稠油熱采技術(shù)

提高原油采收率(EOR)方法概論

廣義的提高石油采收率概念包括二次、三次采油及各種增產(chǎn)措施和井技術(shù)等（簡稱IOR）；通常的概念主要指強化采油（簡稱EOR），包括熱力采油，化學驅(qū)，注氣混相（或非混相）驅(qū)以及其它強化方式采油。各種提高石油采收率方法的基本原理都在于提高注入液的波及效率和/或驅(qū)替效率。稠油熱采數(shù)值模擬技術(shù)稠油熱采主要機理稠油粘溫關(guān)系、汽驅(qū)殘余油、水蒸汽熱物性稠油熱采數(shù)值模擬技術(shù)井筒傳熱模擬：注汽井、生產(chǎn)井油藏模擬：模型特點、主要參數(shù)稠油熱采模擬應用實例遼河齊40汽驅(qū)系統(tǒng)熱效率分析新疆百重7熱采技術(shù)對策稠油熱采主要機理稠油粘溫關(guān)系A(chǔ)STM粘溫坐標系稠油粘度的溫度敏感性油水粘度比汽驅(qū)殘余油汽驅(qū)殘余油<0.15水蒸汽熱物性飽和溫度、飽和壓力、干度、比容、熱焓動力粘度20406080100120140160180200220240260280300320340360TEMPERATURE，DEGREESCENTIGRADE（℃）01.001.251.501.752.03.04.05.06.07.08.09.01015203040507510015020030040050010002000300050001000020000500001000002000005000001000000200000050000001000000020000000KINEMATICVISCOSITYCENTISTORES（mPa.s）KINEMATICVISCOSITYCENTISTORES（mPa.s）01.001.251.501.752.03.04.05.06.07.08.09.0101520304050751001502003004005001000ASTMSTANDARDVISCOSITYTEMPERATURECHARTSFORLIQUIDPETROLEUMPRODUCTS40506070809010011012013014015016017018019020022024026028030032034036038040042044036-704736A-84635A-844D84-35-40TEMPERATURE，DEGREESFAHRENHEIT（F）Qi40脫氣油Qi40含氣油ASTM坐標圖飽和水蒸汽溫度、壓力關(guān)系曲線飽和溫度隨壓力上升而升高，5MPa以下溫度升高較快，5MPa飽和溫度達到264℃，10MPa飽和溫度為311℃。液態(tài)（未飽和水）氣態(tài)（過熱水蒸氣）臨界溫度374.1℃臨界壓力22.1MPa飽和水蒸汽熱焓變化圖3～20MPa，干度在0.6左右，飽和水蒸汽的熱焓隨壓力變化不大。在低壓下，水蒸汽潛熱較大，10MPa以下，潛熱占干蒸汽熱焓的50％以上。飽和水蒸汽比容變化圖干度為0.6，2MPa時：水蒸汽比容是液體的51倍，

6MPa時：水蒸汽比容是液體的15倍飽和水蒸汽干度變化與熱焓變化關(guān)系圖初始干度70％，4MPa時：干度下降40％，水蒸汽熱焓變化30％；干度下降10％，熱焓變化7％。干度變化值與熱損失值不同。井筒溫度模擬井筒溫度模擬軟件WTSPWellbore

