稠油热采动态分析技术1概要

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1、稠油热采动态分析方法 地科院稠油室 一、蒸汽、水、原油及油藏岩石的热物性 1、蒸汽与水的热力学性质 2、原油的热物性 3、地层岩石的热物性 二、稠油热采开发规律 1、稠油渗流特征 2、稠油热采开发规律 三、生产动态分析方法 1、开发效果评价 2、影响开发效果的主要因素分析 3、可采储量评价 4、剩余油分布规律 四、结束语 提 纲 未饱和液(unsaturated liquid) 温度低于所处压力下饱和温度的液体：tts, tts=d称过 热度(degree of superheat)。 干度（dryness） 湿蒸汽中干饱和蒸汽的质量分数，用x表示 几个名词 蒸汽与水的热力学性质 水定压加热汽

2、化过程 预热汽化过热 tts 水与蒸汽的热力学性质 饱和温度， 饱和压力，kPa 水与蒸汽的热力学性质 MPa m3/kg 水与蒸汽的热力学性质 水蒸汽热力学性质计算 水与蒸汽的热力学性质 原油的热物性 组分对原油粘度的影响 原油的粘温关系 适用范围：凝固点-正常沸点 Andrade方程： Walther方程： 原油的热物性 含气原油粘度计算 原油的热物性 KD521井原油粘温曲线 含水原油粘度计算 （fw0.12） Richardson方程： （适用于油包水型） （适用于水包油型，fw0.74） 原油的热物性 含水率对原油粘度的影响图 原油的热物性 原油的流变特性 地面条件下的稠油为宾汉型流

3、体 多孔介质中的稠油为拟塑性或膨胀性流体 t=49.726 0.0709-19.56 0.1336 转化为牛顿流体温度与原油粘度关系曲线 原油的热物性 原油的比热计算 Co原油的比热，KJ/(KgK); T温度，； o原油的相对密度 一个更精确的计算公式： 原油的热物性 原油比热随温度变化曲线 原油的导热系数计算 o导热系数，w/(mK); t温度， ; o原油的相对密度 原油的热物性 o导热系数，w/(mK); T绝对温度，K; Tb沸点温度，K 另外一个计算公式： 岩石的导热系数 s岩石的导热系数，w/(mk)； 孔隙度，f； SL液体饱和度，f； 干燥岩石的密度，g/cm3 （1.7-2

4、.4） （0.34-0.55） （0.115左右） （0.012-0.014（常温、常压） 地层岩石的热物性 热容与比热 热容：单位体积温度升高1所需的热量 比热：单位重量温度升高1所需的热量 一个混合物的比热，等于混合物各组分比热的几何平均 饱和油岩样的热容大致是饱和水岩样的一半 典型参数取值： 油层导热系数范围： 1.271.6 W/(mk) 体积热容：油层：2300KJ/(m3K)左右 顶底层：2800KJ/(m3K)左右 热扩散系数：0.0037m2/h左右 地层岩石的热物性 一、蒸汽、水、原油及油藏岩石的热物性 1、蒸汽与水的热力学性质 2、原油的热物性 3、地层岩石的热物性 二、稠

5、油热采开发规律 1、稠油渗流特征 2、稠油热采开发规律 三、生产动态分析方法 1、开发效果评价 2、影响开发效果的主要因素分析 3、可采储量评价 4、剩余油分布规律 四、结束语 提 纲 稠油渗流特征 稠油渗流为非达西流 孤岛中二北普通稠油不同温度下渗流曲线 单56块超稠油不同温度下渗流曲线 稠油渗流特征 388042 457025 10 20 不同油田视流度随温度变化曲线 Log(P 0/L)=-0.835-1.191 log(k/) 启动压力梯度与流度关系曲线 稠油渗流特征 稠油渗流特征 油田 油藏类 型 油层温度 含气原油 粘度 mPa.s 油层条件 下渗透率 10-3 m-2 流度 10

