原油黏度對(duì)火驅(qū)開采效果的影響實(shí)驗(yàn)

孫梓齊 趙仁保，2 石蘭香 李秀巒王田田 李 鑫 龍海慶

（1. 中國(guó)石油大學(xué)油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2. 中國(guó)石油大學(xué)（北京）克拉瑪依校區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000；3. 中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引 言

目前中國(guó)大多數(shù)的稠油油藏已進(jìn)入注蒸汽開發(fā)后期，面臨著地下油水分布復(fù)雜、剩余油分散、驅(qū)油效率低和經(jīng)濟(jì)效益差等問題［1］，且儲(chǔ)層中的稠油流動(dòng)能力差，常規(guī)提高采收率技術(shù)的開采效果有限，亟需一種有效的方法來進(jìn)一步提高這類稠油油藏的原油采收率。此外，蒸汽鍋爐的普遍應(yīng)用加劇了環(huán)境污染和溫室氣體排放，不利于“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。

火燒油層技術(shù)具有采油成本低、熱利用率高、驅(qū)油效率高、環(huán)境污染小等優(yōu)點(diǎn)［2］，已經(jīng)在新疆油田、遼河油田取得了顯著的開采效果［3-5］。對(duì)于稠油油藏，尤其是注蒸汽開發(fā)后的稠油油藏而言，火燒油層技術(shù)具有良好的適應(yīng)性，是極具潛力的接替開采技術(shù)。在礦場(chǎng)應(yīng)用時(shí)，需要根據(jù)儲(chǔ)層物性、原油性質(zhì)、油水分布特征等開展火驅(qū)技術(shù)的可行性研究［6-7］。黏度作為原油最重要的性質(zhì)，對(duì)火線的推進(jìn)、燃燒前緣的穩(wěn)定性和火驅(qū)的開采效果有著重要的影響［8-9］。李秋等［10］研究了不同黏度稠油火驅(qū)的驅(qū)替特征，發(fā)現(xiàn)黏度較大的原油初期產(chǎn)液速率小，甚至不產(chǎn)液，大部分原油在火驅(qū)中后期產(chǎn)出。李秋等［11］研究了火驅(qū)過程中油墻形成的機(jī)理和影響因素，發(fā)現(xiàn)原油黏度影響著油墻形成的寬度與速度，原油的黏度越低，油墻形成的寬度越大，速度越快。C.D.Yuan 等［12］研究了不同黏度原油的燃燒特征，發(fā)現(xiàn)原油的黏度越低，低溫氧化反應(yīng)更劇烈。上述研究主要集中在黏度對(duì)原油的氧化反應(yīng)特征、火驅(qū)的驅(qū)替特征和油墻的形成機(jī)理等方面，但是黏度對(duì)火線推進(jìn)過程中的燃燒穩(wěn)定性及火驅(qū)采油效果的影響尚缺乏規(guī)律性認(rèn)識(shí)，需要進(jìn)一步的研究。

本文利用新疆油田、河南油田和遼河油田的3種不同黏度原油開展了燃燒管實(shí)驗(yàn)，得到了不同黏度的原油在火驅(qū)過程中產(chǎn)出氣體的濃度、溫度、驅(qū)替壓差和注氣速度隨時(shí)間變化的關(guān)系曲線，對(duì)比分析了原油黏度對(duì)火線的推進(jìn)特征、燃燒前緣的穩(wěn)定性和火驅(qū)開采效果的影響。研究成果可為現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用提供指導(dǎo)。

1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.1 實(shí)驗(yàn)儀器和材料

實(shí)驗(yàn)所用不同黏度的油樣分別取自新疆油田、河南油田和遼河油田，實(shí)驗(yàn)前利用旋轉(zhuǎn)流變儀（RS6000 型，德國(guó)HAAKE）繪制了新疆、河南和遼河原油黏度與溫度的關(guān)系曲線（圖1）。新疆油田原油在常溫常壓下的密度為0.95 g/cm3，50 ℃條件下的黏度為1 500 mPa·s。河南油田原油常溫常壓下的密度為0.96 g/cm3，50 ℃條件下的黏度為15 310 mPa·s。遼河油田原油在常溫常壓下的密度為0.98 g/cm3，50 ℃條件下的黏度為27 226 mPa·s。實(shí)驗(yàn)所用石英砂取自河北的水洗河砂，粒徑為40～60 目。所用的高嶺土為北京鑫葆?；瘜W(xué)科技有限公司生產(chǎn)。

