稠油熱采動(dòng)態(tài)技術(shù)1

稠油熱采動(dòng)態(tài)分析方法地科院稠油室一、蒸汽、水、原油及油藏巖石的熱物性1、蒸汽與水的熱力學(xué)性質(zhì)2、原油的熱物性3、地層巖石的熱物性二、稠油熱采開發(fā)規(guī)律1、稠油滲流特征2、稠油熱采開發(fā)規(guī)律三、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析方法1、開發(fā)效果評(píng)價(jià)2、影響開發(fā)效果的主要因素分析3、可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)4、剩余油分布規(guī)律四、結(jié)束語提綱未飽和液(unsaturatedliquid)

—溫度低于所處壓力下飽和溫度的液體：t<ts飽和液(saturatedliquid)

—處于飽和狀態(tài)的液體：t=ts濕飽和蒸汽(wet-saturatedvapor;wetvapor)

—飽和液和干飽和蒸汽的混合物：t=ts干飽和蒸汽(dry-saturatedvapor;dryvapor)—處于飽和狀態(tài)的蒸汽：t=ts

過熱蒸汽(superheatedvapor)

—溫度高于飽和溫度的蒸汽：t>ts,t–ts=d稱過

熱度(degreeofsuperheat)。干度（dryness）—濕蒸汽中干飽和蒸汽的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，用x表示幾個(gè)名詞蒸汽與水的熱力學(xué)性質(zhì)水定壓加熱汽化過程預(yù)熱汽化過熱t(yī)<tst=tst=tst=tst>ts水與蒸汽的熱力學(xué)性質(zhì)—飽和溫度，℃—飽和壓力，kPa水與蒸汽的熱力學(xué)性質(zhì)MPa℃m3/kg水與蒸汽的熱力學(xué)性質(zhì)水蒸汽熱力學(xué)性質(zhì)計(jì)算水與蒸汽的熱力學(xué)性質(zhì)原油的熱物性★組分對(duì)原油粘度的影響★原油的粘溫關(guān)系適用范圍：凝固點(diǎn)-正常沸點(diǎn)Andrade方程：Walther方程：原油的熱物性★含氣原油粘度計(jì)算原油的熱物性KD521井原油粘溫曲線★含水原油粘度計(jì)算（fw<0.12）Richardson方程：（適用于油包水型）（適用于水包油型，fw<0.74）原油的熱物性含水率對(duì)原油粘度的影響圖原油的熱物性★原油的流變特性地面條件下的稠油為賓漢型流體

多孔介質(zhì)中的稠油為擬塑性或膨脹性流體△t=49.726μ0.0709-19.56μ0.1336轉(zhuǎn)化為牛頓流體溫度與原油粘度關(guān)系曲線原油的熱物性★原油的比熱計(jì)算Co—原油的比熱，KJ/(Kg·K);T—溫度，℃；γo—原油的相對(duì)密度一個(gè)更精確的計(jì)算公式：原油的熱物性原油比熱隨溫度變化曲線★原油的導(dǎo)熱系數(shù)計(jì)算λo—導(dǎo)熱系數(shù)，w/(m·K);t—溫度，℃;γo—原油的相對(duì)密度原油的熱物性λo—導(dǎo)熱系數(shù)，w/(m·K);T—絕對(duì)溫度，K;Tb—沸點(diǎn)溫度，K另外一個(gè)計(jì)算公式：★巖石的導(dǎo)熱系數(shù)λs—巖石的導(dǎo)熱系數(shù)，w/(m·k)；Ф—孔隙度，f；SL—液體飽和度，f；ρ—干燥巖石的密度，g/cm3（1.7-2.4）（0.34-0.55）（0.115左右）（0.012-0.014（常溫、常壓））地層巖石的熱物性★熱容與比熱熱容：?jiǎn)挝惑w積溫度升高1℃所需的熱量比熱：?jiǎn)挝恢亓繙囟壬?℃所需的熱量一個(gè)混合物的比熱，等于混合物各組分比熱的幾何平均飽和油巖樣的熱容大致是飽和水巖樣的一半★典型參數(shù)取值：油層導(dǎo)熱系數(shù)范圍：1.27～1.6W/(m·k)體積熱容：油層：2300KJ/(m3·K)左右頂?shù)讓樱?800KJ/(m3·K)左右熱擴(kuò)散系數(shù)：0.0037m2/h左右地層巖石的熱物性一、蒸汽、水、原油及油藏巖石的熱物性1、蒸汽與水的熱力學(xué)性質(zhì)2、原油的熱物性3、地層巖石的熱物性二、稠油熱采開發(fā)規(guī)律1、稠油滲流特征2、稠油熱采開發(fā)規(guī)律三、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析方法1、開發(fā)效果評(píng)價(jià)2、影響開發(fā)效果的主要因素分析3、可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)4、剩余油分布規(guī)律四、結(jié)束語提綱稠油滲流特征★稠油滲流為非達(dá)西流孤島中二北普通稠油不同溫度下滲流曲線單56塊超稠油不同溫度下滲流曲線稠油滲流特征3880424570251020不同油田視流度隨溫度變化曲線Log(ΔP0/L)=-0.835-1.191×log(k/μ)啟動(dòng)壓力梯度與流度關(guān)系曲線稠油滲流特征稠油滲流特征油田油藏類型油層溫度含氣原油粘度

