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        輕質(zhì)油藏高壓注空氣氧化特征與熱混相驅(qū)技術(shù)

        2022-08-25 08:50:24席長豐王伯軍趙芳劉彤齊宗耀張霞林唐君實蔣有偉關(guān)文龍王紅莊何東博宋新民花道德張曉琨
        石油勘探與開發(fā) 2022年4期
        關(guān)鍵詞:輕質(zhì)油火驅(qū)氣油

        席長豐,王伯軍,趙芳,劉彤,齊宗耀,張霞林,唐君實,蔣有偉,關(guān)文龍,王紅莊,何東博,宋新民,花道德,張曉琨

        (1. 提高石油采收率國家重點實驗室,北京 100083;2. 中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083;3. 中國地質(zhì)大學(xué)(北京),北京 100083)

        0 引言

        中國已成為世界第 1大油氣進(jìn)口消費國,原油對外依存度不斷增加,油氣作為能源體系重要組成部分,高效開發(fā)和大幅度提高采收率對保證國家能源安全具有重要戰(zhàn)略意義[1]。中國油氣地質(zhì)條件復(fù)雜,隨著油氣的不斷開發(fā),勘探難度逐漸增大,儲量品位逐漸變差,傳統(tǒng)開發(fā)方式作用有限[2]。空氣驅(qū)技術(shù)具有氣源廣、成本低、適用油藏類型廣、適用油品種類多等優(yōu)點,有望成為實現(xiàn)油藏低成本效益開發(fā)的戰(zhàn)略技術(shù)方向。對于不能采用 CO2混相驅(qū)的低滲油藏,空氣驅(qū)是最好的補充技術(shù)[3]。

        國內(nèi)外針對空氣驅(qū)技術(shù)展開了大量研究。Li等[4]通過物理模擬實驗發(fā)現(xiàn)輕質(zhì)原油和重質(zhì)原油的氧化特性具有明顯差異。K?k[5-6]對不同黏度原油的燃燒特性進(jìn)行了室內(nèi)實驗,認(rèn)為原油的氧化反應(yīng)可分為低溫氧化反應(yīng)、燃料沉積反應(yīng)和高溫氧化反應(yīng)。蔣有偉等[7]采用物理模擬和數(shù)值模擬相結(jié)合的方法對空氣驅(qū)技術(shù)進(jìn)行研究,發(fā)現(xiàn)注空氣可以更快地建立注采壓力系統(tǒng)。候勝明等[8]通過低溫氧化實驗發(fā)現(xiàn)空氣驅(qū)過程中會發(fā)生低溫氧化反應(yīng)生成煙道氣和油的加氧產(chǎn)物,并修改了低溫氧化模型。王正茂等[9]通過物理模擬實驗對低溫氧化類型進(jìn)行了劃分。廖廣志等[10-11]根據(jù)差示掃描量熱法(DSC)測試結(jié)果對稠油和稀油從低溫到高溫的氧化溫度區(qū)間進(jìn)行劃分,總結(jié)了不同黏度原油的氧化特征和適用空氣驅(qū)油藏的特征。陳小龍等[12]采用二維可視化模型開展減氧空氣驅(qū)實驗,分析了減氧空氣驅(qū)過程中油氣運移特征。齊桓等[13]利用回旋共振質(zhì)譜與氣相色譜對比了原油低溫氧化前后的組分變化,分析了減氧空氣驅(qū)原油動用程度。Moore等[14]和Montes等[15]分析了油田高壓注空氣開發(fā)實例,根據(jù)產(chǎn)出動態(tài)和氣體組分認(rèn)為注入空氣可使原油地下自燃而產(chǎn)生熱驅(qū)替效應(yīng)。Barzin等[16]和Shokoya等[17]認(rèn)為在油層溫度大于100 ℃的低滲—致密輕質(zhì)油藏直接注入空氣,可以在水驅(qū)或者衰竭開采的基礎(chǔ)上提高采收率20個百分點以上,總的采收率超過30%。

