張 鴻

（1.中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010；2.國家能源稠（重）油開采研發(fā)中心，遼寧盤錦 124010）

遼河油田J91 區(qū)塊為中厚層狀邊底水稠油油藏，油藏埋深922～1 060 m，平均油層厚度21 m，平均孔隙度30.6%，平均滲透率2 183×10-3μm2，50 ℃下脫氣原油黏度約13 955 mPa·s。該區(qū)塊自1984 年開始蒸汽吞吐試驗[1]，目前處于吞吐開發(fā)末期，受邊水推進或底水錐進作用，采油速度僅為0.46%，采出程度40%，可采儲量采出程度達96%，亟待探索吞吐后期提高采收率的新技術(shù)。而蒸汽驅(qū)、SAGD（蒸汽輔助重力泄油）等利用連續(xù)補充的汽化潛熱能驅(qū)替原油的開發(fā)方式受存水影響，大部分熱被水體吸收，難以實現(xiàn)有效驅(qū)替，無法較好地改善開發(fā)效果[2-4]?；痱?qū)技術(shù)具有驅(qū)油效率高、熱量損失少、適用范圍廣、經(jīng)濟效益好的優(yōu)勢，有望成為邊水稠油油藏吞吐后期重要的接替方式[5-10]。

目前邊底水稠油油藏蒸汽吞吐后期轉(zhuǎn)火驅(qū)技術(shù)在海外油田已有成功實施的案例[11]，但在國內(nèi)仍處于探索階段，雖然有礦場試驗也取得一定效果，但對邊底水油藏火驅(qū)技術(shù)的實施界限、操作參數(shù)設(shè)計等難點認識還不夠清楚。針對以上問題，本文利用熱分析設(shè)備及火驅(qū)一維物理模型，從室內(nèi)實驗角度論證J91 區(qū)塊實施火驅(qū)技術(shù)的可行性，確定燃料下限，并對點火方式、注氣速度等操作參數(shù)進行優(yōu)化研究，為邊底水稠油油藏實施開發(fā)方式轉(zhuǎn)化提供重要依據(jù)，做好技術(shù)儲備。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

實驗用油:采用遼河油田J91 區(qū)塊J45-015-23C 井原油，50 ℃脫氣原油黏度9 370 mPa·s，20 ℃原油密度0.975 2 g/cm3，原油族組分飽和烴、芳烴、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量分別為15.51%、30.76%、33.01%、20.72%，對原油進行脫水處理，含水率不大于0.5%。

實驗用砂:采用顆粒粒徑與儲層巖心相匹配，能夠反映儲層物性的復(fù)配石英砂。

實驗用水:地層水。

將處理好的原油與石英砂、地層水按不同比例均勻混合，裝填含油飽和度分別為10%、15%、20%、30%、60%的一維物理模型。

1.2 實驗設(shè)備

1.2.1 氧化特征分析實驗設(shè)備

Thermax500高溫高壓熱重分析儀，主要由爐體、流量調(diào)節(jié)器、控制面板、氣瓶等組成，測試溫度范圍為0～1 100 ℃，測試壓力范圍為0～6.8 MPa。NETZSCH 204HP 高壓差示掃描量熱儀，主要由流量/壓力控制器、電子測量單元、基本測量單元、壓力流量控制系統(tǒng)、恒溫水浴系統(tǒng)等組成，測試溫度范圍為0～600 ℃，壓力測試范圍為0～15.0 MPa。

1.2.2 火驅(qū)一維物理模擬系統(tǒng)設(shè)備

主要由注氣系統(tǒng)、點火系統(tǒng)、模型本體、測控系統(tǒng)和產(chǎn)出系統(tǒng)5 部分組成。其中，注氣系統(tǒng)由空氣壓縮機、氣體增壓泵、氣體流量計控制器組成；點火系統(tǒng)由電加熱裝置、調(diào)節(jié)器與電源等構(gòu)成；模型本體尺寸為42.0 cm×9.0 cm×3.6 cm，能夠承受的最高溫度為1 000 ℃，模型內(nèi)部采用隔熱材料，沿軸向布設(shè)3 行×13 列共39 個測溫點；測控系統(tǒng)主要通過數(shù)據(jù)采集板將模擬信號轉(zhuǎn)換成數(shù)字信號，對不同位置的溫度、壓力進行實時監(jiān)測并自動記錄；采出系統(tǒng)由高溫高壓大流量回壓控制器、氣液分離裝置、在線煙氣分析儀、回收處理裝置等組成（圖1）。

