蒸汽吞吐油藏預(yù)測(cè)及評(píng)價(jià)方法

蒸汽吞吐技術(shù)簡(jiǎn)介產(chǎn)能預(yù)測(cè)評(píng)價(jià)方法采收率預(yù)測(cè)井筒熱損失預(yù)測(cè)匯報(bào)提綱采收率預(yù)測(cè)稠油油藏注蒸汽開發(fā)的采收率是評(píng)價(jià)油田開發(fā)效果的一項(xiàng)重要指標(biāo)，也是編制油田開發(fā)規(guī)劃、進(jìn)行開發(fā)決策和生產(chǎn)管理的重要依據(jù)。因此，研究并預(yù)測(cè)稠油油藏注蒸汽開發(fā)的采收率是油藏工程師的一項(xiàng)重要工作。蒸汽吞吐采收率預(yù)測(cè)方法靜態(tài)法動(dòng)態(tài)法數(shù)值模擬法經(jīng)驗(yàn)公式法蒸汽吞吐采收率預(yù)測(cè)方法靜態(tài)法動(dòng)態(tài)法注采關(guān)系曲線法油氣比與采出程度關(guān)系法增長(zhǎng)信息法產(chǎn)量遞減法水驅(qū)特征曲線法數(shù)值模擬法經(jīng)驗(yàn)公式法蒸汽吞吐采收率預(yù)測(cè)方法靜態(tài)法動(dòng)態(tài)法1、經(jīng)驗(yàn)公式法（1）油氣儲(chǔ)委公式采收率預(yù)測(cè)該經(jīng)驗(yàn)公式用于預(yù)測(cè)油藏蒸汽吞吐的采收率的參數(shù)適用范圍：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。

通過(guò)大量油田實(shí)際資料或數(shù)值模擬研究結(jié)果，采用數(shù)理統(tǒng)計(jì)和多元回歸得到稠油采收率值與油藏深度、有效厚度、凈總厚度比、滲透率變異系數(shù)、滲透率、孔隙度和含油飽和度等儲(chǔ)層物性和原油黏度等流體物性，井網(wǎng)密度等人為措施的關(guān)系，建立經(jīng)驗(yàn)公式。采收率預(yù)測(cè)（3）劉斌經(jīng)驗(yàn)公式該公式的適用范圍：K：100×10-3~3000×10-3μm2；φ：0.25~0.35；Jh：0.35~0.75；μo：100~50000mPa?s。油氣儲(chǔ)委公式和趙洪巖經(jīng)驗(yàn)公式適用范圍較廣。趙洪巖經(jīng)驗(yàn)公式適用于中深層、稠油油藏，適用范圍較小，但考慮了井距對(duì)稠油油藏采收率的影響。（2）趙洪巖經(jīng)驗(yàn)公式根據(jù)所研究的基礎(chǔ)模型，該公式適用條件為：中深層、互層狀或塊狀稠油油藏，即油藏埋深600~1300m，50℃脫氣原油黏度500~50000mPa·s，油層平均滲透率大200×10-3μm2，凈總厚度比大于0.2；正方形井網(wǎng)，井距大于70m。采收率預(yù)測(cè)

