CN103912252A - 一种湿式火烧吞吐采油方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种湿式火烧吞吐采油方法，包括步骤：1）将油井洗井后，向油藏注入氧化剂，点火使油藏中原油氧化和裂解生成的类焦炭组分在高压氧化剂中就地燃烧以加热油层，2）注完氧化剂或注入氧化剂的同时注入水降低近井地层的高温，然后焖井3-10天后进行采油，3）采油100-700天后，开始下一轮注入氧化剂、点火、注水、焖井和采油的过程。本发明提出的方法，在注入氧化剂后向油藏注入水，水流经已燃烧区并将热量携带到油藏深部，扩大油藏加热范围，又可防止油井附近温度过高。本发明的湿式火烧吞吐采油方法使地层水和注入水汽化产生蒸汽，综合利用燃烧产生的热量、烟气和蒸汽复合开采，提高了原油产量和采收率，采收率达70%以上。

Description

一种湿式火烧吞吐采油方法

技术领域

本发明属于从井中开采油的领域，具体涉及一种使用热能的开采油方法。

背景技术

世界稠油和沥青砂的资源量丰富，储量是常规石油资源的3倍以上。我国稠油储量预计超过200亿吨，占油气总储量的20%以上，且动用程度较低。随着常规石油可采储量不断减少，新发现大型油田的机率变小，稠油和沥青砂将是未来主要油气资源之一。但是，稠油中胶质和沥青质含量高，粘度达几十至几十万mPa·s，流动性差，水驱、化学驱和气驱等方法无法开采或开采效果差，主要采用热力采油方法。蒸汽吞吐、蒸汽驱和蒸汽辅助重力泄油（Steam Assisted GravityDraingage，简称SAGD）等注蒸汽方法是目前应用范围最广、开采效果最好的热力采油方法，目前约有80%的稠油和沥青砂是依靠注蒸汽采出的。但是，注蒸汽热力采油方法存在的主要问题有：一是地面和井筒热损失高（高达10-30%以上）；二是蒸汽冷凝后的油水两相流动会影响稠油产量，且冷凝后的热水会吸收大量热量；三是井底和地层内的蒸汽相分离及蒸汽超覆会降低热利用率和波及效率；四是不适用于深层、海上、沙漠和强水敏油藏；五是开采的中后期的产量低、油汽比低、经济效益差，需要转换开发方法。特别地，采油平台空间有限的海上稠油油藏、水源缺乏的沙漠稠油油藏及深层稠油油藏很难实施注蒸汽热采，目前主要靠常规冷采方法进行开采，采油速度和采收率低，亟待采用有效的稠油开采新方法。

张方礼.（火烧油层技术综述.特种油气藏，2011,18(6)：1-5,65.）介绍了火烧油层技术的研究与应用进展情况。火烧油层（In-situCombustion）是一种非常有潜力的热力采油方法，20世纪初就提出了燃烧部分地下稠油储量向油层传递热量和驱动原油来提高产量的设想。该方法直到1952年才开始被较广泛采纳。经过几十年的研究和发展，火驱采油方法已成为一种有效的稠油热力开采方法。火烧油层是使稠油在油藏压缩空气（或氧气）中部分燃烧。在不断注入空气（或氧气）时，油藏中的燃烧前缘从注入井向采油井传播。当火焰前缘通过储集层时，会使油和水高温汽化，同时砂中某些矿物的组成也会变化。蒸汽被驱动至火焰前缘前面较冷的油层部分冷凝。这样汽化、驱动和冷凝的过程不断反复向外扩展，最终，油通过采油井被开采至地面。在火烧油层开采过程中，供燃烧的燃料是蒸汽和燃烧产生烟气驱替后残留的焦。

火烧油层采油方法的优势在于：注入剂是空气或者氧气，成本低且来源广；火烧油层的驱油效率高，可达80-90%；地面消耗能量少，同样规模油藏火烧油层所消耗地面能量只是蒸汽驱的1/4-1/5，主要消耗的能源是蒸汽驱或其它强化采油所采不出的残余油；油藏适用性比较广泛，可用于一次、二次和三次采油，不但适合于一般轻油油藏和一般稠油油藏，而且对于油层较薄或埋藏较深、注蒸汽无法经济开采的稠油油藏，均可采用火烧油层方法进行开采。

常规火烧油层的工艺方式是指火烧油层驱油或火驱，主要有干式正向燃烧、湿式正向燃烧和反向干式燃烧三种。干式正向燃烧是向注入井注入空气（或氧气），并在注入井点火，燃烧前缘随着不断注入空气而向采出井推进，但燃烧前缘后面已燃区温度高、热量利用率低，且向采出井驱替未加热的稠油、阻力大，在燃烧前缘接近采出井前主要是依靠火烧油层产生尾气的“冷采”，对于粘度较低的稠油具有一定的提高产量和采收率的效果，而对粘度较高的稠油，还必须通过采出井蒸汽吞吐开采，尾气主要起到增大油藏压力的作用；湿式正向燃烧与干式正向燃烧相似，但在注入空气（或氧气）同时注入一定比例的水，水流经已燃区时被加热、汽化，携带大量的热量，提高了热效率，但仍存在驱替未加热稠油阻力大、影响燃烧前缘温度甚至熄火的问题；反向燃烧是向注入井注入空气（或氧气），而在采出井点火，在原理上向采出井驱替的是加热过的原油，但是存在点火困难、稠油低温氧化、燃烧前缘不稳定和控制困难等不足。因此，现有火烧油层方法都存在开采机理复杂、工艺技术要求高和技术经济风险大的问题。

