高升油田厚层稠油油藏吞吐后期火驱开发存在问题探讨

金兆勋，江 琴，张宏梅

（中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦 124125）

火烧油层是一种提高原油采收率的热采方法［1］，其成本低、能耗少、驱油效率高、适应性广、前景广阔，且能实现原油改质。但其驱油机理复杂，具有蒸汽驱、热水驱、烟道气驱等多种驱替机理，实施过程中调控难度大，导致现场成功率低。其成功开发油藏多属于薄层油藏，类似高升油田厚层块状油藏是一次全新的探索与尝试。

1 油藏概况

高升油田开发目的层为古近系沙河街组三段莲花油层［2］，具有油层厚度大、分布稳定、物性好、具有统一的油气油水界面特点。储层埋深1450～1890 m，平均有效厚度67.7 m，孔隙度20%～26%，空气渗透率1～4μm2，原始油气界面1510 m，油水界面－1670～1700 m；原油属普通稠油，地面原油密度0.92 g／cm3（20℃），脱气原油粘度2000～4000 mPa·s，地层原油粘度147～518 mPa·s，原始地层压力16.1 MPa，饱和压力12.4 MPa。该油田1977年投入开发，1984年开始蒸汽吞吐，至2008年已进入开发后期，吞吐轮次高达6.5轮以上，地层压力仅1～3 MPa，平均单井日产油0.9 t。因此于2008年5月在高3618块率先开展火驱试验，采取顶部点火，线性井排，“移风接火”模式。2010年6月高3块转火驱，采取底部点火、面积井网模式。截止2013年5月，共转火井48口，日注气50×104m3，注气压力0.9～11.2 MPa，阶段注气4.4×108m3；一线油井209口，开井177口，日产油280 t，阶段产油24.5×104t，阶段空气油比1785 m3／t，瞬时空气油比1755 m3／t，阶段排注比0.6，瞬时排注比0.6。

2 火驱开发效果分析

2.1 油井普遍见效，产量明显上升

火驱开发1个月后，油井开始见效，目前一线油井见效比例已达到100%，二线井见效比例88%、三线井见效比例75%。转驱一年后井组油井开始出现见效增产趋势，目前整个井组日产油280 t，比驱前上升126 t，增幅82%，与原吞吐开发方式对比上升233 t，阶段产油24.5×104t，阶段增油13×104t。采油速度由驱前0.23%上升至0.42%，单井日产油由驱前1.0t提高至2.0t。

2.2 油层处于高温燃烧状态，火线前缘逐步拓展

油井产出气组分分析显示［3］：氧气利用率94.4%；二氧化碳含量15.2%，视氢碳比1.5，说明油层处于高温燃烧状态。通过连续井温剖面测试［4］，平面上油层温度整体呈上升趋势，由转驱前的60℃上升至目前的70～315℃；纵向上油层温度也逐步向下扩展，温度明显上升，油层厚度在10～50 m，同时数值模拟显示，火线前缘平面推进速度3 cm／d。

2.3 地层能量得到补充，地层压力不断升高

转火驱开发后，地层压力逐步回升。连续压力监测井高观22井地层压力由1.0MPa上升至3.8 MPa；火井平均注气压力呈上升趋势，由转驱初期的3 MPa升至4.8 MPa。说明火驱对补充地层能量、提高地层压力起到一定作用。

3 火驱开发中存在主要问题

3.1 吞吐后期特殊油藏条件给火驱带来问题

高升油田由吞吐开发后期转入火驱开发，其遗留的井网形式、射孔井段及剩余油分布、地下存水状态等均具有该油藏的特殊性，这种特殊油藏条件，给转火驱带来诸多问题，具体表现如下：

3.1.1 注采系统完善调整难度大

平面上由于原吞吐开发采用面积井网、分层系开发形式［5］，同时多年热采造成停产井多，从而导致高3618块转线性井排火驱注采井网难以完善，一线可利用老井占一线总井比例仅33%；纵向上原吞吐开发采用的大段连续射孔方式，单井射孔厚度普遍在40 m以上，而火驱方案设计高3618块采取油层顶部点火、高3块油层中下部点火，因此需要对原射孔井段进行调整，作业施工难度大、对油层污染严重。

