杨俊印，闫红星，刘家林，张 鸿，齐先有

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

杜66块开发层位为新生界古近系沙河街组沙四上段杜家台油层，纵向上划分为2套层系 4个油层组，分别为杜0层、杜Ⅰ层、杜Ⅱ层、杜Ⅲ层，划分为10个砂岩组。原油性质变化存在较大的差异，50 ℃地面脱气原油黏度为325～2 846 mPa·s，为普通稠油。主要受埋藏深度影响，随着深度增加，原油黏度降低。该区块从20世纪80年代投入开发，经历了常规开采、注水开发、蒸汽吞吐开发[1]几个阶段。由于区块产量逐渐下降，2005年开展6个井组火驱先导试验，而后规模逐步扩大，目前已成为辽河油田规模最大的火驱开发基地[2]。火驱作为稠油蒸汽吞吐后期可选择的一种有效接替的开发方式[3-5]，已在辽河油田进行了二十多年实践和探索，但总体上仍处于矿场试验阶段。火驱燃烧状态与动态特征是火驱评价的重要内容。目前应用于火驱燃烧状态判识最经济和普遍的方式是采用流体监测，但以往单纯进行尾气监测，仅能笼统认识火驱燃烧状态。为此，建立了针对火驱复杂气体分析方法，拓展组分分析范围和实际应用。筛选出反映原油组成变化的全烃色谱分析方法，该方法快捷直观有效，为火驱流体监测工作开展提供了完善的分析手段。

研究表明[6]：生物降解、氧化及水洗作用是导致杜66块原油稠化的主要机制。该区块火驱先导试验区共包含6个井组，采用100 m×141 m反九点井网，2005年开始火驱实验，点火井段为943.0～984.0 m，火驱方式采用火驱+蒸汽吞吐。2014年开始对其中的曙1-47-039、曙1-47-037、曙1-46-039、曙1-46-037井组共21口生产井产出的流体跟踪监测。长期流体跟踪监测发现，火驱生产井产出的流体特征十分复杂，通过产出流体的变化特征判识原油火驱燃烧状态，建立两者对应关系，为火驱开发过程中认识火驱燃烧状态和动态提供技术路线与分析方法。

1 实验设备与方法

1.1 实验设备

Agilent 7890B 气相色谱仪附带FID 检测器，用于开展原油全烃气相色谱分析；Agilent7890多维气相色谱仪器附带2个TCD检测器和1个FID检测器，采用5阀7柱，即5根填充柱和2根毛细柱组成，组分依靠阀切换使不同的组分用不同色谱柱加以分离，用于火驱气体分析。

1.2 实验方法

利用Agilent 7890B 开展全烃气相色谱分析，参照SY/T 5779-2008《石油和沉积有机质烃类气相色谱分析方法》进行测定。检测组分包括氧气、氮气、氩气、氢气、一氧化碳、二氧化碳、烷烃类气体、烯烃类气体等，基本涵盖了火驱气体常量组分。定量计算参照GB/T 10410-2008《人工煤气和液化石油气常量组分气相色谱分析法》。

2 实验结果与应用

2.1 原油高温氧化的气体组成特征

一般认为火烧油层主要化学反应分为2种：一是原油的氧化反应，分为低温氧化反应和高温氧化反应；二是原油自身的热裂解反应[7-9]。这2种化学反应伴随火烧油层的整个过程。原油高温氧化反应是原油与氧反应直接生成一氧化碳、二氧化碳和水的过程，气体组分变化规律可反映原油燃烧状态。在综合室内和现场大量火驱试验基础上，总结出火驱产出气体高温氧化特征参数及数值：氮气含量为70.00%～82.00%，二氧化碳含量为12.00%～18.00%，氧气转化率为70.00%～100.00%，视氢碳原子比为0.00～2.00。

(1)

(2)

式中：C为对应组分的百分比浓度。

2.1.1 单井气体燃烧状态参数变化特征

图1为曙1-46-40井在监测期间的气体参数变化。该井的监测处于火驱开发的中后期，氮气含量为75.95%～82.48%，二氧化碳含量为14.31%～17.36%，视氢碳原子比为0.63～1.45，氧气转化率为73.31%～86.43%。一氧化碳含量在后期呈上升趋势，变化较为明显。另外，气体中均含有少量的烯烃，与室内火驱实验结果基本一致，反映出原油具有高温氧化的特征。

图1 曙1-46-40井监测期间产出气体参数变化

2.1.2 一氧化碳含量变化反映火驱火线动态过程

在气体组成参数变化方面，由于气体扩散速度快，大多数气体参数变化不明显，无法清晰反映火线运移的动态过程。长期监测分析认为，一氧化碳的浓度变化是判定火线运移动态过程较为有效的参数。由于一氧化碳是一种还原性气体，化学性质不稳定，一方面原油高温氧化产生一氧化碳可继续与氧发生二次反应，另一方面一氧化碳也与储层的矿物质反应而被消耗[10]。在火驱中后期，一氧化碳的浓度能较好地反映其动态过程 。由图1c可知，2014年开始对曙1-46-40井监测时，原油明显发生改质现象，但在气体组分中并没有检测到一氧化碳，2015年1月28日首次检测到一氧化碳浓度为0.019%，随后浓度逐渐增高，表明火线向生产井推进，至2018年3月27日气体中的一氧化碳浓度已升至0.469%，综合分析认为，火线已到达该井。2018年5月，该井停产。

