蒙古林礫巖油藏火驅現場試驗及初期見效特征

劉莎莎 閆暄崎 游靖 謝剛 穆化巍 王冠 杜金秀 戴坤秀

1.中國石油華北油田公司工程技術研究院；2.中國石油華北油田公司開發部；3.西南石油大學

0 引言

火驅作為提高采收率的有效技術［1］，始于1947 年，至20 世紀80 年代達到全盛，羅馬尼亞、美國、加拿大、印度等國都開展過規模性應用［2］。我國火驅技術起步較晚，1958 年開始關鍵技術研究，至1993 年，火驅技術才陸續在遼河、勝利、新疆油田逐步開展［3］。勝利油田的蔡文斌等［4］、張宗源等［5］建立了比較成熟的點火、注氣、監測配套系統。關文龍等［6-7］系統研究了稠油老區直井火驅的驅替特征，并開展了稠油油藏直井井網火驅過程中各個地層的宏觀熱力學特征以及壓力場、溫度場、飽和度場的分布規律研究。目前，我國多個稠油油藏通過火驅開發已取得很好效果，新疆紅山嘴油田紅淺1 區火驅后預計可在注蒸汽基礎上提高采收率37%［8］，遼河曙光油田杜66 斷塊火驅后預計采收率提高25%［9-10］。火驅采油技術已成為稠油油藏大幅度提高采收率的高效手段之一。

華北油田蒙古林礫巖油藏屬于普通稠油油藏，原來采用注水開發，水驅標定采收率僅16.11%。自1983 年開發以來，經歷過打彈性隔板、橫向驅、錐間帶加密、滾動擴邊、調驅等措施后，目前綜合含水率為91.9%，已進入水驅開發后期，依靠水驅進一步提高采收率的潛力較小，亟需改變開發方式。為了進一步大幅度提高采收率，在該油藏區塊開展了火驅先導試驗。試驗區設計6 注22 采，井距為150 m，含油面積為0.36 km2，地質儲量為67.24×104t，預測全生命周期累計產油為30.21×104t，最終采收率可達62.24%，較基礎井網水驅提高了46.13%。在礦場試驗過程中，針對蒙古林礫巖油藏原油黏度低、油層厚度大、中孔中高滲等特點，借鑒國內稠油火驅礦場實踐經驗，優化了注氣及點火工藝，并取得較好的現場應用效果。

1 蒙古林礫巖油藏特征

蒙古林礫巖油藏地層位于阿爾善組阿三段，油藏埋深760～900 m，地層溫度37.2 ℃，壓力7.58 MPa，為正常溫度壓力系統。儲層以礫巖、砂礫為主，厚度較大（10～25 m），平均孔隙度為18%，平均空氣滲透率為211×10?3μm2，屬于中孔中高滲儲層。地面原油密度為0.899 6 g/cm3，黏度為113.63 mPa·s，膠質、瀝青質的質量分數為30.56%，含蠟質量分數為11.77%，凝固點23 ℃；地層原油密度為0.87 g/cm3，黏度為102.1 mPa·s，原始氣油比為5 m3/t，屬于普通稠油油藏。

該油藏注水開發階段采用正三角形井網，井距300 m，邊緣底部注水保持壓力，標定采收率為16.11%，火驅試驗前地質儲量采出程度為15.39%，綜合含水率為91.9%。為了探索稠油油藏提高采收率的有效技術途徑，于2019 年開始火驅提高采收率的可行性研究。

通過與火驅基本篩選條件對比，蒙古林礫巖油藏滿足火驅礦場試驗所需的參數要求，其油層具有較好的橫向連通，目的層發育穩定，巖性和物性變化不大，油藏埋深、厚度、孔滲條件、原油黏度等均在火驅油藏篩選范圍內，地層傾角4°～5°，滿足火驅小于15°的要求。但與國內其他火驅成功區塊對比，蒙古林礫巖油藏具有原油黏度低、油層厚度大、孔滲偏低等特點，具體對比數據見表1。

表1 蒙古林礫巖油藏與國內其他火驅區塊油藏參數對比Table 1 Comparison of reservoir parameters between Menggulin conglomerate reservoir and other domestic fire flooding blocks

針對蒙古林原油特點，通過開展室內點火物理模擬實驗，明確點火工藝的技術關鍵［11］。將地層油砂置于燃燒釜中，將溫度設定在330 ℃左右，測定不同時間點釜內溫度及壓力值。當釜內溫度到達280 ℃時，地層油砂溫度上升幅度增大，開始燃燒，釜內壓力持續上升。釜內溫度達到400 ℃時，原油燃燒溫度達到最高值370 ℃，同時釜內壓力最高16.5 MPa［12］。由此可知，蒙古林礫巖油藏原油較易點燃，地層油砂加熱到280 ℃可點燃油層，為確保穩定燃燒，建議點火器溫度設置450 ℃以上。

