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火烧油层

火烧油层技术的发展和应用

1火烧油层技术简介

1.1火烧油层技术

最早在1917年美国的J.O.李威斯就提出了采用热采和注溶剂的方法来驱动地层中的原油，从而提高采收率的定义。

在1923年霍华德（Howard）正式提出了火烧油层（火驱）方法的专利。

火烧油层又称为地下燃烧或层内燃烧,亦称火驱开采法。

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。

1.2火烧油层技术原理

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，主要机理是高温裂解、气体驱动和加热降黏。

可简述为在一定的井网条件下,通过注汽井（又称火井）点燃油层后,向油层连续注入空气（或富氧）助燃,形成移动燃烧带（又称火线）。

火线前方原油受热降粘、蒸馏,蒸馏后的轻质油、蒸汽及燃烧所产生CO2等烟气在热力作用下向生产井运动,未被蒸馏的重质成分在高温条件下产生裂化、分解作用,最终成为焦炭,成为维持油层继续向前燃烧的燃料;高温作用下,油层束缚水、蒸汽吞吐冷凝水及燃烧生成的水成为水蒸汽,携带大量热量向前运动,再次驱替原油,形成一个多种驱动的复杂过程,将原油驱向生产井（图1）。

1.3火烧油层的分类

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。

1.3.1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（图2）。

1.3.2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1m3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。

1.3.3反向燃烧

反向燃烧前缘移动方向与空气的流动方向相反。

燃烧从生产井开始，燃烧前缘由生产井向注入井方向移动，被驱替的原油必须经过正在燃烧的燃烧带和灼热的已燃区。

反向燃烧是利用分馏和蒸汽传递热量的作用来开采完全不能流动的原油，用于正向燃烧不能有效开发的油藏，如特、超稠油油藏的开采。

由于反向燃烧空气消耗量大，约为正向燃烧的2倍，且往往会变成正向燃烧，因此，实际生产中一般不采用该方法。

1.3.4THAI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（图3）。

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。

与常规火驱技术相比，THAI具有以下优点:

①燃烧前缘稳定，容易控制，受油层非均质性影响较小；②燃烧效率较高，三维物理模拟结果表明产出气中氧气含量低；③采收率高，相似物模实验中采收率达到80%以上；④由于高温裂解作用，采出原油的性质改善，试验结果表明API°一般可提高50%左右；⑤THAI火驱时可以控制气体超覆，并能有效提高储量动用程度.

1.3.5COSH技术

COSH（Thecombustionoverridesplitproductionhorizontalwell）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。

目前干式正向燃烧、湿式正向燃烧和THAI现场试验效果较好（表1），并取得了一些认识，而这些研究成果的应用均局限在浅层、层状稠油油藏中。

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。

1.4火烧油层特点

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,有助于建立生产压差和驱动压差；

②兼有火驱、蒸汽驱、热水驱作用,热利用率更高。

高温蒸馏和裂解作用还可提高产出原油的轻质组分含量；

③燃烧产生的二氧化碳形成二氧化碳驱,省去了制造二氧化碳的装置和投资；

④具有混相驱效应,可以降低原油界面张力,提高驱油效率,火烧油层室内实验已燃烧区残余油饱和度甚至接近零；

火烧过程中燃烧了约10%的燃料为原油中不需要的组分，剩余油的品质被大大提高；

火烧油层采油比注蒸汽采油现场条件更加广泛，尤其埋藏较深的油层。

火烧油层采油正因为具有这些优势，以及近年来不断提高的对燃烧驱油机理认识，火烧油层技术重新走进了人们视线，该技术回采率高、热效高、适用范围广，合理应用就会取得良好开发效果。

2国内外火烧油层技术的发展与现状

2.1国外火烧油层技术的发展

在1942年美国的伯特勒斯维尔油田进行了世界上第一次火烧油层现场试验。

十九世纪五十年代以后，据记载，美国火烧油层项目已经开展了70多个。

此外还有荷兰，前苏联，匈牙利，罗马尼亚，德国等多个国家先后针对火烧油层采油开展了相关研究。

美国火烧油层的工程项目是比较多的,用这种方法每年采出的石油也很可观,从1982年到1990年,每年平均采出45.9x104m3，1990年略低,为35.3x104m3。

