稠油热采技术讲解ppt课件.ppt

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1、提高原油采收率(EOR)方法概论,广义的提高石油采收率概念包括二次、三次采油及各种增产措施和井技术等（简称IOR）；通常的概念主要指强化采油（简称EOR），包括热力采油，化学驱，注气混相（或非混相）驱以及其它强化方式采油。各种提高石油采收率方法的基本原理都在于提高注入液的波及效率和/或驱替效率。,稠油热采数值模拟技术,稠油热采主要机理稠油粘温关系、汽驱残余油、水蒸汽热物性稠油热采数值模拟技术井筒传热模拟：注汽井、生产井油藏模拟：模型特点、主要参数稠油热采模拟应用实例辽河齐40汽驱系统热效率分析新疆百重7热采技术对策,稠油热采主要机理,稠油粘温关系ASTM粘温坐标系稠油粘度的温度敏感性油水粘度比

2、汽驱残余油汽驱残余油0.15水蒸汽热物性饱和温度、饱和压力、干度、比容、热焓,动力粘度,20,40,60,80,100,120,140,160,180,200,220,240,260,280,300,320,340,360,TEMPERATURE，DEGREES CENTIGRADE（）,KINEMATIC VISCOSITY CENTISTORES（mPa.s）,0,1.00,1.25,1.50,1.75,2.0,3.0,4.0,5.0,6.0,7.0,8.0,9.0,10,15,20,30,40,50,75,100,150,200,300,400,500,1 000,ASTM STANDA

3、RD VISCOSITY TEMPERATURE CHARTS FOR LIQUID PETROLEUM PRODUCTS,40,50,60,70,80,90,100,110,120,130,140,150,160,170,180,190,200,220,240,260,280,300,320,340,360,380,400,420,440,36-7047,36A-846,35A-844,D84-35-40,TEMPERATURE，DEGREES FAHRENHEIT（F）,Qi40脱气油,Qi40含气油,ASTM坐标图,饱和水蒸汽温度、压力关系曲线,饱和温度随压力上升而升高，5MPa以下温度

4、升高较快，5MPa饱和温度达到264，10MPa饱和温度为311。,液态（未饱和水）,气态（过热水蒸气）,饱和水蒸汽热焓变化图,320MPa，干度在0.6左右，饱和水蒸汽的热焓随压力变化不大。在低压下，水蒸汽潜热较大，10MPa以下，潜热占干蒸汽热焓的50以上。,饱和水蒸汽比容变化图,干度为0.6，2MPa时：水蒸汽比容是液体的51倍，6MPa时：水蒸汽比容是液体的15倍,饱和水蒸汽干度变化与热焓变化关系图,初始干度70，4MPa时：干度下降40，水蒸汽热焓变化30；干度下降10，热焓变化7。干度变化值与热损失值不同。,井筒温度模拟,井筒温度模拟软件WTSPWellbore Temperatu

5、re Simulator Package 注汽井模拟SIWSSteam Injection Wellbore Simulator计算井筒温度、压力、干度、热损失生产井热流体循环模拟WHeatWellbore Heating Simulator考虑产油、含水、地温变化、注入流体温度等计算井筒温度变化生产井电加热模拟EHeatElectrical Heating Simulator考虑产油、含水、析蜡温度、加热功率线性变化等计算产液温度及加热功率,注汽井模拟SIWS,流动是气液两相流问题连续方程、能量方程和动量方程 考虑流体流态：气泡、气弹、泡沫及环状流 水泥环内采用稳态传热传热与时间无关在水泥环

6、外为拟稳态传热传热与连续注汽时间有关从井口到井底迭代求解考虑水蒸汽、隔热管的热物性模拟计算流体温度变化、压力变化、套管温度变化、热量损失、隔热效果,井筒温度模拟软件,SIWS模拟结果,Wheat流体循环图,空心抽油杆开式循环,空心抽油杆闭式循环,油套环空开式循环,热流体循环模拟WHeat,传热方程dT/dZ=ZDKl(T-Tl)+ZDKr(T-Tr)ZD：方向系数Ki=l或r：当量传热系数，与热阻、流量有关不考虑纵向导热热物性变化油水两相混合物性忽略相变影响边界条件注入流体温度、地层温度、井底温度、循环深度等,WHeat模拟结果,空心抽油杆开式循环,空心抽油杆闭式循环,稠油热采数值模拟模型,模

