带气顶气的油藏他的驱动类型是什么衰竭开采是什么

A. 油藏天然能量及驱动方式是什么

油气田开发过程中，油井完成之后经过试油，油气能够从地层运移到井底，甚至自喷到地表，这表明地层具有能量。地层能量可以是天然的，也可以是人工补充的。在没有任何人工补充能量的情况下，地层所具有的能量称为天然地层能量。地层能量的大小表现为地层压力的高低，它是油气在油层中流动的动力来源。地层压力高的油井，油气可以自喷到地表。但在自喷开采过程中，如地层得不到人工补充能量，其能量必然逐步衰减，最终油井不能自喷，必须转为其他方法开采。因此，油层能量的大小决定了油气田的开采方法，同时也决定了油气田的开采特征。

一、油层中的天然驱油能量

油层中油、气、水构成一个统一的水动力系统。油层未被打开时，油、气、水处于平衡状态，油层内部承受着较大的压力而具有潜在能量，即天然能量。油气藏的天然能量主要包括以下几种类型。

（一）水柱压力

水柱压力通常是油气流动的主要动力。如果岩层有露头，水源供给充足，而且供水区和含油区连通性好，边水或底水的水柱压头便有能力驱动油流（见图6-1）。油藏的水压能量以压力表示：

p地层=ρ水gH式中p地层——原始油层压力，Pa；

ρ水——油层水的密度，kg/m3；

图6-7气顶气驱动方式及其生产特征曲线

（五）重力驱动方式

石油依靠本身的重力由油层流向油井，叫重力驱动。这种驱动方式出现在油田开发的末期，其他能量已枯竭，重力成为主要驱油动力，油井产量已经很低。

三、驱动方式的转换

油层的驱动方式是随着开发进程及开发措施的实施与调整而变化的。在油田开发的某个阶段，驱动方式（即驱动能量类型）可以从一种形式过渡到另一种形式。比如，对于地层压力高于饱和压力的油田（即未饱和油田），在开采初期没有注水，一般为弹性驱动；如有含水区，开采一段时间后，压力降落扩展含水区后，呈现天然水压驱动；若边水不充足，或油水接触区域的渗透率很低，即供水不足，采油速度较高，则可能出现弹性水压驱动；如果这个油藏是封闭的，则在弹性驱动后即压力降至饱和压力以下时，便出现了溶解气驱动。一个油藏在开发的每个阶段上，发挥作用的驱油能量可同时有几种，但其中必有一种起主导作用，其他的则处于次要地位。

由于油藏的驱动方式不同，其驱动能量大小不同，因此油藏油气采收率也不同。一般水压驱动方式采收率最高，弹性驱动方式及气压驱动方式次之，而溶解气驱动方式及重力驱动方式的采收率最低。与气比较，水易润湿岩石，能渗入微细孔隙将油驱入孔道；而气驱油时，气体不能润湿岩石，气流首先窜入大孔道将油排出，易留下残余油。再者气体的黏度远小于水的黏度，因此窜流与混流很严重，故而水驱采收率高于气驱采收率。溶解气驱的采收率更低，且产量递减得很快。

认识和识别驱油能量及驱动方式，不仅是为了了解油层，更重要的是为了改造油层。对于一个具体油藏来说，可根据需要创造条件，为油层提供新的能量，使油层驱动方式向有利的方面转化。如有的油田，由于缺少边水或没有气顶，通过人工注水或注气，就可以抑制和延缓溶解气驱动的过早出现，而使油藏长期处于人工水（气）压驱动方式下进行开发，以达到提高采收率、合理开发油田的目的。

B. 油气的聚集是什么

指油气在储层中由高势区向低势区运移的过程中遇到圈闭时，进入其中的油气就不能继续运移，而聚集起来形成油气藏的过程。

静水条件下，储集层中运移的油气遇到合适的圈闭，优先在最高部位聚集起来，早期油气在圈闭中聚集，排驱出原有的水，油气由于重力分异，气居顶部，油居中部，水位于最下。

油气的供给继续进行，油气依次由较高部位向较低部位聚集，直到充满整体圈闭。当油气持续供给突破溢出点后，居下部的石油便通过溢出点向上部继续运移。油气不断供给，石油超过溢出点向上运移，天然气便充满了下部圈闭。

