張 鴻， 馬寶全， 程海清， 張 勇， 胡 軍

(1. 中國石油遼河油田分公司 勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010； 2. 國家能源稠(重)油開采研發(fā)中心，遼寧 盤錦 124010； 3. 中國石油大慶油田有限責(zé)任公司 勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712 )

0 引言

目前，稠油油藏開采方式以蒸汽吞吐為主，多數(shù)油藏進(jìn)入高輪次吞吐后期，處于低產(chǎn)、低效階段，只有少數(shù)區(qū)塊具備轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)和SAGD開采條件[1-2]?；馃蛯蛹夹g(shù)具有驅(qū)替效率高、適用范圍廣等特點，成為一種有效的稠油開采接替技術(shù)?；馃蛯蛹夹g(shù)是將油層本身的部分裂解產(chǎn)物作為燃料，不斷燃燒生熱，依靠熱力和其他綜合驅(qū)動力作用，實現(xiàn)提高采收率的目的[3-8]。為維持火驅(qū)過程穩(wěn)定燃燒，需要持續(xù)加大注氣強(qiáng)度和注氣壓力，極易導(dǎo)致氣體單向竄流、縱向上超覆、平面波及不均勻，嚴(yán)重影響火驅(qū)開發(fā)效果[9-11]。由于稠油油藏重質(zhì)組分多，燃料隨火線推進(jìn)沉積過多，易結(jié)焦使改質(zhì)效果變差；燃燒前緣推進(jìn)速度慢，導(dǎo)致氧氣消耗量增加、空氣需求量升高、操作成本增加。

對于稠油油藏單獨實施火燒油層方式開采存在的問題，可以在火燒過程達(dá)到一定程度后注入介質(zhì)水或水蒸汽，擴(kuò)大高溫燃燒區(qū)域，提高火燒開發(fā)效果。目前，火燒與介質(zhì)水或水蒸汽相結(jié)合的典型開發(fā)方式主要為濕式燃燒、先火驅(qū)后蒸汽驅(qū)、先蒸汽驅(qū)吞吐后火驅(qū)段塞加蒸汽驅(qū)。濕式燃燒多采用空氣和水交替注入方式[12-13]。張毅等[14]開展?jié)袷饺紵龑嶒?，認(rèn)為濕式燃燒可有效回收殘留在已燃區(qū)的熱量，提高生成熱量利用率。楊德偉等[15]對比干式和濕式燃燒，在不同條件下分析燃燒特性參數(shù)、燃燒前緣推進(jìn)速度。張銳等[16]提出“先蒸汽吞吐，后火燒油層段塞加蒸汽驅(qū)組合式開采原油”的方式，可以提高井底溫度、水蒸汽干度、地層壓力、開發(fā)效果及原油采收率。陳亞平等[17]提出先火燒油層后蒸汽驅(qū)開發(fā)方式，在注蒸汽過程中可以繼續(xù)生熱，具有較高的驅(qū)油效率和采油速度。這些方式不能保證驅(qū)替過程蒸汽持續(xù)高干度、高溫區(qū)域溫度持續(xù)穩(wěn)定?；痱?qū)過程注入介質(zhì)水或水蒸汽的另一種方式——火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)[18]，即在火線保持穩(wěn)定燃燒時，將單一火燒注入方式改為同時注入一定配比的空氣與水蒸汽的混合氣(汽)。

火燒油層開采是一種高溫?zé)嵝?yīng)及混相驅(qū)、蒸汽驅(qū)等多種驅(qū)油機(jī)理共同作用的復(fù)雜反應(yīng)過程，在空氣注入過程中加入水蒸汽，其作用機(jī)理比單一方式火燒的更復(fù)雜。以遼河油田G3塊火驅(qū)試驗區(qū)天然巖心為例，對火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)進(jìn)行物理模擬實驗及數(shù)值模擬研究。對比單一方式火燒和火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)的驅(qū)替特征、生產(chǎn)特征、產(chǎn)出流體及儲層礦物變化特征，分析火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)技術(shù)優(yōu)勢，為稠油油藏進(jìn)一步改善火燒油層開發(fā)效果提供技術(shù)儲備。

