CN102767356A - 一种利用火烧和蒸汽复合驱联合开采稠油的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明是适用于稠油油藏开采的一种利用火烧和蒸汽复合驱开采稠油的方法。本发明是在稠油油藏先进行蒸汽吞吐开采，形成热联通后，转为火烧油层开采，当油层点燃并形成稳定燃烧时，将注入单一的空气改为空气与水蒸汽按一定比例混合同时注入，进行复合驱开采。选择合适的注气/蒸汽速度最佳配置关系，在保证燃烧的前提下，可以达到提高油藏火烧波及体积、改善火烧油层开发效果及最终采收率的目的。
Description
技术领域
本发明涉及一种稠油油藏的提高原油采收率技术，适用于稠油油藏利用火烧油层开采来提高采收率的方法，具体涉及一种利用火烧和蒸汽复合驱联合方式开采稠油的方法。
背景技术
我国稠油油藏具有陆相沉积的特点，油藏非均质严重，地质构造复杂，而且油藏类型多，油藏埋藏深。油藏深度大于800m的稠油储量约占已探明储量的80％以上，其中约有一半的油藏埋深在1300～1700m。目前已进入蒸汽吞吐开发后期，处于低产低效阶段，亟待转换开发方式。
蒸汽驱是指将蒸汽注入到一口或多口井中，将地下粘度较大的稠油加热降粘，然后在蒸汽蒸馏的作用下，把原油驱向邻近多口生产井采出。蒸汽驱是目前应用较多的热采技术，它一定程度上克服了蒸汽吞吐加热半径有限的弱点，能够持续给地层提供热量，是蒸汽吞吐后提高采收率的有效方法之一。
火烧油层开采技术是提高原油采收率的重要方法之一，与其它热采方法不同之处在于它是利用油层本身的部分裂解产物作燃料，不断燃烧生热，依靠热力和其它综合驱动力的作用，实现提高原油采收率的目的。火烧油层驱油效率高，一般大于80％，采收率高，一般达50％～80％。油藏适用范围广，在适当条件下，既可应用于稠油油藏，又可用于轻质油藏，还可用于注蒸汽或水驱后的油藏开采残余油。
世界范围内已开展的火烧驱油现场试验项目300多个，目前仍在运行的项目有23个。虽然阶段效果较好，但也存在一些问题：
(1)正向干式燃烧实施工艺难度大，从燃烧前缘(火线)到生产井，温度梯度大，不能形成有效热联通，不易控制地下燃烧。
(2)燃烧前缘(火线)是一个较窄的高温区，被驱动的流体必须通过油藏的低温区流向生产井，原油粘度大，特别是对特稠原油，可能形成流体阻塞。
(3)随着燃烧前缘(火线)的推进，必须逐渐加大注气压力和注气量，导致气窜严重，表现为纵向上气体超覆，平面上波及不均匀，降低波及体积，严重地影响开发效果。
针对单独实施蒸汽驱开采或是火烧油层的方式开采存在的缺陷，中国专利申请号为02123778.6公开了一种“采用先火烧油层后蒸汽驱方式开采原油”的方法，其是首先在一个五点或七点或九点井组通过中心注入井向油层注空气并点燃油层，进行火烧油层方式开采，在确定火烧油层的时间达到要求后，改为通过中心注入井注蒸汽，开始蒸汽驱开发过程直到结束。该技术是利用火烧产生400℃以上的高温区域，注入蒸汽通过高温区域被加热，提高注入蒸汽的干度，但随着后续蒸汽的注入，高温区域的温度会降至与注入蒸汽的温度一致，不能保证蒸汽驱过程蒸汽的高干度。
中国专利申请号为申请号200710161553.5公开了一种“先蒸汽吞吐，后火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法”，其是在稠油油藏蒸汽吞吐后，转蒸汽驱开采之前，进行火烧油层段塞式开采，应用点火技术，点燃油层使其燃烧，使用空气压缩机由中心注入井向油层连续注入空气，待开采约0.3～0.8年时间后，改为通过注汽井向油层注蒸汽，进行蒸汽驱方式开采。该技术是在蒸汽吞吐后，利用火烧油层段塞产生400℃以上的高温区域，注入蒸汽通过高温区域被加热，提高注入蒸汽的干度，但随着后续蒸汽的注入，高温区域的温度会降至与注入蒸汽的温度一致，不能保证蒸汽驱过程蒸汽的高干度。
发明内容
为解决上述问题，本发明提出了一种火烧加蒸汽复合驱开采稠油的方法。