圖1 實驗設(shè)備及流程

1.3 實驗內(nèi)容

1.3.1 氧化特征分析實驗

用高溫高壓熱重分析儀測定，實驗溫度由室溫上升至600 ℃，升溫速率3 ℃/min，常壓下反應(yīng)氣氛為空氣，保護氣為99.99%高純氮氣，天平氣為99.99%高純氦氣，樣品質(zhì)量約200 mg。通過測定，可獲得升溫過程中樣品質(zhì)量隨溫度變化曲線（TG）及質(zhì)量損失速率隨溫度變化曲線（DTG）。

用高壓差示掃描量熱儀測定，實驗溫度由室溫上升至600 ℃，升溫速率3 ℃/min，常壓下反應(yīng)氣氛為空氣，氣體流量為50 mL/min，樣品質(zhì)量約5 mg。通過測定，可獲得升溫過程中樣品熱流量隨溫度變化曲線（DSC）。

1.3.2 火驅(qū)一維物理模擬實驗

首先將配置好的不同含油飽和度人工油砂裝入模型內(nèi)，確保裝填均勻；然后安裝模型蓋體，測試密封性；將五部分實驗系統(tǒng)按照流程連接并測試密封性后，低速注入室溫水，在保證模型出口端不產(chǎn)油的情況下建立油水共存狀態(tài)；再設(shè)置回壓1.0 MPa，啟動點火系統(tǒng)與注氣系統(tǒng)，點火升溫（點火器溫度500 ℃），同時注空氣；并監(jiān)測模型內(nèi)溫度變化，當(dāng)火線推進至模型出口處時結(jié)束實驗。待模型本體降溫后，拆開模型，再測試下一樣品。

2 結(jié)果與討論

2.1 邊底水稠油油藏火驅(qū)可行性

原油燃燒放出足夠熱量是油藏實施火驅(qū)開發(fā)和實現(xiàn)穩(wěn)定燃燒的先決條件，而能夠?qū)崿F(xiàn)持續(xù)穩(wěn)定燃燒的條件是有足夠的空氣和充足燃料放出的熱量使得燃燒前緣維持一定的溫度[12]。因此，從原油燃燒放熱量及燃料下限兩個方面驗證油藏中有水體侵入時實施火驅(qū)技術(shù)的可行性。

2.1.1 氧化反應(yīng)特征分析 J91 區(qū)塊稠油TG、DTG、DSC 及放熱量實驗曲線如圖2 所示，按質(zhì)量損失與放熱特性反應(yīng)可劃分為4 個階段:第一階段為蒸發(fā)階段，溫度為30～120 ℃，主要以原油中未脫盡的水及易揮發(fā)的輕烴揮發(fā)為主；第二階段為低溫氧化階段，溫度為120～365 ℃，該階段樣品繼續(xù)發(fā)生質(zhì)量損失，DSC 曲線出現(xiàn)第一個放熱峰，說明該階段輕質(zhì)組分（飽和烴和芳烴）部分參與低溫緩慢氧化生成部分氧化物，放熱量為1 350.3 J/g，相對較低；第三階段為裂解階段，溫度為365～445 ℃，該階段質(zhì)量損失處于平緩階段，在365 ℃附近有劇烈的放熱峰，表明低溫氧化階段結(jié)束，進入裂解階段即燃料沉積過程，原油中某些組分與氧氣發(fā)生不完全氧化，生成焦炭，該階段放熱量為2 386.8 J/g；第四階段為高溫氧化階段，溫度大于445 ℃，該階段質(zhì)量損失量最大，DSC 曲線出現(xiàn)明顯放熱高峰為5.68 mW/mg，表明裂解階段產(chǎn)生的焦炭開始燃燒放出大量熱，該階段總放熱量為7 050.7 J/g。分析認為，J91 區(qū)塊油藏原油溫度達到445 ℃時，可進入高溫氧化燃燒階段，并放出大量熱量，能夠維持燃燒前緣持續(xù)穩(wěn)定推進的溫度。