1 物理實驗

1.1 材料和裝置

實驗樣品選取遼河油田G3塊稠油油藏天然巖心。溫度為50 ℃時，脫氣原油黏度為61.063 Pa·s；溫度為20 ℃時，原油密度為0.972 6 g/cm3；硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.43%；蠟質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4.16%；膠質(zhì)和瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為44.32%。蒸汽由蒸汽發(fā)生器產(chǎn)生。

實驗采用火驅(qū)一維物理模擬裝置，由注入系統(tǒng)、點火系統(tǒng)、模型本體、測控系統(tǒng)和產(chǎn)出系統(tǒng)5個部分組成。注入系統(tǒng)包括空氣壓縮機(jī)、精度計量泵、蒸汽發(fā)生器、氣體流量計等；點火系統(tǒng)由電加熱裝置、電源等構(gòu)成，點火方式為電點火，點火器位于模型注氣井處；模型本體的長×寬×高：42.0 cm×9.0 cm×3.6 cm，內(nèi)部采用隔熱材料，最高工作溫度為1 000 ℃，最大工作壓力為3 MPa；測控系統(tǒng)主要采用先進(jìn)數(shù)據(jù)采集板，對不同位置進(jìn)行溫度、壓力監(jiān)控采集并記錄；產(chǎn)出系統(tǒng)由回壓控制器、氣液分離裝置、在線煙氣分析儀、回收處理裝置等組成。在模型內(nèi)沿軸向布設(shè)3行13列共39個測溫點，監(jiān)測模型內(nèi)部溫度場變化。實驗裝置見圖1。

圖1 火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)實驗裝置Fig.1 Experimental apparatus of fire-steam flooding

應(yīng)用美國安東帕DMA4200M高溫高壓密度測量儀、英國馬爾文Gemini2高溫高壓流變儀、日本雅特隆MK-6S棒狀薄層色譜分析儀、美國安捷倫7890A氣相色譜儀，分別對實驗油樣進(jìn)行密度、黏度、族組分、全烴色譜分析；應(yīng)用德國煙氣分析儀Testo360對實驗過程中氣體組分進(jìn)行在線監(jiān)測；應(yīng)用德國X線衍射儀D8Discover對黏土進(jìn)行全巖定量分析及礦物體積分?jǐn)?shù)分析。

1.2 方法和步驟

為研究稠油油藏火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)作用機(jī)理及開發(fā)效果，設(shè)計單一方式火燒和火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)兩組物理模擬實驗。對比兩組實驗過程中溫度場、產(chǎn)出流體、儲層礦物、驅(qū)油效率等，分析火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)技術(shù)優(yōu)勢。

實驗步驟：

(1)裝填模型。裝填天然巖心，確保裝填均勻；安裝點火器及溫度、壓力傳感器等。

(2)密封性測試。將實驗系統(tǒng)進(jìn)行流程連接，檢查是否存在滲漏并及時完善。

(3)火驅(qū)一維實驗。一般包括點火、提速注氣、穩(wěn)定燃燒、停止注氣4個階段。實驗過程中，點火器預(yù)設(shè)點火溫度為500 ℃，單一方式火燒注入介質(zhì)為壓縮空氣，通風(fēng)強(qiáng)度為40.0 m3/(m2·h)(標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下)，空氣注入速度為2.4 L/min(標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下)，注氣壓力為 1.0 MPa，回壓為0.8 MPa。通過計算機(jī)實時監(jiān)測模型內(nèi)測溫點、測壓點、注氣量變化及火線波及狀態(tài)。應(yīng)用在線煙氣分析儀實時監(jiān)測尾氣變化，當(dāng)火線到達(dá)生產(chǎn)井處結(jié)束實驗。