专利CN101161987B（火烧吞吐开采稠油的工艺技术）提出了一种火烧吞吐开采稠油的工艺技术，采用电热器点火、天然气点火或自燃点火等点火技术，将油（水）井油层加热到450℃以上的温度，用空气压缩机向油（水）井内连续注入空气（富氧）15-25天后停止点火，焖井5-10天，开井生产（注水），达到增产增注的目的。主要是针对高轮次吞吐开采井进行开采，也适用于未实施蒸汽吞吐开采的油（水）井同样适用。该专利所述的火烧吞吐开采稠油的工艺技术未提及点火前的通井过程，而未通井容易产生点火不均匀，且在井筒内有爆炸和回火的风险；另外，该专利提出的工艺中需停止点火并焖井后进行开井生产（注水），所述注水是指注水井注水驱油，而在注入空气（富氧）过程中或注入空气（富氧）后不注水，这样在进行火烧吞吐开采时，油井在焖井和采油期间处于高温环境，油井管柱容易产生高温损坏，并且，采出液温度过高。

发明内容

本发明针对现有火烧采油技术的不足，提出一种湿式火烧吞吐采油方法。

实现本发明目的的技术方案为：

一种湿式火烧吞吐采油方法，其包括步骤：

1）将油井洗井后，向油藏注入氧化剂，点火使油藏中原油氧化和裂解生成的类焦炭组分在高压氧化剂中就地燃烧；

2）在点火后注入水降低近井地层的高温，然后焖井3-10天后进行采油，依靠火烧产生的热量和烟气及注入水和地层水产生的高温蒸汽或热水进行复合采油，提高原油产量和采收率；

3）采油100-700天（约3个月-2年）后，开始下一轮次注入氧化剂、点火、燃烧、注水、焖井和采油的过程。

步骤1)中，氧化剂为气体，注入油层后体积压缩，因此是高压氧化剂。

步骤1)点火之后从已燃烧区5依次向外可划分为燃烧前缘6、裂解蒸发区7，冷凝加热区8，气体波及区9（参见图1和图2），裂解蒸发区7的温度高达300-500℃以上，原油中组分会在高温作用下裂解产生焦炭或类焦炭物质和轻质组分，反应式为

式（2）中，Q₁为高温裂解反应吸收的热量，kj。

燃烧区的温度可达500℃以上，蒸汽与气体（包括加热原生地层水产生的蒸汽、CO₂、CO、燃烧产生的H₂O、N₂、未参加燃烧的O₂及原油高温蒸馏和裂解产生的烃类气体）驱动后残留的焦炭或类焦炭物质和重质组分与O₂反应而发生燃烧，同时，裂解蒸发区裂解产生的CH₄等轻质组分也会部分参与高温燃烧反应:

C_coke＋O₂→CO₂+Q₂    （2）

$C_k{H}_j+(k+\frac{j}{4})O_2\→{\mathrm{kCO}}_2+\frac{j}{2}{H}_{2}O+Q_3---\left(3\right)$

式中，Q₂为焦炭或类焦炭物质燃烧放出的热量，是火烧油层的主要热量来源，kj；

Q₃为裂解产生的CH₄等轻质组分及原油中某些组分燃烧放出的热量，也是火烧油层的另一个热量来源，kj。

冷凝加热区属于蒸汽与热水的两相区，蒸汽凝结放出大量的潜热，温度取决于油层压力，一般在100-300℃范围内，在这个温度下，原油中某些组分在高温作用下会因反应环境不同而发生水热裂解或者聚合等反应。如原油中的含硫化合物在水热作用下会生成轻质组分、CO₂、H₂、H₂S和CH₄等。

式中，R为烃类基团；Q₄为水热裂解反应吸收的热量，kj。

当有余氧存在时，原油容易发生低温氧化反应，生成酮类等复杂的含氧化合物，同时放出热量：

式中，R₁和R₂为烃类基团；Q₅为水热裂解反应吸收的热量，kj。

冷油区（图1中气体波及区9之外的区域）的温度接近油藏温度，当有余氧存在时，原油也会发生与集油集水区相似的低温氧化反应，同时放出热量Q₆。

常规火烧油层驱油时，蒸发和裂解蒸馏后残留的焦炭等燃料量对于维持燃烧前缘稳定和保证火烧油层的效果非常重要，当原油中重质组分含量低、蒸发和裂解蒸馏残留燃料少时，燃烧前缘很难维持稳定，容易熄火。但是，在本发明的湿式火烧吞吐采油过程中，由于部分裂解产生的轻质组分参与了燃烧前缘的高温燃烧，有利于维持燃烧前缘的稳定。