7、拟对象稠油油藏、热采开发注蒸汽、注热水、注气体、注泡沫剂、火烧油藏模型特点多组分模型功能能量守恒、传热、导热问题顶底盖层散热、隔夹层吸热升温热物性、水蒸汽特性油藏比热、导热系数稠油粘温关系相渗数据随温度变化,稠油热采数值模拟模型,模型特点注汽井注汽速度、注汽压力（温度）、注汽干度干度0时：根据饱和蒸汽压力，自动算出饱和温度生产井限产液、最小流压、最高含水、最高气油比,稠油热采数值模拟模型,井组模型的网格特点单井径向坐标模型直角坐标的对角网格、平行网格5点差分、9点差分区域模型直角坐标有限元网格角点网格局部网格加密,网格方向对平面波及的影响,有时平行网格的结果不正确,纵向网格与垂向波及面积关系,

8、中部有高渗通道，纵向网格对波及面积和突破时间有影响,稠油热采数值模拟模型,特殊网格,角点网格,有限元网格,稠油热采数值模型特点,双孔、双渗边底水井组定义全隐式、自适应隐式(AIM)解法动态定义最大网格、最多井数水平井井筒离散多段井MSWMulti Segment Wells,井边界条件,注汽井注入速度，m3/d压力MPa、温度根据饱和压力、干度，计算注入热量。干度，小数生产井条件最大产液、产油、含水最小流压边界修正网格修正：与流动方向有关*VAMOD key v ai aj ak 井系数修正,井系数修正,稠油热采数值模拟主要数据,地质模型深度、油层厚度、净总比、孔渗饱模型数据PVT、粘温曲线、

9、相渗曲线、残余油与温度关系压缩系数、导热系数（J/m.day.）、比热（J/m3.）动态数据井数据：完井井段注汽数据：注汽速度、压力、温度、干度生产数据：产油、含水、压力变化热损失：地面、井筒,吞吐相渗曲线,So,Krw,Kro,齐40汽驱先导试验系统热效率分析,地质参数开发简介模拟研究热效率分析,共有各类井27口，其中注汽井4口生产井21口，观察井2口,齐40扩大试验区参数,齐40试验区井组数据,4个70m井距的反九点井组 共有各类井27口，其中注汽井4口，生产井21口，观察井2口 在1998年10月正式转入汽驱；试验井组的含油面积为0.172km2，地质储量127.0104t；,齐40试验

10、区井组数据,4个70m井距的反九点井组 共有各类井27口，其中注汽井4口，生产井21口，观察井2口 在1998年10月正式转入汽驱；试验井组的含油面积为0.172km2，地质储量127.0104t；,齐40试验区开发历程,齐40块蒸汽吞吐,1987年以200m正方形井网投入蒸汽吞吐开发 1990年确定莲、莲两套井网同井场布井 1991年6月加密至141m的井网 1994年7月中部地区又加密成100m井网 至1997年底，该块吞吐累积产油613104t，平均单井吞吐7.7个周期，累积吞吐油汽比0.73，吞吐采出程度16.9，吞吐开采取得了很好的开采效果。1997年底，采油速度只有0.85%。平均

11、单井日产油也降为3.7t/d，吞吐开发已进入中后期。,齐40试验区开发历程,齐40块试验区蒸汽驱开发,截止到1997年底，试验区内的9口老井累积吞吐89井次，平均单井吞吐10个周期。累积注汽26.6104t，累积产油30.5104t，累积产水24.0104t，累积油汽比1.1，采出程度24.0%。从1998年1月-1998年10月，新老井陆续投入汽驱前的吞吐预热解堵开采，该阶段试验区共注汽4.35104t，产油2.53104t，产水2.46104t，油汽比0.51，采出程度5.1%。从1998年10月-2001年12月底，汽驱阶段注汽66.3104t（包括吞吐引效注汽5.7104t），产液55

