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摘 要：锦91块是典型的Ⅱ类稠油油藏，区块历经三十多年吞吐降压开采，面临地层压力低使油井供液不足、吞吐效果严重变差、油井套管损坏降低油井利用率和边底水入侵加剧等诸多问题，已经处于吞吐开发后期，难以依靠吞吐持续有效挖潜。通过对多种开发方式对比优选，确定锦91块中部区域作为火驱先导试验区，2017年3月至8月完成了4口油井的点火工作，试验区受效井经过2年多的生产，取得了较为理想的开发效果，为辽河油区稠油储量的长远发展起到重要指导作用。
关键词：锦91块;Ⅱ类稠油;火驱;试验;应用
1 火驱技术概述
1.1火驱采油机理
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，从而将地层改质后的原油从注气井推向生产井，实现提高采油速度与采收率的双重目的。
1.2边底水油藏火驱适应性调研
1.2.1其他区块成功案例
1990年3月和1992年1月在Balol油田开展了反五点井网面积式火驱的小井距先导试验和正常井距试验（井距分别为150m和300m），火烧方式为湿式火烧，初期单井日注气量均为10000Nm3，最大增加到30000Nm3，水空气比为2kg/Nm3，试验均取得了成功。小井距先导试验增油17900t，空气油比为1770Nm3/m3;正常井距试验增油32000t，空气油比为900Nm3/m3。
1.2.2数值模拟研究边底水油藏火驱可行性
火驱具有增压机理，油井增产的同时还可有效抑制边底水侵入。注空气火驱与降压开采相比，地层压力上升明显，地层能量得到恢复。火驱成为油藏内的主要驱动力，使得油水界面附近含油区域压力上升2-3MPa，有效抑制了边底水的侵入。油层中侵入的水被高温前缘加热后产生蒸汽，形成一定程度的蒸汽驱和热水驱。
2 转驱前试验区面临主要开发矛盾
2.1断块水侵严重
转驱前区块综合含水90.5%，年回采水率已达218%。
2.2油井井况日益变差
转驱前区块总井485口，井下有状况的油井360口，占总井数74%;开井290口，占总井数的60%;停关井195口。
2.3边底水区现方式下濒临废弃，蒸汽驱开发适应性较差
齐40边水区汽驱井组转驱近3年，靠近边水生产井汽驱不见效，目前已经停注。
3 锦91块Ⅱ类稠油火驱试验情况分析
3.1试验区基本情况
火驱先导试验区位于锦91块中部，被断层F1、F7、F9和F10夹持，构造形态为单斜构造，地层倾角约8～13°。含油面积0.2km2，石油地质储量125.6×104t。
沉积特征：试验区以水下分流河道和分流河道间微相为主，于Ⅰ36和于Ⅰ35小层沉积时期水体能量最强，全区以水下分流河道微相为主，河道宽度大，分布稳定;于Ⅰ24小层沉积时期试验区东部水体能量较弱，主要发育前缘薄层砂和分流间湾微相;于Ⅰ11沉积时期试验区中部发育前缘薄层砂微相。
储层特征：火驱先导试验区于Ⅰ油层组储层砂体发育，砂岩厚度一般20.0～50.0m，平均38.5m，小层平均厚度为7.1m，纵向上于Ⅰ35和于Ⅰ36小层砂体最为发育，分别为10.0m和9.4m，且砂体平面分布稳定，储层连续性较好，测井解释孔隙度为25.8%，渗透率为1896mD，属于高孔高渗储层，纵向上各小层储层物性差异较小，非均质性相对锦91块其它区域较弱，有利于火驱试验的开展。
3.2油藏工程设计
3.2.1井网规划
试验区井网形式为83m井距正方形井网，且相对完善，可满足面积火驱转为线性火驱的设计需求，并且采用现井网井距可有效减少试验先期投入。因此两个试验区均采用初期反九点面积井网，后期转线性火驱井网根据现场实际生产井布局，设计注入井4口，一线生产井21口，二线生产井27口。
3.2.2注入参数选择
按照火驱试验油藏工程设计结果，并结合不同井组地质特征，对火驱试验井组配注。设计4个火驱试验井组初期日注气量为2856～3780 Nm3/d，注气月增量为50～70（Nm3/d.m），最高注气强度为1500～1800 Nm3/d.m，对应最高日注气量为21420～28350 Nm3/d。
3.2.3开发指标预测
试验区东部2个弱水淹火驱试验井组，预测火驱开发9年，火驱阶段累积产油4.79×104t，累积注气1.2×108m3，累积空气油比2510m3/t，阶段采出程度14.1%，采收率57.8%。试验区西部2个强水淹火驱试验井组，预测火驱开发10年，火驱阶段累积产油6.53×104t，累积注气1.42×108m3，累积空气油比2166m3/t，阶段采出程度24.3%，采收率56.8%。
3.3试验实施情况
