摘要：锦91块是典型的Ⅱ类稠油油藏，其突出的特点是油藏单层厚度薄、隔夹层多、非均质性严重，同时具有较为活跃的边底水。区块历经三十多年吞吐降压开采，面临地层压力低使油井供液不足、吞吐效果严重变差、油井套管损坏降低油井利用率和边底水入侵加剧等诸多问题，已经处于吞吐开发后期，难以依靠吞吐持续有效挖潜。通过对多种开发方式对比优选，确定锦91块中部区域作为火驱先导试验区，以克服区块吞吐开发过程中存在的问题，最终形成完整的综合性研究报告。

关键词：锦91块;Ⅱ类稠油;火驱;研究;报告

1.区域基本情况

1.1地质概况

火驱先导试验区位于锦91块中部，被断层F1、F7、F9和F10夹持，构造形态为单斜构造，地层倾角约8～13°。含油面积0.2km²，石油地质储量125.6×10⁴t。

沉积特征：试验区以水下分流河道和分流河道间微相为主，于Ⅰ₃⁶和于Ⅰ₃⁵小层沉积时期水体能量最强，全区以水下分流河道微相为主，河道宽度大，分布稳定;于Ⅰ₂⁴小层沉积时期试验区东部水体能量较弱，主要发育前缘薄层砂和分流间湾微相;于Ⅰ₁¹沉积时期试验区中部发育前缘薄层砂微相。

储层特征：火驱先导试验区于Ⅰ油层组储层砂体发育，砂岩厚度一般20.0～50.0m，平均38.5m，小层平均厚度为7.1m，纵向上于Ⅰ₃⁵和于Ⅰ₃⁶小层砂体最为发育，分别为10.0m和9.4m，且砂体平面分布稳定，储层连续性较好，测井解释孔隙度为25.8%，渗透率为1896mD，属于高孔高渗储层，纵向上各小层储层物性差异较小，非均质性相对锦91块其它区域较弱，有利于火驱试验的开展。

1.2开发历程及开发现状

试验区于1985年12月投入蒸汽吞吐开发，1998年产量达到高峰，日产油172t/d，年采油速度达到5%，之后产量开始逐年下降，2010年采油速度仅为0.5%，进入到低产低效开发阶段。

截止2015年8月，试验区共有生产井27口，开井18口，日产液258t/d，日产油15t/d，含水94.2%，于Ⅰ组累积产油49.8×10⁴t，累积产水221.8×10⁴m³，累注汽87.1×10⁴m³，平均单井吞吐18.9轮，累积油汽比0.57，累积回采水率254.6%，采油速度0.44%，采出程度为39.1%。

2.火驱油藏工程优化设计

2.1设计原则

依据两个火驱试验区开发特征分别开展设计;依托室内实验结果和其它火烧区块类比开展设计;尽可能利用现有井网及注采配套设施，减少投资，降低经济风险。

2.2火驱方式

火驱主要有干式正向火驱和湿式正向火驱两种方式，干式正向火驱操作简单，但热量利用率低;湿式正向火驱操作复杂，但热量利用率高。考虑到两个试验区内均存在一定程度的水淹，利用干式火驱就能够达到湿式火驱相同的效果，因此此次试验均采用干式正向火驱。

2.3火驱层段

杜66块火驱研究结果表明，油层厚度在6～18m之间可以单独作为一套层系开发。锦91块于I组两个试验区火驱试验目的层分别为于I₁¹～于I₂⁴小層及于I₃⁵～于I₃⁶小层，油层分别为18.7m及12.8m，剩余地质储量分别为19.1×10⁴t和18.1×10⁴t，储层连通系数大于0.8。两个试验区均能满足火驱开发需求。

