稠油熱采動態(tài)技術(shù)1

1、稠油熱采動態(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)動態(tài)分析方法 1、開發(fā)效果評價 2、影響開發(fā)效果的主要因素分析 3、可采儲量評價 4、剩余油分布規(guī)律四、結(jié)束語提 綱未飽和液未飽和液(unsaturated liquid) 溫度低于所處壓力下飽和溫度的液體：tts, tts=d稱過稱過 熱度熱度(degree of superheat)。干度干度（dryness） 濕蒸汽中干飽和蒸汽的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，用x表示幾個名詞蒸汽與水的熱力學(xué)性質(zhì)水定壓加熱汽化

2、過程水定壓加熱汽化過程預(yù)熱預(yù)熱汽化汽化過熱過熱t(yī)ts水與蒸汽的熱力學(xué)性質(zhì)0.2350ssssT= 35.6784 pTp飽和溫度，飽和壓力，kPa水與蒸汽的熱力學(xué)性質(zhì)22.064373.9460.00310559cccptvMPam3/kg水與蒸汽的熱力學(xué)性質(zhì)水蒸汽熱力學(xué)性質(zhì)計算水與蒸汽的熱力學(xué)性質(zhì)原油的熱物性組分對原油粘度的影響原油的粘溫關(guān)系bTae適用范圍：凝固點-正常沸點Andrade方程：Walther方程：11Tloglog( + 0.8) = - nlog( )+ loglog(+ 0.8)Tloglog(0.8)logmTc 原油的熱物性含氣原油粘度計算0.5150.33810.

3、715 5.6151005.44 5.615150BosodssAARBR原油的熱物性KD521井原油粘溫曲線含水原油粘度計算3311oowwoowwff（fw0.12）wwkfowokfowweeRichardson方程：（適用于油包水型）（適用于水包油型，fw0.74）原油的熱物性含水率對原油粘度的影響圖原油的熱物性原油的流變特性020406080100120140160180012345剪切速率(1/s)剪切應(yīng)力(D/cm2 )3638404244464850556065707580859095010203040506070809001020304050剪切速率(1/s)剪切應(yīng)力(Pa)

4、5060708090地面條件下的稠油為賓漢型流體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多孔介質(zhì)中的稠油為擬塑性或膨脹性流體t=49.726 0.0709-19.56 0.1336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算1.68480.003391ooTCCo原油的比熱，KJ/(KgK);T溫度，；o原油的相對密度2oCabTcT一個更精確的計算公式：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)計算0.117169 10.00167ooto導(dǎo)熱系數(shù)，w/(mK);t溫度， ;o原油的相對密度原油的熱物性0.09840.109 1obTTo導(dǎo)熱系

5、數(shù)，w/(mK);T絕對溫度，K;Tb沸點溫度，K另外一個計算公式：巖石的導(dǎo)熱系數(shù)0.6 2.65 10.60.550.5511.00711.007273.15273.15LLSSseeTT s巖石的導(dǎo)熱系數(shù)，w/(mk)；孔隙度，f；SL液體飽和度，f；干燥巖石的密度，g/cm3swog（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：單位體積溫度升高1所需的熱量比熱：單位重量溫度升高1所需的熱量一個混合物的比熱，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

6、圍： 1.271.6 W/(mk)體積熱容：油層：2300KJ/(m3K)左右 頂?shù)讓樱?800KJ/(m3K)左右熱擴散系數(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)動態(tài)分析方法 1、開發(fā)效果評價 2、影響開發(fā)效果的主要因素分析 3、可采儲量評價 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

7、油田視流度隨溫度變化曲線Log(P 0/L)=-0.835-1.191 log(k/)啟動壓力梯度與流度關(guān)系曲線啟動壓力梯度與流度關(guān)系曲線稠油滲流特征1.19150.684hoKRP 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 m-2流度10-3m-2/mPas極限生產(chǎn)壓差MPa極限泄油半徑m渤21普通稠油95 686 9.03 985 孤東九區(qū)303 2344 9.67 992 孤島中二北421 1806 5.36 946 草古1超稠油2587 2360 1.14 97 單56特稠油4086 2906 0.89 95 勝利幾個稠油油藏極限泄油半徑計算結(jié)果表

