一种海上油田火烧油层开发的方法技术领域
本发明涉及一种海上油田火烧油层开发的方法，属于石油开发技术领域。
背景技术
火烧油层是稠油热采的关键技术之一，在罗马尼亚、印度等国家已经进行了大规
模的商业化开采，“十一五”以来，在我国新疆油田、辽河油田等多个区块先后进行了火烧油
层矿场性先导试验，截至目前，新疆油田红浅1井区火驱先导试验已累产油9.04万吨，试验
取得重要突破，随着火驱配套等关键技术和生产管理体系日臻成熟，火驱有望成为我国稠
油油藏提高采出程度的关键技术。我国渤海油田稠油资源丰富，但动用程度不高，原油采出
程度较低，目前仅在南堡35-2油田、旅大27-2油田进行多元热流体以及蒸汽吞吐先导试验，
火烧油层期待成为海上稠油油藏有效的热采开发方式以及多元热流体、蒸汽吞吐等开发方
式的接替方式。然而，由于陆上油田火驱开发通常采用直井面积井网转线性井网的井网井
型，直井井网井距小、单井日产油量低、平面动用程度不均，无法满足海上油田开发技术经
济界限，因此，有必要针对海上稠油油藏火驱开发相关技术进行开发，以适应海上稠油热采
开发要求。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种能够满足海上油田开发要求且采出程度
较高的海上油田火烧油层开发的方法。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：一种海上油田火烧油层开发的方法，
其特征在于：采用水平井线性井网的井型井网，即采用水平注入井及水平生产井进行行列
式驱替；其中，行列式驱替是指注采井排列关系为一排生产井与一排注入井相互间隔，生产
井与注入井相互对应。
水平注入井的注气速率为9×104m3/d，水平注入井与相邻的水平生产井之间的注
采井距为250～300m，水平注入井和水平生产井的井长为300m。
水平注入井所注入的空气为氧气含量和氮气含量分为21％和79％的标准空气。
火烧油层的点火方式为电加热点火，点火时间为两个月，加热功率为2.55×108J/
d。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明提出了水平井线性井
网这个适用于海上油田进行火烧油层开发的井型井网，水平注入井分布在油层底部，氧化
反应形成的焦炭多形成于油层底部，可以有效地避免常规火驱开发空气超覆的不利因素；
水平生产井可以更好地发挥可流动区泄油作用以及蒸汽的泄油作用。2、本发明所提出的方
法，通过不同开发方式下多个油藏的数值模拟计算验证，其可以适应海上油田大井距的开
发条件，可以满足海上油田少井高产的开发要求，无论作为二次采油技术开发还是作为其
它热采方式的接替技术，都能大幅度提高采出程度。
本发明对火烧油层在海上油田的开发提供了重要的指导意义。
附图说明
图1是不同井型井网的模式示意图；其中图(a)是直井五点法井网，图(b)是直井反
九点法井网，图(c)是直井线性交错井网，图(d)是直井-水平井组合井网，图(e)是水平井线
性井网；图中，![]()
为垂直注气井；○为垂直生产井；![]()
为水平注气井；![]()
为水平
生产井；
图2是旅大21-2西区馆陶IV油组火驱井位部署图；
图3是旅大21-2油田西区馆陶IV油组火驱开发年产量与累产量曲线；
图4是南堡35-2油田Nm05砂体西块火驱井位部署图；其中，图(a)是火驱开发0年井
位部署图；图(b)是火驱开发5年井位部署图；
图5是南堡35-2油田Nm05砂体西块火驱开发年产量与累产量曲线；
图6是旅大21-2油田西区馆陶IV油组蒸汽吞吐后转火驱开发井位部署图；其中，图
(a)是4周期蒸汽吞吐后转驱井位部署图；图(b)是8周期蒸汽吞吐后转火驱井位部署图；
图7是旅大21-2西区馆陶IV油组不同轮次蒸汽吞吐转火驱开发产油量曲线。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。
术语解释：火烧油层，亦称火驱，是指通过人工手段点燃油层，并向油层内源源不
断地注入空气，利用稠油重质组分作为燃料，形成高温氧化前缘，受热的原油粘度不断降低
并通过燃烧产生的烟道气不断驱动而产出的过程。
本发明提出的一种海上油田火烧油层开发的方法，其特征在于：采用水平井线性
井网的井型井网，即采用水平注入井及水平生产井进行行列式驱替。其中，行列式驱替是指
注采井排列关系为一排生产井与一排注入井相互间隔，生产井与注入井相互对应。
进一步地，水平注入井的注气速率为9×104m3/d，水平注入井与相邻的水平生产井
之间的注采井距为250～300m，水平注入井和水平生产井的井长为300m。
进一步地，水平注入井所注入的空气为氧气含量和氮气含量分为21％和79％的标
