火驱高温与低温氧化转换界限研究

火驱存在原油低温氧化和高温氧化2种燃烧状态,针对低温氧化过程不稳定、热效率低、采出程度低等问题,以杜66块火驱为研究对象,开展了室内物理模拟和数值模拟实验,通过耗氧量及不同组分尾气数据的历史拟合,建立了火驱反应动力学模型,构建了基于火驱前缘初始温度、通风强度的高温与低温氧化转换界限图版。研究表明:高温氧化下,杜66块原油视H/C原子比为0.5～2.0,CO/CO₂体积比为0.13～0.40;低温氧化过程燃烧不稳定,易熄灭;杜66块火驱高温与低温氧化的临界前缘初始温度和通风强度分别为280 ℃、1.0 m³/(m²·h),低于或接近临界值将面临转入低温氧化甚至熄火风险;基于杜66块火驱提出了维持最低通风强度、分层火驱等开发对策。该研究为火驱油藏工程设计提供了理论依据。     

指纹分析技术在火驱燃烧状态识别中的应用

为判识原油改质程度和原油火驱过程中燃烧状态,对稠油火驱前后样品的全烃色谱指纹特征进行分析,探索了火驱开发过程中燃烧状态的识别方法,并对稠油高、低温氧化特征进行了研究,取得的成果在Du66块火驱取心井分析中得到应用。研究表明,全烃色谱指纹技术可对比火驱反应前后样品的微小特征变化。稠油在低温氧化阶段,姥鲛烷与nC₁₇、植烷与nC₁₈比值增大,正构烷烃相比姥鲛烷、植烷更易受低温氧化作用的影响,CPI和OEP升高;在高温氧化阶段,原油明显改质,原油轻重比显著增大。利用该技术方法判识Shu1-46-K037取心井火烧层段,分析认为埋深约为978.15m的岩心具有高温氧化的特征,可能是火驱的过火层段。稠油火驱过程中,全烃色谱指纹分析技术可作为识别燃烧状态的有效手段,为火驱效果综合评价奠定了基础。     

火驱高温氧化特征判识方法研究

针对火驱地下高温氧化特征状态难以判识的问题,利用自主研制的火烧油层物理模拟装置,有针对性地开展了K039井天然岩心火驱物理模拟实验,研究不同温度、不同区带内尾气组分与原油性质变化规律,提出了氧气转化率、加氧程度、主峰碳、轻重比等火驱高温氧化特征判识方法。结果表明,当满足氧气转化率大于50%、加氧程度高于原始状态1倍、主峰碳前移、轻重比增大条件时,火驱状态处于高温氧化阶段。将室内实验建立的判识指标应用于D66块取心井,分析表明,D66块火驱实现了高温氧化,纵向波及埋深为939.1～950.6m,动用程度占火驱主力层段的40.3%,具有较大的调整潜力。该项研究可为火驱方案调整、生产动态调控提供技术支持。     

稀油火烧油层物理模拟

注空气开发主要分为稀油注空气低温氧化以及稠油火烧油层2种技术。针对轻质原油火烧油层技术开展研究,采用热重/差示扫描量热同步热分析仪研究稀油高温氧化放热特性和反应动力学参数;在实验压力为5 MPa条件下采用高压燃烧管研究稀油高温火烧前缘传播稳定性以及稀油火烧油层基础参数。研究结果表明:测试稀油高温氧化活化能为148 kJ/mol,与文献中稠油高温燃烧反应活化能相近;人工点火后,稀油可以形成稳定的高温氧化前缘,实现稳定的高温燃烧驱替,前缘温度高达500℃;出口CO₂浓度和燃料的视H/C原子比进一步证明,燃烧前缘处的反应类型为高温氧化反应;稀油火烧油层驱油效率达92%,空气/油比为858 m³/t,具有较高的驱油效率和较低空气/油比。     

利用气相色谱指纹技术判识火驱燃烧状态——以杜66块为例

为认清杜66块火驱开发过程中的地下燃烧状态,建立判识火驱燃烧状态的新方法,优选出3口生产井开展了长达5 a的原油及尾气的跟踪监测,利用原油气相色谱指纹技术与尾气多维气相色谱技术,研究生产现场火驱高温氧化的原油与尾气指纹特征参数。结果表明：火驱生产现场发生高温氧化后,原油正构烷烃色谱指纹呈现主峰碳前移、轻重比增加并伴随轻烃、异构烷烃、正构烷烃含量增加的特征;类异戊二烯烃色谱指纹特征表现为Ph/nC17和Pr/nC18值降低,iC21与nC19呈近水平或前低后高型分布;尾气中氧气转化率、视氢碳原子比、二氧化碳含量的综合运用是指示火驱高温氧化的有效参数,并且在尾气多维色谱指纹图中出现了烯烃、氢气等裂解组分。     