(2)带气顶气的油藏他的驱动类型是什么衰竭开采是什么扩展阅读

多期叠合盆地中，油气藏往往经历过多期成藏，油气分布复杂，一些特殊的油藏现象难以用现有的成藏理论给予合理的解释；以往这种复杂油气藏的成因往往被归结为多期充注，但多期充注只是这种复杂油气藏形成的条件之一，并不是根本原因。

差异溶解原理揭示了一个常见而又常常被忽视的现象，那就是地层条件下不同期次的油气之间的相互溶解和扩散。在具有多期成藏历史的油气藏中，新来油气会在老的油藏里发生溶解，新来油气的聚集是以溶解方式进行的。

差异溶解作用的实质是油气分子之间的溶解不平衡，其表现形式为新生成的油气在原有油藏里边溶解边聚集。差异溶解作用的结果是造成油气分布的复杂性，并呈规律性的变化。

C. 技术可采储量的计算方法是什么

技术可采储量受到多种因素的制约，它与油（气）藏性质和开发条件密切相关，其计算方法可分为采收率预测法和直接计算法。

采收率预测法 评价钻探及开发初期阶段，由于缺乏足够的开采动态参数，一般都采用简单的经验类比法、岩心分析法、相对渗透率曲线法、相关经验公式法等计算采收率。

各种方法计算采收率后，依据地质储量计算可采储量，其关系式为：

根据油藏采收率经验类比法，国内外不同驱动类型的油藏采收率的经验值一般为：

水压驱动30%～50%；气顶驱动20%～40%；溶解气驱动10%～20%。

根据气藏采收率经验类比法，国内外不同驱动类型气藏采收率的经验值一般为：

定容消耗式气藏80%～90%；致密层30%～50%；水驱气藏45～60%；消耗式开采凝析气藏40%左右；注气循环开采凝析气藏65%～85%。

直接计算可采储量法 直接计算可采储量法包括压降法、水驱特征曲线法、递减曲线法、油藏数值模拟法。水驱特征曲线法适用于水驱油藏中、高含水阶段可采储量的计算。递

应用递减曲线法推算可采储量

D. 油井增产原理是什么

油田开发及石油开采过程一般可分为三个阶段：一次采油(Primary Recovery)、二次采油(Secondary Recovery)和三次采油(Tertiary Recovery )。
一次采油是指利用油藏天然能量进行开采的过程，这是大多数油藏开发要经历的第一个阶段。早期，很多油藏都是用一次采油方法开采到经济极限产量后废弃。其采油机理是：随着油藏压力下降，液体和岩石的体积膨胀，弹性能量把油藏流体驱入井筒。压力降到原油的饱和压力时，溶解在油中的气体释放、膨胀，又能驱出部分原油。气顶膨胀和重力排驱也能促使原油流人生产井。天然水侵既能驱替油藏孔隙中的原油，又能弥补原油开采造成的压力下降，但其后期产水率很高。不同油藏的一次采收率相差极大，一次采收率主要取决于油藏类型、岩石和原油的性质及开采机理。
二次采油是指向油层补充流体以保持地层能量的采油方法，如将气体注入气顶、将水注入油层或靠近油水界面的含水层。以前油藏能量衰竭时才进行二次采油。现在为保持油藏压力，维持较长时间的高产和稳产，许多油藏在开发初期就进入了二次采油阶段。
二次采油达到经济极限时，油藏中还存留着大量的原油。为了获得更高的采收率，需要进行三次采油。三次采油是指采用物理、化学、热量、生物等方法改变油藏岩石及流体的性质，提高水驱后油藏采收率的方法。由于投资多、注入流体价格高，三次采油风险很大，但采收率提高幅度也大。
水力压裂和酸化是油气井增产、注水井增注的重要手段，是通过降低流动阻力来提高产量或注入量的。一些低渗透性油气层即使在较大生产压差下也很难获得高产。有的油气层受到钻井液、修井液等外来流体的侵害，近井区渗透率降低，导致产量下降甚至无法投产，必须采取增产措施。水力压裂施工规模大，增产幅度大。酸化用于解除近井区的污染，恢复地层渗透率及提高油井产量，效果显著，施工规模小、成本低。目前，我国水力压裂和酸化增产措施每年所获得的产量相当于一个中等油田的产量。水力压裂和酸化已成为油气田勘探、开发与开采中最常用的油藏改造措施。

