火驱提高稠油采收率技术的应用前景
摘要：中国稠油已开发区普遍进入注蒸汽开发后期，面临采出程度低、油汽比低、吨油操作成本高等问题，亟待探索大幅度提高采收率和经济开发方式。
火驱技术操作成本低，但面临原油燃烧过程复杂等问题。
中国石油创新室内实验手段，揭示原油火烧机理，攻克井下大功率电点火、火线前缘调控等重大技术难题，直井火驱技术在现场得到工业化应用，将成为稠油开发新一代战略接替技术。
本文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上的应用前景和潜力。
关键词：直井火驱；特点；应用前景；稠油；
前言：火烧油层又称为地下燃烧或层内燃烧，亦称火驱开采法，是一种在油层内部产生热量的热力采油技术．准确的说，是指把空气或氧气体注入到油层里面，使其在油层中与有机燃料起反应，用产生的热量来帮助采收未燃烧的原油。
火烧油层技术是一种具有明显技术优势和潜力的热力采油方法，是稠油开采的第二大技术。
它具有驱油效率高(一般达80％～90％)、单位热成本与蒸汽相当(注空气、注蒸汽产生1．0×104千卡热量的直接成本分别为1．2元、1．3元)、油藏适应范围广(从薄油层到厚油层、从浅油层到深油层、从稀油到稠油，及已开发油藏)等特点。
美国早在1917年J．O．李威斯就提出了采用热力或注溶剂的方法，驱替地层中的原油以提高采收率的概念。
1923年瓦尔科特和霍华德也认识到，把空气注入到油层，使油层在地下燃烧过程的关键是燃烧掉一部分原油，产生热量以降低粘度，同时产生驱替原油的驱动力。
他们的这种认识分别在1923年申请到美国专利．当时，由于新油田勘探成功率比较高，投资商无意进行试验．直到1947年才开始了实验室试验研究．进入50年代后，美国的石油资源日见枯竭，新油田勘探成功率降低，这项新技术才得到广泛的关注．从1951年开始，各个石油公司在油田展开了一系列的试验研究，使得火烧油层技术得到了快速的发展。
世界上最早的一次火烧油层现场试验是1942年在美国俄克拉荷马州的伯特勒斯维尔油田进行的．50年代以后，据统计，美国已经开展了70多个火烧油层项目．另外还有前苏联，荷兰，罗马尼亚，匈牙利，德国，印度等40多个国家先后开展了火烧油层采油的相关工作。
我国从1958年起，先后在新疆，玉门，胜利，吉林和辽河等油田开展了火烧油层试验研究，因受当时条件的限制，火烧油层技术让位于注蒸气采油，在我国的现场应用直到目前还为数不多．但是，室内研究一直没有停止，特别是在中国石油天然气总公司石油勘探开发科学研究院热力采油研究所，中科院化学所等单位，80年代以来不断开展火烧油层的物理模拟，化学模拟和数学模拟研究，配置了一批研究设备和仪器，开展了大量的室内试验，也进行了现场火烧可行性研究和施工设计与预测．中国石油天然气总公司石油勘探开发科学研究院热力采油研究所还与罗马尼亚开展了有关现场火烧工艺的交流合作研究项目，现已取得了不少可喜的成果。
一、火驱采油的原理及其特点
火驱，国外又叫“就地燃烧”，因为它主要是利用油层本身的部分燃烧裂化产物作为燃料，利用外加的氧气源和人为的加热点火手段把油层点燃，并维持不断的燃烧，燃烧生热使温度达到1000。
C，实现复杂的多种驱动作用。
其驱油原理为：当用空气作为氧源，向注入井注入热空气把油层点燃时，主要燃烧参数是焦炭的燃点；控制
注入气温略高于焦炭的燃点，并依一定的通风强度不断注入空气，会形成一个慢慢向前移动的燃烧前缘及一个有一定大小的燃烧区，当确信油层已被点燃后，可停止注入井的加热。
燃烧区的温度会随时间不断增高。
有最高温度的燃烧区可视为移动的热源；在燃烧区前缘
的前方，原油在高温热作用下，不断发生各种高分子有机化合物的复杂化学反应，如蒸馏，热裂解，低温氧化和高温氧化反应，其产物也是复杂的，除液相产物外，还有燃烧的烟气(一氧化碳，二氧化碳，天然气等)；热水，热气都能把热量携带或者传递给前方的油层，从而形成热降粘，热膨胀，蒸馏汽化，油相混合驱，气驱，高温改变相对渗透率等等一系列复杂的驱油作用。
火驱采油和注蒸汽采油一样，都是通过加热的方式，降低原油的粘度，使其变得更容易流动从而提高了原油的采收率．火驱的采收率常可达到50％以上，并且可以在比蒸汽驱采油更复杂，更苛刻的地层条件下应用，因而是对稠油和残余油开采的一种具有诱惑力的热采技术。
但与注蒸汽相比火驱有着一些本质上的优势：①它所使用的注入剂——空气到处都有，而注蒸汽则需要大量的水，水资源在某些地区可能严重匮乏．②火驱烧掉的是原油中约10％的重组分，改善了剩余油的性质．⑧火驱比注蒸汽有着更为广泛的油藏适用条件．④火驱的热量就地产生，比注蒸汽的热能利用率要高，并可节省地面和井筒隔热措施的投资。
总的来说，火驱法有以下特点：①具有注空气保持油层压力的特点，其面积波及系数比气驱高(五点井网气驱约为45％，火驱可达70％)；②有相当于水驱的面积波及系数，但驱油效率比水驱高得多；③具有蒸汽驱，热水驱的作用，但火驱的热效率更高，且产物的轻质组分因热裂解反应而更多些；④有二氧化碳驱的性质，但其二氧化碳是原油高温氧化反应的产物，无需制造设备；⑤具有混相驱降低原油界面张力的作用，但比混相驱有高得多的驱油效率和波及系数；⑥热源是运动的，所以火驱井网，井距可以比蒸汽驱，化学驱更灵活。
二、火驱技术在稠油开发中的应用前景
1、在国内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。
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％。
2、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(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，直井火驱技术在辽河、新疆油田的工业化应用取得突破性进展，使老油区焕发青春，2015年火驱井组已超过160井组，与注蒸汽相比，吨油操作成本降低30%，年产量达到45万吨。
这项技术覆盖稠油地质储量10亿吨，增加可采储量3亿吨，应用前景广阔。
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。
三、参考文献
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