杜66井区火驱油层动态分析与评价.docx

毕 业 设 计（论 文）

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摘要
本文首先对火驱采油技术的研究目的和意义进行了阐述，也就是一种提高采收率的手段，并且对国内外的火驱技术发展现状进行了归纳总结。其次本文对火烧驱油技术展开了详尽的介绍，从最简单的驱油机理开始，更介绍了不同种类的原油的驱油过程，最后也总结了火驱技术存在的问题。在下一章中，本文更加细致的解释了火驱技术的机理，其中发生的反应等等。最后针对我所研究的区块进行了火驱参数的优化设计工作。
关键词：火烧油层，驱油机理，参数计算与优化；

Abstract
Firstly, the purpose and significance of fire flood oil recovery techniques are described, which is a means to improve oil recovery, fire and flooding on the domestic technology development status were summarized. Secondly this paper, fire flooding technology launched a detailed description, from the most simple flooding mechanism to start, but describes the different types of crude oil displacement process, and finally summed up the problems of fire-drive technology. In the next chapter, this paper more detailed explanation of the mechanism of fire-drive technology, in which the reaction occurs, and so on. Finally, I conducted a study of fire flooding blocks to optimize the design parameters.
Keywords burning oil, oil displacement mechanism, parameter calculation and optimization;

目 录(黑体三号)

第1章 绪论
1.1 研究的目的和意义
石油是我国重要的非再生战略能源，对我国的国家安全和国计民生具有非常特殊的意义。像我国这样的发展中国家，石油需求的缺口与石油的产量同时在增加。据权威部门的专家预测，到了2020 年，我国的石油需求对外依存度很有可能达到国内需求量的 60%。综上所述，能源问题将是我国所面临的最大的问题之一。
我们以辽河油田为例，其总共探明石油地质储量 22.75亿吨，可动用石油地质储量 18.62 亿吨（截止到2007年年底）。标定采收率为 24.5%。开发方式以蒸汽吞吐，蒸汽驱，蒸汽辅助重力泄油(SAGD)这几个技术为主。标定采收率 24.7%。非热采动用储量为 11.85 亿吨。开发方式以水驱为主（9.91 亿吨的地质储量采用了这种方法）。其标定水驱采收率 26.1%。天然能量开采标定采收率为 16.3%，仅仅有 1.94 亿吨的地质储量采用天然能量进行开发
我们根据上面所列数据并采用所述的开发方式，辽河油田在其已经动用的石油地质储量之中，仍然有 75%以上储量因为滞留在地下而无法开采。除此之外，现在的开发方式也已经暴露出了一定的问题，比如：蒸汽吞吐随着轮次的增加，平面以及纵向的非均质性加剧，水侵，套坏，产量低，而且经济效益差；井间的剩余油并不会因为蒸汽吞吐而被动用起来。蒸汽驱和蒸汽辅助重力泄油试验虽然取得了一定的成功，但是这两项技术的油藏适应范围比较窄，并不能囊括一整个的稠油油藏范畴。注水开发的油藏已历经了 4到5 次的综合调整，在目前已经进入了“双高”递减期的开发阶段，这时油层水淹严重、剩余油的分布零散、其平均井距已经加密到了 100到200m、其调整的余地逐渐的变小、而挖潜难度日益加大。正因如此，我们急需解决开发方式转换的问题，以便进一步的改善开发效果，从而提高原油采收率。
火烧油层技术属于热力开采技术，是一个有效的提高原油采收率的技术。室内实验已经证明火烧油层的驱油效率很高，可以使得已燃烧区残余油饱和度几乎为零。采收率达到 85％～90％。在已经实施的现场火驱方案之中，采收率也能达 50％～80％。火烧油层的应用范围比较广泛。适当条件下，可以应用于稠油油藏、又可以用于轻质油藏，还可以用于注入蒸汽或水驱后油藏开采残余油。正因如此，火烧油层技术是一种适应性强，而且能充分的利用石油地质资源的开采技术。
跟据调查结果可得知：辽河油田为了解决开发方式的问题，比如采收率低，经济成本高，可采储量有限等问题，特别是目前优质的储层难以被发现，老区的产量递减严重等等勘探开发形势下，加强对火烧油层技术的试验研究，努力的探索是否可以实现开发方式的接替，最大限度的挖掘地下的石油资源，从而实现辽河油田长期的稳定发展。
跟据火驱技术目前的筛选标准，辽河油田的稠油油藏适合火驱开发单元约有 23 个，其地质储量约为 3.57×108吨。按最低采出程度为 20%计算，预计火驱技术开发可提高可采储量为 7.1×107吨，有很好的应用前景。因为看到了这项技术的远大前景，辽河油田曾经在自己的几块油田展开了实验（其中有庙 5 块，杜 66 块，杜 48 块，高 3-6-18 块等区块），这之中的高 3-6-18 块增产效果明显，其他的区块一般。
然而，因为辽河油田乃至国内各个油田开展火烧油层技术采油研究起步的比较晚，而且该技术驱油机理[4～8]非常的复杂，驱油效果和地层条件，原油性质，注空气的通风强度，点火与燃烧温度等等因素有着密切的关系。至今仍然有许多基本的问题有待进一步的认识。此技术向着工业化推广应用还存在着大量的问题需要解决。正因如此，为了更好的完善和利用火烧油层技术，有机的结合国内油田实际情况进一步的开展火烧油层技术的基础研究与物理模拟实验研究显得尤为重要。

