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1、河南油田分公司第二采油厂二一年十月,稠油热采动态分析实用技术,贾胜彬,提 纲,一、注蒸汽热采开发简介二、稠油热采动态分析所需资料收集整理 三、稠油热采动态分析主要方法及内容四、稠油热采动态分析实例,1.蒸汽吞吐概念 蒸汽吞吐，也叫蒸汽激励、循环注蒸汽。它是先将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，接着关井几天，进行焖井，加热油层中的原油，然后开井生产，整个过程是在同一口井中进行的。当瞬时采油量降低到一定水平后，进行下一轮的注汽、采油，如此反复，周期循环，直至增产油量经济无效或转变为其他开采方式为止。,蒸汽吞吐简介,蒸汽带,热水带,冷油带,注汽,焖井,产油,蒸汽吞吐一周期示意图,2.蒸汽吞吐机理
2、：利用注入蒸汽的热加热井底附近的油层和原油，使油的粘度降低，从而在油藏天然能量驱动下流入井筒。降低原油粘度解堵流体及岩石的热膨胀作用改变岩石的润湿性、地层压实作用,3.蒸汽吞吐的油藏条件油层埋深：1600m油层厚度：5m（1-3m）纯总厚度比：0.5孔隙度：20%渗透率：20010-3m2原始含油饱和度：0.5Soi：0.10,4.蒸汽吞吐的优缺点：优点：工艺简单，见效快可以加快采油速度，在较短时期内大幅度增产原油；通过多周期蒸汽吞吐，预热油层，降低油层压力，为下一步汽驱做好准备；较快地回收一次投资，提高经济效益。缺点：采收率较低采收率较低：和常规采油方法一样，靠天然能量采油，一般只有15-2
3、0，由于冷热周期变化，对井的损害较大,5.蒸汽吞吐采油应用中应注意的几个问题：注入筒柱要下到油层下部注意注入压力不要超过油层破裂压力,蒸汽,蒸汽注入,油管,蒸汽驱简介,1.蒸汽驱技术概念：蒸汽驱：是指按优选的开发系统 开发层系、井网、井距、射孔层段等，由注入井连续向油层注入高温湿蒸汽，加热并驱替原油由生产井采出的开采方式。当瞬时油汽比达到经济界限时，蒸汽驱结束或转变为其他开采方式。,蒸汽带,热水带,冷油带,注汽井,生产井,生产井,蒸汽驱过程示意图,2.蒸汽驱的采油机理：蒸汽驱过程中，有多种机理在不同程度的起作用，蒸汽驱的驱油效率比较高，一般在80-90，由于蒸汽前沿的稳定性比水要好，所以在非均
4、质油层中的波及效率比水要大的多，因此，蒸汽驱的最终采收率一般可达50-60。降粘作用蒸汽的蒸馏作用热膨胀作用脱气作用油的混相驱作用溶解气驱作用乳化驱作用,蒸汽驱采油中各重要机理的贡献分布图,3.蒸汽驱的有效性实践表明蒸汽驱是一种行之有效的重油开发方式从注蒸汽方式上看，虽然由于蒸汽吞吐上产快，工艺相对比较简单，注蒸汽工艺早期大都为蒸汽吞吐开发，但由于以下原因，其重要性逐渐被蒸汽驱所取代：（1）蒸汽吞吐采收率低（一般10-20），收益少；蒸汽驱采收率高（一般30-50），收益多；,（2）蒸汽吞吐不能增加采收率，即吞吐期间的产油量汽驱过程中完全可采出，吞吐期过长只能降低总效益，所以注蒸汽工艺发展到目
5、前，一般不再像注蒸汽早期那样把吞吐生产作为一个重要阶段，而只是把它作为汽驱过程中的一个重要辅助措施；只有油藏压力过高，汽驱前需要卸压或原油粘度过大，需要预热形成流动连通时才把吞吐作为一个独立的开发阶段；,不同油藏条件的影响：油层厚度油藏纯总厚度比油层非均质性油藏原油粘度油藏含油饱和度油藏埋深,4.适宜汽驱的油藏条件,油层厚度：对蒸汽驱来说，存在最佳厚度。油层太薄，开发效果差；向盖底层的热损失比例增大，热利用率变低。油层过厚时汽驱效果也不太好，井筒中的汽水分离以及油层中的蒸汽超覆加剧，使蒸汽的热利用率变低。蒸汽驱的有效油层厚度大约为1050m，油层厚度在2045m之间时能取得较好效果。,油层纯总
6、厚度比：随着纯总厚度比的增加，蒸汽驱采收率越来越大。当纯总厚度比大于0.6以后，改善幅度变小。当纯总厚度比小于0.6时，随着纯总厚度比的减小，蒸汽驱效果急剧下降。当纯总厚度比小于0.4时蒸汽驱效果较差。,油层非均质性：在实际油层的非均质范围内（渗透率变异系数从0.4到0.7），蒸汽驱采收率与渗透率变异系数基本是线性关系；渗透率变异系数大于0.7的油藏基本不适合蒸汽驱。,原油粘度：普通稠油，比重在0.920.95g/cm3，脱气油粘度为5010000mPa.s，这类油，在油藏中本身具有一定的流动能力，因此可以进行常规蒸汽驱；特稠油，比重在0.950.98g/cm3，脱气油粘度为100005000