(4)火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)。先注入單一介質(zhì)空氣完成點火并實現(xiàn)穩(wěn)定燃燒(實驗參數(shù)同步驟(3))，實時監(jiān)測溫度變化及波及狀態(tài)，當(dāng)火線前緣推進(jìn)至模型1/3處(約12 cm)，在注入空氣的同時注入水蒸汽，水蒸汽注入溫度為180 ℃，注氣壓力為1.0 MPa，注入速度為8.0 mL/min，復(fù)合驅(qū)過程回壓設(shè)定為0.8 MPa。根據(jù)溫度場變化特征，逐漸降低空氣注入速度至1.4 L/min(標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下)，提高水蒸汽注入速度至14.0 mL/min，保證高溫區(qū)域穩(wěn)定向前擴(kuò)展。同時監(jiān)測尾氣組分變化，當(dāng)火線到達(dá)生產(chǎn)井處結(jié)束實驗，停止注氣(汽)。

(5)取樣分析。模型本體降溫后，對產(chǎn)出液進(jìn)行計量，拆開模型取樣分析。對于實驗原油樣品按照GB/T 1884—2000《原油和液體石油產(chǎn)品密度實驗室測定法(密度計法)》、GB/T 28910—2012《原油流變性測定》、SY/T 5119—2016《巖石中可溶有機(jī)物及原油族組分分析》分別進(jìn)行密度、黏度及族組分測定。

2 技術(shù)優(yōu)勢

2.1 提高火線溫度

不同火驅(qū)方式點火50 min后模型內(nèi)部溫度場見圖2，相應(yīng)的油墻運(yùn)移見圖3。由圖2可知，當(dāng)火線穩(wěn)定推進(jìn)一定距離時，火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)過程火線溫度明顯升高，且火線始終保持一定高溫穩(wěn)定推進(jìn)。根據(jù)溫度采集數(shù)據(jù)，在相同注氣條件下，點火50 min后單一方式火燒和火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)過程最高溫度分別為531 ℃和696 ℃。

圖2 不同火驅(qū)方式點火50 min后模型內(nèi)部溫度場Fig.2 Internal temperature field at 50 min after ignition of different fire flooding modes

火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)高溫(溫度超過450 ℃以上)區(qū)域為單一方式火燒的2倍以上，較單一方式火燒波及范圍更廣(見圖2)。對于稠油油藏火驅(qū)，原油黏度控制油墻形成的寬度與速度，黏度越低，形成的油墻越寬、速度越快[21-22]。由圖3可知，火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)過程形成的油墻寬度更寬。這是由于水蒸汽攜熱能力強(qiáng)，溫度為300 ℃時，1 kg空氣攜帶熱量為293.16 kJ，1 kg水蒸汽攜帶熱量為2 748.10 kJ，水蒸汽對原油、儲層加熱效果更好，可擴(kuò)大熱波及范圍，水蒸汽的注入降低燃燒帶及其前緣溫度，在向前移動過程中凝結(jié)為熱水并釋放大量潛熱，提高注氣井與燃燒前緣間的熱利用率，加快原油升溫降黏過程，進(jìn)一步改善原油流動性，在熱效應(yīng)與驅(qū)替作用下，原油不斷聚集使油墻范圍變大。

圖3 不同火驅(qū)方式點火50 min后油墻運(yùn)移Fig.3 Oil wall migration at 50 min after ignition of different fire flooding modes

2.2 改善原油品質(zhì)

對天然巖心及不同火驅(qū)方式實驗后產(chǎn)出原油的黏度、密度及族組分進(jìn)行分析(見表1)。兩種火驅(qū)方式產(chǎn)出原油的黏度、密度比天然巖心的低，但降黏幅度有一定差別，火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)實驗后原油黏度為1.117 Pa·s，降黏率為81.71%，下降幅度大于單一方式火燒的。原油黏度下降有利于降低驅(qū)替過程中的黏滯阻力，提高滲流能力[23]。根據(jù)族組分變化，經(jīng)過不同方式火燒后，輕質(zhì)組分(飽和烴和芳烴)質(zhì)量分?jǐn)?shù)明顯升高，且火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)的效果最優(yōu)，為56.6%；重質(zhì)組分(非烴和瀝青質(zhì))質(zhì)量分?jǐn)?shù)明顯降低，原油黏度主要由重質(zhì)組分含量決定，火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)方式后原油品質(zhì)得到明顯改善。