6、-3m- 2/mPas 极限 生产 压差 MPa 极限泄油 半径 m 渤21 普通稠 油 95 686 9.03 985 孤东九 区 303 2344 9.67 992 孤岛中 二北 421 1806 5.36 946 草古1超稠油2587 2360 1.14 97 单56特稠油4086 2906 0.89 95 胜利几个稠油油藏极限泄油半径计算结果表 极限泄油半径求取： 稠油热采开发规律 上产快、稳产时间短、递减快 单2块年产油曲线 稠油热采开发规律 采油速度高 采油速度一般达3- 8，产量增加快 ，投资回收快，经 济效益好。目前的 热采多以蒸汽吞吐 为主。蒸汽吞吐开 采只能采出各油井 井点

7、附近的原油， 一般原油采收率仅 为10-25。 稠油热采开发规律 周期内变化规律 稠油热采开发规律 u普通稠油 u特稠油 u超稠油 周期间变化规律 稠油热采开发规律 孤岛稠油油藏蒸汽吞吐周期间产量递减曲线 稠油热采开发规律 孤岛稠油油藏蒸汽吞吐周期油汽比递减规律 稠油热采开发规律 一、蒸汽、水、原油及油藏岩石的热物性 1、蒸汽与水的热力学性质 2、原油的热物性 3、地层岩石的热物性 二、稠油热采开发规律 1、稠油渗流特征 2、稠油热采开发规律 三、生产动态分析方法 1、开发动态特点 2、影响开发效果的主要因素分析 3、可采储量评价 4、剩余油分布规律 四、结束语 提 纲 动态分析的目的 掌握油

8、田开发过程中动态变化的特点及趋势 ，为制定油田开发的计划、规划提供依据，为改 善油田开发效果、提高油田开发水平奠定基础。 生产动态分析方法 分析各开发时期不同部位、不同井距下、不同吞 吐阶段的周期产油量、平均单井日产油、油汽比、回 采水率、采注比、油层压力、综合含水等变化规律， 同时分析目前油层热连通状况。 开发动态特点 （1）开发阶段划分及各阶段主要生产特点 稠油油藏开发历史一般比较短（吞吐方式下），不象水 驱油藏开发阶段划分那么详细系统，一般情况可按三种方法 划分： 按开发方式划分：如冷采阶段、注蒸汽吞吐阶段、吞吐 蒸汽驱阶段、蒸汽驱阶段、蒸汽驱后水驱等。 按大的措施调整划分：开发试验阶段

9、、工业化蒸汽吞吐阶 段、一次加密调整阶段、二次加密调整阶段等。划分根据实 际油藏开发。 依照含水情况划分：划分为低含水、中高含水、高含水。 稠油油藏一般没有特高含水阶段，因为在特高含水阶段开发 没有经济效益。 开发动态特点 吞吐阶段 1992.71997.9 吞吐间歇汽驱阶段 1997.10目前 冷采阶段 1989.11992.6 按开发方式划分 孤东 九区 西开 发阶 段对 比表 孤东九区西开发曲线 开发动态特点 开发初期开发初期 93.193.195.1195.11 上产阶段上产阶段 95.1295.1297.897.8 综合治理综合治理 97.997.998.998.9 产量递减产量递减

10、 98.1098.1003.203.2 井网调整井网调整 03.303.3 开发动态特点 孤东九区西开采现状统计表 2003.12 （2）开发现状 开发动态特点 a年=29.3% 草20块奥陶月递减曲线 （3）产量变化规律 开发动态特点 调和递减单家寺油田 Qo=96.6/(1+0.2573*t) 开发动态特点 双曲递减乐安油田 Qo=182.6/(1+1e-6*0.2724*t)（1/1e-6） 开发动态特点 孤岛中二北馆5分区图 类区 类区 类区 平面（分区）产量变化规律 开发动态特点 类区中24-535井采油曲线 周期生产时间短，转周井次多，地层压降大 开发动态特点 类区中27-539井

11、采油曲线 先降压开采，后有边底水或注入水能量补充，周期生产时间延长 开发动态特点 类区中28-539井采油曲线 边底水或能量较充足，早期有水驱能量补充，周期生产时间很长 开发动态特点 开发动态特点 草20块Ng1已投产水平井与含水关系曲线 开发动态特点 （4）含水变化规律 开发动态特点 开发动态特点 草20潜山单井含水等值图 孤岛中二中东含水80%推进图 开发动态特点 研究含水推进选择井示意图 开发动态特点 20-X205 20-X305 20-x403 20-x503 20-x602 20-x702 含水 a.mon.d 开发动态特点 草20块Ng11997年12月含水推进图(90%) 开发