7、0mPa.s，这类油流动性很差，常规汽驱有一定困难，必须采取预热或吞吐引效才能实现汽驱；超稠油，比重大于0.98g/cm3，脱气油粘度大于50000mPa.s，这类油在油藏条件下基本没有流动性，不预先加热到一定温度是无法驱动的，因此这类油常规汽驱是无效的。,原油粘度：在半对数坐标上，随着油藏原油粘度对数的增大，蒸汽驱的采收率呈线性下降；原油粘度对蒸汽驱效果的影响幅度并不太大，当地层油粘度从50mPas到5000mPas时，采收率只降低了15%。需要注意的是，原油粘度过大，所需驱动力很高。从开采效果和操作因素考虑，常规蒸汽驱的地层油粘度最好小于5000mPas。,含油饱和度：随着油藏含油饱和度的
8、增加，蒸汽驱的采收率线性增加。,油藏埋深：油藏埋深不但影响注入蒸汽的质量，而且其压力降低程度对开发效果也有影响，因此一般不好确定。但根据以下假设还是能够确定其影响程度的：假设油藏是封闭的，可以降压；在现有的隔热技术条件下，井深1600m时注入的蒸汽已全部变为热水；从800m到1600m采收率的降低是线性的。,提 纲,一、注蒸汽热采开发简介二、稠油热采动态分析所需资料收集整理 三、稠油热采动态分析主要方法及内容四、稠油热采动态分析实例,取全取准第一性地质资料是油田开发建设的基础；油田地质资料是油田动态分析的基础，是确保油田合理开发、提高开发效果的关键；如果基础不可靠，分析再深入都等于零，将会导致
9、油田开发失误。,地质资料的重要性在于：,1、静、动态资料,构造、储层、流体性质、压力系统、驱动类型、天然能量、储量；开发历程及专题研究，开发方案、配产配注方案；前期动态分析报告。,2、图件,油层平面原油粘度等值图；不同阶段油层压力分布图；不同阶段油层温度分布图；不同阶段油层剩余油饱和度等值图；不同阶段油井汽窜分布图,3、曲线,不同温度下（冷水、热水、蒸汽）油水相对渗透率曲线；粘温关系曲线；蒸汽吞吐周期开发规律曲线（周期产油能力、含水、产油量、油汽比、回采水率等）,油藏类型、开发层位、含油面积、探明地质储量、动用地质储量、可采储量、平均有效厚度、平均有效孔隙度、平均有效渗透率、平均原始含油饱和度
10、；平均油层温度、原始地层压力、原始饱和压力、原始压力系数、原油地面相对密度、原油地下相对密度、50原油地面粘度、原油地下粘度、原油地下含蜡量、原油含硫量、原油体积系数、原油压缩系数、原油凝固点、地层水矿化度、天然气密度、天然气组分、天然气溶解系数、原始气油比、地下油水粘度比、流度、流动系数、岩石润湿性；驱动类型、开发井网、井距、热采方式。,开发基础数据表：,4、数据表,时间、采油井数、开油井数、日产液量、日产油量、综合含水、平均单井日产液量、平均单井日产油量；动用地质储量采油速度、动用地质储量及可采储量采出程度、剩余可采储量采油速度；累积注汽量、产油量、产水量、油汽比、采注比、回采水率、平均动
11、液面、平均泵深、地层总压降、年自然递减率、年综合递减率。,开发数据表：,4、台帐,单井采油、注汽台帐单井周期吞吐台帐分单元、分层系、分油藏类型、分原油粘度、分油层厚度等周期吞吐效果台帐单井汽窜台帐原油性质分析台帐剩余油监测成果台帐,台帐,1、基础图件地质静态图件：开采井位图、小层平面图、油层连通图、测井曲线图；地质动态图件：开采现状图、剩余油分布图（采出程度等级分布图）、平面含水等级分布图、地层压力等级分布图、分层汽窜图；开发动态曲线：区块生产运行数据及曲线、区块综合开发数据及曲线、区块产量构成数据及曲线、单井生产曲线、井组开采曲线；开发工艺图件：地面注汽管网图、不同类型井下管柱结构图。2、原
12、始资料小层数据表、功图卡片、作业施工小结、仪器仪表校验记录、分层测试成果表。3、台帐记录手抄本、选值本、压力综合记录、动液面综合记录、油水井管柱登记本、热采吞吐台帐、热采汽窜台帐、原油物性登记台帐、吸水剖面台帐、油水井综合记录、水井分层测试成果登记台帐。4、综合资料配产配注方案、资料全准公报、地质（季、年）报、开发方案。,采油队及油矿地质组应建立资料台帐：,台帐,七个台帐：采油台帐、注水台帐、注汽台帐、措施效果台帐、单井周期吞吐效果台帐、分层吞吐效果台帐、汽窜台帐；十三个本：选值本、手抄本、开发数据本、产量构成本、压力资料登记本、动液面登记本、油气水化验分析资料登记本、油水井管柱登记本、产液剖
