辽河油田火驱开发技术进展

张方礼，户昶昊，马宏斌，史海涛，2，张洪宝

(1.中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010；2.中国地质大学(北京)，北京 100083)

0 引 言

辽河油田稠油储量丰富，经过30多年的开发，稠油老区已经进入蒸汽吞吐开采中后期，面临采出程度低、油汽比低等问题，亟待进行开发方式转换，进而改善开发效果和提高采收率[1-4]。蒸汽驱和SAGD技术对于埋藏较深、水侵严重、储层物性差的油藏适用性较差，表现为注入井底蒸汽干度低、蒸汽波及范围小、采注比低，难以实现经济有效开发[5-6]。火驱属于原位就地燃烧的方式，不存在热损失，受油藏埋深和储层物性影响较小，对于深层及低渗透稠油油藏开采具有一定优势[7-10]。但目前国内外比较成功的火驱项目以浅层稠油单层火驱居多，现有技术并不适合辽河油田复杂的油藏特点[11-14]。借鉴国内外成功火驱案例，辽河油田通过矿场试验，形成了针对辽河油藏特点的火驱储层描述、油藏工程设计及采油工艺等系列技术，目前共有5个火驱开发区块，157个转驱井组，日注空气为153×104m3/d，日产油为1 057 t/d，空气油比为1 575 m3/t，年产油为30×104t/a，是目前中国最大的火驱工业化试验基地。

1 辽河油田火驱开发概况

1.1 辽河油田火驱技术探索历程

辽河油田以中深层—特深层稠油油藏为主。国内外矿场试验结果表明，火驱对于开发深层稠油油藏具有一定优势。辽河油田自1997年开始进行了不同深度、不同厚度、不同黏度及不同渗透率的稠油油藏火驱技术攻关和研发，先后经历了探索阶段、先导试验阶段、扩大试验阶段。探索阶段(1997至2004年)，在科尔沁油田庙5块进行了1个井组浅层低渗透稠油油藏火驱开发试验，由于点火、空气压缩机等工艺不配套导致试验终止；先导试验阶段(2005至2009年)，在蒸汽吞吐后期的杜66块中深层薄互层稠油油藏和高3-6-18块特深层厚层块状稠油油藏，分别实施了6个井组和5个井组的火驱先导试验；扩大试验阶段(2010年至今)，扩大杜66块、高3块、高3-6-18块火驱试验的同时，先后针对锦91块深层中厚层状水淹特稠油油藏、庙5块浅层薄互层状低渗透稠油油藏开展了火驱现场试验，完成3个火驱试验基地(高3-6-18块、锦91块、庙5块)及1个示范区(杜66块)的建设(表1)。

表1 辽河油田典型火驱区块储层参数统计

1.2 火驱油藏筛选标准

制订一套经济可行的火驱油藏标准，一直是国内外诸多学者和石油组织关注的研究内容。国际上最早的火驱油藏筛选标准是由Poettmann等在1964年建立[15]； Taber等对提高稠油采收率的常用方法进行了总结，建立了包括火驱在内的多种稠油开采方法的油藏筛选标准[16]；Chu于1982年根据39个项目的油藏参数，采用回归分析法建立了油藏筛选标准[17]；张义堂等通过物理模拟方法，建立了火驱油藏筛选标准[18-19]。辽河油田室内火驱物理模拟实验结果表明，当油藏含油饱和度为15%时，即可实现高温氧化燃烧，但原油基本作为燃料被全部燃烧掉，驱替出的原油基本为零，无经济效益；当油藏含油饱和度大于35%时，可实现经济开发。火驱现场实验结果也表明，含油饱和度大于35%的油藏进行火驱开发是经济可行的。基于前人研究成果、室内模拟和现场实验，建立了一套适合辽河油田的火驱油藏筛选标准(表2)。

表2 国内外稠油油藏火驱技术可行性筛选标准

2 火驱配套技术

针对辽河油田稠油油藏类型多样的特点，通过大量室内实验和现场实践攻关，形成了火驱室内实验技术、厚层块状油藏火驱开发技术及薄互层油藏多层火驱开发技术等，开展了水淹油藏火驱开发技术、低渗透油藏火驱开发技术及超稠油直平组合火驱开发技术的探索，逐步形成了适应辽河稠油油藏的火驱储层描述、火驱数值模拟、火驱油藏工程设计、火驱采油工艺、火驱开发效果评价等多项配套技术。