E. 油藏六种天然驱动方式（石油工程）谢谢！

一、弹性驱动：依靠油层岩石和流体的弹性膨胀能进行原油驱动的方式。
二、溶解气驱：油层压力低于饱和压力时，溶解状态的气体分离出的气泡膨胀而将石油推向井底的驱动方式。
三、水压驱动：当油藏有边水、底水时就会形成水压驱动，可以分为刚性水驱和弹性水驱。
四、气压驱动：当油藏存在气顶，气顶中的压缩气为驱油的主要能量时为气压驱动，可分为刚性气驱和弹性气驱。
五、重力驱动：对于一个无原始气顶和边底水的饱和或未饱和油藏，当期油藏储层的向上倾斜度比较大时，就能存在并形成重力驱，靠原油自身的重力将油驱向井底即为重力驱动。
上述内容出自《油藏工程基础》（刘德华 / 2004年09月第1版）

F. > 气顶驱动与溶解气驱有什..

溶解气驱：如果油藏封闭，又没有外来能量补充，油田开采过程中，开始消耗弹性能量，当油层压力低于饱和压力后，原来溶解在原油中的天然气将从原油中分离出来，形成气泡，整个油层将是油气两相渗流，随着压力的下降，天然气体积发生膨胀，这是油流入井主要是依靠分离出天然气的弹性膨胀能量，这一过程成为溶解气驱。 气顶驱动：当油藏中存在有较大的气顶时，开发时主要靠气顶中压缩气体的膨胀能把原油驱向井底，这叫做气顶驱动。 有气顶的油藏若是仅依靠天然能量开采，在地层压力降传到油气边界时，油藏才进入气顶驱动过程，在随后的生产中，气顶的能量不断消耗，整个地层的压力将不断下降，当压力降到饱和压力后，原来的溶解气将从原油中分离出来，此后，将转入溶解气驱。

G. 什么是“可采储量”

上面讲的“储量”是指在“地层原始条件”下的油气量，而“可采储量”是指在“现代”工艺技术条件下，“能”从地下储层中采出的那一部分油气量。
地下的油气为什么不能完全被采出来呢？
在微观上，因为地下的油气存在于不同类型的砂岩颗粒孔隙或地层的裂缝、孔洞中，不同组分的油气又有不同的物理、化学性质，比如有的黏度大，有的黏度小，黏度小的容易采出来，黏度大的就不容易采出来。
在宏观上，由于油气藏的类型（条件）不同、驱动类型（能量）不同，从而采出的量就不一样。比如有的油气藏地层压力大，油可以自己喷出来，有的压力小，就得用抽油机抽，甚至有的要用特殊的办法才能把它弄出来。
由于上述微观与宏观上的原因，再加上人为的因素，诸如开发方式的好坏、开采工艺技术的高低等等，都会极大的影响采收率的大小。
当然，现在采不出来的储量不等于将来就采不出来。等到将来技术发展了，就可以采出来了。
由于地下、地面及人为等因素的变化，采收率也是在变的。就好像在“银行”中所有的币值不同一样，有的利息高，有的利息低；随着市场经济的变化，有的贬值，有的则升值了。对于油藏来讲，一般水压驱动油藏的采收率为30%～50%；气顶驱动油藏的采收率为20%～40%，溶解气驱动油藏的采收率为10%～20%。而气藏采收率较高，定容消耗式气藏的采收率为80%～90%；致密层的采收率为30%～50%；凝析气藏天然气采收率为65%～85%。
依靠地层原始能量采油叫一次采油，这只能采出地下油藏储量的有限部分。为了提高采收率，人们不断地在研究采油的技术和方法。在依靠天然能量开采已接近枯竭时，依靠往油层里注水或注气，以增加地层能量的办法叫二次采油。随着科技的发展，很多油田从开发早期就采用了注水或注气等二次采油法，就像人的身体不好，从小就经常到医院看看大夫，打针吃药一样。
经过二次采油的油藏，再进一步采出残留石油的方法（如溶剂驱油法、表面活性剂法、注入蒸汽法、注入二氧化碳气体法、井下燃烧法等）都叫做三次采油，这就像一个老人风烛残年，需要吃补剂、打强心针抢救一样。
不管是一次采油、二次采油或三次采油，采出的油量都叫可采储量。

H. 　自建平台　海上出油

一、海上第一座试验采油平台

渤海海1井在上第三系明化镇组上段见油气后，陆续又钻了3口斜井。证实此断背斜构造圈闭面积4.6km²，幅度150m，具有一定的油气量。于是，在原来1号固定钻井平台基础上，经过设计和设备的补充、改造工作，建成了1号试验采油平台。