圖1 原油黏度與溫度的關(guān)系Fig. 1 Relationship between oil viscosity and temperature

一維燃燒管實(shí)驗(yàn)裝置是研究火驅(qū)技術(shù)驅(qū)油機(jī)理的常用室內(nèi)研究方法［13］。實(shí)驗(yàn)所用的燃燒管為自主設(shè)計(jì)（圖2），由注氣系統(tǒng)、點(diǎn)火控制系統(tǒng)、燃燒管、氣體分析儀和數(shù)據(jù)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)等組成。注氣系統(tǒng)包括氣體流量計(jì)、氮?dú)?、空氣和氣體單向閥。點(diǎn)火控制系統(tǒng)由電加熱棒和溫度控制器組成。溫度控制器通過熱電偶監(jiān)測(cè)和控制加熱棒的溫度，并將溫度數(shù)據(jù)傳輸至計(jì)算機(jī)。數(shù)據(jù)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)通過計(jì)算機(jī)監(jiān)測(cè)和記錄實(shí)驗(yàn)過程中的壓力、溫度數(shù)據(jù)。燃燒管由哈氏合金制成，長(zhǎng)度為60 cm、內(nèi)直徑為3.8 cm，燃燒管的兩端用法蘭和石墨墊圈密封。注氣端的上方裝有加熱棒，其長(zhǎng)度為10.5 cm、直徑為1.4 cm。

圖2 燃燒管實(shí)驗(yàn)裝置示意Fig. 2 Schematic diagram of combustion tube experiment equipment

燃燒管裝有6 個(gè)測(cè)溫井（標(biāo)記為T1、T2、T3、T4、T5 和T6），其中，測(cè)溫井T1 安裝在電加熱棒中，監(jiān)測(cè)著加熱棒的溫度變化。測(cè)溫井T2 在加熱棒附近，實(shí)驗(yàn)過程中維持著較高的溫度。燃燒管的測(cè)溫井T3—T6 分別裝有2 根熱電偶，如圖3 所示，上部的熱電偶距離燃燒管頂部0.8 cm，下部的熱電偶距離燃燒管底部1.0 cm。燃燒管的出口端連接著氣液分離器（江蘇拓創(chuàng)石油機(jī)械有限公司），氣體從分離器上部進(jìn)入氣體分析儀（武漢四方光電有限公司）以實(shí)現(xiàn)對(duì)氣體組分體積分?jǐn)?shù)的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)。燃燒管填砂后，利用氮?dú)庠谑覝貤l件下測(cè)定了滲透率，測(cè)試時(shí)氮?dú)獾牧髁吭O(shè)置為1.5 L/min。

圖3 測(cè)溫井T3—T6的熱電偶位置Fig. 3 Thermocouple locations of temperature detection wells T3-T6

1.2 實(shí)驗(yàn)方案及流程

實(shí)驗(yàn)的物性參數(shù)如表1 所示，實(shí)驗(yàn)1 所用的油樣為新疆油田原油，滲透率為2.5 μm2，含油飽和度為52.3%；實(shí)驗(yàn)2 所用油樣為河南油田原油，滲透率為2.7 μm2，含油飽和度為50.7%；實(shí)驗(yàn)3 所用油樣為遼河油田原油，滲透率為2.8 μm2，含油飽和度為51.4%。火驅(qū)實(shí)驗(yàn)開展前，燃燒管外壁由陶瓷棉包裹以減少火驅(qū)過程中的熱量損失。