2.1 火驱物理模拟实验技术

室内物理模拟实验为火驱开发机理研究、油藏工程设计等提供了数据支持与理论依据。为满足火驱现场试验需求，辽河油田自主研制了火驱一维物理模型、稠油高温高压原油氧化反应装置等，系统最高工作温度为1 000 ℃，可开展火驱门槛温度、燃料消耗量、空气消耗量、视氢碳原子比、驱油效率等12项燃烧基础参数测定以及火烧油层高、低温氧化特征、燃烧过程稳定性、燃烧前缘推进速度等研究，为数值模拟、油藏方案设计、现场实施及火驱开发效果评价提供基础参数。为模拟不同类型油藏火驱机理，评价储层和油藏工程参数对火驱的影响，自主研制了火驱大型二维、三维比例物理模拟系统，系统最高工作温度为1 000 ℃、最高工作压力为15 MPa。利用该系统可以开展面积井网、行列井网等不同井网方式论证，开展重力火驱、火驱+蒸汽复合驱等不同火驱方式优化，进行火驱机理认识以及不同储层条件(包括油藏非均质性、地层倾角等)对火驱效果影响等实验研究。

2.2 火驱精细油藏描述技术

(1) 低级序小断层精细描述。对于火驱油藏，低级序小断层主要影响注采井间连通性和火线波及效率，断层封闭性差会引起注入气体沿断层气窜，造成火线无法有效控制，降低火线有效波及体积。如锦91块，试验区西侧发育断距为15 m的小断层F2(图1)，该断层侧向封堵能力较差，且受长期蒸汽吞吐开发影响，F2西侧地层亏空严重，形成低压区。火驱试验阶段，在F2断层西侧停产井套管气中监测到火驱尾气，说明注入空气穿过断层向西侧低压区窜进溢出，降低了试验区火驱开发效果。因此，低级序小断层识别及封堵能力评价，是火驱油藏储层研究的重点内容之一。针对低级序小断层，辽河油田主要利用高精度叠前时间偏移地震处理和高密度VSP测试数据，提高地震资料分辨率，可识别8～10 m小断层。在密井网地震解释基础上，利用蚂蚁体追踪技术进行小断层的自动识别、追踪和组合。同时，结合示踪剂、干扰试井和注采关系，验证断层解释的准确性和封闭性，并应用砂岩对接指数和泥岩涂抹系数等方法评价断层侧向封堵能力。对于封闭性好的断层，部署火驱井网时，同一井组的注采井要位于断层同盘。对于封闭性差的断层，要合理规避距离部署井网，避免注入空气沿断层溢出，影响火驱开发效果。

图1 锦91块火驱试验区部署图

(2) 地层倾角精细描述。地层倾角过大会加剧火线超覆，降低纵向波及体积。如杜66块，高倾角区域火驱时，受火线超覆影响，上倾部位油层吸气效果好，生产井火驱效果明显优于下倾部位生产井，且地层倾角越大，超覆现象越严重。地层倾角描述主要通过密井网精细构造解释，确定火驱储层顶面构造，并结合地层倾角测井资料，建立各小层砂体顶面2 m微构造模型和地层倾角模型，精细表征小层级别地层倾角特征。同时，开展了大量的室内物理模拟实验和数值模拟，模拟分析3～15 °倾角下不同井网形式和注采关系的火线波及规律。结果表明，地层倾角小于8 °时，采用面积井网进行火驱，可实现火线的平面均匀波及；地层倾角大于8 °时，采用行列井网，且由构造高部位向低部位进行火驱，可有效抑制火线超覆，提高油层纵向波及程度(图2)。

图2 高倾角条件下不同注采形式温度剖面

(3) 储层非均质性精细描述。稠油火驱开发过程中，储层非均质性对火驱开采效果影响较大。平面非均质性影响火驱的平面波及效率，以杜66块46-039井组为例，杜Ⅱ1小层为该井组火驱主力层位，连通性好，火驱阶段产量较高；杜I1和杜I3小层受沉积微相变化影响，注气井和采油井间储层连通性变差、平面非均质性强，火驱效果差。纵向非均质性主要影响火线纵向波及体积，高3-6-18块测温数据显示，火驱层段为反韵律，火线超覆现象严重，造成油层上部温度较高、动用较好，下部温度较低、动用相对较差。夹层的发育影响火线的纵向扩展，并对原油下泄起隔挡作用。火驱储层平面非均质性研究重点刻画沉积微相平面分布特征、砂体的几何形态和连通性、孔隙度和渗透率的平面变化及方向性等；层间非均质性重点研究小层内各砂层厚度、渗透率变化、砂层间隔层的识别与分布等；层内非均质性描述的重点包括砂层内部沉积韵律类型及分布等。辽河油田通过大量的室内实验、数值模拟及现场实践，形成了针对非均质性储层的火驱开发策略。火驱实施时，层状油藏火驱组合厚度为6～18 m，层段内渗透率级差控制在4以内，稳定隔层厚度大于1.5 m。厚层块状油藏采用自上而下分段火驱，减小油层驱替厚度，火驱层段连续油层厚度控制为10～20 m，能够减缓火线超覆。