        國內(nèi)外研究和現(xiàn)場應(yīng)用表明,稠油注空氣高溫火驅(qū)已經(jīng)實現(xiàn)商業(yè)規(guī)?;瘧?yīng)用[18-21],并且機(jī)理認(rèn)識較清楚,以稠油結(jié)焦高溫燃燒降黏驅(qū)替開發(fā)為主[22-23]。輕質(zhì)油藏注空氣開發(fā)國內(nèi)外研究認(rèn)為以低溫氧化煙道氣驅(qū)為主要開發(fā)機(jī)理[5-9],國外主要結(jié)合現(xiàn)場注空氣應(yīng)用實例對高壓空氣驅(qū)的生產(chǎn)動態(tài)和機(jī)理進(jìn)行研究[15,24-25],國內(nèi)的空氣驅(qū)技術(shù)研究主要集中于原油低溫氧化機(jī)理和減氧空氣驅(qū)技術(shù)方面[8-12,26],對比國內(nèi)外研究發(fā)現(xiàn)低溫氧化和減氧空氣驅(qū)無法真正發(fā)揮空氣驅(qū)的潛力。總體來看,輕質(zhì)油藏注空氣主要圍繞低溫氧化機(jī)理開展研究,對注入空氣氧化生熱產(chǎn)生的熱效應(yīng)缺乏針對性研究,尤其對于實際油藏高溫條件下空氣驅(qū)替過程中地層區(qū)帶特征、相態(tài)變化特征、驅(qū)替開發(fā)機(jī)理認(rèn)識不清。為此,本文通過稠油、常規(guī)稀油、揮發(fā)油的高溫點火空氣驅(qū)一維物理模擬實驗對比,明確輕質(zhì)油藏注空氣驅(qū)地層區(qū)帶特征和開發(fā)機(jī)理,結(jié)合數(shù)值模擬和現(xiàn)場實例分析輕質(zhì)油藏注空氣驅(qū)替的產(chǎn)出動態(tài)特征,為下步輕質(zhì)油藏注空氣開發(fā)技術(shù)的注采、地面工程設(shè)計和大規(guī)模應(yīng)用提供理論依據(jù)。

        1 不同黏度原油高溫點火空氣驅(qū)一維物理模擬實驗

        1.1 不同黏度原油組分特點

        選取有代表性的 3種脫氣原油油樣進(jìn)行對比,分別為:①新疆紅淺油田普通稠油油藏油樣,該油樣地面脫氣原油黏度為8 000~10 000 mPa·s,由于油藏溫度在20 ℃左右,加上稠油溶解氣較少,地下和地面脫氣原油黏度基本相同,是典型的淺層普通稠油油藏,也是目前新疆油田工業(yè)化火驅(qū)推廣應(yīng)用的油藏[20];②吉林油田大老爺府油藏常規(guī)稀油油樣,該油藏地面脫氣原油黏度為20 mPa·s,地下原油黏度為5~6 mPa·s,溶解氣油比為30 m3/m3,油層溫度67 ℃,屬于稀油油藏中黏度偏高的油藏,油層條件下無法實現(xiàn) CO2混相驅(qū),該類型油藏在中國輕質(zhì)油藏中占有較大的比例;③塔里木油田柯克亞油氣藏?fù)]發(fā)油油樣,該油氣藏地面脫氣原油黏度為5~6 mPa·s,地下原油黏度為0.5~2.0 mPa·s,溶解氣油比為280 m3/m3,油層溫度80 ℃,屬于典型的揮發(fā)性原油。3種油樣的飽和烴、芳香烴、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)組分含量和模擬蒸餾組分含量的對比圖顯示(見圖1、圖2),隨著油品變輕,膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量變少,高碳鏈烴類明顯變少。

        圖1 典型油樣組分對比圖

        圖2 典型油樣模擬蒸餾組分對比圖

        1.2 物理模擬實驗

        1.2.1 實驗裝置

        實驗裝置為高溫高壓熱跟蹤補償一維燃燒管實驗平臺,主要由注入系統(tǒng)、填砂模型管、采集控制系統(tǒng)和產(chǎn)出系統(tǒng)4個部分組成(見圖3)。該實驗裝置可以實時監(jiān)測燃燒過程中沿程燃燒溫度、產(chǎn)出液體動態(tài)、產(chǎn)出氣體組分等。填砂模型管內(nèi)均勻分布47個深入模型中央的巖心溫度傳感器,模型管壁外側(cè)平均分布24個壁面溫度傳感器和加熱瓦,可以根據(jù)模型管內(nèi)的溫度變化對壁面溫度進(jìn)行實時跟蹤補償,從而消除填砂模型與外部環(huán)境的溫差實現(xiàn)擬絕熱,精確模擬非等溫滲流過程。填砂模型管的長度為150.0 cm、內(nèi)徑為6.4 cm,最高耐溫650 ℃,最大耐壓20 MPa。每個加熱瓦的寬度為6 cm。產(chǎn)出氣體監(jiān)測組分為O2、CO2、CO、CH4、H2、H2S。