表1 天然巖心及不同火驅(qū)方式后原油物性

利用氣相色譜技術(shù)對原油飽和烴特征進(jìn)行定量描述，天然巖心及不同方式火燒后樣品的全烴色譜分析見圖4。由圖4可知，天然巖心以異構(gòu)烷烴為主，主峰碳為nC22，高碳數(shù)(nC25～nC30)占明顯優(yōu)勢；兩種火驅(qū)方式后，低碳數(shù)正構(gòu)烷烴和異構(gòu)烴含量明顯增高，大分子結(jié)構(gòu)環(huán)烷烴相對豐度明顯降低，主峰碳變?yōu)閚C17～nC18。

圖4 天然巖心及不同火驅(qū)方式后樣品的全烴色譜分析Fig.4 Total hydrocarbon chromatographic analysis of natural core and samples after different fire flooding modes

原油輕重比(∑nC21-/∑nC22+)為低碳數(shù)正構(gòu)烷烴含量總和與高碳數(shù)正構(gòu)烷烴含量總和之比，表征熱演化程度，比值越高，原油品質(zhì)越好[24-25]。天然巖心及單一方式火燒、火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)后的原油輕重比分別為0.759、1.807、2.281，表明原油中大分子環(huán)狀結(jié)構(gòu)上的一些脂肪鏈或低環(huán)數(shù)芳烴，在熱力作用下，從大分子結(jié)構(gòu)上斷裂成相對分子質(zhì)量較小的短鏈烷烴，火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)后原油輕重比升高幅度大，即低碳數(shù)正構(gòu)烷烴和異構(gòu)烴含量增大明顯，原油改質(zhì)效果更好。

2.3 減少空氣耗量

火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)實驗過程中尾氣組分變化見圖5。由圖5可知，前期單一方式火燒過程中，O2質(zhì)量分?jǐn)?shù)下降(由21.00%下降至2.98%)、CO2質(zhì)量分?jǐn)?shù)上升(由0上升至10.90%)。實驗過程中，兩種氣體在同一時間段變化明顯，即發(fā)生劇烈的氧化反應(yīng)，表明原油被點著，可以用來劃分火驅(qū)過程點火階段和穩(wěn)定燃燒階段。

圖5 火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)實驗過程中尾氣組分變化Fig.5 Composition variation of tail gas during fire-steam flooding

在相同注氣量下，與單一方式火燒階段相比，火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)階段的O2質(zhì)量分?jǐn)?shù)上升至7.66%，H2質(zhì)量分?jǐn)?shù)上升至6.02%，CO2質(zhì)量分?jǐn)?shù)下降至8.23%(見圖5)?；馃羝麖?fù)合驅(qū)階段平均氧氣質(zhì)量分?jǐn)?shù)較單一方式火燒階段的高，表明原油燃燒對氧氣需求量降低?；馃羝麖?fù)合驅(qū)過程中，注入水蒸汽后，水分解產(chǎn)生的氧氣與焦炭發(fā)生反應(yīng)，實現(xiàn)高溫燃燒的氧氣主要來源于兩部分：注入空氣中的氧氣和水分解的氧氣。由于水蒸汽在燃燒過程中參與化學(xué)反應(yīng)，原油燃燒對氧氣需求量下降，因此火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)可減少空氣注入量。

2.4 改善儲層流通性

選取單一方式火燒和火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)已燃區(qū)樣品，應(yīng)用X線衍射儀分析天然巖心與已燃區(qū)樣品的巖石礦物組成，實驗結(jié)果見表2。由表2可知，不同方式火驅(qū)后主要礦物成分的體積分?jǐn)?shù)發(fā)生變化，黏土礦物和長石體積分?jǐn)?shù)減少，石英體積分?jǐn)?shù)增加?；馃羝麖?fù)合驅(qū)的長石體積分?jǐn)?shù)減少更多，并伴隨方解石的出現(xiàn)和白云石的增加，由于火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)火線穩(wěn)定，持續(xù)推進(jìn)溫度大于單一方式火燒的，隨溫度升高，可能存在長石(鉀長石、斜長石)向黏土礦物、石英轉(zhuǎn)化現(xiàn)象。