2 火驅現場試驗工藝優化

2.1 注氣工藝

現場工藝管柱借鑒遼河、新疆油田的成功經驗，采用油管下入油層頂部完井，滿足油管或環空注入的條件。遼河、新疆油田采用4 階段注氣方式，油管預注氮氣、環空注氮氣保護段塞、油管注空氣、持續注空氣點火。MH-1 井通過前2 階段注入氮氣，注氣壓力已經達到了13 MPa 以上，考慮到蒙古林礫巖油藏原油輕質組分較高，第3 階段較長時間注空氣，近井地帶易造成氧氣聚集，存在井筒燃爆的風險。因此，合并了注空氣、注空氣點火2 個階段，將4 階段注氣改進為3 階段注氣。油管注空氣時間由3 d 縮短為1～2 h，然后持續注空氣點火，提升了點火施工的安全性，保護了點火工具。

2.2 點火工藝

稠油油藏火驅開發的最關鍵因素就是油層點火，利用井底電加熱點火器點火是最為常見的點火方法，勝利油田［13］、新疆紅淺1 區［14］、遼河油田［15］均采用電點火工藝。蒙古林油田借鑒遼河油田電點火工藝，油管、套管同時注氣，在正常注氣量達到6 000 Nm3/d 條件下點火，初期方案設計4 階段逐級升溫點火工藝(圖1a)。蒙古林礫巖油藏與遼河油田相比，埋深更淺(油層頂深為760 m)、原油黏度更低(113.6 mPa·s)、燃點相對較低(表1)，因此將4 階段逐級升溫點火工藝改進為一階升溫點火工藝(圖1b)，縮短點火時間，并提升點火期間溫度上升速度，提高點火效率，避免了油層內自發產生低溫氧化反應。從MH395 井點火過程溫度變化曲線可看出，點火器功率從20 kW提升至80 kW，點火24 h 后點火器溫度即上升到400 ℃，36 h 溫度上升到400 ℃以上，最高420 ℃，達到油層燃燒要求，整個點火時間相較原方案縮短了3 d。點火后對應的部分采油井監測到產氣量明顯增加，初步見氣，且產出氣中氧氣含量始終處于較低水平，表明氧氣在地層中燃燒充分。點火后注氣壓力明顯抬升，隨著燃燒半徑擴大呈現出下降趨勢，符合高溫燃燒礦場見效反應。

圖1 蒙古林油田火驅點火方案對比Fig.1 Comparison of fire flooding ignition schemes for Menggulin reservoir

3 蒙古林礫巖油藏火驅初期見效特征

3.1 見效周期短

蒙古林礫巖油藏火驅試驗共設計6 口注氣井，自2022 年7 月底至9 月底陸續完成了點火工作。MH395 井(7 月26 日點火)、MH334 井(8 月5 日點火)、MH394 井(8 月9 日點火)共對應采油井13 口，截至2022 年10 月中旬，雖然措施時間較短，但已有10 口井火驅初步見效。見效最快的MY424 井對應點火井MH395 井，點火14 d 后即見效，產油量持續上升，含水率持續下降，見效一個月后，日產油由0.12 t 上升到0.86 t，綜合含水率由94.3%下降至63%，下降31.3 個百分點。

蒙古林礫巖油藏火驅試驗初期見效反應快于新疆紅淺1 井區［8］，分析其原因，一是紅淺1 井區在火驅前采用蒸汽吞吐開發方式，階段后期采出程度為28.9%，地下明顯存在虧空，地層能量低，而蒙古林礫巖油藏目前采出程度僅達到15.4%，油藏潛力更大［16］；二是蒙古林礫巖油藏油品性質相對較好，其地下原油黏度為102.1 mPa·s，遠遠小于紅淺1 井區原油黏度7 400～26 000 mPa·s，飽和烴質量分數為52.3%，膠質、瀝青質質量分數為30.56%，蠟質質量分數為11.77%，原油輕質組分含量較高，流動性相對較強，原油性質明顯優于紅淺1 井區，在井距較大(150 m)的情況下，見效反應較快。蒙古林礫巖油藏從點火開始燃燒到見效，火線的平均推進速度為0.09～0.11 m/d，燃燒半徑為6.2～7.9 m。新疆紅淺1 井區見效前火線推進速度0.07～0.08 m/d，見效期間平均推進速度0.03～0.04 m/d，通過比較可知蒙古林火線推進速度明顯較快。