        圖3 一維高溫點火啟動驅(qū)替物理模擬實驗裝置示意圖

        1.2.2 實驗流程

        使用粒徑74 μm(200目)的石英砂裝填燃燒管模型,模型孔隙體積4 000 mL、滲透率4 200×10-3μm2、孔隙度 39%,抽真空、飽和水、飽和油形成初始含油和含水飽和度,初始含油飽和度約為 85%。為了排除自燃等因素的干擾和影響,成功點燃不同黏度原油,保證不同油樣實驗的正常進(jìn)行和可對比性,統(tǒng)一采用450 ℃電點火的方式進(jìn)行一維注空氣驅(qū)替實驗,設(shè)計了5組一維驅(qū)替物理模擬實驗(見表1)。具體實驗步驟為:①將點火器溫度設(shè)置為450 ℃,注入空氣點火5~10 min,待第1測溫點溫度上升至點火溫度,說明點火成功,關(guān)閉點火器。②保持以實驗設(shè)計通風(fēng)強(qiáng)度注入空氣,并開啟壁面加熱器對巖心溫度進(jìn)行熱跟蹤補償,保障測溫點所測溫度為實際巖心燃燒溫度。③實驗期間每間隔2 s采集一次溫度數(shù)據(jù),記錄燃燒管測溫點溫度變化。④在每個測溫點的溫度達(dá)到峰值時打開一級和二級分離器之間的閥門,將一級分離器中的產(chǎn)出液釋放到二級分離器中,關(guān)閉一級和二級分離器之間的閥門后再打開二級分離器產(chǎn)出端的閥門收集產(chǎn)出液,保證產(chǎn)出物計量的時效性和準(zhǔn)確性。⑤實驗過程中可以持續(xù)采集一級分離器中的產(chǎn)出氣體,利用在線氣體組分分析儀進(jìn)行氣體組分檢測,不會受到外部空氣的影響。重復(fù)步驟②—⑤完成5組實驗。

        表1 物理模擬實驗設(shè)計方案

        1.3 不同黏度原油實驗氧化和驅(qū)替特征

        1.3.1 熱氧化前緣溫度特征

        測溫點峰值溫度曲線圖顯示(見圖4),當(dāng)點火溫度為450 ℃時,實驗1稠油在注入壓力為2 MPa、通風(fēng)強(qiáng)度為 20 m3/(m2·h)的條件下燃燒溫度達(dá)到 450~500 ℃。實驗3稀油在注入壓力為15 MPa、通風(fēng)強(qiáng)度為 60 m3/(m2·h)的條件下氧化溫度保持在 330~450 ℃。實驗5揮發(fā)油在注入壓力為15 MPa、通風(fēng)強(qiáng)度為 60 m3/(m2·h)的條件下氧化溫度只保持在 260~330 ℃。這與注入壓力升高、燃燒溫度升高,通風(fēng)強(qiáng)度越大、燃燒溫度越高的常規(guī)認(rèn)識[3,16,19]不符。說明不同黏度原油的燃燒方式存在差異,稀油和揮發(fā)油熱氧化驅(qū)替過程中消耗的燃料少,釋放的熱量少。