准空气。
进一步地，点燃油层的方式为电加热点火，点火时间为两个月，加热功率为2.55×
108J/d。
进一步地，本发明所提供的海上油田火烧油层开发的方法，适用于尚未开发的油
藏进行二次采油开发，以及对蒸汽吞吐或多元热流体开发过后的油藏进一步开发以提高采
收率。
下面利用几个具体油田的油藏参数，采用数值模拟的方法对本发明的技术效果进
行验证：
其中，验证过程为：
1)利用Petrel软件、CMG软件STARS模块建立精细的油藏数值模拟模型；
2)通过机理模型，做出不同火驱注采参数的敏感性分析，给出火驱开发注采参数；
3)将步骤2)所求取的火驱注采参数输入至1)中的模型，预测火驱开发阶段生产特
征。
实施例一：不同井网井型火驱开发效果对比
以旅大21-2油田西区馆陶V油组为例，油藏参数见表1，分别对直井五点法井网、直
井反九点法井网、直井线性交错井网、直井-水平井组合井网以及水平井线性井网进行火烧
油层开发数值模拟预测，不同井网模式示意图如图1所示。
模拟结果如表2所示。数值模拟结果表明，采用水平井线性井网，火线见效时间最
早，稳产期单井累产油量最高、空气油比最低，火线推进速度最快。不同火驱开发井型井网
下，水平井线性井网开发效果最佳。
表1旅大21-2油田西区馆陶V油组油藏参数表
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表2旅大21-2西区馆陶V油组不同井网模式下火驱开发数值模拟结果对比
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实例二：水平井线性火驱井网作为二次采油的应用
火驱井位部署于旅大21-2西区馆陶IV油组稠油油藏，建立精细数值模拟模型，先
期部署水平注气井4口，水平生产井4口，如图2所示，注采井距300m，水平井长300m，单井注
气速率7×104m3/d，数值模拟预测火驱开发10年指标。
模拟结果如图3所示，10年末火驱开发平均单井累产油量可以达到8.0×104m3，平
均空气油比1996m3/m3，平均单井日产油量21.9m3，具备典型的火驱开发的生产特征。从单井
累产油量以及平均空气油比来看，采用水平井线性井网进行火驱开发效果较好。
实例三：水平井线性井网在多元热流体开发过后的油田的应用
火驱井位部署于南堡35-2油田Nm05砂体西块，油藏参数如表3所示。建立精细数值
模拟模型，先期部署水平注气井7口，水平生产井7口，火驱开发5年后关闭原注气井，原生产
井转为注气井，新钻生产井7口，如图4所示，注采井距300m，水平井长300m，单井注气速率9
×104m3/d。数值模拟预测火驱开发10年指标。
表3南堡35-2油田Nm05砂体西块油藏参数表
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模拟结果如图5所示，10年末火驱开发平均单井累产油量可以达到7.3×104m3，平
均空气油比1472m3/m3，平均单井日产油量20m3，注采井转换前后均具备典型火驱开发的生
产特征。从单井累产油量以及平均空气油比来看，多元热流体开发过后，油藏含水率增加，
采用水平井线性井网、接替式的开发方式不仅可以实现大井距开发，而且有助于次生水体
形成湿式燃烧，提高火驱开发的驱油效率。
实例四：水平井线性井网在蒸汽吞吐开发过后的油田的应用
火驱井位部署于旅大21-2油田馆陶IV油组，建立精细数值模拟模型。分别对蒸汽
吞吐开发4周期、8周期后转驱开发进行指标预测。4周期转火驱在原井位基础上保留3口水
平注气井、3口水平生产井；8周期转火驱在原井位基础上保留5口水平注气井、5口水平生产
井，井位部署如图6所示，平均注采井距250m，水平井长300m，单井注气速率9×104m3/d。数值
模拟分别对两种不同吞吐轮次后转火驱开发的指标进行预测。
模拟结果如图7所示，蒸汽吞吐4轮次、8轮次后转火驱开发平均单井累产油量分别
为3.2×104m3、4.1×104m3，平均空气油比分别为2589m3/m3，1909m3/m3，平均单井日产油量分
别为15.0m3、21.8m3，单井日产油量是蒸汽吞吐开发的2.0倍、3.2倍，转火驱开发效果显著。
同时，采用水平井线性井网转火驱开发具备典型火驱开发的生产特点，比较陆上油田吞吐
后转驱开发实例，采用水平井线性井网，可以实现大井距开发，单井日产油量较高；采用大
井距开发，油藏压力显著回升，次生水体形成湿式燃烧，提高了火驱开发的驱油效率。
上述各实施例仅用于说明本发明，其中方法的实施步骤等都是可以有所变化的，
凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围
之外。