空氣輔助蒸汽吞吐采油機理

鐘立國，張守軍，魯 笛，管九洲，張忠義

（1.中國石油大學（北京）提高采收率研究院，北京 102249； 2.中國石油遼河油田分公司 曙光采油廠，遼寧 盤錦124109； 3.中國石油勘探開發(fā)研究院 熱采所，北京 100083）

0 引言

蒸汽吞吐采油工藝簡單、油藏適應范圍廣、采油速度快，是目前稠油的主要開采方式；主要利用油藏天然能量進行開發(fā)，屬于一次采油[1]，經過多輪次開發(fā)后，地層壓力和油汽比降低，開發(fā)效果逐漸變差.因此，多采用注入N2、CO2、煙氣或者井下自生氣體的方式，通過氣體輔助蒸汽吞吐改善開發(fā)效果[2－6].在氣體輔助蒸汽吞吐采油時，可以采用前置段塞、同注和后置段塞的方式注入N2、CO2或煙氣，改善蒸汽吞吐的機理包括增加地層壓力、降低稠油黏度、加快排液和采油、擴大加熱范圍等.其中注入的N2主要是由制氮工藝將空氣分離制得，成本相對較高；注入的CO2或煙氣成本也較高，并且容易產生腐蝕等問題[7－14].

空氣來源廣泛、成本低，可以用于火燒油層開采稠油或高壓注空氣開采低滲稀油油藏[13－15]，因此注空氣驅油成為目前挖掘低滲透油藏剩余儲量最廉價、最有發(fā)展前景的三次采油方法之一.空氣被注入輕質油藏后，氧氣與原油發(fā)生低溫氧化反應，氧氣被消耗而生成碳的氧化物，并且反應產生的熱量使油層溫度升高，促使輕質組分蒸發(fā)，因此直接起驅替作用的并不是空氣，而是在油層內生成的CO、CO2，以及由N2和輕烴組分等組成的煙道氣[16].火燒油層是最早用于開發(fā)稠油的熱力采油技術，美國、前蘇聯(lián)、羅馬尼亞和加拿大等國家開展較大規(guī)模工業(yè)性開采試驗，火燒油層采收率可以達到50%～80%.我國也在新疆、勝利和遼河等油田開展火燒油層試驗[15，17－19].

在注蒸汽條件下空氣對稠油的低溫氧化作用增加稠油黏度.由于注入空氣中氧氣與原油發(fā)生低溫氧化反應，產生CO2而放出熱量，在一定程度上改變原油性質，使得空氣輔助蒸汽吞吐的采油機理比N2、CO2或煙氣輔助蒸汽吞吐的復雜[20－22].目前，未見到關于空氣輔助蒸汽吞吐采油機理方面的研究報導.針對遼河油田杜84超稠油區(qū)塊，在模擬蒸汽吞吐的條件下，筆者采用填砂模型驅替、吞吐實驗及油藏數(shù)值模擬，研究蒸汽（熱水）—空氣驅替和空氣輔助蒸汽吞吐的規(guī)律，分析空氣輔助蒸汽吞吐的采油機理，論證空氣輔助蒸汽吞吐的技術可行性.

1 填砂管驅替實驗

1.1 裝置與方法

采用直徑為2.5cm、長度為30.0cm（有效填砂長度為27.1cm）的填砂管，進行蒸汽（熱水）驅及蒸汽（熱水）—空氣驅實驗.實驗裝置由模型本體、注入系統(tǒng)、壓力和流量測量模塊組成（見圖1）.其中模型本體為填砂模型；注入系統(tǒng)包括注入泵、恒溫箱、中間容器及相關的管閥件；壓力測量模塊測量模型兩端壓力；流量測量模塊主要分離和測量產出流體.