        圖4 物理模擬實驗測溫點峰值溫度曲線圖

        溫度和壓力是決定氧化反應(yīng)速率的關(guān)鍵因素,壓力越高,氧化反應(yīng)越快,提高壓力能大幅提高氧化反應(yīng)速率[27]。國外學(xué)者研究表明 280~380 ℃為從中溫向高溫反應(yīng)過渡的負(fù)溫度區(qū)間,380 ℃以下耗氧能力弱,熱氧化前緣狀態(tài)脆弱,不能形成穩(wěn)定的熱氧化前緣[28-29]。高溫點火空氣驅(qū)實驗中不同黏度油樣溫度曲線顯示(見圖5),實驗1稠油的燃燒驅(qū)替前緣溫度保持在450 ℃以上,處于高溫氧化區(qū)間,熱前緣均勻向前推進(jìn),與以往對穩(wěn)定燃燒的認(rèn)識相符。但是實驗 3稀油和實驗 5揮發(fā)油在實驗過程中熱氧化驅(qū)替前緣溫度保持在300 ℃左右,且熱前緣也能均勻向前推進(jìn),這一現(xiàn)象打破了中溫氧化前緣處于負(fù)溫度過渡區(qū)間時不能穩(wěn)定推進(jìn)的固有認(rèn)識。實驗表明,在15 MPa高壓條件下,即使氧化溫度只有300 ℃,稀油和揮發(fā)油仍能夠快速消耗氧氣,尾氣中幾乎不含氧,能夠形成穩(wěn)定的熱前緣和區(qū)帶特征。盡管隨著原油黏度的降低熱氧化前緣推進(jìn)速度越來越快,熱氧化前緣溫度越來越低,但是稀油和揮發(fā)油在驅(qū)替過程中仍然具有穩(wěn)定的熱前緣。

        圖5 物理模擬實驗中不同黏度油樣溫度曲線

        單位體積油砂空氣消耗量隨著原油黏度的降低而減?。ㄒ姳?),稠油、稀油、揮發(fā)油的單位體積油砂空氣消耗量分別為162.6,116.2,80.1 m3/m3,表明原油黏度越低、揮發(fā)性越強(qiáng),越適于注空氣火驅(qū)開發(fā)。通常稠油油藏井距為100 m左右,火驅(qū)過程中一般燃燒到井距的80%左右,氣油比為2 000~3 000 m3/m3;輕質(zhì)油藏井距為300 m左右,注空氣熱氧化前緣推進(jìn)到井距的60%左右,氣油比為800~1 500 m3/m3,表明輕質(zhì)油的換油效率更高、經(jīng)濟(jì)效益更好。

        表2 物理模擬實驗氧化/燃燒參數(shù)表

        1.3.2 不同黏度原油空氣驅(qū)儲集層區(qū)帶特征

        稠油火驅(qū)中途滅火實驗研究表明[30],稠油火驅(qū)過程中地層區(qū)帶有非常明顯的結(jié)焦帶,寬度1.5~2.0 cm,結(jié)焦以固體形式黏附在巖石顆粒表面(見圖6),是稠油中以瀝青質(zhì)、膠質(zhì)為主的重質(zhì)組分裂解、縮合而成的焦化物,焦化物的質(zhì)量約為稠油質(zhì)量的10%~15%。

        圖6 稠油火驅(qū)地層區(qū)帶特征(a)及中途滅火結(jié)焦帶(b)(圖中紅色虛線表示燃燒前緣位置)[30]

        同樣采用燃燒中途滅火的方式對稀油和揮發(fā)油的區(qū)帶特征進(jìn)行研究(見圖7)。稀油在高溫點火啟動驅(qū)替過程中仍有結(jié)焦帶(見圖7a),結(jié)焦量明顯少于稠油,結(jié)焦量約為原油質(zhì)量的5%~10%。緊挨結(jié)焦帶可以看到明顯的氣化/蒸餾帶,該區(qū)帶顏色為褐黃色,含油飽和度明顯變低,說明有大量的輕中質(zhì)組分被直接氣化/蒸餾到油墻區(qū)域。該區(qū)帶在稠油火驅(qū)實驗中途滅火時幾乎觀察不到,主要是稠油輕質(zhì)組分含量低,原油氣化/蒸餾需要的溫度高,氣化/蒸餾裂解主要發(fā)生在緊鄰燃燒前緣的結(jié)焦帶中。這也說明原油越稀、組分越輕,氣化/蒸餾作用越明顯,文獻(xiàn)[31]將輕質(zhì)油熱采機(jī)理主要歸結(jié)為原油氣化蒸餾和膨脹,與本文實驗觀察到的現(xiàn)象比較一致。

        圖7 稀油和揮發(fā)油物理模擬實驗中途滅火后的巖心區(qū)帶特征(圖中紅色虛線表示燃燒前緣位置)

