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[摘 要]曙光油田以稠油开发为主，其中薄互层油藏储量占68.4%， 主力油层可采储量采出程度达到85%以上，在不转换开发方式的情况下，进一步挖潜难度较大。为寻求薄互层稠油油藏有效的稳产接替方式，于2005年6月在杜66断块开展火驱先导试验。截至目前实施规模达到105个井组，年产油由13万吨上升到24万吨，已建成国内最大的火驱开发基地。
[关键字]薄互层；火驱开发；动态调控；配套技术；尾气处理
中图分类号：TP473 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）12-0063-01
1油藏基本概况
1.1地质概况
杜66断块构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为下第三系沙四段上部杜家台油层。含油面积8.4km2，石油地质储量5318×104t，标定采收率38.4%，可采储量2042×104t，为典型的薄互层状稠油油藏。
断块构造形态为一个由北西向南东倾伏的单斜构造，由北西向南东方向倾没，地层倾角一般为5°～10°，油藏埋深798～1110m。
储层岩性以含砾砂岩及不等粒砂岩为主，次为细砂岩、粉砂岩，中砂岩—砾状砂岩较少，分选中等偏差。平均有效孔隙度25.5%，平均渗透率0.781μm2，属于中高孔、中高渗储层。
杜家台油层纵向上划分为杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ三个油层组，10个砂岩组，30个小层（局部发育杜0组）。开发目的层分为上、下两套层系，上层系为杜Ⅰ～杜Ⅱ4，下层系为杜Ⅱ5～杜Ⅲ。
杜家台油层原油物性，在20℃时原油密度0.92～0.94g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度一般为300～2000mPa·s，平均1241.6mPa·s；凝固点15.7℃，含蜡量7～12%，平均含蜡量5.93%，胶质加沥青质31.3%。
油藏压力接近静水柱压力，原始地层压力为11.039MPa，压力系数为1.02，饱和压力7MP。原始地层温度为47℃，地温梯度为3.7℃/100m。
1.2开发历程
杜66断块区杜家台油层于1979年开始勘探，1987年编制开发方案，采用200m井距正方形井网，上、下两套层系开发，先后经历上产、稳产、递减、火驱等四个开发阶段。
为寻求薄互层稠油油藏有效的稳产接替方式，2005年在杜66断块开展先导试验并取得成功。
2火驱开发阶段效果
火驱开发经历了先导试验、扩大试验、规模实施等三个阶段。
截止目前共有注气井105口，开井85口，日注气99万标方；生产井487口，开井388口，日产油763吨。火驱开发取得较好效果，规模效益逐步显现。
2.1油井普遍见效，开井规模持续增加
转驱三年后火驱效果逐步显现，开井数达到388口，对比转驱前增加199口，开井率达到80%；火驱见效率达到73%。
2.2增产效果明显，年产油量成倍增长
一是日产油量持续上升：火驱井组日产油由转驱前330吨上升到713吨。
二是单井日产油不断提高：单井日产由0.9t/d提高到1.9t/d。
三是年产油量稳定回升：年产油达到24.3×104t，较转驱前提高11×104t。
四是阶段增产效果显著：实施火驱以来阶段增产67.5×104t。
2.3指标明显改善，采油速度快速上升
一是空气油比保持在较好的水平：空气油比始终保持在1127Nm3/t。
二是采油速度呈持续上升趋势：火驱采油速度目前达到0.67%，较转驱前提高0.33%，较常规吞吐提高0.47%。
2.4燃烧状态好转，可采储量大幅提升
目前火驱高温燃烧井比例在40%左右，其中先导试验井组已达70%以上，现采出程度已达到40.8%（火驱阶段21.2%），预计最终采收率可达到55.2%，较常规吞吐提高28%；预计杜66断块全面转驱后，可新增可采储量1124万吨。
2.5运行成本下降，规模效益逐步显现
随着火驱开发效果的不断改善，目前火驱单位运行成本已降至1720元/吨，对比规模实施初期下降929元/吨，与同区块吞吐开发对比下降310元/吨。
3火驱开发主要做法
3.1突出“两针对”，不断强化动态调控
注气量及排气量两项参数的调控，是实现高温氧化燃烧的关键。
