火驱高温氧化特征判识方法研究

2018-07-03程海清

特种油气藏 2018年3期

程海清

(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)

0 引言

火烧油层是一种重要的稠油热采方法[1-5]，在国内外已开展了多项矿场试验，取得了显著的生产效果，以新疆红浅1井火驱试验[6]为例，截至2017年连续运行了7 a，在注蒸汽的基础上采收率提高了25%，预期最终采收率可达60%以上。由于火驱机理十分复杂，对油藏储层发生的高温氧化状态缺乏直观准确的认识，而明确地下燃烧状态对火驱现场动态调控至关重要。国内外专家学者[7-17]对火驱氧化状态开展了大量研究，主要判识方法有尾气组分分析法、观察井温度监测法、现场取心分析法和数值模拟研究法。尾气组分分析法只能判定地下发生了氧化反应，但难以界定是否为高温氧化反应；观察井温度监测法由于井位固定而只有火线接近观察井时才能发挥效果；取心井分析是最直接、最有说服力的燃烧状态判识方法，但因取心周期长而无法满足实时监测的需求；数值模拟研究法可预测火线波及情况及燃烧状态，但需以明确地下真实燃烧状态为前提。针对上述存在的问题，以室内实验为基础，以流体分析为手段，根据氧化作用机理，开展火驱高温氧化特征判识方法研究，提出了4项判识指标，可为火驱动态调控提供有效的技术支持。

1 实验装置及实验过程

1.1 实验装置

火烧油层物理模拟实验系统[18]主要包括：注气系统、点火系统、模型本体、数据采集系统、产液气分离及回收系统。模型本体尺寸为42.0 cm×9.6 cm×3.6 cm，轴向上分布3层温度传感器，共39支，可模拟开展不同条件下火烧油层模拟实验。实验岩心取自D66块K039取心井天然油砂，取心井段为959.6～959.9 m，分别采用7890A型气相色谱仪、7890B型原油全烃气相色谱仪及傅立叶变换红外光谱仪对实验油气样品进行测定分析。

1.2 实验过程

实验条件：点火方式为电点火，点火温度为500 ℃；注气速率为8 L/min,实验设定回压为1 MPa。实验步骤：①将取样的天然油砂装入模型内压实，封盖、测试气密性；②向模型内注N2，建立模型进出端的连通性，启动点火装置至设定温度；③向模型内注入空气，空气流量控制在设定值，记录模型内温度、压力等实验数据，根据实验温度进行气体取样；④当火线接近出口端时注N2灭火，保留火驱燃烧区带的完整性；⑤拆开模型，观察燃烧情况，在各个区带内取样进行有机地球化学分析。取样位置1～7见图1(图中灰色圆点)，样品相关信息见表1。

2 实验结果分析

2.1 氧气转化率

尾气组分是最直接的储层燃烧状态判识的方法，常用的分析指标有CO2浓度、氧气利用率、视HC原子比。其中，氧气利用率是描述O2参与氧化反应程度的参数，其表达式为：

图1火驱物模实验温场及不同区带取样点分布

表1 火驱后取样样品相关信息

(1)

式中：Y为氧气利用率，%；c(O2)为尾气中O2的浓度，%；c(N2)为尾气中N2的浓度，%。

一般认为，当CO2浓度超过12%，视HC原子比为1～3，氧气利用率大于85.00%时，即达到高温氧化条件。由式(1)可知，氧气利用率只能反映注入的O2参与反应的程度，并不能界定参与反应的具体类型，原油的低温氧化也可产生一定的CO2和CO。在此基础上，提出了氧气转化率参数，即分析火烧油层过程中参与高温氧化反应的O2生成CO2和CO的程度，其表达式为：

(2)

式中：Y′为氧气转化率，%；c(CO2)为尾气中CO2的浓度，%；c(CO)为尾气中CO的浓度，%。

表2为实验过程中不同温度条件下产出尾气组分浓度及相关评价指标。由表2可知：随着温度升高，CO2、CO浓度增大，O2浓度下降，即原油的氧化程度逐渐增强；由式(1)可得150 ℃下氧气利用率已达到了89.56%，但视HC原子比远大于3、氧气转化率仅为12.13%，实际上仍处低温氧化阶段；综合比较尾气组分的3个评价指标，视HC原子比与氧气转化率具有较好的一致性，当氧气转化率超过50.00%时，可认为达到了高温氧化阶段。

