巨厚块状稠油油藏火烧油层主要问题及对策研究

巨厚块状稠油油藏火烧油层主要问题及对策研究

【摘要】火烧油层是提高稠油油藏采收率的有效技术，但因其点火、稳火、控火难度大，在我国还处于理论研究和先导试验阶段，尤其在厚层块状油田应用世界上还没有先例。系统分析了高升油田中深层巨厚块状稠油油藏火烧油层现场实施过程中暴露出的主要

问题，提出了改善火烧油层开发效果的具体技术对策。

【关键词】火烧油层稠油油藏厚层块状高升油田

1 概况

高升油田为中深巨厚块状稠油油藏，油藏埋深1510～1890m，油层厚度65～110m，储油层主要岩性为砂砾岩，50℃地面脱气原油粘度2800～4000mpa？s，20℃原油密度为0.94～ 0.96g/cm3。该油田投产于上世纪70年代，其开发经历了常规开采、蒸汽吞吐等开发方式，是辽河稠油热采开发最早的油田之一。目前油田开发进入到一次采油后期的低产低效阶段，曾进行多次开发方式转换试验均未取得令人满意的结果。2008年初对该油田进行了火烧油层物模、数值模拟研究，认为火驱采油是可行的[1]，自此经过近5年火驱开发，目前已成为中石油最大火驱基地。共有注气井（火井）47口，日注气43×104m3，单井日注气0.8～2.7×104m3，注入压力1.0～10.2mpa，累注气4.1×108m3。

2 火烧油层过程中暴露出的主要问题

火烧油层技术因其点火、稳火、控火难度大，在我国还处于理论研究和先导试验阶段，尤其在厚层块状油田应用世界上还没有先

例。高升油田在现场实施过程中逐渐暴露出油藏工程、采油工艺、地面工程等诸多问题。

2.1 重力超覆严重，构造高部位油井发生“气窜”

在三维火驱油物模实验结果来看，受注入空气与油水密度差的控制，火驱过程中存在明显的重力超覆现象。高升油田油层厚度65～110m，重力超覆现象更加强烈。处于构造高部位采油井段高于注气井段的油井产气量大，如，分别高于注气井段40m、60m的2口油井最高时产气量分别达到23000m3、32000m3，而射孔井段低的油井产气量低于2000m3，级差达到一个数量级，平面上表现出“气窜”现象。相应地，在重力分离作用下，油、水多在低部位油井产出；产出尾气气组份分析也表明，较轻的n2气在2口高于注气井段的油井含量在82%以上，co2气随着采油井段的降低而增加。

2.2 受气大影响，油井不能正常生产

随着火烧油层开发的不断扩大，注气量的不断增加，油井产气量逐渐增多。一般见气井日产气量2000m3～7000m3，个别达到1×104m3以上，油井受气影响表现出泵效低、气锁，尤其，高升稠油长期采用油套环空掺稀油降粘采油工艺，油井气量增大、套压升高后掺不进油，油井产量降低、打架、卡泵、抽油机负荷重甚至不出。目前受气影响井占一二线生产井的47.8%，严重影响火驱的开发效果。

2.3 原油变质，乳化严重

因为燃烧产物中有co2和水，再加上一些尾气溶解在油水中，气

体搅拌，以及水合物由于温度下降和在有节流处或其它有压差处，发生焦尔-汤姆逊效应，这些条件综合起来，使得火烧油层生产井中原油易变质、易生成乳化水合物，产出液粘度升高，致使原油入泵、油井举升困难，影响产量。

2.4 化学点火井组油井见效缓慢

高升油田火烧油层采用两种点火方式，电点火和化学点火。该油田47口火井中有6口井采取电点火方式点火，其余41口井采用化学点火。统计现场实施资料表现出，电点火井周围油井见到尾气视氢碳原子比即在2以下，一线油井日产油由转驱前1.8t/d.井上升到3.6t/d.井，观察井测试最高井底温度341℃，判断油层已高温氧化燃烧；化学点火井周围油井一般5个月后视氢碳原子比达到2以下，一线油井井底温度增高幅度小，测试观察井井底温度最高127℃，油井见效缓慢，未见明显增油，判断油层处于低温氧化状态。可见，电点火方式明显好于化学点火方式。