3.1.2 井组各向连通不均衡导致火线推进及油井见效极不均匀

火驱开发后至2009年底，见气井平均单井日产气约6000 m3，其中约35%的井窜流或有窜流显示，约30%的井产状稳定，约35%井见气差，没建立稳定燃烧。火线前缘推进很不均匀，存在指进现象。特别是高3－6－172——高3－62－158、高3－61－164——高3－6－0173方向明显气窜通道已形成，气窜井产气量最高达3×104m3。受火线推进不均影响，火驱见效井24口，其中一线11口，二线10口，三线3口。一线见效井比例仅45%，说明产出气外溢严重、采出状况不均衡。分析原因一是受井网欠完善影响，不完善的井区无法建立动态连通；二是受蒸汽吞吐开发过程中形成的固有汽窜通道影响；三是受油层的渗透率影响，火烧前缘在燃烧过程中向渗透率较高的方向推进较快。

3.1.3 主力区块开井率低导致注采井网极不完善

高3块经过近30年蒸汽吞吐开发，已进入开发后期，可采储量采出程度已高达95%。区块压力水平低（0.9 MPa），油井产能低（平均单井日产液1.4 t），由于低产及多年热采井况差等因素造成开井率低，区块油井正常开井仅24%，间开捞油井占42%，停关井约占34%，造成平面注采井网极不完善。目前火驱井组32个，对应一线油井132口，开井仅82口，开井率62%，注采井数比仅1：2.5，停产井50口。受开井率制约，井网完善井组油井见气较均匀，井网不完善的中～北部区域注入气向外围开井区域气窜严重。

3.2 油藏工程方面

3.2.1 基础研究薄弱，对火驱机理及开发规律等缺乏深入认识

鉴于厚油层块状特点，国内外无成功火驱经验借鉴，目前火驱开发仍处于边研究边实践阶段。加之现场上在数模、物模等方面研究有限，对火驱机理、开采规律、开发过程、不同阶段开采特点、火驱后储层及流体性质变化规律缺乏深入认识，无法对火驱阶段开发效果给予准确评价及对现场出现的各种现象给予合理解释。同时对合理井网方式、注采井段配置关系及注采参数等均需要进一步研究。

3.2.2 测试技术不适应，无法准确判断火线前缘位置、燃烧层段等关键指标

目前测试手段仅能满足井温、气组分、压力等常规资料录取［6］，无有效测试吸气剖面技术，对纵向上吸气、燃烧层段认识不清；由于油稠仪器下井困难，录取产液剖面难度较大。受掺稀油生产制约，无法取准油样分析油品性质变化规律；缺乏对火驱前缘波及状况的监测手段，对火驱平面、纵向的扩展位置无法定量认识，因此在很大程度上制约了火驱动态调控及纵向注采井段优化配置，制约了火驱开发效果的进一步改善。

3.3 采油工艺方面

3.3.1 火井分注工艺不过关，无法实现分层注气

油层厚度大，采取笼统点火方式且点火厚度小，纵向储量动用程度低。先后对4口火井采取了分层注气方式，但注气后封隔器即失效。

3.3.2 产气量大幅增加，掺稀油举升工艺不适应

油井普遍采取油套环空掺稀油生产，随着火驱开发的不断深入，油井产气量急剧增加，最高单井日产气达到2×104m3以上，油井套压由驱前的0.1～0.3 MPa上升至目前0.5～1.0MPa，导致油井掺稀油困难，泵效由驱前65%下降至目前42%。虽然采取“泵下气锚＋井口旋流式气油分流器”有所改善，但仍未完全解决。受此影响现场上无法根据动态需要合理调配注气量（平均单井方案设计（6～10）×104m3，实际仅（1～2）×104m3）。

3.3.3 原油乳化变质对油井生产产生一定影响

火驱后，原油出现乳化变质现象，见效油井生产管理难度加大。高3618块加破乳剂、洗井及检泵工作量大幅增加，与火驱前相比增加了1倍以上。部分受效油井出现近井地带堵塞、高含水、产油量大幅下降现象，油分析显示密度下降、粘度增加、胶质＋沥青质下降。

3.3.4 对气窜问题缺乏有效治理手段，影响地下火线均匀推进

火驱后出现部分生产井气窜明显，地下火线线性突进，导致平面纵向推进不均匀。仅通过调整火井注气量及气大井关井无法实现有效动态调控。而目前火井无有效调剖手段，油井上挤灰封堵油层施工难度大，化学药剂封堵有效期短、费用高，机械封堵由于部分井无卡封位置难以实施。