2.2 原油高温氧化组成变化特征

火驱过程包含原油的裂解过程，原油裂解实际上是易发生裂解反应的大分子歧化反应，一方面包括含杂原子脱除、稠环芳烃所带有大量侧链烷基断裂和大分子单体烃自身分子链断裂等，形成轻质组分，另一方面在裂解反应的同时也经历芳构化过程和多环芳烃的缩合反应，再进一步形成大分子芳香核片的交联，逐步脱氢形成焦炭[11-12]，火驱过程实现了原油改质。

通过多种有机地化分析方法筛选认为，利用原油全烃色谱分析手段是判定原油改质最直观和有效的方法。改质后原油轻质组分增加，主峰碳前移。对于生物降解的原油，正构烷烃含量增加，原油全烃参数Pr/C17与Ph/C18比值明显降低(表1)。

通过对位于先导试验区曙1-46-037井组内的曙1-46-K037取心井(井深为958.86～1 066.77 m)原油全烃色谱分析可知，该取心段原油均不同程度存在生物降解现象，其中，杜0层至杜Ⅰ1砂岩组原油中正构烷烃几乎完全被降解，杜Ⅰ2、杜Ⅰ3、杜Ⅱ1、杜Ⅱ2、杜Ⅱ3、杜Ⅲ砂岩组原油中正构烷烃含量逐渐增加，降解程度逐渐减弱。由于低碳数比高碳数的正构烷烃更易降解，主峰碳从C25逐渐前移至C21。

表1 室内火烧实验前后原油全烃参数对比

图2为曙1-46-40井原油全烃色谱分析结果。该井生产层位为杜0层至杜Ⅰ2砂岩组，监测期间发现原油单体烃中正构烷烃含量明显增加(图2a)，主峰碳为C13～C17，明显前移，与原始状态的原油相比呈现改质特征。用Pr/C17描述原油改质程度，可消除火驱时热蒸馏和气驱等因素对原油组成变化的影响，更准确反应火驱对原油改质的影响。杜0层至杜Ⅰ2砂岩组原始状态的Pr/C17约为6～10。

图2 曙1-46-40井原油全烃色谱分析结果

由图2b可知：近5 a连续监测原油全烃参数Pr/ C17变化大部分为2%～5%，反映出原油改质的特征；当火线向生产井持续推进过程中，原油改质应该是一个连续过程，而在监测期间内，曙1-46-40 井Pr/C17参数变化有2处异常点，Pr/C17值明显偏高，全烃组成特征与杜Ⅰ2砂岩组原始状态原油一致，表明原油并未改质。通过对现场开发情况了解，出现这2次原油未改质现象时间段为2014年7月16日至2014年8月29日和2016年3月17日至2016年4月12日，现场实施蒸汽吞吐。正常情况下，该井产出原油主要是火线沿生产井推进的方向，而蒸汽吞吐产出的原油主要是环绕生产井周围一定范围原油，另外蒸汽吞吐也可改变生产井的生产层位，在监测曙1-46-040井时正常火驱生产层位在杜Ⅰ2砂岩组，而在吞吐期间主要生产层位为杜0层和杜Ⅰ1砂岩组，可见，蒸汽吞吐可改变生产井原油的来源。因此，在不考虑蒸汽吞吐对原油来源的影响时，火驱过程原油改质应是连续的。

由于采用直井-直井火驱方式，火线向生产井推进过程中，原油裂解产生轻质组分，受热蒸馏和气驱作用，运移速度要快于重质组分，轻质组分首先到达生产井。曙1-46-40井监在监测初期为改质原油到达生产井前期，为了揭示在火驱开发过程中原油组成的变化规律，将原油烃类组成C1～C10定义为轻质组分[13]，用以观察轻质组分变化趋势。由图2c可知，轻质组分含量由最高22.6%降至2.0%，原油的轻质组分含量呈逐渐降低的规律。

3 结 论

(1) 利用气体组分分析及原油全烃色谱分析是火驱流体监测的有效手段，能较好地了解火驱开发过程中原油的燃烧状态。气体监测可在一定程度上反映火驱开发整个过程中的原油燃烧状态。火驱中后期，根据原油改质程度可更直观识别火驱燃烧状态。

(2) 当火线向生产井持续推进过程中，气体组成特征参数和原油改质所呈现的火驱高温氧化特征各自在不同时期内具有连续性。

(3) 利用改质原油轻质组分变化以及一氧化碳含量变化规律可了解火驱动态，改质原油到达生产井时前期含量高，后期含量逐渐降低。在火驱中后期可检测到一氧化碳，其含量变化规律由低向高，当达到峰值时表明火线到达生产井。

(4) 现场油藏特征、火驱开发方式和开发动态等因素会导致产出流体发生变化。其中，蒸汽吞吐过程中，原油改质不明显，而火驱过程中，原油改质程度较高。