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稠油热采_图文_百度文库

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  稠油热采_天文/地理_自然科学_专业资料。稠油热采技术交流 2008年3月 稠油热采技术交流 一、稠油分类 二、热力采油技术 三、热力采油机理 四、蒸汽、水、油及油藏岩石的热特性 五、井口注汽参数对井底注热参数的影响 六、蒸汽吞吐采油

  稠油热采技术交流 2008年3月 稠油热采技术交流 一、稠油分类 二、热力采油技术 三、热力采油机理 四、蒸汽、水、油及油藏岩石的热特性 五、井口注汽参数对井底注热参数的影响 六、蒸汽吞吐采油方法 七、蒸汽驱开采方法 一、稠油分类 在油层条件下,粘度大于50mPa.s或脱气原油粘度 大于100mPa.s的原油称为稠油。 中国稠油的分类标准 稠油分类 名称 类别 主要指标 粘度mPa.s 辅助指标 相对密度(20℃) 开采方式 Ⅰ-1 普通稠油 Ⅰ-2 特稠油 超稠油 Ⅱ Ⅲ 50*~150* 150*~10000 10000~50000 大于50000 大于0.92 大于0.92 大于0.95 大于0.98 可以先注水 热采 热采 热采 注:*指油层条件下的粘度,无*时指油层温度下的脱气粘度。 稠油热采技术交流 一、稠油分类 二、热力采油技术 三、热力采油机理 四、蒸汽、水、油及油藏岩石的热特性 五、井口注汽参数对井底注热参数的影响 六、蒸汽吞吐采油方法 七、蒸汽驱开采方法 二、热力采油技术 1.蒸汽吞吐 2.蒸汽驱 蒸汽吞吐是指在本井中完成注 蒸汽、焖井和开井生产三个过程 的稠油开采方法。 蒸汽吞吐通常只能采出生产井 周围油层中有限区域内的原油, 3.火烧油层 4.热化学法 采收率一般为10%~20%。 蒸汽吞吐筛选标准 油藏参数 原油粘度(mPa.s) 原油相对密度 油层深度(m) 有效厚度(m) 净厚度/总厚度 孔隙度(%) 渗透率(10-3μm2) 一等 1 50~10000 0.92~0.95 150~1600 10 0.4 ≥20 ≥200 2 10000~50000 0.95~0.98 1000 10 0.4 ≥20 ≥200 3 10000 0.98 500 10 0.4 ≥20 ≥200 二等 4 50~10000 0.92~0.95 1600~1800 10 0.4 ≥20 ≥200 5 50~10000 0.92~0.95 500 5~10 0.4 ≥20 ≥200 原始含油饱和度(%) φ×Soi ≥50 ≥0.1 ≥50 ≥0.1 ≥50 ≥0.1 ≥50 ≥0.1 ≥50 ≥0.1 储量系数(104t/km2.m) 极限周期油汽比 ≥10 0.24 ≥10 0.26 ≥10 0.24 ≥10 0.25 ≥10 0.17 注:油层条件下脱气原油粘度 二、热力采油技术 1.蒸汽吞吐 2.蒸汽驱 蒸汽驱是指通过适当井网,由 注汽井连续注汽,在注汽井周围 形成蒸汽带,注入的蒸汽将地下 原油加热并驱到周围生产井后产 出。 3.火烧油层 4.热化学法 蒸汽驱采收率一般为20%~30%。 蒸汽驱筛选标准 油藏参数 原油粘度(mPa.s) 原油相对密度 一等 50~10000 0.92~0.95 二等 10000~50000 0.95~0.98 三等 50000 0.98 油层深度(m) 有效厚度(m) 净厚度/总厚度 孔隙度(%) 渗透率(10-3μm2) 原始含油饱和度(%) φ×Soi 储量系数(104t/km2.m) 150~1400 ≥10 0.5 ≥20 ≥200 ≥50 ≥0.1 ≥10 150~1600 ≥10 0.5 ≥20 ≥200 ≥50 ≥0.1 ≥10 ≤1800 ≥5 0.5 ≥20 ≥200 ≥40 ≥0.08 7 二、热力采油技术 1.