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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，进一步挖潜难度加大。为了稳定此类油藏的产量规模，于2005年6月在杜66块首先实施火驱现场试验。通过前期方案设计的论证，现场实施参数的设定，到目前火驱大面积实施，取得了火驱增产明显、指标明显改善、采收率大幅提高的效果。
关键词：薄互层、火驱、蒸汽吞吐、周期规律、配套技术
1 油藏基本概况
1.1 地質概况
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 火驱进展及效果
目前105个火驱井组，注气井开井85口，日注气95万标方；生产井514口，开井362口，开井率70%，日产油836吨，瞬时空气油比951，累积空气油比848。
2.1 油井普遍见效，开井率大幅度提高
火驱目前见效率达到73%；随着火驱见效程度的逐步改善，油井开井率由38%提高到76%。
2.2 火驱增产效果明显，产油量大幅度提高
（1）日产油量持续上升：日产油由转驱前330吨上升到836吨。
（2）单井日产油不断提高：区块单井日产由0.9t/d提高到2.2t/d。
（3）年产油量稳定回升：年产油达到24万吨，较驱前增加14万吨.
2.3 方案符合率高，采收率大幅度提高
火驱井组转驱以来产量呈持续上升趋势，目前先导试验7井组采出程度已达到39.6%，预计最终采收率可达到54.2%，较常规吞吐提高27%。
3 主要做法及成效
3.1 多种手段并举，不断完善注采井网
火驱以来，通过实施更新、大修、复产等手段使井网的完善程度不断提高，阶段共恢复停产井273口，其中新井64口、大修119口、复产90口。
3.1.1 优化井位部署
部署方面主要围绕以下目的：（1）提前实施一批注气井，为全面转驱做准备；（2）完善已转区域注采井网，提高火驱波及体积；（3）低采出区域以挖潜为主，兼顾完善火驱井网。
3.1.2 优化复产时机
根据转驱进度及见效情况，优化复产时机，完善注采井网，提高火线平面波及。
随着注采井网的完善，储量控制程度不断提高，火驱井组注采井数比降低到1：3.1；储量控制程度由60%提高到70%左右。井组见效程度不断提高，由65%提高到73%，见效方向逐步增加。
3.2 强化动态调控，不断提高火驱效果
3.2.1 平面火线调控技术
（1）注气量调控，不断探索合理的注气强度
合理的注气强度是火驱注气量调控的核心，根据不同的火驱开发阶段，需相应调整合理的注气强度，保障井组的持续高温氧化燃烧状态。
（2）排气量调整，排气量调整主要以控制排注比为核心。
排气量调整主要以控制排注比为核心。根据现场生产情况，在不同火驱阶段，应控制较为合理的排注比。
3.2.2 纵向剖面技术
（1）分层注气
包括同心管分层注气和单管柱分层注气两种技术，主要应用同心管分注技术，共实施11井次，动用程度提高42% 。
（2）化学调剖
通过注入高温化学调剖剂，可有效改善吸气状况。目前共实施调剖5井次，有效4井次，气窜层吸气百分比降低20%。
3.3 辅助蒸汽吞吐，不断改善火驱效果
现场实践表明：火驱后生产井附近地层温度没有出现明显变化，原油粘度在400mPa？s以上，仍需人工补充热能改善流动性。
火驱的见效程度和产液量密切相关，产液量调整主要靠吞吐引流来实施。近年来，共实施吞吐引流361口井（967井次），新增见效井280口，见效率提高77.5%。
3.4 强化配套技术，推进火驱顺利转驱
（1）配套火驱点火技术：目前已形成了注蒸汽预热自然点火、注蒸汽预热化学点火和等通径移动式电点火等三项技术，其中以注蒸汽预热化学点火为主。
（2）注气管柱配套技术：注气井口要求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；注入管柱要求采用笼统注气和同心分层注气两种注气工艺。
（3）配套地面工艺技术：注气管网形成了主支结合、辐射单井的地面注气系统。注入设备由早期的低压力、小排量的空压机转变为高压、大排量的空压机，满足规模注入需求。
4 火驱认识及思考
1 、注采井网完善是火驱开发的基础
2 、调控技术配套是火驱开发的关键转
3、蒸汽吞吐是确保效果的必要方式
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] 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
关键词：薄互层、火驱、蒸汽吞吐、周期规律、配套技术
1 油藏基本概况
1.1 地質概况
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 火驱进展及效果
目前105个火驱井组，注气井开井85口，日注气95万标方；生产井514口，开井362口，开井率70%，日产油836吨，瞬时空气油比951，累积空气油比848。
2.1 油井普遍见效，开井率大幅度提高
火驱目前见效率达到73%；随着火驱见效程度的逐步改善，油井开井率由38%提高到76%。
2.2 火驱增产效果明显，产油量大幅度提高
（1）日产油量持续上升：日产油由转驱前330吨上升到836吨。
（2）单井日产油不断提高：区块单井日产由0.9t/d提高到2.2t/d。
（3）年产油量稳定回升：年产油达到24万吨，较驱前增加14万吨.