mPa.s油層條件下滲透率

10-3

μm-2流度

10-3μm-2/mPa·s極限生產(chǎn)壓差

MPa極限泄油半徑

m渤21普通稠油956869.03985孤東九區(qū)30323449.67992孤島中二北42118065.36946草古1超稠油258723601.1497單56特稠油408629060.8995勝利幾個(gè)稠油油藏極限泄油半徑計(jì)算結(jié)果表極限泄油半徑求?。撼碛蜔岵砷_發(fā)規(guī)律★上產(chǎn)快、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短、遞減快單2塊年產(chǎn)油曲線稠油熱采開發(fā)規(guī)律★采油速度高采油速度一般達(dá)3-8％，產(chǎn)量增加快，投資回收快，經(jīng)濟(jì)效益好。目前的熱采多以蒸汽吞吐為主。蒸汽吞吐開采只能采出各油井井點(diǎn)附近的原油，一般原油采收率僅為10-25％。稠油熱采開發(fā)規(guī)律★周期內(nèi)變化規(guī)律稠油熱采開發(fā)規(guī)律普通稠油特稠油超稠油★周期間變化規(guī)律稠油熱采開發(fā)規(guī)律孤島稠油油藏蒸汽吞吐周期間產(chǎn)量遞減曲線

稠油熱采開發(fā)規(guī)律孤島稠油油藏蒸汽吞吐周期油汽比遞減規(guī)律

稠油熱采開發(fā)規(guī)律一、蒸汽、水、原油及油藏巖石的熱物性1、蒸汽與水的熱力學(xué)性質(zhì)2、原油的熱物性3、地層巖石的熱物性二、稠油熱采開發(fā)規(guī)律1、稠油滲流特征2、稠油熱采開發(fā)規(guī)律三、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析方法1、開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)2、影響開發(fā)效果的主要因素分析3、可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)4、剩余油分布規(guī)律四、結(jié)束語提綱動(dòng)態(tài)分析的目的掌握油田開發(fā)過程中動(dòng)態(tài)變化的特點(diǎn)及趨勢(shì)，為制定油田開發(fā)的計(jì)劃、規(guī)劃提供依據(jù)，為改善油田開發(fā)效果、提高油田開發(fā)水平奠定基礎(chǔ)。生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析方法分析各開發(fā)時(shí)期不同部位、不同井距下、不同吞吐階段的周期產(chǎn)油量、平均單井日產(chǎn)油、油汽比、回采水率、采注比、油層壓力、綜合含水等變化規(guī)律，同時(shí)分析目前油層熱連通狀況。開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)（1）開發(fā)階段劃分及各階段主要生產(chǎn)特點(diǎn)稠油油藏開發(fā)歷史一般比較短（吞吐方式下），不象水驅(qū)油藏開發(fā)階段劃分那么詳細(xì)系統(tǒng)，一般情況可按三種方法劃分：

按開發(fā)方式劃分：如冷采階段、注蒸汽吞吐階段、吞吐＋蒸汽驅(qū)階段、蒸汽驅(qū)階段、蒸汽驅(qū)后水驅(qū)等。

按大的措施調(diào)整劃分：開發(fā)試驗(yàn)階段、工業(yè)化蒸汽吞吐階段、一次加密調(diào)整階段、二次加密調(diào)整階段等。劃分根據(jù)實(shí)際油藏開發(fā)。