依据本发明的技术方案，提供一种利用火烧和蒸汽复合驱联合开采稠油的方法，其包括以下步骤：
1)选定油藏：根据油藏基础井网开发阶段所获取的动静态资料，选定满足火烧和蒸汽复合驱联合开发条件的油藏；选定油藏满足以下条件：油层深度＜1800m，剩余油饱和度＞0.35，油层厚度＞10.0m，油层孔隙度＞0.2，油层渗透率＞200mD，原油粘度＜100000mPa·s；
2)首先进行蒸汽吞吐方式开采油藏：
(1)选用五点井网或行列井网或直井-水平井组合，井距为70m～150m；
(2)以10t/m～120t/m的注汽强度连续注入水蒸汽，注入几天到几周；
(3)焖井3～10天，然后开井生产；
(4)当单井日产量低于经济极限产量后，再按照步骤2)中的步骤(2)-(3)进行下一轮的注汽、焖井、采油；
(5)以连续实施一次步骤(2)-(3)为一个蒸汽吞吐周期，连续实施蒸汽吞吐5～10个周期；
3)转入火烧油层方式开采：
(1)在连续实施蒸汽吞吐5～10个周期之后，在井间的温度达到原油拐点温度时，应用点火技术对油层进行点火；
(2)当点火成功后，以2～4Nm3/(m2·h)的通风强度向油层注入空气，通过在生产井检测产出气体中O2、CO、CO2的组分含量来判断油层燃烧情况；
(3)调整注气强度维持燃烧；
4)当达到稳定燃烧后，转入复合驱开采，将注入方式由注入单一的空气改为将水蒸汽与空气混合后一同注入，控制水蒸汽与空气的比例即汽气比小于16kg/Nm3。一般以0.7～1.3Nm3/(m2·h)的通风强度注入空气，根据优化的汽气比及注空气强度确定注入水蒸汽的量。
5)加强注入井压力、生产井产出尾气组分监测，根据尾气中O2和CO2含量调整空气/水蒸汽的注入强度，并保证注入压力不降低。
其中，点火技术为电点火、化学试剂点火或者自燃点火中的一种。
优选地，点火成功后稳定燃烧条件是产出的尾气中CO2含量在12％～18％，视H/C比应小于3。
优选地，注入混合气/汽配比的原则是保持燃烧区域(高温区)内氧原子浓度平衡，注入水蒸汽井底干度大于40％。
优选地，通过实验测得或按经验公式To＝8.61gμ50+22.5求得原油拐点温度，即粘度发生急剧变化点的温度。
在本发明中开发了利用火烧和蒸汽复合驱联合技术是稠油吞吐开发后采用现有井网的开发模式，与传统火烧油层有明显区别，增加了水蒸汽的注入。实现转驱后，可使燃烧区域的温度比单一火烧油层高出100℃以上、扩大波及范围、减少气窜、改善原油流变性，对维持气液界面稳定与平衡、防止原油在生产井内再次燃烧起着一定的作用，进一步提高原油采收率。具有以下优点：
1)水蒸汽参与火烧油层过程中的化学反应，比单一火烧油层的燃烧反应多放出150kJ/mol的热量，使高温区域的温度比单一火烧油层高出100℃以上，对原油品质改善的效果明显；
2)由于水蒸汽在燃烧过程中参与化学反应，原油燃烧对氧气的需求量下降，因此减小了空气注入量；
3)水蒸汽的携热能力强，1kg300℃空气携带热量293.16kJ，1kg300℃水蒸汽携带热量2748.1kJ。因此，水蒸汽对原油、储层的加热效果好，可以扩大波及范围；
4)空气加水蒸汽的混合注入，油层中存在油-气-水三相渗流，液相为连续相，气相为分散相，形成泡状流或团状流，减少气窜；
5)水蒸汽向前移动的过程中凝结为热水，释放大量的热，1kg300℃水蒸汽携凝结为100℃的水放出热2332kJ，使原油升温降粘，可改善原油的流动性；
6)水蒸汽向前移动的过程中凝结为热水，与原油混合，增大了原油的含水率，可进一步改善原油的流变性；
7)水蒸汽参与火烧油层过程中的化学反应放出的热量不仅加热了流动中的原油，也加热了储层岩石，保证了原油具有良好的渗流通道；
8)含水原油经过热联通通道进入生产井，对维持气液界面稳定与平衡、防止原油在生产井内燃烧起着一定的作用。
附图简要说明
图1是本发明火烧加蒸汽复合驱的方式开采稠油的方法的流程图。
图2a是本发明一实例的火烧加蒸汽复合驱的方式开采的五点井网布置示意图。