8、 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2503004001502002504585950100200300400500初期中期后期生產(chǎn)階段生產(chǎn)天數(shù),du普通稠油u特稠油u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y y = = 2 2. .3

9、 36 68 8e e- -0 0. .1 15 55 58 8x xR R2 2 = = 0 0. .9 98 83 37 70 0. .0 00 0. .5 51 1. .0 01 1. .5 52 2. .0 02 2. .5 51 12 23 34 45 56 6周周期期數(shù)數(shù)油油汽汽比比周周期期油油汽汽比比遞遞減減1 15 5. .6 6% %孤島稠油油藏蒸汽吞吐周期油汽比遞減規(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

10、采開發(fā)規(guī)律三、生產(chǎn)動態(tài)分析方法 1、開發(fā)動態(tài)特點 2、影響開發(fā)效果的主要因素分析 3、可采儲量評價 4、剩余油分布規(guī)律四、結(jié)束語提 綱動態(tài)分析的目的 掌握油田開發(fā)過程中動態(tài)變化的特點及趨勢，為制定油田開發(fā)的計劃、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)動態(tài)分析方法 分析各開發(fā)時期不同部位、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，同時分析目前油層熱連通狀況。開發(fā)動態(tài)特點（1）開發(fā)階段劃分及各階段主要生產(chǎn)特點 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

11、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)濟效益。開發(fā)動態(tài)特點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

12、吐階段吞吐階段1992.71997.91992.71997.9 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1989.11992.61989.11992.6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89.192.64/14/10.20.20.60.626.526.54.14.10.040.040.040.04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

13、/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)曲線開發(fā)動態(tài)特點J a n -9 3J a n -9 5J a n -9 7J a n -9 9J a n -0 1J

14、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)曲線開發(fā)動態(tài)特點孤東九區(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.

15、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累積油氣比累積油氣比t/tt/t0.780.782003.122003.12（2）開發(fā)現(xiàn)狀開發(fā)動態(tài)特點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

16、（3）產(chǎn)量變化規(guī)律開發(fā)動態(tài)特點調(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 t19961996200120012006200620102010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)開發(fā)動態(tài)特點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

17、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)（1/1e-6）開發(fā)動態(tài)特點孤島中二北館孤島中二北館5 5分區(qū)圖分區(qū)圖19-1622-52724-52726-52721-53121-53321-53721X53521X53922-53122-53322-53522-53922X53723-53123-53323-53723-53923X52923XN53524-53124-53324-53524-53724-53924X52925

18、-53125-53325-53525-53725N53526-53326-53526-53726-54227-53527-53727-53927-54128-53528-53728-53928-54129-53729-53929N53929X5350100 200 300 400比 例 尺中 二 北 館 5熱 采 井 區(qū) 區(qū) 區(qū)圖 例 斷 層中 二 中 館 5常 規(guī) 注 水 井井 網(wǎng)館 5油 水 邊 界方 案 設(shè) 計 汽 驅(qū) 注 汽 井類區(qū)類區(qū)類區(qū)平面（分區(qū)）產(chǎn)量變化規(guī)律開發(fā)動態(tài)特點類區(qū)中類區(qū)中24-53524-535井采油曲線井采油曲線 111293012345678910111294012

19、3456789101112950123456789101112960123456789101112970123456789101105001000動液面(m)050100含水 (%)02040日產(chǎn)油 (t/d)04080日產(chǎn)液 (t/d)24-535 井 采 油 曲 線 年 月45.518.611.423.626.815.443.723.437.148.353.520.746.748.236.346.153.431.913.910.211.122.124.212.114.216.923.529.031.46.29.125.116.80.813.116.669.545.22.66.49.721.

