轻质油藏空气驱机理数值模拟

贾虎，赵金洲，杨怀军，李玥洋，蒲万芬

（1.西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室；2.中国石油大港油田公司）

0 引言

有关世界各大油田空气驱项目的报道较多[1]。中国广西百色油田、长庆马岭油田、靖安油田五里湾ZJ53井区、大庆贝尔油田希11-72井区等都相继开展了空气驱先导试验[2-3]。中原油田胡12断块砂岩油藏是空气泡沫调驱成功实施的代表之一，现场应用表明，氧气没有过早突破，项目实施 3 a后阶段采收率提高 3%～4%[4]。延长石油集团甘谷驿油田“三低”油藏唐80区块也成功实施了空气泡沫驱，现场试验表明，原油低温氧化反应程度较高，大部分生产井含氧量低于5%，最低为0.4%[5]。

空气驱技术也面临许多挑战，尤其是空气驱在注水开发前后油藏的适应性值得探讨。本文利用数值模拟方法揭示影响空气驱实施效果的因素，旨在为空气驱现场应用提供理论支撑。

1 地质模型

以塔里木盆地K油藏为原型建立地质模型，油藏温度80 ℃，地层压力16 MPa，油藏物性参数见表1，原油为轻质油，原油性质及组成见文献[6-7]。储集层受注入水冲刷前后渗透率变异系数分别为0.33和2.14，表明注入水冲刷后储集层层间非均质性增强。储集层在长期注入水冲刷下易形成大孔道，高渗透层含水饱和度较高，层间矛盾突出，这种现象在水驱开发中比较常见[8]。本文采用数值模拟方法研究 K油藏注水前后实施空气驱的适应性，同时分析层间非均质性对应用效果的影响。

表1 油藏基本物性参数

本次模拟采用正方形油藏模型，在油藏对角线上分布一注一采 2口直井，油藏基本模型网格数目为30×30×6，注入井所在平面位置为网格（1，1），生产井所在平面位置为网格（30，30），水平网格主体尺寸为5 m×5 m。纵向网格数为小层数，生产井和注入井6个小层均射开。反应动力学模型中温度项通常采用平均网格温度，网格尺寸较大时，将会在燃烧带出现较低的平均温度，不能真实反映热前缘温度。因而数值模拟中对近井地带采用局部加密网格，以更准确地描述空气驱中形成的局部热前缘、气体超覆等现象。

2 模拟组分

本文以塔里木K油藏轻质原油为例，采用8组分来模拟：①H2O；②C7+（原油拟组分：轻质和重质组分）；③CH4（溶于油相）；④CO2（溶于油相）；⑤CO（不溶于油相）；⑥O2（不溶于油相）；⑦N2（不溶于油相）；⑧焦炭。根据原油组分数据计算得到脱气原油C7+拟组分摩尔质量为211.6 g/mol，地面脱气原油密度为0.805 g/cm3。采用相态拟合和热动力学系数匹配最优化多元回归拟合方法，可计算出模拟组分的临界参数。对常规的H2O、CH4等组分，Win-Prop PVT模块中已给定相应数值，采用 Lee-Kesler方法校正。拟组分 C7+的气液平衡常数计算采用温度范围为 50～450 ℃，压力范围为500～24 500 kPa，平衡常数值按1 mol拟组分C7+和4 mol空气反应比例计算。油、气、水相对渗透率通过Corey经验模型插值计算。

3 反应历程

3.1 反应模式

原油氧化、燃烧历程极其复杂，在不同温度范围内包含数百种中间产物和反应。单一反应模式不能代表复杂的燃烧过程。Ren等[9]指出，充分燃烧的过程非常复杂，但总体上可由氧化（消耗氧并生成氧化产物）和分解（生成碳氧化合物）反应来描述。对于原油，通常用 C1−3，C4−6，C7+分别代表气相、挥发性油、参与反应的油（Reactive Oil），仅拟组分C7+被认为是参与了各种反应，反应动力学参数可从各种热分析实验中获取；de Zwart等[10]提出动力学反应模式由一个裂解反应和 3个燃烧反应组成，但当前许多反应动力学模型均未考虑气相燃烧过程。

笔者通过大量氧化管实验研究发现，K油藏轻质原油氧化后气体组成中 CH4含量较高[11]；绝热性能良好的热效应监测实验产出气中几乎没有CO，已充分反应生成 CO2[12]。由于原油氧化、燃烧反应复杂，只能简化处理，本文研究将原油反应模式分 3类：原油裂解、气体燃烧、焦炭燃烧。反应式为：轻质组分裂解，C7+→CH4+焦炭+热量；中质组分裂解（碳键剥离反应），C7++O2→H2O+CO+焦炭+热量；焦炭燃烧，焦炭+O2→H2O+CO+热量；甲烷燃烧，CH4+ O2→H2O + CO+热量；一氧化碳燃烧，CO+O2→CO2+热量。