表1 實(shí)驗(yàn)原油的物性參數(shù)Table 1 Property parameters of experiment oil

實(shí)驗(yàn)步驟：

（1）將不同黏度的石英砂、原油和高嶺土按照質(zhì)量比例為100∶15∶5 混合后充分?jǐn)嚢?，得到?shí)驗(yàn)所用的油砂，再將油砂均勻地填充至燃燒管，并稱量記錄裝填的油砂質(zhì)量；

（2）以1 L/min 的注氣速度向燃燒管中注入氮?dú)?，待壓力穩(wěn)定在2.0 MPa 后檢查實(shí)驗(yàn)裝置的氣密性；

（3）氣密性檢測(cè)完畢后連通所有實(shí)驗(yàn)裝置，測(cè)定燃燒管油砂的滲透率，然后調(diào)節(jié)注入壓力和背壓，當(dāng)背壓穩(wěn)定在0.5 MPa 時(shí)，啟動(dòng)升溫程序進(jìn)行預(yù)熱，預(yù)熱時(shí)加熱棒的溫度維持在600 ℃；

（4）在充分預(yù)熱之后，轉(zhuǎn)注空氣點(diǎn)火，并實(shí)時(shí)記錄實(shí)驗(yàn)過程中各測(cè)溫井的溫度、驅(qū)替壓差和產(chǎn)出氣體的體積分?jǐn)?shù)；

（5）為了保證實(shí)驗(yàn)安全，火線推進(jìn)到測(cè)溫井T6 時(shí)進(jìn)行注氮?dú)庀ɑ?，待燃燒管溫度降低至室溫后，取出燃燒后的油砂?/p>

（6）實(shí)驗(yàn)結(jié)束，整理和分析實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

2.1 火線的推進(jìn)特征

火驅(qū)過程中各測(cè)溫井的溫度變化如圖4 所示。測(cè)溫井T1 監(jiān)測(cè)加熱棒的溫度，實(shí)驗(yàn)過程中一直維持在600 ℃。由于對(duì)流傳熱作用，加熱棒附近的測(cè)溫井T2 一直維持著較高的溫度范圍。實(shí)驗(yàn)過程中各測(cè)溫井均監(jiān)測(cè)到了峰值溫度，這意味著火線穩(wěn)定推進(jìn)至生產(chǎn)井附近。其中，各測(cè)溫井監(jiān)測(cè)到的峰值溫度表明黏度大的原油在火驅(qū)過程中的燃燒溫度高。河南和遼河油樣的測(cè)溫井T3 上部熱電偶的峰值溫度明顯的高于下部，這是燃燒管上部的燃燒效果好所致。為了分析了不同黏度原油在火驅(qū)過程中燃燒的溫度變化，選取了上部熱電偶的峰值溫度。

圖4 各測(cè)溫井的溫度隨時(shí)間的變化Fig. 4 Variation temperatures of different temperature detection wells with time

河南和遼河油樣的測(cè)溫井T3 上部熱電偶的峰值溫度明顯的高于下部，這是燃燒管上部的燃燒效果好所致。為了分析了不同黏度原油在火驅(qū)過程中燃燒的溫度變化，選取了上部熱電偶的峰值溫度。從圖4 中可以看出，新疆原油燃燒管實(shí)驗(yàn)的測(cè)溫井T3、T4、T5 和T6 的峰值溫度分別為519.2、451.5、493.6、454.5 ℃。河南原油的測(cè)溫井T3、T4、T5和T6 的峰值溫度分別為534.6、504.7、501.5、436.8 ℃。遼河原油的黏度大，火驅(qū)過程中的燃料沉積量大。燃燒產(chǎn)生的溫度高，各測(cè)溫井的峰值溫度分別為631.9、599.7、490.3 和566.8 ℃。