TemperatureSimulatorPackage注汽井模擬SIWSSteamInjectionWellbore

Simulator計算井筒溫度、壓力、干度、熱損失生產(chǎn)井熱流體循環(huán)模擬WHeatWellbore

HeatingSimulator考慮產(chǎn)油、含水、地溫變化、注入流體溫度等計算井筒溫度變化生產(chǎn)井電加熱模擬EHeatElectricalHeatingSimulator考慮產(chǎn)油、含水、析蠟溫度、加熱功率線性變化等計算產(chǎn)液溫度及加熱功率注汽井模擬SIWS流動是氣液兩相流問題連續(xù)方程、能量方程和動量方程考慮流體流態(tài)：氣泡、氣彈、泡沫及環(huán)狀流水泥環(huán)內(nèi)采用穩(wěn)態(tài)傳熱傳熱與時間無關(guān)在水泥環(huán)外為擬穩(wěn)態(tài)傳熱傳熱與連續(xù)注汽時間有關(guān)從井口到井底迭代求解考慮水蒸汽、隔熱管的熱物性模擬計算流體溫度變化、壓力變化、套管溫度變化、熱量損失、隔熱效果井筒溫度模擬軟件SIWS模擬結(jié)果Wheat流體循環(huán)圖空心抽油桿開式循環(huán)空心抽油桿閉式循環(huán)油套環(huán)空開式循環(huán)熱流體循環(huán)模擬WHeat傳熱方程dT/dZ=ZDKl(T-Tl)+ZDKr(T-Tr)ZD：方向系數(shù)Ki=l或r：當量傳熱系數(shù)，與熱阻、流量有關(guān)不考慮縱向?qū)釤嵛镄宰兓退畠上嗷旌衔镄院雎韵嘧冇绊戇吔鐥l件注入流體溫度、地層溫度、井底溫度、循環(huán)深度等Kr(T-Tr)Kl(T-Tl)TT+dTZZ+dZQlWHeat模擬結(jié)果空心抽油桿開式循環(huán)空心抽油桿閉式循環(huán)稠油熱采數(shù)值模擬模型模擬對象稠油油藏、熱采開發(fā)注蒸汽、注熱水、注氣體、注泡沫劑、火燒油藏模型特點多組分模型功能能量守恒、傳熱、導熱問題頂?shù)咨w層散熱、隔夾層吸熱升溫熱物性、水蒸汽特性油藏比熱、導熱系數(shù)稠油粘溫關(guān)系相滲數(shù)據(jù)隨溫度變化稠油熱采數(shù)值模擬模型模型特點注汽井注汽速度、注汽壓力（溫度）、注汽干度干度>0時：根據(jù)飽和蒸汽壓力，自動算出飽和溫度生產(chǎn)井限產(chǎn)液、最小流壓、最高含水、最高氣油比稠油熱采數(shù)值模擬模型井組模型的網(wǎng)格特點單井徑向坐標模型直角坐標的對角網(wǎng)格、平行網(wǎng)格5點差分、9點差分區(qū)域模型直角坐標有限元網(wǎng)格角點網(wǎng)格局部網(wǎng)格加密546281397r網(wǎng)格方向?qū)ζ矫娌暗挠绊懹袝r平行網(wǎng)格的結(jié)果不正確縱向網(wǎng)格與垂向波及面積關(guān)系中部有高滲通道，縱向網(wǎng)格對波及面積和突破時間有影響稠油熱采數(shù)值模擬模型特殊網(wǎng)格角點網(wǎng)格有限元網(wǎng)格稠油熱采數(shù)值模型特點雙孔、雙滲邊底水井組定義全隱式、自適應隱式(AIM)解法動態(tài)定義最大網(wǎng)格、最多井數(shù)水平井井筒離散多段井MSWMultiSegmentWells井邊界條件注汽井注入速度，m3/d壓力MPa、溫度℃根據(jù)飽和壓力、干度，計算注入熱量。干度，小數(shù)生產(chǎn)井條件最大產(chǎn)液、產(chǎn)油、含水最小流壓邊界修正網(wǎng)格修正：與流動方向有關(guān)*VAMODkeyvai

aj

ak

井系數(shù)修正井系數(shù)修正稠油熱采數(shù)值模擬主要數(shù)據(jù)地質(zhì)模型深度、油層厚度、凈總比、孔滲飽模型數(shù)據(jù)PVT、粘溫曲線、相滲曲線、殘余油與溫度關(guān)系壓縮系數(shù)、導熱系數(shù)（J/m.day.℃）、比熱（J/m3.℃）動態(tài)數(shù)據(jù)井數(shù)據(jù)：完井井段注汽數(shù)據(jù)：注汽速度、壓力、溫度、干度生產(chǎn)數(shù)據(jù)：產(chǎn)油、含水、壓力變化熱損失：地面、井筒吞吐相滲曲線SoKrwKro齊40汽驅(qū)先導試驗系統(tǒng)熱效率分析地質(zhì)參數(shù)開發(fā)簡介模擬研究熱效率分析共有各類井27口，其中注汽井4口生產(chǎn)井21口，觀察井2口齊40擴大試驗區(qū)參數(shù)齊40試驗區(qū)井組數(shù)據(jù)

4個70m井距的反九點井組共有各類井27口，其中注汽井4口，生產(chǎn)井21口，觀察井2口在1998年10月正式轉(zhuǎn)入汽驅(qū)；試驗井組的含油面積為0.172km2，地質(zhì)儲量127.0104t；齊40試驗區(qū)井組數(shù)據(jù)

4個70m井距的反九點井組共有各類井27口，其中注汽井4口，生產(chǎn)井21口，觀察井2口在1998年10月正式轉(zhuǎn)入汽驅(qū)；試驗井組的含油面積為0.172km2，地質(zhì)儲量127.0104t；齊40試驗區(qū)開發(fā)歷程