1.2 国内外火烧油层采油技术研究现状
1.2.1矿场试验
自从1958年起，我国先后在新疆，玉门，胜利，吉林和辽河等地的油田开展火烧油层的室内研究以及矿场试验，其中新疆油田和胜利油田的持续时间最长。
自从1958年新疆油田开始研制点火器以来，分别于1960年、1961年成功的点燃了14m和18m的浅层。两次中间试验实现了浅层稠油油层点火计划。到了1965年新疆油田终于达到了点燃油层深度达85 m的油层的能力。在看到这些初步效果后，石油专家们决定把试验的规模扩大。在1966年新疆油田突破性的点燃了深达414 m的井组。1969年新疆油田具备了拉成火线的能力。1971至1973年于新疆油田又开辟成功了3个面积井组矿场试验。
2009年，中石油总公司于新疆的红浅1井区火驱试验成功点火，成功的开始了首个火驱技术重大开发试验。试验的油藏经历了多种不同的驱动方法（包括蒸汽吞吐和蒸汽驱）。在火驱技术采用前处于废弃状态。
2011年，中国石油天然气股份有限公司通过国内首个超稠油水平井火驱技术重大先导试验——新疆风城超稠油水平井火驱技术重力泄油先导试验方案审查。此方案于2011年年底进入矿场实施。试验的目的是研究超稠油油藏除蒸汽驱辅助重力泄油(SAUD)之外高效的开发方式。
1.2.2室内研究与技术攻关
1958至1960年，新疆油田进行了一系列室内常压以及低压的燃烧实验。分别于1960年和1971年成功的研制了汽油点火器和电热点火器。
燃烧釜实验装置，低压一维火驱物理模拟实验的实验装置与三维火驱物理模拟实验的实验装置在1985年前后由中国石油勘探开发研究院中的热力采油研究所先后的研制了出来。一维火驱物理模拟实验的装置也在1995年由胜利油田的采油工艺所研制了出来。能够通过室内的实验获取燃料沉积量，空气消耗量等火驱技术化学计量学参数。
2000年，国内引进加拿大的CMU公司STARS热采软件。使大规模的火烧油层技术油藏数值模拟研究成为了可能。
2006年，中国石油天然气集团有限公司开始筹建热采稠油开采重点实验室，依托重点实验室的建设，引进了ARC加速量热仪，TUA/ DSC同步测量热仪等反应动力学参数的测试仪器。并改造和研制一维与三维火驱技术物理模拟实验装置。使火烧油层技术室内实验手段实现系统化。2006年，胜利油田的采油工艺研究院完成了我国第一组面积井网火驱技术三维物理模拟实验。2007年，中国石油勘探开发研究院的热采所完成了我国第一组水平井火驱技术辅助重力泄油三维物理模拟实验。我国火驱技术室内实验装置与研究手段进一步接近了国际先进水平。
2008年国家油气重大科技专项设立《火烧驱油与现场试验》课题。由中国石油勘探开发研究院与新疆油田公司承担，与2011至2015年(“十二五”)期间该课题继续研究。
1.2.3 火驱机理的研究进展
国外于20世纪70至80年代对火驱过程中燃料沉积量，燃烧模式和控制机理等进行大量的研究。系统的阐述火驱过程中低温氧化(LTO )，高温氧化(HTO)过程及其内在机理。我国从20世纪80年代开始，进行室内燃烧釜与燃烧管实验。研究火驱过程中一维温度场的分布。得到了燃料沉积量，空气消耗量，氧气利用率，驱油效率等等系列参数的测定方法。在2011年，通过中国石油勘探开发研究院的热采所主持、起草的第一个关于火驱的石油天然气行业的标准《火烧油层基础参数测定方法》获得了油气田开发专业标准委员会通过。
对面积井网火驱过程中的储层区带特征的研究取得了重要进展。在室内一维与三维物理模拟实验中，根据各自区带热力学特征，我们将火驱储层划分成己燃区，火墙，结焦带，油墙与剩余油区这5个区带。这种划分不仅仅有利于面积井网火驱机理的理解，也利于矿场试验过程中的跟踪监测和动态管理。其深化了稠油注蒸汽后的火驱机理的认识，指出了在注蒸汽后油藏火驱的过程中存在“干式注气、湿式燃烧”机理。为新疆的红浅火驱矿场试验的方案设计提供了理论依据。我国针对近些年来有些国外学者提出的“从脚趾到脚跟”水平井火驱(THAI)技术，我国也开展了相关的研究工作。在深入认识机理的基础之上，提出了平井火驱技术辅助重力泄油概念，并提出更加完善的井网模式。更通过室内三维物理模拟实验，指出其潜在油藏和工程风险。