蒸汽吞吐 2.蒸汽驱 火烧油层是指通过注入井向油 层注入空气,使油层中的一部分 原油燃烧而产生热量,加热和驱 替未燃烧区的大部分原油,并从 生产井中开采出来。 3.火烧油层 4.热化学法 二、热力采油技术 1.蒸汽吞吐 2.蒸汽驱 3.火烧油层 4.热化学法 热化学方法是指向油井注入化 学剂,以达到降低原油粘度的采 油方法。 4.热化学方法 ⑴热化学吞吐 ⑵热化学驱 CO2吞吐 N2吞吐 降粘剂+CO2+蒸汽吞吐(DCSH) 表活剂+CO2+蒸汽吞吐 蒸汽+CO2吞吐 蒸汽+丙烷吞吐 蒸汽+柴油吞吐 4.热化学方法 ⑴热化学吞吐 ⑵热化学驱 N2泡沫蒸汽驱 蒸汽+烟道气驱 蒸汽+尿素 稠油热采技术交流 一、稠油分类 二、热力采油技术 三、热力采油机理 四、蒸汽、水、油及油藏岩石的热特性 五、井口注汽参数对井底注热参数的影响 六、蒸汽吞吐采油方法 七、蒸汽驱开采方法 三、热力采油机理 1.加热降粘 2.热膨胀作用 3.蒸汽蒸馏作用 4.高温相对渗透率变化 5.乳化驱替 6.重力泄油 1.加热降粘 单2-1井原油粘温曲线 粘度(mPa.s) 1000 100 y = 4.5029E+12x -4.9992E+00 R 2 = 9.9816E-01 10 1 0 50 100 温度(℃) 150 200 250 稠油的粘度随温度的变化非常敏感,温度升高,粘度 急剧下降。加热降粘是注蒸汽热采稠油的主要机理。 加热降粘 建立地层原油粘温关系的步骤为: ⑴ 取得地面脱气原油油样,并测定其粘温数据。 ⑵ 利用数学回归方法建立粘温关系。 ⑶ 进行溶解气修正。 μos=A×μodB A=10.715(5.615Rs+100)-0.515 B=5.44(5.615Rs+150)-0.338 式中:μos含气原油粘度mPa.s μod脱气原油粘度mPa.s Rs溶解气油比m3/m3 加热降粘 单2-1井原油粘温曲线 = 9.9816E-01 粘度(mPa.s) 1000 100 10 1 0 50 100 温度(℃) 150 200 250 单2块脱气油粘温曲线 温度(℃) 250 300 350 400 实测粘度 回归粘度 100000 10000 1000 100 10 1 0.1 0 50 100 单2块粘温曲线 脱气油粘度 含气油粘度 粘度(mPa.s) 粘度(mPa.s) 150 200 温度(℃) 250 300 350 400 2.热膨胀作用 当高温蒸汽注入油层后,油藏中的流体 和岩石产生热膨胀作用,孔隙体积缩小, 流体体积增大,维持原油生产的弹性能量 增加。 4.高温相对渗透率变化 单2-1井高温相对渗透率曲线℃) 0.8 相对渗透率 0.6 0.4 0.2 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 含水饱和度 0.6 0.7 0.8 0.9 ⑴随温度升高,束缚水Swc增大,残余油Sorw减少。 ⑵随温度升高,油相渗透率增强,水相渗透率降低。 高温相对渗透率变化 由于高温相对渗透率资料较少,高温下的残余油可 由下式求取: Sors=0.13253+0.025956lnμos-0.000317(Ts-Ti) 式中:Sors为蒸汽驱残余油 μos对应Ts时的原油粘度mPa.s Ts、Ti分别为蒸汽温度和原始油层温度℃ 油层注蒸汽传热机理 1.由于注入流体的运动引起的能量传递。 2.在油层中,由高温向低温的热传导。 3.在注入流体与地层中原始流体之间,由 于地层的渗透性引起的热对流。 当流体的运动速度较小时,主要传热机理是1、2。 