圖1 高溫驅替裝置流程Fig.1 Diagram of the displacement experiment under HTHP conditions

實驗方法：（1）在充填篩析的砂樣后，先用N2測量氣測滲透率；（2）飽和模擬地層水，通過飽和水前后稱重確定填砂模型的孔隙度，測量水測滲透率；（3）飽和稠油；（4）在設定模擬溫度條件下注入一定量蒸汽，記錄采油速度和采水速度變化；（5）按設計空氣油體積比注入空氣，保持恒溫箱恒定的溫度和壓力，使填砂管中空氣與稠油反應一定時間（3d）；（6）在設定模擬溫度條件下進行蒸汽（或熱水）驅至殘余油飽和度，記錄采油速度和采水速度變化.

實驗用原油為遼河油田杜84區(qū)塊館陶組的超稠油（50℃溫度時脫氣稠油黏度為108.000Pa·s），模擬油藏溫度為40℃，蒸汽注入速度為0.5～1.0mL·min－1，蒸汽（熱水）—空氣驅時標準狀況下空氣油體積比為20.

1.2 結果與討論

蒸汽（熱水）驅和蒸汽（熱水）—空氣驅實驗數(shù)據見表1，不同溫度時蒸汽驅和蒸汽—空氣驅的開采動態(tài)見圖2.由表1和圖2可見，注入空氣對熱水驅和蒸汽驅開采動態(tài)有影響.對于200℃溫度時熱水驅與熱水—空氣驅，在注入熱水30min（0.65PV）后，注入20倍原油體積的空氣再進行熱水驅，快速排水，采油速度達到較高值，但驅油效率較熱水驅的降低.對于300℃溫度時蒸汽—空氣驅，注入蒸汽后再注入20倍原油體積的空氣，對蒸汽驅開采有比較明顯的影響，但對驅油效率影響不大.

填砂管驅替實驗產出稠油黏度及SARA分析結果見表2.由表2可見，熱水和蒸汽驅產出稠油的黏度要低于原油的，原因是驅替過程中受色譜分離作用影響和存在采出油組成差別.注入空氣使采出稠油黏度升高，100℃溫度時熱水—空氣驅采出稠油的黏度較原油的增大6.27%，較熱水驅采出稠油的升高20.43%；200℃溫度時蒸汽—空氣驅采出稠油的黏度較原油的增大0.85%，較蒸汽驅采出稠油的升高10.80%，低于100℃溫度時熱水驅的.相應地，注入空氣后采出稠油的瀝青質質量分數(shù)高于蒸汽（或熱水）驅采出稠油的，膠質質量分數(shù)與蒸汽（或熱水）驅采出稠油的相當.

表1 蒸汽（熱水）驅和蒸汽（熱水）—空氣驅實驗數(shù)據Table 1 Data of steam（hot water）flooding and steam（hot water）－air flooding experiment

圖2 不同溫度時蒸汽驅與蒸汽—空氣驅開采動態(tài)Fig.2 Production performance of 200，300℃steam flooding and steam－air flooding

表2 填砂管驅替實驗產出稠油黏度及SARA分析結果Table 2 The SARA and viscosity of heavy oils produced in the displacement experiment with sand packed tube

填砂管驅替實驗采出氣體分析結果見表3.由表3可見，采出氣中O2體積分數(shù)低于3%，CO2體積分數(shù)為3%～5%，也采出少量CO、HC、SO2和H2S.在油藏壓力條件下，低溫氧化反應的稠油黏度升高10%～30%；飽和烴的質量分數(shù)變化不大，膠質質量分數(shù)降低，瀝青質質量分數(shù)增大，重質組分質量分數(shù)增大5%.注空氣低溫氧化反應使填砂模型滲透率降低5%～9%，使殘余油量稍有提高，但變化不大；高嶺石等黏土礦物使填砂模型滲透率降低10%以上.

表3 填砂管驅替實驗采出氣體分析結果Table 3 The gases produced in the displacement experiment with sand packed tube

2 就地固砂實驗

2.1 裝置與方法

利用低溫氧化反應產生的焦狀物可以將砂粒膠結在一起，起到固砂作用.采用置于恒溫箱的巖心夾持器，將飽和后的填砂模型置于巖心夾持器，進行飽和稠油實驗和注空氣氧化固結實驗，考察稠油低溫氧化的固砂效果.