1.3、火驱技术现状
从国内外有关火驱的研究文献调研结果看，近几十年来，开展了大量的火驱研究工作，在研究方法、现场试验、工艺技术及工业化应用等方面均取得了一定的经验和成果，涵盖了火驱油藏工程设计( 物理模拟、数值模拟、油藏工程方法等) 、钻井工艺技术设计及采油工艺技术设计，目前已经形成了从室内物理模拟、数值模拟到现场点火、监测、后期调整等一系列配套技术。这些研究成果可归纳为室内研究、油藏工程、工艺技术、地面建设及环境保护等方面。
( 1) 室内研究。包括火驱燃烧动力学研究、火驱物理模拟研究及数值模拟研究等火驱原理及适应性研究。
( 2) 油藏工程研究。火驱油藏工程设计、影响火驱的因素分析、火驱动态跟踪效果评价及改善火驱效果的方法，现场试验与推广——干烧、湿烧工业化推广应用、THAI 技术先导试验、直井水平井组合重力火驱先导试验。
( 3) 工艺技术研究。点火及加热器设计。
( 4) 火驱监测技术。应用多种示踪剂监测火驱动态特征、应用地震技术监测火烧前缘、火驱后流体性质变化特征

1.4 本文主要研究工作
根据前面综述可知，我国以及国外有关于火烧油层技术研究与实验因为多种原因跌宕起伏、发展缓慢。迄今有关的基础性研究工作仍然有很多方面存在欠缺、急需加强。正因如此，本文以实用性作为目的，重点进行了火烧油层技术的应用基础研究。更进一步的深入研究火烧油层的化学机理和其影响因素，从更深的层次上揭示了火驱技术的工作原理。开展了燃烧管模拟实验，阐释了火烧技术油层过程场特征，瞬时生产特征和累计产油特征等等复杂现象。更从理论上探讨了燃烧区域形状和油层内氧气分布的规律。也研究了火烧基础参数确定以及优化的问题，从而为火烧技术的油层采油工艺的优化设计提供了支持的新理论与新方法。盼望本文的研究成果可以对促进火烧技术油层的采油技术的进步提供重要的理论意义与实用价值。

第2章 开采工艺研究
2.1、火驱的特点
从火驱采油机理和燃烧过程可以看出，火驱具有以下驱油特点: ①具有注气保持地层压力的作用; ②具有蒸汽驱、热水驱的作用，热利用率更高;③具有 CO2驱的作用，减少了制造 CO2的装置和投资; ④具有混相驱降低原油界面张力的作用，驱油效率高。

2.2、火驱技术的分类
火驱技术按注入空气方向和燃烧前缘的移动方向可以分为正向燃烧和反向燃烧，前者注入空气与燃烧前缘的移动方向相同，故称为正向燃烧; 后者空气流动方向和燃烧前缘的移动方向恰好相反，故称为逆向燃烧或反向燃烧; 正向燃烧按注入空气中掺水与否又分为干式正向燃烧和湿式正向燃烧。在直井网火驱的基础上，将重力泄油理论与传统的火驱技术结合开发出了利用水平井进行火驱的技术( COSH) 和垂直井或者水平注入井与水平生产井结合的 “脚尖到脚跟”的火驱技术( THAI) 。将水平井技术应用于火驱采油，扩大了火驱技术的应用范围，既没有原油黏度的限制，又可以有效减缓火驱气窜速度，降低了操控难度和风险。
（1）干式正向燃烧
干式正向燃烧前缘移动方向与空气的流动方向相同。燃烧从注气井开始，燃烧前缘由注入井向生产井方向移动，从注入井开始至生产井，可划分为已燃区、燃烧带、结焦带、蒸发( 裂解、蒸馏) 区、轻质油带、富油带和未受影响区等几个区带。这些区带沿空气的流动方向而运动。