13、面成果登记本、吸水剖面成果登记本、水井分层测试成果登记本、剩余油监测成果登记本、油水井大事纪要；四个图：注汽管网图、汽窜图、油层连通图、分区块年度开发现状图；两条曲线：区块综合开发数据及曲线、区块产量构成数据及曲线。,地质所应建立资料台帐：,提 纲,一、注蒸汽热采开发简介二、稠油热采动态分析所需资料收集整理 三、稠油热采动态分析主要方法及内容四、稠油热采动态分析实例,（一）稠油热采动态分析方法,作图法,水动力学法,物质平衡法,统计法,对生产数据进行分析统计，用以说明油田的开采状况，评价油田生产形势及存在的问题。,数值模拟法,（一）稠油热采动态分析方法,作图法,水动力学法,物质平衡法,统计法,将
14、生产及测试数据整理成图幅或相关曲线，分析油田或单井生产动态，从中找出内在的规律和定量关系。,数值模拟法,（一）稠油热采动态分析方法,作图法,水动力学法,物质平衡法,统计法,在吞吐阶段，利用物质平衡法预测加热范围和产量。在汽驱阶段，利用物质平衡法预测压力和产量，判断各种驱动能量的驱动效果，分析瞬时及最终采收率，确定油田的合理开采方式。,数值模拟法,（一）稠油热采动态分析方法,作图法,水动力学法,物质平衡法,统计法,利用地下流体学公式，根据油田地质参数和生产数据，计算油层各项指标的变化。,数值模拟法,（一）稠油热采动态分析方法,作图法,水动力学法,物质平衡法,统计法,在油田开发过程中运用油藏数值模
15、拟手段，对油藏开发方式、注采参数进行数值模拟，优化筛选。,数值模拟法,（二）蒸汽吞吐开发油藏动态分析主要内容,1、生产动态分析,2、吞吐生产规律及注采参数优化分析,4、能量利用程度分析,3、汽窜及出砂状况分析,5、储量利用程度和剩余油潜力分析,单井分析评价：,1.注汽参数变化分析分析注汽工艺参数（单井注汽压力、注汽速度、注汽干度、注汽量）的变化及其对蒸汽吞吐开采效果的影响，提出优化注汽工艺参数的有效措施；同轮次搭配井注汽压力、注汽速度、注汽干度、注汽量变化及其对蒸汽吞吐开采效果的影响，提出优化注汽工艺参数的有效措施；周围油井汽窜状况分析，合理控制注汽量及注汽速度，提出改善注汽状况的有效措施；包
16、括注汽参数的合理性分析、注汽井组合等，不断提高注汽质量；2.焖井参数变化分析焖井时间、焖井压力变化及其对油田生产的影响；焖井压力与焖井时间的关系，确定合理的焖井时间。3.油井放喷生产状况分析单井放喷时间、放喷压力、放喷温度、放喷油嘴大小变化及其对油田生产的影响，不断改善放喷效果；分析放喷生产状况变化，分析日产液、含水、出油温度变化趋势等。.4.油井转抽生产状况分析日产液、日产油、含水、井口温度变化及周围注汽井对本井开采效果的影响分析；不同阶段工作制度的合理性分析（周期初期、中期、末期）；5.单井周期生产动态分析周期内产量、含水变化规律；周期生产时间、周期产量、周期日产油、周期含水、周期油汽比、
17、回采水率变化规律及特点；分层评价油井生产能力，对不同射孔层位生产井进行对比，评价不同层位产能。根据井的生产特征推断油藏驱动能力的大小及不同部位主要水侵程度。,油藏动态分析评价：,1）油藏地质特点分析；2）层系、井网、注采方式适应性分析；3）生产规律分析，分层周期生产时间，注汽量、产液量、产油量、含水比、周期回采水率、油汽比及周期内和周期间油量递减规律的分析对比；分层各吞吐周期注汽参数（周期注汽量、注入压力、注汽强度、井口温度、注汽干度）对热采效果的影响分析，在数值模拟研究的基础上优化注汽参数。4）阶段主要工作及实施效果分析评价；5）主要开发指标变化趋势及其与理论指标的对比分析：6）能量利用状况
18、分析；7）储量动用及剩余油分布状况分析；8）油藏可采储量及采收率分析；9）开发经济效益及合理经济政策界限分析；10）根据剩余油分布和存在问题提出调整对策,（二）蒸汽吞吐开发油藏动态分析主要内容,产量及开发指标变化分析（递减率、油汽比、采注比）；增产措施效果评价及影响因素分析；新井跟踪分析评价及影响因素分析 方案实施及综合调整效果分析评价,1、生产动态分析,2005年与2006年产量对比,产量及开发指标变化分析以井楼油田一区为例,指标对比,热采单元2008年上半年井口产量构成情况,产量及开发指标变化分析,指标对比,热采单元2008年上半年递减构成情况,从递减构成来看，除周期递减外，井下故障、汽窜