海1井和海1-2井井位属两个断块，两井虽然相距324m，但却在明化镇组下段不同层位获得油流，并且在油层产能和流体性质上都有一定的差异，可见构造对油气分布的控制作用。两断块都属于下生上储油藏，投产后，当年采油1963t，到1967年年底累计产油2.01×10⁴t，从此开始了我国海上生产原油的历史。

后来，由于含油构造产量低、含水量高，加之平台腐蚀严重而报废。

二、海四油田的开发

海四油田具多套含油层系，且差别比较大：明化镇组下段储层是一套不稳定的曲流河道沉积；馆陶组储层是一套辫状河道沉积；沙河街组二段储层以中细砂岩为主，属三角洲沉积。油藏类型比较复杂：明化镇组为受构造和岩性控制的边、底水油藏，既有水驱层状油藏，也有部分水驱加溶解气驱及溶解气驱岩性油藏；馆陶组为具有边、底水的构造油藏；沙河街组一段为岩性圈闭的透镜状油藏；沙河街组二段为岩性圈闭层状油藏。油田具有多油水系统，各小层油、气、水分布很不一致。

在钻8口评价井中，1974年海4-6井明化镇组下段和馆陶组上段合试，获日产千吨的高产油流，至1974年10月海四井组全部完钻。1975年7月四号采油平台投产，初期日产油348t。后来由于馆陶组和沙河街组油层含水上升快，产量下降幅度大，先后对油井采取了封堵水层、补射新层等措施。最后由于腐蚀严重，1983年封井弃平台，共生产8年，累计采油45×10⁴t，采出程度仅5.3%。

1974年8～11月，在海4井南部再钻4口探井，只在海10井发现明化镇组油层，于是在两井之间建成七号生产平台，布井8口，于1976年6月完钻。七号平台于1977年5月投产，初期日产油155t。半年后由于明化镇组油层地层能量不足，造成压力、产量快速下降，采用了上抽等措施，以维持油井正常生产。最后由于平台腐蚀严重，于1985年封井弃平台，共生产8年，累计采油15×10⁴，采出程度仅5.2%。

1977年计算了油田探明储量为845×10⁴t。

1997年重新复算了储量，为1140×10⁴t，比1977年增加了286×10⁴t。于1997年12月再次投产，正常生产井6口，初期日产油444t。到2001年已生产3年，累计产油40×10⁴t，采油速度达到0.92%，油田综合含水56.3%，前后两次累计采油84×10⁴t，总采出程度达到9.82%。

三、埕北油田试采

1972年11月，于渤海西部海域的埕北低凸起西高点水深16m处钻预探井海7井，完钻井深2502m，完钻层位为中生界凝灰质砂岩。钻井在下第三系东营组中钻遇20m油层，经测试折算日产原油96m3，由此发现了埕北油田。

1975年5月，于发现井之东部钻海16井，由于距离太远而落入水区；同年在海7井东南162m处建六号试采平台，至1976年11月共完钻9口试采井，主要开采东高点东营组下部主力油层。

六号试采平台于1977年底投入试采，当时有喷采油井5口、机采油井3口，平均单井日产油47t。到1981年10月封井结束试采，共生产了46个月，累计采油40×10⁴t，平均采油速度0.5%，采出程度1.92%，封井时综合含水率10%。

总结埕北油田近4年试采动态，有如下三点认识。

a．埕北油田开发基本条件具备，技术上也是可行的。油田生产近4年，弹性产率不断增加，地层压力缓慢下降，油藏水浸量不断增加，说明油藏具备活跃的边水能量，并且补给迅速和充足。投产初期生产井均能自喷，初期产能极低，通过实施防砂、挤油、堵水、下泵抽等措施，油井产能有所提高，平均单井产能超过40t/d，表明生产井可以建立起一定的产能。通过试采查明了油田特点，掌握了油田生产基本动态，对油田有了客观、真实的认识。1979年，用容积法计算了油田探明储量，为2084×10⁴t，可采储量416×10⁴t，这是开发埕北油田的物质基础。

b．解决好试采中暴露出的问题，是高效开发油田的关键。试采中靠近气顶的油井，由于得不到边水能量的补充，当地层压力下降时，气顶膨胀造成气窜；处于油水过渡带的5口采油井，其中有4口先后见水，平均月含水上升1.2%。主要原因是射孔底界距油水界面比较近，一般1～3.5m；试采中油层出砂比较严重。上述问题通过当前的技术手段是可以解决的。

c．为进一步落实油田含油面积，掌握油层纵、横向变化规律，于1979年在构造西高点及其北翼钻井两口，与此同时也进行了开发地震采集工作，并编制了精细的构造图，为1979年开发方案的设计提供了必要的资料。