火烧油层机理图

（2）湿式正向燃烧
湿式正向燃烧就是在正向燃烧的基础上，在注气过程中添加一定量的水，以扩大驱油效率和降低空气油比。湿烧可分为常规湿烧和超湿烧，当注入水均以蒸汽状态通过燃烧带时称为常规湿烧，对于给定的原油，常规湿烧的峰值温度通常略高于干烧，2 种燃烧模式生成气的组成相似。当注入水速度高到有液态水通过燃烧带时称为超湿烧。湿式燃烧比干式燃烧的驱油效果好，主要原因是: ①蒸汽带驱油是火驱过程中的 1 个重要机理;②随着湿式燃烧水气比的增加，发生氧化反应的区域范围扩大，蒸汽带的温度下降，对流前缘速度增加，加速了热对流的传导，驱油效率增大; ③在湿式燃烧过程中，随着氧气利用率的降低，燃烧 1 m3油砂所需空气量降低，燃烧前缘速度减慢，驱油效率几乎不变。
（3）THAI技术
THAI 又称从脚尖到脚跟的 注 空 气 技 术。THAI 是近年来发展起来的新技术，该方法将火驱技术与重力泄油理论结合起来，可获得非常高的稠油采收率，有 2 种井型组合形式，即: 直井 － 水平井组合和水平井 － 水平井组合。直井 － 水平井组合中水平生产井部署在位于油层下部的位置，垂直注气井( 或者水平注气井) 部署在靠近水平井末端( 脚尖) 处，从垂直井内注入空气或者氧气，燃烧带由脚尖沿水平井向脚跟处推进，燃烧前缘加热的原油依靠重力作用泄到下面的水平生产井中而产出。该方法充分利用上倾遮挡、原油改质及重力作用，使注入气沿着指定的通道燃烧，黏度降低的原油直接流入水平生产井井段被采出 。此外，水平井完井时，可以在水平段加入裂解催化物质，强化就地改质过程，进一步改善采出油的油品性质。

直井-水平井结合THAI火驱示意图

（4）COSH技术
COSH ( The combustion override split production horizontal well) 是重力泄油与火驱技术结合的另一种方式，井型一般为直井 － 水平井组合形式。该工艺过程是由 K. E. Kisman 和 E. C. Lau 于20 世纪90年代初期首先提出的，其操作过程包括多口垂直注入井和水平生产井的组合，一般情况下，垂直注入井在水平生产井的正上面。生产原理如下:
( 1) 将含氧气体通过水平井正上方的一排垂直井注入到油层中，一般将气体注入到油层的上部，并在注入井中进行冷水循环，防止井筒因温度过高而损坏。
( 2) 在距生产井较远处部署排气生产井，将燃烧带生成的废气排出，尽可能降低产出气体中氧气的含量及产出气的温度。
( 3) 水平生产井部署在靠近油层底部的位置，以便最大限度地利用重力泄油的作用，水平井中的产出气体要严加监测，防止水平井附近的温度过高。
( 4) 若初期在注入井和气体生产井之间不具备足够的热连通，可以采取各种措施使得注入井和生产井之间尽快形成热连通，确保达到高温氧化的燃烧温度。
( 5) 在燃烧过程中，首先在各注入井的周围形成分散的燃烧腔，随着燃烧过程的进行，各个小燃烧腔向外扩展连成一连续的燃烧腔，加热的原油靠重力作用泄到下面的生产井，其泄油机理与 SAGD的机理相近。

2.3、火驱技术存在问题
总体来看，火驱技术在现场中应用存在以下难点: ①燃烧前缘推进方向难以控制，引起单方向火窜、火线超覆，平面及纵向波及系数低，注入空气过早突破，导致采收率低; ②注入空气量低，难以维持持续高温氧化所需的空气量; ③大量产气，严重出砂，油管、套管腐蚀和结垢等; ④对于吞吐开发后期的稠油油藏，由于剩余油的零散分布、储层的非均质性，火驱油藏工程设计更加复杂，注气速度与剩余油的对应关系，分层配气可行性都是关系到火驱成败的关键因素。蒸汽吞吐后油藏压力低，不利于开采。