19、和边水影响递减较大,递减构成及原因分析,2007-2008年二厂热采单元上半年递减构成对比图,上半年同期对比，周期递减比例上升，井下故障和边水影响递减比例较大。,热采单元自然递减加大主要原因：,近几年投产井厚度逐年变薄，返层井油层品位变差，周期间产量递减大；井下故障变差，影响产量多，加大了自然递减；汽窜、边水影响较严重，加大了自然递减,2002年以来投产井数与油层有效厚度变化,投产井油层有效厚度逐年下降，主要是以3-5米的特薄层为主。,近几年投产井厚度逐年变薄，周期间产量递减快,返层井油层品位变差，递减幅度不断加大,近三年返层井厚度变薄，由2005年的4.4米下降到2007年的2.8米,近三年
20、返层井有效厚度小于3米的井数所占比例和增油量所占比例逐年上升，井数比例由42%上升到56%，增油量所占比例由25.3%上升到45.8%,2004年55口返层井有效厚度5.8米，在次年自然递减20.6%，第三年自然递减22.4%,2005年69口返层井有效厚度4.7米，在次年自然递减22.4%，第三年自然递减28.5%,2006年117口返层井有效厚度4.4米，在次年自然递减36.2%,热采单元自然递减加大主要原因：,近几年投产井厚度逐年变薄，返层井油层品位变差，周期间产量递减大；井下故障变差，影响产量多，加大了自然递减；汽窜、边水影响较严重，加大了自然递减,故障井日均影响40.6吨，加大自然递
21、减2.7个百分点,2008年上半年新增78井次,2008年上半年新增井下技术状况统计表,热采单元自然递减加大主要原因：,近几年投产井厚度逐年变薄，返层井油层品位变差，周期间产量递减大；井下故障变差，影响产量多，加大了自然递减；汽窜、边水影响较严重，加大了自然递减,汽窜井次比上年同期增加40井次，上半年影响产量5102吨，日均影响产量24.6吨，加大自然递减1.6个百分点,2008年边水淹27口井，日均影响20.6吨，加大自然递减1.4个百分点,各吞吐周期生产时间，注汽量、产液量、产油量、含水、油汽比对比分析及递减规律分析；各吞吐周期注汽参数（周期注汽量、注入压力、注汽速度、井口温度、注汽干度）
22、对热采效果的影响分析;注采参数优化分析,2、吞吐生产规律及注采参数优化分析,（二）蒸汽吞吐开发油藏动态分析主要内容,周期吞吐效果统计表,油汽比,它是衡量稠油热采开发的一个最敏感的经济指标。指产出的油量与注入蒸汽量之比，单位吨/吨或不带单位。油汽比一般要求大于0.3，经济极限油汽比为0.15。,蒸汽吞吐有关指标内涵及计算,采注比,指采出液量与注入蒸汽量之比，采注比要求大于1.0,回采水率,指采出水量与注入蒸汽量之比的百分数。回采水率低，地下存水多，影响热采吞吐开发效果：（1）存水过多将减缓地层压降，增大以后周期的注汽压力，易压破地层形成汽窜通道；（2）降低了热效率，注入的热焓很大一部分要用来加热
23、近井地带的存水；（3）近井地带含水饱和度增加，油相渗透率降低,吞吐周期,指上次注汽开始与下次注汽开始的这一段时间，称为一个吞吐周期。,周期生产时间周期产液量、产油量、产水量周期油汽比、采注比、回采水率周期综合含水周期平均日产油量、峰值产油量,与吞吐周期相关的指标：,周期内生产规律为“四段式”特征，即一个周期内存在吐水段、高产段、递减段和低产段四个阶段,蒸汽吞吐开采方式主要是以热效应为主。由于注入量（体积）小于采出量（体积），吞吐开采又是降压开采过程。在一个周期内，由于油层温度随时间延长而下降，导致渗流过程中原油粘度逐渐升高，会使产能下降。吞吐井一个周期内的生产规律为“四段式”特征，即一个周期内