2.3 火驱油藏工程设计

2.3.1 薄互层油藏

对于高周期蒸汽吞吐开发的薄互层油藏，层间动用差异加剧了储层非均质性和层间压力差，火驱实施难度大。为保证薄互层油藏纵向火线均匀推进，建立了纵向分段、段内选层的火驱模式。综合火驱目的层段油层厚度、层数等关键参数，建立层段组合界限，缩短注气井段，减少注气层数，降低层间物性差异，提高纵向动用程度。为了实现火驱的高温燃烧，推荐点火温度较高、点火均匀的电点火方式，注气采用变速注气方式，满足不同阶段燃烧的空气需求。

2.3.2 水淹油藏

目前中国火驱开发均在未水淹油藏中开展，主要原因是油藏水淹后热效率低，可能会造成火线无法形成和扩展。辽河油田现有19个边底水稠油油藏，储量规模大，占蒸汽吞吐开发油藏总储量的48.4%，产量占65.2%。该类油藏蒸汽吞吐后期已经大面积水淹，蒸汽驱、SAGD等方式难以适应该类油藏。为提高该类油藏采收率，辽河油田在锦91块水淹油藏开展了火驱试验。监测和生产数据表明，原油实现了高温氧化燃烧，试验区产量大幅上升，验证了水淹油藏火驱的可行性，火驱有望成为该类油藏新的接替技术。水淹油藏火驱在开发设计上与常规火驱略有差异，主要因为不同水淹程度条件下，火驱开发特征存在较大差异，因此，设计时考虑水淹程度，分别开展火驱组合厚度、点火、注气等参数设计研究，如对于强水淹层段可通过提高点火温度等对策确保实现高温氧化燃烧(表3)。

表3 水淹油藏火驱参数设计

2.3.3 厚层块状油藏

针对厚层块状油藏直井火驱火线超覆严重、动用程度低的问题，创新直平组合火驱技术，在直井井网注采井间油层下部引入水平井，水平井向下牵引火线，生产直井辅助拉拽火线，扩大横向波及体积，驱替与泄油机理并存，提高厚层块状油藏纵向油层动用(图3)。创新形成了油层厚度、隔夹层发育、水平段长度、直井水平井位置关系、投产时机等七项直平组合火驱技术参数界限，开展了井网配置关系、注采排协同操控机制、火线稳定性控制等优化设计。

2.3.4 火驱数值模拟

鉴于稠油火驱过程中发生复杂的物理化学反应，数值模拟作为火驱油藏工程设计、跟踪评价研究的重要手段，对比蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD等热采数值模拟，模型在反应组分、反应方程式等方面更加复杂,模型组分由常规注蒸汽热采的2相2组分提升至3相7组分，主要包括重质油、中质油、轻质油、焦炭、氮气、氧气、水。同时，模型中引入低温氧化、热裂解、高温氧化3个化学反应方程式，并应用物理模拟实验结论对方程式进行修正。通过建立火驱三维3相7组分非均质数值模型，纵向网格精细至1 m，可精细模拟原油地层燃烧复杂反应，为火驱优化设计、火线跟踪、燃烧状态判别提供依据。

2.4 火驱采油工艺

火驱采油工艺研究主要包括完井工艺、注入工艺、点火方式、举升工艺以及调控技术等。由于火驱注气井点火阶段长时间高温，点火井段常采用防腐管材。火驱现场生产跟踪表明，稠油油藏完井后，井内可能存在稠油，因此，选择油管输送射孔。对于层状稠油油藏，蒸汽吞吐加剧了储层非均质性，且注入蒸汽形成的滞留水和水淹侵入，形成了复杂的油水系统。辽河油田自主研发了分层注气和点火装置(图4)，依据油层动用状况、压力系统、

图4 分层注气和点火装置示意图

水淹级别等，通过分层注气、点火，差异性地设计注气和点火参数，可有效提高层状稠油油藏火驱纵向动用程度。辽河油田稠油油藏火驱要求的点火温度大于450 ℃，蒸汽预热自燃和化学点火温度为300～400 ℃，电点火温度可达700 ℃左右，因此，辽河油田一般采用移动式电点火方式。由于火驱生产井易发生气窜，导致生产时气锁、作业时套压高，且尾气中含有大量CO2、H2S等腐蚀性气体，生产井腐蚀问题普遍存在，因此，火驱举升需要防气、防砂、防腐。辽河油田常采用预注空气、蒸汽吞吐引效、调剖封窜等有效措施，缓解气窜矛盾，实现尾气合理分布，促进火线均匀扩展，保证火驱开发效果。