齊40塊蒸汽吞吐

1987年以200m正方形井網(wǎng)投入蒸汽吞吐開發(fā)

1990年確定蓮Ⅰ、蓮Ⅱ兩套井網(wǎng)同井場布井

1991年6月加密至141m的井網(wǎng)

1994年7月中部地區(qū)又加密成100m井網(wǎng)至1997年底，該塊吞吐累積產(chǎn)油613104t，平均單井吞吐7.7個周期，累積吞吐油汽比0.73，吞吐采出程度16.9％，吞吐開采取得了很好的開采效果。

1997年底，采油速度只有0.85%。平均單井日產(chǎn)油也降為3.7t/d，吞吐開發(fā)已進入中后期。齊40試驗區(qū)開發(fā)歷程

齊40塊試驗區(qū)蒸汽驅(qū)開發(fā)截止到1997年底，試驗區(qū)內(nèi)的9口老井累積吞吐89井次，平均單井吞吐10個周期。累積注汽26.6104t，累積產(chǎn)油30.5104t，累積產(chǎn)水24.0104t，累積油汽比1.1，采出程度24.0%。從1998年1月--1998年10月，新老井陸續(xù)投入汽驅(qū)前的吞吐預熱解堵開采，該階段試驗區(qū)共注汽4.35104t，產(chǎn)油2.53104t，產(chǎn)水2.46104t，油汽比0.51，采出程度5.1%。從1998年10月--2001年12月底，汽驅(qū)階段注汽66.3104t（包括吞吐引效注汽5.7104t），產(chǎn)液55.3104t，產(chǎn)油11.33104t，綜合含水80%，采注比0.83，油汽比0.17，階段采出程度22.6%。注汽井井筒隔熱效率分析注汽井能量平衡示意圖井口注入熱量（壓力1、溫度1、干度1、流量）井底注入熱量（壓力2、溫度2、干度2、流量）井筒散熱（地層溫度）井筒隔熱注汽井井筒隔熱效率分析注汽井熱損失（井口壓力6MPa、速度120t/d、干度66%）注汽井井筒隔熱效率分析

注汽井干度變化（井口壓力6MPa、速度120t/d、干度66%）齊40塊試驗區(qū)模擬平面網(wǎng)格圖齊40塊試驗區(qū)油藏熱效率分析試驗區(qū)數(shù)值模擬模型

試驗區(qū)數(shù)值模擬區(qū)域確定該模擬區(qū)，主要是考慮了以下幾個方面：（1）考慮了汽驅(qū)試驗井組的非封閉性（2）可以考慮試驗區(qū)邊界的竄流（3）可以反映外圍井的汽驅(qū)受效情況（4）可以考慮邊底水的影響試驗區(qū)數(shù)值模擬模型平面網(wǎng)格劃分所遵循的原則及結(jié)果：網(wǎng)格方向與井排方向一致采用不等距網(wǎng)格，試驗區(qū)內(nèi)部網(wǎng)格較細，外部較粗盡量適應井的位置，保證兩口井之間至少有三個空網(wǎng)格縱向模擬層劃分原則及結(jié)果：既要滿足研究問題的需要，又要反映油藏實際動態(tài)適應試驗區(qū)地質(zhì)沉積條件的差異適應分層開采、分層措施、補孔調(diào)層的要求齊40塊試驗區(qū)模型孔隙度分布圖齊40塊試驗區(qū)模型滲透率分布圖試驗區(qū)歷史擬合吞吐產(chǎn)油曲線試驗區(qū)歷史擬合吞吐產(chǎn)水曲線試驗井組吞吐階段注采量擬合結(jié)果汽驅(qū)擬合階段溫度場圖汽驅(qū)擬合階段壓力場圖油藏累積熱量變化蒸汽驅(qū)階段油藏瞬時熱量變化蒸汽驅(qū)階段油藏累積熱量變化油藏熱效率分析定義（1）油藏熱效率定義為：（2）油層熱效率定義為：

（3）油層熱利用率定義為：齊40試驗區(qū)油藏熱量分布試驗區(qū)系統(tǒng)綜合熱平衡分析數(shù)據(jù)表齊40蒸汽驅(qū)系統(tǒng)熱平衡綜合分析新疆百重7油藏熱采技術(shù)對策油藏地質(zhì)簡介開發(fā)介紹研究內(nèi)容注蒸汽開發(fā)適應性分析井筒熱損失分析經(jīng)濟極限指標研究蒸汽吞吐開發(fā)效果分析蒸汽驅(qū)開發(fā)可行性研究結(jié)論與建議新疆百重7油藏參數(shù)主力油層：八道灣組和克上組深度：八道灣組：440m，克上組：540m油層厚度：八道灣組：11.6m，克上組8.2m孔隙度：八道灣組：25%，克上組：23%滲透率：八道灣組：0.836μm2