2.3 方案符合率高，采收率大幅度提高
火驱井组转驱以来产量呈持续上升趋势，目前先导试验7井组采出程度已达到39.6%，预计最终采收率可达到54.2%，较常规吞吐提高27%。
3 主要做法及成效
3.1 多种手段并举，不断完善注采井网
火驱以来，通过实施更新、大修、复产等手段使井网的完善程度不断提高，阶段共恢复停产井273口，其中新井64口、大修119口、复产90口。
3.1.1 优化井位部署
部署方面主要围绕以下目的：（1）提前实施一批注气井，为全面转驱做准备；（2）完善已转区域注采井网，提高火驱波及体积；（3）低采出区域以挖潜为主，兼顾完善火驱井网。
3.1.2 优化复产时机
根据转驱进度及见效情况，优化复产时机，完善注采井网，提高火线平面波及。
随着注采井网的完善，储量控制程度不断提高，火驱井组注采井数比降低到1：3.1；储量控制程度由60%提高到70%左右。井组见效程度不断提高，由65%提高到73%，见效方向逐步增加。
3.2 强化动态调控，不断提高火驱效果
3.2.1 平面火线调控技术
（1）注气量调控，不断探索合理的注气强度
合理的注气强度是火驱注气量调控的核心，根据不同的火驱开发阶段，需相应调整合理的注气强度，保障井组的持续高温氧化燃烧状态。
（2）排气量调整，排气量调整主要以控制排注比为核心。
排气量调整主要以控制排注比为核心。根据现场生产情况，在不同火驱阶段，应控制较为合理的排注比。
3.2.2 纵向剖面技术
（1）分层注气
包括同心管分层注气和单管柱分层注气两种技术，主要应用同心管分注技术，共实施11井次，动用程度提高42% 。
（2）化学调剖
通过注入高温化学调剖剂，可有效改善吸气状况。目前共实施调剖5井次，有效4井次，气窜层吸气百分比降低20%。
3.3 辅助蒸汽吞吐，不断改善火驱效果
现场实践表明：火驱后生产井附近地层温度没有出现明显变化，原油粘度在400mPa？s以上，仍需人工补充热能改善流动性。
火驱的见效程度和产液量密切相关，产液量调整主要靠吞吐引流来实施。近年来，共实施吞吐引流361口井（967井次），新增见效井280口，见效率提高77.5%。
3.4 强化配套技术，推进火驱顺利转驱
（1）配套火驱点火技术：目前已形成了注蒸汽预热自然点火、注蒸汽预热化学点火和等通径移动式电点火等三项技术，其中以注蒸汽预热化学点火为主。
（2）注气管柱配套技术：注气井口要求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；注入管柱要求采用笼统注气和同心分层注气两种注气工艺。
（3）配套地面工艺技术：注气管网形成了主支结合、辐射单井的地面注气系统。注入设备由早期的低压力、小排量的空压机转变为高压、大排量的空压机，满足规模注入需求。
4 火驱认识及思考
1 、注采井网完善是火驱开发的基础
2 、调控技术配套是火驱开发的关键转
3、蒸汽吞吐是确保效果的必要方式
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] 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