浅议火驱技术及其应用前景

何征格石工试点2013级 2013440340 浅议火驱技术及其应用前景摘要：论述了目前国内在火驱机理研究、地质与油藏工程、火驱工程技术以及生产管理等方面的现状。

分析了火驱技术的特点与优势，指出了火驱技术在稠油老区和难动用储量上的应用前景和潜力。

研究表明：注蒸汽后期地层次生水体的存在会降低火驱燃烧带峰值温度、扩大热前缘波及范围，其干式注气过程同样具有湿式燃烧的机理，由次生水体造成的高含水饱和度对单位体积地层燃料沉积量、氧气消耗量等燃烧指标影响不大。

三维物理模拟实验火驱最终采收率可以达到65%，火驱过程中有明显的气体超覆现象，油层最底部存在未发生燃烧的结焦带，但结焦带中大部分原油已被驱扫，剩余油饱和度低于20%。

结合稠油油藏注蒸汽后期的储集层特征和现有井网条件，对火驱驱替模式、井网、井距和注气速度等进行了优化，并筛选了点火、举升、防腐等关键工艺技术。

研究结果应用于辽河油田中，目前矿场试验初见成效。

驱油机理关键词：驱油机理；火烧油层；稠油油藏；难动用储量；注蒸汽；应用前景引言火驱技术是一种重要的稠油热采方法。

它通过注气井向地层连续注入空气并点燃油层，实现层内燃烧，从而将地层原油从注气井推向生产井。

火驱技术伴随着复杂的传热、传质过程和物理化学变化，具有蒸汽驱、热水驱、烟道气驱等多种开采机理。

通常火驱主要应用于没有经历过注水或注蒸汽开发的稠油油藏。

鉴于火驱具有较强的油藏适应性[1]，对于注水或注蒸汽开发后期经济效益低下的高采出程度油藏，可以考虑将其作为一种接替开发方式进一步提高原油采收率。

一、驱油机理利用可燃物燃烧放热，把地面的燃烧转移到地下，让燃烧过程产生的热量加热储油层，使储层中的原油流动性发生变化。

在地层条件下，以残留的剩余油为可燃物，以注入空气中的氧气为助燃剂，在储层中人为地创造一个能使原油氧化放热的条件。

在不断注入空气条件下，油层就会产生燃烧，形成径向的移动燃烧带（又称火线）。

火线前方的原油受热降粘、蒸馏，蒸馏后的轻质油、汽及燃烧烟气驱向前方，而未被蒸馏的重质成分在高温下产生裂化、分解作用，最后的裂解产物—焦炭作为燃料（约占原油地质储量的10％-15％），以维持油层继续向前燃烧；在高温下，油层内的束缚水及燃烧生成的水变成水蒸气，携带大量热量传递给前方油层，并再次洗刷油层原油，从而形成一个多种驱动的复杂过程，把原油驱向生产井。

二、火驱地质条件与油藏工程设计①采用面积井网火驱过程中，对于某一口生产井，当燃烧带前缘或氧气从一个方向突入该生产井时，就必须将其关闭，这样从没有发生热前缘和氧气突破的方向被驱过来的原油就很难被采出；②对于有倾角的地层，在线性井网火驱过程中，一般选择燃烧带从构造高部位向低部位推进，可以最大限度地利用重力泄油机理，遏制气体超覆、提高纵向波及系数；③在线性井网火驱过程中，一旦形成稳定的燃烧带前缘之后，后续所需的空气注入量是恒定的。

三、火驱技术在稠油开发中的应用前景1、在稠油老区的应用前景国内稠油老区的开发方式仍以蒸汽吞吐为主。

目前稠油老区蒸汽吞吐开发呈现出“三高”(吞吐轮次高，平均吞吐1O～15个周期；可采储量采出程度高，平均为85％～90％；地下存水高，80％吞吐井地下存水在10000 m3以上)、“三低”(储采比低，目前储采比5～6；地层压力低，区块平均地层压力1．0～3．5MPa；油汽比低，1／3的油井吞吐油汽比在0．2以下)的特点。

同时面临着递减快(吞吐开发方式年自然递减率35％～40％，综合递减率9％～12％)、调整潜力小的困境。

辽河油田在高升采油厂两个稠油区块开展的火驱试验突破瓶颈，形成了掺油防气一体化举升管柱等六项核心技术。

高二、三区属深层巨厚稠油油藏，主要开发层系为沙河街组莲花油层，是高升油田主力稠油区块。

1987年投入蒸汽吞吐开发，目前已进入吞吐末期。

为提高区块整体开发效果，2008年以来，辽河油田陆续在高3618块和高3块开展了火驱现场试验，区块开发呈现良好态势，但也暴露出产气量增加、掺油困难、油层堵塞、注气气窜等系列问题。

围绕制约火驱试验的瓶颈问题，辽河油田积极开展科研攻关，形成了掺油防气一体化举升管柱、火驱尾气处理工艺、气相示踪剂监测等6项核心技术。

针对火驱生产井产气量大幅上升导致掺稀油困难和泵效降低的问题，辽河油田自主研发了掺油防气一体化举升工艺管柱。

该工艺现场应用7井次，恢复高产气停产井3口，有效解决了掺油和泵效同时受高产气量影响这一复杂举升工艺难题。

为探索不同井距的火驱受效状况及对火驱开发效果的影响，结合监测资料及油藏动态认识，技术人员开展了小井距试验，共实施3口井，其中高350151C井距由105米减小至36米，见到了初期日产油4.4吨的良好效果。

