辽河油田火烧油层开发模式探讨
辽河油田火烧油层开发模式探讨
摘要：辽河油田稠油油藏具有油藏埋藏深、储层发育复杂、原油粘度分布范围广的特点，针对油藏地质特点及蒸汽吞吐处于中后期的状况，在杜66块开展火烧油层研究。
文章着重介绍了辽河油田曙光采油厂杜66块火烧油层开展情况，通过对油藏地质特征进行研究确立杜66块开发方式，确定井网、井距，优选参数。
关键词：杜66块火烧油层稠油油藏开发模式
曙光油田杜66块位于辽宁省盘锦市西约20km，双台子河湿地自然保护区内。
构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，断块二面为断层所切割，西北部为杜70断层，南部为杜32断层，东部杜89断层，东北部与杜48块以人为界线划分。
断块构造形态为一个由北西向南东倾伏的单斜构造。
单层厚度薄，平均只有2.5m，为典型的薄互层状稠油油藏。
杜66北块进入吞吐中后期，开发过程中主要表现为四个方面的突出问题：一是油藏压力水平低，供液能力差；二是层间矛后和平面矛后突出，现有开发方式下的措施难以有效解决；二是井况越来越差，经过长达20年的热采开发，套变、井下落物及其它事故井多达62口，占总井数22%；四是周期油汽比低，周期产油量低，周期生产时间延长，操作成本难以承受。
一、油层分析
1.构造特征
杜66块位于西部凹陷西斜坡的上倾部位，构造形态以斜坡背景下形成的单斜构造为主要特征，块内局部构造受基底反掉正断层所形成的单断山及地垒型双断山控制，表现为断鼻一单斜的构造形态，断裂系统主要发育了NE和NWW两组。
2.沉积特征
66块杜家台油层处于三角洲前缘亚相的水下部分，以水下分支流河道及分支流河口坝亚相构成其骨架。
其沉积物的分选差，粗细混杂，结构及成份成熟度低，微相带在纵横向上分布变化大，并明显控制着物性分布的特点。
3.储层特征
总体形态为西北厚、东南薄，骨架砂体由北向南呈枝状分布；储层岩性以不等粒砂岩为主，次为细砂岩、粉砂岩，中砂岩一砾状砂岩较少；储层碎屑矿物含量为75~95%，平均为85.8%，碎屑成份中以石英、长石为主，属低成熟度砂岩；
平面上物性变化受相带控制，顺骨架砂体油层物性较好，向两侧油层物性变差；层间物性变化大，层间非均质性强；溶解作用在成岩中占主导地位；储层孔隙以粒间孔一溶蚀孔组合为主，孔隙结构总体上属于中一高渗大孔细喉不均匀型，储层微观非均质性严重；粘土矿物主要为蒙脱石，次为高岭石和伊利石。
二、开发方式及参数的确定
1.层系确定
根据杜66块上层系与上下油层之间隔火层发育情况及上层系内部隔火层的发育情况，由于火线强烈的超覆现象，将上层系作为二套层系开发，8-10层由于与6小层隔层发育，作为第一次射孔层位；5-6层由于与上部1-3小层之间隔层不发育，局部地区隔层有“开天窗”的现象，作为第二次射孔层位；上返式火驱开发。
火井分两次射孔，油井全井段射开。
表1火井射开层位优选结果
2.燃烧方式的确定
湿式燃烧是为了利用干式燃烧过程中在已燃区残留下的大量热量。
加入一定的水量，燃烧前沿所残留的热量将水加热成蒸汽，随着水一空气比的增加，驱油效率直线上升，但存在一个最佳水一空气比。
加入的水量过大，使前沿温度降低，严重时会将燃烧熄火。
对于具体油藏，采用不同的燃烧方式，效果截然不同。
若采用低温干烧，则空气一油比过大，开发效果极差。