在80年代,由于美国发现了大量天然CO2气资源,所以CO2气混相驱发展很快,并带动了烟道气驱和氮气驱的发展,而相比之下,火驱的发展受到抑制。

但是,在世界主要的火烧油层工程项目中,美国所占的比例仍是最大的,为77.8%。

加州的新西港、南贝尔瑞其、中途日落和路易斯安那州的贝尔维尤等火烧油层工程,都是较大较著名并且取得了成功的。

据统计,美国超过1500m深的层内燃烧项目在6个以上,而在密西西比州的海德尔伯格油田,层内燃烧的深度已达3500m。

美国Amoco公司在内布拉斯州的51055油田进行湿烧,该油田水驱后的残余油饱和度仅为30%,而含水率高达97%,在空气与水比值为134m3/m3的条件下仍实现了顺利燃烧,并采出剩余油量的43%。

前苏联1987年用火烧油层的方法所获得的原油产量为39.3x104,这个数字同美国差不太多。

该年在用各种（共19种）提高采收率方法所获得的产量中,火烧油层方法占6.28%。

前苏联每采It石油所消耗的空气,平均为909m3。

早在60年代,在亚速一库班含油气盆地的巴甫洛瓦山油田,就开展了火烧油层试验,获增产原油6.66x104t,并认为在工艺上是成功的。

70年代在南里海含油气盆地的霍拉桑区及卡莎纳伍尔区,也都开展了层内燃烧,前者并由干式燃烧过渡到湿式燃烧。

80年代在西西伯利亚含油气盆地北部的鲁斯油田也开展了层内燃烧试验,试验区安装了3台空气压缩机,日供气8.4x104m3,井下电热器深869m,在不长的时间内,生产井已由深井泵采油转为自喷。

委内瑞拉在米加,蒂亚胡安那,罗马尼亚在苏帕勒库开展的层内燃烧试验,都是具有一定规模的,进行的时间也比较长,基本上都由干式燃烧过渡到了湿式燃烧,取得了较丰富的成功的经验。

加拿大在1984年对本国提高采收率的潜力分析中得出了一个结论,那就是在蒸汽驱、地下燃烧、CO2混相驱、烃混相驱、表面活性剂驱以及碱驱6种方法中,无论是技术潜力、经济潜力还是所能提高的采收率幅度,地下燃烧均处于第一位。

这表明.火烧油层是提高采收率很重要的方法之一。

2.2国内火烧油层技术的发展

2.2.1矿场试验

1958年新疆油田开始研制汽油点火器，1960年在黑油山点燃了深14m的浅层，燃烧24d。

1961年在同一地区又点燃了深18m的油层，燃烧34d。

通过两次中间试验，实现了浅层稠油油层的点火。

1965年新疆油田在黑油山三区点燃了油层深度为85m的8001井组，油层燃烧获得初步效果之后，原石油工业部决定扩大试验规模。

1966年在新疆油田二西区点燃了414m深的井组1969年在黑油山四区同时点燃了3口井的行列火驱井组，并拉成了火线。

1971—1973年新疆油田又开辟了3个面积井组矿场试验。

1992—1999年胜利金家油田开展了4井次火驱试验，基本上完成了点火、燃烧和采油3个阶段试验过程，但火烧驱油期间由于空气压缩机质量不过关，试验被迫提前停止。

2001年胜利油田在草南95－2井组进行火驱试验，成功点燃了生产井含水已高达93%的稠油油层。

2003年中国石油化工集团公司首个火驱重大先导试验———胜利油田郑408块火驱先导试验点火成功。

试验采用面积井网，1口中心注气井、4口一线生产井、7口二线生产井。

2009年中国石油天然气股份公司进行了首个火驱重大开发试验，新疆红浅1井区火驱试验点火成功。

试验油藏前期经历了蒸汽吞吐和蒸汽驱，在火驱前处于废弃状态。

试验主要目的是探索稠油油藏注蒸汽开发后期的接替开发方式。

2011年中国石油天然气股份公司通过了国内首个超稠油水平井火驱重大先导试验———新疆风城超稠油水平井火驱重力泄油先导试验方案的审查。

该方案于2011年底进入矿场实施。

试验目的是探索超稠油油藏在蒸汽驱辅助重力泄油（SAGD）之外的高效开发方式。

2.2.2室内研究与技术攻关

1958—1960年，新疆油田进行了一系列的室内常压和低压的燃烧实验。

1960年成功研制汽油点火器，1971年成功研制了电热点火器。

中国石油勘探开发研究院热力采油研究所于1980—1990年间先后建立了燃烧釜实验装置、低压一维火驱物理模拟实验装置和三维火驱物理模拟实验装置。

胜利油田采油工艺研究院在1995年前后也建立了一维火驱物理模拟实验装置，能够通过室内实验获取燃料沉积量、空气消耗量等火驱化学计量学参数，并能进行相应的室内火驱机理研究。

