注N2和CO2成本降低40% ～50%;過程處于低溫氧化狀態(tài)，對注空氣壓縮機的注入壓力與排量及穩(wěn)定性要求較低，普通的國產空壓機即可滿足注入要求。

(2)促進采出原油改質。空氣低溫催化氧化采油過程中由于熱改質和催化改質的共同作用，使采出稠油的重組分(膠質和瀝青質)含量降低，輕質組分(飽和烴和芳香烴)含量增加和平均分子質量減小。

(3)有效提高原油采收率。注空氣低溫催化氧化采油技術在100～200℃條件下悶井，在氧化催化劑作用下空氣中氧含量快速降低，開井后采出液含水率大幅度降低，顯著提高稠油最終采收率。

3 原油適應性研究

對新疆、遼河、吐哈和渤海等油田的部分稠油樣品進行了注空氣低溫催化氧化適應性研究，各稠油樣品的主要性質見表1。

由表1可知，本研究所涉及的稠油性質范圍較廣，包括新疆油田普通稠油、特稠油和超稠油，遼河油田特稠油和超稠油，渤海油田的海上稠油及吐哈油田魯克沁超深層特稠油。此外，各稠油樣品的酸值、SARA四組分含量及平均分子質量的差別也較大。

表1 實驗稠油樣品的主要性質

3.1 尾氣含氧量變化

在WDF-0.5L型高溫高壓反應釜(山東威海自控反應釜有限公司)中加入100 g稠油和100 g自來水，再加入一定量的催化劑，在實驗條件下反應一定時間后，采用GC-2000氣相色譜分析尾氣中的氧含量，結果見表2。

由表2可知，在實驗條件下，反應后空氣中大部分氧被消耗掉，尾氣中氧含量均降低至5%以下。注空氣采油技術安全評價表明，當氧含量低于10%時即可保證注入、悶井及采油過程的安全。因此，稠油注空氣低溫催化氧化采油技術是安全可靠的。

表2 氧化反應后尾氣氧含量變化

3.2 對稠油性質的影響

分別按照國標GB/T4945—2002《石油產品酸值測定法》、SH/T0509-2010《石油瀝青組分測定辦法》、SH/T0169-2000《冰點降低法測定原油平均相對分子量》測定氧化稠油的酸值、SARA四組分含量和平均分子質量，結果見表3。

對比表1和表3可知，低溫催化氧化后稠油的性質均發(fā)生了較大的變化。所有稠油樣品氧化后酸值都大幅度提高，表明氧化過程中有大量表面活性物質生成，有利于稠油的乳化降黏;催化氧化后稠油中飽和分和芳香分含量增加，重組分含量降低，表明催化劑的加入促進稠油裂解反應生成小分子物質，具有輕質化降黏作用。

表3 低溫催化氧化后稠油性質變化

3.3 降黏率

采用NDJ-8S旋轉數字黏度儀測定稠油黏度(表4)。由表4可知，新疆油田九1—九5區(qū)普通稠油、重43井特稠油、DF-302超稠油、遼河油田杜84、高3塊特稠油和杜8區(qū)塊超稠油在低溫催化氧化后乳化降黏率均大于98%，渤海油田SZ36-1區(qū)塊稠油經低溫催化氧化后，其乳化降黏率達到96.66%，魯克沁特稠油在油層溫度下進行低溫催化氧化，反應后氧化油的乳化降黏率達98.60%，這表明注空氣低溫催化氧化采油技術對所有的實驗稠油樣具有較好的降黏作用。

表4 低溫催化氧化前后稠油黏度

注空氣低溫催化氧化采油技術原油適應性研究結果表明，該技術具有廣泛的原油適應性，對實驗的普通稠油、特稠油、超稠油及海上稠油樣均具有較好的低溫催化氧化作用，氧化后原油中表面活性物質和輕組分含量增加，氧化油乳化黏度較原油大幅度降低。

4 油藏適應性分析

4.1 注蒸汽熱采后稠油老區(qū)的適應性

中國稠油以蒸汽吞吐開發(fā)為主，但目前蒸汽吞吐的最終采收率只有15% ～20%。高溫高壓蒸汽注入油層后，導致儲層應力大幅度改變，破壞地層穩(wěn)定性，蒸汽與油層巖石發(fā)生水巖反應、水液反應及黏土膨脹，造成近井地帶大孔道發(fā)育、遠井地帶孔隙度和滲透率降低，瀝青質大量沉積引起儲層堵塞及潤濕性反轉，地層大量積水降低蒸汽熱效率[11-13]，采收率低且開采效果差是稠油老區(qū)面臨的主要問題。