若采用高温干烧或湿烧方式，则空气一油比较低，开发效果较好。
可见，只有采取合适的火烧方式，才能取得最佳的开发效果。
湿式燃烧空气油比低，产量高，经济效益好。
因此，杜66块杜家台油层上层系下一步选择湿式燃烧的方式进行开发。
表2杜66块试验井组油藏参数与火烧油层油藏筛选标准对比表
3.井网、井距的确定
随着燃烧面积的增大，燃烧前沿的截面积不断增大。
为了维持稳定燃烧，通风强度必须一直大于最低通风强度12m3/(d．m2)，因此，空气注入速度必须随着燃烧半径的扩大而曾加。
如果井组面积过大，空压机的容量限制会导致注入速度跟不上，通风强度低于界限。
若油井产能低，又会导致空气一油比很高，造成经济效益极差。
对于一个具体油藏，必须根据空压机的容量、注入能力、产液能力来设计井网形式和井距。
目前该块上层系为100m正方形井网形式，通过对不同井距火烧油层数模研究对比来看，井距越小，见效越快，采出程度越高，井距越大，见效越慢，累产油量越高。
对于100m井距从点火到开发结束，生产时间只有4年左右，这样累产油量高，阶段采收率为35.2%。
火井周围50m以内含油饱和度为0。
这样可以利用现有井距，反九点井网，当100m边井井底温度达到1500℃~2000℃时，关掉边井，变成141m大五点井网或100m~200m行列井网，让火线不断往外推进，生产效果较好。
4.注入压力
正如在试注作业中指出的一样，注入压力是选择注气设备的重要依据。
确定注入压力的最可靠的方法是从开发区油井的试注资料中获取。
在无实测的试注压力时，亦可采用气体在多孔介质中的平面径向流动原理推导。
计算得出：注入压力高于油层压力50%，生产效果最好。
杜66块目前地层压力在1~2MPa，因此初期注气压力为2~3MPa。
三、方案实施部署及实施成果
1.部署原则
以现有井网、井距为基础，采用100~141m反九点井网火驱方式开发；在井网不完善的情况下，利用下层系井上返生产上层系；充分利用现有井，尽量保证注采井组井况好、完整。
2.部署结果
根据上述研究成果，杜家台上层系采用100m~141m注采井距，反九点形式，上返式火驱开发，在北部部署完整的火驱井组42个，其中需要上返的油井21口，注气井需要封堵下层系井段的井9口。
3.实施成果
杜66块先导试验6个井组，驱前口产油14t，平均单井口产油0.5t。
火驱后油井见到增油效果、井组产量上升，一线油井阶段产油7.56×104t，阶段增油5.51×104t。
2011年4月，口产油73.9t，平均单井口产油2.3t，空气油比911.4m3/t。
四、结论
1.根据油层发育情况采用上返式火驱开发，火井分两次射孔，油井全井段射开。
为提高产油量选择湿式燃烧的方式进行开发。
井网井距的布置上选用了100m~141m注采井距，反九点形式。
初期注气压力为2~3MPa。
2.杜66块先导试验6个井组，驱前口产油14t，平均单井口产油0.5t。
火驱后油井见到增油效果、井组产量上升，一线油井阶段产油7.56×104t，取得了良好的经济效益。
参考文献[1]任芳祥等．辽河油田稠油开发技术与实践[J]．特种油气藏2012(1)：35-39.[2]柴利文等．火烧油层举升工艺研究与应用[J]．钻采工艺，2010，33(4)：41-44.。
辽河油田次生气无害化处理技术
1081 概况稠油是世界经济发展的重要资源，其储量约有（4000～6000）×108m 3。