3.2 氧化动力学参数

在热采数值模拟中化学反应速率根据阿伦纽斯定律来进行计算，通过热分析实验获取原油氧化活化能和阿伦纽斯常数用于历史拟合。稠油氧化活化能一般高于100 kJ/mol[13]。K油藏轻质原油氧化热动力学实验表明[6-7]，该原油氧化活性较高，在低温氧化和高温氧化阶段活化能分别为26.68 kJ/mol和153.06 kJ/mol，阿伦纽斯常数分别为 37.15 min−1和 7.76×109min−1；加入储集层岩屑后低温氧化和高温氧化阶段活化能分别为31.42～47.02 kJ/mol和 69.84～84.22 kJ/mol，两阶段的阿伦纽斯常数分别为85.11～724.44 min−1和0.78×103～8.13×103min−1。

4 历史拟合

针对塔里木K油藏空气驱机理，主要开展了细管低温氧化及驱油实验，充填介质为塔里木K油藏岩屑，粒径 0.25～0.30 mm，孔隙度 18%，渗透率 120×10−3μm2，在油藏温度、压力条件下饱和原油和地层水。通过低速注入空气，让原油与氧充分反应，不至于过早气窜，定期收集气样分析并计量产出油体积。

本文主要阐述数值模拟研究的过程和结果，仅对必要的物理模拟实验条件和结论作简要叙述，具体实验数据参见文献[11-12]。历史拟合结果见图1。

图1 空气驱细管实验历史拟合曲线

由图1可见，实验结果和模拟计算拟合程度较好。通过对反应历程和氧化动力学参数这两个因素合理取值与匹配，能够确保较好的采收率拟合程度，同时也证明了反应历程的合理性，为后续空气驱机理数值模拟研究奠定了基础。

5 数值模拟研究

5.1 未注水储集层空气驱效果

5.1.1 自燃及温度分布规律

对于未注水开发的原始油藏，空气注入（以下讨论中除特别说明外，空气地面注入速率均为 42 000 m3/d。）初期注入井底压力瞬间升高，说明近井地带原油发生了自燃。由温度场（见图2）可见，局部加密区域能精确表征注入井附近储集层温度变化，网格中温度峰值约为 160 ℃。重油就地燃烧时油藏局部峰值温度一般可达到350～600 ℃[14]，而轻质油藏注空气不一定能达此温度。

图2 局部加密区空气注入不同时间温度场

由图 2可见，红色高温区主要集中在储集层中下部，主要原因在于：①上部储集层含水饱和度相对较高（见表1），吸收热量较多，原油自燃形成的温度峰面被削弱；②上部储集层孔隙度较高，原油在氧化放热或燃烧过程中产生热损失。

图3为第3小层温度随时间变化剖面，沿注入井和生产井轴线部位出现典型的温度峰面推移模式。初期，温度峰面不断向前推进，注入井附近首先达到高温，然后向四周辐射，在燃料不断沉积作用（轻质组分裂解生成焦炭）下，原油很快氧化至燃烧而达到峰值温度。当燃烧前缘蔓延至生产井突破后，高温区从储集层中部开始慢慢消退，温度降低范围逐渐扩大，反映出储集层中部的燃料消耗效率较高，燃料沉积量不足以维持稳定的燃烧。以上分析说明不应单纯地将轻质油藏空气驱当作等温非混相驱，热效应也具有积极作用。

图3 空气注入不同时间第3层温度分布图

5.1.2 气相饱和度及产出气浓度分布

图4为不同注入时间气相饱和度分布图。注入30 d时，第3、4层波及效率非常高，120 d内注入气基本呈均匀推进。随后储集层中部出现了明显的气体超覆，注入640 d时储集层顶部第1、2、3层出现了较高的气相饱和度，而储集层低部位的第 4、5、6层几乎没有出现大面积的高浓度气相聚集区。在注入后期，生产井附近气体超覆愈发明显，中上部储集层气相饱和度远高于下部储集层。

产出气中O2浓度监测是安全性考虑的重要因素，由图 5a可见，生产井各小层 O2的浓度均不到 0.01 mol/L，即使到注气终期各小层 O2浓度之和也仅为0.039 mol/L，说明地层中氧利用率高。储集层埋深越大，O2突破滞后性越强。