Guthrie和Greenberger，根據(jù)Craze和Buckley為研究井網(wǎng)密度對(duì)采收率的影響，所提供的103個(gè)油田中的73個(gè)完全水驅(qū)和部分水驅(qū)砂巖油田的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，利用多元迭代分析法得到的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式。（4）Guthrie和Greenberger法2、動(dòng)態(tài)法（1）注采關(guān)系曲線法在一定條件下注蒸汽開發(fā)的稠油油藏，在蒸汽吞吐階段或蒸汽驅(qū)階段，其累計(jì)產(chǎn)油量與累計(jì)注汽量之間，在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)系中有如下關(guān)系：采收率預(yù)測(cè)兩邊對(duì)時(shí)間求導(dǎo)，并令對(duì)于蒸汽吞吐，取極限瞬時(shí)汽油比為0.25，則蒸汽吞吐階段的采收率為：（2）油氣比與采出程度關(guān)系法據(jù)李平科等研究，當(dāng)油藏全面投入蒸汽驅(qū)吞吐開采后，瞬時(shí)油汽比與采出程度之間在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)上呈較好的線性關(guān)系，a，b為直線在軸上的截距和斜率，則統(tǒng)計(jì)公式為：當(dāng)經(jīng)濟(jì)極限油汽比為0.25時(shí)，相應(yīng)的采出程度是油藏的采收率，即：此方法用來(lái)計(jì)算蒸汽吞吐方式下采收率，適用于開發(fā)過(guò)程中未進(jìn)行重大調(diào)整、生產(chǎn)相對(duì)穩(wěn)定的油藏或區(qū)塊。采收率預(yù)測(cè)（3）增長(zhǎng)信息法據(jù)胡建國(guó)等人的研究，在蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)開發(fā)中，當(dāng)開發(fā)動(dòng)態(tài)基本穩(wěn)定后，累計(jì)產(chǎn)油量（Np）和產(chǎn)量遞增率()之間在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)上呈線性關(guān)系：此直線在Np軸上的截距就是現(xiàn)行條件下的可采儲(chǔ)量NR，則采收率為：（4）產(chǎn)量遞減法無(wú)論任何一種開發(fā)方式，只要油田進(jìn)入穩(wěn)定的遞減階段，即可應(yīng)用產(chǎn)量遞減曲線法計(jì)算原油采收率。注采關(guān)系曲線法、油氣比與采出程度關(guān)系法、增長(zhǎng)信息法以及產(chǎn)量遞減法均為動(dòng)態(tài)法，需要油田實(shí)際動(dòng)態(tài)生產(chǎn)資料，按照不同取極限方法可以分為油汽比極限法、水油比極限法和產(chǎn)量極限法等3類。注采關(guān)系曲線法和油汽比與采出程度關(guān)系法為油汽比極限法，水驅(qū)特征曲線法為含水率極限法，增長(zhǎng)信息法和產(chǎn)量遞減法為產(chǎn)量極限法。采收率預(yù)測(cè)采收率預(yù)測(cè)第一種：

第二種：

在稠油蒸汽驅(qū)開發(fā)過(guò)程中，當(dāng)蒸汽向前推進(jìn)到油層溫度較低處時(shí)，形成熱水帶，直接與油帶接觸，形成了熱水驅(qū)油的格局。所以，蒸汽驅(qū)開發(fā)仍然可以使用稀油油田注水開發(fā)的水驅(qū)特征曲線。（5）水驅(qū)特征曲線法采收率預(yù)測(cè)

采用ECLIPSE，CMG，THERMAL熱采數(shù)模軟件，根據(jù)油藏地質(zhì)特點(diǎn)和油藏的靜態(tài)數(shù)據(jù)建立油藏模型，并利用動(dòng)態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)模型進(jìn)行歷史擬合，預(yù)測(cè)可采儲(chǔ)量和采收率。

在應(yīng)用數(shù)值模擬法計(jì)算蒸汽驅(qū)可采儲(chǔ)量時(shí)，其操作條件要滿足注汽強(qiáng)度大于

，采注比大于1.2，蒸汽干度一般要大于40%（如果油藏過(guò)深，蒸汽干度達(dá)不到40%，要按實(shí)際可達(dá)到的最大蒸汽干度計(jì)算），結(jié)束條件瞬時(shí)油汽比為0.15。3、數(shù)值模擬法蒸汽吞吐技術(shù)簡(jiǎn)介產(chǎn)能預(yù)測(cè)評(píng)價(jià)方法采收率預(yù)測(cè)井筒熱損失預(yù)測(cè)匯報(bào)提綱評(píng)價(jià)方法蒸汽吞吐開發(fā)效果評(píng)價(jià)：對(duì)開發(fā)指標(biāo)的評(píng)價(jià)。滲流力學(xué)油層物理熱力學(xué)應(yīng)用數(shù)學(xué)蒸汽吞吐調(diào)整后油田瞬時(shí)油氣比含水率回采水率采注比采油速度注汽參數(shù)1、井網(wǎng)相對(duì)穩(wěn)定2、大于2個(gè)周期生產(chǎn)歷程1、瞬時(shí)油氣比關(guān)于時(shí)間求導(dǎo)前提條件注采特征曲線2、回采水率+采注比1.回采水率過(guò)高，必將導(dǎo)致過(guò)量的回采水?dāng)y帶大量的熱量散失；2.回采水率過(guò)低，增大含水飽和度，降低注入熱利用率回采水率采注比評(píng)價(jià)方法好差好差瞬時(shí)油氣比實(shí)例分析回采水率+采注比實(shí)例分析評(píng)價(jià)方法3、采油速度調(diào)整后，沿標(biāo)定直線靠近，效果好高于標(biāo)定直線靠近，超標(biāo)完成任務(wù)實(shí)例分析采油速度評(píng)價(jià)方法評(píng)價(jià)方法