一是注气量调整。现场统计表明，注气强度在建立燃烧、火线形成、热效驱替等阶段为260、320、380Nm3/m·d以上；按有效吸气厚度分别为440、550、650Nm3/m·d。
二是尾气排放量。在点火初期，提高排气量建立燃烧；火线形成阶段保持在0.8以内，实现提压增能；热效驱替阶段保持在0.8-1，保持燃烧状态，提高单井产量。
3.2突出“三结合”，持续完善注采井网
更新、大修、侧钻等复产工作的实施，要与火驱转驱时间、见效状况、油藏地层压力紧密结合。
近年来，通过有序实施更新、大修、复产等工作，火驱井网不断完善，注采井数比达到1：3.1，油井开井率80%，火驱见效程度上升至73%。
3.3突出“三优化”，有序实施吞吐引效
近年来，深入优化注汽井点、注汽参数、注汽层段，有力保障火驱开发效果。
一是优化注汽井点。实施火线形成阶段选择注、热效驱替阶段持续注。
二是优化注采参数。对于火驱见效明显的井组，可适当降低注汽强度，仍能保持井组产量持续增长。
三是优选注汽层段。针对连通程度高、见效程度低的油井，对注采连通的层段实施选注，增加见效程度。
近年來，在三个优化的基础上，持续加大吞吐引效规模，火驱见效率不断提高，油井周期生产效果明显改善。
3.4突出“五完善”，支撑火驱规模开发
经过多年的科研攻关和现场实践，目前点火技术、注入工艺、地面系统、动态监测等技术逐步完善。
一是完善点火技术。目前已形成了自燃点火、化学点火和电点火等三项技术，其中以化学点火为主。
二是完善注入工艺。注气井口采用双卡瓦八条螺丝固定、双阀组控制的KR（Q）-21/370型井口，安全性高；注入管柱采用笼统注气和同心分层注气两种注气工艺。
三是完善地面系统。注气管网形成了主支结合、辐射单井的地面注气系统。
四是完善尾气处理。针对火驱尾气中H2S含量超标的问题，利用羟基氧化铁干式处理工艺，脱硫后H2S含量低于10ppm，达到排放标准。
五是完善动态监测。建立了从注—采、从点—面、从纵向—平面的动态监测系统。
4火驱开发取得认识及思考
（1）合理注采参数是高温氧化燃烧的保障。
（2）注采井网完善是火驱开发的基础。
（3）蒸汽吞吐是改善火驱效果的方式。
（4）配套技术完善是火驱成功的关键。
参考文献
[1]张厚福.石油地质学[M].北京：石油工业出版社，1989.
[2]温静.“双高期”油藏剩余油分布规律及挖潜对策[J].特种油气藏，2004，11（4）
[3]左向军.曙光油田杜家台油层稠油热采参数优选研究[J].石油勘探与开发.2006.8：79-84
[关键字]薄互层；火驱开发；动态调控；配套技术；尾气处理
中图分类号：TP473 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）12-0063-01
1油藏基本概况
1.1地质概况
杜66断块构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为下第三系沙四段上部杜家台油层。含油面积8.4km2，石油地质储量5318×104t，标定采收率38.4%，可采储量2042×104t，为典型的薄互层状稠油油藏。
断块构造形态为一个由北西向南东倾伏的单斜构造，由北西向南东方向倾没，地层倾角一般为5°～10°，油藏埋深798～1110m。
储层岩性以含砾砂岩及不等粒砂岩为主，次为细砂岩、粉砂岩，中砂岩—砾状砂岩较少，分选中等偏差。平均有效孔隙度25.5%，平均渗透率0.781μm2，属于中高孔、中高渗储层。
杜家台油层纵向上划分为杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ三个油层组，10个砂岩组，30个小层（局部发育杜0组）。开发目的层分为上、下两套层系，上层系为杜Ⅰ～杜Ⅱ4，下层系为杜Ⅱ5～杜Ⅲ。
杜家台油层原油物性，在20℃时原油密度0.92～0.94g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度一般为300～2000mPa·s，平均1241.6mPa·s；凝固点15.7℃，含蜡量7～12%，平均含蜡量5.93%，胶质加沥青质31.3%。
油藏压力接近静水柱压力，原始地层压力为11.039MPa，压力系数为1.02，饱和压力7MP。原始地层温度为47℃，地温梯度为3.7℃/100m。
1.2开发历程
杜66断块区杜家台油层于1979年开始勘探，1987年编制开发方案，采用200m井距正方形井网，上、下两套层系开发，先后经历上产、稳产、递减、火驱等四个开发阶段。