其中，所述油藏为单层的稠油油藏，厚度2-100m，其可以是厚层油藏，也可以是薄层油藏；所述稠油油藏为纯油藏，或具有边底水和/或气顶的油藏。

所述单层的稠油油藏可以是水平油藏，也可以是倾斜油藏。

所述洗井作业是在注入氧化剂前，向油井注入蒸汽和/或溶剂进行循环，将油井井筒内的原油清除，提高氧化剂注入能力，并确保注入氧化剂时的安全。

其中，所述氧化剂为空气、富氧空气或氧气中的一种，注气强度为100-3000m³(标况下)每米井段。所述富氧空气是空气与氧气混合的气体，氧气的

所述油井为直井、斜井或水平井。

所述在油井完井时，设置有耐高温、耐腐蚀材料的套管、筛管或衬管。所述套管的管材可选自J55、K55、N80、L80、C90、T95、P110、Q125、V150中的一种，所述衬管可以为碳钢、合金，所述衬管的基材可以为316L和/或15CrMo，型号为常规的筛管型号。

所述火烧产生的烟气包括注入空气中的N₂、燃烧产生的CO₂、CO和少量蒸汽。

本发明根据油藏性质及设计加热的油藏范围（即加热半径），计算消耗的原油燃料量及注入空气量。其中，油藏岩石和流体吸收的热量等于高温燃烧和低温氧化反应放出热量减去向上覆地层和下伏地层的热损失，即

式中，Q_放为火烧油层总放热量，kj；Q_损为向上覆地层和下伏地层的热损失量，kj；V为加热油藏体积，m³；

设注空气火烧油层热效率为E_h，燃烧放出热量为

设消耗每摩尔O₂燃烧放出热量为那么注入阶段t内加热区（半径为r）平均温度达到所需空气注入速度即可确定。

进一步地，所述步骤1)注入空气的速度由油藏的初始温度T₀和燃烧后油层的平均温度T确定，计算的公式为：

$v_{\mathrm{Air}}=\frac{0.107\mathrm{\π}{r}^{2}L(\stackrel{\‾}{T}-T_0)[\mathrm{\φ}(S_o{c}_o{\mathrm{\ρ}}_o+S_w{c}_w{\mathrm{\ρ}}_w)+(1-\mathrm{\φ})c_r{\mathrm{\ρ}}_r]}{\stackrel{\‾}{Q}{E}_{h}t}---\left(8\right)$

所述燃烧后油层的平均温度为100-300℃；

式（1）中，r为加热半径；L为井段长度，φ为油层孔隙度；S₀和S_w分别为油水饱和度，c₀、c_w、和c_r分别为油、水和岩石骨架的比热容，kj/(kg·℃)，ρ_o、ρ_w和ρ_r分别为油、水和岩石骨架的密度，kg/m³，消耗每摩尔O₂燃烧放出热量为0.107为换算系数。

加热半径r根据下式估算

$r=\sqrt{\frac{V_{\mathrm{Air}}}{\mathrm{\πL\φ}\stackrel{\‾}{S_g}}\frac{P_{0}T}{{\mathrm{PT}}_0}}---\left(9\right)$

式中，r为加热半径，m；V_Air为设计注入空气量(标准状况下)，m³；L为完井段长度；φ为孔隙度；为平均含气饱和度；P₀和T₀分别为标准状况下的压力和温度，单位分别为Pa和K；P和T分别为油层压力和温度，单位分别为Pa和K。

其中，所述步骤1）中，点火方式为：采用井底电加热400-500℃，油和氧化剂反应；或注入轻烃，燃烧式点火；或通入高温蒸汽加热油藏至300-400℃，催化剂中添加过渡金属盐。

所述过渡金属盐用做催化剂，降低着火温度，注空气后，即可燃烧。催化剂中添加过渡金属盐为本领域常规技术，可选用FeSO₄、VSO₄、环烷酸钴、环烷酸镍、环烷酸铁等。

其中，所述步骤2）中，注入水是在点火（点火需10-20天）之后，当井底温度高于500℃时，与氧化剂同时注入水（注入氧化剂时间为1-2个月），注水强度为3-50m³每米井段。

或，所述步骤2）中，注完氧化剂后注水，注水强度为3-50m³每米井段。若完井的材料耐高温，可当井底温度高于700℃时注水。注水速度较快，约需与氧化剂同时注水速度的2倍以上。

其中，所述步骤2）注入水的温度为15-200℃。可采用废热用水以降低成本。

进一步地，所述步骤3）中，当采油速度降至经济产量后，开始下一轮次注入氧化剂、点火、燃烧、注水、焖井和采油的过程；

或当采油速度没有降至经济产量，地层温度仍没有降至100℃以下时，开始下一轮开采。

所述经济产量由成品油价、采油成本等确定。通常采油100-700天后采油速度降至经济产量。或当采油速度没有降至经济产量时，开始下一轮开采，可以利用前一轮的热量。

其中，所述注入氧化剂、点火、燃烧、注水、焖井和采油的过程重复1-10次。优选重复3-5次。

本发提出的方法，可计算出火烧采油消耗的燃料。简化取放热量为焦炭或类焦炭物质高温燃烧放出热量，则高温燃烧消耗焦炭的质量为

$m_C=\frac{12}{1000}\·\frac{\mathrm{\ηV}(\stackrel{\‾}{T}-T_0)[\mathrm{\φ}(S_o{c}_o{\mathrm{\ρ}}_o+S_w{c}_w{\mathrm{\ρ}}_w)+(1-\mathrm{\φ})c_r{\mathrm{\ρ}}_r]}{Q_2}---\left(10\right)$

