注蒸汽后期稠油油藏火驅配套工藝礦場試驗與認識

陳莉娟 潘竟軍 陳 龍 蔡 罡 王如燕 胡承軍

（新疆油田公司工程技術研究院，新疆克拉瑪依　834000）

注蒸汽后期稠油油藏火驅配套工藝礦場試驗與認識

陳莉娟 潘竟軍 陳 龍 蔡 罡 王如燕 胡承軍

（新疆油田公司工程技術研究院，新疆克拉瑪依834000）

為了探索注蒸汽后期稠油油藏轉火驅技術的可行性，研制了電加熱點火器及配套工具，實現了油層高溫點火；通過火線前緣監測、產出氣體組分監測和耐高溫井下溫壓監測手段判斷燃燒狀態、火線前緣位置和推進方向；建立了直井多相管流溫度、壓力分布模型，確定了火驅生產制度和生產方式，研制了配套防氣工具，形成火驅舉升工藝；根據火驅不同生產階段，注氣井和生產井腐蝕特征，模擬井下工況開展了室內氧腐蝕和酸性氣體腐蝕試驗，掌握了管材腐蝕特征，確定了注氣井、生產井的防腐工藝。現場試驗表明，該技術能滿足火驅生產需求，也證實了注蒸汽后的稠油油藏轉火驅的可行性，為同類油藏轉火驅技術提供了技術支持。

稠油油藏；注蒸汽后期；火驅；點火；火線前緣；舉升工藝；防腐工藝

火驅［1］是通過加熱油層使原油達到燃點，同時向油層內連續注入空氣維持燃燒，在高溫作用下原油發生裂解、降黏等化學、物理反應，裂解產物焦炭作為燃料維持油層向前燃燒，通過多種驅替作用把原油驅向生產井。關鍵技術主要有點火、監測、舉升及防腐等技術。與注蒸汽技術相比，它具有熱效率高、最終采收率高、節能減排等優勢。目前國外開展了30～40個火驅技術現場試驗，已有成熟的經驗。國內火驅技術始于1958年，在克拉瑪依油田開展過現場試驗，但因注氣工藝、燃燒控制等關鍵技術未能解決而無法推廣。近年來國內勝利、遼河油田也逐漸開展了火驅礦場試驗。

新疆油田2009年在H1井區開展了火驅先導試驗，試驗目的層是注蒸汽后無經濟效益而廢棄的稠油油藏，經過3年的技術攻關和礦場試驗，初步形成點火、監測、舉升等配套技術，滿足了淺層稠油油藏高溫點火要求，確保地層可靠點燃，確定了火線前緣位置，為生產調控提供依據，監測到氣體組分變化證實了地層高溫燃燒狀態，形成了火驅生產特征的舉升工藝，確定了注氣井、生產井的防腐工藝，有效延長注氣井、生產井的使用壽命。

1　點火工藝

火驅成功的關鍵是油層點火，點火方式主要有層內自燃點火、化學點火、電加熱點火、氣體或液體燃料點火，試驗區采用電加熱點火方式，研制了電點火器及配套工藝。

1.1點火器

根據室內物模試驗結果，油層加熱到420 ℃被點燃，設計電點火器為三相“Y”形負載，功率45 kW，耐溫550 ℃，耐壓15 MPa。在點火器的冷端、熱端、熱端環空及發熱元件設置測溫點，實時監測各部位溫度變化。配套了動力電纜和信號電纜，提供電力和測溫信號。

1.2點火原理

電點火器與油管底部連接，動力電纜和信號電纜并排捆綁在油管上，每根油管裝有電纜防護器，電點火器、動力電纜和信號電纜三者同時下至注氣井射孔段上部，動力電纜和信號電纜穿越井口與地面監控系統連接，壓縮空氣從油管注入，經點火器加熱后進入油層，使油層逐漸升溫，達到其燃點后即被點燃（圖1）；地面監控系統實時監測井下測溫數據，及時調控點火器功率和溫度。點火模擬系統通過注氣參數、點火參數實現對點火過程中注入氣體在油層的分布情況和溫度變化的離線模擬監測和在線監測，為點火器功率和注氣參數的調控提供依據。