24、存在吐水段、高产段、递减段和低产段四个阶段。油藏地质条件、注采参数和驱动条件的变化会使“四段”形态上有所差异，但“四段式”的基本动态规律是普遍存在的。,吞吐周期生产规律分析,吐水段：该段主要回采出高温凝析水，具有井口温度高、井口含水高但含水下降快，日产油量回升快和供液能力强的特点。,吐水段,高产段,递减段,低产段,高产段：该段主要生产井筒附近被加热的原油，具有井口温度较高，含水低、产油量高（峰值产量一般出现在该段）和供油能力强的特点。,递减段：随着周期生产时间的延长，消耗了油藏的弹性能量，采出的油也逐渐来自距井筒较远温度较低的油层部位。受油层降压降温的双重影响，该阶段井口含水和井口温度虽有所下
25、降，但下降幅度不大，主要动态特点是日产油能力出现持续递减，动液面下降，供油能力减小。,低产段：该段主要特点是日产油能力维持在较低水平。由于该段处于一个周期的后期，注入油层的热量经过较长时间交换平衡，温度变低，所以井口温度降低的幅度较小。原油粘度高、流变性能差的原油，低产段极限日产量要求较高，低产段时间很短；而原油粘度较低、流变性好的原油，低产段极限日产量允许较低，低产段时间较长。,周期间日产油能力随吞吐轮次增加呈指数递减,原油粘度越低初期产能越高，油层厚度越薄周期间递减率越大。,为了更加准确地描述稠油注蒸汽吞吐生产能力，对以下概念进行定义：,周期内平均日产油能力：正常生产周期内累计产油量除以累
26、计采油天数；阶段内平均日产油能力：阶段内累计产油量除以累计采油天数。,热采采油时率,热采生产时率,热采日产油能力,热采采油天数除以日历天数,热采生产天数除以日历天数,周期产油量和油汽比高峰出现在第二周期，后续周期间呈指数递减,随着周期数的增加，排水期、生产天数延长，含水逐渐上升,6层,周期间含水上升速度为2.13%,随着吞吐周期数的增加，近井地带残余油饱和度低，地层存水率增大，排水期延长。,经济技术界限确定,注采参数优化,经济油汽比界限确定:,投入与产出平衡时的油汽比称为经济界限油汽比。经济界限周期油汽比（OSRlim）表达式为：,P：原油价格，元/tm：吨油操作成本，元/t,不同油价、不同操
27、作费条件下的经济极限油汽比,0.29,经济日产量界限确定:,经济界限日产量（Qolim）表达式为：,P：原油价格，元/tM：单井年操作成本，元/年Wr：原油商品率,不同油价、不同操作费条件下的经济极限产量,0.8t/d,以特稠油油藏为例，选择油层厚度2.5m、原油粘度28000mP.s、纯总比0.7、70100m 井距为基本条件，对超薄层稠油油藏蒸汽吞吐注采参数进行优化设计研究。主要对蒸汽吞吐开采中可操作的周期注汽量、注汽干度、焖井时间、排液量进行了优化设计。由于蒸汽吞吐开发中，注汽压力受油藏条件限制，只要不高于油藏破裂压力，则注汽速度应在设备允许的范围内，尽可能的高速，以减少在井筒的热损失，
28、因此在设计注采参数时没有将注汽压力和注汽速度作为单独的一项优化指标来考虑。,蒸汽吞吐注采参数优化设计,周期注汽量优选：,超薄层稠油油藏合理的注汽量为150-200t/m（在此情况下，累积产油量和累积油汽比相对较高，增产油汽比相对较大）。,注汽干度优选：,超薄层稠油油藏井底注汽干度大于0.6（井底蒸汽干度大于0.6之后，累产油、油汽比的增幅渐缓）。,焖井时间优选：,超薄层稠油油藏合理的焖井时间为1-3d（在焖井前3天，随着时间的延长，吞吐累积产油量和油汽比逐渐提高；焖井前4天后，吞吐累积产油量和油汽比逐渐降低）。,排液量优选：,超薄层稠油油藏合理的排液量为15t/d（排液量从15/d增加到20t
29、/d时，产油量、油汽比和采收率等开发指标没有明显变化，产出热所占注入热比例并没有增加）。,超薄层稠油蒸汽吞吐经济开采合理的注采参数是：,根据油井生产状况和油层“三场”分布特征，对中高周期井进行分类管理，优化注汽量并进行动态调配，改变按周期数固定递增的配汽方式,1.2时，后续周期注汽量递增20%,累积采注比,0.8时，后续周期注汽量递减10%,0.8-1.0时，后续周期注汽量持平,1.0-1.2时，后续周期注汽量递增10%,汽窜特征、规律、成因分析；出砂特征、规律、成因分析；,3、汽窜及出砂状况分析,（一）蒸汽吞吐开发油藏动态分析主要内容,相邻井注汽时，生产井液量增加，油量增加，井口温度略有上升