当流体的运动速度较大时,主要传热机理是3。 稠油热采技术交流 一、稠油分类 二、热力采油技术 三、热力采油机理 四、蒸汽、水、油及油藏岩石的热特性 五、井口注汽参数对井底注热参数的影响 六、蒸汽吞吐采油方法 七、蒸汽驱开采方法 四、蒸汽、水、油及油藏岩石的热特性 1.蒸汽、水的热特性 2.原油的热特性 3.油藏岩石的热特性 4.油藏加热过程中渗透率变化 1.蒸汽、水的热特性-基本概念 ●处于饱和状态的水蒸汽和水的混合物称为湿蒸汽。 ●湿蒸汽中所含干饱和蒸汽的质量分数称为干度X。在 饱和点的水,蒸汽干度为0;完全饱和状态的蒸汽, 其干度为100%。 ●在一定压力下,温度低于对应饱和温度的水称为未饱 和水或热水。 ●当蒸汽温度高于该蒸汽压力所对应的饱和温度,此时 的蒸汽为过热蒸汽。 ●饱和水蒸汽的临界压力为22.12MPa,临界温度为 374.15℃。 1.蒸汽、水的热特性 ⑴饱和蒸汽温度和压力的关系 ⑵水的比热 ⑶水蒸汽的热焓 ⑷湿饱和蒸汽的比容 ⑴饱和蒸汽温度Ts与压力P的关系 不同压力下水的饱和温度或沸点 400 350 300 过热蒸汽 饱和温度线 压力(MPa) 14 16 18 20 22 24 Ts=280.034+14.0856lnP+1.38075(lnP) 2-0.101806(lnP)3+0.019017(lnP)4 ⑵水的比热 除液态氨外,其它任何液体的比热都比水小。 同时水具有最大的汽化潜热焓,因此水是最好的 注热载体。 水的比热为1.0 kcal/kg.℃ =4.1868 kJ/kg.℃ ⑶水蒸汽的热焓(kJ/kg) ●当水从冰点温度加热到某一压力下的饱和温度 时所吸收的热量称为显热Hw。 ●饱和水变成干饱和蒸汽所吸收的热量称为汽化 潜热Lv。 ●湿饱和蒸汽的热焓Hws:Hws=Hw+X×Lv 当蒸汽进入油层时,首先释放潜热,待潜热释放完后, 蒸汽变成饱和水;然后再释放显热,此时温度降低,饱 和水变成热水。 水蒸汽的热焓(kJ/kg) 不同压力不同干度下的蒸汽热焓 3000 2500 2000 1500 1000 干度0 干度20% 干度40% 干度60% 干度80% 干度100% 过热蒸汽 热焓(kJ/kg) 热水 500 0 0 5 10 压力(MPa) 15 20 25 在相同压力下,蒸汽干度越高,蒸汽热焓越大。当压力为5MPa 时,蒸汽干度为40%的热焓为1810kJ/kg,为饱和水的1.57倍;当 蒸汽干度为80%的热焓为2466kJ/kg,为饱和水的2.14倍。 水蒸汽的热焓(kJ/kg) 不同压力下饱和蒸汽的热焓 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0 5 10 压力(MPa) 15 20 25 饱和水显热Hws 蒸汽潜热Lv 干蒸汽热焓Hs 随压力增加,饱和水显热增大,而蒸汽潜热减小。 当压力9MPa时,饱和水显热蒸汽潜热。 当压力=9MPa时,饱和水显热=蒸汽潜热。 当压力9MPa时,饱和水显热蒸汽潜热。 热焓(kJ/kg) ⑷湿饱和蒸汽的比容(m3/kg) ●单位质量的饱和水占据的体积称作饱和水的比 容Vw。 ●单位质量的干饱和蒸汽占据的体积称作饱和蒸 汽的比容Vs。 ●湿饱和蒸汽的比容Vws:Vws=(1-X)Vw+X×Vs 湿饱和蒸汽的比容(m3/kg) 不同压力下不同干度蒸汽的比容 10 干度0 干度20% 干度40% 干度60% 干度80% 干度100% 1 蒸汽比容(m3/kg) 0.1 0.01 0.001 0 5 10 压力(MPa) 15 20 25 蒸汽的比容比饱和水的比容大得多,而且干度越高, 蒸汽的比容越大。因此在注蒸汽开采过程中,注入蒸汽 的干度越高,蒸汽带的扩展体积越大,加热范围越大, 开发效果越好。 