注蒸汽开发动态分析方法

1、注蒸汽开发动态分析方法地科院稠油室提提 纲纲一、基础知识二、动态分析的一般方法三、影响因素分析方法四、结束语三、调整方案编制内容2、动态分析及开发效果评价（1）开发阶段划分 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、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

2、益。2、开采动态分析及效果评价Jan-89Jan-92Jan-95Jan-98Jan-01Jan-04017340350700050100012投生注产产汽井井井数数数 口平均单井日油水平 t/d含水采油速度孤东九区开发曲线01530012油汽 比日日日油液注水水水平平凭 t/d 吞吐阶段吞吐阶段1992.71997.91992.71997.9 吞吐间歇汽驱阶段吞吐间歇汽驱阶段 1997.101997.10目前目前 冷采阶段冷采阶段1989.11992.61989.11992.6按开发方式划分按开发方式划分产油量产油量产液量产液量冷采阶段冷采阶段89.192.64/14/10.20.20.60

3、.626.526.54.14.10.040.040.040.04吞吐阶段吞吐阶段92.7-97.928/2228/2231.531.555.155.157.257.212.112.11.61.68.58.521211.21.2吞吐汽驱阶段吞吐汽驱阶段97.10-目前目前33/2733/2746.746.7119.4119.460.960.99.19.12 220.920.979.879.80.70.7合计合计78.478.4175.1175.1100.8100.8阶段划分阶段划分油井数油井数/开井数开井数口口阶段产量阶段产量104t阶段末阶段末含水含水阶段末阶段末油汽比油汽比平均单井平均单井日

4、产油水平日产油水平t/d采油采油速度速度采出采出程度程度阶段阶段注汽量注汽量104t孤东孤东九区九区西开西开发阶发阶段对段对比表比表孤东九区西开发曲线孤东九区西开发曲线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投生产产井井数数 口日日油液水水平平 t/d含水采油速度孤东油田垦东5 2 1 开发曲线按开发调整措施划分按开发调整措施划分孤东九区西开采现状统计表孤东九区西开采现状统计表动用储量动用储量104t375375含油面积含油面积km

5、21.41.4投产井数投产井数口口3333单井日液能力单井日液能力t/dt/d18.618.6开井数开井数口口2727单井日油能力单井日油能力t/dt/d7.27.2综合含水综合含水% %60.960.9日液水平日液水平t/dt/d502.1502.1累积注汽累积注汽10104 4t t100.7100.7日油水平日油水平t/dt/d216.7216.7累积产油累积产油10104 4t t78.578.5采油速度采油速度% %2.12.1累积产水累积产水10104 4t t96.696.6采出程度采出程度% %20.920.9累积产液累积产液10104 4t t175.1175.1累积油气比累

6、积油气比t/tt/t0.780.782003.122003.12开采现状或开发现状开采现状或开发现状包括主要内容：包括主要内容：（2）开发现状00.20.40.60.8100.050.10.150.20.25中二北Ng5含水-采出程度关系曲线含水（3）含水变化规律研究y = 5.5968x - 11123y = 5.5968x - 11123y = 0.8705x - 1680.4y = 0.8705x - 1680.40 02020404060608080100100199319931994199419951995199619961997199719981998199919992000200

7、0200120012002200220032003含 水 与 时 间 关 系 曲 线含 水 与 时 间 关 系 曲 线时间时间 年年含含水水汽驱前汽驱前汽驱后汽驱后y = -4E-05x4 + 0.0055x3 - 0.2723x2 + 6.0302x + 33.578R2 = 0.738401020304050607080901000102030405060含水 %回归曲线实际含水时间 月草草2020块块Ng1Ng1已投产水平井与含水关系曲线已投产水平井与含水关系曲线草20潜山单井含水等值图孤岛中二中东含水孤岛中二中东含水80%80%推进图推进图研究含水推进选择井示意图研究含水推进选择井示意

8、图草草20-205井井 - 草草20-X702井含水剖面图井含水剖面图20-X20520-X30520-x40320-x50320-x60220-x70205/01/9605/01/9705/01/9805/01/9905/01/0040608010040608010060801006080100406080100406080100含水含水a.mon.d草草2020块块NgNg1 119971997年年1212月含水推进图月含水推进图(90%)(90%)草草2020块块NgNg1 119981998年年1212月含水推进图月含水推进图(90%)(90%)草草2020块块NgNg1 119991

9、999年年1212月含水推进图月含水推进图（4 4）地层能量评价）地层能量评价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 月累积亏空与时间关系曲线累积亏空与时间关系曲线时间时间