圖2 J91 區(qū)塊原油實驗曲線

2.1.2 邊底水稠油油藏火驅(qū)燃料下限

通過5 組實驗溫度監(jiān)測，點火初期點火溫度都能達到500 ℃，點火成功，但是當(dāng)含油飽和度為10%時，火線推進到模型1/3 位置處滅火。其他含油飽和度條件下，關(guān)閉點火器后，隨著注氣速度的調(diào)整，都能夠保持火線穩(wěn)步推進，并到達生產(chǎn)井附近。不同含油飽和度條件下，燃燒基礎(chǔ)參數(shù)、采出程度與空氣油比等實驗結(jié)果對比見表1。

由表1 可知，含油飽和度增大即含水飽和度減小，對燃料消耗量和空氣消耗量影響不大，也就是說油砂中剩余原油只要能夠維持燃燒，則單位體積油砂中被燒掉的原油量是基本不變的，其含量的變化主要由原油油品性質(zhì)和儲層物性決定，與含水飽和度的高低關(guān)系不大。隨著含油飽和度增大，火驅(qū)過程中油墻形成范圍增加，原油和空氣運移阻力也增加，致使火線推進速率降低，模型壓力增大。從實驗結(jié)果可以看出（表1），含油飽和度為15%時，可以實現(xiàn)連續(xù)穩(wěn)定高溫氧化燃燒，但驅(qū)油效率和空氣油比較低，幾乎不產(chǎn)油，說明模型內(nèi)的原油全部用來維持火驅(qū)高溫燃燒。隨著含油飽和度的增大，驅(qū)油效率明顯增大，空氣油比也大幅減小，分析認為由于火驅(qū)過程燃燒的原油和空氣消耗量基本維持不變，含油飽和度增加使得驅(qū)替出的原油量增大，致使驅(qū)油效率增大，空氣油比減小。

表1 不同含油飽和度條件下實驗結(jié)果對比

同時，借助熱采數(shù)值模擬軟件，建立J91 區(qū)塊火驅(qū)數(shù)值模型，重點預(yù)測不同含油飽和度的邊底水油藏火驅(qū)開發(fā)的經(jīng)濟指標(biāo)（階段采出程度和空氣油比），得到當(dāng)含油飽和度大于35%時，階段采出程度可達15%以上，空氣油比低，可實現(xiàn)火驅(qū)開發(fā)（圖3）。因此，結(jié)合物模和數(shù)模的結(jié)果，認為邊底水稠油油藏實施火驅(qū)經(jīng)濟開發(fā)的燃料下限，即含油飽和度下限為35%。

圖3 數(shù)值模擬不同含油飽和度經(jīng)濟評價指標(biāo)變化曲線

2.2 操作參數(shù)優(yōu)選

2.2.1 點火方式

實施火驅(qū)提高采收率，點燃油層是前提，而油層點燃程度的好壞直接影響火驅(qū)能否成功，因此點燃油層是火驅(qū)開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)之一。

火驅(qū)開發(fā)的點火方式有層內(nèi)自燃點火和人工點火兩大類，其中，人工點火又可分為化學(xué)點火和電點火[13-14]。通過以往實驗發(fā)現(xiàn)，層內(nèi)自燃點火并建立燃燒前緣所花費的時間長短不定，主要受控于地層原油的物理性質(zhì)和化學(xué)成分，且注氣速率對其影響也較大。化學(xué)點火方式是通過添加助燃劑來點燃地層原油，具有操作成本較低、操作簡單的特點，但點火速度快，可控性差；電點火方式是利用電加熱點火器點燃地層原油，是目前最常見的點火方法，具有點火溫度高、點火相對穩(wěn)定、容易控制的特點。