2.4井网井距

锦91块于I组为一单斜构造，平均地层倾角7.5°，适合从高部位开展线性火驱，可充分发挥重力作用，并避免油井二次过火。考虑到于I组原油粘度较大，为有效拉动火线，初期设计为反九点面积井网，待火线初步形成后，将边井转为注气井，从而形成线性火驱井网。目前试验区井网形式为83m井距正方形井网，且相对完善，可满足面积火驱转为线性火驱的设计需求，并且采用现井网井距可有效减少试验先期投入。因此两个试验区均采用初期反九点面积井网，后期转线性火驱井网。

2.5火驱操作参数设计

两个试验区水淹状况存在差异，基于室内物理模拟研究成果，需要考虑地层存水量对火驱效果的影响，因此对两个试验区的火驱操作参数分别设计。

3.试验部署及指标预测

3.1部署原则

按83m反九点面积火驱井网进行部署;火驱注气井全部采用新井;火驱井网不完善的区域，部署新井完善井网;部署配套监测系统。

3.2部署结果

本次试验部署4个火驱井组，新部署4口注气井和1口生产井。东部两个井组开展于I₁¹～于I₂⁴小层火驱试验，井组号分别为锦45-012-更223、锦45-12-更22，地质储量33.93×10⁴t;西部两个井组开展于Ⅰ₃⁵～于Ⅰ₃⁶小层火驱试验，井组号分别为锦45-14-更22、锦45-13-更22，地质储量26.86×10⁴t。

3.3开发指标预测

试验区东部2个弱水淹火驱试验井组，预测火驱开发9年，火驱阶段累积产油4.79×10⁴t，累积注气1.2×10⁸m³，累积空气油比2510m³/t，阶段采出程度14.1%，采收率57.8%。试验区西部2个强水淹火驱试验井组，预测火驱开发10年，火驱阶段累积产油6.53×10⁴t，累积注气1.42×10⁸m³，累积空气油比2166m³/t，阶段采出程度24.3%，采收率56.8%。

3.4监测系统部署

利用现有火驱井网部署7口观察井（全部利用井组内部老井），同时选取6口生产井作为重点监测井，注气井更新井锦45-12-更22井兼顾取心，观察井及重点监测井需进行温压同测。试验区内全部注气井和20～30%的油井监测温度、压力、含油饱和度等资料，试验区所有一线、二线油井每日计量产油量、产液量、产气量，二线井试验初期可适当减少测试频率。

4.实施要求

4.1实施要求

（1）钻完井、举升工艺、地面工程要按照油藏工程设计参数和火驱工艺要求设计及实施;

（2）按照配注要求连续注气;

（3）根据取心井分析化验结果，确定火驱注气井射孔层段;

（4）按照取资料要求加强动态监测，依据变化及时分析调整;

（5）严格按照方案设计要求，把握时机，按次序分步实施;

（6）对火驱过程不见效油井应适当采取吞吐引效措施，牵引火线。

4.2风险性及应对措施

（1）火驱试验过程中，可能存在强水淹层无法成功点火的风险，需根据油层发育及水淹状况，重新优选点火层段;

（2）火驱过程中易发生低温氧化带、乳化带、负温度梯度帶，会严重影响火驱效果，应对火驱加强监测，并开展低温氧化燃烧的对策研究;

（3）油井见效后井底温度升高，油井容易损坏，应提前采取针对性措施加以预防;

（4）燃烧前缘达到生产井时若发生气窜，可能会带来井筒着火或爆炸风险，应及时采取措施;

（5）火驱开发过程中会产生SO₂、H₂S、CO等有毒气体，对油管、套管、井筒举升工具及地面设施均有腐蚀作用，转火驱前应对油管、套管及设施进行防腐处理;有毒气体放入大气中会形成环境污染，对此地面工程应采取应对措施。

参考文献：

[1]席长丰，关文龙等.《注蒸汽后稠油油藏火驱跟踪数值模拟技术》，油田注空气开发技术危机，2014年8月

[2]张锐，等.《热力采油提高采收率技术》，石油工业出版社，2006年，78-83.

作者简介：

张威（1976-），男，2015年中国石油大学（华东）毕业，工程师，长期从事稠油热采开发工作。电子邮箱：zhangwei19761209@126.com