式中，m_C为高温燃烧消耗焦炭或类焦炭物质的质量（根据式（3）的反应，原油的成分计算得焦炭或类焦炭物质的质量），kg；η为加热效率，η=(Q_放－Q_损)/Q_放，取决于油藏性质、水平井参数、注空气速度等因素。

相应地，不考虑低温氧化等反应消耗的氧气时，焦炭或类焦炭物质燃烧氧气消耗量为

$V_{O_2}=\frac{m_C\×22.4}{12\·\mathrm{\λ}}---\left(11\right)$

式中，为高温燃烧消耗氧气在标准状况下的体积，m³；λ为氧气的利用率，小数。

则空气燃料比AFR（Air to Fuel Ratio）为

$\mathrm{AFR}=\frac{V_{O_2}}{m_C}=\frac{22.4}{12\·\mathrm{\λ}}---\left(12\right)$

从而可以简单估算将某一油藏范围V加热到特定温度时高温燃烧消耗燃料焦炭或类焦炭物质的质量m_C、消耗氧气的体积及空气燃料比AFR。

进一步地，若考虑裂解产和轻烃组分参与高温燃料反应，则需要将公式（9）中的Q₂转换为Q₂+Q₃，则消耗焦炭或类焦炭物质的质量为

$m_C=\frac{12}{1000}\·\frac{\mathrm{\ηV}(\stackrel{\‾}{T}-T_0)[\mathrm{\φ}(S_o{c}_o{\mathrm{\ρ}}_o+S_w{c}_w{\mathrm{\ρ}}_w)+(1-\mathrm{\φ})c_r{\mathrm{\ρ}}_r]}{Q_2+Q_3}---\left(13\right)$

消耗轻质组分C_kH_j的质量为

$m_{C_k{H}_j}=\frac{12k+j}{1000}\·\frac{\mathrm{\ηV}(\stackrel{\‾}{T}-T_0)[\mathrm{\φ}(S_o{c}_o{\mathrm{\ρ}}_o+S_w{c}_w{\mathrm{\ρ}}_w)+(1-\mathrm{\φ})c_r{\mathrm{\ρ}}_r]}{Q_2+Q_3}---\left(14\right)$

高温燃烧氧气消耗量为

$V_{O_2}=\frac{m_C\×22.4}{12\·\mathrm{\λ}}+\frac{m_{C_k{H}_j}\×22.4}{\mathrm{\λ}(12k+j)}---\left(15\right)$

空气燃料比为

$\mathrm{AFR}=\frac{V_{O_2}}{m_C+m_{C_k{H}_j}}---\left(16\right)$

从而估算出将某一油藏范围V加热到特定温度时高温燃烧消耗燃料焦炭或类焦炭物质的质量m_C、消耗氧气的体积及空气燃料比AFR。

本发明的湿式火烧吞吐采油方法针对的主要技术矛盾是采出流体的高温和腐蚀对采油设备的影响，需要在注入氧化剂（空气、富氧空气或氧气）的同时或者之后注入水，还需要采用适当的完井方式和采油设备。

本发明的湿式火烧吞吐采油方法利用了高温燃烧产生的热量、烟气（N₂、CO₂、CO和少量蒸汽）、裂解产生的烃气及地层水和注入水汽化产生蒸汽的作用，其增产机理主要包括如下几方面：

（1）加热与气体溶解的降低稠油粘度作用和解除油层堵塞作用，加热包括燃烧放出热量的加热作用及地层水和注入水汽化产生蒸汽（或热水）的加热作用。

（2）注入水降低井筒附近地层温度、携带热量和扩大加热范围的作用。

（3）注入空气中的N₂和燃烧产生的CO₂等气体的保持地层压力作用和膨胀驱动作用。

（4）加热后油层弹性能量的释放。火烧油层产生的大量热量一方面导致原油和水膨胀，另一方面导致岩石膨胀，减小孔隙体积，从而增加采油量。

（5）重力驱作用，气体与稠油的重力差异可强化重力驱油作用。

（6）高温下的裂解和化学改质稠油作用。原油中某些组分在火烧油层的高温下产生裂解和化学改质原油作用，使原油轻馏分增多、品质改善。

（7）高温蒸汽、烟气及原油裂解产生轻馏分的溶剂抽提作用。

（8）改善油相渗透率作用。主要是由岩石的润湿性改变所引起。

（9）高温蒸汽和烟气降低油水界面张力，改善液阻和气阻效应，降低原油流动阻力。

（10）回采过程中原油吸收已燃烧区域的余热。

（11）降压后地层的压实作用。

（12）预热作用。前一周期对下一周期具有预热地层的作用。

本发明的湿式火烧吞吐采油方法的关键是要快速高效地点火。尤其是水平井进行湿式火烧吞吐采油时，由于井段长，点火油藏范围大，点火时需要大功率的加热器（10-100KW）或者采用过渡金属盐等能够降低火烧燃点的高效化学助燃剂。

本发明的湿式火烧吞吐采油方法具有如下有益效果：

（1）在注入氧化剂后向油藏注入一定量的水，水流经高温的已燃烧区并将热量携带到油藏深部，既可扩大油藏加热范围，又可防止油井附近温度过高。有时为了降低注入氧化剂燃烧时产生的高温，可以在注入氧化剂的同时向油井注水。