2.5 地面集输管线不配套

地面集输管线仍采用原有蒸汽吞吐的油气混输管线，随着火烧油层的扩大、注气量增多，油井气油比快速上升，见效油井气油比一般在1000～4000m3/t，油气混输势必造成输油管线压力和整个系统回压升高。见气油井输油管线压力由驱前的0.2mpa以下上升到0.5mpa，转油站系统回压由0.03mpa上升到0.4mpa，造成油井泵效降低、动液面下降、出砂、抽油机负荷加重，产量下降，甚至低产井不出。

3 改善开发效果的主要技术对策研究

3.1 优化油藏工程设计3.1.1 湿式火烧

原方案设计采用干式燃烧方式，但在实施过程存在一个缺点：燃烧产生的热量78.6%留在已燃区内，对采油毫无作用。湿式火烧较干式火烧有以下优点[3]：减少空气注入量，为干式的1/2～1/3；增大原油驱动能量；减缓管柱高温、腐蚀作用；减少封堵工作量；保护井下封隔器；防止注入空气窜到套管；减缓油层气窜。设计采用湿式火烧方式，设计最佳注入水/注入空气比fwa控制0.0026～0.0053m3/nm3之间。 3.1.2 优选注采井段

对于重力超覆严重的厚层块状油藏，如何利用或抑制气、液重力分离作用是设计注采井段的关键。

（1）注入井段。如果想防止较轻的空气与较重的水的重力分离，可以把水经油套管环空注入到封隔器上面的上部射孔井段，而把空气由油管注入到下部射孔井段[4]。这也是利用重力分离作用，蒸汽驱主要加热下部油层，火烧油层主要加热上部油层。油、套分别注气和水不但扩大了气、蒸汽的波及体积，也防止在油管空气与水混合而对油管产生的腐蚀；

（2）采油井段。在三维火烧驱油室内物理模拟实验中，生产井下部射开2/3井段所获得的最终采收率最高，为52%[2]。因此，对已射开上部的老井进行封堵，不仅提高油井产量而且抑制因采油井段高“气窜”的发生。

3.2 优化点火方式及参数

点火方式分层内高温自燃点火和人工点火两种。因高升油藏经过30多年开采剩余油饱和度较低，加之厚度大，超过60ft（18.3m），必须采用人工点火方式[5]。从安全、实用出发高升油田火驱目前采用人工点火方式中的电点火和化学点火。因高升油藏厚度大，化学点火注入预热蒸汽和助燃剂纵向上分布不均，因重力分离作用和渗透率不同，注入空气不能完全与之前蒸汽通道相吻合，如前所述容易发生空气窜，周围油井效果差。因此，高升油田选取最佳点火方式为电点火方式。高升原油长管物模实验研究结果表明：最佳点火温度是500℃燃料消耗低，对于粘度和密度较高的原油可以蒸馏出更多的组份，空气耗量少，火驱驱油效率高；最佳点火时间：通过计算，电功率60kw.h，点火时间6～9d。

3.3 优选采油工艺

针对火驱后油井气大影响正常生产问题，根据油井产液量、气量大小和油层地质条件分类，结合现场试验情况优化采油配套工艺。并且，抽油泵下入油层中下部，气、油分别由油套环空、油管分路采出，尽量减少气体对抽油泵的影响，确保油井正常生产。

3.4 激励引效

由于高升稠油粘度大、在油层中流动性小，加之，气体驱动力小，火线前缘冷油流

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动缓慢。生产井可以采用火烧法激励或循环注蒸汽激励方法，降低冷油粘度，加快流动速度。同时使生产井因激励而增加含气饱和