        揮發(fā)油在高溫點火啟動驅(qū)替實驗過程中沒有結(jié)焦帶(見圖7b),說明揮發(fā)油中沒有能夠形成結(jié)焦物的原油組分。揮發(fā)油樣品中幾乎沒有瀝青質(zhì)和膠質(zhì),C40+組分也非常少,有一定含量的芳香烴,但沒有脫氫縮聚形成焦炭,說明原油火驅(qū)過程中,成焦作用主要以瀝青質(zhì)和膠質(zhì)的熱解縮合為主。氣化/蒸餾帶主要以氣化/蒸餾揮發(fā)為主,裂解反應(yīng)為輔,在裂解反應(yīng)中以大分子飽和烴裂解為小分子飽和烴和烯烴為主,基本不存在裂解縮合作用。

        高溫點火啟動驅(qū)替實驗表明,隨著原油黏度的降低,氣化/蒸餾揮發(fā)作用增強(qiáng),裂解/縮合作用減弱。揮發(fā)油的氣化/蒸餾區(qū)以氣相為主,有部分重質(zhì)組分殘留作為與氧氣直接反應(yīng)的燃料,殘余油取樣分析表明,該區(qū)帶的殘余油飽和度為 5%左右。單組分飽和烷烴12 MPa下密閉ARC實驗(加速量熱儀實驗)表明,碳數(shù)越高,燃點越低,越容易氧化,同時氧化過程中伴隨著部分?jǐn)噫溋呀夥磻?yīng)[32],比如C16H34=C8H18+C8H16、C8H18=C4H10+C4H8。

        為了進(jìn)一步明確輕質(zhì)油的燃料來源,對密閉ARC實驗放熱特征進(jìn)行了分析,認(rèn)為低溫段的放熱高峰是C16和 C8本身氧化的結(jié)果,高溫段的放熱是裂解的低碳數(shù)烴類氧化的結(jié)果(見圖8)。說明對于碳數(shù)相對較低、飽和烴含量高的揮發(fā)油來說,氣化/蒸餾后的部分重質(zhì)組分直接氧化,或者在氧化過程中發(fā)生裂解,基本沒有縮合反應(yīng),因此氧化前緣沒有結(jié)焦帶。另外,稠油、稀油、揮發(fā)油火燒驅(qū)替穩(wěn)定階段的產(chǎn)出氣 CO2含量分別為 15.7%,12.6%,10.5%,進(jìn)一步說明稠油燃燒的是裂解縮合后的高碳?xì)浔冉Y(jié)焦物,揮發(fā)油是直接氧化殘留重質(zhì)組分,碳?xì)浔认鄬^低。

        圖8 12 MPa下密閉ARC實驗放熱特征曲線

        1.3.3 輕質(zhì)油藏空氣驅(qū)熱混相機(jī)理

        稠油高溫火驅(qū)開發(fā)機(jī)理表明[22-23,33],降黏是稠油最主要的開發(fā)機(jī)理。隨著原油相對密度降低、黏度降低,氣化/蒸餾和熱膨脹成為主要開發(fā)機(jī)理。對于相對密度小于0.88的輕質(zhì)油,氣化/蒸餾占絕對主導(dǎo)作用。輕質(zhì)油高壓注空氣過程中,當(dāng)油層溫度升高到300 ℃左右時,絕大部分原油已經(jīng)被氣化/蒸餾驅(qū)替,剩余5%左右的重質(zhì)組分直接與氧氣發(fā)生氧化反應(yīng),沒有次生結(jié)焦物,輕中質(zhì)原油組分在熱前緣附近氣化、蒸餾、凝結(jié),形成原油、輕中質(zhì)烴類氣體、煙道氣的高溫高壓超臨界混相驅(qū)替帶,形成注空氣“熱混相驅(qū)”,驅(qū)油效率可達(dá)95%以上,大幅提高了注空氣火驅(qū)的開發(fā)效果。