12、.3104t，产油11.33104t，综合含水80%，采注比0.83，油汽比0.17，阶段采出程度22.6%。,注汽井井筒隔热效率分析,注汽井能量平衡示意图,注汽井井筒隔热效率分析,注汽井热损失,（井口压力6MPa、速度120t/d、干度66%）,注汽井井筒隔热效率分析,注汽井干度变化,（井口压力6MPa、速度120t/d、干度66%）,齐40块试验区模拟平面网格图,齐40块试验区油藏热效率分析,试验区数值模拟模型,试验区数值模拟区域,确定该模拟区，主要是考虑了以下几个方面：（1）考虑了汽驱试验井组的非封闭性（2）可以考虑试验区边界的窜流（3）可以反映外围井的汽驱受效情况（4）可以考虑边底水的

13、影响,试验区数值模拟模型,平面网格划分所遵循的原则及结果：网格方向与井排方向一致采用不等距网格，试验区内部网格较细，外部较粗尽量适应井的位置，保证两口井之间至少有三个空网格 纵向模拟层划分原则及结果：既要满足研究问题的需要，又要反映油藏实际动态适应试验区地质沉积条件的差异适应分层开采、分层措施、补孔调层的要求,齐40块试验区模型孔隙度分布图,齐40块试验区模型渗透率分布图,试验区历史拟合吞吐产油曲线,试验区历史拟合吞吐产水曲线,试验井组吞吐阶段注采量拟合结果,汽驱拟合阶段温度场图,汽驱拟合阶段压力场图,油藏累积热量变化,蒸汽驱阶段油藏瞬时热量变化,蒸汽驱阶段油藏累积热量变化,油藏热效率分析定义

14、,（1）油藏热效率定义为：（2）油层热效率定义为：（3）油层热利用率定义为：,齐40试验区油藏热量分布,试验区系统综合热平衡分析数据表,齐40蒸汽驱系统热平衡综合分析,新疆百重7油藏热采技术对策,油藏地质简介开发介绍研究内容注蒸汽开发适应性分析井筒热损失分析经济极限指标研究蒸汽吞吐开发效果分析蒸汽驱开发可行性研究结论与建议,新疆百重7油藏参数,主力油层：八道湾组和克上组深度：八道湾组：440m，克上组：540m油层厚度：八道湾组：11.6m，克上组8.2m孔隙度：八道湾组：25%，克上组：23%渗透率：八道湾组：0.836m2，克上组：0.286 m2 油层温度：八道湾组：19.7，克上组：2

15、1.2 脱气原油粘度：八道湾组：3.0万mPa.s，克上组：1.4万mPa.s含油饱和度：八道湾组：0.62，克上组：0.66含油面积：八道湾组：5.2km2，克上组：8.9km2地质储量：八道湾组：834104t，克上组：987104t,百重7区开发历程,1984年发现，受当时开采技术限制，未继续进行勘探开发 1997年又开始进行滚动勘探开发研究和蒸汽吞吐试验在2000年7月，百重7B区开始逐步投入蒸汽吞吐工业性开发到2001年12月，B区有吞吐井299口，累积产油21.6万吨，累积油汽比0.19，综合含水71.2%，采注比0.64，平均日产油2.6t/d,百重7区开发特点,吞吐初期产量递减

16、快 周期时间较短：104120天 采注比低：0.4左右含水较高：八道湾1周期含水54.7%油层吸汽、排液能力较差：注入压力11MPa 初期油汽比低于0.2，开发效果不够理想 第2周期吞吐效果比第1周期好 有汽窜干扰发生 普遍出砂,百重7注蒸汽开发适应性分析,注蒸汽开发筛选评价国内类似油藏开发状况百重7区热采开发适应性分析,热采吞吐筛选标准,油层厚度、渗透率、原油粘度接近下限,吞吐开发初期效果对比表,井楼零区浅层稠油、杜84超稠油吞吐成功 百重7蒸汽吞吐初期效果相对较差,杜84块各周期蒸汽吞吐效果对比图,周期产油量、生产时间、采注比逐渐增加 周期产油量、油汽比在第46周期达到最高,百重7区注蒸汽

