（中國石油勘探與生產(chǎn)分公司）

20世紀(jì)50年代，國外開始研究注CO2驅(qū)油機理；70—90年代，開始連續(xù)氣驅(qū)、氣水交替（WAG）和注氣重力驅(qū)的試驗和工業(yè)化推廣，一大批氣驅(qū)商業(yè)化項目啟動，美國建成了Kuparuk River油田烴氣混相驅(qū)和Hawkins油田氮氣重力驅(qū)項目，加拿大建成了Weyburn油田CO2捕集、驅(qū)油和埋存一體化（CCS-EOR）項目；到21世紀(jì)初，國外大力發(fā)展儲層孔隙體積注氣技術(shù)，注氣體積達到1.0～1.5PV。2016年，全球氣驅(qū)產(chǎn)油量達3671×104t，其中美國為2346×104t，占全球氣驅(qū)產(chǎn)量的64%。國外90%以上氣驅(qū)產(chǎn)油量主要依靠CO2驅(qū)，其他氣體驅(qū)油介質(zhì)（如N2、天然氣、煙道氣、空氣等）礦場應(yīng)用較少。

中國注氣技術(shù)研究幾乎與世界同時起步，1958年先后在玉門石油溝和新疆黑油山開展注空氣火驅(qū)試驗，1967年大慶開展了單井組CO2驅(qū)試驗；此后，受壓縮機質(zhì)量、注空氣易爆炸以及腐蝕等問題影響沉寂了近30年，20世紀(jì)90年代才陸續(xù)啟動華北油田雁翎氮氣重力驅(qū)和遼河油田科爾沁稠油火驅(qū)試驗；21世紀(jì)以來，尤其是近10年，我國注氣技術(shù)飛速發(fā)展，新疆油田紅淺1區(qū)塊和遼河油田杜66區(qū)塊稠油注空氣火驅(qū)項目、吉林油田CCS-EOR項目、塔里木油田東河塘烴氣重力混相驅(qū)項目、長慶油田五里灣一區(qū)減氧空氣驅(qū)項目都取得了重大突破。中國石油天然氣集團有限公司（簡稱中國石油）正在運行的注氣開發(fā)項目共27項，涉及的氣體類型主要有CO2、天然氣、煙道氣、N2和空氣等，其中注空氣開發(fā)項目16項，2019年產(chǎn)量已突破100×104t，累計產(chǎn)油量達375×104t。目前，我國注氣開發(fā)從技術(shù)水平到產(chǎn)量規(guī)模總體處于加速追趕階段，注空氣開發(fā)理論、減氧空氣驅(qū)和注空氣火驅(qū)技術(shù)、注空氣開發(fā)的產(chǎn)量規(guī)模均處于世界領(lǐng)先水平。

1 注空氣開發(fā)技術(shù)優(yōu)勢

1.1 空氣資源豐富、注氣成本低

國內(nèi)能夠用于提高采收率的天然氣、CO2地下資源有限，且受氣藏和油藏相對位置的影響，難以遠距離大規(guī)模工業(yè)化推廣，工業(yè)回收CO2存在一些技術(shù)與經(jīng)濟問題，N2成本較高。而空氣資源豐富，可就地取材，不需要拉運或管輸成本，不受地域、空間和氣候限制，組分穩(wěn)定。對沙漠、戈壁等水資源極度匱乏地區(qū)的油藏與水敏性較強的儲層，空氣是最受關(guān)注的氣體驅(qū)油介質(zhì)。如表1所示，噸油所需購置成本空氣為零，減氧空氣為200～600元，CO2、天然氣、N2噸油購置成本分別大于1200元、4000元、2000元，可見相對于其他氣體驅(qū)油介質(zhì)，空氣具有明顯的經(jīng)濟優(yōu)勢[1]。

表1 主要氣體驅(qū)油介質(zhì)成本對比表

1.2 空氣是一種高效、適應(yīng)性廣的驅(qū)油介質(zhì)