12、动态特点 草20块Ng11998年12月含水推进图(90%) 开发动态特点 草20块Ng11999年12月含水推进图 开发动态特点 大于100% 的井345口 ，占开井 数的78.4% 开发动态特点 累积亏空与时间关系曲线 时间 年/月 亏 空 104t 冷采阶段和吞吐阶段初期（1993年5月），采出量和注入量都比较少，地层 基本无亏空；此后油藏处于正常开发状态。2001年前后由于注汽量的增加，而 采出量变化较小，所以亏空减小。目前地层累积亏空74.4104t。 开发动态特点 （5）能量状况分析 压降与亏空关系曲线 压 降 MPa 累亏空 104t 从压降和亏空关系看，汽驱后压降下降平缓，目前

13、地层压降接近4MPa. 开发动态特点 孤东九区水侵量与Pt关系曲线 水侵速度:5.34104t/Mpa.a 开发动态特点 累积亏空 130010t， 平均单井亏 空2.2104t 。 开发动态特点 CN69-X45采油曲线 345678 0 20 40 60 80 100 0 20 40 60 80 0 40 80 120 含 水 % 日 产 液 、 日 产 油 t/d 井 口 温 度 96. 67-X45 注汽 p7 注汽 71-x45 注汽 1997.3CN67-X45井 注汽，井口温度由 86106，产液 量由45.5t/d 73.3t/d，含水由 40.8% 54%；注 汽结束后，至4

14、月 10日左右井口温度 100，产液量 54t/d，含水 31.6%。CNP7和 CN71-X45井注汽期 间都有类似变化 开发动态特点 （6）油层热干扰状况分析 开发动态特点 影响开发效果的主要因素 注汽质量 防砂方式 采油方式 主要影响因素 地质条件 有效厚度 净总比 原油粘度 边底水 避射厚度、打开程度 注采参数 油藏工程 采油工程 有效厚度对周期吞吐指标的影响曲线 1）有效厚度影响周期指标 影响开发效果的主要因素 有效厚度累积油量 影响开发效果的主要因素 2）净总比影响 影响开发效果的主要因素 孤岛中二中东出砂严重井平面分布图 3）出砂影响 影响开发效果的主要因素 中二中东Ng5出砂对

15、吞吐效果的影响表 影响开发效果的主要因素 注汽强度 t/m 周 期 油 汽 比 t/t 孤岛中二中东注汽强度与周期油汽比关系曲线 4）注采参数影响 影响开发效果的主要因素 草古1潜山油藏开发初期单井排液量对 油井含水的影响 含 水 % 单井排液量 t/d 底水油藏排液量影响 影响开发效果的主要因素 孤岛中二中东回采水率与累积产油关系曲线 5）边底水的影响回采水率 影响开发效果的主要因素 孤东九区西R1-23井日油能力与含水关系曲线 影响开发效果的主要因素 孤东九区R3-17井水驱作用效果图 累积产油2.2万吨，平均日油17.3t/d。 边水具有驱替作用 影响开发效果的主要因素 本区的原 油粘度

16、多在 30000- 60000mPa.s （50）之 间，且由北 西向南东逐 渐变稠。 6）原油粘度影响 影响开发效果的主要因素 不同井区生产效果对比 影响开发效果的主要因素 8)避射或打开程度影响 影响开发效果的主要因素 含水-打开程度关系图 含水 % 打开程度 % 冷采（掺水） 冷采（不掺水） 热采 1998年8月 影响开发效果的主要因素 采收率技术指标 注采关系曲线法 油汽比法 水驱曲线法 产量递减法 产量递增率法 国内采收率预测方法： 可采储量评价 按注采关系可分为两类： 一类是表征“注-采”关系的方法，为注采关系曲线法和 油汽比法，这类方法只适用于注蒸汽开发油藏。 一类是表征“采”关系的方法，为产量递减法、水驱曲 线法和产量递减法，这类方法不反映注入介质，具有普遍的 适用性，既适用注水开发的油田，也适用于注蒸汽开发的油