2　監測工藝

2.1產出氣體監測工藝

圖1　點火工藝示意圖

監測火驅生產井產出氣體組分變化能直接驗證點火是否成功，能反映地層燃燒情況，同時為安全生產管理提供依據。火驅產出氣體組分主要有O2、CO2、CO、N2、CH4，油層點燃后保持穩定燃燒狀態，采出氣中CO2含量應在14%～15%之間［2］。

H1井區火驅產出氣體監測采用現場快速監測方法和室內氣相色譜分析方法。現場快速監測的氣體組分及范圍是CO2：0～20%，CO：0～10 000 mg/L，O2：0～21%，可以快速、實時監測組分變化，方法簡單快捷，當生產井O2含量超過5%時實施關井，為生產安全提供保障；室內氣相色譜分析方法監測的氣體組分為O2、CO2、CO、CH4、N2，該方法能較好地對產出氣進行測定，為生產動態分析提供基礎數據。

點火階段，監測生產井氣體組分變化，點火后3～4天內，O2逐漸升高，5～6 d后O2逐漸減少至消失，且CO2明顯升高，說明油層被成功點燃；穩定燃燒階段，試驗區產出氣體CO2含量14.7%左右，O2含量小于3%，視H/C原子比在1.3左右，處于高溫燃燒狀態。

2.2井下溫壓監測工藝

H1井區火驅觀測井有資料觀測井和生產觀測井。資料觀測井采用常規熱電偶多點測溫，電子壓力計單點測溫測壓的監測工藝。生產觀測井采用耐高溫熱電偶多點測溫監測工藝。研制了井下儀器密封、防脫、鎖緊裝置，可以防止井下電子壓力計脫落，阻止井內流體侵入井下測試儀器和測試電纜；設計井口懸掛密封裝置，實現不壓井提下測試電纜作業。監測結果用于分析油層縱向動用程度，反映地層火線推進方向。

2.2.1測試儀器性能參數常規熱電偶測溫范圍0～300 ℃，耐高溫熱電偶測溫范圍0～800 ℃，測試誤差±1 ℃；電子壓力計測溫范圍0～150 ℃，溫度精度±0.5 ℃，測壓范圍0～15 MPa，壓力精度0.2%FS。2.2.2工藝原理地面將3對熱電偶組成熱電偶束，與一對電子壓力計信號線預制在一根不銹鋼管內，組成溫、壓測試電纜，從油管內下至油層部位，測試信號線通過井口防噴裝置與地面二次儀表箱連接，可實時讀取數據（圖2）。

圖2　生產觀測井井下測溫工藝示意圖

2.2.3應用效果截至目前，試驗區生產觀測井有2口井井下溫度曾達到200 ℃以上，監測結果反映兩口井縱向上油層下部溫度稍高于上部溫度，剖面溫度變化趨勢一致，說明油層縱向上空氣超覆作用不明顯；平面上，其中1口井井下溫度曾達到700℃高溫（圖3），說明火線突破了該井，分析認為試驗區塊曾蒸汽吞吐、蒸汽驅開采過，地層的非均質性變強，存在高滲通道，而這口井正處在高滲條帶上，因此火線推進在平面上有一定的方向性，這對火驅控制提供了重要的依據。

圖3　井下溫度監測曲線圖

2.3火線前緣監測工藝

2.3.1工藝原理火驅過程中油層燃燒形成溫度場差異，隨著溫度的變化，使得油層內部各種物性發生改變，引起目標地層電阻率的變化，導致地表電位分布變化。井間電位法監測火線前緣技術以火驅過程中各區帶油層物性、電性為研究對象，基于火驅過程中油層電阻率變化為理論模型，以現場采集的地面電位數據為基礎，通過數據處理，利用泊松方程、剖分計算反演火驅各區帶的真電阻率變化，建立電阻率模型和溫度模型。已燃區電阻率相對較高，蒸汽帶電阻率相對最低，從而確定火驅前緣位置和推進方向。

2.3.2監測結果與分析試驗區實施了兩個井組的兩輪監測，劃分上射孔段和下射孔段進行解釋，高電阻率區域反映了已燃區和剩余油的分布情況。從兩次監測的結果看，已燃區和蒸汽帶有所變化，已燃區向2口井方向擴大，這與現場控關4口井有關，使火線向這兩口井方向推進更快。解釋結果與現場生產情況對比驗證，符合率較高，達到75%以上，可作為生產調控依據。