目前，國內(nèi)新增探明儲量主要來自低滲透、特低滲透儲層和致密油儲層，注水開發(fā)存在注不進、采不出等突出問題，這類儲量將是今后相當(dāng)一個時期內(nèi)增儲上產(chǎn)的主要資源。納米尺度的氣體分子更容易注入儲層補充能量完成驅(qū)油過程。與水相比，氣體具有更大的可壓縮性，降壓膨脹可獲得更大的彈性能量[2]?？諝饧染哂袎翰铗?qū)動、溶解膨脹、重力分異等氣體驅(qū)油的普遍機理，又具有熱力蒸餾、熱力降黏、原油改質(zhì)等氧化放熱的特殊性，是一種高效的氣體驅(qū)油介質(zhì)。

注空氣開發(fā)技術(shù)適應(yīng)性廣，既適用于老油田提高采收率和新油田高效開發(fā)，也適用于多種類型油藏開發(fā)，例如稀油油藏減氧空氣驅(qū)或空氣驅(qū)、稠油油藏注空氣火驅(qū)、砂礫巖油藏泡沫輔助減氧空氣驅(qū)、潛山油藏減氧空氣重力驅(qū)、中高滲透油藏減氧空氣泡沫驅(qū)、低/特低/超低滲透和致密油藏減氧空氣驅(qū)（吞吐）。該項技術(shù)將成為低滲透、高含水、高溫高鹽、稠油和非常規(guī)等特殊條件油藏最具發(fā)展?jié)摿Φ膽?zhàn)略性開發(fā)技術(shù)。

2 注空氣開發(fā)理論攻關(guān)

空氣注入油藏后會與原油發(fā)生復(fù)雜的氧化放熱反應(yīng)，其反應(yīng)機理和熱效應(yīng)隨著溫度發(fā)生變化。在油藏注空氣開發(fā)過程中，不同的開發(fā)方式對應(yīng)著不同的反應(yīng)溫度范圍，開發(fā)機理受該溫度區(qū)間內(nèi)的原油氧化機理控制。為了研究注空氣全溫度域原油氧化反應(yīng)特征[3]，中國石油加強頂層設(shè)計，組織了中低溫氧化反應(yīng)和高溫氧化反應(yīng)兩個研究項目開展攻關(guān)。

項目一：中低溫氧化反應(yīng)研究。該項目2017年立項，由中國石油規(guī)劃總院牽頭，頂層設(shè)計了6個專題，聯(lián)合5家單位共同攻關(guān)。中國石油規(guī)劃總院負責(zé)驅(qū)油用減氧空氣指標(biāo)研究專題，中國石油大學(xué)（華東）負責(zé)油氣—空氣混合物爆炸邊界條件研究專題，清華大學(xué)負責(zé)氧腐蝕機理及防護實驗研究專題，中國石油勘探開發(fā)研究院負責(zé)注氣指標(biāo)及油藏條件研究專題，中國石油大學(xué)（北京）負責(zé)氧氣消耗實驗研究專題，中油濟柴成都壓縮機分公司負責(zé)減氧技術(shù)與成本研究專題。通過3年的持續(xù)攻關(guān)，揭示了油藏中氧氣消耗機理，提出了有效防爆和防腐措施，明確了空氣減氧的技術(shù)路線和成本，制定了《驅(qū)油用減氧空氣》企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，規(guī)范了空氣/減氧空氣/氮氣的技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)，有力指導(dǎo)了減氧空氣驅(qū)和空氣驅(qū)現(xiàn)場試驗（表2）。