2000年后，国内引进了加拿大CMG公司的STARS热采软件，可以进行较大规模火烧油层的油藏数值模拟研究。

2006年中国石油天然气集团公司筹建稠油开采重点实验室。

依托重点实验室建设，先后引进了ARC加速量热仪、TGA／DSC同步量热仪等反应动力学参数测试仪器，并改造和研制了一维和三维火驱物理模拟实验装置，使火烧油层室内实验手段实现了系统化。

2006年胜利油田采油工艺研究院完成了国内第一组面积井网火驱的三维物理模拟实验。

2007年中国石油勘探开发研究院热采所完成了国内第一组水平井火驱辅助重力泄油的三维物理模拟实验。

国内火驱室内实验装置和研究手段进一步接近国际先进水平。

2008年，国家油气重大科技专项设立了《火烧驱油与现场试验》的课题，由中国石油勘探开发研究院和新疆油田公司承担。

在2011—2015年（“十二五”）期间该课题继续延续。

2.3火烧油层技术研究现状

国外在20世纪70—80年代对火驱过程中的燃料沉积量、燃烧模式及控制机理等进行了大量的研究，系统阐述了火驱过程中低温氧化（LTO）、高温氧化（HTO）的过程及内在机理。

国内从20世纪80年代开始，通过室内燃烧釜和燃烧管实验，研究了火驱过程中的一维温度场分布，得到了燃料沉积量、空气消耗量、氧气利用率、驱油效率等系列参数的测定方法。

2011年，由中国石油勘探开发研究院热采所主持起草的第一个关于火驱技术的石油天然气行业标准《火烧油层基础参数测定方法》获得油气田开发专业标准委员会的通过。

对面积井网火驱过程中的储层区带特征研究取得重要进展。

通过室内一维和三维物理模拟实验，根据各自区带的热力学特征，将火驱储层划分为已燃区、火墙、结焦带、油墙和剩余油区5个区带。

这种划分不仅有利于理解面积井网火驱机理，也有利于矿场试验过程中的跟踪监测与动态管理，深化了稠油注蒸汽后火驱机理认识，指出在注蒸汽后油藏火驱过程中存在“干式注气、湿式燃烧”的机理，为新疆红浅火驱矿场试验方案设计提供了理论依据。

针对近些年来国外学者提出的“从脚趾到脚跟”的水平井火驱（THAI）技术，国内也开展了相关的研究工作。

在深入认识其机理的基础上，提出了水平井火驱辅助重力泄油的概念，并提出了更加完善的井网模式。

同时也通过深入细致的室内三维物理模拟实验，指出了其潜在的油藏和工程风险。

3克拉玛依油田火烧油层技术的发展和应用前景

3.1火烧油层的一般筛选标准

火烧油层工程筛选指南不下十种,这里仅推荐由美国和罗马尼亚提出的标准:

油层埋藏深度<3000m；油层厚度>3m；有效孔隙度>16%；有效渗透率>100xl0-3µm2；含油饱和度>40%；油层岩性为砂岩或砂层；原油密度0.8017－1g/cm3；原油粘度<1000mPa﹒s；原油组分为含一些沥青质。

这个标准并不是很绝对的,据不同的工艺水平,应有一定的灵活性。

有些条件使开展蒸汽驱受到限制,如:

油层埋藏深,井筒热损失过大;油层较薄（<10m）,热损失过大;水源紧缺或水处理费用过高;蒸汽锅炉所用燃料是禁用的;油层具有较强的水敏性等。

在这些条件下,均可以考虑由火驱代替蒸汽驱,而这些条件在新疆却是广泛的不同程度的存在。

3.2克拉玛依油田火烧油层技术发展要点

3.2.1点火工艺技术

60年代新疆研制了多种点火器,并在井深500,多米点火成功。

为适应更复杂更多样的情况,研制新型点火器和新的点火工艺是必要的。

3.3.2空气注入装备与技术

注入工艺技术装备的核心,是解决高效高能的空气压缩机组。

在60年代的矿场试验中,由于当时工艺技术水平和工业发展状况的制约,这个问题解决的难度很大。

现在30年过去了,国内工业水平已不能和当年同日而语,而且先进设备的引进,也有了可能和较好的条件,注入工艺技术与装备是完全可以解决的。

3.2.3防烧性、腐性、出砂和有害气休等技术

这些问题,在60年代的试验中,已经得到了不同程度的解决,今后仍需进一步研究,并在技术上有所前进和发展。

3.2.4动态监测技术和控制技术

火烧油层的动态监测内容分两大部分,首先是注采井的产状监测,包括注人井的压力、温度、注入量和生产井的压力、温度、采油量、采气量等等,再进一步还可以考虑试井（稳定的及不稳定的）和采出剖面测试。

这些监测内容大体和注水开采的常规要求一致,但在技术上要考虑的是有许多参数要在高温条件下去测定和获取。

动态监测的另一部分是产出流体性质与组分的监测,尤其是产出气体组分的监测。

产出流体的监测与分析,可以提供层内燃烧动向的信息,同时对判断层内燃烧状况,空气注入速度的合理性也是至关重要的。

监测的目的是为了实现开采过程的合理控制,控制的目的是扩大燃烧空间波及程度,以提高原油采收率,控制的方法是在注入井调节空气注入压力和注入量.在采出井调节井底压力和采出量。

在60年代的试验中,这些问题都得到了应有的重视,但计划性有待加强,技术上应进一步提高。

3.2.5火驱物模和数模技术

60年代新疆油田已开展了火驱物模研究,进行了管状模型和三维立体模型的模拟实验,积累了一定的经验。

北京右油勘探开发科学院近年来在管状物模实验的基础上还开展了数模研究,并对河南某油田零区进行了火驱可行性分析及评价。

进一步发展火驱物模和数模研究的基础是具备的,发展这项技术必将为发展火烧油层矿场试验及其工业化应用开辟更为广阔的前景。

3.3火烧油层技术在克拉玛依油田的应用前景

3.3.1可以在砾岩油田中的三类油藏应用

克拉玛依砾岩油田中的三类油藏,同一类油藏比较,物性相近,但地层原油粘度较高,为21—214mPa·s,而一类油藏仅为4—8mPa·5.据研究,注水开发过程中,“在含水相同的条件下,高粘度油藏所达到的采出程度要低,而低粘度油藏所达到的采出程度则要高,,不同含水率条件下,油水粘度比与采出程度的关系曲线和方程。

在稳产期末,三类油藏的可采出程度要比一类油藏一般低15%,有的低24%以上。

据1992年底的采收率及可采储量标定,一类油藏的采收率为39.45%,而三类油藏仅为23.42%,二者相差16.03%。

三类油藏油层埋深一般300～900m,油层岩石物性和原油性质全部符合火驱工程的筛选标准,这类油藏的原始地质储量和剩余储量都非常可观,并且还有未动用储量。

在三类油藏中,长期没有开发的典型层块是三,区克下组。

该油藏油层埋深350m,有效厚度2.5—3.0m,孔隙度22.4%,空气渗透率197xl0-3µm2,含油饱和度65%,原油密度0.892g/cm3,,地层油粘度87.5mPa·s,原油凝固点-30～-60℃,按克拉玛依原油品位划分,属于3号油和2号油,是非常宝贵的低凝油。

该油藏长期没有投入开发的主要原因是油层薄,原油粘度在稀油中又算是较大的.单井产能较低,日产量仅1.5t。

三:

