火驅高溫氧化特征判識方法研究

程海清

(1.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010；2.國家能源稠(重)油開采研發中心，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

火燒油層是一種重要的稠油熱采方法[1-5]，在國內外已開展了多項礦場試驗，取得了顯著的生產效果，以新疆紅淺1井火驅試驗[6]為例，截至2017年連續運行了7 a，在注蒸汽的基礎上采收率提高了25%，預期最終采收率可達60%以上。由于火驅機理十分復雜，對油藏儲層發生的高溫氧化狀態缺乏直觀準確的認識，而明確地下燃燒狀態對火驅現場動態調控至關重要。國內外專家學者[7-17]對火驅氧化狀態開展了大量研究，主要判識方法有尾氣組分分析法、觀察井溫度監測法、現場取心分析法和數值模擬研究法。尾氣組分分析法只能判定地下發生了氧化反應，但難以界定是否為高溫氧化反應；觀察井溫度監測法由于井位固定而只有火線接近觀察井時才能發揮效果；取心井分析是最直接、最有說服力的燃燒狀態判識方法，但因取心周期長而無法滿足實時監測的需求；數值模擬研究法可預測火線波及情況及燃燒狀態，但需以明確地下真實燃燒狀態為前提。針對上述存在的問題，以室內實驗為基礎，以流體分析為手段，根據氧化作用機理，開展火驅高溫氧化特征判識方法研究，提出了4項判識指標，可為火驅動態調控提供有效的技術支持。

1 實驗裝置及實驗過程

1.1 實驗裝置

火燒油層物理模擬實驗系統[18]主要包括：注氣系統、點火系統、模型本體、數據采集系統、產液氣分離及回收系統。模型本體尺寸為42.0 cm×9.6 cm×3.6 cm，軸向上分布3層溫度傳感器，共39支，可模擬開展不同條件下火燒油層模擬實驗。實驗巖心取自D66塊K039取心井天然油砂，取心井段為959.6～959.9 m，分別采用7890A型氣相色譜儀、7890B型原油全烴氣相色譜儀及傅立葉變換紅外光譜儀對實驗油氣樣品進行測定分析。

1.2 實驗過程

實驗條件：點火方式為電點火，點火溫度為500 ℃；注氣速率為8 L/min,實驗設定回壓為1 MPa。實驗步驟：①將取樣的天然油砂裝入模型內壓實，封蓋、測試氣密性；②向模型內注N2，建立模型進出端的連通性，啟動點火裝置至設定溫度；③向模型內注入空氣，空氣流量控制在設定值，記錄模型內溫度、壓力等實驗數據，根據實驗溫度進行氣體取樣；④當火線接近出口端時注N2滅火，保留火驅燃燒區帶的完整性；⑤拆開模型，觀察燃燒情況，在各個區帶內取樣進行有機地球化學分析。取樣位置1～7見圖1(圖中灰色圓點)，樣品相關信息見表1。

2 實驗結果分析

2.1 氧氣轉化率

尾氣組分是最直接的儲層燃燒狀態判識的方法，常用的分析指標有CO2濃度、氧氣利用率、視HC原子比。其中，氧氣利用率是描述O2參與氧化反應程度的參數，其表達式為：

圖1火驅物模實驗溫場及不同區帶取樣點分布

表1 火驅后取樣樣品相關信息

(1)

式中：Y為氧氣利用率，%；c(O2)為尾氣中O2的濃度，%；c(N2)為尾氣中N2的濃度，%。

一般認為，當CO2濃度超過12%，視HC原子比為1～3，氧氣利用率大于85.00%時，即達到高溫氧化條件。由式(1)可知，氧氣利用率只能反映注入的O2參與反應的程度，并不能界定參與反應的具體類型，原油的低溫氧化也可產生一定的CO2和CO。在此基礎上，提出了氧氣轉化率參數，即分析火燒油層過程中參與高溫氧化反應的O2生成CO2和CO的程度，其表達式為：

(2)

式中：Y′為氧氣轉化率，%；c(CO2)為尾氣中CO2的濃度，%；c(CO)為尾氣中CO的濃度，%。

表2為實驗過程中不同溫度條件下產出尾氣組分濃度及相關評價指標。由表2可知：隨著溫度升高，CO2、CO濃度增大，O2濃度下降，即原油的氧化程度逐漸增強；由式(1)可得150 ℃下氧氣利用率已達到了89.56%，但視HC原子比遠大于3、氧氣轉化率僅為12.13%，實際上仍處低溫氧化階段；綜合比較尾氣組分的3個評價指標，視HC原子比與氧氣轉化率具有較好的一致性，當氧氣轉化率超過50.00%時，可認為達到了高溫氧化階段。

表2 不同溫度條件下氧化反應產出尾氣組分濃度及評價指標

2.2 加氧程度

氧化反應是火驅過程中最主要的化學反應，除了產生CO2、CO等氣體外，還生成羧酸、醛、酮、醇或過氧化物。不同頻率、不同強度的紅外光譜可反映不同的分子官能團的結構和相對含量。在紅外光譜中，1 700 cm-1表征-C=O羰基團的伸展振動峰，1 600 cm-1表征芳烴骨架C=C雙鍵的振動吸收峰，通常選用1 700 cm-1頻帶吸收強度的變化程度反映原油氧化程度，但由于實際測量時樣品涂膜濃度很難一致，故采用官能團吸收強度比值比較法——加氧程度指標(A1700/A1600)描述火驅過程中原油氧化程度。實驗過程中7個樣品的加氧程度變化見表3。