（1）實驗準備：將一定量砂樣（地層砂和一定比例的高嶺石）放入直徑為25mm的薄軟金屬管中，金屬管兩端安裝篩網；將填砂模型裝入具有橡膠套的巖心夾持器內.控制圍壓為5.00MPa，測量填砂模型的空氣絕對滲透率；將巖心夾持器置于恒溫箱，將恒溫箱升溫至80℃后將巖心飽和稠油.如果需要一定的含水飽和度，在飽和油前先將填砂模型充滿模擬地層水，再用稠油驅替至束縛水飽和度；注入300℃以上高溫蒸汽或熱水驅替可動油，在0.25MPa下注入N2驅替5min；計算氣測滲透率，收集流出物并計算殘余油飽和度.

（2）注空氣低溫氧化：在5.00MPa圍壓下，將巖心夾持器與注采系統(tǒng)相連.將恒溫箱升至氧化實驗溫度恒溫60min以上，加熱期間保持圍壓為5.00MPa.保持回壓為0.50MPa，以200mL／min恒速注入空氣，直到排出氣中氧氣濃度基本不變.

（3）滲透率測試：測量砂樣的空氣滲透率，計算與固結前砂樣的滲透率損失；將砂樣取出后進行單軸抗壓強度測試；將砂樣在650℃溫度下煅燒360min，測量氧化殘渣質量分數(shù).

2.2 結果與討論

杜84區(qū)塊超稠油低溫氧化固砂實驗砂樣的初始性質、氧化條件及固結實驗結果見表4，實驗砂樣不含水.由表4可見，溫度的變化對滲透率損失的影響不大，低溫時低溫氧化反應的砂樣滲透率損失較大，砂樣抗壓強度較高.固結后砂樣的抗壓強度為2.00～4.50MPa.黏土的存在使填砂模型在低溫氧化固結后抗壓強度顯著增大，因為黏土束縛砂粒間更多的稠油，經過低溫氧化反應后可產生更多的類焦物質直到形成固砂作用.

表4 杜84區(qū)塊超稠油低溫氧化固砂實驗結果Table 4 Result of sand consolidation by LTO reaction with Du84extra－h(huán)eavy oil

3 填砂模型吞吐實驗

3.1 裝置與方法

采用耐壓15.00MPa、配置多個測壓點和測溫點的填砂模型實驗裝置進行吞吐實驗，實驗裝置流程見圖3.模型尺寸為550mm×800mm，主要包括高壓填砂模型、中間容器（用于吞吐注入過程中流體緩沖容器）、蒸汽發(fā)生器、空氣中間容器、油氣水計量裝置、計量泵、流量計、壓力計及數(shù)據采集和控制系統(tǒng).填砂模型填砂及飽和油水數(shù)據見表5.

表5 填砂模型填砂和飽和油水數(shù)據Table 5 Data of sand pack，and oil and water saturation in the sand packed model

3.2 結果與討論

模擬油田注空氣強化蒸汽吞吐采油過程，考察的實驗注采參數(shù)包括采油速度、采水速度、采氣速度、油汽比、回采水率和采收率.填砂模型蒸汽吞吐和空氣輔助蒸汽吞吐實驗中蒸汽溫度為300℃，蒸汽干度為1.0，蒸汽注入速度為50mL·min－1，燜井時間為10min.蒸汽吞吐與空氣輔助蒸汽吞吐實驗的注采數(shù)據﹑開采動態(tài)和模型壓力變化曲線見表6和圖4.由表6和圖4（a）可見，空氣輔助蒸汽吞吐的日產油量高于蒸汽吞吐的，產水率明顯低于蒸汽吞吐的，并且增產和降水助排效果隨著吞吐輪次增加而變大.空氣輔助蒸汽吞吐3個輪次的周期產油量較蒸汽吞吐的分別提高22.1%、45.9%和57.0%.由圖4（b）可見，空氣輔助蒸汽吞吐的模型平均壓力要明顯高于蒸汽吞吐的，注入空氣具有明顯的增壓效果，并且增壓效果隨著吞吐輪次增加而增大.