图4 不同注气时间各小层气相饱和度分布（1～6为小层序号）

图5 b为第3层产出气中CH4、CO2、CO浓度随时间变化关系。CO2浓度在397 d（2013-01-31）时急剧攀升至高位（0.50 mol/L），反映此阶段原油燃烧程度较高，之后 CO2浓度急剧降低渐至稳定，主要是因为储集层温度降低范围逐渐扩大，导致燃料沉积不足；另外，也与CO2溶解于原油有关。CO浓度始终保持低位，最高也仅为0.024 mol/L，同样也证明存在高效燃烧现象。

图5 生产井各小层产出气浓度曲线

5.1.3 注气速率对空气驱效果影响的敏感性分析

5.1.3.1 注气速率对气体突破时间影响

注气速率对产气量的影响见图 6。注气速率为5 000，20 000，30 000和42 000 m3/d时气体突破时间分别为 105 d（2012-04-15），57 d（2012-02-26），48 d（2012-02-17）和 40 d（2012-02-09），气体突破后生产井日产气量急剧上升，第 1个日产气高峰出现时间随着注气速率的增加而提前。

低注气速率（5 000 m3/d）下，日产气量稳定时间较长，维持在4 000 m3/d左右，而42 000 m3/d注气速率下，达到第1个日产气高峰时间为215 d （2012-08-02）；同时也发现在高注气速率下，日产气量经历第 1个高峰值后迅速下降，表明高注气速率下原油与O2反应效率较高，随着空气不断注入，后期日产气量逐渐趋于平稳，说明大部分原油被不同程度氧化，不再继续耗氧。

图6 不同注气速率下日产气量随时间变化关系

5.1.3.2 注气速率对燃烧峰面推进速率影响

图 7为注入井与生产井连线上不同位置温度随时间变化规律（以每个网格的中心为基点）。由图7可见，各注气速率下，形成峰值温度的时间间隔基本一致，表明热前缘均匀推进。根据网格之间距离和形成峰值温度的时间差可计算出燃烧峰面的推进速率：20 000，30 000和42 000 m3/d注气速率对应的燃烧峰面推进速率依次为0.307，0.464，0.464 m/d，基本上随着注气速率增加而略显增加。高注气速率（30 000和 42 000 m3/d3）下燃烧峰面推进速率相等，表明注气速率对燃料沉积速率的影响可能存在一个临界值，较低注气速率下燃料沉积速率随注气速率增加而增加，为燃烧峰面迅速推进提供了必要条件；当继续增加注气速率时，燃料沉积速率渐趋于稳定，因此燃烧峰面推进速率也不再增加。

图7 不同注气速率下注入井与生产井连线上典型网格温度随时间变化曲线（第3小层）

由图 7还可看出，沿注入井与生产井连线方向温度峰值逐渐降低，原因在于高温下轻质组分不断蒸馏并伴随裂解反应，蒸发的轻质组分制约燃烧前缘传递。随着轻质组分的蒸馏，焦炭生成量较少，不足以维持较高的峰值温度。

5.1.3.3 注气速率对燃烧温度影响

图8 不同注气速率下网格(6，6，3)温度随时间变化关系

以网格（6，6，3）为例，分析不同注气速率下峰值温度。由图 8可见，注气速率越高，网格峰值温度也越高。高注气速率下高温持续时间较长，有利于发挥热效应的提高采收率作用，且高注气速率下能很快达到峰值温度，如5 000 m3/d注入速率下达到峰值温度时间为182 d，此段时间内主要为低温氧化模式，不利于提高空气驱效果；而42 000 m3/d注气速率下达到峰值温度仅需 60 d，短时间内能达到温度峰值，更有利于热前缘驱替。

图9 注气速率对各层温度分布影响（注入120 d，1～6为小层序号）

图 9为不同注气速率下各层温度分布。高温区域主要集中在近井地带的中部，温度前缘为均匀推进模式。高注气速率下温度波及区域更广，且高温区范围也较大，但主要集中在第4、5小层。空气注入后近井地带的原油发生氧化-裂解-燃烧等反应生成大量气体，而O2密度相对较高，会出现重力分异，燃烧前缘的形成及运移取决于氧的传输速率，高温区范围及温度特征取决于该区域的燃料沉积总量，而燃料沉积量与含油饱和度密切相关，由表1可见，第4、5小层含油饱和度较高，故高温区范围较大。

5.1.3.4 注气速率对采收率影响

不同注气速率下油、气、水产出特征数据见表2。原油采收率随注气速率增加而增加，但增幅不明显（51.1%～56.4%），因此在方案设计中不能单纯追求高注气量。累计产气量和最高气油比也随注气速率增加而增加。本研究中注气速率为30 000 m3/d时，实施3 a（2015年1月）气油比已达3 000 m3/m3，通常认为气油比在3 000～8 000 m3/m3时，开始出现气体干扰[15]。通过在生产井侧钻水平井的方式可提高产量和降低气油比，但会延长施工周期。地层水的采出程度也随注气速率的增加而增加（见表2），但增幅不明显，因此不会大幅增加水处理成本。