依照含水情況劃分：劃分為低含水、中高含水、高含水。稠油油藏一般沒有特高含水階段，因?yàn)樵谔馗吆A段開發(fā)沒有經(jīng)濟(jì)效益。開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)吞吐階段1992.7~1997.9吞吐＋間歇汽驅(qū)階段1997.10~目前冷采階段1989.1~1992.6按開發(fā)方式劃分孤東九區(qū)西開發(fā)階段對(duì)比表孤東九區(qū)西開發(fā)曲線開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)開發(fā)初期93.1～95.11上產(chǎn)階段95.12～97.8綜合治理97.9～98.9產(chǎn)量遞減98.10～03.2井網(wǎng)調(diào)整03.3～開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)孤東九區(qū)西開采現(xiàn)狀統(tǒng)計(jì)表2003.12（2）開發(fā)現(xiàn)狀開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)a年=29.3%草20塊奧陶月遞減曲線（3）產(chǎn)量變化規(guī)律開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)調(diào)和遞減——單家寺油田Qo=96.6/(1+0.2573*t)開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)雙曲遞減——樂安油田Qo=182.6/(1+1e-6*0.2724*t)（1/1e-6）開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)孤島中二北館5分區(qū)圖Ⅰ類區(qū)Ⅱ類區(qū)Ⅲ類區(qū)平面（分區(qū)）產(chǎn)量變化規(guī)律開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)Ⅰ類區(qū)中24-535井采油曲線周期生產(chǎn)時(shí)間短，轉(zhuǎn)周井次多，地層壓降大開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)Ⅱ類區(qū)中27-539井采油曲線先降壓開采，后有邊底水或注入水能量補(bǔ)充，周期生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)Ⅲ類區(qū)中28-539井采油曲線邊底水或能量較充足，早期有水驅(qū)能量補(bǔ)充，周期生產(chǎn)時(shí)間很長(zhǎng)開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)草20塊Ng1已投產(chǎn)水平井與含水關(guān)系曲線開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)（4）含水變化規(guī)律開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)草20潛山單井含水等值圖孤島中二中東含水80%推進(jìn)圖開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)研究含水推進(jìn)選擇井示意圖開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)20-X20520-X30520-x40320-x50320-x60220-x702含水a(chǎn).mon.d開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)草20塊Ng11997年12月含水推進(jìn)圖(90%)開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)草20塊Ng11998年12月含水推進(jìn)圖(90%)開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)草20塊Ng11999年12月含水推進(jìn)圖開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)大于100%的井345口，占開井?dāng)?shù)的78.4%開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)累積虧空與時(shí)間關(guān)系曲線時(shí)間年/月虧空104t冷采階段和吞吐階段初期（1993年5月），采出量和注入量都比較少，地層基本無虧空；此后油藏處于正常開發(fā)狀態(tài)。2001年前后由于注汽量的增加，而采出量變化較小，所以虧空減小。目前地層累積虧空74.4×104t。開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)（5）能量狀況分析壓降與虧空關(guān)系曲線壓降MPa累虧空104t從壓降和虧空關(guān)系看，汽驅(qū)后壓降下降平緩，目前地層壓降接近4MPa.開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)

孤東九區(qū)水侵量與ΣΔPΔt關(guān)系曲線水侵速度:5.34×104t/Mpa.a開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)累積虧空130010t，平均單井虧空2.2104t。

開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)CN69-X45采油曲線34567802040608010002040608004080120含水%日產(chǎn)液、日產(chǎn)油t/d井口溫度