2.4火驱地质条件与油藏工程设计
从国外的早期火驱矿场实验来看，油藏地质条件才是火驱成败首要因素。从不成功的矿场实例来看:①油层连通性变差会导致燃烧带推进与延展受限，如美国加州的ojai、White Wolf、 Pleito Creek等油田的火驱技术项目，②储层封闭性变差会导致火线无法控制，如美国的Bartlesville浅层稠油，委内瑞拉Bolivar Coast油田火驱技术试验，③地层存在高渗透通道如裂缝等，会引起空气的窜流。如美国怀俄明州的Teapot Dom油田的Shannon火驱技术项目，正因如此精细的地质研究对火驱技术的开发至关重要。
我国目前对火驱试验区的地质研究已可以完成常规地质建模与储层描述。还可以针对高孔，高渗透条带进行精细的研究。中国石油勘探开发研究院的热采所在三维地质模型基础上对新疆红浅火驱技术试验区高孔，高渗薄层研究发现：薄层呈片状分布在不同深度与构造部位，相互不连通。而且这些高孔，高渗薄层是砂岩内部的物性变化区，无法从沉积微相角度进行识别与研究。所以我们采用直接利用孔隙度作为标准进行识别与提取的研究方法。即以30%为门限孔隙度对孔隙度模型进行过滤。保留孔隙度大于30%的网格，再对横向连通范围超过一个井距的高孔，高渗网格直接拾取，最后在孔隙度模型内拾取12个一定面积的高孔，高渗薄层。在后续火驱技术试验过程看，上述高孔，高渗条带和各方向生产井产状以及温度监测的结果具有较好对应性。精细的地质研究不仅仅为火驱技术油藏工程方案的设计提供了依据，同时也提高了火驱矿场动态管理预见性。
我国目前的火驱技术试验大多利用了注蒸汽开发时期的老井网，所以火驱技术油藏工程的设计特别是井网井距的设计必须要结合稠油油藏注蒸汽后储层特征与现有井网条件。中国石油勘探开发研究院的热采所已经在研究注蒸汽开发井网的基础上，给出了不同条件下火驱后井网,井距的优化原则。同时也指出了，对于一定规模的火驱技术矿场试验，应优先考虑线性井网的火驱模式。这主要因为:①采用面积井网的火驱过程中，对于一口生产井来说，燃烧带前缘或者氧气从一个方向突入生产井，就必须关闭生产井，但是这样从没有发生热前缘与氧气突破的方向驱过来的原油就很难采出，②对于有倾角的地层来说，在线性井网的火驱过程中，正常情况下选择燃烧带从构造高部位向下推进，这样就可以最大限度的利用重力泄油机理。遏制气体的超覆，提高纵向波及系数，③在线性井网的火驱过程中，一旦形成了稳定燃烧带前缘之后，所需空气注入量是恒定的。
而针对注蒸汽开发的后期地层产生了大量次生水体情况中国石油勘探开发研究院的热采所系统的研究了次生水体造成后续火驱影响的进程。研究显示，次生水体在相当大程度上造成火驱初期大量产水，同时次生水体可以扩大高温区域范围，在一定程度上发挥了湿式燃烧的机理。除此之外，次生水体对油墙构建过程也有影响。油墙的形成要经历“填坑”，后“成墙”的过程。而构建“油墙”的过程中会损失一定的产量，特别是一些一线生产井的产量，同时一线井控制的范围内的原油“成墙”后，有一大部分部分要通过一线生产井之后的一些生产井采出。
针对火驱技术动态调控的问题，关文龙给出利用室内燃烧釜实验的数据与中心井注气的数据预测不同阶段火线推进速度与扩展半径的方法，也提出了利用室内燃烧釜的实验数据与生产井产气的数据预测火线扩展半径的方法。后者可以当做矿场火驱试验中火线调控的理论依据。在矿场试验过程中，可以通过对生产井采取“控”，“关”，“引”等等措施，控制不同部位的生产井阶段累积产气量，从而达到控制火线沿不同方向上推进速度的作用，最终使火线达成预期形状。
2.5火驱工艺技术
据统计，国外学者在1960至1990年间开展过260余个火驱技术的矿场试验项目，其中有近1/3项目由于工程原因失败。导致火驱失败的工程因素有:①注入气系统的故障，如压缩机的故障无法修复造成了注气中断，或压缩机润滑油的泄漏导致了管线爆炸等。在印度的Santhal油田，美国的Bodcau油田的火驱技术项目运行的过程中就发生过这样的事故。辽河的科尔沁油田火驱技术试验的过程中也出现过压缩机的润滑油泄漏引发爆炸的事故，②点火失败；稠油油藏点火方式有自燃点火，化学点火，电加热点火，气体或者液体燃料点火。当油藏的原始地层温度较低或者原油性质较特殊的时候，点火会很困难。在美国的Paris Valley与Little Tom油田超稠油油藏火驱技术试验的过程中出现了点火失败的例子，③生产井出砂与套管磨损，火驱技术生产井产出的流体中含有大量燃烧尾气，造成气液比高。对于疏松地层来说，容易引起出砂。据相关资料称，加拿大的Whitesand，在油田THAI技术的过程中曾经出现过严重出砂。在美国的Bellevue油田Bodcau火驱项目和Paris Valley油田火驱试验中，出现过由于热前缘突破井底温度，导致套损的问题，④生产井管外窜问题，固井的质量差或前期经过多轮次的注蒸汽热采的生产老井在火驱过程中可能会发生气体沿管外窜的问题。