表2 《驅(qū)油用減氧空氣》氣質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)表

項目二：高溫氧化反應(yīng)研究。該項目2017年立項，由中國石油新疆油田公司牽頭，頂層設(shè)計了6個專題，分別由國內(nèi)6家研究團隊承擔(dān)。成都理工大學(xué)負責(zé)火驅(qū)過程中巖礦變化過程研究專題，中國石油大學(xué)（北京）承擔(dān)了火驅(qū)過程中原油組分及放熱量變化規(guī)律研究和火驅(qū)儲層可采邊界界限研究兩個專題，清華大學(xué)承擔(dān)了火驅(qū)焦炭生成過程及反應(yīng)特性研究專題，西南石油大學(xué)負責(zé)原油氧化行為表征研究專題，中國科學(xué)院蘭州化學(xué)物理研究所負責(zé)注空氣開發(fā)不同反應(yīng)原油組分表征方法研究專題。通過3年持續(xù)研究，在高溫巖礦變化、原油高溫氧化特征、焦炭形成機理、原油氧化表征等方面取得了突破性認識[4-6]，為稠油注空氣火驅(qū)現(xiàn)場試驗的突破和工業(yè)化推廣提供了堅實的理論支撐。

上述兩個研究項目的成功開展，揭示了30～600℃注空氣全溫度域原油氧化反應(yīng)特征，將原油注空氣氧化反應(yīng)劃分為溶解膨脹、低溫氧化、中溫氧化和高溫氧化4個溫度區(qū)間，總結(jié)了不同溫度區(qū)間的氧化反應(yīng)機理（圖1）。

圖1 原油氧化反應(yīng)全溫度域分區(qū)示意圖

根據(jù)原油氧化特征，結(jié)合礦場試驗成果，提出將稀油油藏注空氣開發(fā)技術(shù)劃分為減氧空氣驅(qū)和空氣驅(qū)，稠油油藏注空氣火驅(qū)技術(shù)劃分為中溫火驅(qū)和高溫火驅(qū)。稀油油藏溫度低于120℃應(yīng)選擇減氧空氣驅(qū)，高于120℃可直接采用空氣驅(qū)開發(fā)；普通稠油油藏，燃燒前緣溫度低于400℃可選擇注空氣中溫火驅(qū)開發(fā)，普通稠油油藏和膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量較高的特/超稠油油藏，燃燒前緣溫度高于450℃可選擇注空氣高溫火驅(qū)開發(fā)（表3）。

表3 原油氧化區(qū)間劃分及注空氣開發(fā)方式

3 注空氣開發(fā)實踐

據(jù)不完全統(tǒng)計，自20世紀(jì)50年代開展注空氣開發(fā)試驗以來，國內(nèi)共實施注空氣開發(fā)項目28項，其中空氣驅(qū)項目15項、注空氣火驅(qū)項目13項。中國石油共實施注空氣開發(fā)項目23項，其中空氣驅(qū)項目11項、注空氣火驅(qū)項目12項；正在運行的注空氣項目16項，其中減氧空氣驅(qū)和注空氣火驅(qū)各8項（圖2）。

3.1 減氧空氣驅(qū)

減氧空氣驅(qū)技術(shù)可滿足低/特低/超低滲透油藏、復(fù)雜斷塊油藏、高溫高黏油藏、潛山油藏注氣大幅度提高采收率的現(xiàn)實需求，具有廣闊的應(yīng)用前景。該技術(shù)榮獲中國石油2019年度十大科技進展。那么，為什么要減氧，減氧到什么程度最優(yōu)，減氧的成本如何，如何實現(xiàn)減氧，這是幾個需要回答的問題。

一是防爆。油氣與空氣的混合物發(fā)生爆炸需同時滿足3個條件：可燃物、助燃物和點火源。注空氣開發(fā)過程中，油氣可燃物和點火源是客觀存在的，而注入空氣中的氧氣含量主觀可控，因此監(jiān)測和控制氧氣含量是安全防爆控制的關(guān)鍵。中國石油大學(xué)（華東）建立了高溫高壓爆炸模擬實驗方法及裝備，確定了將氧氣含量降低到10%以下可以確保注空氣開發(fā)的安全性[7]。