我国也有着丰富的稠油资源，据不完全统计，探明和控制储量已达16×108 t，重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。
世界各国对稠油油藏的研究、开发和加工已日趋成熟，并形成相当大的开采规模，而且产量占石油总产量的比重越来越大。
石油的开采过程经历了自喷采油、机械采油、注水采油、热力采油以及三次采油等发展阶段，其中热力采油是稠油油田开发的主要手段。
热力采油法指的是采用特定的工艺技术，向油层中注入热量，使得油层中的温度压力提高，从而有效地提高原油采收率。
目前主要利用热源为过热蒸汽，以蒸汽吞吐为主，汽驱、SAGD等开发技术为辅，采收率约为20%～30%。
火驱技术是通过井口底部点火装置将地下油层的原油点燃，同时把空气注入到油层内，经过燃烧地下油层的原油放热而将稠油黏度降低，由抽油机将稠油采出，原油采收率可达60%左右，因此火驱采油工艺尤其适应于稠油油田老区二次开发。
热力采油法技术的应用，为实现稠油高产稳产做出了重要贡献，但同时也出现了一些不利因素，例如大量次生气的出现。
由于次生气含有大量的N 2、CO 2等，不能直接利用，处理不当会对其他流程造成影响，直接排放则会造成能源浪费和环境污染，因此将次生气进行无害化处理意义重大。
2 无害化处理技术选择油田次生气无害化处理技术是指将次生气中的CH 4等烃类及CO 2回收利用，避免次生气的排放对环境造成污染，达到清洁生产的目的。
以热力开采为例，所产生的次生气主要成分为CO 2和CH 4，其中CO 2含量为65%～85%，CH 4含量为10%～30%。
无害化处理就需要将CH 4和CO 2进行分离，并分别加以净化回收利用。
目前CH 4和CO 2分离的方法主要有低温分离法、变压吸附分离法、溶液吸收分离法、膜分离法等。
通过分析这些分离方法的基本原理和工艺，并结合油田次生气的特点，选择了变压吸附分离法作为CH 4和CO 2分离的方法。
辽河油田水平井发展与应用
辽河油田水平井发展与应用辽河油田是中国著名的大油田之一，位于辽宁省覆盖了锦州、营口和盘锦三市，是中国海油公司下属的一个大型石油生产基地。
随着石油工业的不断发展，水平井技术成为了重要手段之一，加速石油开采效率的提高，辽河油田也加紧了水平井的应用与推广，下面将简单介绍辽河油田水平井的发展与应用。
一、发展历程辽河油田水平井技术的发展始于上世纪80年代，最初的水平井钻井技术受限于钻井设备和技术的局限，钻井难度和成本大，钻井质量难以保证。
经过多年的技术攻关和不断改进，辽河油田的水平井技术日益成熟，钻井技术水平也不断提高，逐步成为国内领先的水平井开发基地之一。
目前，辽河油田年开采水平井数量已达500多口，年开采量约占总产量的40%左右。
二、技术特点1. 提高油层开采效率水平井开采是通过在井筒内设有一定倾角的水平段，使井底相对于钻探地面更接近油层，以提高采油效率。
在辽河油田目前的水平井开采方式中，采用了多井分层开采技术，即在井筒内设置多个水平段，从不同层面采集储层烃类物质，提高采收率。
2. 提高油井防砂能力水平井开采还有一个重要的技术特点就是可以通过与储层不同角度接触而增强油管壁面与砂石之间的抗砂能力，从而保护油井运行安全。