依據(jù)各測(cè)溫井中熱電偶監(jiān)測(cè)到的峰值溫度的時(shí)間，計(jì)算了火線在測(cè)溫井T3—T4、T4—T5 和T5—T6 段之間的平均推進(jìn)速度（表2）。不同黏度原油在測(cè)溫井T3—T4 和T5—T6 段的火線推進(jìn)速度變化表明黏度大的原油火線推進(jìn)速度小。然而，在測(cè)溫井T4—T5 段的火線推進(jìn)速度出現(xiàn)了異常變化，黏度較大的河南原油的火線推進(jìn)速度變慢，而黏度最大的遼河原油的火線推進(jìn)速度變快，這是由于火線推進(jìn)過程中燃燒狀態(tài)的變化導(dǎo)致的［14］。由圖5 中河南油樣火驅(qū)過程中的產(chǎn)氣體積分?jǐn)?shù)變化可知，測(cè)溫井T4—T5 段（7 550～11 576 s）內(nèi)的火線的燃燒狀態(tài)變差，導(dǎo)致了火線推進(jìn)速度變慢。遼河油樣的燃燒管實(shí)驗(yàn)中，測(cè)溫井T5 不同高度處的熱電偶峰值出現(xiàn)了時(shí)間差（410 s），這表明火線出現(xiàn)了超覆燃燒現(xiàn)象。此時(shí)，火線主要沿著油砂上層快速推進(jìn)。在整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程中，黏度小的新疆原油的火線平均推進(jìn)速度為0.31 cm/min，黏度較大的河南原油的火線平均推進(jìn)速度為0.26 cm/min，黏度最大的遼河原油的火線平均推進(jìn)速度為0.25 cm/min（表2）。

表2 各測(cè)溫井間的火線推進(jìn)速度Table 2 Fire line advance speed of different temperature detection wells

圖5 不同油樣產(chǎn)出氣體的體積分?jǐn)?shù)Fig. 5 Volume fractions of produced gases of different oil samples

2.2 產(chǎn)出氣體的體積分?jǐn)?shù)

火驅(qū)過程中產(chǎn)出氣體的體積分?jǐn)?shù)是研究火線燃燒特征的重要依據(jù)［15］。實(shí)驗(yàn)過程中產(chǎn)出氣體的體積分?jǐn)?shù)如圖5 所示。黏度大的原油在點(diǎn)火時(shí)需要更充分的預(yù)熱，新疆、河南和遼河原油的預(yù)熱時(shí)間分別為19、28 和44 min。實(shí)驗(yàn)開始階段的燃燒面積小，產(chǎn)出的COx（CO+CO2）體積分?jǐn)?shù)低。隨著加熱棒周圍燃燒面積的擴(kuò)大，產(chǎn)出氣體中COx的體積分?jǐn)?shù)逐漸升高［16-17］。產(chǎn)出氣體的體積分?jǐn)?shù)變化是火線推進(jìn)過程中的燃燒狀態(tài)改變導(dǎo)致的，新疆原油火驅(qū)過程中產(chǎn)出的COx體積分?jǐn)?shù)在3 721 s 升至15.94%，此時(shí)火線的燃燒效果達(dá)到最佳。然后隨著火線的傳播，COx體積分?jǐn)?shù)逐漸降低并維持在6.4%左右。產(chǎn)出的CH4體積分?jǐn)?shù)在3 721 s 升至1.68%，然后保持在0.7%左右。整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程中產(chǎn)出的COx和CH4的平均體積分?jǐn)?shù)為7.13%和0.59%。河南油樣在注空氣點(diǎn)火后產(chǎn)出的COx體積分?jǐn)?shù)在點(diǎn)火后快速的升至11.88%，并波動(dòng)變化至5 157 s 的14.59%，此時(shí)火線的燃燒狀態(tài)達(dá)到最好。然后隨著燃燒效果的變差，COx體積分?jǐn)?shù)逐漸降低，最終為6%左右。產(chǎn)出的CH4體積分?jǐn)?shù)在注空氣點(diǎn)火后維持在1.3%左右。整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程中產(chǎn)出的COx和CH4的平均體積分?jǐn)?shù)為7.52%和1.45%。黏度最大的遼河原油點(diǎn)火后產(chǎn)出的COx體積分?jǐn)?shù)在3 979 s 升至11.99%。在6 085～7 075 s 內(nèi)火線的燃燒效果變差，COx體積分?jǐn)?shù)由17.11% 降低至4.31%。在7 075～9 340 s 火線的燃燒效果逐漸改善，產(chǎn)出的COx體積分?jǐn)?shù)增加至24.03%，然后逐漸的降低至實(shí)驗(yàn)結(jié)束階段的7.33%。產(chǎn)出的CH4體積分?jǐn)?shù)在8 340 s 內(nèi)維持在0.6%左右，然后波動(dòng)變化至實(shí)驗(yàn)結(jié)束階段的1.05%。黏度最大的遼河原油在火驅(qū)過程中產(chǎn)出的COx的體積分?jǐn)?shù)大，整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程中產(chǎn)出的COx和CH4的平均體積分?jǐn)?shù)為9.94%和1.08%。