二是防腐。清華大學(xué)對J55、N80、P110、13Cr等不同鋼材腐蝕掛片研究認為，將空氣中的氧氣含量從21%降至10%，腐蝕速率最大降幅達83%，但即使將氧氣含量降至2%以內(nèi)，除13Cr外，其他材質(zhì)的氧腐蝕速率仍然超過國家標(biāo)準(zhǔn)。因此注入氧氣含量為10%的減氧空氣，氧腐蝕速率雖能大幅降低，但仍不能達標(biāo)，應(yīng)考慮采用抗腐蝕材料、注入緩蝕劑等方式加以解決。

圖2 注空氣開發(fā)現(xiàn)場試驗

三是驅(qū)油效率與氧氣消耗。中國石油大學(xué)（北京）研究認為，一方面，當(dāng)油藏溫度較低（低于80℃）時，空氣與原油氧化生成含氧官能團的大分子，造成原油黏度增大、驅(qū)油效率降低；另一方面，油藏溫壓條件下的反應(yīng)釜實驗表明，空氣中的氧氣基本被油藏消耗，其中，原油溶解和氧化消耗17.2%，水中反應(yīng)及溶解的氧氣量為2%，多孔介質(zhì)吸附滯留捕集氧氣為1.45%，因此，過度減氧會造成生產(chǎn)浪費。

四是成本。中油濟柴成都壓縮機分公司詳細研究了不同氧氣含量、電價、折舊年限等因素對減氧成本的影響（表4），其中設(shè)備造價包含空氣壓縮機、減氧裝置和增壓機，運行成本包括電費與維保費。從表4可知，當(dāng)電價為0.7元/(kW·h)，折舊年限按10年計算，氧氣含量為10%的減氧空氣成本僅為0.355元/m3，與其他氣體驅(qū)油介質(zhì)相比具有較大的成本優(yōu)勢[8]。

表4 減氧空氣一體化裝置（高壓膜）成本數(shù)據(jù)表

因此，在兼顧防爆、防腐、提高驅(qū)油效率和降低成本等主控因素的基礎(chǔ)上，最終選擇氧氣含量為10%的減氧空氣作為油藏（溫度低于120℃）的驅(qū)油介質(zhì)。

對于如何實現(xiàn)減氧，中油濟柴成都壓縮機分公司設(shè)計了一整套標(biāo)準(zhǔn)化、系列化、橇裝化的減氧空氣一體化裝置，該裝置由低壓空氣壓縮機、減氧裝置和增壓機組成，具備壓力、流量匹配及智能聯(lián)控連鎖保護功能，壓力分為15MPa、25MPa、35MPa、50MPa 4個等級，氧氣含量分為10%、8%、5% 3個等級，每個等級均考慮氧含量為2%的工況，排量分為1250m3/h、2500m3/h、4200m3/h、8400m3/h 4個等級，用戶可以結(jié)合實際油藏條件、注入規(guī)模、成本等因素，優(yōu)化確定減氧裝置的產(chǎn)品系列。

長慶靖安油田五里灣一區(qū)為解決油藏進入中含水期后含水上升速度加快、綜合遞減和自然遞減增大的開發(fā)矛盾，從2009年開始，先后開展了減氧空氣驅(qū)先導(dǎo)試驗和擴大試驗，2013年底建成了15注63采的工業(yè)性試驗區(qū)。該項目立足于原水驅(qū)目的層和開發(fā)井網(wǎng)開展減氧空氣面積驅(qū)，現(xiàn)場試驗表明，減氧空氣驅(qū)在補充地層能量、改善水驅(qū)、擴大平面波及等方面均優(yōu)于水驅(qū)，見效油井60口，見效率為95.2%，截至2019年底，階段累計增油6.3×104t，預(yù)測可提高采收率10個百分點以上。

3.2 注空氣火驅(qū)