（2）本发明的湿式火烧吞吐采油方法是一种采收率非常高的复合采油方法。由于就地火烧油层产生热量和烟气，使地层水和注入水汽化产生蒸汽（或热水），通过加热油层、烟气和蒸汽（或热水）的复合开采作用，可以大幅度提高原油采收率，采收率可达70%以上。

（3）本发明的湿式火烧吞吐采油方法是采油速度非常快的强化采油方法，注入氧化剂（空气、富氧空气或氧气）使原油中部分组分就地燃烧，热效率要明显高于注蒸汽，并由于回采过程中能够有效吸收已燃区的热量，其热效率也明显高于火驱；由于火烧油层产生大量的热量、蒸汽（热水）和气体，可以大大提高油层温度和压力，达到很高的采油速度，年采油速度可达地质储量的3-5%，甚至更高。

（4）开采初期的峰值期是主要产油期，采油强度一般可达1-10m³/(天·m)，如水平井段长度为300m的普通稠油油藏火烧油层后的峰值期产油量可达300m³/天以上，采油强度高低取决于油藏条件、完井状况和注采参数。峰值期增产油量占火烧油层周期增产油量的1/2-2/3以上。峰值期后的递减期原油产量下降较快。为了在湿式火烧吞吐采油过程中快速采油，要保证油井机械采油设备的举升能力、地面设施及采油工艺。

（5）单井作业，对油藏的地质条件要求低，且以空气、富氧空气或氧气和水作为注入介质，适用范围比蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD和火驱大得多，适用于浅井或深井，薄层或厚层，稀油、普通稠油或者超稠油，无边底水油藏或边底水发育油藏。由于注水量少，还可用于水敏性地层及海上和沙漠等复杂环境。本发明的湿式火烧吞吐采油方法既可作为新开发油藏的强化采油方法，也可作为天然能量开采、水驱和蒸汽吞吐开发油藏的进一步提高采收率方法。

（6）本发明的湿式火烧吞吐采油方法生产见效快，经济回收期短，经济效益好，技术经济风险也远远低于蒸汽驱、SAGD和火驱。

附图说明

图1为实施例1水平井湿式火烧吞吐采油方法的示意图。

图2为实施例2直井湿式火烧吞吐采油方法的示意图.

图3为实施例1水平井三种吞吐开采方式的采油速度随时间变化图。

图4为实施例1累积采油量随时间变化图。

图5为实施例1产水率随时间变化图。

图6为实施例1生产汽油比随时间变化图。

图7为实施例1注入空气后及注入水后的油藏温度剖面图，其中，a为注入空气后油藏温度剖面图，b为注入水后的油藏温度剖面图。

图8为实施例1第3轮次注入水后的气体饱和度剖面图。

图9为实施例2三种吞吐开采方式的采油速度随着生产时间的变化图。

图10为实施例2累积采油量随着生产时间的变化图。

图11为实施例2产水率随着生产时间的变化图。

图12为实施例2生产气油比随着时间的变化图。

图13为实施例2注入空气后及注入水后的油藏温度剖面图，其中，a为注入空气后油藏温度剖面图，b为注入水后的油藏温度剖面图。

图14为湿式火烧吞吐第3轮次注入水后的气体饱和度剖面图。

图中，1为1是油藏，2是上覆岩层，3是下伏岩层，4是水平井，4’是直井，5是已燃烧区，6是燃烧前缘，7是裂解蒸发区，8是冷凝加热区，9是气体波及区，10是注入的氧化剂，11是注入的水。

具体实施方式

现以下列最佳实施例来说明本发明，但不用来限制本发明的范围。若未特别指明，实施例中所用的技术手段为本领域技术人员所熟知的常规手段。

实施例1：

参见图1。本实施例针对单层的稠油油藏，渤海南堡油藏中一个大小为600m×200m×20m的深层普通稠油油藏，油藏顶深为1000m，厚度为20m，1口水平井段长300m的水平井，具体油藏参数和井参数见表1。建立一个20×40×20个网格的均质油藏地质模型，采用ECLIPSE的THERMAL热采模拟器模拟计算了水平井湿式火烧吞吐采油3个轮次的开采效果，为了比较，还分别模拟了水平井蒸汽吞吐3个轮次和水平井干式火烧吞吐3个轮次的开采效果。水平井采用套管完井。