從產(chǎn)出氣體的體積分?jǐn)?shù)變化來看，黏度越大的原油在火驅(qū)過程中產(chǎn)出的COx的體積分?jǐn)?shù)越高。為了分析火線推進(jìn)過程中原油的燃燒效果，依據(jù)產(chǎn)出的氣體體積分?jǐn)?shù)，計(jì)算了火驅(qū)過程中的燃料消耗量的平均值和產(chǎn)出的COx平均體積分?jǐn)?shù)（表3）。計(jì)算方法參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6898—2012《火燒油層基礎(chǔ)參數(shù)測(cè)定方法》，燃料消耗量的平均值和產(chǎn)出的COx平均體積分?jǐn)?shù)反映了火線的燃燒特征。黏度低的新疆原油重質(zhì)組分含量少，火驅(qū)過程中產(chǎn)出的COx體積分?jǐn)?shù)和燃料的消耗量低，其平均值分別為7.13%和5.1 kg/m3。河南原油在火線推進(jìn)至測(cè)溫井T4 附近時(shí)燃燒效果變差，產(chǎn)出的COx體積分?jǐn)?shù)一直維持較低水平，火驅(qū)過程中產(chǎn)出的COx平均體積分?jǐn)?shù)為7.52%，燃料消耗量的平均值為5.2 kg/m3。黏度最大的遼河油田原油重質(zhì)組分含量高，火驅(qū)過程中產(chǎn)出的COx平均體積分?jǐn)?shù)和燃料消耗量的平均值大，分別為9.94%和6.9 kg/m3?？梢?，黏度高的原油在火驅(qū)過程中的燃燒效果好，產(chǎn)出COx的體積分?jǐn)?shù)高，燃料消耗量大。

表3 火線推進(jìn)過程中的燃燒參數(shù)Table 3 Combustion parameters during fire line advance

2.3 油墻形成及產(chǎn)液情況

實(shí)驗(yàn)過程中的驅(qū)替壓差及注氣速度如圖6 所示。為實(shí)現(xiàn)火線燃燒面積的迅速擴(kuò)大，點(diǎn)火后空氣注入速度迅速?gòu)? L/min 升至3 L/min。不同黏度的原油火驅(qū)過程中的驅(qū)替壓差表現(xiàn)出相似的變化趨勢(shì)。注空氣點(diǎn)火后，火線開始向生產(chǎn)井方向的穩(wěn)定推進(jìn)。在火線的高溫、煙道氣和水蒸氣的復(fù)合驅(qū)油作用下，原油開始向生產(chǎn)井方向移動(dòng)，驅(qū)替壓差緩慢增加。隨著火線的持續(xù)推進(jìn)，可流動(dòng)油逐漸積累成油墻，驅(qū)替壓差出現(xiàn)了快速上升的變化趨勢(shì)。油墻累積到相對(duì)穩(wěn)定的規(guī)模后，驅(qū)替壓差維持較高的變化范圍。隨著油墻移動(dòng)到生產(chǎn)井附近，驅(qū)替壓差快速的降低。以新疆原油為例，注空氣點(diǎn)火后，驅(qū)替壓差在1 527 s 內(nèi)由50.3 kPa 緩慢增至61.2 kPa。隨著火線的推進(jìn)，可流動(dòng)油逐漸積累成油墻，驅(qū)替壓差快速增加［18-19］。在1 527～3 649 s 內(nèi)快速升至431.6 kPa。油墻累積到一定的規(guī)模后，驅(qū)替壓差維持在500 kPa 以上。在此階段，瞬時(shí)注氣速度出現(xiàn)了劇烈的波動(dòng)，這是由于燃燒產(chǎn)生的煙道氣在油墻中移動(dòng)時(shí)產(chǎn)生的不穩(wěn)定多相流動(dòng)所引起的［20］。在5 062 s 后，油墻移動(dòng)到生產(chǎn)井附近，驅(qū)替壓差快速的降低至190.5 kPa（6 500 s）。然后驅(qū)替壓差緩慢的降低至實(shí)驗(yàn)結(jié)束時(shí)的96.3 kPa。分析不同黏度原油火驅(qū)過程中的驅(qū)替壓差變化可發(fā)現(xiàn)，原油的黏度越大，驅(qū)替壓差越大，油墻形成的時(shí)間越晚。