表2 天然巖心與不同方式火驅(qū)后巖石礦物體積分?jǐn)?shù)

鉀長石向高嶺石、石英轉(zhuǎn)化的化學(xué)反應(yīng)方程式為

(1)

黏土礦物中結(jié)構(gòu)水主要在溫度為400～525 ℃之間逸出，隨溫度升高，礦物層間水釋放且陽離子移出，黏土礦物發(fā)生重結(jié)晶或礦物之間相互轉(zhuǎn)化[26]。高溫作用下，高嶺石經(jīng)脫水作用后從有序結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變?yōu)闊o序結(jié)構(gòu)的非晶質(zhì)，形成間層礦物伊/蒙混層。由于火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)的高溫燃燒階段溫度相對較高，隨水蒸汽的連續(xù)注入，伊利石和伊/蒙混層逆向轉(zhuǎn)化成高嶺石[27]。

天然巖心與不同方式火驅(qū)后黏土礦物體積分?jǐn)?shù)見表3。由表3可知，火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)的伊/蒙混層體積分?jǐn)?shù)相對降低，伊利石體積分?jǐn)?shù)呈增加趨勢，即黏土膠結(jié)性能發(fā)生變化，儲層物性隨之改善。一定程度上保證原油具有良好的滲流通道，有利于空氣在儲層中流動，使高溫燃燒階段持續(xù)穩(wěn)定推進(jìn)，進(jìn)一步改善火驅(qū)效果。在該條件下主要存在高嶺石向蒙皂石轉(zhuǎn)化、蒙皂石向伊利石轉(zhuǎn)化、高嶺石向伊利石轉(zhuǎn)化三種反應(yīng)，轉(zhuǎn)化方程式分別為

表3 天然巖心與不同方式火驅(qū)后黏土礦物體積分?jǐn)?shù)

(2)

(3)

(4)

式(2-4)中：E為Na+、Ca2+等陽離子。

2.5 提高采油速度

根據(jù)SY/T 6898—2012《火燒油層基礎(chǔ)參數(shù)測定方法》[28]，計算火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)的驅(qū)油效率。實驗結(jié)束后取出模型內(nèi)巖心，僅模型產(chǎn)出端有部分結(jié)焦，模型內(nèi)大部分巖心被火線、高溫區(qū)域波及，呈黃灰土色(見圖6)。根據(jù)產(chǎn)出油量計算火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)驅(qū)油效率為78.6%，單一方式火燒驅(qū)油效率為75.9%。

圖6 火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)后巖心分布特征Fig.6 Core distribution characteristics after fire-steam flooding

由不同方式火驅(qū)階段采油速度對比曲線(見圖7)可知，火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)階段采油速度明顯比單一方式火燒的高，且峰值靠前。由于火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)過程中，空氣密度小于水蒸汽，優(yōu)先占據(jù)油藏上層部位，水蒸汽帶動下方冷油區(qū)受熱，相同注氣強(qiáng)度下，較單一方式火燒提高熱利用率，實現(xiàn)高溫區(qū)域溫度持續(xù)穩(wěn)定，加快階段采油速度，對改善開發(fā)效果有一定促進(jìn)作用。

圖7 不同方式火驅(qū)階段采油速度曲線Fig.7 Curves of oil recovery rate in different fire drive stages

3 數(shù)值模擬及生產(chǎn)預(yù)測

3.1 數(shù)值模擬

以遼河油田G3塊火燒試驗區(qū)為目標(biāo)區(qū)，利用熱采數(shù)值模擬CMG軟件的STARS火驅(qū)模塊，結(jié)合地質(zhì)模型擬合蒸汽吞吐開采歷史。建立與G3塊油藏物性條件相近的火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)數(shù)值模型，采用正交均勻網(wǎng)格系統(tǒng)，設(shè)計直井注入井一口、直井生產(chǎn)井一口。模擬單一方式火燒和火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)兩種開采方式。