在洗井清除水平井4井筒内原油后，以空气为氧化剂，向油层1中注入氧化剂10，通入1000吨高温蒸汽将近井地带的油藏加热至300-400℃，空气中添加过渡金属盐VSO₄，使部分原油组分在高压氧化剂10中燃烧（地层压力10MPa）。在不断注入氧化剂10时，燃烧前缘6从油井4向油藏1深部传播。当燃烧前缘6的高温使前部裂解蒸发区7中的原油部分裂解，并使水高温汽化。燃烧产生的烟气（主要是燃烧产生的CO₂和空气中未燃烧的N₂）和水汽化产生的蒸汽流经冷凝加热区8加热油层并冷凝。这样的裂解汽化和冷凝的过程不断反复向油藏深部扩展。这样裂解汽化和冷凝的过程不断反复向油藏深部扩展。待注入设计量的氧化剂后，停止注入氧化剂，向油藏注入水11，注水时间7-8天；水11流经高温的已燃烧区5并将热量携带到油藏深部，既可扩大油藏加热范围，又可防止油井4附近温度过高。也可在注入氧化剂10的同时注入水11，降低油井4附近已燃烧区5的高温。停止注入水11后焖井使油藏中流体和热量进行传递，然后开井采油，加热原油在弹性能和重力能等油藏天然能量及燃烧产生烟气和蒸汽（或热水）的驱替作用下流经油井4附近的高温已燃烧区5，并与岩石进行换热，原油温度进一步升高，粘度进一步降低，流向油井4并采至地面。当原油产量降至极限产量时，开始下周期的洗井、点火、注氧化剂、燃烧、注水、焖井和采油，如此，多周期循环进行湿式火烧吞吐采油。

模拟器采用C_coke、C_32-47、C_13-31、C_6-12、O₂和N₂-CO_x5个拟组分。共涉及5个化学反应：

C_coke+27.5O₂→22.0CO_x+11.0H₂O    (17)

C_32-47+5.0O₂→C_coke+C_13-31    (18)

C_32-47+45.15O₂→36.15CO_x+18.0H₂O    (19)

C_13-31+25.0O₂→20.0CO_x+10.0H₂O    (20)

C_6-12+11.0O₂→9.0CO_x+6.0H₂O    (21)

假设消耗每摩尔O₂燃烧放出热量为1144KJ，如果注入20天空气使加热区温度升高100℃，根据公式(1)，计算得空气最小注入速度应为11778m³/天（表2）。水平井湿式火烧吞吐、蒸汽吞吐和干式火烧吞吐的具体注采参数如表3所示。

表1水平井吞吐开采油藏地质参数及井参数

项目	值
		油藏模型中部深度（m）	1010
油藏模型厚度（m）	20
		油藏模型长度（m）	600
油藏模型宽度（m）	200
		孔隙度	0.34
水平渗透率（mD）	2000
		垂直渗透率为（mD）	1320
脱气稠油粘度（mPa·s，50℃）	5650
		原始含油饱和度	0.7
原始油藏温度（℃）	56
		原始油藏压力（MPa）	10
水平井水平井段长度（m）	300
		水平井距油藏底部距离（m）	5
水平井段井眼半径（m）	0.085

表2空气最小注入速度计算结果

估算最小注入速度	m3/h	450
			燃烧热	KJ/Kg	1144
地层加热效率	小数	0.6
			注入时间	小时	480
井段长	M	300
			加热半径	M	3.90
孔隙度	小数	0.34

加热区平均含油饱和度	小数	0.55
			加热区平均含水饱和度	小数	0.3
原油密度	Kg/m3	980
			水密度	Kg/m3	990
岩石密度	Kg/m3	2300
			原油比热	KJ/(Kg·K)	0.78
水比热	KJ/(Kg·K)	1.5
			岩石比热	KJ/(Kg·K)	0.5
油藏温度	℃	56
			加热腔平均温度	℃	156
最小注入速度	m3/h	421
			最小注入速度	m3/d	11778

表3水平井蒸汽吞吐、干式火烧吞吐和湿式火烧吞吐设计注采参数

水平井湿式火烧吞吐、蒸汽吞吐和干式火烧吞吐3种方案模拟计算的注采参数指标见表4。3种吞吐开采方式的采油速度随着生产时间的变化见图3，累积采油量随着生产时间的变化见图4，产水率随着生产时间的变化见图5，生产气油比随着时间的变化见图6。由表4可见，湿式火烧吞吐3个轮次累积采油量为44055.4吨，较蒸汽吞吐（累积采油量27787.4吨）增产原油16268吨，平均每轮次增产原油5000吨以上；较干式火烧吞吐（累积采油量41727.6吨）增产原油2327.7吨，平均每轮次增产原油近800吨。

表4水平井蒸汽吞吐、干式火烧吞吐和湿式火烧吞吐的注采指标

平井湿式火烧吞吐、蒸汽吞吐和干式火烧吞吐的经济效益估算见表5。由表5可见，水平井湿式火烧吞吐的经济效益均明显高于蒸汽吞吐，经济效益提高了4099.2万元。湿式火烧吞吐的经济效益较干式火烧吞吐提高了571.5万元。

表5水平井蒸汽吞吐、干式火烧吞吐和湿式火烧吞吐的经济效益估算

水平井湿式火烧吞吐第3轮次注入空气后及注入水后的油藏温度剖面见图7，在第3轮注入水后近井地带的平均温度由注水前459.7℃降为322.3℃。与直井湿式火烧吞吐相似，采用本发明的湿式火烧吞吐采油方法，在注入空气后注入一定量的水可以降低近井地带的高温，并且，注入水可携带已燃烧区的热量，扩大加热范围，改善开采效果，周期采油量高于干式火烧吞吐。

水平井湿式火烧吞吐第3轮次注入水后的气体饱和度剖面见图8，火烧产生的烟气与油藏原油相互作用，一方面可以溶解降低原油粘度，另一方面，可以溶解使原油膨胀，提高地层压力，在采油过程中起到溶解气驱的作用。