圖3 空氣輔助蒸汽吞吐模擬實驗裝置流程Fig.3 Diagram of experimental apparatus for air assisted CSS

表6 蒸汽吞吐與空氣輔助蒸汽吞吐實驗的注采數(shù)據Table 6 The injection and production data of CSS and air assisted CSS experiments

圖4 蒸汽吞吐與空氣輔助蒸汽吞吐實驗的開采動態(tài)和模型壓力變化曲線Fig.4 The production performance and pressure of the sand packed model in CSS and air assisted CSS experiments

4 數(shù)值模擬

4.1 模型及參數(shù)

采用Eclipse的Thermal模型進行注空氣低溫氧化非混相驅吞吐采油數(shù)值模擬.根據遼河油田館陶組油藏地質特征，建立50×40×25個網格的均質油藏地質模型，油藏地質參數(shù)見表7.

表7 杜84區(qū)塊超稠油油藏數(shù)值模擬參數(shù)Table 7 Properties of Du84extra－h(huán)eavy oil reservoir used in numerical simulation

采用瀝青質、膠質、輕質組分、焦炭、O2、CO2和N2擬組分表征原油，各擬組分比（摩爾分數(shù)比）為Asphalt（瀝青質）∶Resin（膠質）∶Light（輕質組分）∶Coke（焦炭）∶O2∶CO2∶N2＝0.15∶0.40∶0.45∶0∶0∶0∶0.低溫氧化涉及的化學反應：（1）膠質氧化生成瀝青質；（2）輕質的芳香烴氧化生成膠質；（3）瀝青質裂解生成膠質、焦炭和CO2；（4）焦炭燃燒生成CO2和水.化學反應中反應物和生成物的化學計量學因數(shù)見表8.

表8 化學反應中反應物和生成物的化學計量學因數(shù)Table 8 Stoichiometric coefficients of reactants and products in the reactions

為了評價空氣輔助蒸汽吞吐的開采效果，分別設計直井蒸汽吞吐、N2輔助蒸汽吞吐、等量N2輔助蒸汽吞吐和空氣輔助蒸汽吞吐開采方案，其中，N2輔助蒸汽吞吐方案的N2注入量與空氣輔助蒸汽吞吐中的N2注入量相等，等量N2輔助蒸汽吞吐方案的N2注入量與空氣輔助蒸汽吞吐中的空氣注入量相等.每個方案均模擬計算吞吐3個輪次，每輪次注采時間為120d.油藏數(shù)值模擬方案的注采參數(shù)見表9，其中，N2輔助蒸汽吞吐的N2注入量為3.95m3，等量N2輔助蒸汽吞吐的N2注入量為5.00m3.

表9 油藏數(shù)值模擬方案的注采參數(shù)Table 9 Injection and production parameters in numerical simulation

4.2 結果與討論

不同方式吞吐油藏數(shù)值模擬計算的開發(fā)指標見表10.由表10可見，空氣輔助蒸汽吞吐的增產效果與N2輔助蒸汽吞吐相當，周期采油量較蒸汽吞吐提高20%～30%，吞吐開采輪次越高，增產效果越明顯.

表10 不同方式蒸汽吞吐油藏數(shù)值模擬計算的開發(fā)指標Table 10 Production parameters of different CSS numerical simulation schemes

5 采油機理

空氣輔助蒸汽吞吐過程中，注入空氣與稠油反應而被消耗，利用未反應的N2及生成的CO2等煙氣的增壓助排、氣體降黏、生熱、提高熱效率和固砂等作用，可以改善蒸汽吞吐開采的效果.