蒸汽吞吐效果主要受油層地質(zhì)參數(shù)和注采參數(shù)的影響。注汽工藝參數(shù)的選擇直接關(guān)系到蒸汽吞吐的成敗，所以有必要逐一對(duì)其進(jìn)行分析。

：井底蒸汽干度；：井口蒸汽干度：井筒熱損失速度；：注入的蒸汽質(zhì)量流速；：井口蒸汽的汽化潛熱實(shí)例分析計(jì)算，采用的是新疆克拉瑪依油田九區(qū)古124井第一周期的注汽參數(shù)，其余參數(shù)不變。通過(guò)改變蒸汽干度，結(jié)果列于表5-2中，不同蒸汽干度下原油日產(chǎn)量與時(shí)間的關(guān)系曲線如圖5.15所示。4、注汽參數(shù)4.1蒸汽干度評(píng)價(jià)方法

根據(jù)表5-2和圖5.15可看出，在相同的蒸汽注入量下，蒸汽干度越高，熱焓值越大，加熱半徑越大，加熱的體積越大，周期累計(jì)產(chǎn)油量越大，累計(jì)油氣比越大，生產(chǎn)天數(shù)越長(zhǎng)，生產(chǎn)的峰值也略向后推遲。

4.2注汽速度評(píng)價(jià)方法實(shí)列分析：蒸汽吞吐階段，注汽時(shí)間短，向油層頂?shù)讓拥臒釗p失遠(yuǎn)比蒸汽驅(qū)階段小，因而注入速度對(duì)注汽吞吐效果的影響很小，如表5-4及圖5.17。

從右圖可看出，在相同的注汽量及蒸汽干度下，也就是總注入熱量相同的情況下，除了當(dāng)注汽速度很小時(shí)吞吐效果有較大差別外，在較高的注汽速度下吞吐效果基本是相同的，加熱半徑，累計(jì)產(chǎn)油，油氣比和生產(chǎn)天數(shù)是非常接近的，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)十分接近。評(píng)價(jià)方法Th、Ti分別是加熱區(qū)和原始油層溫度；Ar、Az分別為受熱區(qū)徑向、軸向?qū)崦娣e；G為周期注汽量下面的表5-6和圖5.19分析的是燜井時(shí)間對(duì)蒸汽吞吐效果的影響。

4.3燜井時(shí)間評(píng)價(jià)方法從以上圖表看出，加熱半徑歲燜井時(shí)間的增加而略微有所增加，在精度要求不是很高的情況下，可以忽略燜井時(shí)間對(duì)加熱半徑的影響；并且燜井時(shí)間對(duì)吞吐效果的影響很小。

Pi、Ph：蒸汽注入壓力與井底最大流壓；：蒸汽比容實(shí)例：4.4注汽壓力評(píng)價(jià)方法

分析得出：在注汽壓力比較低時(shí)，增加注汽壓力可以有效的改善吞吐效果，但在注汽壓力處于較高水平時(shí)，注汽壓力的增加已對(duì)吞吐效果無(wú)明顯影響。[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，陳月明.綜合化的蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì).石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，1997，21(3):36~39[5]曾玉強(qiáng)，稠油油藏蒸汽吞吐注氣參數(shù)優(yōu)化及動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)方法研究，碩士學(xué)位論文，2005.4[6]張明祿，劉永波，程林松等.稠油油藏水平井熱采非等溫流入動(dòng)態(tài)模型.石油學(xué)報(bào)，2004，25(4):62~66[7]蒲海洋，楊雙虎，張紅梅.蒸汽吞吐效果預(yù)測(cè)及注汽參數(shù)優(yōu)化方法研究..石油勘探與開發(fā)，1998.6，Vol25No.3:52~55[8]侯健，陳月明.一種改進(jìn)的蒸汽吞吐產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型.石油勘探與開發(fā)，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):143-155參考文獻(xiàn)[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