注蒸汽開發(fā)動態(tài)方法

1、注蒸汽開發(fā)動態(tài)分析方法地科院稠油室提提 綱綱一、基礎(chǔ)知識二、動態(tài)分析的一般方法三、影響因素分析方法四、結(jié)束語三、調(diào)整方案編制內(nèi)容2、動態(tài)分析及開發(fā)效果評價（1）開發(fā)階段劃分 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，因為在特高含水階段開發(fā)沒有經(jīng)濟(jì)效

2、益。2、開采動態(tài)分析及效果評價Jan-89Jan-92Jan-95Jan-98Jan-01Jan-04017340350700050100012投生注產(chǎn)產(chǎn)汽井井井?dāng)?shù)數(shù)數(shù) 口平均單井日油水平 t/d含水采油速度孤東九區(qū)開發(fā)曲線01530012油汽 比日日日油液注水水水平平憑 t/d 吞吐階段吞吐階段1992.71992.7 1997.91997.9 吞吐間歇汽驅(qū)階段吞吐間歇汽驅(qū)階段 1997.101997.10 目前目前 冷采階段冷采階段1989.11989.1 1992.61992.6按開發(fā)方式劃分按開發(fā)方式劃分產(chǎn)油量產(chǎn)油量產(chǎn)液量產(chǎn)液量冷采階段冷采階段89.192.64/14/10.20.20

3、.60.626.526.54.14.10.040.040.040.04吞吐階段吞吐階段92.7-97.928/2228/2231.531.555.155.157.257.212.112.11.61.68.58.521211.21.2吞吐汽驅(qū)階段吞吐汽驅(qū)階段97.10-目前目前33/2733/2746.746.7119.4119.460.960.99.19.12 220.920.979.879.80.70.7合計合計78.478.4175.1175.1100.8100.8階段劃分階段劃分油井?dāng)?shù)油井?dāng)?shù)/開井?dāng)?shù)開井?dāng)?shù)口口階段產(chǎn)量階段產(chǎn)量104t階段末階段末含水含水階段末階段末油汽比油汽比平均單井平均

4、單井日產(chǎn)油水平日產(chǎn)油水平t/d采油采油速度速度采出采出程度程度階段階段注汽量注汽量104t孤東孤東九區(qū)九區(qū)西開西開發(fā)階發(fā)階段對段對比表比表孤東九區(qū)西開發(fā)曲線孤東九區(qū)西開發(fā)曲線J a n -9 3J a n -9 5J a n -9 7J a n -9 9J a n -0 1J a n -0 3J a n -0 502 04 005 0 01 0 0 005 01 0 0012投生產(chǎn)產(chǎn)井井?dāng)?shù)數(shù) 口日日油液水水平平 t/d含水采油速度孤東油田墾東5 2 1 開發(fā)曲線按開發(fā)調(diào)整措施劃分按開發(fā)調(diào)整措施劃分孤東九區(qū)西開采現(xiàn)狀統(tǒng)計表孤東九區(qū)西開采現(xiàn)狀統(tǒng)計表動用儲量動用儲量104t375375含油面積含油面

5、積km21.41.4投產(chǎn)井?dāng)?shù)投產(chǎn)井?dāng)?shù)口口3333單井日液能力單井日液能力t/dt/d18.618.6開井?dāng)?shù)開井?dāng)?shù)口口2727單井日油能力單井日油能力t/dt/d7.27.2綜合含水綜合含水% %60.960.9日液水平日液水平t/dt/d502.1502.1累積注汽累積注汽10104 4t t100.7100.7日油水平日油水平t/dt/d216.7216.7累積產(chǎn)油累積產(chǎn)油10104 4t t78.578.5采油速度采油速度% %2.12.1累積產(chǎn)水累積產(chǎn)水10104 4t t96.696.6采出程度采出程度% %20.920.9累積產(chǎn)液累積產(chǎn)液10104 4t t175.1175.1累積油

6、氣比累積油氣比t/tt/t0.780.782003.122003.12開采現(xiàn)狀或開發(fā)現(xiàn)狀開采現(xiàn)狀或開發(fā)現(xiàn)狀包括主要內(nèi)容：包括主要內(nèi)容：（2）開發(fā)現(xiàn)狀00.20.40.60.8100.050.10.150.20.25中二北Ng5含水-采出程度關(guān)系曲線含水（3）含水變化規(guī)律研究y = 5.5968x - 11123y = 5.5968x - 11123y = 0.8705x - 1680.4y = 0.8705x - 1680.40 02020404060608080100100199319931994199419951995199619961997199719981998199919992000