3　火驅舉升工藝

火驅生產井舉升工藝主要有兩個難點：一是井筒流動特性復雜，火驅生產階段分為排水階段、見效和產量上升階段、穩產階段和控氧限產階段［3］，每個階段的生產特征不同，井筒流動特性不同，生產方式的選擇應滿足各個生產階段；二是生產井高產氣量影響舉升效率，隨著生產井的產量上升，產出氣量也逐漸上升，大量氣體的產生影響舉升效果，嚴重時會造成抽油泵氣鎖，導致生產井無法正常生產。

針對火驅舉升工藝存在的難點，開展了生產方式和防氣工藝研究。建立了生產直井多相管流的溫度、壓力分布模型，進行影響因素綜合分析，認為井底溫度和氣油比是生產方式選擇的重要因素。當火驅前緣未到生產井時，井底溫度較低，氣油比較低，溫度低于150 ℃時，建議采用有桿泵舉升方式生產；當火驅前緣接近或者到達生產井時，井底溫度急劇增加，氣油比高，溫度高于150 ℃時，建議采用自噴方式生產，如不能達到模型模擬的自噴條件，可將產出氣回注井底，采用氣舉方式進行井筒能量補充。分別對自噴、氣舉和有桿泵等舉升方式的生產管柱及生產參數進行優化設計，現場實施進行了適應性分析對比，確定了火驅生產井的合理生產制度。

研制了防氣泵、螺旋氣砂錨等舉升配套工具，井口采用安裝套管放氣閥、地面油氣分輸工藝，提高舉升效率。當氣液比≤1 000 m3/t時，采用防氣泵和井下氣液分離裝置組合的防氣工藝，當氣液比＞1 000 m3/t時，采用井下液壓式反饋泵和地面氣液分輸組合的防氣工藝。現場實施中，螺旋氣砂錨降低氣體對抽油泵的影響，平均單井提高泵效10.9%，氣液比下降幅度為56%。

4　防腐工藝

根據火驅不同階段的生產特征，分別對注氣井和生產井的腐蝕特征、防腐工藝進行研究。

4.1注氣井

4.1.1腐蝕環境注氣井點火階段約15 d，井內連續注入空氣，油層部位加熱溫度450～500 ℃，其余井段＜100 ℃，處于高溫、富氧腐蝕環境；火驅生產階段，注氣井停止點火，井筒溫度開始逐漸降低，只需長期連續注入空氣保證地層持續燃燒，處于低溫富氧腐蝕環境。

4.1.2氧腐蝕試驗模擬工況條件：壓力5 MPa，空氣流量為20 000 m3/d，溫度25 ℃。試驗結果見表1。720 h后，4種材料的表面均勻腐蝕輕微，N80材質腐蝕速率為0.019 5 mm/a，為輕度腐蝕，腐蝕速率隨著Cr含量增加而降低，均未出現明顯局部腐蝕現象。

4.1.3防腐工藝結合室內試驗結果和腐蝕特性，注氣井點火階段（約15 d）油層部位高溫氧化嚴重，因此，油層段套管（約50 m）耐500 ℃富氧腐蝕，選用9Cr套管；其余井段套管耐100 ℃富氧腐蝕，選用3Cr套管。

由于注空氣油管處在點火器上方，受注入空氣冷卻，溫度低于100 ℃，但注氣油管長期處在高壓空氣中，綜合考慮富氧腐蝕、注氣井腐蝕環境和管材成本等因素，推薦選用N80油管。

4.2生產井

4.2.1腐蝕環境生產井在點火階段產生O2、CO、CO2，井筒溫度低，處于酸性腐蝕環境；火驅生產階段生產井的腐蝕環境更加復雜，隨著火線的推進和地層高溫燃燒，產出氣體組分有CO2和H2S酸性氣體，井筒溫度逐漸升高，一般保持在200 ℃，當火驅前緣接近或到達井筒時，井內溫度可達到500 ℃以上，同時O2含量也升高，處于高溫、酸性、富氧的腐蝕環境。

