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摘 要：曙光油田是一个以稠油开发为主的油田，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，区块于2005年6月在杜66块首先实施火驱采油技术现场试验。本项目针对火驱各阶段开发矛盾，总结火驱开发特点，对火驱开发平面及纵向上火线波及状况的影响因素进行深入分析，以指导下步调控工作。
关键词：薄互层、火驱、燃烧差异、火线、纵向动用
引言
杜66块1985年正式投产，经过27年热采吞吐开发，油藏已进入吞吐开发后期，存在“两高两低”的开发矛盾[1]。区块于2005年6月开始进行火烧采油技术试验，经历了从单井单层先导试验到多井组多层规模实施的过程，目前井组已达105个，控制地质储量4015×104t。近年来通过对区域地质特征、火驱机理及适应性的研究，深入分析火驱各类影响因素，为下步精细调控奠定基础。
1、概况
曙光油田杜66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，属扇三角洲前缘相沉积。含油面积4.9km2，地质储量3940×104t。油藏埋深800～1200m，油层平均有效厚度51.4m，平均渗透率0.781μm2，平均有效孔隙度25%，原油粘度300～2000mPa.s。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。含油井段130～170m，油层层数多，平均单井30～40层。单层厚度薄，平均只有2.5m，为典型的薄互层状稠油油藏。标定采收率为27.2%，可采储量1070.6×104t[2]。
1985年投入开发以来，先后经历了上产阶段、稳产阶段和产量递减阶段。经过20多年的吞吐开发，区块已进入吞吐开发后期，存在“两高两低”的特点，截至目前杜66块有油井544口，开井368口，日产液1815t/d，日产油412t/d，综合含水77.44%，采油速度0.40%，采出程度23.59%，可采储量采出程度86.79%。断块累积产油929.5415×104t，累积产水934.8032×104t，累积注汽1677.7633×104t，累积注水74.9777×104t，累积油汽比0.61，目前地下亏空450.9×104t。目前平均吞吐11.9周期，地层压力1.2Mpa，对比原始地层压力下降9.53Mpa。
2、火驱开发历程及现状
2.1火驱开发历程
杜66块火驱采油试验项目从2005年初开始启动，经过资料分析和多方结合，最后确定杜66北块曙1-47-039井组。2005年5月，在所有的准备工作完成后，启动杜66北块曙1-47-039井组进行火驱采油现场试验。
2005年6月—2006年10月为单井组单层火驱先期试验阶段；2006年10月—2010年9月为六井组单层-多层火驱先导试验阶段；2010年10月—2012年1月为十六井组多层扩大试验阶段，2012年1月-目前为规模实施阶段。
2.2 火驱试验现状
截止目前，火驱采油试验区共有注气井105口，开井85口，日注气100×104Nm3。共有生产井487口，开井386口，日产液3985t/d，日产油825t/d，含水79%，年产油24×104t。
3、火驱开发取得的主要效果
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，增加一倍以上。
二是单井日产油不断提高：区块单井日产由0.9t/d提高到1.9t/d，是吞吐的2.1倍。
三是年產油量稳定回升： 年产油达到24×104t，较转驱前提高11×104t，较常规吞吐增加16×104t。
四是阶段增产效果显著：实施火驱以来阶段增产67.5×104t。
4、主要影响因素研究
4.1油藏处于高温氧化燃烧
火驱转驱以来，尾气排放量持续增大，尾气组分监测结果表明：80%以上的油井实现高温氧化燃烧，O2利用率达到90%以上；产出气CO2含量在12%以上，N2/ CO2比值在4-6之间，视氢碳比保持在1.1-2.5之间。油藏整体处于高温氧化燃烧状态