        將3種黏度的原油分別和煙道氣(85%的N2和15%的CO2)在50 ℃、15 MPa的條件下進(jìn)行混合,原油和煙道氣在油層孔隙中的飽和度分別設(shè)置為 50%,利用PVTsim相態(tài)模擬軟件進(jìn)行模擬對比。結(jié)果顯示(見圖9),系統(tǒng)的臨界溫度隨著原油組分變輕而變低,稠油、稀油、揮發(fā)油的臨界溫度分別為523,495,342 ℃。稠油火驅(qū)的注入壓力通常為 5 MPa,很難形成單相液相,也較難在燃燒前緣形成單相氣相。稀油和揮發(fā)油的注入壓力較高,在高壓條件熱作用下,煙道氣的壓縮和輕中質(zhì)烴組分的揮發(fā)膨脹使得處于高溫高壓區(qū)域的油氣更易形成單相液相/氣相系統(tǒng),尤其是在輕質(zhì)油藏高溫點火空氣驅(qū)替過程中的氣化/蒸餾帶附近的油氣極易形成單相氣相和液相帶,形成揮發(fā)熱混相。輕質(zhì)油藏高壓注空氣驅(qū)替與傳統(tǒng)稠油高溫火驅(qū)在氧化溫度特征、相態(tài)特征、驅(qū)替機(jī)理上存在明顯差異,定義為輕質(zhì)油藏高壓注空氣火驅(qū)爭議較大,理論上定義為注空氣熱混相驅(qū)技術(shù)更為合理。由于注空氣熱混相驅(qū)過程中熱前緣的動態(tài)變化特點,很難描述油氣水的定量構(gòu)成,圖9僅反映了不同黏度原油的變化趨勢和規(guī)律,精確的相態(tài)特征仍需要實驗數(shù)據(jù)的進(jìn)一步驗證。

        圖9 不同黏度原油樣品與煙道氣混合相態(tài)圖

        2 輕質(zhì)油藏空氣熱混相驅(qū)數(shù)值模擬

        2.1 數(shù)值模型的建立

        基于吉林油田大老爺府油藏和新疆紅淺油田的儲集層物性參數(shù)、流體參數(shù)和井網(wǎng)條件(見表3),開展空氣驅(qū)替動態(tài)對比研究。通過原油氣相色譜模擬蒸餾組分?jǐn)?shù)據(jù)將原油劃分為重質(zhì)油組分(C20+)和輕質(zhì)油組分(C20+C20-)。通過熱重等轉(zhuǎn)換率法[21]求取活化能和指前因子。在高溫條件下原油中 C20+的重質(zhì)油組分會熱裂解生成輕質(zhì)油組分和焦炭,同時在高溫條件下重質(zhì)油組分、輕質(zhì)油組分和焦炭都會與氧氣發(fā)生燃燒反應(yīng),以經(jīng)典的斷鍵燃燒反應(yīng)[22]為基礎(chǔ)設(shè)置反應(yīng)方程(見表4)。

        表3 數(shù)值模擬模型關(guān)鍵參數(shù)表

        表4 數(shù)值模擬反應(yīng)方程式及關(guān)鍵參數(shù)

        利用 CMG-stars多組分熱采數(shù)值模擬軟件建立 4相7組分模型,其中7組分包括水、重質(zhì)組分、輕質(zhì)組分、氧氣、二氧化碳、氮氣以及焦炭,以擬合空氣消耗量與前緣燃燒溫度為目標(biāo),對關(guān)鍵的活化能、指前因子和氣液平衡常數(shù)等進(jìn)行調(diào)參得到準(zhǔn)確參數(shù)(見表4、表5),稠油參數(shù)見文獻(xiàn)[21]。采用九點差分模擬算法模擬,分別進(jìn)行稠油火驅(qū)、稀油熱混相驅(qū)、稀油煙道氣驅(qū)的開發(fā)動態(tài)對比研究,注入?yún)?shù)見表6。

        表5 數(shù)值模擬中各組分參數(shù)

        表6 數(shù)值模擬模型注入?yún)?shù)

        2.2 稀油熱混相驅(qū)特征分析

        稀油熱混相驅(qū)和煙道氣驅(qū)動態(tài)曲線對比圖顯示(見圖10),稀油熱混相驅(qū)可以分為增壓見效、低氣油比高效穩(wěn)產(chǎn)、高氣油比生產(chǎn)等3個階段。稀油熱混相驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)時間長、日產(chǎn)油量高。稀油煙道氣驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)時間很短、日產(chǎn)油量低。二者最大的區(qū)別是氣油比的變化,煙道氣驅(qū)氣油比快速上升,很快超過5 000 m3/m3;熱混相驅(qū)氣油比一直穩(wěn)定在1 500~3 000 m3/m3。稀油熱混相驅(qū)最終采收率比煙道氣驅(qū)最終采收率增加了40.9個百分點。