水平井火驱辅助重力泄油燃烧状态及燃烧前缘预测

为预测超稠油水平井火驱辅助重力泄油燃烧状态和燃烧前缘,采用自主研发的火驱物理模拟实验装置,利用物质平衡法,结合生产动态数据,计算得到燃烧腔体积,预测水平井火驱辅助重力泄油的燃烧前缘;利用生产过程中的气体组分、温度和压力等参数,表征油层燃烧状态。结果表明,温度是最能直观反映燃烧状态的参数,稳定燃烧状态下的燃烧腔与水平井水平段延伸方向存在30°左右的夹角,呈超覆燃烧特征,在水平井上端形成结焦带和油墙,可防止火线进入水平井筒。水平井火驱辅助重力泄油的稳定燃烧期,产出气中CO₂含量高于10%,O₂含量低于3%,水平井段温度低于300 ℃,且油墙压差低于生产压差的一半,若以上特征参数不能满足,水平井则可能出现气窜。     

考虑流体非均质性的低渗透油藏CO2驱试井分析

CO₂ 驱是提高低渗透油藏采收率的一种重要方式,但目前对驱替过程中压力响应动态的认识不足。CO₂ 的注入使地层流体性质发生改变,形成CO₂ 区、CO₂ -原油过渡区和未波及原油区。基于复合油藏渗流理论,引入幂律型公式和牛顿插值公式来描述CO₂ -原油过渡区内流体非均质性的变化特征,建立了低渗透油藏CO₂ 驱试井模型,并采用数值方法进行求解。对CO₂ -原油过渡区内2 种流体非均质性变化形式下的试井曲线特征进行了分析。结果表明：当CO₂ -原油过渡区内流体黏度与综合压缩系数均呈幂律型变化时,其变化指数均增大,CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区流度比和导压系数比均增加,压力导数曲线斜率增大;当CO₂ -原油过渡区综合压缩系数呈非连续性变化时,压力导数曲线因CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区导压系数比的增加而呈现下凹趋势。最后,通过实例应用提出了CO₂ 驱试井解释方法。     

火烧驱油特征的实验研究

利用原油氧化釜及火烧驱油装置进行实验,研究了温度对原油燃烧的影响和不同的燃烧方式、水气比条件下的火驱前缘特征及驱油特征。研究实验结果认为,原油低温氧化与高温燃烧之间的临界温度为380～450℃;两个阶段的特征可用产出气体中CO2与O2的含量来反映,低温氧化时CO2含量低于6%,O2利用率低于75%～80%,高温燃烧时CO2含量高于12%,O2利用率接近100%。与干式燃烧相比,湿式燃烧不仅提前了产油的见效时间,而且提高了平均产油速率,表明火烧前缘下游的蒸汽带对驱油有非常重要的作用,既可减少燃烧带的宽度和燃烧峰值温度,从而降低空气耗量和空气油比,又能提高驱油效率。实验表明,合理的水气比(以标准状态下的气体积计)应为1.65kg/m3左右。图4表2参3(王艳辉摘)     

超临界氧化碳混相驱油机理实验研究

根据大庆榆树林油田原油组分变化、CO₂与原油界面张力关系及CO₂超临界性质,对CO₂混相驱地层情况进行了模拟研究,建立了CO₂混相驱驱替模型和方程。研究结果表明,超临界状态的CO₂可以降低所波及油水的界面张力;混相时混相带原油含碳组分中C₂₀以下的含量达到了最高值;水气交替注入时,水对混相有不利的影响。     

CO2在毛8块稠油油藏热采中的作用机理研究

通过PVT高温高压物性实验测定了CO₂在查干凹陷毛8块稠油中的溶解度、对稠油的溶胀作用和降黏特性,利用数值模拟方法研究了CO₂的溶解作用机理和不同周期注入量对采出程度的影响,通过驱替实验研究了CO₂对提高驱替效率的作用。结果表明：油藏条件下CO₂在稠油中的溶解度达到55m³/m³,油气混合物的体积系数为1.14,溶解度为40m³/m³时,降黏率达到95%以上,对稠油的降黏作用显著;利用数值模拟方法,研究了CO₂注入后近井地带原油黏度的变化规律以及CO₂在油相中的含量,体现了CO₂对原油的降黏溶胀作用;室内实验表明,降黏剂+CO₂+蒸汽驱比降黏剂+蒸汽驱采出程度提高了11.4个百分点,研究结果对该稠油油藏采用CO₂进行开采提供了依据。     