4.2油层温度压力上升明显
转驱后地层温度、压力变化较为明显，其中注气井温度逐步下降、压力逐步上升，而采油井温度、压力呈上升趋势。其中先导试验区地层温度由73℃上升到109℃，压力由0.8MPa上升到3.2MPa，数模显示高温区范围明显增大。
4.3井距越小见效程度越高
生产井受效时间受井距影响，杜66块火驱采用100×141m反九点法面积注采井网，平面上见效程度和见效速度受井距影响较大。统计先期试验10井组的见效井数表明，70m以内的内线油井见效井17口，占其总井数的85%，100米的油井见效井19口，占其总井数的76%，141m井距的油井见效井8口，仅占其总井数的53%。实践证明，井距越小油井见效率越高，见效程度越高。
4.4采出程度决定油井见效速度
采出程度高的区域油井见效速度快，但增产效果较差。先导试验七井组区域共有油井45口（含部分二线井），见效井41口，见效率91%，其中采出程度大于20%区域见效率达到100%，采出程度小于10%区域见效率只有85%。
从增产效果来看，采出程度小于10%区域的油井单井日产从0.52t上升到4.2t，增加3.7t，而采出程度大于20%区域的油井增幅只有0.8t。
4.5储层物性影响火驱动用程度
一是平面非均质性导致火驱平面动用不均。平面非均质性较强，导致平面动用不均，根据2009年示踪剂测试结果表明，见气井18口，占生产井的66.7%，少量见气井9口，占生产井的33.3%。其中单向见效13口，占48.1%；双向见效9口，多向见效3口，两项占44.4%；不见效2口，占7%。
二是纵向上非均质性强导致纵向火线波及差异。杜66块上层系储层砂体一般为30～50 m，全块平均砂层厚度为46.2 m，储层以不等粒砂岩为主，平均孔隙度25.9%，渗透率571×10-3μm2，泥质含量16.38%，属高孔、中-高渗储层。纵向上层间非均质性强，渗透率变异系数0.62，突进系数5.1，级差50；层间渗透率级差最大可达287倍，突进系数最大为12，层间矛盾突出[3]，使火驱纵向动用存在较大差异。
5、结论
（1）井网井距为影响火驱见效程度的主要因素；
（2）采出程度越高的区域见效速度越快；
（3）储层非均质性导致火驱见效不均；
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）
关键词：薄互层、火驱、燃烧差异、火线、纵向动用
引言
杜66块1985年正式投产，经过27年热采吞吐开发，油藏已进入吞吐开发后期，存在“两高两低”的开发矛盾[1]。区块于2005年6月开始进行火烧采油技术试验，经历了从单井单层先导试验到多井组多层规模实施的过程，目前井组已达105个，控制地质储量4015×104t。近年来通过对区域地质特征、火驱机理及适应性的研究，深入分析火驱各类影响因素，为下步精细调控奠定基础。
1、概况
曙光油田杜66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，属扇三角洲前缘相沉积。含油面积4.9km2，地质储量3940×104t。油藏埋深800～1200m，油层平均有效厚度51.4m，平均渗透率0.781μm2，平均有效孔隙度25%，原油粘度300～2000mPa.s。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。含油井段130～170m，油层层数多，平均单井30～40层。单层厚度薄，平均只有2.5m，为典型的薄互层状稠油油藏。标定采收率为27.2%，可采储量1070.6×104t[2]。
1985年投入开发以来，先后经历了上产阶段、稳产阶段和产量递减阶段。经过20多年的吞吐开发，区块已进入吞吐开发后期，存在“两高两低”的特点，截至目前杜66块有油井544口，开井368口，日产液1815t/d，日产油412t/d，综合含水77.44%，采油速度0.40%，采出程度23.59%，可采储量采出程度86.79%。断块累积产油929.5415×104t，累积产水934.8032×104t，累积注汽1677.7633×104t，累积注水74.9777×104t，累积油汽比0.61，目前地下亏空450.9×104t。目前平均吞吐11.9周期，地层压力1.2Mpa，对比原始地层压力下降9.53Mpa。