通過室內(nèi)邊底水油藏火驅(qū)物理模擬實驗結(jié)果顯示，無論油藏含水飽和度多大，J91 區(qū)塊原油點火門檻溫度均為380～390 ℃，但受油藏中存水的影響，火線前緣附近水受高溫作用會發(fā)生相態(tài)變化，點火時間較長，所以，為了保證邊底水油藏順利點燃油層，設(shè)計火驅(qū)實驗點火溫度大于500 ℃，并適當(dāng)延長點火時間，以減弱地層存水的影響。

J91 區(qū)塊油藏原始地層溫度大約45 ℃，這種情況下依靠油層本身的自燃點火所需要的時間通常要超過30 d，而且無法保證地下充分燃燒，同時考慮到水侵油藏?zé)嵝实偷奶攸c，推薦采用電點火方式，以保障油藏成功點火。

2.2.2 注氣速度

火驅(qū)實施過程中，若注氣速度過大，易發(fā)生火竄和氣體外溢，造成空氣消耗量增大，體積掃油系數(shù)減低，火驅(qū)開采成本升高；若注氣速度過小，燃燒速度慢，火線溫度低，甚至?xí)斐捎蛯泳植肯ɑ鸬目赡躘15-16]?；痱?qū)實驗一般包括點火階段、火線穩(wěn)定推進階段及停止注氣階段，為了保證形成持續(xù)穩(wěn)定的高溫氧化燃燒，必須采取變速注氣方式才能保證燃燒需求。將現(xiàn)場注氣強度250 Nm3/（m·d）折合成室內(nèi)實驗，得到初期注氣速度為4 L/min。

實驗過程中點火階段采取階梯式升溫，提高注氣速度接近空氣消耗量，保證低溫氧化順利進行，同時油藏溫度能達到燃燒需要的溫度。

由J91 區(qū)塊高溫氧化階段放熱量可知，該階段放熱量大，燃料生成量則相對較多，空氣消耗量大，對注氣強度需求更高。圖4 為火線穩(wěn)定推進階段注氣速度與火線最高溫度關(guān)系曲線。從圖中可以看出，火線形成后，8 L/min 的注氣速度能夠?qū)崿F(xiàn)高溫燃燒，但最高溫度有所降低；提高注氣速度到12 L/min 甚至16 L/min 可以維持燃燒區(qū)最高溫度，考慮到油藏有存水，火線前緣熱量會被水體吸收，使得火線溫度有所降低，所以，提高注氣速度至20 L/min，保障火線溫度逐漸升高，并在此速度下能夠維持較高的燃燒溫度。表明火線形成后，油墻隨火線推進不斷聚集增大，在維持燃燒最低空氣消耗量的前提下，若要保障火線穩(wěn)定推進，注氣速度需要逐步增加。氣體在整個過程中，主要起到兩方面作用，一是提供充足的氧氣維持高溫燃燒，二是提供油墻運移的推動力。因此，邊底水稠油油藏火驅(qū)過程中可通過增大注氣強度提高火線前緣溫度，增大放熱量，進而有利于維持火線前緣穩(wěn)定推進。

圖4 穩(wěn)定推進階段注氣速度對火線最高溫度的影響

3 結(jié)論

（1）J91 區(qū)塊邊底水稠油油藏能夠?qū)崿F(xiàn)穩(wěn)定的高溫氧化燃燒，氧化反應(yīng)可分為蒸發(fā)、低溫氧化、裂解、高溫氧化4 個階段，其中高溫氧化階段總放熱量最大。

（2）確定了邊底水稠油油藏實施火驅(qū)經(jīng)濟開發(fā)的燃料下限（含油飽和度下限為35%），在穩(wěn)定燃燒前提下，含油飽和度對燃料消耗量、空氣消耗量等火驅(qū)燃燒基礎(chǔ)參數(shù)影響不大。

（3）對于邊水侵入油藏實施火驅(qū)，考慮到水侵油藏?zé)嵝实偷奶攸c，推薦采用電點火方式，適當(dāng)提高點火溫度、延長點火時間，保證充分燃燒?；痱?qū)過程中，采用變速注氣方式，適當(dāng)增大注氣強度提高火線前緣溫度，釋放更多熱量，以保障火線穩(wěn)定推進。