圖6 實(shí)驗(yàn)過程中的驅(qū)替壓差和注氣速度Fig. 6 Displacement pressure difference and gas injection rate in the process of experiment

驅(qū)替壓差快速上升意味著油墻的形成，依據(jù)驅(qū)替壓差的變化得到了可移動(dòng)油開始形成油墻的時(shí)間和油墻達(dá)到相對(duì)穩(wěn)定規(guī)模的時(shí)間?；鹁€在穩(wěn)定推進(jìn)過程中，油墻的移動(dòng)速度與火線的推進(jìn)速度基本一致。依據(jù)火線在各測(cè)溫井間的平均推進(jìn)速度計(jì)算了實(shí)驗(yàn)過程中油墻累積到相對(duì)穩(wěn)定規(guī)模時(shí)的厚度（表4）。新疆原油、河南原油及遼河原油的油墻形成時(shí)間段分別為1 527～3 649、2 273～4 551 和8 479～10 537 s；油墻的厚度分別為10.26、9.11 和8.58 cm?？梢?，原油的黏度越大，火驅(qū)過程中的油墻形成時(shí)間越晚，油墻達(dá)到相對(duì)穩(wěn)定規(guī)模時(shí)的厚度越小。

表4 油墻的厚度和形成的起止時(shí)間Table 4 Thickness and starting and ending time of oil bank formation

實(shí)驗(yàn)過程中的累計(jì)產(chǎn)油量變化如圖7 所示。黏度小的新疆原油流動(dòng)阻力小，火驅(qū)見效時(shí)間早，開始產(chǎn)液的時(shí)間為5 400 s，累計(jì)產(chǎn)油量達(dá)到了111.7 g，最終采收率為72.9%。黏度較大的河南原油見效時(shí)間晚于新疆原油，開始產(chǎn)液的時(shí)間為7 117 s，累計(jì)產(chǎn)油量達(dá)到了104.2 g，最終采收率為70.3%。黏度最大的遼河原油的見效時(shí)間最晚，開始產(chǎn)液的時(shí)間為9 340 s，累計(jì)產(chǎn)油量達(dá)到了93.1 g，最終采收率為65.1%?？梢姡痱?qū)過程中，原油的黏度越大，見效時(shí)間越晚，最終采收率越低。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，將燃燒后的油砂取出。圖8 為油砂分布的外觀，可發(fā)現(xiàn)，整體油砂可依次劃分為灰褐色、淺白色和黑色。其中，灰褐色主要分布在注氣端附近，這是由于注氣時(shí)油砂與空氣的不充分接觸導(dǎo)致的［21］。淺白色油砂所占的比例最高，主要分布在T2—T6 段，這表明火驅(qū)具有很高的驅(qū)油效率；黑色油砂分布在測(cè)溫井T6 附近，出于安全考慮，火線推進(jìn)至測(cè)溫井T6 后注氮?dú)庀ɑ?，?dǎo)致此處的油砂顏色深。

圖7 實(shí)驗(yàn)過程中的累計(jì)產(chǎn)油量Fig. 7 Cumulative oil production in the process of experiment

圖8 實(shí)驗(yàn)結(jié)束后的油砂狀態(tài)Fig. 8 Oil sand status after the end of experiment

