輕質(zhì)油藏高壓注空氣氧化特征與熱混相驅(qū)技術(shù)

席長豐，王伯軍，趙芳，劉彤，齊宗耀，張霞林，唐君實(shí)，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(diǎn)實(shí)驗(yàn)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(fèi)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(chǔ)量品位逐漸變差，傳統(tǒng)開發(fā)方式作用有限[2]?？諝怛?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(diǎn)，有望成為實(shí)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(bǔ)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(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)，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(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)空氣驅(qū)過程中會(huì)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(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)，分析了減氧空氣驅(qū)過程中油氣運(yùn)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(dòng)用程度。Moore等[14]和Montes等[15]分析了油田高壓注空氣開發(fā)實(shí)例，根據(jù)產(chǎn)出動(dòng)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(gè)百分點(diǎn)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(shí)現(xiàn)商業(yè)規(guī)?；瘧?yīng)用[18-21]，并且機(jī)理認(rèn)識(shí)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(shí)例對高壓空氣驅(qū)的生產(chǎn)動(dòng)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(shí)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(shí)不清。為此，本文通過稠油、常規(guī)稀油、揮發(fā)油的高溫點(diǎn)火空氣驅(qū)一維物理模擬實(shí)驗(yàn)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(shí)例分析輕質(zhì)油藏注空氣驅(qū)替的產(chǎn)出動(dòng)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(jì)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(diǎn)火空氣驅(qū)一維物理模擬實(shí)驗(yàn)

1.1 不同黏度原油組分特點(diǎn)

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(shí)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(shí)驗(yàn)

1.2.1 實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)裝置為高溫高壓熱跟蹤補(bǔ)償一維燃燒管實(shí)驗(yàn)平臺(tái)，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(gè)部分組成（見圖3）。該實(shí)驗(yàn)裝置可以實(shí)時(shí)監(jiān)測燃燒過程中沿程燃燒溫度、產(chǎn)出液體動(dòng)態(tài)、產(chǎn)出氣體組分等。填砂模型管內(nèi)均勻分布47個(gè)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(gè)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(shí)時(shí)跟蹤補(bǔ)償，從而消除填砂模型與外部環(huán)境的溫差實(shí)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(gè)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(diǎn)火啟動(dòng)驅(qū)替物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置示意圖

1.2.2 實(shí)驗(yàn)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(diǎn)燃不同黏度原油，保證不同油樣實(shí)驗(yàn)的正常進(jìn)行和可對比性，統(tǒng)一采用450 ℃電點(diǎn)火的方式進(jìn)行一維注空氣驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，設(shè)計(jì)了5組一維驅(qū)替物理模擬實(shí)驗(yàn)（見表1）。具體實(shí)驗(yàn)步驟為：①將點(diǎn)火器溫度設(shè)置為450 ℃，注入空氣點(diǎn)火5～10 min，待第1測溫點(diǎn)溫度上升至點(diǎn)火溫度，說明點(diǎn)火成功，關(guān)閉點(diǎn)火器。②保持以實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)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(bǔ)償，保障測溫點(diǎn)所測溫度為實(shí)際巖心燃燒溫度。③實(shí)驗(yàn)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(diǎn)溫度變化。④在每個(gè)測溫點(diǎn)的溫度達(dá)到峰值時(shí)打開一級(jí)和二級(jí)分離器之間的閥門，將一級(jí)分離器中的產(chǎn)出液釋放到二級(jí)分離器中，關(guān)閉一級(jí)和二級(jí)分離器之間的閥門后再打開二級(jí)分離器產(chǎn)出端的閥門收集產(chǎn)出液，保證產(chǎn)出物計(jì)量的時(shí)效性和準(zhǔn)確性。⑤實(shí)驗(yàn)過程中可以持續(xù)采集一級(jí)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(huì)受到外部空氣的影響。重復(fù)步驟②—⑤完成5組實(shí)驗(yàn)。

表1 物理模擬實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)方案

1.3 不同黏度原油實(shí)驗(yàn)氧化和驅(qū)替特征

1.3.1 熱氧化前緣溫度特征

測溫點(diǎn)峰值溫度曲線圖顯示（見圖4），當(dāng)點(diǎn)火溫度為450 ℃時(shí)，實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)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(shí)[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(shí)驗(yàn)測溫點(diǎn)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(diǎn)火空氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)中不同黏度油樣溫度曲線顯示（見圖5），實(shí)驗(yàn)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(shí)相符。但是實(shí)驗(yàn) 3稀油和實(shí)驗(yàn) 5揮發(fā)油在實(shí)驗(yàn)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(shí)不能穩(wěn)定推進(jìn)的固有認(rèn)識(shí)。實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)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小（見表2），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(shí)驗(yàn)氧化/燃燒參數(shù)表

1.3.2 不同黏度原油空氣驅(qū)儲(chǔ)集層區(qū)帶特征

稠油火驅(qū)中途滅火實(shí)驗(yàn)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(diǎn)火啟動(dòng)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(shí)驗(yàn)中途滅火時(shí)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?dú)w結(jié)為原油氣化蒸餾和膨脹，與本文實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)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(diǎn)火啟動(dòng)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)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(diǎn)火啟動(dòng)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)（加速量熱儀實(shí)驗(yàn)）表明，碳數(shù)越高，燃點(diǎn)越低，越容易氧化，同時(shí)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(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)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(shí)，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(diǎn)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(dòng)態(tài)變化特點(diǎn)，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(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的進(jìn)一步驗(yàn)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(chǔ)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(dòng)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(huì)熱裂解生成輕質(zhì)油組分和焦炭，同時(shí)在高溫條件下重質(zhì)油組分、輕質(zhì)油組分和焦炭都會(huì)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?dú)庖约敖固浚詳M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(diǎn)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(dòng)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(dòng)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(gè)階段。稀油熱混相驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長、日產(chǎn)油量高。稀油煙道氣驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)時(shí)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(gè)百分點(diǎn)。

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

二者產(chǎn)出動(dòng)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?yàn)轵?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(dòng)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(dòng)態(tài)曲線可見，稀油輕中質(zhì)組分含量高、黏度小、流動(dòng)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(shí)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(shí)，井底溫度開始升高，此時(shí)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(fèi)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(dòng)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(shí)產(chǎn)油量很低，300 d時(shí)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(shí)，停止生產(chǎn)。因此稠油火驅(qū)過程中生產(chǎn)井有較長時(shí)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(shí)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(jì)產(chǎn)油32.9×104t。1978年轉(zhuǎn)入注空氣開發(fā)，采用近反五點(diǎn)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(gè)百分點(diǎn)，階段累計(jì)產(chǎn)油398.4×104t，累計(jì)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(jì)注氣量超過 3×108m3；正常產(chǎn)油井累計(jì)產(chǎn)油超過3×104t，井組采出程度可達(dá)到40%[35-36]。

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、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(jì)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(dòng)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(gè)階段。由于稀油黏度低、流動(dòng)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(shí)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(shí)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(shí)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(huì)再有原油產(chǎn)出。

圖13 Baffulo油田Koch12-9 BRRU井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線

4 結(jié)論

不同黏度原油一維高溫點(diǎn)火啟動(dòng)驅(qū)替物理模擬實(shí)驗(yàn)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(dòng)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?cái)?shù)值模擬研究和美國Buffalo油田高壓注空氣驅(qū)實(shí)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(gè)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(gè)百分點(diǎn)。