30、或不变（干扰）；相邻井注汽时，生产井液量上升，油量下降，井口温度上升，有时可以从井口看到蒸汽冒出；相邻井注汽时，生产井液量急剧上升，含水上升并接近，井口温度上升到，从井口看到蒸汽冒出。,汽窜特征、规律、成因分析,汽窜特征：,汽窜情况统计表,汽窜情况示意图,汽窜特征、规律、成因分析,汽窜规律：,汽窜具有选择性,汽窜多发生在渗透性高、物性好的油层，这与油层动用程度高和吸汽不均（注汽偏流）有关。,汽窜具有重复性,汽窜具有可逆性,汽窜具有负效性,汽窜具有方向性,汽窜特征、规律、成因分析,汽窜规律：,汽窜具有选择性,汽窜具有重复性,汽窜具有可逆性,汽窜具有负效性,汽窜具有方向性,汽窜多重复发生，一口井一
31、旦与邻井发生汽窜，如果不采取防窜措施，该井下一轮注汽时仍会汽窜。,汽窜特征、规律、成因分析,汽窜规律：,汽窜具有选择性,汽窜具有重复性,汽窜具有可逆性,汽窜具有负效性,汽窜具有方向性,一口井注汽与邻井发生汽窜，如果不采取防窜措施，当邻井注汽时蒸汽将窜回。,汽窜特征、规律、成因分析,汽窜规律：,汽窜具有选择性,在蒸汽吞吐中后期被窜井含水升高而减产，而注汽井因汽窜会降低蒸汽的热效率，导致周期效果变差减产。,汽窜具有重复性,汽窜具有可逆性,汽窜具有负效性,汽窜具有方向性,汽窜特征、规律、成因分析,汽窜规律：,汽窜具有选择性,一是受沉积相的影响，由于油层物性在水平方向上的差异比较大，汽窜方向多沿着渗流
32、阻力小的住河道方向；二是受压差控制，在物性变化不大的区域，注汽井在各个方向上的压差不同，汽窜多沿压差大的方向。,汽窜具有重复性,汽窜具有可逆性,汽窜具有负效性,汽窜具有方向性,汽窜特征、规律、成因分析,汽窜成因：,油层物性差异大，蒸汽超覆并指进，导致汽窜,地层胶结疏松，连通性好，汽窜与出砂相伴,地层压力下降，井距缩小，井间干扰加剧,油层纵向上采出程度高、压力低层段吸汽多易汽窜,注采参数不合理、地层倾角、微裂缝等因素导致汽窜,汽窜特征、规律、成因分析,汽窜防治：,调整注汽参数,组合注汽,调剖注汽,分层注汽,一注多采,关停汽窜井,分析界定，精心筛选，把好注汽选井优化关；,综合分析，分类对待，把好合
33、理注汽方式关；,历史分析，动态研究，把好注汽参数设计关；,统筹兼顾，上下结合，把好注汽组合优化关；,周密安排，细化方案，把好注汽运行质量关；,跟踪分析，及时调整，把好注汽过程监控关。,严把六关,注汽控制：,1-选井优化关,2-方式优化关,3-参数设计关,4-组合优化关,5-运行质量关,6-过程监控关,侧重选井 深入选层、选段,类别方式 量化方式,侧重静态 动静结合,效益参数,井组合 层组合、吸汽能力组合,面运行 立体运行（产量、作业）,线监控 面监控（整轮次、全过程）,注汽“六关”的内涵和外延,优化注汽结构,提高注汽质量,正常组合,对未发生汽窜现象、吞吐生产有效油井，相同层位、相近埋深、相近区
34、域、相近采出状况的油井组合注汽。,对子井组合,将热采吞吐时两口互相汽窜井同时注汽吞吐生产，这样有利于提高蒸汽波及范围，抑制汽窜。,面积式组合,在形成大面积汽窜的区域，将所有汽窜连通井作为一整体，同时注汽、焖井、采油，防止汽窜继续发生，这样有利于提高蒸汽波及范围，动用死油区原油，提高开发效益。,井排重叠组合,将热采区块分成若干井排，一个井排作为一个注汽单元，相邻井排按顺序部分地重叠注汽，采用该种方式组合注汽技术的优点是，相邻井排间压力差减小，便于抑制汽窜。,组合注汽：,优势注汽,“六种”注汽方式,优化注汽过程，注好A类井，充分发挥A类井最大生产潜力,间歇注汽,分层注汽,整体注汽,复合注汽,关停井
35、利用油水再分布和压力恢复的时机，适时注汽，改善吞吐效果,对剖面动用或吸汽差异的油井，采取分层注汽，提高剖面动用程度,对高轮次低效、汽窜严重的井区，实施整体注汽，有效增大蒸汽波及体积，改善整体效果,在注入蒸汽中加入增效剂，改善吞吐效果。,一注多采,在地层压力低、吞吐油汽比低的层系，配套调剖措施，采取一注多采，发挥油藏潜力,注汽方式：,一般出砂井：井口原油化验含砂，生产过程中负荷重或抽油杆滞后，但尚能正常生产；较严重出砂井：井下管柱砂卡导致油井停产，作业探砂面较高，年砂卡停产次数次以下；严重出砂井：年砂卡停产次数次或次以上，多次出现砂埋油层情况。,出砂特征、规律、成因分析,出砂特征：,出砂情况统计