3.2 初期產氣以氮氣為主

在點火前注氮氣階段，即有部分油井產氣量上升，地層內形成明顯通道，點火后單井日產氣呈逐漸上升趨勢，試驗區大部分油井目前產氣量為300～6 000 m3。產氣以氮氣為主，呈上升趨勢，含量在70%～80%之間；氧氣含量維持在較低水平(小于0.5%)，表明氧氣在地層中燃燒充分；二氧化碳含量維持在1%左右?，F場油井取樣有微弱煙道氣溶解跡象，分析其原因，一是地層壓力較大，注入壓力高；二是注采井井距大，蒙古林礫巖火驅采用反七點面積井網，井距150 m；三是原油黏度相對較小，導致二氧化碳溶解于產出液中，根據二氧化碳在油水混合物中的溶解度公式計算，在40 ℃條件下，目前有73%的二氧化碳溶解在產出液中。

3.3 井底溫度上升

火驅后對3 口生產井和1 口觀察井的井下溫度進行了監測，結果見表2，可以看出，3 口生產井見效較為明顯，這是因為對應注氣井點火時間較早，已點火4～5 個月；1 口觀察井溫度未發生明顯變化，該井距離較近的注氣井點火時間較晚，僅點火2 個月，因此溫度無明顯變化。

表2 井下溫度監測結果Table 2 Results of downhole temperature monitoring

3.4 原油改質明顯

蒙古林油田火驅見效井原油性質發生明顯改變。MH424 井點火前后井口取樣原油如圖2 所示，火驅前原油為黑色、流動性差；火驅見效后原油呈乳化狀態，顏色為黃褐色，室溫下具有良好流動性，無游離水。該井原油組分變化如圖3 所示，飽和烴和芳香烴含量略有升高，膠質、瀝青質等重質組分含量呈下降趨勢，平均原油黏度由133 mPa·s 下降到121 mPa·s。蒙古林油田原油性質變化與紅淺1 井區類似，但紅淺1 井區原油黏度下降幅度較大，由16 500 mPa·s 下降到3 381 mPa·s［8］，分析其原因，一是蒙古林火驅仍處于初期階段，油品性質仍處于變化初期；二是蒙古林原油黏度本身偏低，基礎值較小?；痱屵^程中原油改質應該是連續的，后續將持續監測。

圖2 MH424 火驅見效井點火前后產出油外觀對比Fig.2 Comparison of the appearance of produced oil before and after ignition in MH424 fire flooding response well

圖3 MH424 井原油組分變化Fig.3 Changes in crude oil composition in Well MH424

4 礦場試驗

截至2023 年5 月，火驅井組共6 口注氣井、23 口采油井，其中見效井15 口，見效率93.8%?；痱尵M綜合含水率由90.3%下降到73.8%，下降了16.5 個百分點，平均日產油由16.7 t 上升到55.2 t，增油幅度230.5%，累計增油5 264 t，仍在持續上升，措施見效十分顯著。

蒙古林礫巖油藏火驅單井日產氣量持續上升，部分井產氣量在3 000 m3以上，氣液比范圍達到100～1 200 m3/t。較高的氣液比影響油井正常生產，造成部分油井出現液量明顯下降甚至無液的情況，已采用下氣錨的方式進行恢復［17］。在油藏火驅開發中，高氣液比生產是常態，預計隨著試驗的推進，氣液比可能進一步增加，需要對采油工藝、計量方式等開展適應性研究。

5 結論

(1)根據點火溫度、產出氣組分、注入壓力等監測數據分析，火驅現場試驗6 口井均點火成功，驗證了優化后的稠油油藏火驅三階段注氣工藝及一階升溫點火工藝的可行性，改進后的試驗工藝減少了油管注氣時間，縮短點火時間，提升點火期間溫度上升速度，避免了油層低溫氧化，保障了井筒安全性。

(2)蒙古林礫巖油藏火驅見效時間早，見效速度快，火驅見效時間受油品性質、地層本身能量和油藏潛力的影響較大。油品性質越好，地層能量越充足，油藏儲層潛力越大，火驅見效期出現時間越早，速度越快。

(3)蒙古林礫巖油藏火驅初期產出氣主要以氮氣為主，氧氣、二氧化碳含量較低，現場油井取樣有微弱煙道氣溶解的跡象，表明在火驅初期，氧氣在地下燃燒充分，較大的地層壓力、井距及較低的原油黏度造成了部分二氧化碳溶解在原油中。