空气辅助蒸汽吞吐采油机理

钟立国，张守军，鲁 笛，管九洲，张忠义

（1.中国石油大学（北京）提高采收率研究院，北京 102249； 2.中国石油辽河油田分公司 曙光采油厂，辽宁 盘锦124109； 3.中国石油勘探开发研究院 热采所，北京 100083）

0 引言

蒸汽吞吐采油工艺简单、油藏适应范围广、采油速度快，是目前稠油的主要开采方式；主要利用油藏天然能量进行开发，属于一次采油[1]，经过多轮次开发后，地层压力和油汽比降低，开发效果逐渐变差.因此，多采用注入N2、CO2、烟气或者井下自生气体的方式，通过气体辅助蒸汽吞吐改善开发效果[2－6].在气体辅助蒸汽吞吐采油时，可以采用前置段塞、同注和后置段塞的方式注入N2、CO2或烟气，改善蒸汽吞吐的机理包括增加地层压力、降低稠油黏度、加快排液和采油、扩大加热范围等.其中注入的N2主要是由制氮工艺将空气分离制得，成本相对较高；注入的CO2或烟气成本也较高，并且容易产生腐蚀等问题[7－14].

空气来源广泛、成本低，可以用于火烧油层开采稠油或高压注空气开采低渗稀油油藏[13－15]，因此注空气驱油成为目前挖掘低渗透油藏剩余储量最廉价、最有发展前景的三次采油方法之一.空气被注入轻质油藏后，氧气与原油发生低温氧化反应，氧气被消耗而生成碳的氧化物，并且反应产生的热量使油层温度升高，促使轻质组分蒸发，因此直接起驱替作用的并不是空气，而是在油层内生成的CO、CO2，以及由N2和轻烃组分等组成的烟道气[16].火烧油层是最早用于开发稠油的热力采油技术，美国、前苏联、罗马尼亚和加拿大等国家开展较大规模工业性开采试验，火烧油层采收率可以达到50%～80%.我国也在新疆、胜利和辽河等油田开展火烧油层试验[15，17－19].

在注蒸汽条件下空气对稠油的低温氧化作用增加稠油黏度.由于注入空气中氧气与原油发生低温氧化反应，产生CO2而放出热量，在一定程度上改变原油性质，使得空气辅助蒸汽吞吐的采油机理比N2、CO2或烟气辅助蒸汽吞吐的复杂[20－22].目前，未见到关于空气辅助蒸汽吞吐采油机理方面的研究报导.针对辽河油田杜84超稠油区块，在模拟蒸汽吞吐的条件下，笔者采用填砂模型驱替、吞吐实验及油藏数值模拟，研究蒸汽（热水）—空气驱替和空气辅助蒸汽吞吐的规律，分析空气辅助蒸汽吞吐的采油机理，论证空气辅助蒸汽吞吐的技术可行性.

1 填砂管驱替实验

1.1 装置与方法

采用直径为2.5cm、长度为30.0cm（有效填砂长度为27.1cm）的填砂管，进行蒸汽（热水）驱及蒸汽（热水）—空气驱实验.实验装置由模型本体、注入系统、压力和流量测量模块组成（见图1）.其中模型本体为填砂模型；注入系统包括注入泵、恒温箱、中间容器及相关的管阀件；压力测量模块测量模型两端压力；流量测量模块主要分离和测量产出流体.

图1 高温驱替装置流程Fig.1 Diagram of the displacement experiment under HTHP conditions

实验方法：（1）在充填筛析的砂样后，先用N2测量气测渗透率；（2）饱和模拟地层水，通过饱和水前后称重确定填砂模型的孔隙度，测量水测渗透率；（3）饱和稠油；（4）在设定模拟温度条件下注入一定量蒸汽，记录采油速度和采水速度变化；（5）按设计空气油体积比注入空气，保持恒温箱恒定的温度和压力，使填砂管中空气与稠油反应一定时间（3d）；（6）在设定模拟温度条件下进行蒸汽（或热水）驱至残余油饱和度，记录采油速度和采水速度变化.

实验用原油为辽河油田杜84区块馆陶组的超稠油（50℃温度时脱气稠油黏度为108.000Pa·s），模拟油藏温度为40℃，蒸汽注入速度为0.5～1.0mL·min－1，蒸汽（热水）—空气驱时标准状况下空气油体积比为20.