表2 不同注气速率下油气水产出特征

5.2 高含水油藏空气驱效果

高注气速率下原油容易实现自燃，利于发挥空气驱效果。以下主要讨论注气速率42 000 m3/d时高含水油藏空气驱效果。

5.2.1 储集层温度分布

由第3小层温度平面分布图（见图10）可看出，注入初期温度峰面稳定持续地向前推移，最高温度达215 ℃（见图10b），温度峰值随时间延续而逐渐降低，到后期储集层温度峰面不再向生产井推进（见图10g），且中部高温区逐渐消散，这是因为储集层含油饱和度低，燃料沉积不足以维持高温推进；其次，高含水饱和度下产生的热量很容易损失。

图10 不同注入时间第3层温度平面分布图

5.2.2 气相饱和度及产出气浓度分布

图11为高含水储集层注入空气不同时间气相饱和度分布。可见，高渗层波及效率较高，低渗层明显次之，即使在终期，第 6层仍有未波及区域；同时气体超覆也较明显，空气优先进入高含水的高渗层，不利于挖潜低渗层采收率。

图11 高含水储集层不同注气时间气相饱和度分布（1～6为小层序号）

图12 生产井第3层产出气浓度曲线

图12 为第3层产出气浓度曲线。O2浓度始终处于低水平，说明即使在高含水层，氧利用率也非常高。2013年1月之前各气体浓度均较低，随后CO2浓度明显升高，而 CO浓度一直处于较低水平，表明原油氧化程度较高。整个过程可解释为：原油低温氧化生成的热量不断积累，氧化形成的复杂产物浓度不断增加，当摄入充足能量时，发生抽提生成H2O2，这些高活性物质迅速裂解成自由基—OH，加速反应并迅速积累热量，最终产生烷烃和烯烃。这些物质和热量积累到一定阶段后充分燃烧或发生碳键剥离生成 CO2，一部分溶于原油和地层水，剩余部分被产出。

5.2.3 高含水油藏采收率特征

由表 2可见，相同注气速率下，注水开发后的油藏空气驱采收率比未注水开发油藏低6.3%，但地层水采出程度高达54.5%，是未注水开发油藏的2.4倍；累计产气量为 4.26×107m3，最高气油比高达 13 000 m3/m3，显著高于同等注气速率下未注水开发油藏，增加了处理成本，特别是当遇到高渗裂缝带时，O2会过早突破，带来安全隐患。对于此类油藏，采取空气泡沫/凝胶复合调驱技术是一种行之有效的方法[16-18]。

5.2.4 生产井堵水/堵气必要性

由图13可见，沿注入井与生产井连线方向峰值温度逐渐递减。由于生产井附近一段距离内储集层温度达不到120 ℃，而当前许多聚合物凝胶堵剂在120 ℃内可保持较长的封堵有效期。因此对于非均质性较强的高含水储集层空气驱，当气、水产量过高时，可用聚合物凝胶进行封堵。

图13 注入井与生产井连线方向温度随时间变化曲线（第3小层）

6 结论及建议

本文建立的原油反应模式能较好描述空气驱原油氧化、燃烧历程。未注水开发油藏实施空气驱时，高温区主要集中在近井地带的中下部储集层，当燃烧前缘推进至生产井突破后，高温区从储集层中部开始消退，范围逐渐扩大；而注水开发后的油藏高渗透层优先形成高温区，前期快速向前推进，之后高温区不再推移而逐渐消散。

气体超覆为空气驱中存在的普遍现象，但注水开发后的油藏气体超覆程度更明显。两种情形下，O2产出浓度均处于低水平，说明地层原油耗氧能力较高。注气速率越高，燃料沉积速率越快，但最终趋于稳定。高注气速率下原油容易实现自燃且获得较高温度峰值。

未注水开发油藏实施空气驱时原油采收率随着注气速率增加而增加，但增幅不明显，因此在方案设计中不应单纯追求高注气量。相同注气速率下，注水开发后的油藏空气驱采收率比未注水开发油藏低6.3%，但地层水采出程度高达 54.5%，是未注水开发油藏的2.4倍；此外，空气驱中生产井气油比在后期显著增加，可考虑采取空气泡沫/凝胶复合调驱技术，将气油比降至合理范围。非均质性强的高含水油藏可采取聚合物凝胶封堵措施，对高渗层先期调堵，提高低渗层波及效率。

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