3.3.5 管柱腐蚀问题逐步显现

火驱后，高温氧化腐蚀问题日益突出，作业过程中发现注气井、观察井及生产井均有不同程度的氧化腐蚀，被腐蚀管柱外表出现凹凸不平、变色，管壁明显变薄，管内附着一层黑色垢样（Fe3＋化合物，腐蚀类型为氧腐蚀），个别井还出现管柱断裂现象。

4 攻关方向

4.1 火驱理论研究方面

针对火驱过程中出现的问题，要通过物理模拟、现场试验、数值模拟等进行进一步深化认识，对各影响因素的权重进行评价，进而进行综合研究。

（1）完善火驱跟踪调整“双模”技术。包括室内物理模拟试验技术和数值模拟跟踪技术。深入研究深层厚层块状稠油藏火驱机理及开采规律。摸清火驱开发模式、不同开发阶段生产特征及主要技术参数，并建立火驱效果评价标准。

（2）研究火驱后油藏含油饱和度、地层温度、压力、储层物性、流体性质及隔夹层物性等变化特点，为认清厚层火烧特征及改善火驱效果提供依据。针对常规火驱存在驱替距离长、气窜、超覆、燃烧前缘难以控制及前缘稳定性差、体积波及系数低等问题，开展直井与水平井组合、THAI、COSH等不同火驱方式试验前期研究，并做好已开展的“侧向驱＋THAI”试验水平井的跟踪与评价，为探索新的火驱方式提供借鉴。

（3）加强油藏监测、动态跟踪、分析与调控。包括加强监测资料录取，常规项目气组分、温度、压力等，现场录取难度较大的常规项目如油品性质、产液剖面、水分析等，为认清火驱前缘，及时动态调整提供依据；利用微地震监测技术监测火烧过程中火线前缘位置；加强纵向波及状况研究，增加对注汽井吸气剖面及油井井温剖面、产液剖面的监测力度，指导火驱注采井段配置，实现最大程度规避气窜，提高火驱增油效果的目的；开展示踪剂的筛选与室内评价，对重点井组长期进行示踪剂监测，非重点井组定期进行示踪剂监测；增加定点温压观测井点等。

4.2 工艺配套方面

（1）火井分注工艺研究。研究耐高温、防气体突破封隔器，力求有新进展。另外优化火井射开层段，尽可能规避高温、气窜对封隔器封隔性能的影响。

（2）火驱油品性质变化机理研究。分析火驱后原油性质改变的机理，结合不同燃烧带原油组分特征，筛选合适的降粘剂、破乳剂，保证火驱原油正常举升和集输。

（3）油井解堵技术研究。主要开展高温增溶剂及蒸汽吞吐添加剂解堵技术研究，筛选出适合火驱油井的解堵技术，同时开展解堵药剂配方体系研究试验。

（4）举升配套工艺研究。继续推进双泵＋复合气锚工艺的完善与应用；开展开展掺油基或水基降黏剂技术研究与试验；开展耐高温抽油泵的筛选与试验。

（5）管柱防腐技术研究。针对注气井高温氧化腐蚀的问题［7］，研究高温表面防腐涂层油管技术；针对生产井存在的酸性腐蚀、氧化腐蚀及电化学腐蚀现象，在油层附近研究应用合金钢油管，并筛选应用高分子硅聚合物缓蚀剂，减缓井下管柱的腐蚀。

［1］王元基，何江川，廖广志，等.国内火驱技术发展历程与应用前景［J］.石油学报，2012，33（5）：909－914.

［2］金兆勋.高升油田火烧油层过程控制技术研究［J］.钻采工艺，2012，35（6）：41－45.

［3］袁士宝，宁奎，蒋海岩，等.火驱燃烧状态判定试验［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2012，36（5）：114－118.

［4］刑景奎，苗崇良.高3－6－18块火驱采油数值模拟研究［J］.特种油气藏，2009，16（3）：62－64.

［5］关文龙，蔡文斌，王世虎，等.蒸汽吞吐后转火烧油层开采实验研究［J］.石油大学学报（自然科学版），2005，29（5）：58－61.

［6］杨德伟，王世虎，王弥康，等.火烧油层的室内实验研究［J］.石油机械，2002，30（8）：4－6.

［7］尹虎，刘辉，李黔，等.新疆油田井水泥石抗CO2腐蚀试验研究［J］.石油天然气学报，2012，34（8）：120－125.