3 辽河油田火驱效果分析

3.1 火驱效果评价的参数和标准

辽河油田通过大量室内实验及现场数据分析，形成了尾气组分、温度监测、数值模拟、岩矿分析、色谱指纹等燃烧状态判别方法。尾气组分分析、温度监测和数值模拟是火驱燃烧状态评价常用方法。以尾气组分分析为例，该方法采用氧气利用率、氮气与二氧化碳比值、视氢碳原子比以及GI指数法判断原油高温氧化与低温氧化不同界限范围。经过多年的攻关和现场试验，目前辽河油田已建立了以多气体组分为参数的火驱燃烧状态判别标准(表4)，并形成了具有辽河特色的以岩性、物性、原油性质等为参数的火驱燃烧状态判别方法。火驱过程中的反应温度为150～800 ℃，高温作用下，储层中的矿物会发生氧化、分解或者溶蚀等反应，造成矿物含量降低甚至消失，并形成某种新生矿物。同时，原油在火驱过程中发生裂解，性质发生变化。以杜66块为例，通过微量元素分析，火驱后储层中Fe3+含量明显升高，且Fe3+含量与温度呈正相关关系，温度越高，Fe3+含量越多。同时，随温度增加，黏土矿物、黄铁矿、方解石等温度敏感矿物含量明显降低，550 ℃时，黄铁矿完全分解、消失。46K037井为火驱后取心井，原油全烃色谱显示，978.15 m处样品为火驱段原油色谱(图5)，相比966.00 m未火驱段原油色谱曲线，火驱后原油发生明显改质，正构烷烃含量增加，峰型由火驱前的后峰型变为前峰型。因此，可根据矿物含量和原油性质变化，反推火驱温度，确定氧化类型，评价火驱开发效果。

表4 辽河油田火驱燃烧状态判别指标

图5 杜66块原油全烃色谱

辽河油田基于火驱后取心井分析化验资料以及室内物理模拟实验结果，系统评价了火驱后储层岩矿和流体变化规律和机理，制订了一套用于岩矿和流体分析化验及评价方法体系，建立了以岩石特征、含油性、矿物含量、电性、氯仿沥青“A”、碳组分和氧元素为参数的“七位一体”火驱燃烧状态和温度判别方法，丰富了火驱开发效果评价手段。

3.2 火驱实施效果及存在问题

以杜66块杜家台油层为例，火驱实施后，地层能量逐渐恢复，地层压力由0.8 MPa升至2.7 MPa。取心井岩心分析化验结果显示，火驱后储层中Fe3+含量由火驱前的0.72%升至1.06%，岩石颜色由火驱前的黑褐色变为砖红色，推测火驱温度为450～550 ℃，纵向吸气程度为70.4%。根据产出气体组分分析，CO2含量为14.3%～16.9%，氧气利用率为85.7%～91.3%，视氢碳原子比为1.8～2.3，N2与CO2之比为4.6～5.2，69.5%的油井符合高温氧化燃烧标准。对于火驱效果差的井，目前主要采用蒸汽吞吐引效、分层注气、压裂酸化、酸化解堵等措施改善火驱开发效果，动用程度有一定改善，但仍然较低，亟待开展技术攻关。同时，直平组合火驱、水淹油藏和低渗透油藏火驱目前处于探索实验阶段，技术界限和调控技术尚不明确，也是未来辽河油田火驱技术研究的重点内容。

4 认识与展望

(1) 辽河油田进行了多种油藏类型稠油火驱探索与实验，形成了不同类型油藏火驱储层非均质性描述、微构造及地层倾角建模和精细描述、低级序小断层描述及封闭性评价、火驱储层岩矿和流体变化特征研究、火驱燃烧状态判别等火驱配套技术，有效指导了不同类型油藏火驱优化部署与设计。

(2) 自主研发了二维和三维火驱比例物理模拟实验装置，形成了不同类型油藏火驱室内物理模拟实验设计、火驱油藏工程设计、火驱数值模拟等技术序列。结合辽河油田火驱矿场试验，建立了适合辽河油田的火驱油藏筛选标准，形成了多参数、多方法的火驱开发效果评价体系。下步将针对薄互层油藏多层火驱火线调控和分层火驱工艺、厚层块状油藏直平组合火驱设计、水淹油藏和低渗透油藏实施界限与调控对策开展技术攻关。

(3) 针对火驱复杂的采油工艺技术要求，辽河油田自主研发了分层注入管柱、移动式电点火器、注入井防腐防高温工艺、生产井防腐防砂工艺、防气防砂防腐举升工艺等火驱配套工艺，并应用预注空气、吞吐引效、调剖封窜等调控技术，缓解气窜矛盾，促进火线均匀扩展。

(4) 辽河油田已完成3个火驱试验基地及1个示范区建设，建成目前中国最大的火驱规模试验基地，预计“十四五”末期火驱井组可达207个，建成55×104t/a生产能力，采收率达到60%，成为稠油开发方式转换的关键接替技术以及辽河油田千万吨稳产的重要组成部分，为中国石油火驱技术走向世界前列提供有力支持。