注空氣輔助蒸汽低溫催化氧化采油技術不僅能大幅度降低了導熱系數，減少井筒和油層中的熱損失、擴大加熱半徑和波及體積、減緩蒸汽超覆突進，同時空氣中的非凝性氣體(主要是N2)還具有儲存彈性能量的作用，促進液體返排，提高油井產量;稠油氧化后生成的表面活性物質能夠顯著降低油水界面張力，提高洗油效率，且表面活性劑與地層流體配伍性良好、無需外加化學劑，不會對儲層造成二次傷害，是稠油老區(qū)挖潛增效的有效方式。

4.2 海上稠油油藏的適應性

中國海上油氣資源豐富，其中稠油所占比重超過60%。海上油田由于自然環(huán)境限制，井距大，井網不規(guī)則，海上平臺空間小，承重有限，注蒸汽設備擺放困難，陸上稠油成熟的熱采技術難以有效實施[14];海水的高礦化度對聚合物的溶解性和增黏性存在不利影響，海上聚合物溶液的配制、注入及采出液處理困難，聚合物驅也難以實現海上稠油的高效開發(fā)[15]。

注空氣采油技術不僅成本低、不受地域限制及礦化度的影響，且對井網、井距要求較注蒸汽熱采更低，更適用于地層條件苛刻及采油條件受到限制的油藏。唐曉東等[16]研究表明在海上油田注入高溫高壓空氣可以大大降低熱損失、有效加熱油層，實現海上稠油的低溫催化氧化開采。

4.3 難動用稠油油藏的適應性

超稠油、深層超深層稠油等屬于稠油資源中的難動用儲量，常規(guī)稠油開采方法難以實現經濟有效開發(fā)，但這些儲量占中國稠油資源的比重越來越大，尋找難動用稠油儲量的高效開采技術意義重大。

超稠油由于其黏度較大，在地層中幾乎不能流動，須采用熱力采油方式開采，原油與蒸汽的流度比大，容易發(fā)生蒸汽汽竄，導致常規(guī)注蒸汽熱采經濟效益差。注空氣低溫催化氧化采油技術將具有催化氧化和裂解功能的催化劑注入油層，原油在催化劑的作用下與空氣發(fā)生氧化反應，生成表面活性物質改善油水界面性質，部分稠油重組分裂解產生小分子輕質化降黏。新疆油田和遼河油田超稠油在低溫催化氧化后的乳化降黏率大于99%(表4)，表明該技術具有大幅度超稠油采收率的潛力。

深層、超深層稠油油藏由于埋藏深度大、油層壓力高，使得蒸汽注入困難、套管熱損失大、井底蒸汽干度無法保證，造成蒸汽熱采效果及經濟性差;同時深層稠油油藏往往溫度較高，對聚合物驅有著不利影響。對于深層高溫稠油油藏，注空氣低溫催化氧化采油技術可以在油層溫度下實現低溫氧化反應，表明該技術可應用于注蒸汽和聚合物驅無法實現經濟有效開采的深層、超深層高溫稠油油藏。

5 現場試驗

2008年10月至2010年12月，遼河油田實施了10口稠油井的注空氣低溫催化氧化采油現場試驗。試驗區(qū)開采效果得到顯著改善，試驗井產量大幅度增加，采出液含水率降低。現場監(jiān)測表明，生產井中的氧濃度小于0.5%，可以保證采油過程的安全。在上輪次中已經停產的曙1-42-039和杜212-杜H13井恢復了采油，曙1-42-039、曙1-42-041和曙1-38-38C 3口垂直井增油1 425 t，其余7口水平井增油2 564 t，10口試驗井共增油3 989 t。

2010年10月，勝利油田在草4特、超稠油區(qū)實施了注空氣催化氧化采油現場試驗，生產時間延長2個月，周期產油量由553 t增加至1 370 t，日均產油量增加2.5 t/d，采出液含水率由77.7%降低至57.0%，油汽比達0.91。

6 結論

(1)注空氣低溫催化氧化采油技術是集多種驅油機理和稠油井下改質于一體的稠油開采新技術，該技術具有低成本、易施工、安全可靠等特點，能夠有效提高稠油采收率。

(2)原油適應性實驗結果表明，催化劑對所有實驗稠油樣均具有較好的催化氧化和裂解作用，反應后稠油中表面活性物質和輕質組分含量增加，氧化油的乳化黏度較原油大幅度降低。

(3)油藏適應性分析表明，稠油注空氣低溫催化氧化采油技術可以作為注蒸汽熱采后的強化采油技術或增效措施，對于海上和難動用稠油油藏，該技術也具有較好的適應性，在現階段中國稠油開采領域具有廣泛的發(fā)展前景。

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