中國稠油已開發(fā)區(qū)普遍進入注蒸汽開發(fā)后期，面臨采出程度低、油汽比低、噸油操作成本高等問題，亟待探索大幅度提高采收率和經(jīng)濟開發(fā)方式?；痱?qū)技術(shù)操作成本低，但面臨原油燃燒過程復(fù)雜等問題。中國石油創(chuàng)新室內(nèi)實驗手段，揭示原油火燒機理，攻克井下大功率電點火、火線前緣調(diào)控等重大技術(shù)難題，注空氣火驅(qū)技術(shù)在現(xiàn)場得到工業(yè)化應(yīng)用，成為稠油開發(fā)新一代戰(zhàn)略接替技術(shù)。該技術(shù)榮獲中國石油2015年度十大科技進展。

注空氣火驅(qū)技術(shù)具有較廣泛的適應(yīng)性，既可用于普通稠油油藏，也可用于膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量較高的特稠/超稠油油藏；既可以應(yīng)用于稠油油藏的一次開發(fā)，也可以應(yīng)用于注蒸汽后期稠油油藏，以便進一步提高采收率?，F(xiàn)階段注空氣火驅(qū)一般選用電點火的方式點燃油層，過程中伴隨著傳熱和復(fù)雜的物理化學(xué)變化，具有原油改質(zhì)、蒸汽驅(qū)、熱水驅(qū)、煙道氣驅(qū)等多種驅(qū)油機理。

注空氣火驅(qū)通過注氣井向油層連續(xù)注入空氣并點燃油層，在油藏內(nèi)形成450℃以上穩(wěn)定擴展的高溫燃燒前緣，從而將地層原油從注氣井推向生產(chǎn)井。注空氣高溫火驅(qū)在燃燒前緣的前方可以形成高含油飽和度的油墻，可對油藏的高含水通道、裂縫等進行封堵，進而通過高溫燃燒前緣對油層實現(xiàn)縱向上的高效波及[9]。

在中國石油勘探與生產(chǎn)分公司的組織下，新疆、遼河油田根據(jù)稠油油藏特點，先后研發(fā)了固定式、井架式以及第一代車載和第二代車載移動點火系統(tǒng)，形成了自動化、模塊化、標(biāo)準(zhǔn)化、系列化點火設(shè)備，為火驅(qū)規(guī)模推廣和拓寬外部市場服務(wù)提供了核心點火技術(shù)。井下高溫高壓測試裝置、高溫高含CO2條件下防腐技術(shù)、產(chǎn)出流體監(jiān)測與處理系統(tǒng)等火驅(qū)關(guān)鍵工藝技術(shù)基本成熟配套，形成了50余項操作與生產(chǎn)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，為注空氣火驅(qū)試驗的成功和工業(yè)化推廣打下了堅實基礎(chǔ)[10]。

新疆油田紅淺1井區(qū)先后進行了蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)開發(fā)。吞吐階段累計產(chǎn)油11.3×104t，階段采出程度為26.5%；蒸汽驅(qū)階段累計產(chǎn)油1.0×104t，階段采出程度為2.4%；蒸汽驅(qū)結(jié)束后廢棄停產(chǎn)達10年。2009年中國石油在該油藏開展了注空氣火驅(qū)先導(dǎo)試驗，采用13注37采的線性井網(wǎng)開發(fā)。對比試驗區(qū)h2118A井注空氣火驅(qū)前、后的取心照片發(fā)現(xiàn)，火驅(qū)實現(xiàn)了油藏縱向全部波及，整個巖心段剩余油飽和度小于5%（圖3）。截至2019年底，試驗區(qū)累計產(chǎn)油15.2×104t，階段采出程度為35.8%，累計空氣油比為2800m3/m3。試驗區(qū)節(jié)能減排效果明顯，與蒸汽驅(qū)相比節(jié)約能量消耗達16.2×104t標(biāo)準(zhǔn)煤，累計減排CO2達 12.5×104t。

圖3 h2118A井注空氣火驅(qū)前、后取心照片

注空氣火驅(qū)技術(shù)在遼河、新疆油田的工業(yè)化應(yīng)用取得突破性進展，使老油區(qū)煥發(fā)青春。2019年火驅(qū)井組185個，與注蒸汽相比，噸油操作成本降低30%，年產(chǎn)量40.5×104t。這項技術(shù)覆蓋稠油地質(zhì)儲量10×108t，增加可采儲量3×108t，應(yīng)用前景廣闊。