1.2 结果与讨论

蒸汽（热水）驱和蒸汽（热水）—空气驱实验数据见表1，不同温度时蒸汽驱和蒸汽—空气驱的开采动态见图2.由表1和图2可见，注入空气对热水驱和蒸汽驱开采动态有影响.对于200℃温度时热水驱与热水—空气驱，在注入热水30min（0.65PV）后，注入20倍原油体积的空气再进行热水驱，快速排水，采油速度达到较高值，但驱油效率较热水驱的降低.对于300℃温度时蒸汽—空气驱，注入蒸汽后再注入20倍原油体积的空气，对蒸汽驱开采有比较明显的影响，但对驱油效率影响不大.

填砂管驱替实验产出稠油黏度及SARA分析结果见表2.由表2可见，热水和蒸汽驱产出稠油的黏度要低于原油的，原因是驱替过程中受色谱分离作用影响和存在采出油组成差别.注入空气使采出稠油黏度升高，100℃温度时热水—空气驱采出稠油的黏度较原油的增大6.27%，较热水驱采出稠油的升高20.43%；200℃温度时蒸汽—空气驱采出稠油的黏度较原油的增大0.85%，较蒸汽驱采出稠油的升高10.80%，低于100℃温度时热水驱的.相应地，注入空气后采出稠油的沥青质质量分数高于蒸汽（或热水）驱采出稠油的，胶质质量分数与蒸汽（或热水）驱采出稠油的相当.

表1 蒸汽（热水）驱和蒸汽（热水）—空气驱实验数据Table 1 Data of steam（hot water）flooding and steam（hot water）－air flooding experiment

图2 不同温度时蒸汽驱与蒸汽—空气驱开采动态Fig.2 Production performance of 200，300℃steam flooding and steam－air flooding

表2 填砂管驱替实验产出稠油黏度及SARA分析结果Table 2 The SARA and viscosity of heavy oils produced in the displacement experiment with sand packed tube

填砂管驱替实验采出气体分析结果见表3.由表3可见，采出气中O2体积分数低于3%，CO2体积分数为3%～5%，也采出少量CO、HC、SO2和H2S.在油藏压力条件下，低温氧化反应的稠油黏度升高10%～30%；饱和烃的质量分数变化不大，胶质质量分数降低，沥青质质量分数增大，重质组分质量分数增大5%.注空气低温氧化反应使填砂模型渗透率降低5%～9%，使残余油量稍有提高，但变化不大；高岭石等黏土矿物使填砂模型渗透率降低10%以上.

表3 填砂管驱替实验采出气体分析结果Table 3 The gases produced in the displacement experiment with sand packed tube

2 就地固砂实验

2.1 装置与方法

利用低温氧化反应产生的焦状物可以将砂粒胶结在一起，起到固砂作用.采用置于恒温箱的岩心夹持器，将饱和后的填砂模型置于岩心夹持器，进行饱和稠油实验和注空气氧化固结实验，考察稠油低温氧化的固砂效果.

（1）实验准备：将一定量砂样（地层砂和一定比例的高岭石）放入直径为25mm的薄软金属管中，金属管两端安装筛网；将填砂模型装入具有橡胶套的岩心夹持器内.控制围压为5.00MPa，测量填砂模型的空气绝对渗透率；将岩心夹持器置于恒温箱，将恒温箱升温至80℃后将岩心饱和稠油.如果需要一定的含水饱和度，在饱和油前先将填砂模型充满模拟地层水，再用稠油驱替至束缚水饱和度；注入300℃以上高温蒸汽或热水驱替可动油，在0.25MPa下注入N2驱替5min；计算气测渗透率，收集流出物并计算残余油饱和度.

（2）注空气低温氧化：在5.00MPa围压下，将岩心夹持器与注采系统相连.将恒温箱升至氧化实验温度恒温60min以上，加热期间保持围压为5.00MPa.保持回压为0.50MPa，以200mL／min恒速注入空气，直到排出气中氧气浓度基本不变.

（3）渗透率测试：测量砂样的空气渗透率，计算与固结前砂样的渗透率损失；将砂样取出后进行单轴抗压强度测试；将砂样在650℃温度下煅烧360min，测量氧化残渣质量分数.

2.2 结果与讨论

杜84区块超稠油低温氧化固砂实验砂样的初始性质、氧化条件及固结实验结果见表4，实验砂样不含水.由表4可见，温度的变化对渗透率损失的影响不大，低温时低温氧化反应的砂样渗透率损失较大，砂样抗压强度较高.固结后砂样的抗压强度为2.00～4.50MPa.黏土的存在使填砂模型在低温氧化固结后抗压强度显著增大，因为黏土束缚砂粒间更多的稠油，经过低温氧化反应后可产生更多的类焦物质直到形成固砂作用.