96.67-X45注汽p7注汽71-x45注汽1997.3CN67-X45井注汽，井口溫度由86℃106℃，產(chǎn)液量由45.5t/d73.3t/d，含水由40.8%54%；注汽結(jié)束后，至4月10日左右井口溫度100℃，產(chǎn)液量54t/d，含水31.6%。CNP7和CN71-X45井注汽期間都有類似變化開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)（6）油層熱干擾狀況分析開發(fā)動(dòng)態(tài)特點(diǎn)影響開發(fā)效果的主要因素注汽質(zhì)量防砂方式采油方式主要影響因素地質(zhì)條件有效厚度凈總比原油粘度邊底水避射厚度、打開程度注采參數(shù)油藏工程采油工程有效厚度對(duì)周期吞吐指標(biāo)的影響曲線1）有效厚度影響－－周期指標(biāo)影響開發(fā)效果的主要因素有效厚度－－累積油量影響開發(fā)效果的主要因素2）凈總比影響影響開發(fā)效果的主要因素孤島中二中東出砂嚴(yán)重井平面分布圖3）出砂影響影響開發(fā)效果的主要因素中二中東Ng5出砂對(duì)吞吐效果的影響表影響開發(fā)效果的主要因素注汽強(qiáng)度t/m周期油汽比t/t孤島中二中東注汽強(qiáng)度與周期油汽比關(guān)系曲線4）注采參數(shù)影響影響開發(fā)效果的主要因素草古1潛山油藏開發(fā)初期單井排液量對(duì)油井含水的影響含水%單井排液量t/d底水油藏排液量影響影響開發(fā)效果的主要因素孤島中二中東回采水率與累積產(chǎn)油關(guān)系曲線5）邊底水的影響－－回采水率影響開發(fā)效果的主要因素孤東九區(qū)西R1-23井日油能力與含水關(guān)系曲線影響開發(fā)效果的主要因素孤東九區(qū)R3-17井水驅(qū)作用效果圖累積產(chǎn)油2.2萬噸，平均日油17.3t/d。邊水具有驅(qū)替作用影響開發(fā)效果的主要因素本區(qū)的原油粘度多在30000--60000mPa.s（50℃）之間，且由北西向南東逐漸變稠。6）原油粘度影響影響開發(fā)效果的主要因素不同井區(qū)生產(chǎn)效果對(duì)比影響開發(fā)效果的主要因素8)避射或打開程度影響影響開發(fā)效果的主要因素含水--打開程度關(guān)系圖含水%打開程度%冷采（摻水）冷采（不摻水）熱采1998年8月影響開發(fā)效果的主要因素采收率－－－技術(shù)指標(biāo)注采關(guān)系曲線法油汽比法水驅(qū)曲線法產(chǎn)量遞減法產(chǎn)量遞增率法國(guó)內(nèi)采收率預(yù)測(cè)方法：可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)按注采關(guān)系可分為兩類：一類是表征“注-采”關(guān)系的方法，為注采關(guān)系曲線法和油汽比法，這類方法只適用于注蒸汽開發(fā)油藏。一類是表征“采”關(guān)系的方法，為產(chǎn)量遞減法、水驅(qū)曲線法和產(chǎn)量遞減法，這類方法不反映注入介質(zhì)，具有普遍的適用性，既適用注水開發(fā)的油田，也適用于注蒸汽開發(fā)的油田?？刹蓛?chǔ)量預(yù)測(cè)方法分類可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)按表征信息量可分為兩類：一類是反映累積信息量的方法，為注采關(guān)系曲線法和水驅(qū)曲線法。一類是反映瞬時(shí)信息量的方法，為油汽比曲線法、產(chǎn)量遞增率法和產(chǎn)量遞減法。表征累積信息量的方法可減少開發(fā)過程中措施變化而出現(xiàn)的數(shù)據(jù)的大幅度變化，提高數(shù)據(jù)運(yùn)算的精度和預(yù)測(cè)可靠性。在稠油油藏注蒸汽開發(fā)中，尤其在注蒸汽吞吐階段，周期作業(yè)頻繁，常常造成油汽比法、產(chǎn)量遞增率法和產(chǎn)量遞減法數(shù)據(jù)相關(guān)性差，而注采關(guān)系曲線法和水驅(qū)曲線法數(shù)據(jù)相關(guān)性高，在注蒸汽開發(fā)稠油油藏常這兩種方法，其他方法作為參考。可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)稠油油藏注蒸汽開發(fā)的實(shí)踐表明，無論是在蒸汽吞吐階段還是蒸汽驅(qū)階段，其累積產(chǎn)油量與累積注汽量之間在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)具有較好的線性關(guān)系：注采關(guān)系曲線法可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)草20塊潛山注采法關(guān)系曲線剩余可采儲(chǔ)量14～16104t可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)當(dāng)達(dá)