区克上组进行注水开发,采收率很难达到23%,采油速度约1%一2%。

如在该油藏开辟一火烧油层试验区,则在试验区内,采收率有可能达到40%以上,采油速度有可能超过10%。

三类油藏中的已开发区,面积和储量都很大,目前采出程度不到18%,采油速度不到

0.4%,选择火驱试验区的回旋余地非常大,如果开展湿式层内燃烧,条件是非常好的。

火烧油层矿场先导性试验,若能在三类油藏取得成功并获得经济效益,则它的推广所带来的经济效益,将以若干亿元计。

3.3.2在稠油油藏中应用前景更为广阔

20世纪80年代前，国外学者给出的火驱筛选标准中将地层温度下原油黏度的上限设定为1000mPa·s。

80年代后，美国石油学会将这一标准放宽至5000mPa·s。

他们认为超过这一界限，将很难形成有效驱动，而注蒸汽适用的黏度范围远远比这宽泛，这一认识成为长期以来制约火驱技术推广应用的一大障碍。

中国石油勘探开发研究院热采所与新疆油田公司专家经过研究发现，对于注蒸汽以后的油藏，地层中存在着次生水体和高含水饱和度渗流通道，这种情况下进行火驱，实现地下水动力学连通相对容易，因而可以适当突破原油黏度上限。

新疆红浅火驱试区地层温度下原油黏度达到了15000～20000mPa·s，尽管在火驱见效初期的低温生产阶段出现一定的举升困难，但经过一定的工艺措施后能够正常生产。

这个黏度界限的突破意味着绝大多数普通稠油和部分特稠油油藏均可以在原有的直井井网基础上实施火驱。

初步测算表明，平均可在注蒸汽（已有采出程度25％～30％）基础上继续提高采收率25％～40％。

我国热采专家刘文章高级工程师认为,凭近期技术改进,蒸汽吞吐和蒸汽驱可以适应原油密度>0.95g/cm,,原油粘度>50000mPa·s的油藏条件。

显然,火烧油层技术对于稠油油藏的开发.具有更重要的意义。

克拉玛依油田已进行蒸汽吞吐开发的稠油油藏,有的采收率很低.不超过23%,这些油藏（表2）只能进行蒸汽吞吐,根本没有条件进行蒸汽驱。

实际上既使蒸汽吞吐,由于热损失大,热效率低,生产油汽比低.经济效益也很低。

表2中的三个油藏中,九2区和九4区的油层厚度均小于10m,九2区克上组厚度最小,采收率也最低（当然九2区埋藏深度也较大）九6区齐古组采收率低的原因主要是原油粘度较高。

这些稠油区块,如果采用火烧油层技术.只要工艺问题能够解决,采收率超过35%,采油速度超过8%,是完全有可能的。

表2三个稠油层块主要地质参数及采收率

准噶尔盆地西北缘未动用和初动用的稠油层块共有13个,其中有10个已经进行了评价和指标预测。

这些层块大部分原油粘度超过10000mPa·s,其中还有的有效厚度小于10m,或者油层埋藏略深,利用蒸汽开发比较困难,而且经济效益不高。

从以往投入蒸汽吞吐的红浅1井区的生产现状来看,由于上述多种原因,生产油汽比较低,经济效益很不理想。

从表3可见,13个层块中,能够进行蒸汽吞吐的仅有10块,而能够进行蒸汽驱的仅有3块。

这些层块控制的地质储量非常大,物质基础非常雄厚,不用热力采油的方法,是无法开发动用的。

采用蒸汽吞吐的方法开采,预测采收率为15%～21.3%,综合后采收率仅为18.3%。

可以考虑汽驱的仅有3块,汽驱实现后,采收率仅能增加0.8%。

这些指标都显示出,利用蒸汽吞吐和蒸汽驱开采,开发效果是不理想的。

雄厚的资源给发展火烧油层技术提出了非常迫切的要求,同时也给发展火烧油层技术准备了场所和有利的条件。

表3未（初）动用稠油层块采收率预测表

3.3.3发展火烧油层技术具有重要的战略意义

目前,准噶尔盆地的油（气）产量增长面临着很大的困难。

首先是储采比较低,已探明未开发的储量,由于储量丰度小、埋藏深、产能低、分布过于零星等原因,难以动用。

优质的后备资源十分紧缺,新的产能建设缺乏有利的场所。

其次是老开发区挖潜难度增加,尽管做了大量的工作,递减仍然不可避免,新的产能建设必须超过每年递减产量,逐年的产量才能有所增长。

4结论

火烧油层工艺作为热力采油的一个重要的组成部分,是提高采收率诸多方法的一种颇具特色的工艺手段,它的某些特征是任何单独一种开采方法所不具备的,它