边底水稠油油藏火驱可行性及操作参数 优选实验研究 ——以辽河油田J91 区块为例

张 鸿

（1.中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010；2.国家能源稠（重）油开采研发中心，辽宁盘锦 124010）

辽河油田J91 区块为中厚层状边底水稠油油藏，油藏埋深922～1 060 m，平均油层厚度21 m，平均孔隙度30.6%，平均渗透率2 183×10-3μm2，50 ℃下脱气原油黏度约13 955 mPa·s。该区块自1984 年开始蒸汽吞吐试验[1]，目前处于吞吐开发末期，受边水推进或底水锥进作用，采油速度仅为0.46%，采出程度40%，可采储量采出程度达96%，亟待探索吞吐后期提高采收率的新技术。而蒸汽驱、SAGD（蒸汽辅助重力泄油）等利用连续补充的汽化潜热能驱替原油的开发方式受存水影响，大部分热被水体吸收，难以实现有效驱替，无法较好地改善开发效果[2-4]。火驱技术具有驱油效率高、热量损失少、适用范围广、经济效益好的优势，有望成为边水稠油油藏吞吐后期重要的接替方式[5-10]。

目前边底水稠油油藏蒸汽吞吐后期转火驱技术在海外油田已有成功实施的案例[11]，但在国内仍处于探索阶段，虽然有矿场试验也取得一定效果，但对边底水油藏火驱技术的实施界限、操作参数设计等难点认识还不够清楚。针对以上问题，本文利用热分析设备及火驱一维物理模型，从室内实验角度论证J91 区块实施火驱技术的可行性，确定燃料下限，并对点火方式、注气速度等操作参数进行优化研究，为边底水稠油油藏实施开发方式转化提供重要依据，做好技术储备。

1 实验部分

1.1 实验材料

实验用油:采用辽河油田J91 区块J45-015-23C 井原油，50 ℃脱气原油黏度9 370 mPa·s，20 ℃原油密度0.975 2 g/cm3，原油族组分饱和烃、芳烃、胶质、沥青质含量分别为15.51%、30.76%、33.01%、20.72%，对原油进行脱水处理，含水率不大于0.5%。

实验用砂:采用颗粒粒径与储层岩心相匹配，能够反映储层物性的复配石英砂。

实验用水:地层水。

将处理好的原油与石英砂、地层水按不同比例均匀混合，装填含油饱和度分别为10%、15%、20%、30%、60%的一维物理模型。

1.2 实验设备

1.2.1 氧化特征分析实验设备

Thermax500高温高压热重分析仪，主要由炉体、流量调节器、控制面板、气瓶等组成，测试温度范围为0～1 100 ℃，测试压力范围为0～6.8 MPa。NETZSCH 204HP 高压差示扫描量热仪，主要由流量/压力控制器、电子测量单元、基本测量单元、压力流量控制系统、恒温水浴系统等组成，测试温度范围为0～600 ℃，压力测试范围为0～15.0 MPa。

1.2.2 火驱一维物理模拟系统设备

主要由注气系统、点火系统、模型本体、测控系统和产出系统5 部分组成。其中，注气系统由空气压缩机、气体增压泵、气体流量计控制器组成；点火系统由电加热装置、调节器与电源等构成；模型本体尺寸为42.0 cm×9.0 cm×3.6 cm，能够承受的最高温度为1 000 ℃，模型内部采用隔热材料，沿轴向布设3 行×13 列共39 个测温点；测控系统主要通过数据采集板将模拟信号转换成数字信号，对不同位置的温度、压力进行实时监测并自动记录；采出系统由高温高压大流量回压控制器、气液分离装置、在线烟气分析仪、回收处理装置等组成（图1）。

图1 实验设备及流程

1.3 实验内容

1.3.1 氧化特征分析实验

用高温高压热重分析仪测定，实验温度由室温上升至600 ℃，升温速率3 ℃/min，常压下反应气氛为空气，保护气为99.99%高纯氮气，天平气为99.99%高纯氦气，样品质量约200 mg。通过测定，可获得升温过程中样品质量随温度变化曲线（TG）及质量损失速率随温度变化曲线（DTG）。

用高压差示扫描量热仪测定，实验温度由室温上升至600 ℃，升温速率3 ℃/min，常压下反应气氛为空气，气体流量为50 mL/min，样品质量约5 mg。通过测定，可获得升温过程中样品热流量随温度变化曲线（DSC）。