水平井开采其中一个便是可以通过建立水平井来进行油井的改造，辽河油田现在采用的水平井改造，所需的时间和投资明显比常规工程项目小，而且对现有油井影响也较小，非常适合于油田改造。
三、技术进展随着水平井开采技术不断成熟和推广应用，辽河油田紧跟技术潮流，不断进行技术创新和进步。
在钻井技术方面，辽河油田先后引进了高压水平井钻头、不对称推进器等钻井装备，提高了钻井效率，同时针对辽河油田储层地质特点，研发了多种适宜的钻井技术，如水平井信道钻进技术、多级别水平井建井技术、水平井闭环控制技术以及智能水平井连续作业技术等，大大提高了水平井钻井质量和采油效果。
在地质勘探和储层监测方面，辽河油田也加强了水平井技术不断应用创新，先后实现了水平井井下岩石物性测量、差扫描探伤仪井下检测、井筒环境分析技术等。
辽河油田 盆地地层、油气层分布及其特点
3）杜家台油层段：
岩性为灰白色砂岩，砂砾岩与灰、褐灰、 棕Байду номын сангаас色泥岩间互。顶部灰色泥岩与油页岩、钙质 页岩、白云质石灰岩薄层间互，组成沙河街组四 段上部特殊岩性段。砂质岩可分成三个砂岩组， 是西部凹陷的主要含油目的层，以第二砂岩组分 布范围最大，厚度稳定;其它两个砂岩组平面上 变化大
（2）沙河街组三段（E2S3）
（1）玄武岩段（E1-2f1） 岩性以黑色玄武岩、 绿灰、褐灰色灰石玄武岩、灰紫、灰黑色橄榄玄 武岩、暗紫色蚀变玄武岩夹深灰、暗棕红色泥岩。 西部凹陷分布在高升地区 。 （2）暗紫红色泥岩段（E1－2f2） 厚度0~305.5米，以锦11等井较为典型。 以暗紫红色泥岩为主，局部变为玄武岩，凝灰质 泥岩，质纯细腻、造浆性强，与暗红色蚀变玄武 岩不易区分。在西部凹陷的兴南、鸳鸯沟、胜利 塘至大有地区，与下伏地层为不整合关系。 1983年，把该段地层与古新世大段玄武岩作为 同层异相处理，现在看来是上下关系，很可能属 于孔店组的残余部分，暂划归房身泡组二段。
3 马家沟组(0m) 黑灰色、灰色灰岩
三、石炭、二迭系
辽河盆地只揭露上石炭统的本溪组和太原 组，二叠系的山西组、下石盒、上石盒、石千 峰。主要分布在大民屯凹陷和东部凸起，是太 子河洼陷的延续部分。
王参1井2037-2140，1914-2037，18191914，1740-1819，1479-1740，13621479
辽河盆地具7凹6凸的构造格局，陆地部分 包括西部凸起、西部凹陷、中央凸起、东部凹 陷、东部凸起、大民屯凹陷、沈北凹陷6个二 级构造单元 ，水域部分包括辽西凸起、辽西凹 陷、辽东中凹陷、辽东凸起、辽东凹陷五个二 级构造单元（图1-1）。 自北向南开发的采油厂有:沈阳采油厂、 茨榆坨采油厂、高升采油厂、冷家油田、曙光采 油厂、兴隆台采油厂、冷家油田、特油公司、欢 喜岭采油厂、锦州采油厂、浅还公司
边底水稠油油藏火驱开发技术
边底水稠油油藏火驱开发技术
董文明
【期刊名称】《大庆石油地质与开发》
【年(卷),期】2016(035)006
【摘要】为了解决稠油火驱开发技术在油藏水侵入后热效率低且火线无法形成和
扩展的问题,以辽河油田J1块为例,对边底水油藏转火驱开发技术进行了研究.主要
通过室内物理模拟及数值模拟研究,揭示了水侵油藏实施火驱开发具有抑制边底水、湿式燃烧等作用机理,验证了技术的可行性,并通过油藏工程计算等方法,结合边底水油藏火驱开发机理,优化了火驱操控参数,初步形成了边底水油藏转火驱设计方法.研究成果为稠油油藏实施开发方式转换储备了新技术.