2016年11月25日，先导试验井组进入现场点火，2017年8月3日，完成全部4个井组点火工作，转火驱开发后，随注入井的增加，试验区日注气量逐步增大，目前日注气量达到45059 m3/d，平均单井日注气量11264.8m3/d，整体产液、产油量呈逐步上升趋势，产液量由转驱前的162.8t/d上升到346t/d，产油量由转驱前的22.2t/d上升到31.3t/d，平均單井日产油1.49t/d。
3.4初步效果分析
3.4.1转驱初期补压增能效果显著
试验区自2017年3月至2017年8月初火驱注气井陆续转驱，转入火驱开发初期见到一定的补压增能效果，试验区从2017年4月份至12月初日产油维持在30t/d左右的水平;进入2017年12月中下旬以来，产量逐步下滑，目前维持在15t/d左右，高液量高含水增油效果不明显。转驱后部分生产井生产周期延长，周期产量增加。生产井动液面上升100米左右，说明地层压力上升明显。注气压力平均上升2MPa，阶段排注比0.32，地层存气量2338万方，地层能量得到补充。
3.4.2地层原油有运移迹象，原油有被驱动显示
碳氧比测试结果表明，距离注气井50米左右的油层含油饱和度有升高趋势。
3.4.3燃烧状态趋势向好
分析结果表明：试验区尾气中CO2含量持续上升，目前超过62.5%的油井尾气CO2含量超过11%，混合气CO2含量超过14%，接近高温燃烧标准。产出原油色谱分析结果表明：原油轻质组分比例较点火初期有所提高，说明地层原油存在高温裂解现象。
3.5试验取得的初步认识
（1）室内物理模拟研究表明，锦91块原油在含水条件含油饱和度为15%时可以实现点火燃烧，数值模拟研究表明，含油饱和度>35%时，可以实现火驱经济开发。因此，锦91块边水（水淹）油藏火驱含油饱和度下限为35%。
（2）验证边水（水淹）油藏电点火可行，局部层实现高温点火。
（3）先导试验开展后，井组产液量均出现不同程度上升，井底压力上升或平稳，产量递减变缓，见到初期增压驱替效果，试验达到了预期效果，验证了边水（水淹）油藏火驱开发的可行性。
（4）油层吸气能力得到验证，试注试验表明出露油层吸气强度均可达到设计需求，而转驱初期各层均吸气，且厚度较大、渗透率级差较小、连通性较好的层吸气较好。
（5）试验区生产尾气情况表明地层内发生了氧化反应，尾气受效方向基本符合产量受效方向，燃烧指标趋势向好。
参考文献
[1] 张方礼.火烧油层技术综述﹝J﹞.特种油气藏，2011，18（6）;1-5.
[2] 张锐，等.稠油热采技术﹝M﹞.北京;石油工业出版社，1994，524-530.
作者简介：张威（1976-），男，2015年中国石油大学（华东）毕业，工程师，长期从事稠油热采开发工作。
关键词：锦91块;Ⅱ类稠油;火驱;试验;应用
1 火驱技术概述
1.1火驱采油机理
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，从而将地层改质后的原油从注气井推向生产井，实现提高采油速度与采收率的双重目的。
1.2边底水油藏火驱适应性调研
1.2.1其他区块成功案例
1990年3月和1992年1月在Balol油田开展了反五点井网面积式火驱的小井距先导试验和正常井距试验（井距分别为150m和300m），火烧方式为湿式火烧，初期单井日注气量均为10000Nm3，最大增加到30000Nm3，水空气比为2kg/Nm3，试验均取得了成功。小井距先导试验增油17900t，空气油比为1770Nm3/m3;正常井距试验增油32000t，空气油比为900Nm3/m3。
1.2.2数值模拟研究边底水油藏火驱可行性
火驱具有增压机理，油井增产的同时还可有效抑制边底水侵入。注空气火驱与降压开采相比，地层压力上升明显，地层能量得到恢复。火驱成为油藏内的主要驱动力，使得油水界面附近含油区域压力上升2-3MPa，有效抑制了边底水的侵入。油层中侵入的水被高温前缘加热后产生蒸汽，形成一定程度的蒸汽驱和热水驱。
2 转驱前试验区面临主要开发矛盾
2.1断块水侵严重
转驱前区块综合含水90.5%，年回采水率已达218%。
2.2油井井况日益变差
转驱前区块总井485口，井下有状况的油井360口，占总井数74%;开井290口，占总井数的60%;停关井195口。
2.3边底水区现方式下濒临废弃，蒸汽驱开发适应性较差
齐40边水区汽驱井组转驱近3年，靠近边水生产井汽驱不见效，目前已经停注。
3 锦91块Ⅱ类稠油火驱试验情况分析
3.1试验区基本情况
火驱先导试验区位于锦91块中部，被断层F1、F7、F9和F10夹持，构造形态为单斜构造，地层倾角约8～13°。含油面积0.2km2，石油地质储量125.6×104t。