表3 火驅不同區帶樣品加氧程度指標變化

由表3可知：在已燃區內加氧程度無法測定，這是因為火驅已燃區內巖心幾乎看不到原油，含油飽和度小于2%[19]，原油無法抽提；在未波及區內，巖心經歷的最高溫度僅為114.3 ℃，原油的加氧程度與原始狀態基本一致，即在較低溫度內(150 ℃以下)原油氧化反應很微弱；在火線區與結焦帶內，其溫度一般均高于350 ℃，原油的加氧程度指標可達到1.521，是未波及區的近2倍，原油氧化反應極為劇烈，即當原油加氧程度高于原始狀態2倍時，可認為處于高溫氧化階段。

2.3 主峰碳與輕重比

火驅過程中另一重要反應是裂解反應，即在高溫作用下原油中重質組分分子鍵被破壞、分裂成2個或多個小分子鏈輕質組分，宏觀表現為原油密度、黏度不同程度降低，微觀主要表現為原油短分子鏈正構烷烴增多(圖2)。火驅前原油全烴色譜中主峰碳(全烴色譜鋒中質量分數最大的正構烷烴碳數)為C25，呈后峰型分布，火驅后產出原油的全烴色譜中出現了豐富的低碳數系列正構烷烴和異構烴，主峰碳變為C13，即火驅后的低分子烴類主要來源于原油中高分子化合物的裂解反應。全烴色譜很直觀地展示了火驅前后原油正構烷烴分子分布，仍無法定量反映火驅改質效果，結合有機地球化學分析技術，提出了主峰碳和輕重比(∑21-/ ∑22+)2項火驅燃燒狀態判識指標。

圖2 火驅前后原油全烴色譜對比

表4為實驗過程中7個樣品的主峰碳、輕重比數值。由表4可知：火線區內(3、4號)，原油主峰碳前移，由25降至13，輕質組分增多，輕重比由0.77增至1.53，即溫度越高，原油改質效果越好[20-22]；在結焦帶內因焦炭不斷生成，原油聚合導致重質組分不斷增多，其主峰碳后移，輕重比降低；在未波及區內，由于溫度較低，各種反應都很微弱，原油分子鏈結構沒有太大改變，即主峰碳、輕重比指標與原始條件一致。

表4 火驅不同區帶樣品主峰碳、輕重比數據

3 應用分析

D66塊油藏埋深為800.0～1 200.0 m，50 ℃地面脫氣原油黏度為300～2 800 mPa·s，為中孔、中滲薄互層普通稠油油藏。2005年，在6個井組開展火驅先導試驗，開井率大幅提高，油藏溫度及壓力具有上升趨勢，取得了明顯的增油效果。K039取心井是先導試驗區最早實施的火驅井，平面距原注氣井為20～35 m，縱向取心井段為上層系的35～50 m。為了認識多層火驅燃燒特征及縱向波及狀況，利用室內建立的評價指標對取心井進行燃燒狀態判識分析。

K039取心井縱向上高溫氧化波及特征見圖3。由圖3可知：在埋深為939.1～950.6 m處火驅高溫氧化判識指標發生明顯變化，主峰碳由原始狀態的25最多降至13，發生明顯前移；輕重比較原始狀態增大，最大值接近3.00；加氧程度也較原始狀態增大1倍。上述指標變化特征可判定在埋深為939.1～950.6 m處發生了高溫氧化反應。該深度范圍在D66塊火驅目的層(杜家臺上層系)之杜12、杜13砂巖組，且以杜13為主，動用程度占火驅主力層段的40.3 %。綜合分析認為，該區域還具有較大的調整潛力。在已發生高溫氧化的杜13砂巖組建議增大注氣強度，保證火驅燃燒持續穩定推進；在未發生高溫氧化的杜12、杜13砂巖組建議實施二次點火，重選注氣層段，積極跟蹤現場產出流體變化，利用上述判識方法，不斷優化注氣參數，重新實現高溫氧化，確保火驅規模不斷擴大，燃燒狀態得到顯著改善。

圖3 K039井火驅高溫氧化縱向波及特征

4 結 論

(1) 在現有尾氣組分分析基礎上，提出了氧氣轉化率判識指標。該指標可界定氧化反應類型，當氧氣轉化率大于50.00%時即為高溫氧化反應。

(2) 根據氧化反應對原油分子結構官能團的影響，提出了加氧程度指標。該指標可反應氧化反應程度，當原油加氧程度高于原始狀態2倍時，可認為處于高溫氧化階段。

(3) 根據火驅過程中裂解反應對原油具有改質效果，提出了主峰碳、輕重比指標，主峰碳前移、輕重比增大，表明處于裂解反應與高溫氧化反應階段。

(4) 利用新建立的高溫氧化判識方法分析了K039井在埋深為939.1～950.6 m處發生高溫氧化反應，縱向動用程度占火驅主力層段的40.3%，為D66塊火驅方案后續調整提供了參考依據。

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