【总页数】5页(P123-127)
【作者】董文明
【作者单位】中国石油辽河油田公司,辽宁盘锦124010
【正文语种】中文
【中图分类】TE345
【相关文献】
1.营13断块薄层边底水稠油油藏开发技术及效果 [J], 芦玉花;梁伟;曾丽娟;苏金长;朱大伟
2.稠油油藏吞吐末期转火驱开发技术研究 [J], 高飞
3.海上底水稠油油藏火驱开发井网参数优化及应用潜力分析 [J], 王泰超;王凯;朱国金;田冀;郑伟
4.边底水稠油油藏火驱可行性及操作参数优选实验研究——以辽河油田J91区块为例 [J], 张鸿
5.火驱开发技术取得重大突破有望大幅提高浅层稠油油藏采收率 [J], 宋鹏;高迎春;梁建军
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国内外稠油开发现状及稠油开发技术发展趋势
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油田开发中后期的开发方式优化
前沿理论与策略区域治理油田开发后期，通过精细的地质研究，重新认识油藏，对油藏实施强化注水的方式，大大提高剩余油的开发效率，达到油田开发的经济效益指标。
因此，有必要研究油田开发后期强化注水工艺技术措施，提高油田开发的成果，满足油田开发的技术要求。
一、油田开发后期的采油方式概述油田开发后期，随着三次采油工艺技术的实施，越来越多的含有聚合物的原油被开采出来，增加了采出液的粘度，常规的游梁式抽油机的采油方式，受到了限制。
而更多的螺杆泵采油方式得到了广泛地应用。
由于螺杆泵适合输送粘度高的液体，对稠油等的影响不大。
因此，油田开发后期应用螺杆泵进行采油，能够提高泵效，达到稠油开采的技术要求。
随着油田开发时间的延续，一些新的采油工程技术措施不断涌现，经过现场的试验研究，微生物采油技术等工艺技术措施，被广泛地应用于采油生产实际中，提高油田的采收率，同时降低油田开采的成本，达到预期的采油生产效率。
二、油田开发后期强化注水工艺技术措施（一）、周期注水工艺技术的应用油田开发后期，通过精细地质研究，重新认识油层，对低渗透油层实施强化注水，达到水驱的开发效果。
设计周期性注水的注水压力和注水量，经过一定时期的注水后，停止注水，观察油井产量的变化，当油井的产量下降到一定程度后，启动注水模式，继续实现水驱开采。
通过油井含水量的变化，调节注水井的注水量。
经过生产现场多次的试验研究，成为高含水采油井生产的关键技术措施，达到稳油控水的效果。
通过对注水区块的动态分析，确定小层的吸水量。
结合注水井的调剖技术措施，及时调整注水剖面，达到最佳的水驱开发效率。
针对油田开发后期，剩余油的分布规律，实施强化注水的方式，将更多的剩余油开采出来，保持了油田长期的高产和稳产，达到油田开发的经济效益指标。
（二）、强化注水工艺技术措施油田开发后期，虽然有些油层过早地见水或者被水淹，但是通过细分储层，经过精细的地质研究后，重新划分储层，将薄差油层分成更细的小层，实施分层注水技术，达到水驱的开采效率。
稠油开采技术现状与进展趋势
摘要 (4)第1章概述 (6)世界稠油资源 (6)1.1.1稠油的概念与分类 (6)中国稠油分类标准 (6)世界稠油资源的散布 (7)稠油的开采技术 (8)稠油的开采原理 (8)稠油的开采技术 (8)问题的提出 (9)第2章稠油热采技术的现状及进展趋势 (10)稠油热采技术的现状 (10)蒸汽吞吐采油技术 (10)蒸汽驱采油技术 (12)火烧油层采油技术 (14)水平井蒸汽辅助重力泄油（SAGD） (17)蒸汽与非凝析气推动（SAGP）技术 (19)热水驱采油技术 (19)电磁加热技术 (20)水平压裂辅助蒸汽驱（FAST）技术 (20)水平井辅助重力泄油技术（COSH） (20)注气体溶剂萃取稠油技术（VAPEX） (21)稠油热采技术进展趋势 (21)本章小结 (22)结论与建议 (23)第3章稠油冷采技术的现状及进展趋势 (24)稠油冷采技术 (24)全世界范围内，稠油储量约占全数烃类储量的50%左右，大部份稠油是用热采方式采。