窜出气体可进入其他层，也可直接窜到地面上。而在Batle与Appalachian区火驱技术的项目中发生过管外窜现象，在印度的Balol与Santhal油田也发生过多起类似的问题，⑤注采与地面系统的腐蚀问题，火驱的过程中最常见腐蚀是由于产出的烟道气中的二氧化碳造成的腐蚀。火驱的过程中另一个容易忽视的腐蚀环节则是注气井井筒中的富氧腐蚀。高压注空气情况下，油管的表面所接触的氧气分子的绝对含量远远超过了大气中含氧量。长时间连续注气条件下，注气的油管发生氧化腐蚀的几率增加，严重的时候会在管壁处形成大量氧化铁鳞片堵塞炮眼，从而造成注气压力升高，甚至完全注不进气。
我国在火驱技术技术的攻关方面取得了重要进展，主要表现在以下方面:
(1)井下高效的点火技术日渐成熟。我国目前自主研制大功率井下电加热器不仅仅可以使原始油藏点火，更能在注蒸汽后的低饱和度地层点火。新疆的红浅1井区火驱技术现场试验采用了电加热器点火了5个井次，并且都一次点火成功。
(2)注气系统的可靠性显著的增强。火驱技术的过程中要保持燃烧带的前缘稳定推进，因此要求注气必须连续不间断的进行。火驱的过程中，特别是点火的初期，地层发生注气间断，间断时间较长的，则有可能造成燃烧带的熄灭。在最近几年新疆与辽河火驱技术现场试验上看，随压缩机技术进步与现场运行的管理经验不断积累，目前注气系统稳定性与可靠性比以往明显增强，可实现长期，不间断，大排量的注气。
(3)举升和地而工艺的系统逐步完善。现在火驱技术的举升工艺选择了能充分考虑火驱技术的不同生产阶段特征，满足不同的生产阶段举升需要。井筒与地面的腐蚀问题基本得到了解决。注采系统自动控制和计量问题正逐步的改进和完善。在借鉴外国的经验并经过多年摸索，目前我国已基本形成油，套分输的地面工艺流程。通过强制举升和小规模蒸汽吞吐的引效相结合，有效的提高火驱单井产能与稳产期。并探索、形成了湿法，干法相融合的H}S治理方法。
(4)初步掌握火驱监测与调控技术。建立了火驱产出气，油，水的监测分析方法。形成了火驱井下温，压的监测技术，实现对火驱技术动态有效监测。同时也开发气体安全评价和报警系统，保证火驱技术运行过程中的安全。并总结出以“调”(现场的动态“调”生产参数，以避免单方向气窜)，“控”(数模跟踪，动静结合，以“控制”火线的推进方向与速度)和“监测”(监测组分，压力与产状，实现地上调，控地下)相适应的现场火线调控技术。
(5)初步攻克火驱技术修井作业的技术难题。火驱技术试验的过程中，特别是稠油老区进行了火驱试验，经常会面临高温，高压，高含气条件下修井的作业难题。新疆的红浅火驱技术试验两年来，己经成功的实施了47井次修井作业。
2.6火驱生产管理
我国在20世纪60年代就己开展火驱技术的矿场试验，但因为种种原因，试验规模通常只有一个或者几个井组，持续的时间也很短。火驱技术的关键配套技术没有经历长期的、恶劣的工况(高温，高含COz，高气液比，高度乳化等等)的考验。和注水，注蒸汽等开发方式不相同，火驱技术生产管理的过程面临更多挑战，包括:①注气层内的燃烧带来高温(500℃至600℃或更高)，给修井作业和生产运行的管理带来了挑战;②燃烧带稳定的推进在客观上对注空气的不间断性，稳定性的要求高;③生产井的高产气量并含有HzS ,CO2等有毒有害的气体;①地下的“油墙”推移实效性与不可逆性在客观上要求调控以及管理措施具有严格的时效性与不可逆性;⑤火驱技术的现场管理经验不足，人才医乏。注空气火驱理念和蒸汽吞吐与蒸汽驱不同，国内的注蒸汽管理经验不能简单的移植到火驱技术管理中。
目前来看，新疆的油田公司在我国石油火驱技术的重大开发试验支持下，在火驱技术的生产管理方面取得长足的进步。其主要表现在:
(1)我国专家们建立了适合火驱技术的生产特点的HSE管理体系。并且坚持“以人为本，预防为主，全员参与，持续改进”方针，实现了火驱技术安全管理关口的前移，重心下移。注重了结果，更注重了过程的管理。
(2)我们专家们开拓了火驱技术培训的新思路和方法。并且针对一线员工强化火驱技术机理、工艺的知识的学习，更针对火驱技术的生产特点，强化了HSE安全知识的学习以及安全演练。全部员工通过考核并取得了上岗操作证。
(3)专家们建立，健全了火驱技术特殊管理的规章制度。在现场执行现有的37项规章制度同时，也在建立，健全火驱技术的生产专有的管理制度（28项），更根据了生产的需要不断的完善制度，为规范的生产提供了保障。
(4)专家们创新了火驱技术采油的管理模式。按照火驱技术不同生产阶段进行了管理，并不断的进行技术创新、完善管理、千方百计的满足油藏的需求。更针对单井建立了以数据，图表与影像资料作为载体的单井的生产档案，也创造性的提出了每日对油井产液量进行产状描述，并资料的录取上做到了“齐，全，准”。