四、解剖古潜山油藏

1976年，在石臼坨隆起东延的428西高点，钻探井渤中5井于侏罗系及第三系中见油气显示。同年9月，在侏罗纪火山岩含油井段用20mm油嘴测试，获日产原油334t，从而发现428西油田。

1977年，在渤中5井西北300m处建八号钻井平台，钻井12口。其中，仅在侏罗系火山岩中探明储量为105×10⁴t。

在对潜山解剖工作中，曾在开采初期对2口低产、低渗的火山岩井，采用标准酸化配方解堵提渗措施，1口井下水力活塞泵机采及补层等措施，但收效甚微，主要是油层能量太低所致。

1981年，侏罗系火山岩油藏投入开发，采用衰竭式天然能量开采，由于能量严重不足，其开采特点呈现出油层压降大、产量迅速递减、采出程度低的趋势。到1985年8月封井时，累计产油7×10⁴t，最终采出程度仅为6.5%。

五、海上有产量

本阶段截止于1978年12月底。北起渤海，南到莺歌海，总共钻井124口（其中探井70口），有83口井见到油气或显示（包括见油气流井33口、有油气层井13口、见油气显示井37口），占总井数的近70%；做地震逾26×10⁴km；发现含油气构造16个，油气田5个；获得各类石油储量1×10⁸t，天然气储量21×10⁸m³；海洋年产油近17×10⁴t，阶段累计产油近48×10⁴t。各海区详细情况见表1-1和图1-2。

表1-1中国海域第一阶段勘探工作及主要成果表

图1-21967～1978年投产油气田及年产油量柱状图

I. 重油沥青开采技术

根据油藏埋深的大小，重油沥青的开采方式主要分为两类:露天开采和原地开采。

一、露天开采

当油砂层出露地表或埋深不超过75m，且厚度大于3m时，一般采用露天开采法。该方法经历了从使用轮式挖掘机和传送带到现在使用巨型电动铲车和巨型运送卡车的转变过程。在露天开采时，可分为采矿和萃取两个步骤。首先除去盖层，用卡车和铲车将油砂采出并运送至破碎机，然后将油砂运送至混合设施，与热水相混合制成浆液，随后浆液通过水力输送装置从采矿区送至提炼厂进行萃取，分离沥青，同时进行尾渣处理。该方法的资源回收率高，平均采收率为75%左右(厉凯等，2007)。

二、原地开采

原地开采技术主要应用在埋藏比较深的储层(大于75m)，目前的原地开采技术包括携砂冷采、注水开发、注蒸汽开发、火烧油层、微生物处理和原地催化等，其中蒸汽辅助重力驱、蒸汽吞吐和冷采是目前油砂开采中应用范围比较广的原地开采技术。

1.携砂冷采

该方法不注热、不防砂，利用螺杆泵将原油和砂一起采出。主要原理是:①通过出砂冷采在油藏中形成“蚓孔”洞，大幅提高油层孔隙度和渗透率，从而极大地提高了油砂油的流动性;②稳定的泡沫油使原油密度变得很低，从而使黏度很大的油砂油得以流动;③由于油层中产出大量砂粒，使油层本身的强度降低，在上履地层压力作用下，油层将发生一定程度的压实作用，使孔隙压力升高，驱动能量增加;④远距离的边底水可提供一定的驱动能量(郑德温等，2008)。

适用条件:一般认为，携砂冷采最好应用于未开发过的新区或是老区新层系。适用于具有一定流动能力的重油，油藏埋深大于300m，油层厚度大于3m，初始油层压力最好大于2.5MPa，脱气原油黏度大致在1000～50000mPa·s，脱气原油的密度为0.92～0.98g/cm³，含有一定的溶解气量，溶解气油比大于5m³/t，黏土胶结物含量少，初期含水最好小于40%，远离边底水。

该方法的主要优点是，增加了油藏的流动通道，提高了原油生产速度，同时降低了生产成本。缺点是采收率低，存在“蚓孔”洞堵水和砂运移的问题。

2.蒸汽吞吐开采

蒸汽吞吐，也叫蒸汽激励、循环注蒸汽。它是先将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层(吞进蒸汽)，接着关井几天，进行焖井，加热油层中的原油，然后开井生产(吐出热油)，整个过程是在同一口井中进行的。