7、2000200120012002200220032003含 水 與 時 間 關(guān) 系 曲 線含 水 與 時 間 關(guān) 系 曲 線時間時間 年年含含水水汽驅(qū)前汽驅(qū)前汽驅(qū)后汽驅(qū)后y = -4E-05x4 + 0.0055x3 - 0.2723x2 + 6.0302x + 33.578R2 = 0.738401020304050607080901000102030405060含水 %回歸曲線實際含水時間 月草草2020塊塊Ng1Ng1已投產(chǎn)水平井與含水關(guān)系曲線已投產(chǎn)水平井與含水關(guān)系曲線草20潛山單井含水等值圖孤島中二中東含水孤島中二中東含水80%80%推進(jìn)圖推進(jìn)圖研究含水推進(jìn)選擇井示意圖研究含水推進(jìn)選擇

8、井示意圖草草20-205井井 - 草草20-X702井含水剖面圖井含水剖面圖20-X20520-X30520-x40320-x50320-x60220-x70205/01/9605/01/9705/01/9805/01/9905/01/0040608010040608010060801006080100406080100406080100含水含水a(chǎn).mon.d草草2020塊塊NgNg1 119971997年年1212月含水推進(jìn)圖月含水推進(jìn)圖(90%)(90%)草草2020塊塊NgNg1 119981998年年1212月含水推進(jìn)圖月含水推進(jìn)圖(90%)(90%)草草2020塊塊NgNg1 119

9、991999年年1212月含水推進(jìn)圖月含水推進(jìn)圖（4 4）地層能量評價）地層能量評價0 0101020203030404050506060707080801 9 8 9 年1 月1 9 8 9 年1 月1 9 9 1 年3 月1 9 9 1 年3 月1 9 9 3 年5 月1 9 9 3 年5 月1 9 9 5 年7 月1 9 9 5 年7 月1 9 9 7 年1 0 月1 9 9 7 年1 0 月1 9 9 9 年1 2 月1 9 9 9 年1 2 月2 0 0 2 年2 月2 0 0 2 年2 月2 0 0 4 年5 月2 0 0 4 年5 月累積虧空與時間關(guān)系曲線累積虧空與時間關(guān)系曲線時

10、間時間 年年/ /月月虧虧空空10104 4t t 冷采階段和吞吐階段初期（冷采階段和吞吐階段初期（19931993年年5 5月），采出量和注入量都比較少，地月），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)。層基本無虧空；此后油藏處于正常開發(fā)狀態(tài)。20012001年前后由于注汽量的增加，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。目前地層累積虧空而采出量變化較小，所以虧空減小。目前地層累積虧空74.474.410104 4t t。壓降與虧空關(guān)系曲線壓降與虧空關(guān)系曲線壓壓降降MPaMPa0 01 12 23 34 40 010102020303040405050

11、606070708080累虧空累虧空 10104 4t t 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.4MPa.We = 5.3467P t + 1.4761R2 = 0.9947051015202530350123456P t水侵量104m3 孤東九區(qū)水侵量與Pt關(guān)系曲線水侵速度:5.34104t/Mpa.ay = 49.88e0.2019xR2 = 0.9730100002000030000400005000060000010203040膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量 原油粘度mPa.s膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量與原油粘度關(guān)系（5）原油流

12、變性及滲流特征非牛頓冪律流體定義 （S-1) (Pa)膨脹體牛頓流體擬塑性流體賓哈塑性流體稠油流變特性研究00.511.522.530405060708090100溫度()屈服值(D/cm2 )孤島中二北3-更535井原油屈服值隨溫度的變化關(guān)系曲線 普通稠油屈服值隨溫度的變化00.511.522.5405060708090100110溫度 ()屈服值 (D/cm2 )草古草古102-37屈服值隨溫度的變化關(guān)系曲線屈服值隨溫度的變化關(guān)系曲線 特稠油屈服值隨溫度的變化01234567405060708090100溫度()屈服值(D/cm2 )單單56-11-556-11-5井原油屈服值隨溫度的變化