        圖10 稀油熱混相驅(qū)和煙道氣驅(qū)動態(tài)曲線

        二者產(chǎn)出動態(tài)特征差異和地下驅(qū)替特征有直接對應(yīng)關(guān)系。稀油熱混相驅(qū)由于熱氣化/蒸餾機(jī)理的高驅(qū)油效率在熱前緣形成了含油飽和度相對較高的油墻帶,以“已燃區(qū)、結(jié)焦帶、氣化/蒸餾區(qū)、油墻、剩余油”的總體區(qū)帶展布不斷地向生產(chǎn)井推進(jìn),保證了生產(chǎn)井的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)(見圖11a、圖11c)。稀油熱混相驅(qū)的高驅(qū)油效率可形成明顯的油墻,在油墻附近氣體飽和度低,相對滲透率變小,油墻可以有效地抑制氣竄的發(fā)生,在油墻和熱前緣驅(qū)替過的地方幾乎無剩余油(見圖11a)。煙道氣驅(qū)因為驅(qū)油效率低,N2在油藏孔隙中達(dá)到一定的飽和度后,氣相相對流動能力增強(qiáng)導(dǎo)致氣體發(fā)生氣竄,氣油比快速上升,產(chǎn)油量快速下降(見圖11b、圖11d)。

        圖11 稀油熱混相驅(qū)與煙道氣驅(qū)300 d地下含油飽和度與含氣飽和度分布

        對比稀油熱混相驅(qū)和稠油火驅(qū)條件下P3-5井井底溫度與產(chǎn)油動態(tài)曲線可見,稀油輕中質(zhì)組分含量高、黏度小、流動能力強(qiáng),熱混相驅(qū)前緣驅(qū)油效率高,生產(chǎn)井大部分時間在油藏溫度條件下生產(chǎn),當(dāng)生產(chǎn)井生產(chǎn)3 000 d時,井底溫度開始升高,此時絕大部分原油已經(jīng)采出,產(chǎn)量開始下降,生產(chǎn)基本結(jié)束(見圖12a)。因此稀油熱混相驅(qū)不需要熱采完井和高溫地面處理設(shè)備,可以大幅節(jié)約投資和處理費用。降黏是稠油火驅(qū)重要機(jī)理之一,稠油重質(zhì)組分含量高、黏度大、流動能力差,燃料沉積和空氣消耗量大,燃燒溫度高,需要熱量將原油加熱到較高的溫度才能高效產(chǎn)出。稠油火驅(qū)初期井底溫度未升高時產(chǎn)油量很低,300 d時井底溫度開始升高,原油產(chǎn)量開始大幅度上升,2 500 d火線接近生產(chǎn)井時,停止生產(chǎn)。因此稠油火驅(qū)過程中生產(chǎn)井有較長時間的高溫生產(chǎn)期,需要熱采完井(見圖12b)。

        圖12 稀油熱混相驅(qū)和稠油火驅(qū)條件下P3-5井井底溫度與產(chǎn)量變化曲線

        3 美國Buffalo油田輕質(zhì)油藏空氣驅(qū)實例

        Buffalo油田位于美國Williston盆地西南側(cè),目的層為奧陶系Red River B層,為含白云巖夾層的碳酸鹽巖。地層傾角2°~3°,油層中部深度2 550 m,原始地層溫度105 ℃,地下原油黏度2.4 mPa·s,氣油比20 m3/m3,油層平均厚度4.5 m,滲透率為(1~20)×10-3μm2,孔隙度為13%~20%,含水飽和度45%~50%,為低含油飽和度碳酸鹽巖油藏[34]。

        Buffalo油田初期采用衰竭式開發(fā),地層壓力迅速降低,階段采出程度僅2%,25年累計產(chǎn)油32.9×104t。1978年轉(zhuǎn)入注空氣開發(fā),采用近反五點井網(wǎng),井距700~1 000 m。注入空氣后地層壓力迅速提升,平均注氣壓力31 MPa,截止到2020年4月,油田階段采出程度提高19個百分點,階段累計產(chǎn)油398.4×104t,累計氣油比2 346 m3/m3。由于上覆膏巖段導(dǎo)致套損井比例高,井網(wǎng)不完善,影響多數(shù)注氣井和生產(chǎn)井的正常生產(chǎn)。正常注氣井的單井注氣速度為(3~10)×104m3/d,累計注氣量超過 3×108m3;正常產(chǎn)油井累計產(chǎn)油超過3×104t,井組采出程度可達(dá)到40%[35-36]。