湿饱和蒸汽的比容(m3/kg) 不同压力下饱和蒸汽与饱和水的体积倍数 10000 1000 蒸汽体积/水 100 10 1 0 5 10 压力(MPa) 15 20 25 随压力的降低,蒸汽与水的体积倍数快速增大。因 此对蒸汽驱来说,油层压力尽可能降低。在较低压力 下注蒸汽,蒸汽带的体积较大,蒸汽波及体积较高, 开发效果较好。 2.原油的热特性 ⑴原油粘度随温度的变化 ⑵原油的比热及热容量 ⑶原油的导热系数 ⑵原油的比热Co(kJ/kg.℃)及热容量Mo ●已知原油的相对密度γo,温度T(℃),求Co: Co ? 1.6848 ? 0.003391? T ?o ●原油的热容量Mo=Co×ρo 设γo=0.98,T=300℃, 则Co=2.73(kJ/kg.℃) Mo=Co×ρo=2675(kJ/m3.℃) ⑶原油的导热系数λo(kJ/d.m.℃) ●已知原油的相对密度γo,温度T(℃),求λo: λo=10.124(1-0.00054×T)/γo 设γo=0.98,T=300℃,则λo=8.66(kJ/d.m.℃) ●已知温度T(273+℃),求饱和水及蒸汽的导热系数: ?w ? 3.51153 ? 0.0443602T ? 2.41233 ?10?4 T 2 ? 6.05099 ?10?7 T 3 ?7.22766 ?10?10 T 4 ? 3.37136 ?10?13 T 5 ?s ? ?2.35787 ? 0.0297429T ?1.46888 ?10?4 T 2 ? 3.57767 ?10?7 T 3 ?4.29764 ?10?10 T 4 ? 2.04511?10?13 T 5 设T=300℃,则λw=47.3(kJ/d.m.℃) λs=5.95(kJ/d.m.℃) 3.油藏岩石的热特性 ⑴油藏岩石的导热系数 ⑵油藏岩石的热容量 ⑶热扩散系数 ⑷热膨胀系数 ⑴油藏岩石的导热系数λs(kJ/d.m.℃) ●λs的范围为59.6~329.2(kJ/d.m.℃) ●cmg软件提供的缺省值为149.6(kJ/d.m.℃) ●已知砂岩的孔隙度Φ、液体饱和度SL、温度T(℃), 求固结砂岩的导热系数λs: 86.4 ?11.007 ? e ? ?S ? (T ? 273.15)0.55 0.6 2.65(1?? ) ? SL ? 设Φ=0.3,SL=1,T=300℃ ,则λs=160(kJ/d.m.℃) ●已知砂岩的孔隙度Φ、含水饱和度Sw,求疏松砂岩的 导热系数λs: ? ? 86.4 ? ?1.272 ? 2.25? ?1.7307 S Sw ? 设Φ=0.3,Sw=0.4,则λs=146(kJ/d.m.℃) ⑵油藏岩石的热容量MR(kJ/m3.℃) ●热容量是指单位体积的油藏岩石温度升高1℃所需要 的热量。 ●cmg软件提供的缺省值为2347(kJ/m3.℃) ●已知温度T(℃),求砂岩的比热CR: CR=0.813+9.797×10-4T ●岩石的热容量MR=CR×ρR 设T=300℃,ρR=2000(kg/m3) 则CR=1.107(kJ/kg.℃) MR=CR×ρR=2214(kJ/m3.℃) ⑶热扩散系数α(m2/h) ●热扩散系数是导热系数与热容量之比。 ●α=λ/M ⑷热膨胀系数(℃-1) ●热膨胀系数是指在恒压条件下,温度升高1℃时物质 比容的变化率。 ●原油的热膨胀系数约为9×10-4(℃-1) 水的热膨胀系数约为3×10-4(℃-1) 岩石的热膨胀系数约为9×10-5(℃-1) 4.油藏加热过程中渗透率变化 单2-1井高温相对渗透率曲线℃) 0.8 相对渗透率 0.6 0.4 0.2 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 含水饱和度 0.6 0.7 0.8 0.9 ⑴温度升高,孔隙度减少,绝对渗透率下降。 ⑵随温度升高,岩石的表面性质趋向强亲水。 ⑶随温度升高,束缚水Swc增大,残余油Sorw减少。 ⑷随温度升高,油相渗透率增强,水相渗透率降低。 ⑸随温度升高,油水流度比得到改善。 稠油热采技术交流 一、稠油分类 二、热力采油技术 三、热力采油机理 四、蒸汽、水、油及油藏岩石的热特性 五、井口注汽参数对井底注热参数的影响 六、蒸汽吞吐采油方法 七、蒸汽驱开采方法 五、井口注汽参数对井底注热参数的影响 注汽管柱 7″套管 4.5″隔热管 封隔器 喇叭口 油层 五、井口注汽参数对井底注热参数的影响 1.不同注汽速度对井底蒸汽干度的影响 2.不同注汽速度对井底蒸汽压力的影响 3.不同注汽速度对井底蒸汽温度的影响 4.井口蒸汽干度与井底蒸汽干度的关系 1.不同注汽速度对井底蒸汽干度的影响 不同注汽速度对井底蒸汽干度的影响 70 井口注汽压力13MPa, 60 井底蒸汽干度(%) 井口蒸汽干度70%, 注汽时间7d。 4t/h 6t/h 8t/h 14t/h 50 40 30 20 0 200 400 600 井深(m) 800 1000 1200 随注汽速度增大,井底蒸汽干度也增大。当注汽速度 为4t/h时,在1000m井底的蒸汽干度为35%;而当注汽速 度为14t/h时,在1000m井底的蒸汽干度为61%。 2.不同注汽速度对井底蒸汽压力的影响 不同注汽速度对井底蒸汽压力的影响 16 4t/h 6t/h 8t/h 9t/h 14t/h 井口注汽压力13MPa, 15 井下压力(MPa) 井口蒸汽干度70%, 注汽时间7d。 14 13 12 0 200 400 600 800 井深(m) 1000 1200 1400 随注汽速度增大,井底蒸汽压力增加幅度减小,当注 汽速度为14t/h时,井底蒸汽压力低于井口。 3.不同注汽速度对井底蒸汽温度的影响 不同注汽速度对井底蒸汽温度的影响 345 4t/h 6t/h 8t/h 9t/h 14t/h 井口注汽压力13MPa, 340 井口蒸汽干度70%, 注汽时间7d。 蒸汽温度(℃) 335 330 325 0 200 400 600 800 井深(m) 1000 1200 1400 随注汽速度增大,井底蒸汽温度增加幅度减小,当注 汽速度为14t/h时,井底蒸汽温度低于井口。 4.井口蒸汽干度与井底蒸汽干度的关系 井口蒸汽干度与井底蒸汽干度的关系 80 70 60 干度40% 干度50% 干度60% 干度70% 干度80% 井口注汽压力13MPa, 井口蒸汽干度70%, 注汽时间15d, 注汽速度8t/h。 蒸汽干度(%) 50 40 30 20 10 0 0 200 400 600 800 1000 井深(m) 1200 1400 1600 1800 井底蒸汽干度随井深几乎成线性递减。当采用隔热管 且环空具有一定的隔热介质时,蒸汽干度递减幅度每 1000m约为25%。 稠油热采技术交流 一、稠油分类 二、热力采油技术 三、热力采油机理 四、蒸汽、水、油及油藏岩石的热特性 五、井口注汽参数对井底注热参数的影响 六、蒸汽吞吐采油方法 七、蒸汽驱开采方法 六、蒸汽吞吐采油方法 1.基本概念 2.增产机理 3.蒸汽吞吐生产规律 4.蒸汽吞吐方案优化指标 5.蒸汽吞吐效果的评价指标 6.提高多周期吞吐效果的途径 1.基本概念 ⑴蒸汽吞吐方法是我国目前主要的稠油热采方法。 ⑵蒸汽吞吐方法是将一定数量的蒸汽注入油层,焖井数 天,加热油层中的原油后,然后开井回采。 ⑶蒸汽吞吐的三个阶段:注汽、焖井及回采。 ⑷从注蒸汽开始到油井不能正常生产为止,称为一个吞 吐周期。 ⑸蒸汽吞吐的采收率一般为10%~20%。 ⑹蒸汽吞吐属于强化开采手段,采油速度4%~5%;开发 年限一般为3~5年。 