为了降低本钱，提高稠油开采的经济效益，那时加拿大的一些小石油公司率先开展了稠油出砂冷采的探讨性矿场实验川。
其要紧作法是，不注蒸汽，也不采取防砂方法，射孔后直接用螺杆泵进行开发。
矿场实验取得了令人意想不到的成效，于是出砂冷采的概念就在这种情形下迅速成立起来了。
到了90年代末，稠油出砂冷采已成为热点，除众多中小石油公司外，一些大的石油公司也纷纷涉足这一领域，国际上，尤其是加拿大有关研究机构，从这时开始竞相开展了相应的理论研究，提出了冷采高产的要紧机理－地层中蛆叫洞和泡沫油理论。
专门是这十几年的进展，稠油出砂冷采己显出良好的经济效益[52]。
加拿大有许多采纳常规降压开采无法出油的稠油藏，在采纳冷采工艺后，单井日产油一样在3－50t之间，采收率达8%－15%，最高达20%，原油操作费用每桶仅在～美元之间，采油本钱大大低于蒸汽吞吐或其它开采方式。
(24)我国稠油资源丰硕，散布较普遍。
普通稠油油藏水驱开发的相关调研
稠油油藏类型及特征
普通稠油油藏水驱开发存在的问题
普通稠油油藏水驱相渗曲线
பைடு நூலகம்
普通稠油油藏水驱的启动压力梯度
油藏水驱开发评价
致谢
汇报提纲
普通稠油油藏水驱相渗曲线
常规稠油水驱就是油水两相在油藏条件（温度、压力、储层物性等）下相互作用的过程，相对渗透率曲线是对这种作用过程最简单和直接的反应。 相对渗透率曲线的重要性 1、相对渗透率曲线是油藏工程和油藏数值模拟的基础，相渗曲线的形态特征反映了储层性质。 2、在数值模拟的应用中，没有合理准确的相渗曲线，无论是对历史拟合还是后续的预测方案的影响都极为重大；在实际生产中，可以根据相渗曲线的特征指导现场的施工作业。 3、油水相对渗透率曲线资料是研究油水两相渗流的基础，是油田开发参数计算、动态分析，以及油藏数值模拟等方面不可缺少的重要资料。
新疆克拉玛依油田九区
薄层状稠油油藏
井楼零区
一、稠油油藏类型及特征
普通稠油油藏水驱开发存在的问题
普通稠油油藏水驱相渗曲线
稠油油藏类型及特征
致谢
油藏水驱开发评价
普通稠油油藏水驱的启动压力梯度
汇报提纲
普通稠油油藏水驱开发存在的问题
普通稠油油藏水驱开发存在的问题
水驱在胜利油田的应用 胜利油田尚二区主要含油层系为馆陶组和东营组，含油面积为 8.1 km2，石油地质储量为800×104t，油藏埋深为1023～1260m。地层温度为44～52℃，馆陶组原油黏度范围为526～4931mPa·s，平均为1199 mPa·s；东营组原油黏度为465～6 066mPa·s，平均为1562 mPa·s，属于普通稠油油藏。 该区块于1989 年开始注水，截至目前，累计采油量为69.77×104t，累计采水量为 76.44×104m3，累计注水量为7.87×104m3，综合含水为50.43%，累计注采比为 0.054。 胜利油区常规开发的普通稠油油藏储量十分丰富，由于稠油为非牛顿流体，因此在相同的压力梯度条件下，原油粘度越高，渗流速度越慢，水驱驱油效率越低，从而导致剩余油在平面和纵向上分布高度分散，油水关系复杂，开发效果并不理想。
辽河油区热采稠油Ⅱ、Ⅲ类储量蒸汽驱、SAGD长远规划及先导试验部署
前
言
辽 河油 区 是 中 国最 大 的 稠 油 生 产 基 地 ，２０ ０６