1.3.2 火驱一维物理模拟实验

首先将配置好的不同含油饱和度人工油砂装入模型内，确保装填均匀；然后安装模型盖体，测试密封性；将五部分实验系统按照流程连接并测试密封性后，低速注入室温水，在保证模型出口端不产油的情况下建立油水共存状态；再设置回压1.0 MPa，启动点火系统与注气系统，点火升温（点火器温度500 ℃），同时注空气；并监测模型内温度变化，当火线推进至模型出口处时结束实验。待模型本体降温后，拆开模型，再测试下一样品。

2 结果与讨论

2.1 边底水稠油油藏火驱可行性

原油燃烧放出足够热量是油藏实施火驱开发和实现稳定燃烧的先决条件，而能够实现持续稳定燃烧的条件是有足够的空气和充足燃料放出的热量使得燃烧前缘维持一定的温度[12]。因此，从原油燃烧放热量及燃料下限两个方面验证油藏中有水体侵入时实施火驱技术的可行性。

2.1.1 氧化反应特征分析 J91 区块稠油TG、DTG、DSC 及放热量实验曲线如图2 所示，按质量损失与放热特性反应可划分为4 个阶段:第一阶段为蒸发阶段，温度为30～120 ℃，主要以原油中未脱尽的水及易挥发的轻烃挥发为主；第二阶段为低温氧化阶段，温度为120～365 ℃，该阶段样品继续发生质量损失，DSC 曲线出现第一个放热峰，说明该阶段轻质组分（饱和烃和芳烃）部分参与低温缓慢氧化生成部分氧化物，放热量为1 350.3 J/g，相对较低；第三阶段为裂解阶段，温度为365～445 ℃，该阶段质量损失处于平缓阶段，在365 ℃附近有剧烈的放热峰，表明低温氧化阶段结束，进入裂解阶段即燃料沉积过程，原油中某些组分与氧气发生不完全氧化，生成焦炭，该阶段放热量为2 386.8 J/g；第四阶段为高温氧化阶段，温度大于445 ℃，该阶段质量损失量最大，DSC 曲线出现明显放热高峰为5.68 mW/mg，表明裂解阶段产生的焦炭开始燃烧放出大量热，该阶段总放热量为7 050.7 J/g。分析认为，J91 区块油藏原油温度达到445 ℃时，可进入高温氧化燃烧阶段，并放出大量热量，能够维持燃烧前缘持续稳定推进的温度。

图2 J91 区块原油实验曲线

2.1.2 边底水稠油油藏火驱燃料下限

通过5 组实验温度监测，点火初期点火温度都能达到500 ℃，点火成功，但是当含油饱和度为10%时，火线推进到模型1/3 位置处灭火。其他含油饱和度条件下，关闭点火器后，随着注气速度的调整，都能够保持火线稳步推进，并到达生产井附近。不同含油饱和度条件下，燃烧基础参数、采出程度与空气油比等实验结果对比见表1。

由表1 可知，含油饱和度增大即含水饱和度减小，对燃料消耗量和空气消耗量影响不大，也就是说油砂中剩余原油只要能够维持燃烧，则单位体积油砂中被烧掉的原油量是基本不变的，其含量的变化主要由原油油品性质和储层物性决定，与含水饱和度的高低关系不大。随着含油饱和度增大，火驱过程中油墙形成范围增加，原油和空气运移阻力也增加，致使火线推进速率降低，模型压力增大。从实验结果可以看出（表1），含油饱和度为15%时，可以实现连续稳定高温氧化燃烧，但驱油效率和空气油比较低，几乎不产油，说明模型内的原油全部用来维持火驱高温燃烧。随着含油饱和度的增大，驱油效率明显增大，空气油比也大幅减小，分析认为由于火驱过程燃烧的原油和空气消耗量基本维持不变，含油饱和度增加使得驱替出的原油量增大，致使驱油效率增大，空气油比减小。

表1 不同含油饱和度条件下实验结果对比

同时，借助热采数值模拟软件，建立J91 区块火驱数值模型，重点预测不同含油饱和度的边底水油藏火驱开发的经济指标（阶段采出程度和空气油比），得到当含油饱和度大于35%时，阶段采出程度可达15%以上，空气油比低，可实现火驱开发（图3）。因此，结合物模和数模的结果，认为边底水稠油油藏实施火驱经济开发的燃料下限，即含油饱和度下限为35%。