图2b是本发明另一实例的火烧加蒸汽复合驱的方式开采的行列井网布置示意图。
图2c是本发明另一实例的火烧加蒸汽复合驱的方式开采的直井-水平井组合布置示意图。
图2d是本发明另一实例的火烧加蒸汽复合驱的方式开采的直井-水平井组合布置示意图。
图3是本发明火烧加蒸汽复合驱的方式开采稠油的方法的示意图。
具体实施方式
在下面，对本发明方法进行解释和说明。
为进一步阐述本发明为达到预期发明目的所采取的技术手段及功效，以下结合附图及较佳实施例，对依据本发明提出的火烧加蒸汽复合驱开采稠油的方法的具体实施方式、方法、步骤、特征及其功效。
在本发明中，所提供的利用火烧和蒸汽复合驱联合开采稠油的方法，其包括以下步骤：
1)选定油藏：根据油藏基础井网开发阶段所获取的动静态资料，该动静态资料主要包括油藏地质、储量平价、完井及射孔报告、井史报告、压裂等措施报告、试油和试采、开发生产动态资料等，选定满足火烧和蒸汽复合驱联合开发条件的油藏；选定油藏满足以下条件：油层深度＜1800m，剩余油饱和度＞0.35，油层厚度＞10.0m，油层孔隙度＞0.2，油层渗透率＞200mD，原油粘度＜100000mPa·s；
2)首先进行蒸汽吞吐方式开采油藏：
(1)选用五点井网或行列井网或直井-水平井组合，五点井网的注、采井均匀分布，相邻井点位置构成正方形，注气井在生产井正方形的中心，构成一个注采单元，注采井数比例为1∶1；行列井网的注、采井排列关系为一排生产井，一排注气井，注气井与生产井构成长方形，注采井比例为1∶1；直井-水平井组合有两种方式，一种是水平井打在两行直井的中间，且位于油层的下部，采用两行直井注气，水平井生产。另一方式是水平井打在直井正下方，且位于油层的下部，直井注气，水平井生产。井距为70m～150m；
(2)以10t/m～120t/m的注汽强度连续注入水蒸汽，注入5天到3周；
(3)焖井3～10天，然后开井采油生产；
(4)当单井日产量低于经济极限产量后，再按照步骤2)中的步骤(2)-(3)进行下一轮的注汽、焖井、采油；
(5)以连续实施一次步骤(2)-(3)为一个蒸汽吞吐周期，连续实施蒸汽吞吐5～10个周期；
3)转入火烧油层方式开采：
(1)在连续实施蒸汽吞吐5～10个周期之后，在井间的温度达到原油拐点温度时，应用点火技术对油层进行点火；
(2)当点火成功后，以2～4Nm3/(m2·h)的通风强度向油层注入空气，通过在生产井检测产出气体中O2、CO、CO2的组分含量来判断油层燃烧情况。当产出的尾气中CO2含量在12％～18％，视H/C比小于3，即可判定油层达到了稳定高温燃烧条件；
(3)调整注气强度维持燃烧。当产出的尾气中CO2含量＜12％或视H/C比应＞3，增大注气强度。当产出的尾气中CO2含量＞18％，降低注气强度。
4)当达到稳定燃烧后，转入复合驱开采，将注入方式由注入单一的空气改为水蒸汽与空气混合后一同注入。控制水蒸汽与空气的比例即汽气比小于16kg/Nm3。一般以0.7～1.3Nm3/(m2·h)的通风强度注入空气，根据优化的汽气比及注空气强度确定注入水蒸汽的量。
5)加大注入井压力(给出技术手段来，即加大注入井压力的下限和上限来)、生产井产出尾气组分监测，根据尾气中O2和CO2含量调整空气/水蒸汽的注入强度，并保证注入压力不降低。当产出的尾气中O2含量＞3％，CO2含量＞18％，降低水蒸汽的注入强度。当产出的尾气中O2含量＜1％，CO2含量＜12％，增大空气的注入强度。
其中，点火技术为电点火、化学试剂点火或者自燃点火中的一种。点火成功后稳定燃烧条件是产出的尾气中CO2含量在12％～18％，视H/C比应小于3。注入混合气/汽配比的原则是保持燃烧区域(高温区)内氧原子浓度平衡，注入水蒸汽井底干度大于40％。通过实验测得或按经验公式To＝8.61gμ50+22.5求得原油拐点温度，即粘度发生急剧变化点的温度。To-原油的拐点温度，℃，μ50-50℃地面脱气原油粘度，mPa·s。