13、關(guān)系曲線井原油屈服值隨溫度的變化關(guān)系曲線 超稠油屈服值隨溫度的變化01020304050607080901000100002000030000400005000060000稠油屈服值溫度與原油粘度關(guān)系溫度粘度 mPa.s020406080100120140160180010203040剪切速率(1/s)剪切應(yīng)力(D/cm2 )35404550556065707580859002040608010012001020304050剪切速率(1/s)剪切應(yīng)力(Pa)5060708090孤島中二北孤島中二北3-3-更更535535原油流變特性對比原油流變特性對比 普通稠油0204060801001201

14、40160024681012剪切速率(1/s)剪切應(yīng)力(D/cm2 )50556065707580859095051015202530051015202530剪切速率(1/s)剪切應(yīng)力(Pa)80859095100單單56-11-556-11-5井原油流變特性對比井原油流變特性對比 超稠油02040608010012014016018005101520剪切速率(1/s)剪切應(yīng)力(D/cm2 )50556065707580859095100051015202530051015202530剪切速率(1/s)剪切應(yīng)力(Pa)80859095100草古草古102-37102-37原油流變特性對比原油流

15、變特性對比 特稠油汽驅(qū)后，全區(qū)平均單井日產(chǎn)油穩(wěn)中有升，目前比吞吐末增加汽驅(qū)后，全區(qū)平均單井日產(chǎn)油穩(wěn)中有升，目前比吞吐末增加2t/d2t/d左右，全左右，全區(qū)累計增油區(qū)累計增油25.825.810104 4t t，提高采出程度，提高采出程度6.96.9。方式措施效果1 11 10 01 10 00 01 10 00 00 01 19 98 89 9年年1 1月月1 19 99 91 1年年3 3月月1 19 99 93 3年年5 5月月1 19 99 95 5年年7 7月月1 19 99 97 7年年1 10 0月月1 19 99 99 9年年1 12 2月月2 20 00 02 2年年2 2月

16、月2 20 00 04 4年年5 5月月汽驅(qū)前汽驅(qū)前汽驅(qū)后汽驅(qū)后時間時間 年年/ /月月平平均均單單井井日日產(chǎn)產(chǎn)油油t/dt/d平均單井日產(chǎn)油與時間關(guān)系曲線平均單井日產(chǎn)油與時間關(guān)系曲線（6）產(chǎn)量變化規(guī)律研究Q = 108750e-0.0293tR2 = 0.89041101001000100001000001000000020406080100120140時間 月月產(chǎn)油ta年=29.3%草20塊奧陶月遞減曲線遞減規(guī)律調(diào)和遞減調(diào)和遞減單家寺油田單家寺油田0 02020404060608080100100120120年年產(chǎn)產(chǎn)油油量量10104 4t t19961996200120012006200

17、620102010生產(chǎn)時間 年生產(chǎn)時間 年單家寺油田“十五”老區(qū)、新區(qū)年產(chǎn)量遞減曲線單家寺油田“十五”老區(qū)、新區(qū)年產(chǎn)量遞減曲線Qo=96.6/(1+0.2573*t)雙曲遞減雙曲遞減樂安油田樂安油田0 02020404060608080100100120120140140160160年產(chǎn)年產(chǎn)油量油量10104 4t t生產(chǎn)時間 年生產(chǎn)時間 年樂安油田“十五”老區(qū)年產(chǎn)量遞減曲線樂安油田“十五”老區(qū)年產(chǎn)量遞減曲線1999199920012001200320032005200519971997200720072009200920112011Qo=182.6/(1+1e-6*0.2724*t)（1/1

18、e-6）05001000150020002500300014m有效厚度周期產(chǎn)油量 t0.00.20.40.60.81.01.2周期油汽比周期油汽比周期產(chǎn)油有效厚度對周期吞吐指標(biāo)的影響曲線（7）影響開發(fā)效果因素分析1）有效厚度影響周期指標(biāo)02000400060008000100001200014000160001800046810121416累積油量 tkd521塊生產(chǎn)N g 43+4累積油量- 有效厚度 關(guān)系曲線有效厚度 m有效厚度累積油量02000400060008000100001200014000160001800000.20.40.60.811.2累積油量 tkd521塊（扣去生產(chǎn)N

19、g 43+4)累積油量- 凈總比關(guān) 系曲線凈總比 m /m2）凈總比影響孤島中二中東出砂嚴(yán)重井平面分布圖3）出砂影響分類因砂卡而結(jié)束周期正常結(jié)束周期井次2943所占比例40.359.7周期生產(chǎn)時間 d36145周期結(jié)束產(chǎn)量 t/d15.69.5周期注汽 t24022448周期產(chǎn)油 t5332056油汽比0.220.84回采水率 %3456中二中東Ng5出砂對吞吐效果的影響表注汽強(qiáng)度注汽強(qiáng)度 t/mt/m周周期期油油汽汽比比t/tt/t孤島中二中東注汽強(qiáng)度與周期油汽比關(guān)系曲線孤島中二中東注汽強(qiáng)度與周期油汽比關(guān)系曲線4 4）注采參數(shù)影響）注采參數(shù)影響0 0101020203030404050506