20、467.527.836.740.0 41.370.080.547.953.898.275.448.03576097466917317103576457485907411048798882725728800844關(guān)關(guān)井井關(guān)關(guān)井井轉(zhuǎn)轉(zhuǎn)周周關(guān)關(guān)井井周期生產(chǎn)時間短，轉(zhuǎn)周井次多，地層壓降大周期生產(chǎn)時間短，轉(zhuǎn)周井次多，地層壓降大 開發(fā)動態(tài)特點類區(qū)中類區(qū)中27-53927-539井采油曲線井采油曲線 9 3 0 9 1 0 1 1 1 2 9 4 0 1234567891 0 1 1 1 2 9 5 0 1234567891 0 1 1 1 2 9 6 0 1234567891 0 1 1 1 2 9 7

21、0 1234567891 0 1 1 1 202 0 04 0 0動液面( m )05 01 0 0含水 ( % )02 04 0日產(chǎn)油 ( t / d )04 08 0日產(chǎn)液 ( t / d )2 7 - 5 3 9 井 采 油 曲 線時 間 ( a . m o n )5 3 . 71 8 . 41 2 . 65 8 . 02 9 . 64 1 . 04 1 . 23 5 . 52 8 . 74 3 . 66 2 . 83 9 . 06 8 . 54 8 . 55 3 . 65 3 . 65 3 . 45 3 . 62 . 68 . 98 . 73 0 . 02 2 . 12 8 . 22

22、0 . 21 7 . 32 1 . 92 3 . 41 0 . 31 1 . 21 . 05 . 89 . 42 . 42 . 31 0 . 09 5 . 25 1 . 33 1 . 04 8 . 32 5 . 33 1 . 25 1 . 05 1 . 32 3 . 74 6 . 38 3 . 67 1 . 39 8 . 58 8 . 08 2 . 59 5 . 59 5 . 78 1 . 32 8 12 6 2005 601 6 81 9 68 62 5 83 2 02 3 93 1 51 8 82 8 62 9 42 7 32 5 1先降壓開采，后有邊底水或注入水能量補充，周期生產(chǎn)時間延長

23、先降壓開采，后有邊底水或注入水能量補充，周期生產(chǎn)時間延長 開發(fā)動態(tài)特點類區(qū)中類區(qū)中28-53928-539井采油曲線井采油曲線 9 3 1 11 29 4 0 1234567891 01 11 29 5 0 123456702 5 05 0 0動液面( m )4 06 08 01 0 0含水( % )02 04 0 日 油( t / d )6 0 .96 2 .76 5 .36 7 .27 7 .79 2 .49 0 .31 1 5 .51 2 3 .91 3 4 .4 1 4 0 .72 3 1 .02 1 8 .42 3 1 .04 1 5 .82 8 6 .82 3 1 .02 4 9

24、.92 6 5 .12 7 4 .22 4 5 .44 .75 .42 1 .31 8 .92 3 .32 0 .52 1 .51 3 .41 0 .28 .61 0 .47 .61 1 .71 2 .57 .23 .83 .73 .53 .83 .73 .505 01 0 0 日 液( t / d )4 0 .25 3 .15 8 .83 3 .25 0 .55 3 .95 4 .05 5 .26 0 .47 0 .07 6 .28 8 .58 4 .39 1 .48 7 .69 6 .09 6 .39 5 .89 7 .49 9 .11 0 0 .08 8 .48 9 .86 3 .74

25、3 .15 3 .96 2 .06 0 .27 5 .87 5 .88 7 .78 6 .39 1 .48 6 .18 6 .39 1 .89 6 .19 6 .19 6 .49 6 .49 6 .59 6 .8時 間 ( a . m o n )邊底水或能量較充足，早期有水驅(qū)能量補充，周期生產(chǎn)時間很長 開發(fā)動態(tài)特點開發(fā)動態(tài)特點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

26、含水關(guān)系曲線已投產(chǎn)水平井與含水關(guān)系曲線開發(fā)動態(tài)特點（4）含水變化規(guī)律00.20.40.60.8100.050.10.150.20.25中二北Ng5含水-采出程度關(guān)系曲線采出程度含水開發(fā)動態(tài)特點開發(fā)動態(tài)特點草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)圖開發(fā)動態(tài)特點研究含水推進(jìn)選擇井示意圖研究含水推進(jìn)選擇井示意圖開發(fā)動態(tài)特點20-X20520-X30520-x40320-x50320-x60220-x70205/01/9605/01/9705/01/9805/01/9905/01/004060801004060801006080100608010040608010