2.4 火驅(qū)采油階段的特征

依據(jù)不同黏度原油火驅(qū)過程中的累計(jì)產(chǎn)液量、產(chǎn)出氣體體積分?jǐn)?shù)和驅(qū)替壓差的變化規(guī)律，火驅(qū)開采過程可劃分為點(diǎn)火階段、可動(dòng)油流動(dòng)階段、油墻形成階段、快速產(chǎn)油階段和火驅(qū)結(jié)束階段（圖9）。以遼河原油的燃燒管實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)為例，分析了火驅(qū)開采各階段的驅(qū)替特征。

圖9 火驅(qū)的采油階段Fig. 9 Oil production stages of ISC

點(diǎn)火階段（Ⅰ）：注空氣點(diǎn)火后，隨著燃燒面積的逐漸擴(kuò)大，產(chǎn)出氣體中的COx（CO+CO2）體積分?jǐn)?shù)逐漸上升。黏度大的原油點(diǎn)火難度大，需要更充分的預(yù)熱。

可動(dòng)油流動(dòng)階段（Ⅱ）：點(diǎn)火成功后，火線開始向生產(chǎn)井方向穩(wěn)定推進(jìn)。在火線的高溫、煙道氣和水蒸氣的復(fù)合驅(qū)油作用下，原油開始向生產(chǎn)井方向移動(dòng)，驅(qū)替壓差緩慢增加，產(chǎn)出的COx維持著較高的水平。一般黏度高的原油流動(dòng)性差，原油開始流動(dòng)的時(shí)間晚，可動(dòng)油流動(dòng)階段的持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)。

油墻形成階段（Ⅲ）：隨著火線的持續(xù)推進(jìn)，產(chǎn)出的COx維持著較高的水平，可移動(dòng)油逐漸累積成油墻。此時(shí)驅(qū)替壓差快速增加，采油井開始見效產(chǎn)液。低黏度原油的流動(dòng)能力強(qiáng)，驅(qū)替壓差增加幅度小，油墻形成階段出現(xiàn)的時(shí)間早。

快速產(chǎn)油階段（Ⅳ）：油墻累積到一定規(guī)模后維持相對(duì)的穩(wěn)定，驅(qū)替壓差維持較高的范圍，產(chǎn)油速度逐漸增加。隨著油墻移動(dòng)至生產(chǎn)井附近，驅(qū)替壓差迅速降低，產(chǎn)油速度出現(xiàn)降低的趨勢(shì)。

火驅(qū)結(jié)束階段（Ⅴ）：火驅(qū)進(jìn)入結(jié)束階段后的驅(qū)替壓差小，逐漸發(fā)生氣竄現(xiàn)象，火線的燃燒效果變差，產(chǎn)出的COx的體積分?jǐn)?shù)較小。氣竄導(dǎo)致了采油井的產(chǎn)氣量增加，產(chǎn)液速度降低。

3 結(jié) 論

（1）黏度高的稠油在火線推進(jìn)過程中的燃燒效果好，產(chǎn)出的COx濃度高，燃料消耗量大；火線推進(jìn)速度慢，驅(qū)替壓差高，油墻的形成時(shí)間晚，油墻達(dá)到相對(duì)穩(wěn)定規(guī)模時(shí)的厚度小。

（2）火驅(qū)過程中，黏度高的稠油見效時(shí)間晚，最終采收率低。黏度低的新疆原油產(chǎn)液時(shí)間為5 400 s，最終采收率為72.9%。黏度較高的河南原油產(chǎn)液時(shí)間為7 117 s，最終采收率為70.3%。黏度最大的遼河原油產(chǎn)液時(shí)間為9 340 s，最終采收率為65.1%。

（3）依據(jù)不同黏度原油火驅(qū)過程中的累計(jì)產(chǎn)液量、產(chǎn)出氣體濃度和驅(qū)替壓差的變化規(guī)律，將火驅(qū)開采過程劃分為點(diǎn)火、可動(dòng)油流動(dòng)、油墻形成、快速產(chǎn)油和火驅(qū)結(jié)束5 個(gè)階段。