36、表,出砂特征、规律、成因分析,出砂规律：,出砂具有普遍性，各个区块出砂井比例在1050%,出砂粒径小，多为细粉砂和泥砂,周期内生产初期和低温开采期出砂机率高,出砂与汽窜相关，汽窜剧烈井区出砂严重,汽窜与沉积相带相关，岩性细、泥质含量高区域易出砂,出砂特征、规律、成因分析,出砂成因：,岩石颗粒的剥离,碱性 蒸汽对石英、长石的溶解及粘土矿物的溶蚀作用；高强度注汽对胶结疏松的地层强烈冲刷作用；地下应力平衡的破坏，造成近井地带地层坍塌。,砂粒的搬运,出砂特征、规律、成因分析,出砂成因：,岩石颗粒的剥离,生产压差的急剧建立，岩层产生强烈的激动，引起岩层松动并出砂；汽窜对砂粒的携带作用；稠油高粘度造成产出
37、液对砂粒的强拖拽力。,砂粒的搬运,出砂特征、规律、成因分析,防治对策：,合理的注采参数和工作制度的确定,针对性的防砂工艺技术的应用,阶段的地层压力、温度变化分析；井温剖面变化和油藏温度场、压力场变化分析。,4、能量利用程度分析,（二）蒸汽吞吐开发油藏动态分析主要内容,不同厚度油层蒸汽吞吐地层热损失率趋势曲线,不同工艺不同井深热损失对比曲线,楼资27区6层5周期结束后地层压力,阶段地层压力分析,定点压力监测井监测结果表明，5周期后地层压力下降了1.71 MPa，压力保持水平只有34.3%，说明地下亏空较大，下步需要调整注采参数，并做好防边水内侵或转换开采方式工作,楼资27区6层5周期结束后地层温
38、度,5周期后地层温度上升了16.2，上升幅度较大，说明地下温度场已建立，井间形成了一定的热连通，下步需注意防汽窜及及时转汽驱生产,阶段地层温度分析,温度场分布规律分析,62层温度场,63层温度场,温度场分布,整体上油层温度上升了12，部分井形成了有效的热连通。但吞吐轮次低的井加热范围较小，蒸汽带范围也小。,吞吐五个周期后粘度场小于3000mPa.s的面积较大，约占井组面积的一半以上,62层粘度场,原油粘度场分布,62层压力场,63层压力场,压力场分布,压力场分布很不均匀，但整个区域的压力已低于原始地层压力，总体上油层压力下降了0.61MPa，下降幅度达23.2%。,分析注汽井吸汽剖面和生产井的
39、剩余油监测剖面的变化情况，了解层间储量动用状况；利用测井资料，密闭取芯、测井解释及数值模拟手段，认识剩余油分布潜力；,5、储量利用程度和剩余油潜力分析,（二）蒸汽吞吐开发油藏动态分析主要内容,蒸汽吞吐后剩余油分布研究的方法主要包括：岩芯观察法（单井确定剩余油饱和度）、测井识别法（单井及井间确定剩余油饱和度）、数值模拟法（井间确定剩余油饱和度）、动态分析法（单井及井间确定剩余油饱和度）、饱和度监测法（剖面剩余油饱和度分析）。,蒸汽吞吐后剩余油分布的分析研究方法,岩芯观察法水淹层岩芯特征,岩芯水洗程度分类标准,通过对井楼、古城油田所钻加密取芯井的大量岩芯观察，可以从岩芯上直接观察出水淹层的岩芯变化
40、。如水洗后颜色变浅，含油不饱满，颗粒表面干净，污手性差等特点。按照7项指标，可以将蒸汽吞吐区块的油层划分为未水洗、弱水洗、中水洗、强水洗四个级别。,测井识别法,油层被蒸汽波及和水洗之后，储层电性特征也随之产生变化，通过对这些变化在测井特征上的表现，可以定量或定性的预测剩余油的分布情况。,根据目前水淹层的解释和相关的试油、投产情况相结合，确定水淹层的多参数定量解释标准如下。油 层：Sw40%，Sw-Swi5%，RT100，AC500us/m；弱水淹层：40%5%，RT100 或AC500us/m；中水淹层：50%10%,RT100 或AC500us/m；强水淹层：Sw65%,Sw-Swi20%,
41、RT100 或AC500us/m；,62层剩余油饱和度场,62层剩余油丰度场,整体上含油饱和度仍达53.67%，而井周围30米以外，剩余油饱和度仍高达60%以上，即使物性较好的井层，井与井之间仍然有大片的剩余油。,楼资27井区6层吞吐5周期后剩余油分布：,数值模拟法,63层剩余油饱和度场,63层剩余油丰度场,加密吞吐前，蒸汽吞吐采出程度19.5%，死油区面积为0.3218 ha，剩余油饱和度在65%以上的富集区面积为0.7947 ha，其分布主要集中在J505附近,泌浅10区IV9层加密吞吐前后剩余油分布：,蒸汽吞吐加密开采后，采出程度达29.4%，在平面上基本没有死油区存在,剩余油饱和度在6
