蒸汽吞吐油藏预测及评价方法

蒸汽吞吐技术简介产能预测评价方法采收率预测井筒热损失预测汇报提纲采收率预测稠油油藏注蒸汽开发的采收率是评价油田开发效果的一项重要指标，也是编制油田开发规划、进行开发决策和生产管理的重要依据。因此，研究并预测稠油油藏注蒸汽开发的采收率是油藏工程师的一项重要工作。蒸汽吞吐采收率预测方法静态法动态法数值模拟法经验公式法蒸汽吞吐采收率预测方法静态法动态法注采关系曲线法油气比与采出程度关系法增长信息法产量递减法水驱特征曲线法数值模拟法经验公式法蒸汽吞吐采收率预测方法静态法动态法1、经验公式法（1）油气储委公式采收率预测该经验公式用于预测油藏蒸汽吞吐的采收率的参数适用范围：hr：0.3~0.74；D：170~1700m；ho：5.0~42.0m；K：400×10-3~5000×10-3μm2；μo：500~50000mPa•s；井距100~200m。

通过大量油田实际资料或数值模拟研究结果，采用数理统计和多元回归得到稠油采收率值与油藏深度、有效厚度、净总厚度比、渗透率变异系数、渗透率、孔隙度和含油饱和度等储层物性和原油黏度等流体物性，井网密度等人为措施的关系，建立经验公式。采收率预测（3）刘斌经验公式该公式的适用范围：K：100×10-3~3000×10-3μm2；φ：0.25~0.35；Jh：0.35~0.75；μo：100~50000mPa•s。油气储委公式和赵洪岩经验公式适用范围较广。赵洪岩经验公式适用于中深层、稠油油藏，适用范围较小，但考虑了井距对稠油油藏采收率的影响。（2）赵洪岩经验公式根据所研究的基础模型，该公式适用条件为：中深层、互层状或块状稠油油藏，即油藏埋深600~1300m，50℃脱气原油黏度500~50000mPa·s，油层平均渗透率大200×10-3μm2，净总厚度比大于0.2；正方形井网，井距大于70m。采收率预测

Guthrie和Greenberger，根据Craze和Buckley为研究井网密度对采收率的影响，所提供的103个油田中的73个完全水驱和部分水驱砂岩油田的基础数据，利用多元迭代分析法得到的相关经验公式。（4）Guthrie和Greenberger法2、动态法（1）注采关系曲线法在一定条件下注蒸汽开发的稠油油藏，在蒸汽吞吐阶段或蒸汽驱阶段，其累计产油量与累计注汽量之间，在半对数坐标系中有如下关系：采收率预测两边对时间求导，并令对于蒸汽吞吐，取极限瞬时汽油比为0.25，则蒸汽吞吐阶段的采收率为：（2）油气比与采出程度关系法据李平科等研究，当油藏全面投入蒸汽驱吞吐开采后，瞬时油汽比与采出程度之间在半对数坐标上呈较好的线性关系，a，b为直线在轴上的截距和斜率，则统计公式为：当经济极限油汽比为0.25时，相应的采出程度是油藏的采收率，即：此方法用来计算蒸汽吞吐方式下采收率，适用于开发过程中未进行重大调整、生产相对稳定的油藏或区块。采收率预测（3）增长信息法据胡建国等人的研究，在蒸汽吞吐和蒸汽驱开发中，当开发动态基本稳定后，累计产油量（Np）和产量递增率()之间在半对数坐标上呈线性关系：此直线在Np轴上的截距就是现行条件下的可采储量NR，则采收率为：（4）产量递减法无论任何一种开发方式，只要油田进入稳定的递减阶段，即可应用产量递减曲线法计算原油采收率。注采关系曲线法、油气比与采出程度关系法、增长信息法以及产量递减法均为动态法，需要油田实际动态生产资料，按照不同取极限方法可以分为油汽比极限法、水油比极限法和产量极限法等3类。注采关系曲线法和油汽比与采出程度关系法为油汽比极限法，水驱特征曲线法为含水率极限法，增长信息法和产量递减法为产量极限法。采收率预测采收率预测第一种：

第二种：

在稠油蒸汽驱开发过程中，当蒸汽向前推进到油层温度较低处时，形成热水带，直接与油带接触，形成了热水驱油的格局。所以，蒸汽驱开发仍然可以使用稀油油田注水开发的水驱特征曲线。（5）水驱特征曲线法采收率预测

采用ECLIPSE，CMG，THERMAL热采数模软件，根据油藏地质特点和油藏的静态数据建立油藏模型，并利用动态生产数据对模型进行历史拟合，预测可采储量和采收率。

在应用数值模拟法计算蒸汽驱可采储量时，其操作条件要满足注汽强度大于

，采注比大于1.2，蒸汽干度一般要大于40%（如果油藏过深，蒸汽干度达不到40%，要按实际可达到的最大蒸汽干度计算），结束条件瞬时油汽比为0.15。3、数值模拟法蒸汽吞吐技术简介产能预测评价方法采收率预测井筒热损失预测汇报提纲评价方法蒸汽吞吐开发效果评价：对开发指标的评价。渗流力学油层物理热力学应用数学蒸汽吞吐调整后油田瞬时油气比含水率回采水率采注比采油速度注汽参数1、井网相对稳定2、大于2个周期生产历程1、瞬时油气比关于时间求导前提条件注采特征曲线2、回采水率+采注比1.回采水率过高，必将导致过量的回采水携带大量的热量散失；2.回采水率过低，增大含水饱和度，降低注入热利用率回采水率采注比评价方法好差好差瞬时油气比实例分析回采水率+采注比实例分析评价方法3、采油速度调整后，沿标定直线靠近，效果好高于标定直线靠近，超标完成任务实例分析采油速度评价方法评价方法