由本实施例的深层普通稠油水平井湿式火烧吞吐、蒸汽吞吐和干式火烧吞吐的数值模拟可知：对于深层普通稠油油藏，本发明的湿式火烧吞吐的采油量和经济效益高于干式火烧吞吐，大大高于蒸汽吞吐。并且，湿式火烧吞吐过程中，在注入空气后注入一定量的水可以降低近井地带的高温，同时，注入水可携带已燃烧区的热量，扩大加热范围，改善开采效果。

实施例2

参考图2，图2是直井湿式火烧吞吐采油方法的示意图。图2中，1是油藏，2是上覆岩层，3是下伏岩层，4’是直井，5是已燃烧区，6是燃烧前缘，7是裂解蒸发区，8是冷凝加热区，9是气体波及区，10是注入的氧化剂，11是注入的水。

在本实施例中，在洗井清除直井4井筒内原油后，向油层1中注入氧化剂10，同时30KW电加热器加热至400℃点火，使部分原油组分在高压氧化剂10中燃烧。在不断注入氧化剂10时，燃烧前缘6从油井4向油藏1深部传播。当燃烧前缘6的高温使前部裂解蒸发区7中的原油部分裂解，并使水高温汽化。燃烧产生的烟气（主要是燃烧产生的CO₂和空气中未燃烧的N₂）和水汽化产生的蒸汽流经冷凝区8加热油层并冷凝。这样的裂解汽化和冷凝的过程不断反复向油藏深部扩展。这样裂解汽化和冷凝的过程不断反复向油藏深部扩展。待注入氧化剂并点火后，监测温度大于500℃时与氧化剂同时向油藏注入水11，注入速度较慢，约30-45天注完（与氧化剂注入同时。氧化剂注入2个月，其中点火十几天），水11流经高温的已燃烧区5并将热量携带到油藏深部，既可扩大油藏加热范围，又可防止油井附近温度过高。也可在注入氧化剂10的同时注入水11，降低油井直井4’附近已燃烧区5的高温。停止注入水11后焖井使油藏中流体和热量进行传递，然后开井采油，加热原油在弹性能和重力能等油藏天然能量及燃烧产生烟气和蒸汽（或热水）的驱替作用下流经直井4’附近的高温已燃烧区5，并与岩石进行换热，原油温度进一步升高，粘度进一步降低，流向直井4’并采至地面。当原油产量降至极限产量时，开始下周期的洗井、点火、注氧化剂、燃烧、注水、焖井和采油，如此，多周期循环进行湿式火烧吞吐采油。

辽河曙光油田，馆陶油藏的一个200m×200m×20m的稠油油藏，油藏顶深为700m，厚度为20m，1口直井的完井段长20m，具体油藏参数见表6。建立了40×40×10个网格的均质油藏地质模型。本实施例中采用注入空气后注水的湿式火烧吞吐采油方法，采用ECLIPSE的THERMAL热采模拟器模拟计算了直井湿式火烧吞吐采油3个轮次的开采效果，为了比较，还分别模拟了蒸汽吞吐3个轮次和干式火烧吞吐3个轮次的开采效果。

模拟器的模拟组分和化学反应与实例1相同。假设消耗每摩尔O₂燃烧放出热量为1144KJ，注入20天空气使加热区温度升高200℃，地层加热效率为0.4，根据上述公式7，计算得空气最小注入速度应为2356m³/天。

水平井湿式火烧吞吐、蒸汽吞吐和干式火烧吞吐的具体注采参数如表7所示。

表6直井吞吐开采油藏地质参数及井参数

项目	值
		油藏模型中部深度（m）	710
油藏模型厚度（m）	20
		油藏模型长度（m）	200
油藏模型宽度（m）	200
		孔隙度	0.35
水平渗透率（mD）	2000
		垂直渗透率为（mD）	1320
稠油粘度（mPa·s，50℃）	368500
		原始含油饱和度	0.65
原始油藏温度（℃）	40
		原始油藏压力（MPa）	6.5
原始溶解气油比	0
		直井完井段长度（m）	20
直井半径（m）	0.1

表7直井蒸汽吞吐、干式火烧吞吐和湿式火烧吞吐设计注采参数

直井蒸汽吞吐、干式火烧吞吐和湿式火烧吞吐3种方案模拟计算的注采参数指标见表8。3种吞吐开采方式的采油速度随着生产时间的变化见图9，累积采油量随着生产时间的变化见图10，产水率随着生产时间的变化见图11，生产气油比随着时间的变化见图12。由表8可见，干式火烧吞吐3个轮次累积采油量为8969.9吨，较蒸汽吞吐的7465.7吨，共增产原油1504.2吨，平均每轮次增产原油500吨以上；湿式火烧吞吐3个轮次累积采油量为9444.9吨，较蒸汽吞吐增产原油1979.2吨，平均每轮次增产原油650吨以上。

直井蒸汽吞吐、干式火烧吞吐和湿式火烧吞吐的经济效益估算见表9，由表9可见，干式火烧吞吐和湿式火烧吞吐的经济效益均明显高于蒸汽吞吐，分别提高了339.4万元和454.5万元。而湿式火烧吞吐的经济效益要高于干式火烧吞吐，提高了115.1万元。