芳烃化合物在稠油火驱室内实验中的指示作用

火驱是否实现高温氧化是评价稠油油藏火驱开发效果的技术难点之一,为了认清火驱开发过程中原油化学性质的变化规律,采用室内三维物理模型开展了稠油火驱实验,并对火驱高温氧化后的原油开展芳烃气相色谱—质谱方面的研究。火驱后原油中萘系列、菲系列以及稠环芳烃相对含量增加,三芳甾烷相对含量降低;火驱过程中萘系列化合物与菲系列化合物均容易发生脱甲基、甲基迁移以及甲基取代反应,并且β构型萘与菲化合物的热稳定性要明显好于α构型;由于4-甲基二苯并噻吩与1-甲基二苯并噻吩热稳定性的差异,可以用其相对含量的变化和谱图分布特征判断火驱是否高温氧化;稠环芳烃中蒽可以作为火驱高温氧化的标志物,苝/苯并[e]芘、荧蒽/芘、蒽/菲比值的变化也是指示火驱高温氧化的良好指标。原油中芳烃化合物的变化特征与特征性标志物可以作为火驱过程中指示燃烧状态的良好指标,为稠油火驱燃烧状态的判识提供支持。      

稠油油藏火驱取心井高温氧化区带识别方法

为了准确识别火驱取心井的高温氧化区带,利用杜66块曙1-46-K037取心井的岩心对原油的族组分、饱和烃、官能团、有机元素和储层的碳酸盐矿物、黏土矿物开展分析。研究表明:受火驱高温作用的影响,高温氧化区带内原油族组分中的饱和烃与芳烃含量增加,非烃与沥青质含量降低;饱和烃气相色谱图中主峰碳降低,轻重比增加,红外光谱中的含氧度增加,有机元素中H/C原子比增加。由于高温条件下矿物存在热分解和相互转化,在高温氧化区带,储层中的碳酸盐矿物(白云石、方解石、菱铁矿)含量降低,黏土矿物中的高岭石、伊利石、绿泥石含量升高,伊蒙混层含量降低。利用原油的特征参数判识的高温氧化区带要窄于利用储层矿物特征判识的高温氧化区带。该研究探索了火驱开发过程原油和储层矿物的变化规律,完善了利用取心井识别高温氧化区带的技术方法。     

孔喉结构对CO2驱储层伤害程度的影响

在CO₂驱提高采收率的过程中,CO₂与原油、基质矿物的相互作用会对储层孔喉结构造成一定的伤害。为了揭示孔喉结构对CO₂驱储层伤害程度的影响,利用高压压汞、扫描电镜结合核磁共振技术,通过室内物理模拟实验确定岩心样品的孔喉堵塞程度,评价了不同孔喉结构的岩心样品在CO₂驱过程中的伤害程度,明确了CO₂驱储层伤害机理。实验结果表明：CO₂驱过程中产生的沥青质沉积及酸化作用对储层孔隙度的影响很小,实验岩心样品的孔隙度降幅为1%左右,而渗透率受到的伤害程度较高,Ⅲ类孔隙结构岩心的渗透率降幅达20.55%,且渗透率越低、孔喉结构越差,渗透率受到伤害的程度越高;孔喉堵塞程度与孔喉结构参数成正相关关系,孔喉结构越差,中值半径越小,越容易发生孔喉堵塞;Ⅰ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度较低,Ⅲ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度明显增高,最高可达到34.32%。该研究结果可为CO₂驱现场高效应用提供依据。     

轻质油藏注空气低温氧化机理数值模拟

为了探讨油藏注空气的氧化机理,在原油氧化实验的基础上,建立了低温氧化动力学模型,运用热采数值模拟技术,研究了高含水期油藏注空气后含油饱和度、温度、气体运动和原油粘度的变化规律,对比了烟道气成分和注.入气体对采收率的影响。模拟结果表明,注空气后含油饱和度明显降低,氧化前缘的最高温度可达190℃,原油消耗氧气量为589m³/m³(标准状况下)。氧气在到达生产井之前基本耗尽,注空气驱油技术是安全的。注空气形成的烟道气中N₂与CO₂体积比越小,采收率越高。     

杜66块火驱典型产出流体变化特征

为了深入研究火驱过程中流体监测判识地下原油燃烧状态,建立火驱气体分析方法,同时筛选出反映原油组成变化特征的分析方法,总结了原油高温氧化的油、气参数特征,并对辽河油田杜66块火驱先导试验区4个井组中的21口生产井产出流体进行了5 a的跟踪监测。结合现场火驱开发现状及油藏特征,综合运用油、气分析手段,总结出火驱开发过程中火线持续推进的典型流体特征:火线向生产井持续推进过程中,不考虑现场吞吐引效的影响,原油高温氧化的气体参数和原油组成变化在不同时期内具有连续性;受火驱驱替作用影响,改质原油到达生产井前期原油中轻质组分含量较高;火驱中后期,生产井采出尾气中可检测到一氧化碳,且随着火线运移,浓度逐渐升高,一氧化碳浓度变化可作为火驱动态判别参数。流体监测方法能有效了解火驱的燃烧状态和动态,全面认识火驱开发过程中流体变化特征,从而深入认识火驱开发相关机理,为日后开展类似工作奠定基础。     