更详细地，请参阅图1所示，图1是本发明火烧加蒸汽复合驱的方式开采稠油的方法的流程图。本发明是在提供稠油油藏经蒸汽吞吐后，先转火烧油层开采再转入火烧加蒸汽复合驱开采，其包括以下步骤：1)首先是蒸汽吞吐开采油藏，进行注汽、焖井、采油为一个周期，周期循环，蒸汽吞吐开采共计5～10个周期，井间温度达到原油拐点温度即可；2)转入火烧油层方式开采，应用点火技术在点火井对油层进行点燃，一般以2～4Nm3/(m2·h)的通风强度向油层注入空气，生产井连续开采；3)当达到稳定燃烧后，转入复合驱开采，将注入方式由注入单一的空气改为水蒸汽与空气混合后一同注入，控制水蒸汽与空气的比例即汽气比小于16kg/Nm3。一般以0.7～1.3Nm3/(m2·h)的通风强度注入空气，根据优化的汽气比及注空气强度确定注入水蒸汽的量。加强注入井压力、生产井产出尾气组分监测，根据尾气中O2和CO2含量调整空气/水蒸汽的注入强度，并保证注入压力不降低。
请参阅图2a、2b、2C、2d所示，图2a、2b、2C、2d分别是本发明不同实施例的火烧加蒸汽复合驱的方式开采的井网布置示意图。其中，图2a是火烧加蒸汽复合驱的方式开采所采用的五点井网形式。五点井网的注、采井均匀分布，相邻井点位置构成正方形，注气井在生产井正方形的中心，构成一个注采单元，注采井数比例为1∶1；图2b是火烧加蒸汽复合驱的方式开采所采用的行列井网形式。行列井网的注、采井排列关系为一排生产井，一排注气井，注气井与生产井构成长方形，注采井比例为1∶1；图2c、2d是火烧加蒸汽复合驱的方式开采所采用的直井-水平井组合的形式。直井-水平井组合有两种方式，一种是水平井打在两行直井的中间，且位于油层的中下部，采用两行直井注气，水平井生产。另一方式是水平井打在直井正下方，且位于油层的中下部，直井注气，水平井生产。
请参阅图3所示，图3是本发明火烧加蒸汽复合驱的方式开采稠油的方法的示意图。根据油藏的实际状况，首先进行蒸汽吞吐开采(I)5～10个周期，时间约4～15年，阶段采出程度达10.0～20.0％，累积采出程度达10.0～20.0％，井间的温度要达到原油的拐点温度；而后进行火烧油层开采(II)，开采时间一般少于1年，阶段采出程度为1.50～4.0％，累积采出程度达11.5～24.0％；而后进行火烧加蒸汽复合驱方式(III)，开采时间可达10～25年，阶段采出程度为30.0～45.0％，累积采出程度可达41.5～69.0％。
借鉴上述设计方案，本发明火烧加蒸汽复合驱的方式开采稠油的方法还具有以下优点：
1)水蒸汽参与火烧油层过程中的化学反应，比单一火烧油层的燃烧反应多放出150kJ/mol的热量，使高温区域的温度比单一火烧油层高出100℃以上，对原油品质改善的效果明显；
2)由于水蒸汽在燃烧过程中参与化学反应，原油燃烧对氧气的需求量下降，因此减小了空气注入量；
3)水蒸汽的携热能力强，1kg300℃空气携带热量293.16kJ，1kg300℃水蒸汽携带热量2748.1kJ。因此，水蒸汽对原油、储层的加热效果好，可以扩大波及范围；
4)空气加水蒸汽的混合注入，油层中存在油-气-水三相渗流，液相为连续相，气相为分散相，形成泡状流或团状流，减少气窜；
5)水蒸汽向前移动的过程中凝结为热水，释放大量的热，1kg300℃水蒸汽携凝结为100℃的水放出热2332kJ，使原油升温降粘，可改善原油的流动性；
6)水蒸汽向前移动的过程中凝结为热水，与原油混合，增大了原油的含水率，可进一步改善原油的流变性；
7)水蒸汽参与火烧油层过程中的化学反应放出的热量不仅加热了流动中的原油，也加热了储层岩石，保证了原油具有良好的渗流通道；
8)含水原油经过热联通通道进入生产井，对维持气液界面稳定与平衡、防止原油在生产井内燃烧起着一定的作用。
实施例1
油田1油层埋深-800～-1000m，平均油层厚度42.1m。平均孔隙度25.5％，平均渗透率780mD。原油粘度高，50℃平均脱气原油粘度300～2000mPa·s。五点井网，井距71m。前期以蒸汽吞吐开发为主，目前地层压力低，平均仅为1.2MPa，地下存水量大，回踩水率只有32.3％，井间剩余油饱和度为44.5％。