表8直井蒸汽吞吐、干式火烧吞吐和湿式火烧吞吐的注采指标

注气注水时监控油藏的温度，注水前后的温度比较如图13。图13中，右图为注水之前的温度，左图为注水之后的温度。

表9直井蒸汽吞吐、干式火烧吞吐和湿式火烧吞吐的经济效益估算

湿式火烧吞吐第3轮次注入水后的气体饱和度剖面见图14，火烧产生的烟气与油藏原油相互作用，一方面可以溶解降低原油粘度，另一方面，可以溶解使原油膨胀，提高地层压力，在采油过程中起到溶解气驱的作用。

由本实施例的直井蒸汽吞吐、干式火烧吞吐和湿式火烧吞吐的数值模拟可知：本发明的湿式火烧吞吐的采油量和经济效益高于干式火烧吞吐，大大高于蒸汽吞吐。并且，湿式火烧吞吐过程中，在注入空气后注入一定量的水可以降低近井地带的高温，同时，注入水可携带已燃烧区的热量，扩大加热范围，改善开采效果。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和替换，这些改进和替换也应视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种湿式火烧吞吐采油方法，其特征在于，包括步骤：

1）将油井洗井后，向油藏注入氧化剂，点火使油藏中原油氧化和裂解生成的类焦炭组分在高压氧化剂中就地燃烧；

2）在点火后，注入水以降低近井地层的高温，然后焖井3-10天后进行采油，依靠火烧产生的热量和烟气及注入水和地层水产生的高温蒸汽或热水进行复合采油，提高原油产量和采收率；

3）采油100-700天后，开始下一轮次注入氧化剂、点火、燃烧、注水、焖井和采油的过程。

2.根据权利要求1所述的湿式火烧吞吐采油方法，其特征在于，所述油藏为单层的稠油油藏，厚度2-100m；所述稠油油藏为纯油藏，或具有边底水和/或气顶的油藏。

3.根据权利要求1所述的湿式火烧吞吐采油方法，其特征在于，所述氧化剂为空气、富氧空气或氧气中的一种，注气强度为100-3000m³(标况下)每米井段；

所述油井为直井、斜井或水平井；所述油井在完井时，采用有耐高温、耐腐蚀材料的套管、筛管或衬管。

4.根据权利要求3所述的湿式火烧吞吐采油方法，其特征在于，所述步骤1)注入空气的速度由油藏的初始温度T₀和燃烧后油层的平均温度T确定，计算的公式为：

$v_{\mathrm{Air}}=\frac{0.107\mathrm{\π}{r}^{2}L(\stackrel{\‾}{T}-T_0)[\mathrm{\φ}(S_o{c}_o{\mathrm{\ρ}}_o+S_w{c}_w{\mathrm{\ρ}}_w)+(1-\mathrm{\φ})c_r{\mathrm{\ρ}}_r]}{\stackrel{\‾}{Q}{E}_{h}t}---\left(8\right)$

所述燃烧后油层的平均温度为100-300℃；

式（1）中，r为加热半径；L为井段长度，φ为油层孔隙度；S₀和S_w分别为油水饱和度，c₀、c_w和c_r分别为油、水和岩石骨架的比热容，kj/(kg·℃)，ρ_o、ρ_w和ρ_r分别为油、水和岩石骨架的密度，kg/m³，消耗每摩尔O₂燃烧放出热量为

确定加热半径的公式为：

$r=\sqrt{\frac{V_{\mathrm{Air}}}{\mathrm{\πL\φ}\stackrel{\‾}{S_g}}\frac{P_{0}T}{{\mathrm{PT}}_0}}---\left(9\right)$

式中，r为加热半径，m；V_Air为设计注入空气量(标准状况下)，m³；L为完井段长度；φ为孔隙度；为平均含气饱和度；P₀和T₀分别为标准状况下的压力和温度，单位分别为Pa和K；P和T分别为油层压力和温度，单位分别为Pa和K。

5.根据权利要求1所述的湿式火烧吞吐采油方法，其特征在于，所述步骤1）中，点火方式为：采用井底电加热400-500℃，使原油和氧化剂反应燃烧；或注入轻烃，采用燃烧式点火；或通入高温蒸汽加热油藏至300-400℃，并添加过渡金属盐催化剂以降低原油燃烧温度。

6.根据权利要求1所述的湿式火烧吞吐采油方法，其特征在于，所述步骤2）中，注入水是在点火之后，当井底温度高于500℃时，在注氧化剂的同时注入水，注水强度为3-50m³每米井段。

7.根据权利要求1所述的湿式火烧吞吐采油方法，其特征在于，所述步骤2）中，注完氧化剂后注入水，注水强度为3-50m³每米井段。

8.根据权利要求6或7所述的湿式火烧吞吐采油方法，其特征在于，所述步骤2）注入水的温度为15-200℃。

9.根据权利要求1所述的湿式火烧吞吐采油方法，其特征在于，所述步骤3）中，当采油速度降至经济产量后，开始下一轮次注入氧化剂、点火、燃烧、注水、焖井和采油的过程；

或当采油速度没有降至经济产量，地层温度没有降至100℃以下时，开始下一轮开采。

10.根据权利要求1所述的湿式火烧吞吐采油方法，其特征在于，所述注入氧化剂、点火、燃烧、注水、焖井和采油的过程重复1-10次。