第3章 火烧油层化学机理
3.1、火驱开采原理
火驱就是利用地层原油中的重质组分作为燃料，利用空气或富氧气体作为助燃剂，采取自燃和人工点火等方法使油层温度达到原油燃点，并连续注入助燃剂，使油层原油持续燃烧，燃烧反应产生大量的热，加热油层，使得油层温度上升至 600 ～700℃ ，重质组分在高温下裂解，注入的气体、重油裂解生成的轻质油、燃烧生成的气体以及水蒸汽用于驱动原油向生产井流动，并从生产井采出。火驱的燃料通常认为是热裂解反应过程中沉淀在矿物
基质上的类焦炭物，主要机理是高温裂解、气体驱动和加热降黏。

3.2、稠油的燃烧过程
稠油的燃烧过程分为低温氧化、燃料沉积和燃烧 3 个阶段。第 1 个阶段为低温氧化阶段( 温度范围为 80 ～300℃) ，该阶段稠油在氧气中发生不完全氧化，主要产生水和部分氧化产物，对于重油应尽量减少低温氧化过程，防止原油乳化、黏度上升。第 2 个阶段为燃料沉积阶段( 温度范围为 300 ～360℃ ) ，该阶段反应主要是稠油中的组分与氧气不
完全氧化生成积碳的反应。第 3 个阶段为燃烧阶段，按燃烧温度不同可以分为低温氧化燃烧( 温度范围为 360 ～ 420℃) 、中温氧化燃烧( 温度范围为420 ～ 450℃ ) 和高温氧化燃烧 ( 温度大于 450℃ ) 热反应和催化裂解开始发生在中温氧化燃烧过程中，碳氢的裂解主要发生在高温氧化燃烧过程中。