(1)根据油田地质特征及开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度＜1800m，剩余油饱和度＞0.35，油层厚度＞10.0m，油层孔隙度＞0.2，油层渗透率＞200mD，原油粘度＜100000mPa·s。
(2)首先是蒸汽吞吐过的油藏，进行井间的温度评价，依据观察井监测资料，确认井间温度达到原油拐点温度。
(3)根据物理模拟研究结果和剩余油饱和度确定火烧阶段注气强度、火烧加蒸汽复合驱阶段注气/汽强度。
(4)转入火烧油层方式开采，以2.0Nm3/(m2·h)的通风强度向油层注入空气，通过在生产井监测产出气体中O2、CO、CO2等组分的含量来判断油层燃烧情况。
(5)根据生产井监测资料，判定达到稳定燃烧转入火烧加蒸汽复合驱开采。转入复合驱开采，将注入方式由注入单一的空气改为水蒸汽与空气混合后一同注入，控制水蒸汽与空气的比例即汽气比小于16kg/Nm3。一般以0.7～1.3Nm3/(m2·h)的通风强度注入空气，根据优化的汽气比及注空气强度确定注入水蒸汽的量。加强注入井压力、生产井产出尾气组分监测，根据尾气中O2和CO2含量调整空气/水蒸汽的注入强度，并保证注入压力不降低。预测火烧加蒸汽复合驱生产13年，可提高采收率40％，最终采收率可达到63％。
实施例2
油田2油层埋深-1640～-1740m，平均油层厚度69.7m。平均孔隙度21.2％，平均渗透率1376mD。原油粘度高，50℃平均脱气原油粘度2000～3500mPa·s。行列井网，井距105m。前期以蒸汽吞吐开发为主，目前地层压力低，仅为2～3MPa，地下存水量大，回踩水率只有27.6％，井间剩余油饱和度为46.3％。
(1)根据油田地质特征及开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度＜1800m，剩余油饱和度＞0.35，油层厚度＞10.0m，油层孔隙度＞0.2，油层渗透率＞200mD，原油粘度＜100000mPa·s。
(2)首先是蒸汽吞吐过的油藏，进行井间的温度评价，依据观察井监测资料，确认井间温度达到原油拐点温度。
(3)根据物理模拟研究结果和剩余油饱和度确定火烧阶段注气强度、火烧加蒸汽复合驱阶段注气/汽强度。
(4)转入火烧油层方式开采，以2.35Nm3/(m2·h)的通风强度向油层注入空气，通过在生产井监测产出气体中O2、CO、CO2等组分的含量来判断油层燃烧情况。
(5)根据生产井监测资料，判定达到稳定燃烧转入火烧加蒸汽复合驱开采。转入复合驱开采，将注入方式由注入单一的空气改为水蒸汽与空气混合后一同注入，控制水蒸汽与空气的比例即汽气比小于16kg/Nm3。一般以0.7～1.3Nm3/(m2·h)的通风强度注入空气，根据优化的汽气比及注空气强度确定注入水蒸汽的量。加强注入井压力、生产井产出尾气组分监测，根据尾气中O2含量减小注汽强度，适当增大注入水蒸汽量，保证注入压力不降低。预测火烧加蒸汽复合驱生产10年，可提高采收率37％，最终采收率可达到56％。
实施例3
油田3油层埋深-875～-1015m，有效厚度42～70m。平均孔隙度25.0％，平均渗透率1335mD。原油粘度高，50℃平均脱气原油粘度59834mPa·s。直井-水平井组合，井距70m。前期以蒸汽吞吐开发为主，目前地层压力低，仅为2.0MPa，地下存水量大，回采水率65％，井间剩余油饱和度最高56％。
(1)根据油田地质特征及开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度＜1800m，剩余油饱和度＞0.35，油层厚度＞10.0m，油层孔隙度＞0.2，油层渗透率＞200mD，原油粘度＜100000mPa·s。
(2)首先是蒸汽吞吐过的油藏，进行井间的温度评价，依据观察井监测资料，确认井间温度达到原油拐点温度。