通過數(shù)值模擬對兩種開采方式進(jìn)行對比驗證，單一方式火燒點火后連續(xù)注入空氣6 a的溫度場見圖8(a)，單一方式火燒1 a后轉(zhuǎn)火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)5 a的溫度場見圖8(b)，單一方式火燒階段注氣速度相同(6.0×104m3/d)。由圖8可以看出，同一開采時刻，火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)燃燒帶溫度明顯高于單一方式火燒的，且高溫區(qū)域?qū)挾却笥趩我环绞交馃?。同時，數(shù)值模擬得到的火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)采收率較單一方式火燒的高2%。數(shù)值模擬與物理模擬實驗特征規(guī)律一致。

圖8 數(shù)值模擬不同方式火驅(qū)溫度場特征Fig.8 Numerical simulation of temperature field characteristics after different fire flooding modes

3.2 生產(chǎn)預(yù)測

對于遼河油田某一試驗區(qū)，油層埋深為800～1 000 m，油層平均厚度為42.10 m，平均孔隙度為25.5%，平均滲透率為780×10-3μm2，溫度為50 ℃時，平均脫氣原油黏度為0.300～2.000 Pa·s。采用五點井網(wǎng)，井距為71 m。前期以蒸汽吞吐開發(fā)為主，地層平均壓力為1.2 MPa，地下存水量大，回采水率為32.3%，井間剩余油飽和度為44.5%。

根據(jù)物理模擬研究結(jié)果和剩余油飽和度，確定單一方式火燒階段注氣強(qiáng)度、火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)階段注氣(汽)強(qiáng)度。先對油層進(jìn)行單一方式火燒開采，以2.0 m3/(m2·h)(標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下)的通風(fēng)強(qiáng)度向油層注入空氣，根據(jù)生產(chǎn)井產(chǎn)出氣(CO2、CO、O2等組分)變化判斷油層燃燒狀態(tài)，當(dāng)達(dá)到穩(wěn)定燃燒1 a后轉(zhuǎn)入火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)開采，控制水蒸汽與空氣比例，使汽氣比小于16 kg/m3(標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下)。一般以0.7～1.3 m3/(m2·h)(標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下)的通風(fēng)強(qiáng)度注入空氣，根據(jù)優(yōu)化的汽氣比及注入空氣強(qiáng)度確定注入水蒸汽量。對注入井壓力、生產(chǎn)井產(chǎn)出尾氣組分進(jìn)行監(jiān)測，根據(jù)尾氣中O2和CO2含量調(diào)整空氣和水蒸汽的注入強(qiáng)度，保證注入壓力穩(wěn)定。預(yù)測火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)生產(chǎn)13 a可提高采收率40%，最終采收率達(dá)到63%。

4 結(jié)論

(1)對遼河油田G3塊火驅(qū)試驗區(qū)天然巖心，進(jìn)行一維火燒復(fù)合驅(qū)物理模擬實驗。對比單一方式火燒油層和火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)的驅(qū)替特征、生產(chǎn)特征、產(chǎn)出流體及儲層礦物變化特征，分析火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)技術(shù)優(yōu)勢，應(yīng)用數(shù)值模擬進(jìn)行特征驗證和生產(chǎn)預(yù)測。

(2)火燒—蒸汽復(fù)合驅(qū)比單一方式火燒燃燒反應(yīng)多放出150 kJ/mol熱量，火線最高溫度提高150℃以上，高溫區(qū)域擴(kuò)大2倍以上，具有火線溫度高、波及范圍廣等特征；原油輕重比相對單一方式火燒的提高至2.281，改質(zhì)效果好；階段產(chǎn)出氧氣濃度較高，水蒸汽在燃燒過程中參與反應(yīng)，減少空氣耗量；加熱原油同時加熱儲層巖石，黏土膠結(jié)性能發(fā)生變化，改善儲層物性。

(3)數(shù)值模擬與物理模擬實驗特征規(guī)律一致?；馃羝麖?fù)合驅(qū)開采可提高采油速度、擴(kuò)大火驅(qū)波及體積，達(dá)到進(jìn)一步改善火燒開發(fā)效果的目的。