表4 杜84区块超稠油低温氧化固砂实验结果Table 4 Result of sand consolidation by LTO reaction with Du84extra－heavy oil

3 填砂模型吞吐实验

3.1 装置与方法

采用耐压15.00MPa、配置多个测压点和测温点的填砂模型实验装置进行吞吐实验，实验装置流程见图3.模型尺寸为550mm×800mm，主要包括高压填砂模型、中间容器（用于吞吐注入过程中流体缓冲容器）、蒸汽发生器、空气中间容器、油气水计量装置、计量泵、流量计、压力计及数据采集和控制系统.填砂模型填砂及饱和油水数据见表5.

表5 填砂模型填砂和饱和油水数据Table 5 Data of sand pack，and oil and water saturation in the sand packed model

3.2 结果与讨论

模拟油田注空气强化蒸汽吞吐采油过程，考察的实验注采参数包括采油速度、采水速度、采气速度、油汽比、回采水率和采收率.填砂模型蒸汽吞吐和空气辅助蒸汽吞吐实验中蒸汽温度为300℃，蒸汽干度为1.0，蒸汽注入速度为50mL·min－1，焖井时间为10min.蒸汽吞吐与空气辅助蒸汽吞吐实验的注采数据﹑开采动态和模型压力变化曲线见表6和图4.由表6和图4（a）可见，空气辅助蒸汽吞吐的日产油量高于蒸汽吞吐的，产水率明显低于蒸汽吞吐的，并且增产和降水助排效果随着吞吐轮次增加而变大.空气辅助蒸汽吞吐3个轮次的周期产油量较蒸汽吞吐的分别提高22.1%、45.9%和57.0%.由图4（b）可见，空气辅助蒸汽吞吐的模型平均压力要明显高于蒸汽吞吐的，注入空气具有明显的增压效果，并且增压效果随着吞吐轮次增加而增大.

图3 空气辅助蒸汽吞吐模拟实验装置流程Fig.3 Diagram of experimental apparatus for air assisted CSS

表6 蒸汽吞吐与空气辅助蒸汽吞吐实验的注采数据Table 6 The injection and production data of CSS and air assisted CSS experiments

图4 蒸汽吞吐与空气辅助蒸汽吞吐实验的开采动态和模型压力变化曲线Fig.4 The production performance and pressure of the sand packed model in CSS and air assisted CSS experiments

4 数值模拟

4.1 模型及参数

采用Eclipse的Thermal模型进行注空气低温氧化非混相驱吞吐采油数值模拟.根据辽河油田馆陶组油藏地质特征，建立50×40×25个网格的均质油藏地质模型，油藏地质参数见表7.

表7 杜84区块超稠油油藏数值模拟参数Table 7 Properties of Du84extra－heavy oil reservoir used in numerical simulation

采用沥青质、胶质、轻质组分、焦炭、O2、CO2和N2拟组分表征原油，各拟组分比（摩尔分数比）为Asphalt（沥青质）∶Resin（胶质）∶Light（轻质组分）∶Coke（焦炭）∶O2∶CO2∶N2＝0.15∶0.40∶0.45∶0∶0∶0∶0.低温氧化涉及的化学反应：（1）胶质氧化生成沥青质；（2）轻质的芳香烃氧化生成胶质；（3）沥青质裂解生成胶质、焦炭和CO2；（4）焦炭燃烧生成CO2和水.化学反应中反应物和生成物的化学计量学因数见表8.

表8 化学反应中反应物和生成物的化学计量学因数Table 8 Stoichiometric coefficients of reactants and products in the reactions

为了评价空气辅助蒸汽吞吐的开采效果，分别设计直井蒸汽吞吐、N2辅助蒸汽吞吐、等量N2辅助蒸汽吞吐和空气辅助蒸汽吞吐开采方案，其中，N2辅助蒸汽吞吐方案的N2注入量与空气辅助蒸汽吞吐中的N2注入量相等，等量N2辅助蒸汽吞吐方案的N2注入量与空气辅助蒸汽吞吐中的空气注入量相等.每个方案均模拟计算吞吐3个轮次，每轮次注采时间为120d.油藏数值模拟方案的注采参数见表9，其中，N2辅助蒸汽吞吐的N2注入量为3.95m3，等量N2辅助蒸汽吞吐的N2注入量为5.00m3.