蒸汽吞吐效果主要受油层地质参数和注采参数的影响。注汽工艺参数的选择直接关系到蒸汽吞吐的成败，所以有必要逐一对其进行分析。

：井底蒸汽干度；：井口蒸汽干度：井筒热损失速度；：注入的蒸汽质量流速；：井口蒸汽的汽化潜热实例分析计算，采用的是新疆克拉玛依油田九区古124井第一周期的注汽参数，其余参数不变。通过改变蒸汽干度，结果列于表5-2中，不同蒸汽干度下原油日产量与时间的关系曲线如图5.15所示。4、注汽参数4.1蒸汽干度评价方法

根据表5-2和图5.15可看出，在相同的蒸汽注入量下，蒸汽干度越高，热焓值越大，加热半径越大，加热的体积越大，周期累计产油量越大，累计油气比越大，生产天数越长，生产的峰值也略向后推迟。

4.2注汽速度评价方法实列分析：蒸汽吞吐阶段，注汽时间短，向油层顶底层的热损失远比蒸汽驱阶段小，因而注入速度对注汽吞吐效果的影响很小，如表5-4及图5.17。

从右图可看出，在相同的注汽量及蒸汽干度下，也就是总注入热量相同的情况下，除了当注汽速度很小时吞吐效果有较大差别外，在较高的注汽速度下吞吐效果基本是相同的，加热半径，累计产油，油气比和生产天数是非常接近的，生产动态十分接近。评价方法Th、Ti分别是加热区和原始油层温度；Ar、Az分别为受热区径向、轴向导热面积；G为周期注汽量下面的表5-6和图5.19分析的是焖井时间对蒸汽吞吐效果的影响。

4.3焖井时间评价方法从以上图表看出，加热半径岁焖井时间的增加而略微有所增加，在精度要求不是很高的情况下，可以忽略焖井时间对加热半径的影响；并且焖井时间对吞吐效果的影响很小。

Pi、Ph：蒸汽注入压力与井底最大流压；：蒸汽比容实例：4.4注汽压力评价方法

分析得出：在注汽压力比较低时，增加注汽压力可以有效的改善吞吐效果，但在注汽压力处于较高水平时，注汽压力的增加已对吞吐效果无明显影响。[1]Boberg,T.C.andLantz,R.B:“CalculationoftheproductionRateofaThermallyStimulatedWell”.J.Pet.Tech(Dec.1966)1613-1623[2]Jones.J,“CyclicsteamReservoirModelforViscousOil,PressureDepleted,GravityDrainageReservoirs”,SPE6544,47*AnnualCaliforniaRegionalMeetingoftheSPEofAIME,Bakersfield,April13-15,1977.[3]Prats,M.:“ThermalRecovery”,Monograph-Volume7,SPEofAIME,HenryL.DohertyMemorialFundofAIME,1982.[4]侯健，陈月明.综合化的蒸汽吞吐注采参数优化设计.石油大学学报(自然科学版)，1997，21(3):36~39[5]曾玉强，稠油油藏蒸汽吞吐注气参数优化及动态预测方法研究，硕士学位论文，2005.4[6]张明禄，刘永波，程林松等.稠油油藏水平井热采非等温流入动态模型.石油学报，2004，25(4):62~66[7]蒲海洋，杨双虎，张红梅.蒸汽吞吐效果预测及注汽参数优化方法研究..石油勘探与开发，1998.6，Vol25No.3:52~55[8]侯健，陈月明.一种改进的蒸汽吞吐产能预测模型.石油勘探与开发，1997，2(3):53-56[9]AydelotteSR,PopeGA.Asimplifiedpredictivemodelforsteamdriveperformance.JournalofPetroleumTechnology.1983.35(5):991-1002[10]BaileyHR,LarkinBK.Conduction-ConvectioninUndergroundCombustion.Trans.,AIME.1960.219:320-331[11]BleakleyWB.Penngradecrudeoilyieldstosteamdrive.Oil&GasJournal.1974.72(12):89-96[12]BobergTC,LantzRB.Calculationoftheproductionrateofathermallystimulatedwell.JournalofPetroleumTechnology.1966.18(12):1613-1623[13]BrighamWE,SatmanA,SolimanMY.Recoverycorrelationsforin-situcombustionfieldprojectsandapplicationtocombustionpilots.JournalofPetroleumTechnology.1980.32(12):2132-2138[14]ChuC,TrimbleAE.Numericalsimulationofsteamdisplacement－fieldperformanceapplications.JournalofPetroleumTechnology.1975.27(6):765-776[15]ClaridgeEL.Predictionofrecoveryinunstablemiscibleflooding.SPEJ.1972.12(2):143-155参考文献[16]SebaRA,PerryGE.Amathematicalmodelofrepeatedsteamsoaksofthickgravitydrainagereservoirs.JournalofPetroleumTechnology.1969.21(1):87-94[17]ShutlerND,BobergTC.Aone-dimensional,analyticalmethodforpredictingoilrecoverbysteam-flooding.SPEJ.1972.12(6):489-498[18]SylvesterNB,ChenHL.Animprovedcyclicsteamstimulationmodelforpressure-depletedreservoirs.SPE17420.1988[19]VanLookerenJ.Calculationmethodsforlinearandradialsteamflowinoilreservoirs.SPE6788,1977[20]VogelLC,KruegerRF.AnAnalogComputerforStudyingHeatTransferDuringaThermalRecoveryProcess.Trans.,AIME.1955