10、 年年/ /月月亏亏空空10104 4t t 冷采阶段和吞吐阶段初期（冷采阶段和吞吐阶段初期（19931993年年5 5月），采出量和注入量都比较少，地月），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。层基本无亏空；此后油藏处于正常开发状态。20012001年前后由于注汽量的增加，年前后由于注汽量的增加，而采出量变化较小，所以亏空减小。目前地层累积亏空而采出量变化较小，所以亏空减小。目前地层累积亏空74.474.410104 4t t。压降与亏空关系曲线压降与亏空关系曲线压压降降MPaMPa0 01 12 23 34 40 010102020303040405050606

11、070708080累亏空累亏空 10104 4t t 从压降和亏空关系看，汽驱后压降下降平缓，目前地层压降接近从压降和亏空关系看，汽驱后压降下降平缓，目前地层压降接近4MPa.4MPa.We = 5.3467P t + 1.4761R2 = 0.9947051015202530350123456P t水侵量104m3 孤东九区水侵量与Pt关系曲线水侵速度:5.34104t/Mpa.ay = 49.88e0.2019xR2 = 0.9730100002000030000400005000060000010203040胶质沥青质含量 原油粘度mPa.s胶质沥青质含量与原油粘度关系（5）原油流变性及

12、渗流特征非牛顿幂律流体定义 （S-1) (Pa)膨胀体牛顿流体拟塑性流体宾哈塑性流体稠油流变特性研究00.511.522.530405060708090100温度()屈服值(D/cm2 )孤岛中二北3-更535井原油屈服值随温度的变化关系曲线 普通稠油屈服值随温度的变化00.511.522.5405060708090100110温度 ()屈服值 (D/cm2 )草古草古102-37屈服值随温度的变化关系曲线屈服值随温度的变化关系曲线 特稠油屈服值随温度的变化01234567405060708090100温度()屈服值(D/cm2 )单单56-11-556-11-5井原油屈服值随温度的变化关系曲

13、线井原油屈服值随温度的变化关系曲线 超稠油屈服值随温度的变化01020304050607080901000100002000030000400005000060000稠油屈服值温度与原油粘度关系温度粘度 mPa.s020406080100120140160180010203040剪切速率(1/s)剪切应力(D/cm2 )35404550556065707580859002040608010012001020304050剪切速率(1/s)剪切应力(Pa)5060708090孤岛中二北孤岛中二北3-3-更更535535原油流变特性对比原油流变特性对比 普通稠油0204060801001201401

14、60024681012剪切速率(1/s)剪切应力(D/cm2 )50556065707580859095051015202530051015202530剪切速率(1/s)剪切应力(Pa)80859095100单单56-11-556-11-5井原油流变特性对比井原油流变特性对比 超稠油02040608010012014016018005101520剪切速率(1/s)剪切应力(D/cm2 )50556065707580859095100051015202530051015202530剪切速率(1/s)剪切应力(Pa)80859095100草古草古102-37102-37原油流变特性对比原油流变特性

15、对比 特稠油汽驱后，全区平均单井日产油稳中有升，目前比吞吐末增加汽驱后，全区平均单井日产油稳中有升，目前比吞吐末增加2t/d2t/d左右，全左右，全区累计增油区累计增油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月月2

16、20 00 04 4年年5 5月月汽驱前汽驱前汽驱后汽驱后时间时间 年年/ /月月平平均均单单井井日日产产油油t/dt/d平均单井日产油与时间关系曲线平均单井日产油与时间关系曲线（6）产量变化规律研究Q = 108750e-0.0293tR2 = 0.89041101001000100001000001000000020406080100120140时间 月月产油ta年=29.3%草20块奥陶月递减曲线递减规律调和递减调和递减单家寺油田单家寺油田0 02020404060608080100100120120年年产产油油量量10104 4t t19961996200120012006200620

17、102010生产时间 年生产时间 年单家寺油田“十五”老区、新区年产量递减曲线单家寺油田“十五”老区、新区年产量递减曲线Qo=96.6/(1+0.2573*t)双曲递减双曲递减乐安油田乐安油田0 02020404060608080100100120120140140160160年产年产油量油量10104 4t t生产时间 年生产时间 年乐安油田“十五”老区年产量递减曲线乐安油田“十五”老区年产量递减曲线1999199920012001200320032005200519971997200720072009200920112011Qo=182.6/(1+1e-6*0.2724*t)（1/1e-6