二氧化碳前置蓄能压裂在中深层低渗稠油中的应用

针对准噶尔盆地中深层低渗稠油的开发难点，将体积压裂与CO₂驱油技术有机结合，开展CO₂前置蓄能压裂提产机理研究及开发关键参数优化。实验表明，CO₂前置蓄能压裂有效增加了可流动原油体积，主要的驱油机理为“CO₂基质抽提、原油溶胀降黏、裂缝导流”。以准噶尔盆地J井区为例，开展CO₂前置蓄能压裂提产试验，与常规压裂相比，投产初期单井日产油量相当，但试验井压力保持程度更高，稳产能力更好，目前累计产油是常规压裂井的1.14倍，预计采收率可以提高3%,为新疆油田数亿吨难动用储量有效开发提供技术支持。     

苏北复杂断块油藏二氧化碳驱油效果影响因素分析及认识

苏北盆地复杂断块油藏CO₂驱油效果差异较大,为制定提高CO₂驱油效果的有效措施,分析了其主要影响因素。对苏北9个CO₂驱区块的相关数据进行了统计,分析了井型、压裂情况、注气前油井产油量、注采比和注气方式等对CO₂驱油效果的影响。分析结果为:直井的开发效果好于水平井,非压裂井的效果好于压裂井,油井初产量越高则CO₂驱油效果越好,最佳注采比为2.5左右,而注CO₂方式对开发效果影响不大。研究结果表明,低渗透油藏采用的井型、油井是否压裂、注气前油井产油量是影响CO₂驱油效果的主要因素,在研究制定提高苏北盆地复杂断块油藏CO₂驱油效果的技术措施时,应充分考虑这些主要影响因素。      

利用就地CO2技术提高原油采收率

针对CO₂的气源、腐蚀等问题,提出了就地CO₂提高原油采收率技术。利用可视微观模型,对就地CO₂技术的作用机理进行了研究。在油藏条件下,通过实验对CO₂在地层中的产生及气量进行了确定,并研究了对其反应速度进行控制的方法。同时,对就地CO₂技术的性能(原油膨胀能力、原油降粘能力、结垢、地层伤害)及驱油效率进行了评价。实验结果表明,在油藏条件下,利用就地CO₂技术能够生成充足的气体,能膨胀原油体积及降低原油粘度,取得良好的驱油效果。当温度为70℃、压力为6MPa、原油粘度为12 904.1mPa·s时,就地CO₂技术可以使原油体积膨胀32.5%,使原油粘度降低52.69%,能够提高原油采收率6.4%-17.06%。同时,就地CO₂技术对地层不会造成伤害。该技术已经在现场实施并取得较好效益。     

稠油火驱实验原油色谱指纹特征对比

稠油火驱开发能否实现高温氧化将会直接影响开发效果,火驱燃烧状态的判识已成为火驱开发的技术难点之一。为攻克这一难题,采用天然岩心开展火驱实验,利用气相色谱技术对采集的原油开展饱和烃、烯烃和芳香烃指纹特征对比分析。实验结果表明：受高温氧化作用影响,火驱后稠油中的饱和烃含量明显上升,色谱指纹图呈前峰单峰型分布,正构烷烃含量增加、轻重比（∑nC_21-/∑nC₂₂₊）变大、无奇偶优势;裂解生成的烯烃在色谱指纹图中表现为同碳数烯烃与正构烷烃含量比值始终小于1,并且随着碳数的增加该比值降低;芳香烃色谱指纹图呈前峰型分布,萘系列化合物中甲基萘含量明显低于萘,更容易在裂解生成的萘系列化合物的α位发生加甲基反应,菲系列化合物与萘系列化合物特征相似。气相色谱技术可以有效指示稠油火驱前后的微观变化特征,为火驱燃烧状态的判识奠定基础。     

特低渗油藏不同CO2注入方式微观驱油特征

为研究特低渗油藏CO₂不同注入方式的微观驱油特征和孔隙动用下限,利用核磁共振技术,分析了连续CO₂驱、水驱后CO₂驱以及水气交替驱后岩心的微观剩余油分布。实验结果表明,水驱后CO₂驱和水气交替驱均能获得较好的驱油效果,连续CO₂驱能够动用更小孔隙中的原油,水驱后CO₂的注入弥补了水驱难以动用微、小孔隙（孔径小于0.5 μm）中原油的缺点,水气交替驱在中孔隙（0.5~5.0 μm）中取得更好的驱油效果。对于不同孔隙结构的岩心,储集层微观非均质性越强,小孔隙比例越高,不同注入方式下的孔隙动用下限也越高。综合来看,水气交替驱能够在长庆油田黄3区块长8油藏取得较好的微观驱油效果。