27、0406080100含水含水a(chǎn).mon.d開發(fā)動態(tài)特點草草2020塊塊NgNg1 119971997年年1212月含水推進(jìn)圖月含水推進(jìn)圖(90%)(90%)開發(fā)動態(tài)特點草草2020塊塊NgNg1 119981998年年1212月含水推進(jìn)圖月含水推進(jìn)圖(90%)(90%)開發(fā)動態(tài)特點草草2020塊塊NgNg1 119991999年年1212月含水推進(jìn)圖月含水推進(jìn)圖開發(fā)動態(tài)特點大于100%的井345口，占開井?dāng)?shù)的78.4%開發(fā)動態(tài)特點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

28、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

29、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。開發(fā)動態(tài)特點（5）能量狀況分析壓降與虧空關(guān)系曲線壓降與虧空關(guān)系曲線壓壓降降MPaMPa0 01 12 23 34 40 010102020303040405050606070708080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.開發(fā)動態(tài)特點We = 5.3

30、467P 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.a開發(fā)動態(tài)特點累積虧空130010t，平均單井虧空2.2104t。 開發(fā)動態(tài)特點CN69-X45CN69-X45采油曲線采油曲線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-X451997.3CN67-X45井井注汽，井口溫度由注汽，井口溫度由8686106106，產(chǎn)，產(chǎn)液量由液量由45

31、.5t/d 45.5t/d 73.3t/d73.3t/d，含水由，含水由40.8% 40.8% 54% 54%；注；注汽結(jié)束后，至汽結(jié)束后，至4 4月月1010日左右井口溫度日左右井口溫度100100，產(chǎn)液量，產(chǎn)液量 54t/d 54t/d，含水，含水31.6%31.6%。CNP7CNP7和和CN71-X45CN71-X45井注汽期井注汽期間都有類似變化間都有類似變化開發(fā)動態(tài)特點（6）油層熱干擾狀況分析開發(fā)動態(tài)特點影響開發(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05001000150020002500300

32、014m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1）有效厚度影響周期指標(biāo)影響開發(fā)效果的主要因素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有效厚度累積油量影響開發(fā)效果的主要因素02000400060008000100001200014000160001800000.20.40.60.811.2累積油量 tkd521塊（扣去生產(chǎn)N g 43+4)累積油量- 凈總比關(guān)

33、系曲線凈總比 m /m2）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影響開發(fā)效果的主要因素注汽強度注汽強度 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度與周期油汽比關(guān)系曲線孤島中二中東注汽強度與周期油汽比關(guān)系曲線4 4）注采參數(shù)影響）注采參數(shù)影響影響開發(fā)效果的主要

34、因素0 01010202030304040505060607070808090901001000 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)系曲線影響開發(fā)效果的主要因素0102

35、0304050601993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)替作用影響開發(fā)效果的主要因素 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）原油粘度影響影響開發(fā)效果的主要因素井井 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

36、.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0 020204040606080801001000 02525505075751001001-41141181-6-61131-13-9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)量遞增率法國內(nèi)采收率預(yù)測方法：可采儲量評價按注采關(guān)系可分為兩類： 一類是表征“注-采”關(guān)系的方

37、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。可采儲量預(yù)測方法分類可采儲量評價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)運算的精度和預(yù)測可靠性。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

38、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?？刹蓛α吭u價 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(1BNpAZslg注采關(guān)系曲線法可采儲量評價草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1416104t可采儲量評價IBAERlg)

39、(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：可采儲量評價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)可得如下公式：可采儲量評價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)量遞增率曲線可采儲量評價NpBAW

40、plogBBAfwlfwlNR)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)稠油油藏運用時，需要界定的極限含水，甲型水驅(qū)曲線法關(guān)系式為：可采儲量評價草20塊潛山水驅(qū)特征曲線 loglpt=1.577+0.016NpR2 = 0.9992 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 04t可采儲量評價tDfi