1.基本概念 单83块汽驱井组采油速度曲线 时间 2005 2006 2007 单83块汽驱井组吞吐阶段(01~05)采油速度平均 为2.20%;汽驱阶段平均为2.28%。 2.增产机理 ⑴加热降粘 ⑵热膨胀作用 ⑶蒸汽蒸馏作用 ⑷高温相对渗透率变化 ⑸乳化驱替 ⑹重力泄油 3.蒸汽吞吐生产规律 ⑴单井蒸汽吞吐生产动态 ⑵区块蒸汽吞吐产量递减规律 ⑶区块压力变化 ⑴单井蒸汽吞吐单井生产动态 单83-3井日产油曲线 ●在一个周期内分排水 第2周期 第3周期 第4周期 第5周期 日产油(t/d) 30 期、高产期、递减期和 低产期四个阶段。 ●逐周期生产时间缩短, 产油量降低,含水上升, 效果变差。 ●周期采液量一般要多 于注汽量,因此吞吐开 20 10 0 2001-1-2 2002-1-2 2003-1-2 2004-1-2 2005-1-1 2006-1-1 2007-1-1 2008-1-1 时间 单83-3井含水曲线-2 2003-1-2 2004-1-2 2005-1-1 2006-1-1 2007-1-1 2008-1-1 时间 采为降压生产过程。 ⑵区块蒸汽吞吐产量递减规律 单83块年产油曲线 y = 2E+234e -0.2684x R 2 = 0.9913 2002 2003 2004 时间 2005 2006 2007 单83块于01年投入蒸汽吞吐开采,03年产量达到 峰值,然后进入递减期,年递减率为26.8%。 ⑵区块蒸汽吞吐产量递减规律 单83块注蒸汽吞吐累积注采关系曲线x R 2 = 0.9909 1 0.1 0 5 10 累产油(10 4t) 15 20 蒸汽吞吐累积注采关系法:Ns=4.2539e0.0913Np 取吞吐极限油汽比0.25t/t,则累积产油量Np Np=-ln(4.2539×0.0913×0.25)/0.0913=25.54(104t)。 ⑶区块压力变化 单83块馆陶组油藏亏空与压降曲线 26 压降(MPa) 3 4 5 6 7 y = 0.2289x + 0.4446 R 2 = 0.9898 馆下段油藏的弹性产率为1/0.2289=4.37?104m3/MPa。 4.蒸汽吞吐方案优化指标 ⑴周期注汽量优化 ⑵注汽速度优化 ⑶蒸汽干度优化 ⑷注汽压力的选取 ⑸焖井时间的选择 ⑹生产井排液量优化 5.蒸汽吞吐效果的评价指标 ⑴逐周期产油量及吞吐阶段累积产油量 ⑵逐周期油汽比及吞吐阶段累积油汽比 ⑶采油速度、年采油量 ⑷逐周期回采水率及吞吐阶段回采水率 ⑸吞吐阶段原油采收率 ⑹吞吐阶段经济油量 ⑺增油增注比 ⑻吞吐阶段油层压力分布 ⑼吞吐阶段油层温度分布及加热半径变化 ⑽吞吐阶段含油饱和度分布 5.蒸汽吞吐效果的评价指标 在正常情况下,每烧1t原油可生产15t左右的湿蒸汽。 经济产油量=方案产油-方案注汽×经济极限油汽比 吞吐阶段:经济极限油汽比取0.25t/t 汽驱阶段:经济极限油汽比取0.15t/t 一般吞吐周期的回采水率为50%左右。 6.提高多周期吞吐效果的途径 ⑴从第2周期开始逐步增大注汽量(15%左右),扩大加热 范围,增大排油半径。 ⑵在生产井回采时,尽量放大生产压差,将流动压力降 低到最低限度,可以获得较长时间的峰值产量。 ⑶合理确定周期结束油量,尽量延长周期生产时间。 ⑷力求较多的吞吐周期,提高整个吞吐阶段的采收率。 稠油热采技术交流 一、稠油分类 二、热力采油技术 三、热力采油机理 四、蒸汽、水、油及油藏岩石的热特性 五、井口注汽参数对井底注热参数的影响 六、蒸汽吞吐采油方法 七、蒸汽驱开采方法 七、蒸汽驱开采方法 1.基本概念 2.蒸汽驱采油机理 3.蒸汽驱方案优化指标 4.蒸汽驱成功的必要条件 5.改善蒸汽驱开发效果的技术策略 1.