3.3火烧油层过程中的化学反应
火烧油层过程是从空气(或空气类氧化剂)被注入到注气井开始。以干式向前燃烧驱油过程为例，当注入的空气由注气井进入油层并将油层加热到一定温度后，燃烧现象就能在油层中开始发生，燃烧温度取决于着火原油的氧化特性。高温的燃烧前缘随着注入空气缓慢地向生产井移动。维持油层燃烧除了需要注入空气类的氧化剂外，还必须有燃料。燃烧前缘前面油层中的原油被蒸馏、裂解以后，其中的轻组分烃类被驱走，剩余的焦炭状物质沉积在砂粒表面上，正是这些沉积物成了燃烧过程的主要燃料。只有这些燃料基本燃尽后，燃烧前缘才开始向前移动，地下油层中的燃烧过程就是这样不断地维持下去的。
在火烧油层过程中，当油层温度在 100℃以下，油层内无化学反应，主要是物理变化。当温度高于 100℃以后，油层中发生了一系列化学反应，概括说火烧油层过程中存在着三种类型的反应：
原油的低温氧化反应：当温度升高至 100～300℃范围内，油层内主要发生着低温氧化反应，这类反应为加氧反应，产物主要是醇、酚、酸等氧化物，并放出少量的热量。
对原油中碳氢化合物（烃类）的低温氧化过程描述如下，见反应式（2-1）至反应式（2-5）：
（1）生成羧酸情况下的氧化
CH3-R+3/2O2=COOH-R+H2O （2-1）
（2）生成醛情况下的氧化
CH3-R+O2=CHO-R+H2O （2-2）
（3）生成酮情况下的氧化
CH2-R-R'+O2=CO-R-R'+H2O （2-3）
（4）生成醇（或苯酚）情况下的氧化
CH-R-R'-R''+1/2O2=C-OH-R-R'-R'' （2-4）
（5）生成氢过氧化物情况下的氧化
CH-R-R'-R''+O2=C-OOH-R-R'-R'' （2-5）
在低温下（低于 300℃）发生的上述反应，导致氧原子与碳氢化合物分子相连接，生成羧酸、醛、酮、醇（或苯酚）、过氧化物和水，几乎没有 CO2和 CO 产生。根据有机化学理论，上述反应（2-1）至反应（2-5）的机理也可用图 2-1 来阐述。但也有研究发现原油（API） 度为 31.1～10.1，即相对密度 0.8702～0.9993，粘度 14～54300mPa·S）在低温（90～120℃）下产生氧化现象，有 CO2和水产生，其主要原因是反应产生的已氧化的原油组分经再度氧化转化成了二氧化碳。因此，可以认为原油的低温氧化（LTO）是非常复杂的，不可能用简单的反应产物或单一的反应途径来进行完善的描述和解释。
油的热裂解反应：根据温度的高低，热裂解后会生成不同性质的产物。如果温度超过 350℃，原油中的一大部分可能变为焦炭。因此，有人认为，热裂解是从油的重组分中生成焦炭的反应。焦炭的生成相当于以下反应：
油组分→焦炭＋液相或气相轻馏分
第三种反应称为热裂解产物的燃烧，也可以称之为焦炭的燃烧：这里说的热裂解产物主要是指沉积于油层多孔介质孔隙体积中的物质，即人们常说的燃料。该反应是在较高温度下进行的，本文将在后续相关部分进一步对此进行深入研究。
实验结果表明[10]，当温度超过 343℃左右时，氧和原油中的有机原料之间发生反应，生成 CO2、CO 和 H2O 等基本的反应产物。这些反应从燃料中除去碳，这样使碳链断裂。一般可称这种反应为高温氧化反应，或高温燃烧反应。这时消耗的氧气可以用产生的碳的氧化物气体量所平衡，可以说这时油层中燃料在燃烧。而在低温区，燃料是被氧化而不是被燃烧，发生的现象是冒烟而不是燃烧。
焦炭燃烧或高温氧化过程的反应式可用下式描述
CHX+(1-O.5m'+0.25X)O2=(1-m')CO2+m'CO+X/2*H2O （2-6）
式(2-6)中略去了燃料中硫、氮等的含量。X 是单位碳原子的平均氢原子数，称之为 H/C 原子比； m'是 CO 与（CO+CO2）的摩尔比。
除了气态烃外，火烧油层现场的产出气体分析结果表明还有 N2、CO2、CO、O2、H2、Ar和 H2S 气体存在。根据燃烧过程的分析，氮、氧和氩被认为是来自注入的空气；碳的氧化物被认为是高温氧化产物；氢被认为是燃烧区下游缺氧区内由于原油的热裂解释放出来的；与自然的硫化氢有关的过量硫被认为是缺氧区内脱硫反应造成的。可以根据采出的碳的氧化物和自由氧的分析来确定燃烧类型和燃料消耗量。有人假设油层内的矿物质和水是不起化学反应的，但实际并非如此。Poettma 等人[88]指出，地下黄铁矿的存在增加了火烧油层的空气需要量。自然存在的碳酸盐和硫酸盐在高温下要分解，并且能与低温氧化形成的酸性产物起反应。在蒸汽吞吐和蒸汽驱中产出气体的分析表明，这两种采油技术的产出物中存在有碳的氧化物、硫化氢和氢气，这就说明蒸汽和原油之间能够起反应[11]。综合以上分析，由于低温氧化反应、矿物质的反应及水/有机燃料的反应均没有考虑在式（2-6）中，所以，可以认为前面的式（2-6）只能是近似地反映包括氧、碳和氢的反应，但即使如此，通常还是将式（2-6）当作估算燃料消耗量的 H/C 比的理论基础。

3.4 火烧油层燃烧反应动力学研究
研究火烧油层燃烧反应动力学的目的在于建立反应速率函数关系式和确定达到点火并维持燃烧所要求的条件。
燃烧反应动力学主要研究内容是确定反应速率及其影响参数之间的函数关系。其主要相关参数有：燃烧反应频率因子、活化能和反应热。通过实验获得上述三个参数，依此为深入分析火烧油层机理及进行油藏数值模拟提供所需的基本控制参数与条件。
本文研究火烧油层燃烧反应动力学引用的基础方程是阿累尼乌斯（S.Arrhenius）公式，即
K=-dWO2dt/WO=Koe-Ea/RT （2-7）
式中，k ——反应速率；
dWO2——在氧平均分压2OP 下 dt 时间内所消耗的氧的质量；
W0 ——在 dt 时间内多孔介质中参与氧化反应的原油质量；
K0——反应频率因子；
Ea——活化能；
R——气体常数；
T——