18、）05001000150020002500300014m有效厚度周期产油量 t0.00.20.40.60.81.01.2周期油汽比周期油汽比周期产油有效厚度对周期吞吐指标的影响曲线（7）影响开发效果因素分析1）有效厚度影响周期指标02000400060008000100001200014000160001800046810121416累积油量 tkd521块生产N g 43+4累积油量- 有效厚度 关系曲线有效厚度 m有效厚度累积油量02000400060008000100001200014000160001800000.20.40.60.811.2累积油量 tkd521块（扣去生产N g 4

19、3+4)累积油量- 净总比关 系曲线净总比 m /m2）净总比影响孤岛中二中东出砂严重井平面分布图3）出砂影响分类因砂卡而结束周期正常结束周期井次2943所占比例40.359.7周期生产时间 d36145周期结束产量 t/d15.69.5周期注汽 t24022448周期产油 t5332056油汽比0.220.84回采水率 %3456中二中东Ng5出砂对吞吐效果的影响表注汽强度注汽强度 t/mt/m周周期期油油汽汽比比t/tt/t孤岛中二中东注汽强度与周期油汽比关系曲线孤岛中二中东注汽强度与周期油汽比关系曲线4 4）注采参数影响）注采参数影响0 0101020203030404050506060

20、7070808090901001000 02020404060608080100100120120140140草古草古1潜山油藏开发初期单井排液量对潜山油藏开发初期单井排液量对油井含水的影响油井含水的影响含含水水%单井排液量单井排液量 t/d底水油藏排液量影响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0510152025303540450102030405060708090100日油能力t/d含水 %孤东九区西R1-23井日油能力与含水关系曲线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020

21、406080100日油日液含水注汽水驱作用日产t/d含水%年 月油液孤东九区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。边水具有驱替作用边水具有驱替作用 本区的原本区的原油粘度多油粘度多在在30000-60000mPa.s（50）之之间，且由间，且由北西向南北西向南东逐渐变东逐渐变稠稠。6 6）原油粘度影响井井 区区统计井数统计井数口口单井日油单井日油t/d平均单井累平均单井累产油产油t50000mPa.s433.64912不同井区生产效果对比不同井区生产效果对比8)避射或打开程度影响0 020204040606080801001000 025255050757510

22、01001-41141181-6-61131-13-9含水含水-打开程度关系图打开程度关系图含水含水 %打开程度打开程度 %冷采（掺水）冷采（掺水）冷采（不掺水）冷采（不掺水）热采热采19981998年年8 8月月0.40.200.40.8孤东九汽驱草南汽驱累积油汽比t/t汽驱阶段油汽比柱状图（8）开发效果评价油汽比反映经济开发指标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： 稠油油藏注蒸汽开发的实践表明，无论是在蒸汽吞吐阶段还是蒸汽驱阶段，其累积产油量与累积注汽量之间在半对数坐标具有较好的线性关系： AIcBBNR)303. 21lg(1BNpAZ

23、slg注采关系曲线法草20块潜山注采法关系曲线lgZs=0.327+0.025NpR2 = 0.9689可采储量6 0 . 5 万 吨0.111010001020304050累积产油量 1 04t累积注汽量 1 04t剩余可采储量14-16104tIBAERlg)(10cIBARNN当达到极限油汽比Ic时，其对应的采出程度即为采收率，可采储量的计算公式为：油汽比曲线法 注蒸汽稠油油藏的蒸汽吞吐阶段，瞬时油汽比与采出程度之间在半对数坐标上具有较好的线性关系，其数学表达式为：NpQBNNptR1lnlnERN10产量递增率法油气田开发过程中，属一次能源开发，引进递增率的概念，经推导可得如下公式：l

24、gNp = lg37.337-16.91Qt/NpR = 0.934311010000.050.10.150.20.25月产油/ 累产油 t / t累产油NR = 37.34104t104t孤东九区吞吐区产量递增率曲线NpBAWplogBBAfwlfwlNR)303. 2log(1log水驱曲线法水驱曲线方法在注水开发油田应用较为普遍，目前该类型的方法有30余种，但稠油注蒸汽开发中常使用甲型水驱曲线法，陈元千教授在理论上进行了推导，在注蒸汽开发稠油油藏运用时，需要界定的极限含水，甲型水驱曲线法关系式为：草20块潜山水驱特征曲线 loglpt=1.577+0.016NpR2 = 0.9992 含

25、水9 5 %， 可 采储量6 8 . 8 万吨 含水9 2 %， 可 采储量5 8 . 8 万吨0.010.1110100100001020304050累积产油量 1 04t累积产水量 1 04ttDfieQQDfQNpNiR指数递减：产量递减法预测最大的可采储量：Q = 108750e-0.0293tR2 = 0.89041101001000100001000001000000020406080100120140时间 月月产油ta年=29.3%草20块奥陶月递减曲线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