引言

火烧油层技术已进入工业化应用阶段，陆上辽河的杜66块、高3—6—18块、新疆的红浅1井区等油田的火烧油层实践表明，火驱后增油效果明显，取得了较好的热采效果，平均单井日产油提高3$\sim$4倍^[1-6]。渤海稠油储量规模大，对于黏度大于350 mPa$\cdot$s的特殊稠油常规冷采开发，采油速度和采收率低，经济效益差^[7-11]。为有效动用稠油资源，改善开发效果，渤海已开始进行多元热流体吞吐和蒸汽吞吐热采试验探索。吞吐试验表明，热采开发能明显降低原油黏度，大幅度提高原油产能和采收率，但同时也面临平台空间限制、热采成本高等方面的问题^[12-15]。为经济有效动用渤海特殊稠油资源，探索稠油低成本热采新技术，针对渤海稠油油藏开展火驱物理模拟实验研究，研究成果能够为海上稠油油藏开展火烧油层开发提供技术储备和支持。根据火烧油层开发筛选原则^[16]，选择渤海A、B、C共3个油田作为评价对象，其地面脱气油黏度分别为4 584，15 470和25 166 mPa$\cdot$s，通过原油组分分析、稠油高温氧化反应动力学参数测试和燃烧管模型等实验评价渤海稠油燃烧特性、燃烧稳定性及驱替效果。

1 原油组分分析

根据石油沥青四组分测定法，对渤海目标油田油样进行原油组分分析，并与国内陆上辽河G油田、新疆F油田和J油田实验结果对比分析。结果表明，渤海3个稠油油田油样饱和烃和芳香烃含量在62.1%$\sim$71.4%；胶质含量18.8%$\sim$23.1%。渤海稠油组分特征与陆上稠油相似^[16]，3个油田原油组分对火烧油层开发没有明显影响。

2 热失重与扫描量热同步热分析

通过热失重与扫描量热同步热分析仪(TGA/DSC1)测试原油失重及放热数据，采用Flynn—Wall—Ozawa(FWO)法来求取稠油高温氧化动力学参数活化能和指前因子^[17-20]，并将其结果与陆上油田的对比，评价其点火难易程度及燃烧特性。

2.1 实验设备及材料

本次测试使用的热重分析仪为METTLE-TOLEDO公司的热重差热同步扫描仪。该仪器能够同时测量热重和放热量信号，具有热失重和差示扫描热分析功能。实验过程，以氮气作为保护气，氧气作为反应气，两路气体均匀混合后经过坩埚表面，氧浓度为21%。

选取A、B、C油田稠油作为实验样品1、2、3。实验之前，按照标准对油样进行脱水等处理，要求油样含水率小于0.5%。

2.2 实验方法

实验之前，对原油样品进行脱水、除杂处理。根据石油行业标准^[17]要求的实验步骤开展热重测试实验。为使油样均匀充分参与反应，按质量比1:9将其与粒径为100$\sim$200目的分析纯二氧化硅颗粒混合，从而使油样分散吸附在颗粒表面，固体颗粒有利于氧气扩散流通，进而使样品底部和表面均能参与反应。取50 mg混合后样品(含5 mg纯油)，进行热重实验。

为获得高温氧化动力学参数，分别以3，5，7和10 K/min的升温速率进行热重曲线的测试，测试样品失重随时间、温度的变化。

2.3 实验结果及讨论

升温速率为7 K/min下，不同油样热重实验曲线TG及微商热重曲线DTG见图 1，图 2所示。

TG曲线纵坐标为某一温度下样品质量分数，DTG纵坐标为转化率对反应时间的导数d$\alpha$/d$T$(其中，$\alpha$—转化率，$\%$；$T$—温度，K(Κ = 273.15+℃))，其值越大代表氧化反应速率越快。原油的氧化特性可以根据放热反应的温度范围和反应速率进行划分，从TG及DTG曲线中可以看出，每种原油样品存在两个反应速率高峰，第1个高峰出现在573 K左右，主要反应类型是原油与氧气之间的低温氧化反应；第2个高峰反应温度超过723 K，反应类型为油焦与氧气之间的高温氧化反应。

在低温氧化区间，样品1反应放热量相对较大。而在高温氧化区间，样品3出现反应速度峰值对应的温度最低，表明其高温氧化活性最强，最易发生高温燃烧反应，样品2次之，而样品1出现高温氧化反应的温度最高。