41、eQQDfQNpNiR指數(shù)遞減：產(chǎn)量遞減法預(yù)測最大的可采儲量：可采儲量評價Q = 108750e-0.0293tR2 = 0.89041101001000100001000001000000020406080100120140時間 月月產(chǎn)油ta年=29.3%草20塊奧陶月遞減曲線可采儲量評價油藏類型（按作用因素劃分）油藏特征適用可采儲量方法油藏類型 I天然能量作用大于注蒸汽作用邊底水能量充足，原油粘度低，在地層條件下流動好，注蒸汽起引效作用水水驅(qū)驅(qū)曲曲線線法法為主，產(chǎn)量遞增率法、產(chǎn)量遞減法為輔原油粘度高，地層條件流動差，有邊底水或無邊底水注注采采關(guān)關(guān)系系法法、水水驅(qū)驅(qū)曲曲線線法法（有邊底水）為

42、主，產(chǎn)量遞增率法、產(chǎn)量遞減法、油汽比法、為輔油藏類型 II注蒸汽作用大于天然能量作用原油粘度低，地層條件下流動性好，邊底水能量小注注采采關(guān)關(guān)系系法法為主，產(chǎn)量遞增率法、產(chǎn)量遞減法、油汽比法、為輔不同預(yù)測可采儲量方法適用的油藏類型分類表不同預(yù)測可采儲量方法適用的油藏類型分類表稠油油藏預(yù)測可采儲量方法篩選稠油油藏預(yù)測可采儲量方法篩選注采關(guān)系曲線法與水驅(qū)曲線法適應(yīng)性可采儲量評價 不同油藏類型可采儲量預(yù)測對比表 可采儲量 104t 主要方法 輔助方法 油田 油藏類型 注采關(guān)系曲線法 水驅(qū)曲線法 產(chǎn)量遞增率法 產(chǎn)量遞減法 油汽比法 孤島中二北館套組 I 369 （不適用） 201 數(shù)據(jù)相關(guān)性差 188

43、不適用 草 20 塊奧陶組 II-1 60.5 64.2 數(shù)據(jù)相關(guān)性差 55.3 數(shù)據(jù)相關(guān)性差 孤東九區(qū)西館套組 (吞吐區(qū)) II-2 35 不適用 37.34 數(shù)據(jù)相關(guān)性差 數(shù)據(jù)相關(guān)性差 可采儲量評價剩余油研究方法及思路剩余油研究方法及思路密閉取心法密閉取心法測井解釋法測井解釋法數(shù)值模擬方法數(shù)值模擬方法油藏工程方法油藏工程方法室內(nèi)實驗方法室內(nèi)實驗方法未動用區(qū)未動用區(qū)過渡區(qū)過渡區(qū)井間井間平平面面剩剩余余油油縱縱向向剩剩余余油油層間層間層內(nèi)層內(nèi)井距井距開發(fā)方式開發(fā)方式斷層斷層邊底水邊底水井控程度井控程度邊底水邊底水非均質(zhì)性非均質(zhì)性注汽質(zhì)量注汽質(zhì)量邊底水邊底水原油差異原油差異微構(gòu)造微構(gòu)造注汽質(zhì)量注

44、汽質(zhì)量沉積相沉積相平面非均質(zhì)平面非均質(zhì)控制因素控制因素類型類型研究方法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)域及平面剩余油多集中在井間、井網(wǎng)未控制區(qū)域及動用程度較差的部位。動用程度較差的部位。可采儲量評價1 1、平面剩余油分布規(guī)律、平面剩余油分布規(guī)律a.a.井網(wǎng)未控制區(qū)域、動用程度較差的部位井網(wǎng)未控制區(qū)域、動用程度較差的部位為平面剩余油的主要富集區(qū)為平面剩余油的主要富集區(qū)孤氣孤氣9剩余油飽和度場分布圖剩余油飽和度場分布圖1-161-111-131-141-x121-1914-211-x171-x180.300.400.500.602