2、火驱开发历程及现状
2.1火驱开发历程
杜66块火驱采油试验项目从2005年初开始启动，经过资料分析和多方结合，最后确定杜66北块曙1-47-039井组。2005年5月，在所有的准备工作完成后，启动杜66北块曙1-47-039井组进行火驱采油现场试验。
2005年6月—2006年10月为单井组单层火驱先期试验阶段；2006年10月—2010年9月为六井组单层-多层火驱先导试验阶段；2010年10月—2012年1月为十六井组多层扩大试验阶段，2012年1月-目前为规模实施阶段。
2.2 火驱试验现状
截止目前，火驱采油试验区共有注气井105口，开井85口，日注气100×104Nm3。共有生产井487口，开井386口，日产液3985t/d，日产油825t/d，含水79%，年产油24×104t。
3、火驱开发取得的主要效果
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，增加一倍以上。
二是单井日产油不断提高：区块单井日产由0.9t/d提高到1.9t/d，是吞吐的2.1倍。
三是年產油量稳定回升： 年产油达到24×104t，较转驱前提高11×104t，较常规吞吐增加16×104t。
四是阶段增产效果显著：实施火驱以来阶段增产67.5×104t。
4、主要影响因素研究
4.1油藏处于高温氧化燃烧
火驱转驱以来，尾气排放量持续增大，尾气组分监测结果表明：80%以上的油井实现高温氧化燃烧，O2利用率达到90%以上；产出气CO2含量在12%以上，N2/ CO2比值在4-6之间，视氢碳比保持在1.1-2.5之间。油藏整体处于高温氧化燃烧状态
4.2油层温度压力上升明显
转驱后地层温度、压力变化较为明显，其中注气井温度逐步下降、压力逐步上升，而采油井温度、压力呈上升趋势。其中先导试验区地层温度由73℃上升到109℃，压力由0.8MPa上升到3.2MPa，数模显示高温区范围明显增大。
4.3井距越小见效程度越高
生产井受效时间受井距影响，杜66块火驱采用100×141m反九点法面积注采井网，平面上见效程度和见效速度受井距影响较大。统计先期试验10井组的见效井数表明，70m以内的内线油井见效井17口，占其总井数的85%，100米的油井见效井19口，占其总井数的76%，141m井距的油井见效井8口，仅占其总井数的53%。实践证明，井距越小油井见效率越高，见效程度越高。
4.4采出程度决定油井见效速度
采出程度高的区域油井见效速度快，但增产效果较差。先导试验七井组区域共有油井45口（含部分二线井），见效井41口，见效率91%，其中采出程度大于20%区域见效率达到100%，采出程度小于10%区域见效率只有85%。
从增产效果来看，采出程度小于10%区域的油井单井日产从0.52t上升到4.2t，增加3.7t，而采出程度大于20%区域的油井增幅只有0.8t。
4.5储层物性影响火驱动用程度
一是平面非均质性导致火驱平面动用不均。平面非均质性较强，导致平面动用不均，根据2009年示踪剂测试结果表明，见气井18口，占生产井的66.7%，少量见气井9口，占生产井的33.3%。其中单向见效13口，占48.1%；双向见效9口，多向见效3口，两项占44.4%；不见效2口，占7%。
二是纵向上非均质性强导致纵向火线波及差异。杜66块上层系储层砂体一般为30～50 m，全块平均砂层厚度为46.2 m，储层以不等粒砂岩为主，平均孔隙度25.9%，渗透率571×10-3μm2，泥质含量16.38%，属高孔、中-高渗储层。纵向上层间非均质性强，渗透率变异系数0.62，突进系数5.1，级差50；层间渗透率级差最大可达287倍，突进系数最大为12，层间矛盾突出[3]，使火驱纵向动用存在较大差异。
5、结论
（1）井网井距为影响火驱见效程度的主要因素；
（2）采出程度越高的区域见效速度越快；
（3）储层非均质性导致火驱见效不均；
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）