为提高火驱波及体积，引导火线平面、纵向均匀推进，开展了直井水平井组合火烧试验，在火井井排下倾方向部署实施水平井两口，单井最高日产油达8吨，验证了水平井火驱重力泄油的效果。

通过进行火驱技术的研究、攻关、配套与完善，有效缓解了火驱现场试验暴露出的原油举升、地面系统、井间调控等问题，保证了火驱试验的顺利实施和火驱规模的不断扩大。

目前，已成功转火驱32个井组，其中10个典型火驱井组一线开井34口，与火驱前相比，日增油50吨，平均单井2.59吨，为驱前的2.5倍，阶段空油比2303，阶段注采比2.1，火驱开发效果良好。

20世纪80年代前，国外学者给出的火驱筛选标准中将地层温度下原油黏度的上限设定为1 000mPa·S。

80年代后，美国石油学会将这一标准放宽至5000mPa·S。

他们认为超过这一界限，将很难形成有效驱动，而注蒸汽适用的黏度范围远远比这宽泛，这一认识成为长期以来制约火驱技术推广应用的一大障碍。

中国石油勘探开发研究院热采所与新疆油田公司专家经过研究发现，对于注蒸汽以后的油藏，地层中存在着次生水体和高含水饱和度渗流通道，这种情况下进行火驱，实现地下水动力学连通相对容易，因而可以适当突破原油黏度上限。

新疆红浅火驱试验区地层温度下原油黏度达到了15 000～20 000 mPa·S，尽管在火驱见效初期的低温生产阶段出现一定的举升困难，但经过一定的工艺措施后能够正常生产。

这个黏度界限的突破意味着绝大多数普通稠油和部分特稠油油藏均可以在原有的直井井网基础上实施火驱。

初步测算表明，平均可在注蒸汽(已有采出程度25％～30％)基础上继续提高采收率25％～4O％。

四、在难动用稠油储量中的应用前景近年来，稠油探明储量中超稠油、超深层稠油、浅薄层、薄互层稠油等所占的比重越来越大，而这些稠油储量基本上属于难动用储量，采用常规注蒸汽方式开发经济效益差。

国内超稠油资源主要分布在辽河和新疆等油田。

已动用的超稠油储量中主体开发技术仍然为蒸汽吞吐，部分油层较厚、物性较好的油藏采用SAGD开发。

目前存在的主要问题是蒸汽吞吐的低采收率(一般只有15％～20％)和SAGD 开发的低油汽比(一般在0．2～0．25)。

THAI技术及水平井火驱辅助重力泄油技术的提出为超稠油火驱开发提供了可能性。

理论上采用水平井火驱辅助重力泄油技术开发超稠油，可以获得55％以上的采收率，并可以将空气油比控制在20001TI／m 以内。

同时由于燃烧带前缘被加热的原油直接进入水平井筒，最大限度提高了热效率。

该技术一旦试验成功，可以大大降低超稠油开发成本。

目前，辽河油田初步形成多油品性质、多油藏类型、多驱替方式的火驱开发格局。

正在实施的杜66块16个火驱井组应用效果明显。

采收率可达80%的火驱技术在辽河油田杜66块16个开发井组应用的基础上，将新建233个火驱井组，投产后每年可增加产量32.7万吨。

届时，辽河油田这个全国最大的稠油生产基地将成为国内最大的火驱生产基地。

火驱具有采收率高、成本低和应用范围广的优势。

同等条件下，热能损耗仅占蒸汽驱的25%。

相比蒸汽驱和SAGD技术，火驱适用范围更大。

辽河油田规划到“十二五”末，常规火驱年产油达到32.7万吨。

作为中国石油重大试验项目，辽河油田相继在杜66块、高3—6—18块等区块成功开展火驱先导试验，初步形成辽河特色的火驱技术框架，完成火驱室内物理模拟技术、油藏工程设计技术等关键配套技术，为日后实施火驱技术夯实基础。

新建233个火驱井组应用后，预计可提高采收率19.4%，预计产油580万吨。

对于超深层稠油(埋深大于1 500 m)，由于油藏埋藏深，在注蒸汽过程中井底干度无法保证，井筒热损失大，因而很难采用注蒸汽开发，而火驱开发受油藏埋深影响较小。

在地面空气压缩机性能能够满足的情况下，火驱开发超深层稠油将会比注蒸汽有更多的技术和经济优势。

对于薄层和薄互层稠油，注蒸汽同样面临着热损失大(热量向盖、底层及夹层传递)、热效率和经济效益低的问题。

通过一定的技术攻关，用火驱技术开发此类油藏，有望降低开采成本，提高经济效益。

参考文献1、王弥康，王世虎，黄善波，等．火烧油层热力采油[M]．东营：石油大学出版社，1998：186—196．2、张敬华，杨双虎，王庆林．火烧油层采油[M]．北京：石油工业出版社，2000：6 7．3、蔡文斌，李友平，李淑兰，等．胜利油田火烧油层现场试验[J]．特种油气藏，2007，14(3)：88 90．4、黄继红，关文龙，席长丰，等．注蒸汽后油藏火驱见效初期生产特征[J]．新疆石油地质，2010，31(5)：517-520．5、关文龙，席长丰，陈亚平，等。

稠油油藏注蒸汽开发后期转火驱技术.6、付强。

火驱技术机理研究及在欢喜岭油田的应用前景分析(1)》。