沉积特征：试验区以水下分流河道和分流河道间微相为主，于Ⅰ36和于Ⅰ35小层沉积时期水体能量最强，全区以水下分流河道微相为主，河道宽度大，分布稳定;于Ⅰ24小层沉积时期试验区东部水体能量较弱，主要发育前缘薄层砂和分流间湾微相;于Ⅰ11沉积时期试验区中部发育前缘薄层砂微相。
储层特征：火驱先导试验区于Ⅰ油层组储层砂体发育，砂岩厚度一般20.0～50.0m，平均38.5m，小层平均厚度为7.1m，纵向上于Ⅰ35和于Ⅰ36小层砂体最为发育，分别为10.0m和9.4m，且砂体平面分布稳定，储层连续性较好，测井解释孔隙度为25.8%，渗透率为1896mD，属于高孔高渗储层，纵向上各小层储层物性差异较小，非均质性相对锦91块其它区域较弱，有利于火驱试验的开展。
3.2油藏工程设计
3.2.1井网规划
试验区井网形式为83m井距正方形井网，且相对完善，可满足面积火驱转为线性火驱的设计需求，并且采用现井网井距可有效减少试验先期投入。因此两个试验区均采用初期反九点面积井网，后期转线性火驱井网根据现场实际生产井布局，设计注入井4口，一线生产井21口，二线生产井27口。
3.2.2注入参数选择
按照火驱试验油藏工程设计结果，并结合不同井组地质特征，对火驱试验井组配注。设计4个火驱试验井组初期日注气量为2856～3780 Nm3/d，注气月增量为50～70（Nm3/d.m），最高注气强度为1500～1800 Nm3/d.m，对应最高日注气量为21420～28350 Nm3/d。
3.2.3开发指标预测
试验区东部2个弱水淹火驱试验井组，预测火驱开发9年，火驱阶段累积产油4.79×104t，累积注气1.2×108m3，累积空气油比2510m3/t，阶段采出程度14.1%，采收率57.8%。试验区西部2个强水淹火驱试验井组，预测火驱开发10年，火驱阶段累积产油6.53×104t，累积注气1.42×108m3，累积空气油比2166m3/t，阶段采出程度24.3%，采收率56.8%。
3.3试验实施情况
2016年11月25日，先导试验井组进入现场点火，2017年8月3日，完成全部4个井组点火工作，转火驱开发后，随注入井的增加，试验区日注气量逐步增大，目前日注气量达到45059 m3/d，平均单井日注气量11264.8m3/d，整体产液、产油量呈逐步上升趋势，产液量由转驱前的162.8t/d上升到346t/d，产油量由转驱前的22.2t/d上升到31.3t/d，平均單井日产油1.49t/d。
3.4初步效果分析
3.4.1转驱初期补压增能效果显著
试验区自2017年3月至2017年8月初火驱注气井陆续转驱，转入火驱开发初期见到一定的补压增能效果，试验区从2017年4月份至12月初日产油维持在30t/d左右的水平;进入2017年12月中下旬以来，产量逐步下滑，目前维持在15t/d左右，高液量高含水增油效果不明显。转驱后部分生产井生产周期延长，周期产量增加。生产井动液面上升100米左右，说明地层压力上升明显。注气压力平均上升2MPa，阶段排注比0.32，地层存气量2338万方，地层能量得到补充。
3.4.2地层原油有运移迹象，原油有被驱动显示
碳氧比测试结果表明，距离注气井50米左右的油层含油饱和度有升高趋势。
3.4.3燃烧状态趋势向好
分析结果表明：试验区尾气中CO2含量持续上升，目前超过62.5%的油井尾气CO2含量超过11%，混合气CO2含量超过14%，接近高温燃烧标准。产出原油色谱分析结果表明：原油轻质组分比例较点火初期有所提高，说明地层原油存在高温裂解现象。
3.5试验取得的初步认识
（1）室内物理模拟研究表明，锦91块原油在含水条件含油饱和度为15%时可以实现点火燃烧，数值模拟研究表明，含油饱和度>35%时，可以实现火驱经济开发。因此，锦91块边水（水淹）油藏火驱含油饱和度下限为35%。
（2）验证边水（水淹）油藏电点火可行，局部层实现高温点火。
（3）先导试验开展后，井组产液量均出现不同程度上升，井底压力上升或平稳，产量递减变缓，见到初期增压驱替效果，试验达到了预期效果，验证了边水（水淹）油藏火驱开发的可行性。
（4）油层吸气能力得到验证，试注试验表明出露油层吸气强度均可达到设计需求，而转驱初期各层均吸气，且厚度较大、渗透率级差较小、连通性较好的层吸气较好。
（5）试验区生产尾气情况表明地层内发生了氧化反应，尾气受效方向基本符合产量受效方向，燃烧指标趋势向好。
参考文献
[1] 张方礼.火烧油层技术综述﹝J﹞.特种油气藏，2011，18（6）;1-5.
[2] 张锐，等.稠油热采技术﹝M﹞.北京;石油工业出版社，1994，524-530.
作者简介：张威（1976-），男，2015年中国石油大学（华东）毕业，工程师，长期从事稠油热采开发工作。