(3)根据物理模拟研究结果和剩余油饱和度确定火烧阶段注气强度、火烧加蒸汽复合驱阶段注气/汽强度。
(4)转入火烧油层方式开采，以2.80Nm3/(m2·h)的通风强度向油层注入空气，通过在生产井监测产出气体中O2、CO、CO2等组分的含量来判断油层燃烧情况。
(5)根据生产井监测资料，判定达到稳定燃烧转入火烧加蒸汽复合驱开采。转入复合驱开采，将注入方式由注入单一的空气改为水蒸汽与空气混合后一同注入，控制水蒸汽与空气的比例即汽气比小于16kg/Nm3。一般以0.7～1.3Nm3/(m2·h)的通风强度注入空气，根据优化的汽气比及注空气强度确定注入水蒸汽的量。加强注入井压力、生产井产出尾气组分监测，根据尾气中O2含量减小注汽强度，适当增大注入水蒸汽量，保证注入压力不降低。预测火烧加蒸汽复合驱生产9.5年，可提高采收率50％，最终采收率可达到66.3％。
如上述，已经清楚详细地描述了本发明提出的方法。但是，尽管本发明的优选实施例详细描述并解释了本发明，本领域普通的技术人员也可以理解，在不背离所附权利要求定义的本发明的精神和范围的情况下，可以在形式和细节中做出多种修改。
Claims (5)
1.一种利用火烧和蒸汽复合驱联合开采稠油的方法，其包括以下步骤：
1)选定油藏：根据油藏基础井网开发阶段所获取的动静态资料，选定满足火烧和蒸汽复合驱联合开发条件的油藏；选定油藏满足以下条件：油层深度＜1800m，剩余油饱和度＞0.35，油层厚度＞10.0m，油层孔隙度＞0.2，油层渗透率＞200mD，原油粘度＜100000mPa·s；
2)首先进行蒸汽吞吐方式开采油藏：
(1)选用行列井网或面积井网或直井-水平井组合，井距为70m～150m；
(2)以10t/m～120t/m的注汽强度连续注入水蒸汽，注入5天到3周；
(3)焖井3～10天，然后开井生产；
(4)当单井日产量低于经济极限产量后，再按照步骤2)中的步骤(2)-(3)进行下一轮的注汽、焖井、采油；
(5)以连续实施一次步骤(2)-(3)为一个蒸汽吞吐周期，连续实施蒸汽吞吐5～10个周期；
3)转入火烧油层方式开采：
(1)在连续实施蒸汽吞吐5～10个周期之后，在井间的温度达到原油拐点温度时，应用点火技术对油层进行点火；
(2)当点火成功后，以2～4Nm3/(m2·h)的通风强度向油层注入空气，通过在生产井检测产出气体中O2、CO、CO2的组分含量来判断油层燃烧情况；
(3)调整注气强度维持燃烧；
4)当达到稳定燃烧后，转入复合驱开采，将注入方式由注入单一的空气改为水蒸汽与空气混合后一同注入；控制水蒸汽与空气的比例即汽气比小于16kg/Nm3。一般以0.7～1.3Nm3/(m2·h)的通风强度注入空气，根据优化的汽气比级注空气强度确定注入水蒸汽的量。。
5)加强注入井压力、生产井产出尾气组分监测，根据尾气中O2和CO2含量调整空气/水蒸汽的注入强度，并保持注入压力不降低。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的点火技术为电点火、化学试剂点火或者自燃点火中的一种。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的点火成功后稳定燃烧条件是产出的尾气中CO2含量在12％～18％，视H/C比应小于3。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，注入混合气/汽配比的原则是保持燃烧区域(高温区)内氧原子浓度平衡，注入水蒸汽井底干度大于40％。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，通过实验测得或按经验公式To＝8.6lgμ50+22.5求得原油拐点温度，即粘度发生急剧变化点的温度。
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