样品1不同升温速率热重曲线如图 3所示。由图 3可见，升温速率越高，相同温度下样品质量分数越高。

选取升温速率为5 K/min的实验高温氧化峰值所对应的特征转化率进行活化能求取。采用FWO法来计算油样高温燃烧的活化能，计算得到升温速率的对数随温度倒数的曲线如图 4所示(其中，$\beta$—升温速率，K/min)，由其拟合曲线的斜率，得到油焦的氧化活化能为157 kJ/mol，与陆上油田相近^[16]。

3 室内一维燃烧管实验 3.1 实验装置及方法

实验采用一维燃烧管模型装置，实验系统主要由一维燃烧管、注入控制系统、产出系统及高压舱等组成，实验流程如图 5所示。

实验时保持高压舱围压压力大于燃烧管压力，最大压差2 MPa。一维燃烧管长度72.0 cm，管直径7.5 cm，从靠近点火器端沿着燃烧管依次设置16个测温热电偶。实验过程中通过壁面加热器对模型壁面加热，消除壁面与岩芯温度差，降低散热。

实验采用填砂模型，所用石英砂的粒径为100$\sim$200目，采用抽真空饱和水的方法饱和纯净水，然后饱和实验用油，模拟成藏过程，形成束缚水。实验填砂模型孔隙度39.1%，渗透率1 650 mD，束缚水饱和度9%，初始含油饱和度91%。

根据石油行业标准^[21]实验方法和实验步骤，进行注空气火驱一维燃烧管实验，并求取火烧油层基础参数^{[22, 23, 24]}，本文以油田A为例说明。

3.2 实验与结果分析

首先建立初始油藏温度，并注氮气预热，实验开始时，将点火器温度设定为773.15 K，待第1个测点温度达到673.15 K后，开始以1 L/min流量注入空气，进行火驱实验，并实时监测记录。燃烧管中各测温点记录了整个实验过程中沿程的岩芯温度变化，见图 6所示。

可以看出，从第3个测温点开始，岩芯各测温点最高温度达到并稳定在773.15 K以上，燃烧管进入稳定的高温燃烧阶段，并且随着实验的进行，火驱高温前缘能够稳定向前推进，表明A油田燃烧过程可以稳定推进。

对实验产出气体的组分进行分析，获得CO、CO$_{{\rm 2}}$、O$_{{\rm 2}}$含量随时间变化曲线如图 7所示。从图中可见，在稳定燃烧阶段，CO$_{{\rm 2}}$含量能够长期稳定在12%以上，最高达到13%，但由于在稳定燃烧3.2 h后一个壁面加热器坏损，无法提供壁面保温，因而燃烧过程受到影响，导致CO$_{{\rm 2}}$的浓度下降。CO的含量稳定在3%左右。氧气能够长时间保持在很低的水平。考虑到气体组分检测仪器存在的测量误差，认为氧气并未突破，可以实现氧气的完全消耗，并控制在安全浓度范围内。

根据行业标准，取测点3至测点13燃烧状态最好的燃烧段来计算燃烧基础参数，实验结果如表 1所示。

该阶段CO$_{{\rm 2}}$含量平均为12.2%，燃料沉积量为16.43 kg/m$^{{\rm 3}}$，空气油比为548 m$^{{\rm 3}}$/t，低于陆上稠油油田相应指标^[24]。视H/C原子比为1.75，进一步证明燃烧管中发生了高温氧化反应；火驱驱油效率较高，达到95.1%，渤海A油田火烧油层能够取得较高的驱油效果和较低的空气油比。

4 结论

(1) 渤海稠油油田油样组分特征与国内陆上油田相似，其胶质含量大于沥青质含量，饱和烃和芳香烃含量处于正常范围。

(2) 不同样品间氧化反应速率有所差异，在低温氧化区间油样1反应放热量相对较大，而在高温氧化区间，油样3高温氧化活性最强。样品1高温氧化活化能157 kJ/mol，与陆上油田相近。

(3) 一维燃烧管燃烧前缘温度稳定，保持在773 K左右，出口CO$_{{\rm 2}}$浓度长期稳定在12%以上，表明渤海稠油能够进行稳定的高温氧化燃烧驱油。

(4) 火烧油层实验驱油效率95.1%，空气油比548 m$^{{\rm 3}}$/t，渤海稠油火烧驱替效果较好。