17、开发适应性评价,百重7B区适合于注蒸汽开发油层厚度、渗透率、原油粘度接近筛选标准下限，应加强注采参数优化和生产管理根据类似油藏的经验，应在破裂压力以下注汽；吞吐初期采用适当注汽强度，中后期根据吸汽状况适当提高注汽强度，可以提高总体的开发效果,油藏条件对吞吐效果的影响,油藏参数有效厚度孔隙度渗透率含油饱和度净总厚度比原油粘度,参数敏感性分析,渗透率对吞吐效果的影响,渗透率0.2881.00mm2累产油量25503050t，增加19%，,净总比对吞吐效果的影响,净总比0.280.82，产油量25002900t，增加近16%,原油粘度对吞吐效果的影响,原油粘度2600042000mPas产油量310

18、02750t，减少了11%,提高蒸汽吞吐开发效果的措施,建立地质模型典型井组历史拟合注汽参数优化生产参数影响提高吞吐效果的其它途径,B10012井组平面温度图,B10012井组平面粘度图,B10012井组含油饱和度图,B10012井组平面压力图,吞吐周期注汽强度优化图,随着注汽强度的增加，产油量增加，油汽比下降 最佳的注汽强度在100t/m左右,吞吐、汽驱动态预测曲线（八道湾油藏产油、累积产油、含水率）,百重7区油藏注蒸汽开发可以取得成功油藏参数符合注蒸汽筛选标准要求总体来看，油藏参数符合注蒸汽筛选标准要求，说明百重7b区油藏注蒸汽开发可以取得成功。但油层厚度、渗透率、原油粘度接近筛选标准下限

19、，应加强注采参数优化和生产管理。国内类似的油藏注蒸汽开发取得成功国内辽河和河南油田类似的稠油油藏注蒸汽开发均取得了较好的开发效果。百重7b区油藏注蒸汽开发也可以取得相应的开发效果。,影响目前蒸汽吞吐开发效果的主要因素,注汽参数合理注汽压力不要过高，普遍超过了破裂压力注汽强度过高，蒸汽热效率低产液量低，采注比小统计表明，目前总注入量大于总采出量，采注比只有0.5左右，必然会影响吞吐效果。沉没度大于100m的井有96口，沉没度小于30m的井有106口，其余在30m-100m,各占约1/3。还有一定的潜力 产地层水 到2001年7月，百重7区块的含水超过97%的高含水井有17口，经现场产水测试分析，

20、出水原因为套损、固井失效，上覆层地层水大量产出。地面微裂缝 根据资料显示，到2001年底，受地面微裂缝影响的油井有21口，这些井用热采方法开采难度很大。,提高蒸汽吞吐开发效果的措施,选择合理的注汽参数合理的注汽压力应低于地层破裂压力。对于百重7区，其合理的注汽压力在10.0MPa左右。最佳的注汽强度在100t/m(八道湾组)和120t/m(克上组)左右。井底蒸汽干度要在40%以上。仅改变注汽速度，不考虑注入压力及注入干度随注入速度的变化，吞吐采油量及油汽比变化不大选择合理生产参数影响生产井底流压最好控制在0.3MPa以下周期生产的废弃产量可降低到1.0t/d焖井时间应在6天左右,蒸汽驱开发优化,蒸汽驱的合理井网为反九点，井距为80m。合理的注汽速度为60t/d。合理的注汽压力在7.0MPa左右间歇汽驱可以改善开发效果。优化的停注时间为注汽时间的1-2倍时、间歇注汽速度为60t/d、汽驱后两年转间歇汽驱。,