基本概念 蒸汽吞吐开采只能采出近井地带附近油层中的原油, 井间还留有大量的死油区,一般吞吐采收率仅为10%~ 20%。为进一步提高原油采收率,吞吐后期转蒸汽驱是 必然的热采阶段。 蒸汽驱技术:由注入井连续注入高干度蒸汽,注入油 层中的大量热能加热油层,大大降低了原油粘度,而且 注入的热流体将原油驱动到周围的生产井中采出。使原 油采收率增加20%~30%。 蒸汽驱的开发时间一般为6~10年,累积注汽量一般 为1.2~1.5PV。 1.基本概念 蒸汽驱过程中注采井间温度剖面图 350 300 250 Ⅰ蒸汽带 Ⅰ Ⅱ Ⅲ 0 50 温度(℃) 200 150 100 50 0 Ⅱ热凝结带(高温油水带) Ⅳ 200 Ⅲ热油、水带 Ⅳ原始油层 100 150 离注汽井距离(m) 蒸汽驱过程中注采井间油饱和度剖面图 70 60 50 含油饱和度(%) 40 30 20 10 0 0 50 100 离注汽井距离(m) 150 200 2.蒸汽驱采油机理 ⑴加热降粘 ⑵蒸汽蒸馏作用 ⑶蒸汽驱动作用 ⑷热膨胀作用 ⑸重力分离作用 ⑹高温相对渗透率及毛管压力的变化 ⑺溶解气驱作用 ⑻原油混相及乳化驱替 在蒸汽带中,蒸汽驱的主要机理为⑵、⑶。 在热凝结带及热油、水带中,主要机理为⑴、⑶、⑷。 3.蒸汽驱方案优化指标 ⑴注采井网、井距 ⑵转驱时机优化 ⑶蒸汽干度优化 蒸汽驱的注采井距一 般为70~100m。 最佳转驱时机一般为 吞吐3~5周期之间。 ⑷注汽速度优化 ⑸注汽井注入方式优化 ⑹生产井排液量优化 ⑺采注比优化 4.蒸汽驱成功的必要条件 ⑴注汽强度≥1.6(m3/d.ha.m) ⑵采注比>1.25 ⑶井底蒸汽干度≥40% ⑷油藏压力<5MPa 蒸汽井组产量递减规律 单83块汽驱井组累积注采关系 100 吞吐 y 累注汽(10 m ) 4 3 = 1.9189e 0.1656x R 2 = 0.9806 10 汽驱 y = 1.628e 0.1758x R 2 = 0.9952 1 0.1 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 累产油(10 4t) 取蒸汽吞吐与蒸汽驱的极限油汽比分别为0.25t/t、0.15t/t。 吞吐Np=-ln(1.9189×0.1656×0.25)/0.1656=15.29(104t) 汽驱Np=-ln(1.628×0.1578×0.15)/0.1578=17.91(104t)。 5.改善蒸汽驱开发效果的技术策略 ⑴保持蒸汽驱开采过程中采注比大于1是形成正 常蒸汽驱的基本条件 ⑵由蒸汽吞吐转入蒸汽驱的最佳时机 ⑶蒸汽突破生产井后控制蒸汽窜流的方法 ⑷分层注汽技术 ⑴保持采注比大于1是形成正常蒸汽驱的基本条件 油层降压汽驱的优点: ①增加蒸汽带的体积,提高蒸汽波及系数; ②在同样注入量下增加蒸汽驱的驱替倍数,从而 提高驱油效率; ③减少汽窜; ④降低蒸汽锅炉的工作压力,减少其损坏; ⑤减少油层中矿物质的溶解、生产井中的结垢。 ⑵由蒸汽吞吐转入蒸汽驱的最佳时机 ①蒸汽驱的起始含油饱和度大于50%; ②油层降压水平; ③注采井间热连通条件; ④在吞吐及汽驱阶段均要严格控制蒸汽窜流; ⑤蒸汽吞吐阶段的回采水率。 ⑶蒸汽突破生产井后控制蒸汽窜流的方法 ①蒸汽泡沫段塞驱; ②低干度汽驱或热水驱; ③间歇注蒸汽; ④波动注汽采油法。 热采动态资料的处理 热采动态资料主要包括以下4部分: ①生产井月度数据; ②注气井月度数据; ③周期数据; ④射孔资料。 ①生产井月度数据 生产井月度数据整理 ③周期数据 周期数据整理 由生产井月度数据和周期数据生成动态文件 谢谢

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