4.2.2CO2+H2S+O2腐蝕試驗模擬工況條件：壓力3 MPa，產出氣流量25 000 m3/d，溫度分別為50℃、150 ℃、250℃，選用6種材質進行CO2+H2S+O2混合介質腐蝕行為研究。試驗結果見表2。6種管材質均勻腐蝕速率在150 ℃最大，250 ℃最小，9Cr、13Cr材質腐蝕速率小于0.2 mm/a，屬于輕度腐蝕。

表2　不同材質管材不同溫度下在CO2+H2S+O2混合介質中的腐蝕速率

在火驅生產過程中，一線生產井井底溫度大約為150～200 ℃，二、三線生產井井底溫度一般30 ℃左右，且生產井中燃燒伴生的腐蝕性氣體較多，應考慮CO2、H2S及燃燒不充分所剩余O2等混合氣體對油套管及井口的腐蝕問題。同時，由于生產時效的問題，建議火驅生產直井油層段選用9Cr套管，其余井段選用常規熱采套管，油管選用N80管材。

5　結論

（1）點火、監測、舉升和防腐配套工藝現場試驗效果較好，為擴大火驅實施和同類稠油油藏轉火驅提供技術支持。

（2）點火工藝采用的固定式點火設備，不能重復使用，成本較高，目前正在開展移動式點火設備研制，可以重復利用，降低成本。

（3）新井已采用管材防腐措施，提高了防腐能力，但老井套損嚴重，經火驅生產加劇，導致管外氣竄，最后泄露地表，下一步需要開展老井的防腐和封堵技術研究工作。

（4）根據火線前緣位置、推進方向的監測，反映火線向注蒸汽后的高滲條帶推進，不是均勻推進，從而增大了火驅調控難度，需要提高火驅調控技術手段。

［1］陳莉娟，蔡罡，余杰，等.稠油火驅開采技術節能減排效果分析［J］.油氣田環境保護，2010，20（S0）.23-24.

［2］王彌康，王世虎，黃善波，等.火燒油層熱力采油［M］.山東東營：石油大學出版社，1998：192-194.

［3］關文龍，席長豐，陳亞平，等.稠油油藏注蒸汽開發后期轉火驅技術［J］.石油勘探與開發，2011，38（4）：452-461.

（修改稿收到日期2014-05-08）

〔編輯景暖〕

Field test and understanding of fireflooding matching technology in heavy oil reservoir in later stage of steam injection

CHEN Lijuan,PAN Jingjun,CHEN Long,CAI Gang,WANG Ruyan,HU Chengjun
（Engineering and Technology Research Institute of Xinjiang Oilfield Company,CNPC,Karamay834000,China）

In order to explore the feasibility of fire flooding technology for heavy oil in later stage of steam injection,an electrically heated igniter and auxiliary tools have been developed and ignition of oil reservoir at high temperature is realized;the combustion regime,live wire front location and advancing direction were judged through monitoring of live wire front,monitoring of components of produced gas and pressure-resistant down-hole temperature and pressure detection means;a multi-phase string flow temperature and pressure distribution model was built for vertical wells,fire flood working system and production fashion were determined,and auxiliary gas-proof tools were developed and the fire flooding and lift technology was created.According to various production stages by fire flooding and corrosion features of gas injector and producer,down-hole working conditions were simulated and indoor corrosion tests were carried out for oxygen corrosion and acidic gas corrosion,the tubular corrosion features were understood and the corrosion-proof technology was defined for gas injector and producer.Field tests show that this technology can meet the production requirement by fire flooding,and also proved the feasibility of converting to fire flooding of heavy oil reservoir in later stage of steam injection,providing technical support for similar reservoirs converting to fire flooding technology.

heavy oil reservoir;later stage of steam injection;fire flooding;ignition;live wire front;lift technology;anticorrosion technology

陳莉娟，潘竟軍，陳龍，等.注蒸汽后期稠油油藏火驅配套工藝礦場試驗與認識［J］.石油鉆采工藝，2014，36（4）：93-96.

TE357.4；TE345

：B

1000–7393（2014）04–0093–04

10.13639/j.odpt.2014.04.023

“十二五”國家科技重大專項課題“火燒驅油技術研究與應用”（編號：2011ZX05012-002）。

陳莉娟，1980年生。2003年畢業于江漢石油學院石油工程專業，現從事油氣田開發研究工作。電話：13579519075。E-mail：lijuanchen@petrochina.com.cn。