蒸汽吞吐油藏預測及評價方法

蒸汽吞吐技術簡介產能預測評價方法采收率預測井筒熱損失預測匯報提綱采收率預測稠油油藏注蒸汽開發(fā)的采收率是評價油田開發(fā)效果的一項重要指標，也是編制油田開發(fā)規(guī)劃、進行開發(fā)決策和生產管理的重要依據。因此，研究并預測稠油油藏注蒸汽開發(fā)的采收率是油藏工程師的一項重要工作。蒸汽吞吐采收率預測方法靜態(tài)法動態(tài)法數(shù)值模擬法經驗公式法蒸汽吞吐采收率預測方法靜態(tài)法動態(tài)法注采關系曲線法油氣比與采出程度關系法增長信息法產量遞減法水驅特征曲線法數(shù)值模擬法經驗公式法蒸汽吞吐采收率預測方法靜態(tài)法動態(tài)法1、經驗公式法（1）油氣儲委公式采收率預測該經驗公式用于預測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。

通過大量油田實際資料或數(shù)值模擬研究結果，采用數(shù)理統(tǒng)計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層物性和原油黏度等流體物性，井網密度等人為措施的關系，建立經驗公式。采收率預測（3）劉斌經驗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。油氣儲委公式和趙洪巖經驗公式適用范圍較廣。趙洪巖經驗公式適用于中深層、稠油油藏，適用范圍較小，但考慮了井距對稠油油藏采收率的影響。（2）趙洪巖經驗公式根據所研究的基礎模型，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，井距大于70m。采收率預測

Guthrie和Greenberger，根據Craze和Buckley為研究井網密度對采收率的影響，所提供的103個油田中的73個完全水驅和部分水驅砂巖油田的基礎數(shù)據，利用多元迭代分析法得到的相關經驗公式。（4）Guthrie和Greenberger法2、動態(tài)法（1）注采關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階段，其累計產油量與累計注汽量之間，在半對數(shù)坐標系中有如下關系：采收率預測兩邊對時間求導，并令對于蒸汽吞吐，取極限瞬時汽油比為0.25，則蒸汽吞吐階段的采收率為：（2）油氣比與采出程度關系法據李平科等研究，當油藏全面投入蒸汽驅吞吐開采后，瞬時油汽比與采出程度之間在半對數(shù)坐標上呈較好的線性關系，a，b為直線在軸上的截距和斜率，則統(tǒng)計公式為：當經濟極限油汽比為0.25時，相應的采出程度是油藏的采收率，即：此方法用來計算蒸汽吞吐方式下采收率，適用于開發(fā)過程中未進行重大調整、生產相對穩(wěn)定的油藏或區(qū)塊。采收率預測（3）增長信息法據胡建國等人的研究，在蒸汽吞吐和蒸汽驅開發(fā)中，當開發(fā)動態(tài)基本穩(wěn)定后，累計產油量（Np）和產量遞增率()之間在半對數(shù)坐標上呈線性關系：此直線在Np軸上的截距就是現(xiàn)行條件下的可采儲量NR，則采收率為：（4）產量遞減法無論任何一種開發(fā)方式，只要油田進入穩(wěn)定的遞減階段，即可應用產量遞減曲線法計算原油采收率。注采關系曲線法、油氣比與采出程度關系法、增長信息法以及產量遞減法均為動態(tài)法，需要油田實際動態(tài)生產資料，按照不同取極限方法可以分為油汽比極限法、水油比極限法和產量極限法等3類。注采關系曲線法和油汽比與采出程度關系法為油汽比極限法，水驅特征曲線法為含水率極限法，增長信息法和產量遞減法為產量極限法。采收率預測采收率預測第一種：

第二種：

在稠油蒸汽驅開發(fā)過程中，當蒸汽向前推進到油層溫度較低處時，形成熱水帶，直接與油帶接觸，形成了熱水驅油的格局。所以，蒸汽驅開發(fā)仍然可以使用稀油油田注水開發(fā)的水驅特征曲線。（5）水驅特征曲線法采收率預測

采用ECLIPSE，CMG，THERMAL熱采數(shù)模軟件，根據油藏地質特點和油藏的靜態(tài)數(shù)據建立油藏模型，并利用動態(tài)生產數(shù)據對模型進行歷史擬合，預測可采儲量和采收率。

在應用數(shù)值模擬法計算蒸汽驅可采儲量時，其操作條件要滿足注汽強度大于

，采注比大于1.2，蒸汽干度一般要大于40%（如果油藏過深，蒸汽干度達不到40%，要按實際可達到的最大蒸汽干度計算），結束條件瞬時油汽比為0.15。3、數(shù)值模擬法蒸汽吞吐技術簡介產能預測評價方法采收率預測井筒熱損失預測匯報提綱評價方法蒸汽吞吐開發(fā)效果評價：對開發(fā)指標的評價。滲流力學油層物理熱力學應用數(shù)學蒸汽吞吐調整后油田瞬時油氣比含水率回采水率采注比采油速度注汽參數(shù)1、井網相對穩(wěn)定2、大于2個周期生產歷程1、瞬時油氣比關于時間求導前提條件注采特征曲線2、回采水率+采注比1.回采水率過高，必將導致過量的回采水攜帶大量的熱量散失；2.回采水率過低，增大含水飽和度，降低注入熱利用率回采水率采注比評價方法好差好差瞬時油氣比實例分析回采水率+采注比實例分析評價方法3、采油速度調整后，沿標定直線靠近，效果好高于標定直線靠近，超標完成任務實例分析采油速度評價方法評價方法

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

：井底蒸汽干度；：井口蒸汽干度：井筒熱損失速度；：注入的蒸汽質量流速；：井口蒸汽的汽化潛熱實例分析計算，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。通過改變蒸汽干度，結果列于表5-2中，不同蒸汽干度下原油日產量與時間的關系曲線如圖5.15所示。4、注汽參數(shù)4.1蒸汽干度評價方法

根據表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，周期累計產油量越大，累計油氣比越大，生產天數(shù)越長，生產的峰值也略向后推遲。

4.2注汽速度評價方法實列分析：蒸汽吞吐階段，注汽時間短，向油層頂?shù)讓拥臒釗p失遠比蒸汽驅階段小，因而注入速度對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，除了當注汽速度很小時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，累計產油，油氣比和生產天數(shù)是非常接近的，生產動態(tài)十分接近。評價方法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、軸向導熱面積；G為周期注汽量下面的表5-6和圖5.19分析的是燜井時間對蒸汽吞吐效果的影響。

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

Pi、Ph：蒸汽注入壓力與井底最大流壓；：蒸汽比容實例：4.4注汽壓力評價方法

分析得出：在注汽壓力比較低時，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，注汽壓力的增加已對吞吐效果無明顯影響。[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)化設計.石油大學學報(自然科學版)，1997，21(3):36~39[5]曾玉強，稠油油藏蒸汽吞吐注氣參數(shù)優(yōu)化及動態(tài)預測方法研究，碩士學位論文，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態(tài)模型.石油學報，2004，25(4):62~66[7]蒲海洋，楊雙虎，張紅梅.蒸汽吞吐效果預測及注汽參數(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.一種改進的蒸汽吞吐產能預測模型.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[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