表9 油藏数值模拟方案的注采参数Table 9 Injection and production parameters in numerical simulation

4.2 结果与讨论

不同方式吞吐油藏数值模拟计算的开发指标见表10.由表10可见，空气辅助蒸汽吞吐的增产效果与N2辅助蒸汽吞吐相当，周期采油量较蒸汽吞吐提高20%～30%，吞吐开采轮次越高，增产效果越明显.

表10 不同方式蒸汽吞吐油藏数值模拟计算的开发指标Table 10 Production parameters of different CSS numerical simulation schemes

5 采油机理

空气辅助蒸汽吞吐过程中，注入空气与稠油反应而被消耗，利用未反应的N2及生成的CO2等烟气的增压助排、气体降黏、生热、提高热效率和固砂等作用，可以改善蒸汽吞吐开采的效果.

5.1 气体溶解降黏作用

不同温度和压力下，低温氧化产生尾气（14%CO2﹑86%N2（体积分数））溶解稠油的黏度测定结果见表11.由表11可见，在低于100℃温度时N2或烟气溶解可使杜84区块超稠油黏度降低10%；在高于100℃温度时N2或烟气溶解在超稠油中溶解度降低，压力增大导致超稠油黏度有所上升.

表11 杜84区块超稠油与低温氧化产生尾气体系的表观黏度Table 11 The viscosity of Du84extra－heavy oil and the gases generated in LTO mPa·s

5.2 气体增压和扩大加热腔作用

基于油藏数值模拟结果计算的蒸汽吞吐与空气辅助蒸汽吞吐的加热腔和高压区参数见表12.由表12可见，空气辅助蒸汽吞吐形成的高压区体积明显大于注蒸汽的，是其3倍以上，在油田开发后期采用注空气方法增压助排作用明显.填砂模型压力数据也表明，空气辅助蒸汽吞吐开采3轮后模型压力保持在4.70 MPa，蒸汽吞吐开采3轮后模型压力降至4.20MPa以下，注空气增压比例达到10%以上.在蒸汽吞吐过程中，注入空气保持压力的效果非常明显.

同时，注入空气可以明显增大加热腔体积和油藏压力，原因在于气体能够降低蒸汽分压及气体本身的热载体作用.空气辅助蒸汽吞吐形成的加热腔体积是蒸汽吞吐的3倍以上，其加热腔平均温度要稍低于蒸汽加热腔的，分别为165.4℃和189.7℃.

表12 蒸汽吞吐与空气辅助蒸汽吞吐的加热腔和高压区参数Table 12 The parameters of heating chamber and high－pressure region in CSS and air assisted CSS

5.3 低温氧化反应生热作用

稠油低温氧化反应热一般为30～100kJ／mol（O2），杜84区块稠油低温氧化反应热为45.0kJ／mol（O2），标准状况下1万m3O2与杜84区块稠油低温氧化反应的放热量相当于1.70t、234℃、干度0.5的蒸汽.若考虑蒸汽放热后无法利用热水的热焓，则标准状况下1万m3O2与杜84区块稠油低温氧化反应的放热量相当于2.24t、234℃、干度0.5的蒸汽（见表13）.若考虑蒸汽放热后无法利用热水的热焓，每轮次注入标准状况下10～20万m3O2与杜84区块稠油低温氧化反应的放热量相当于22.4～44.8t蒸汽.

表13 杜84区块超稠油低温氧化反应热计算结果Table 13 Data of the LTO reaction heat of Du84extra－heavy oil

6 结论

（1）对于杜84区块稠油，注入空气使100℃温度热水驱的驱油效率有所降低，100℃温度热水—空气驱的采出稠油黏度较热水驱的升高20.43%；注入空气对200℃温度蒸汽驱与蒸汽—空气驱开采的影响不明显，200℃温度蒸汽—空气驱的采出稠油黏度较蒸汽驱的升高10.80%.蒸汽（热水）—空气驱的采出稠油的沥青质质量分数高于蒸汽（或热水）驱的，胶质质量分数与蒸汽（或热水）驱的相当，采出气中氧体积分数低于3%，CO2体积分数为3%～5%.

（2）空气辅助蒸汽吞吐的增压和增产效果与N2辅助蒸汽吞吐的相当，周期采油量较蒸汽吞吐的提高20%～30%，吞吐开采轮次越高，增产效果越明显.

（3）空气辅助蒸汽吞吐采油的增产机理包括加热降黏、气体溶解降黏、气体增压、气体扩大加热腔及就地固砂作用等.

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