到極限油汽比Ic時(shí)，其對(duì)應(yīng)的采出程度即為采收率，可采儲(chǔ)量的計(jì)算公式為：油汽比曲線法注蒸汽稠油油藏的蒸汽吞吐階段，瞬時(shí)油汽比與采出程度之間在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)上具有較好的線性關(guān)系，其數(shù)學(xué)表達(dá)式為：可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)產(chǎn)量遞增率法油氣田開發(fā)過程中，屬一次能源開發(fā)，引進(jìn)遞增率的概念，經(jīng)推導(dǎo)可得如下公式：可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)孤東九區(qū)吞吐區(qū)產(chǎn)量遞增率曲線可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)水驅(qū)曲線法水驅(qū)曲線方法在注水開發(fā)油田應(yīng)用較為普遍，目前該類型的方法有30余種，但稠油注蒸汽開發(fā)中常使用甲型水驅(qū)曲線法，陳元千教授在理論上進(jìn)行了推導(dǎo)，在注蒸汽開發(fā)稠油油藏運(yùn)用時(shí)，需要界定的極限含水，甲型水驅(qū)曲線法關(guān)系式為：可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)草20塊潛山水驅(qū)特征曲線可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)指數(shù)遞減：產(chǎn)量遞減法預(yù)測(cè)最大的可采儲(chǔ)量：可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)a年=29.3%草20塊奧陶月遞減曲線可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)不同預(yù)測(cè)可采儲(chǔ)量方法適用的油藏類型分類表稠油油藏預(yù)測(cè)可采儲(chǔ)量方法篩選注采關(guān)系曲線法與水驅(qū)曲線法適應(yīng)性可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)剩余油研究方法及思路密閉取心法測(cè)井解釋法數(shù)值模擬方法油藏工程方法室內(nèi)實(shí)驗(yàn)方法未動(dòng)用區(qū)過渡區(qū)井間平面剩余油縱向剩余油層間層內(nèi)井距開發(fā)方式斷層邊底水井控程度邊底水非均質(zhì)性注汽質(zhì)量邊底水原油差異微構(gòu)造注汽質(zhì)量沉積相平面非均質(zhì)控制因素類型研究方法剩余油分布規(guī)律研究平面剩余油分布規(guī)律平面剩余油多集中在井間、井網(wǎng)未控制區(qū)域及動(dòng)用程度較差的部位?？刹蓛?chǔ)量評(píng)價(jià)1、平面剩余油分布規(guī)律a.井網(wǎng)未控制區(qū)域、動(dòng)用程度較差的部位為平面剩余油的主要富集區(qū)孤氣9剩余油飽和度場(chǎng)分布圖Ng42Ng43數(shù)值模擬、油藏工程方法、密閉取芯、可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)館5稠油環(huán)剩余油飽和度分布圖Ng5稠油環(huán)剩余油儲(chǔ)量豐度分布圖中二北館5的西北部、中二中館5、東區(qū)館5東部和南部及館5稠油環(huán)南部的稠稀油接合處的剩余油飽和度在0.5以上，剩余儲(chǔ)量豐度大于150×104t/km2。油藏工程法可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)（1）井網(wǎng)未控制區(qū)域、動(dòng)用程度較差的部位為平面剩余油的主要富集區(qū)

館6稠油環(huán)剩余油飽和度分布圖(油藏工程)館6剩余油主要集中在中一區(qū)Ng6、中二南Ng6的南部及中一區(qū)Ng6和中二南Ng6的接合處，剩余油飽和度在0.50以上，剩余儲(chǔ)量豐度大于120×104t/km2。可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)b.剩余油主要分布在井間熱采井間剩余油形成機(jī)理難流區(qū)滯流區(qū)易流區(qū)難流區(qū)易流區(qū)難流區(qū)易流區(qū)難流區(qū)易流區(qū)易流區(qū)易流區(qū)易流區(qū)注蒸汽后最大加熱范圍（數(shù)模）在目前200×283m的九點(diǎn)法井網(wǎng)下，井間成為剩余油富集區(qū)?？刹蓛?chǔ)量評(píng)價(jià)密閉取芯、數(shù)值模擬、油藏工程方法b.剩余油主要分布在井間孤島油田中二中模型位置圖模型位置熱采區(qū)注水區(qū)中二中主力層Ng5