图3 数值模拟不同含油饱和度经济评价指标变化曲线

2.2 操作参数优选

2.2.1 点火方式

实施火驱提高采收率，点燃油层是前提，而油层点燃程度的好坏直接影响火驱能否成功，因此点燃油层是火驱开发的关键技术之一。

火驱开发的点火方式有层内自燃点火和人工点火两大类，其中，人工点火又可分为化学点火和电点火[13-14]。通过以往实验发现，层内自燃点火并建立燃烧前缘所花费的时间长短不定，主要受控于地层原油的物理性质和化学成分，且注气速率对其影响也较大。化学点火方式是通过添加助燃剂来点燃地层原油，具有操作成本较低、操作简单的特点，但点火速度快，可控性差；电点火方式是利用电加热点火器点燃地层原油，是目前最常见的点火方法，具有点火温度高、点火相对稳定、容易控制的特点。

通过室内边底水油藏火驱物理模拟实验结果显示，无论油藏含水饱和度多大，J91 区块原油点火门槛温度均为380～390 ℃，但受油藏中存水的影响，火线前缘附近水受高温作用会发生相态变化，点火时间较长，所以，为了保证边底水油藏顺利点燃油层，设计火驱实验点火温度大于500 ℃，并适当延长点火时间，以减弱地层存水的影响。

J91 区块油藏原始地层温度大约45 ℃，这种情况下依靠油层本身的自燃点火所需要的时间通常要超过30 d，而且无法保证地下充分燃烧，同时考虑到水侵油藏热效率低的特点，推荐采用电点火方式，以保障油藏成功点火。

2.2.2 注气速度

火驱实施过程中，若注气速度过大，易发生火窜和气体外溢，造成空气消耗量增大，体积扫油系数减低，火驱开采成本升高；若注气速度过小，燃烧速度慢，火线温度低，甚至会造成油层局部熄火的可能[15-16]。火驱实验一般包括点火阶段、火线稳定推进阶段及停止注气阶段，为了保证形成持续稳定的高温氧化燃烧，必须采取变速注气方式才能保证燃烧需求。将现场注气强度250 Nm3/（m·d）折合成室内实验，得到初期注气速度为4 L/min。

实验过程中点火阶段采取阶梯式升温，提高注气速度接近空气消耗量，保证低温氧化顺利进行，同时油藏温度能达到燃烧需要的温度。

由J91 区块高温氧化阶段放热量可知，该阶段放热量大，燃料生成量则相对较多，空气消耗量大，对注气强度需求更高。图4 为火线稳定推进阶段注气速度与火线最高温度关系曲线。从图中可以看出，火线形成后，8 L/min 的注气速度能够实现高温燃烧，但最高温度有所降低；提高注气速度到12 L/min 甚至16 L/min 可以维持燃烧区最高温度，考虑到油藏有存水，火线前缘热量会被水体吸收，使得火线温度有所降低，所以，提高注气速度至20 L/min，保障火线温度逐渐升高，并在此速度下能够维持较高的燃烧温度。表明火线形成后，油墙随火线推进不断聚集增大，在维持燃烧最低空气消耗量的前提下，若要保障火线稳定推进，注气速度需要逐步增加。气体在整个过程中，主要起到两方面作用，一是提供充足的氧气维持高温燃烧，二是提供油墙运移的推动力。因此，边底水稠油油藏火驱过程中可通过增大注气强度提高火线前缘温度，增大放热量，进而有利于维持火线前缘稳定推进。

图4 稳定推进阶段注气速度对火线最高温度的影响

3 结论

（1）J91 区块边底水稠油油藏能够实现稳定的高温氧化燃烧，氧化反应可分为蒸发、低温氧化、裂解、高温氧化4 个阶段，其中高温氧化阶段总放热量最大。

（2）确定了边底水稠油油藏实施火驱经济开发的燃料下限（含油饱和度下限为35%），在稳定燃烧前提下，含油饱和度对燃料消耗量、空气消耗量等火驱燃烧基础参数影响不大。

（3）对于边水侵入油藏实施火驱，考虑到水侵油藏热效率低的特点，推荐采用电点火方式，适当提高点火温度、延长点火时间，保证充分燃烧。火驱过程中，采用变速注气方式，适当增大注气强度提高火线前缘温度，释放更多热量，以保障火线稳定推进。