蒸汽吞吐常作为蒸汽驱的第一阶段。在原油黏度较大的油层中，井间流动阻力很大，如果直接采用蒸汽驱方式，蒸汽不能以适当的速度注入，导致注入速度降低，地层压力升高，最终致使蒸汽不能注入，采油速度降低，转汽驱后见效时间晚，油气比低，经济效益差。因此，常采用蒸汽吞吐的方式预热油层，待井间形成热连通后再采用蒸汽驱的开采方式。

适用条件:成功的蒸汽吞吐方法要求有较厚的盖层来包容高的注蒸汽压力、可流动的原油、高渗透率及孔隙度、有油藏驱动的能量、没有底水及气顶，以及至少有15m的产层厚度。有效益的蒸汽吞吐要求油藏在高注入量(200m³/d)下接纳蒸汽，并有足够驱动能量把油流驱回井内。

蒸汽吞吐的优点是采油速度快，缺点是采出程度低，一般不超过20%。

3.蒸汽驱开采

蒸汽驱是一种驱动式开采，是一种以井组为单元，由一口或几口注汽井连续注汽，从邻近的一些生产井连续采油的方式。蒸汽驱通过注入井连续注入高干度蒸汽，一方面补充地层能量，另一方面将热量引入地层，加热油层，使原油黏度降低。

适用条件:蒸汽辅助重力驱能用于与广泛的气顶或底水层接触的油砂层中。

蒸汽驱的优点是可提高采收率。

4.蒸汽辅助重力泄油开采

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术是开发重油和油砂的一项前沿技术。此方法是以蒸汽作为加热介质，通过流体热对流及热传导作用的结合，依靠重力作用开采重油沥青。SAGD可以有不同的应用方式:一种是平行水平井方式，即在靠近油藏的底部钻一对上、下平行的水平井，上面水平井注汽，下面水平井采油;另一种是水平井与直井组合的方式，即在油藏底部钻一口水平井，在其上方钻一口或几口垂直井，垂直井注汽，水平井采油;第三种是单管水平井采用SAGD，即在同一水平井井口下入注汽管柱，通过注汽管柱向水平井最顶端注汽，使蒸汽腔沿水平井逆向扩展。

SAGD开采过程中的关键内在因素是蒸汽和油水之间的对流作用，这和常规的蒸汽和油、水同向流动是完全不同的。国外在SAGD技术上所开展的研究工作主要有:建立对流物理模型，研究油-水两相的对流特征，二维微观模型研究蒸汽腔的扩展，CT扫描研究蒸汽与油、水之间的微观流动及非凝结气体对流过程的影响等。今后将对蒸汽和油、水三相的对流进行研究，并深化上述各项研究，将各项研究结果综合在一起，形成更加有效的新的数模模型，为进行油田大规模的SAGD开发提供有效的评价、预测和设计手段，最终实现最经济有效的SAGD开采。

蒸汽辅助重力泄油开采的优点是提高了油气比，采油速度高，采收率高，一般为40%～60%，对油层的非均质性不敏感。缺点是初始产量低，以及如何推广到低温低压和底水油藏(朱作京，2007)。

5.火烧油层

火烧油层是热力采油中应用最早的一种采油方法，此技术于1920年在美国取得专利，第一次现场先导试验于1933～1934年在苏联进行，第一次真正的火烧油层(ISC)工艺试验于1950～1951年在美国进行。

火烧油层也称就地燃烧，就是将空气或含氧气体注入油层，在油层中与有机燃料起反应，用产生的热量加热油层，降低原油黏度，在空气驱动下开采原油。火烧油层的驱油效率很高，现场试验表明，采收率一般可达到50%～80%。

从筛选标准可看出:火烧油层比注蒸汽具有更广泛的适应性。一般当蒸汽驱热损失太大时，可选用火烧油层的方法。具体地说火烧法可用于较深(＞1000m)、较薄(＜6m)、较致密(＜35×10^-3μm²)、含水较高的水驱后油藏，这类油藏用蒸汽驱方法开采风险性太大。高压注气对燃烧有利，故它不受深度的限制。

火烧油层的优点是具有良好的地下开采潜力，降低二氧化碳排放，且成本低。缺点是实施工艺难度大，不易控制地下燃烧，同时高压注入大量空气的成本比较高。

重油沥青的开采方法还有很多，如井下巷道开采、原地燃烧、原地催化、微生物处理等(朱作京，2007)。