其地 质 条件 比 Ｉ类 储 量 差 ， 但储 量 较 大 （２４Ｏｘ ４ ６ １４） 目前 尚未进 行蒸 汽驱 及 Ｓ Ｇ ０ｔ， Ａ Ｄ试 验 。本文 在 对 辽河 油 区稠油 适 合 蒸 汽 驱 、Ａ Ｄ区块 整 体 筛 选 ＳＧ 与 规划 的基 础上 ， 别选 择 了有代 表性 的区块进 行 分 开 发方 式转 换试 验 的研究 与设 计 ， 如试 验成 功将 对
Ｓ Ｇ 种 方 式 的推广 潜力进 行 分析 与评 价 。 Ａ Ｄ２
１ １ 筛 选标 准 的建立 ．
类储 量及 时进 行 开发 方 式 转 换 的研 究 与 试验 是 极 为重 要 的 。本 文 Ｉ、 Ⅲ类储 量是 依 据 地 质条 件 Ⅱ、 对转换 蒸 汽 驱 、Ａ Ｄ开 发 方 式 是 否 适 合 划 分 的 ： ｓＧ Ｉ 类储 量 适 合 转 换 蒸 汽 驱 、Ａ Ｄ方 式 开 发 ， ＳＧ 目前 在油 田已规 模 化推广 应 用 ， 量 为 ９９５ｘ１４；Ｉ 储 ８ ０ｔＩ、 Ⅲ类储 量 比较适 合转 换 蒸汽 驱 和 Ｓ Ｇ Ａ Ｄ方式 开 发 ，
Ｖｏ ． ４ Ｎｏ ６ １ １ ．
Ｄｅ ｃ．２ ０７ ０ｒ
辽 河 油 区 热 采 稠 油 Ⅱ、 Ⅲ类 储 量 蒸 汽 驱 、 Ａ Ｄ ＳＧ 长远 规 划 及 先 导 试 验 部 署
张方礼 ， 鹰 ， 张 曹光胜 ， 庄 丽 ， 户昶 昊
（ 中油辽河油 田公 司 ， 辽宁 盘锦 １４ １ ） ２００
辽 河油 区的 中长 远发 展产 生 深远 的影 响 。
年稠 油年 产 量 达 到 ７ ４４ｘｌ４， ６ ． Ｏ ｔ 占辽 河 油 田 年 产 量 的 ６ ．％ ， 中热采 稠油 年 产量 达 到 ６ ０ｘ１４， ２４ 其 ６ ０ｔ 占稠 油产 量 的 ８ ． ％。辽河 油 区稠 油 具 有 成 因类 ６３
火烧油层燃烧反应数学模型研究
层 的反应 众多 ， 了建立具 有代 表性 的火 烧油 层燃 为
烧反应 数 学模 型 ， 对火烧 油层 燃烧 过程 做 ２项 假 现
设 ： 是燃 烧过程 中参与反 应 的物质 组分 共有 四相 一
七 组分 ， 别 为 ： 相 ， 括 轻 质 油 （ Ｈ） 重 质 油 分 油 包 Ｌ 、 （ Ｈ） 气 相 ， 括 ０ 、 Ｏ 、 性 气 体 ； 相 ； Ｈ ； 包 ：Ｃ 惰 水 固相
解 为轻质 油 、 重质 油 、 炭等 各种 烃类 化合 物 ， 后 焦 然
各烃 类化 合物 在 有 氧 条 件 下发 生 氧 化 反应 。根 据
模 型。该模型 考虑 了三 相 流动 ， 热方 式 包括 导 热 传 和对 流 ， 但不考虑原 油蒸馏 ， 考虑 重力 和毛 管力 也不
的影 响 。Ｅ 一Ｋ ａ ｂ提 出了 １个 综 合 的 、 解 释 火 １ ｈｔ ｉ 能
ｒⅡ ｕ
（） ２
Ｈ Ｈ＋Ｓ０ — ８２ 来自９ Ｏ ＋ｓ Ｈ ０一Ｈ Ｈ Ｃ １ ２ ０ Ｈ
（） ３
焦 炭 的氧化 反应 方程 式 ：
ｒ． …
１ 火烧 油层燃烧 反应动力学方程
１ １ 火烧 油层原 油燃 烧 反应描 述 ． 由于稠 油 中组分 比较 复杂 ， 各组 分 涉及 火烧 油
烧油层 过程 中大 多数 主要现象 的一维六 组分 的火烧
上 述假设 条件 ， 油油 藏火 烧油层 可 用如下 反应 方 稠
程表 征 。 原油 在无 氧条 件下 热解 反应 方程 式 ：
ｒ ｆ
Ｃｒ ｄ ． ｌ ｕ ｅ Ｏｉ —
１ ＬＨ ＋ ＨＨ ＋ｓ Ｃｈ ｒ＋ｓ Ｎ ＋ 。 ２ ３ ａ ４ ｆ
： 油
Ｄ Ｉ １ ． ９ ９ ｊ ｉ ｎ １ ０ ６ ３ ． ０ ２ ０ ． １ Ｏ ：０ ３ ６ ／．ｓ ． ０ ６— ５ ５ ２ １ ． ５ ０ ３ ｓ