20、0607070808090901001000 02020404060608080100100120120140140草古草古1潛山油藏開發(fā)初期單井排液量對潛山油藏開發(fā)初期單井排液量對油井含水的影響油井含水的影響含含水水%單井排液量單井排液量 t/d底水油藏排液量影響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0510152025303540450102030405060708090100日油能力t/d含水 %孤東九區(qū)西R1-23井日油能力與含水關(guān)系曲線01020304050601993年1 月1994年6 月1995年1 0月1997年3 月1998年7 月1999年1 2月

21、020406080100日油日液含水注汽水驅(qū)作用日產(chǎn)t/d含水%年 月油液孤東九區(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)替作用邊水具有驅(qū)替作用 本區(qū)的原本區(qū)的原油粘度多油粘度多在在30000-60000mPa.s（50）之之間，且由間，且由北西向南北西向南東逐漸變東逐漸變稠稠。6 6）原油粘度影響井井 區(qū)區(qū)統(tǒng)計井?dāng)?shù)統(tǒng)計井?dāng)?shù)口口單井日油單井日油t/d平均單井累平均單井累產(chǎn)油產(chǎn)油t50000mPa.s433.64912不同井區(qū)生產(chǎn)效果對比不同井區(qū)生產(chǎn)效果對比8)避射或打開程度影響0 020204040606080801001000 025255050757

22、51001001-41141181-6-61131-13-9含水含水-打開程度關(guān)系圖打開程度關(guān)系圖含水含水 %打開程度打開程度 %冷采（摻水）冷采（摻水）冷采（不摻水）冷采（不摻水）熱采熱采19981998年年8 8月月0.40.200.40.8孤東九汽驅(qū)草南汽驅(qū)累積油汽比t/t汽驅(qū)階段油汽比柱狀圖（8）開發(fā)效果評價油汽比反映經(jīng)濟(jì)開發(fā)指標(biāo)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)量遞增率法國內(nèi)采收率預(yù)測方法： 稠油油藏注蒸汽開發(fā)的實踐表明，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數(shù)坐標(biāo)具有較好的線性關(guān)系： AIcBBNR)303. 21lg(1BN

23、pAZslg注采關(guān)系曲線法草20塊潛山注采法關(guān)系曲線lgZs=0.327+0.025NpR2 = 0.9689可采儲量6 0 . 5 萬 噸0.111010001020304050累積產(chǎn)油量 1 04t累積注汽量 1 04t剩余可采儲量14-16104tIBAERlg)(10cIBARNN當(dāng)達(dá)到極限油汽比Ic時，其對應(yīng)的采出程度即為采收率，可采儲量的計算公式為：油汽比曲線法 注蒸汽稠油油藏的蒸汽吞吐階段，瞬時油汽比與采出程度之間在半對數(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：NpQBNNptR1lnlnERN10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

24、式：lgNp = lg37.337-16.91Qt/NpR = 0.934311010000.050.10.150.20.25月產(chǎn)油/ 累產(chǎn)油 t / t累產(chǎn)油NR = 37.34104t104t孤東九區(qū)吞吐區(qū)產(chǎn)量遞增率曲線NpBAWplogBBAfwlfwlNR)303. 2log(1log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，需要界定的極限含水，甲型水驅(qū)曲線法關(guān)系式為：草20塊潛山水驅(qū)特征曲線 loglpt=1.577+0.016NpR2 = 0.999

25、2 含水9 5 %， 可 采儲量6 8 . 8 萬噸 含水9 2 %， 可 采儲量5 8 . 8 萬噸0.010.1110100100001020304050累積產(chǎn)油量 1 04t累積產(chǎn)水量 1 04ttDfieQQDfQNpNiR指數(shù)遞減：產(chǎn)量遞減法預(yù)測最大的可采儲量：Q = 108750e-0.0293tR2 = 0.89041101001000100001000001000000020406080100120140時間 月月產(chǎn)油ta年=29.3%草20塊奧陶月遞減曲線按注采關(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)