5.1 氣體溶解降黏作用

不同溫度和壓力下，低溫氧化產生尾氣（14%CO2﹑86%N2（體積分數(shù)））溶解稠油的黏度測定結果見表11.由表11可見，在低于100℃溫度時N2或煙氣溶解可使杜84區(qū)塊超稠油黏度降低10%；在高于100℃溫度時N2或煙氣溶解在超稠油中溶解度降低，壓力增大導致超稠油黏度有所上升.

表11 杜84區(qū)塊超稠油與低溫氧化產生尾氣體系的表觀黏度Table 11 The viscosity of Du84extra－h(huán)eavy oil and the gases generated in LTO mPa·s

5.2 氣體增壓和擴大加熱腔作用

基于油藏數(shù)值模擬結果計算的蒸汽吞吐與空氣輔助蒸汽吞吐的加熱腔和高壓區(qū)參數(shù)見表12.由表12可見，空氣輔助蒸汽吞吐形成的高壓區(qū)體積明顯大于注蒸汽的，是其3倍以上，在油田開發(fā)后期采用注空氣方法增壓助排作用明顯.填砂模型壓力數(shù)據也表明，空氣輔助蒸汽吞吐開采3輪后模型壓力保持在4.70 MPa，蒸汽吞吐開采3輪后模型壓力降至4.20MPa以下，注空氣增壓比例達到10%以上.在蒸汽吞吐過程中，注入空氣保持壓力的效果非常明顯.

同時，注入空氣可以明顯增大加熱腔體積和油藏壓力，原因在于氣體能夠降低蒸汽分壓及氣體本身的熱載體作用.空氣輔助蒸汽吞吐形成的加熱腔體積是蒸汽吞吐的3倍以上，其加熱腔平均溫度要稍低于蒸汽加熱腔的，分別為165.4℃和189.7℃.

表12 蒸汽吞吐與空氣輔助蒸汽吞吐的加熱腔和高壓區(qū)參數(shù)Table 12 The parameters of heating chamber and high－pressure region in CSS and air assisted CSS

5.3 低溫氧化反應生熱作用

稠油低溫氧化反應熱一般為30～100kJ／mol（O2），杜84區(qū)塊稠油低溫氧化反應熱為45.0kJ／mol（O2），標準狀況下1萬m3O2與杜84區(qū)塊稠油低溫氧化反應的放熱量相當于1.70t、234℃、干度0.5的蒸汽.若考慮蒸汽放熱后無法利用熱水的熱焓，則標準狀況下1萬m3O2與杜84區(qū)塊稠油低溫氧化反應的放熱量相當于2.24t、234℃、干度0.5的蒸汽（見表13）.若考慮蒸汽放熱后無法利用熱水的熱焓，每輪次注入標準狀況下10～20萬m3O2與杜84區(qū)塊稠油低溫氧化反應的放熱量相當于22.4～44.8t蒸汽.

表13 杜84區(qū)塊超稠油低溫氧化反應熱計算結果Table 13 Data of the LTO reaction heat of Du84extra－h(huán)eavy oil

6 結論

（1）對于杜84區(qū)塊稠油，注入空氣使100℃溫度熱水驅的驅油效率有所降低，100℃溫度熱水—空氣驅的采出稠油黏度較熱水驅的升高20.43%；注入空氣對200℃溫度蒸汽驅與蒸汽—空氣驅開采的影響不明顯，200℃溫度蒸汽—空氣驅的采出稠油黏度較蒸汽驅的升高10.80%.蒸汽（熱水）—空氣驅的采出稠油的瀝青質質量分數(shù)高于蒸汽（或熱水）驅的，膠質質量分數(shù)與蒸汽（或熱水）驅的相當，采出氣中氧體積分數(shù)低于3%，CO2體積分數(shù)為3%～5%.

（2）空氣輔助蒸汽吞吐的增壓和增產效果與N2輔助蒸汽吞吐的相當，周期采油量較蒸汽吞吐的提高20%～30%，吞吐開采輪次越高，增產效果越明顯.

（3）空氣輔助蒸汽吞吐采油的增產機理包括加熱降黏、氣體溶解降黏、氣體增壓、氣體擴大加熱腔及就地固砂作用等.

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