为寻求薄互层稠油油藏有效的稳产接替方式，2005年在杜66断块开展先导试验并取得成功。
2火驱开发阶段效果
火驱开发经历了先导试验、扩大试验、规模实施等三个阶段。
截止目前共有注气井105口，开井85口，日注气99万标方；生产井487口，开井388口，日产油763吨。火驱开发取得较好效果，规模效益逐步显现。
2.1油井普遍见效，开井规模持续增加
转驱三年后火驱效果逐步显现，开井数达到388口，对比转驱前增加199口，开井率达到80%；火驱见效率达到73%。
2.2增产效果明显，年产油量成倍增长
一是日产油量持续上升：火驱井组日产油由转驱前330吨上升到713吨。
二是单井日产油不断提高：单井日产由0.9t/d提高到1.9t/d。
三是年产油量稳定回升：年产油达到24.3×104t，较转驱前提高11×104t。
四是阶段增产效果显著：实施火驱以来阶段增产67.5×104t。
2.3指标明显改善，采油速度快速上升
一是空气油比保持在较好的水平：空气油比始终保持在1127Nm3/t。
二是采油速度呈持续上升趋势：火驱采油速度目前达到0.67%，较转驱前提高0.33%，较常规吞吐提高0.47%。
2.4燃烧状态好转，可采储量大幅提升
目前火驱高温燃烧井比例在40%左右，其中先导试验井组已达70%以上，现采出程度已达到40.8%（火驱阶段21.2%），预计最终采收率可达到55.2%，较常规吞吐提高28%；预计杜66断块全面转驱后，可新增可采储量1124万吨。
2.5运行成本下降，规模效益逐步显现
随着火驱开发效果的不断改善，目前火驱单位运行成本已降至1720元/吨，对比规模实施初期下降929元/吨，与同区块吞吐开发对比下降310元/吨。
3火驱开发主要做法
3.1突出“两针对”，不断强化动态调控
注气量及排气量两项参数的调控，是实现高温氧化燃烧的关键。
一是注气量调整。现场统计表明，注气强度在建立燃烧、火线形成、热效驱替等阶段为260、320、380Nm3/m·d以上；按有效吸气厚度分别为440、550、650Nm3/m·d。
二是尾气排放量。在点火初期，提高排气量建立燃烧；火线形成阶段保持在0.8以内，实现提压增能；热效驱替阶段保持在0.8-1，保持燃烧状态，提高单井产量。
3.2突出“三结合”，持续完善注采井网
更新、大修、侧钻等复产工作的实施，要与火驱转驱时间、见效状况、油藏地层压力紧密结合。
近年来，通过有序实施更新、大修、复产等工作，火驱井网不断完善，注采井数比达到1：3.1，油井开井率80%，火驱见效程度上升至73%。
3.3突出“三优化”，有序实施吞吐引效
近年来，深入优化注汽井点、注汽参数、注汽层段，有力保障火驱开发效果。
一是优化注汽井点。实施火线形成阶段选择注、热效驱替阶段持续注。
二是优化注采参数。对于火驱见效明显的井组，可适当降低注汽强度，仍能保持井组产量持续增长。
三是优选注汽层段。针对连通程度高、见效程度低的油井，对注采连通的层段实施选注，增加见效程度。
近年來，在三个优化的基础上，持续加大吞吐引效规模，火驱见效率不断提高，油井周期生产效果明显改善。
3.4突出“五完善”，支撑火驱规模开发
经过多年的科研攻关和现场实践，目前点火技术、注入工艺、地面系统、动态监测等技术逐步完善。
一是完善点火技术。目前已形成了自燃点火、化学点火和电点火等三项技术，其中以化学点火为主。
二是完善注入工艺。注气井口采用双卡瓦八条螺丝固定、双阀组控制的KR（Q）-21/370型井口，安全性高；注入管柱采用笼统注气和同心分层注气两种注气工艺。
三是完善地面系统。注气管网形成了主支结合、辐射单井的地面注气系统。
四是完善尾气处理。针对火驱尾气中H2S含量超标的问题，利用羟基氧化铁干式处理工艺，脱硫后H2S含量低于10ppm，达到排放标准。
五是完善动态监测。建立了从注—采、从点—面、从纵向—平面的动态监测系统。
4火驱开发取得认识及思考
（1）合理注采参数是高温氧化燃烧的保障。
（2）注采井网完善是火驱开发的基础。
（3）蒸汽吞吐是改善火驱效果的方式。
（4）配套技术完善是火驱成功的关键。
参考文献
[1]张厚福.石油地质学[M].北京：石油工业出版社，1989.
[2]温静.“双高期”油藏剩余油分布规律及挖潜对策[J].特种油气藏，2004，11（4）
[3]左向军.曙光油田杜家台油层稠油热采参数优选研究[J].石油勘探与开发.2006.8：79-84