45、0 04 0 06 0 08 0 01 0 0 01 2 0 01 4 0 02 0 04 0 01 - 1 61 - 1 31 - x 1 21 4 - 2 11 - x 1 80 . 3 00 . 4 00 . 5 00 . 6 0Ng42Ng43數(shù)值模擬數(shù)值模擬、油藏工程方法、密閉取芯、可采儲量評價GD1-14X521GD1-15-521GD1-15X21GD1-15X522GD1-16-522GD1-16-523GD1-16X22GD1-16X521GD1-17-521GD1-17-522GD1-17-523GD1-17N521GD1-17X023GD1-17X424GD1-18-52

46、0GD1-18-521GD1-18-522GD1-18-523GD1-18X525GD1-19-522GD1-19-523GD1-19X520GD1-19X521GD1-19X524GD2-25-523GD2-25-527GD2-28-526GD2-29-521GD2-29X525GD2-30-522GD2-30-525GD2-31-521GD2-31-522GD2-31N520GD2-32-520GD2-32-522GD2-32-524GD2-32-526GD2-32X516GD2-33-516GD2-33-517GD2-33-518GD2-33-520GD2-33-522GD2-33-52

47、3GD2-33-524GD2-33-525GD2-34-518GD2-34-522GD2-34-524GD2-34-526GD2-34X513GD2-34X514GD2-34X520GD2-35-513GD2-36-502GD2-36-506GD2-36-508GD2-36-516GD2-36-520GD2-36-522GD2-36-524GD2-36N18GD2-36X512GD2-36X514GD2-36X518GD2-37-504GD2-37-506GD2-37-508GD2-37-512GD2-37N510GDD0-504GDD0-508GDD0-509GDD0-510GDD0-512

48、GDD0-514GDD0-516GDD0-517GDD0N506GDD1-511GDD1-512GDD1-513GDD1-514GDD1-516GDD1-517GDD1-518GDD1N508GDD3-510GDD3-511GDD3-512GDD3-514GDD3-517GDD3X513GDD3X516GDD4-504GDD4-506GDD4-511GDD4-514GDD4X508GDD4X512GDD4X516GDD5-506GDD5X508GDD5X510GDD5X512GDD6-506GDD6-508GDD6-510GDD6X512GDD7-010GDD7X12GD2-20-533GD2

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51、8X527GD2-28X529GD2-28X532GD2-29-529GD2-29-530GD2-29-533GD2-29-534GD2-29-537GD2-29N539GD2-29X527GD2-29X531GD2-29X535GD2-30-527GD2-30-529GD2-30-531GD2-30-532GD2-30-533GD2-30-535GD2-30-537GD2-30X528GD2-30X539GD2-31-525GD2-31-527GD2-31-531GD2-31-533GD2-31-534GD2-31-536GD2-31N533GD2-31X529GD2-33-527GD2-3

52、3-531GD2-33-532GD2-33-533GD2-33-534GD2-33N422GD2-33N529GD2-35-527GD2-37-5100.20.30.40.450.50.550.6館館5稠油環(huán)剩余油飽和度分布圖稠油環(huán)剩余油飽和度分布圖14X52115-52115X2115X52216-52216-52316X2216X52116XN52217-52117-52217-52317N52117X02317X42418-52018-52118-52218-52318X52519-52219-52319X52019X52119X52420-53320-53520-63821-53121

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56、5-51335-52735X50936-50236-50636-50836-51136-51636-52036-52236-52436X4036X51036X51236X51436X51536X51837-50437-50637-50837-50937-51037-51237-52237N510D0-504D0-506D0-508D0-509D0-510D0-512D0-514D0-516D0-517D0N506D1-506D1N508D1-508D1-510D1-511D1-512D1-513D1-514D1-516D1-517D1-518D3-510D3-511D3XN512D3X513D

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59、7X9110X7229-71313x9131-9139-71217-71017-7169-70517XN15113-91513-71813C70813-70317X20314X20914-5115-7155N118x01117cx8069-9159p917-5111nb1313-71712-28-51314X91213p5139p51113p51117p51213p5175p5129p5139p51217p51613p51413p51018-116xn40318xn51120-1720N2721-51221-51421-51621-51821N51622-51522-51722-52522N5

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