，克上組：0.286μm2

油層溫度：八道灣組：19.7℃，克上組：21.2℃脫氣原油粘度：八道灣組：3.0萬mPa.s

，克上組：1.4萬mPa.s含油飽和度：八道灣組：0.62，克上組：0.66含油面積：八道灣組：5.2km2，克上組：8.9km2地質(zhì)儲量：八道灣組：834104t，克上組：987104t百重7區(qū)開發(fā)歷程1984年發(fā)現(xiàn)，受當時開采技術(shù)限制，未繼續(xù)進行勘探開發(fā)1997年又開始進行滾動勘探開發(fā)研究和蒸汽吞吐試驗在2000年7月，百重7B區(qū)開始逐步投入蒸汽吞吐工業(yè)性開發(fā)到2001年12月，B區(qū)有吞吐井299口，累積產(chǎn)油21.6萬噸，累積油汽比0.19，綜合含水71.2%，采注比0.64，平均日產(chǎn)油2.6t/d百重7區(qū)開發(fā)特點吞吐初期產(chǎn)量遞減快周期時間較短：104～120天采注比低：0.4左右含水較高：八道灣1周期含水54.7%油層吸汽、排液能力較差：注入壓力11MPa初期油汽比低于0.2，開發(fā)效果不夠理想第2周期吞吐效果比第1周期好有汽竄干擾發(fā)生普遍出砂

百重7注蒸汽開發(fā)適應性分析

注蒸汽開發(fā)篩選評價國內(nèi)類似油藏開發(fā)狀況百重7區(qū)熱采開發(fā)適應性分析熱采吞吐篩選標準油層厚度、滲透率、原油粘度接近下限吞吐開發(fā)初期效果對比表井樓零區(qū)淺層稠油、杜84超稠油吞吐成功百重7蒸汽吞吐初期效果相對較差杜84塊各周期蒸汽吞吐效果對比圖02004006008001000120012345678周期產(chǎn)油（t）020406080100120140生產(chǎn)時間（Days）周期產(chǎn)油生產(chǎn)時間周期產(chǎn)油量、生產(chǎn)時間、采注比逐漸增加周期產(chǎn)油量、油汽比在第4～6周期達到最高百重7區(qū)注蒸汽開發(fā)適應性評價百重7B區(qū)適合于注蒸汽開發(fā)油層厚度、滲透率、原油粘度接近篩選標準下限，應加強注采參數(shù)優(yōu)化和生產(chǎn)管理根據(jù)類似油藏的經(jīng)驗，應在破裂壓力以下注汽；吞吐初期采用適當注汽強度，中后期根據(jù)吸汽狀況適當提高注汽強度，可以提高總體的開發(fā)效果油藏條件對吞吐效果的影響

油藏參數(shù)有效厚度孔隙度滲透率含油飽和度凈總厚度比原油粘度參數(shù)敏感性分析滲透率對吞吐效果的影響滲透率0.288～1.00mm2累產(chǎn)油量2550～3050t，增加19%，凈總比對吞吐效果的影響凈總比0.28～0.82，產(chǎn)油量2500～2900t，增加近16%原油粘度對吞吐效果的影響原油粘度26000～42000mPas產(chǎn)油量3100～2750t，減少了11%提高蒸汽吞吐開發(fā)效果的措施建立地質(zhì)模型典型井組歷史擬合注汽參數(shù)優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)影響提高吞吐效果的其它途徑B10012井組平面溫度圖B10012井組平面粘度圖B10012井組含油飽和度圖B10012井組平面壓力圖吞吐周期注汽強度優(yōu)化圖隨著注汽強度的增加，產(chǎn)油量增加，油汽比下降最佳的注汽強度在100t/m左右吞吐、汽驅(qū)動態(tài)預測曲線

（八道灣油藏產(chǎn)油、累積產(chǎn)油、含水率）百重7區(qū)油藏注蒸汽開發(fā)可以取得成功油藏參數(shù)符合注蒸汽篩選標準要求總體來看，油藏參數(shù)符合注蒸汽篩選標準要求，說明百重7b區(qū)油藏注蒸汽開發(fā)可以取得成功。但油層厚度、滲透率、原油粘度接近篩選標準下限，應加強注采參數(shù)優(yōu)化和生產(chǎn)管理。國內(nèi)類似的油藏注蒸汽開發(fā)取得成