4 前景展望

注空氣開發(fā)技術(shù)油藏適用性廣，高效、低成本、綠色，應(yīng)用前景廣闊。為了更好地推廣應(yīng)用注空氣開發(fā)技術(shù)，一方面需要加快開展技術(shù)潛力評價，持續(xù)完善開發(fā)理論和相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，有序推進現(xiàn)場試驗和工業(yè)化推廣，加快完善配套技術(shù)體系和相關(guān)管理規(guī)范；另一方面，應(yīng)瞄準(zhǔn)新領(lǐng)域大力推動如下5項技術(shù)攻關(guān)。

（1）減氧空氣泡沫驅(qū)技術(shù)。空氣具有較好注入性，泡沫體系具有較好的封堵能力，起泡劑還可提高驅(qū)油效率。初步評價該技術(shù)可覆蓋地質(zhì)儲量45.4×108t，預(yù)計提高采收率15%，增加可采儲量6.8×108t。

（2）非常規(guī)資源空氣壓裂驅(qū)油一體化技術(shù)。體積壓裂形成的復(fù)雜縫網(wǎng)既縮短了基質(zhì)到裂縫的滲流距離，又為地層原油提供了流向井筒的流動通道；納米尺度的氣體分子更易進入微小孔隙置換出原油，并具有與原油氧化放熱的特殊性。該技術(shù)亟須攻關(guān)大功率、小型化的高壓壓縮機，以滿足體積壓裂所需高破裂壓裂、大排量、橇裝化的要求。中高熟頁巖油資源總量超過100×108t，攻克高效氣體增能壓裂和吞吐驅(qū)油等技術(shù)，未來產(chǎn)量有望達到1000×104t以上[11-12]。

（3）低滲透油藏水氣分散體系驅(qū)油技術(shù)。針對低滲透油藏特點，結(jié)合離子匹配水與近飽和溶解狀態(tài)的減氧空氣形成的水氣分散體系驅(qū)油。低滲油藏水驅(qū)儲量超80×108t，采用水氣分散體系驅(qū)油技術(shù)，預(yù)計采收率可提高5～8個百分點，增加可采儲量（4.0 ～ 6.4）×108t。

（4）稠油注空氣火燒吞吐技術(shù)?；馃掏掳ㄗ?、燜井、回采3個階段。注氣階段地層原油就地燃燒產(chǎn)生熱量和煙道氣，燜井階段原油繼續(xù)燃燒并最大限度消耗氧氣，改質(zhì)和降黏的原油直接回采出來，熱效率及能量利用率高，較低壓力下再轉(zhuǎn)火驅(qū)開發(fā)，最終采收率可達50%～70%。稠油通過火燒吞吐轉(zhuǎn)火驅(qū)開發(fā)，預(yù)計增加可采儲量2.7×108t。

（5）煤炭原位氣化技術(shù)。將地下煤層加熱到燃燒點，把氧化劑（水和空氣/氧氣的混合物）注入目的層進行有控制的燃燒，煤炭氣化產(chǎn)生的合成氣在壓力的作用下溢出地面。這種合成氣是一種由H2、CO、CO2和CH4組成的混合物，含有煤炭中約80%的能量。該技術(shù)可大幅提高煤炭資源利用率，徹底避免井工下井開采的安全隱患，解決了煤炭開采、運輸及燃燒利用等環(huán)節(jié)的環(huán)境污染問題，有助于較低成本捕獲溫室氣體。目前，中國超出井工開采深度、埋深為1000～3000m的煤炭資源量達3.77×1012t，初步預(yù)計可氣化煤炭折合天然氣資源量（272～332）×1012m3，是常規(guī)天然氣資源量的3倍[13-14]。