表2 不同温度条件下氧化反应产出尾气组分浓度及评价指标

2.2 加氧程度

氧化反应是火驱过程中最主要的化学反应，除了产生CO2、CO等气体外，还生成羧酸、醛、酮、醇或过氧化物。不同频率、不同强度的红外光谱可反映不同的分子官能团的结构和相对含量。在红外光谱中，1 700 cm-1表征-C=O羰基团的伸展振动峰，1 600 cm-1表征芳烃骨架C=C双键的振动吸收峰，通常选用1 700 cm-1频带吸收强度的变化程度反映原油氧化程度，但由于实际测量时样品涂膜浓度很难一致，故采用官能团吸收强度比值比较法——加氧程度指标(A1700/A1600)描述火驱过程中原油氧化程度。实验过程中7个样品的加氧程度变化见表3。

表3 火驱不同区带样品加氧程度指标变化

由表3可知：在已燃区内加氧程度无法测定，这是因为火驱已燃区内岩心几乎看不到原油，含油饱和度小于2%[19]，原油无法抽提；在未波及区内，岩心经历的最高温度仅为114.3 ℃，原油的加氧程度与原始状态基本一致，即在较低温度内(150 ℃以下)原油氧化反应很微弱；在火线区与结焦带内，其温度一般均高于350 ℃，原油的加氧程度指标可达到1.521，是未波及区的近2倍，原油氧化反应极为剧烈，即当原油加氧程度高于原始状态2倍时，可认为处于高温氧化阶段。

2.3 主峰碳与轻重比

火驱过程中另一重要反应是裂解反应，即在高温作用下原油中重质组分分子键被破坏、分裂成2个或多个小分子链轻质组分，宏观表现为原油密度、黏度不同程度降低，微观主要表现为原油短分子链正构烷烃增多(图2)。火驱前原油全烃色谱中主峰碳(全烃色谱锋中质量分数最大的正构烷烃碳数)为C25，呈后峰型分布，火驱后产出原油的全烃色谱中出现了丰富的低碳数系列正构烷烃和异构烃，主峰碳变为C13，即火驱后的低分子烃类主要来源于原油中高分子化合物的裂解反应。全烃色谱很直观地展示了火驱前后原油正构烷烃分子分布，仍无法定量反映火驱改质效果，结合有机地球化学分析技术，提出了主峰碳和轻重比(∑21-/ ∑22+)2项火驱燃烧状态判识指标。

图2 火驱前后原油全烃色谱对比

表4为实验过程中7个样品的主峰碳、轻重比数值。由表4可知：火线区内(3、4号)，原油主峰碳前移，由25降至13，轻质组分增多，轻重比由0.77增至1.53，即温度越高，原油改质效果越好[20-22]；在结焦带内因焦炭不断生成，原油聚合导致重质组分不断增多，其主峰碳后移，轻重比降低；在未波及区内，由于温度较低，各种反应都很微弱，原油分子链结构没有太大改变，即主峰碳、轻重比指标与原始条件一致。

表4 火驱不同区带样品主峰碳、轻重比数据

3 应用分析

D66块油藏埋深为800.0～1 200.0 m，50 ℃地面脱气原油黏度为300～2 800 mPa·s，为中孔、中渗薄互层普通稠油油藏。2005年，在6个井组开展火驱先导试验，开井率大幅提高，油藏温度及压力具有上升趋势，取得了明显的增油效果。K039取心井是先导试验区最早实施的火驱井，平面距原注气井为20～35 m，纵向取心井段为上层系的35～50 m。为了认识多层火驱燃烧特征及纵向波及状况，利用室内建立的评价指标对取心井进行燃烧状态判识分析。

K039取心井纵向上高温氧化波及特征见图3。由图3可知：在埋深为939.1～950.6 m处火驱高温氧化判识指标发生明显变化，主峰碳由原始状态的25最多降至13，发生明显前移；轻重比较原始状态增大，最大值接近3.00；加氧程度也较原始状态增大1倍。上述指标变化特征可判定在埋深为939.1～950.6 m处发生了高温氧化反应。该深度范围在D66块火驱目的层(杜家台上层系)之杜12、杜13砂岩组，且以杜13为主，动用程度占火驱主力层段的40.3 %。综合分析认为，该区域还具有较大的调整潜力。在已发生高温氧化的杜13砂岩组建议增大注气强度，保证火驱燃烧持续稳定推进；在未发生高温氧化的杜12、杜13砂岩组建议实施二次点火，重选注气层段，积极跟踪现场产出流体变化，利用上述判识方法，不断优化注气参数，重新实现高温氧化，确保火驱规模不断扩大，燃烧状态得到显著改善。