        室內(nèi)實驗、現(xiàn)場取心、組分監(jiān)測資料顯示,Buffalo油田注空氣開發(fā)已經(jīng)不是傳統(tǒng)的低溫空氣驅(qū),而是輕質(zhì)油藏的熱氧化前緣穩(wěn)定推進(jìn)[15,37]。從1978年注空氣開發(fā)到2020年,累計注入空氣42年,生產(chǎn)井沒有氧氣產(chǎn)出。注空氣后取心井資料顯示殘余油飽和度低于3%,巖心驅(qū)油效率達(dá)到90%以上,大大高于常規(guī)煙道氣驅(qū)(40%~55%),甚至可超過CO2混相氣驅(qū)(90%)。地層水平均礦化度高達(dá)100 000 mg/L,巖心中有大量鹽析出,證明油層內(nèi)存在較強(qiáng)的氧化蒸餾作用。

        Buffalo油田典型井生產(chǎn)動態(tài)特征顯示(見圖13),開發(fā)過程同樣分為增壓見效、低氣油比高效穩(wěn)產(chǎn)、高氣油比生產(chǎn)3個階段。由于稀油黏度低、流動能力強(qiáng),空氣注入后壓力反應(yīng)快,快速進(jìn)入增壓見效階段,從基本不產(chǎn)氣到有少量氣體產(chǎn)出用了約2 年時間,階段產(chǎn)油量約占總產(chǎn)油量的 20%。低氣油比高效穩(wěn)產(chǎn)階段生產(chǎn)時間約為14 年,氣油比穩(wěn)定在2 500 m3/m3以下,階段產(chǎn)油量占總產(chǎn)油量的61%。高氣油比生產(chǎn)階段(氣油比3 000~5 000 m3/m3)生產(chǎn)時間約為10年,階段產(chǎn)油量占總產(chǎn)油量的 19%[35-37]。稀油高壓熱混相驅(qū)驅(qū)油效率高,穩(wěn)產(chǎn)期長,煙道氣突破慢。而常規(guī)煙道氣驅(qū)或者減氧空氣驅(qū)氣體很快突破進(jìn)入高氣油比生產(chǎn)階段,生產(chǎn)井見氣后氣油比呈直線或者指數(shù)上升,氣體快速氣竄,幾乎不會再有原油產(chǎn)出。

        圖13 Baffulo油田Koch12-9 BRRU井生產(chǎn)動態(tài)曲線

        4 結(jié)論

        不同黏度原油一維高溫點火啟動驅(qū)替物理模擬實驗結(jié)果表明,原油組分越輕、黏度越低,氧化/燃燒燃料消耗量越低,溫度越低,氧化/燃燒熱前緣推進(jìn)過程中結(jié)焦帶越不明顯,直至消失。

        輕質(zhì)油熱氣化和蒸餾作用強(qiáng),火驅(qū)過程中易在高壓高溫?zé)崆熬壟c熱煙道氣一起形成氣化和蒸餾單相區(qū)帶,形成注空氣熱混相驅(qū)前緣,大幅提高注空氣驅(qū)油效率。原油中不易發(fā)生相變和流動的重質(zhì)組分是火驅(qū)過程中燃料的主要來源。

        輕質(zhì)油藏數(shù)值模擬研究和美國Buffalo油田高壓注空氣驅(qū)實例分析均證明了輕質(zhì)油藏高壓注空氣熱混相驅(qū)替技術(shù)的可行性,驅(qū)替過程可分為增壓見效、低氣油比高效穩(wěn)產(chǎn)、高氣油比生產(chǎn)等 3個階段,其中增壓見效階段和低氣油比高效穩(wěn)產(chǎn)階段產(chǎn)出 70%以上的原油。輕質(zhì)油藏水驅(qū)后轉(zhuǎn)注空氣熱混相驅(qū)開發(fā)理論提高采收率幅度可超過40個百分點。

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