42、5%以上分布面积一般为0.0650.186 ha，相当于一次吞吐老井控制面积（1 ha）的6.5%18.6%，且分布零散；,动态分析法,计算公式推导 单井蒸汽吞吐的采出程度R(%)与其驱油效率ED(%)、油层垂向波及系数EZ（小数）、平面波及系数EA（小数）有关，其关系式为（1）单井控制面积为半径为r2(m)的圆，单井吞吐泄油半径为r(m)则（2）将式（2）代入式（1）得到单井吞吐泄油半径的计算公式（3）由式（3）推导出单井吞吐泄油面积S(m2)（4）,计算结果 与数值模拟法相比，当采出程度分别为5%、10%、15%和20%时,计算的泄油半径绝对误差在25 m之间，两者非常相近，说明地质动态综
43、合分析方法计算的结果是可靠的。,动态分析法与数模法泄油半径计算结果类比,稠油热采非达西渗流模式,牛顿流体是指在任意小的外力作用下即能流动的流体，并且流动的速度梯度(D)与所加的切应力()的大小成正比，这种流体就叫做牛顿流体。,一区5-6层采出程度图,潜力I类,潜力II类,潜力III类,潜力IV类,潜力IV类,一区剩余油饱和度监测结果统计表,5-6层19口井硼中子饱和度测井结果表明，纵向上油层动用程度差异大，有31.1%的油层未动用或动用程度低。8-9层7口井硼中子饱和度测井结果表明，纵向有50.1%的油层未动用或动用程度低。,饱和度监测法,井楼油田三区1-2层均属正韵律油藏，下部单层孔隙度高、
44、渗透性好，吸汽量大，蒸汽突破快，波及范围大、水洗程度高。据该区块28口加密井统计，水淹井共计13口，其中底部水淹井11口，占总水淹井的85%。古城泌浅10块9层属复合韵律油藏，从上至下砂体孔渗性由差好差，导致中部高渗层动用程度高、剩余油潜力小，上部和下部剩余油潜力大。,沉积特征的影响,蒸汽吞吐后影响剩余油分布的控制因素,正韵律稠油油藏底部水淹模式,剩余油富集区,剩余油富集区,吞吐井,吞吐井,剩余油富集区,剩余油富集区,复合韵律稠油油藏中部水淹模式,剩余油富集区,剩余油富集区,剩余油富集区,剩余油富集区,吞吐井,吞吐井,块状稠油油藏蒸汽超覆模式,剩余油富集区,剩余油富集区,剩余油富集区,剩余油富
45、集区,吞吐井,吞吐井,由于重力分异作用，蒸汽具有沿上倾方向突进严重的趋势。如地层倾角较陡的古城泌浅10块试验区共发生了77次干扰和汽窜，其中蒸汽由低部位向高部位发生干扰和汽窜的有55井次，占70%。,地层倾角的影响（吞吐上倾方向泄油半径大于下倾方向，下倾方向剩余油潜力大）,观察井LG103和LG104井距吞吐井L1007井只有20米左右，在L007井吞吐三个周期后，蒸汽就波及到LG103井、LG104井顶部3米厚的油层，仅占整个油层厚度的15.38%。随着吞吐周期的增加，在油层顶部往往容易形成汽窜，每周期注汽时，蒸汽总是沿顶部汽窜带突进到邻井，纵向上波及厚度并没有明显增加，中下部位剩余油潜力大
46、。,楼观103、104井观测温度变化图,油层厚度的影响,汽窜方向的影响,当正方形周边方向发生汽窜时，剩余油富集区位于4口老井的中间部位，井组内剩余油连片分布；对角线方向一对井间汽窜时，剩余油成对“片”分布；双对角线方向两对井间发生汽窜时，剩余油呈“梅花”状零散分布,正方形周边方向汽窜模式 加密后，井距由原来的100m变为70m，井组面积0.49ha。4口吞吐井泄油半径一般在35m左右，当正方形周边方向发生汽窜时，剩余油富集区位于的中间部位，井组内剩余油连片分布，剩余油富集区面积0.38ha，剩余油潜力大。,对角线方向一对井间汽窜模式 加密后，井距由原来的100m变为70m，井组面积0.49ha
47、。4口吞吐井泄油半径一般在35m左右，对角线方向一对井间汽窜时，剩余油位于汽窜带两侧，呈对“片”状分布，剩余油潜力较大。,双对角线方向均发生汽窜模式 对角线方向一对井间汽窜时，剩余油成对“片”分布；双对角线方向两对井间发生汽窜时，剩余油呈“梅花”状零散分布，剩余油潜力较小。,加密井钻遇油层统计表,井网类型的影响,尽管这两个区块实施加密时原油采出程度相当，但三区有四分之三的加密吞吐井钻遇到水洗油层，近三分之一厚度的油层水淹程度严重（已被水洗）。与泌浅10区相比，水洗井数及水洗厚度分别提高了50和22个百分点，剩余油潜力小。由此可见，采取不同的井距及井网类型，剩余油潜力是不同的，其结果必然导致不同的加密吞吐效果。,提 纲,一、注蒸汽热采开发简介二、稠油热采动态分析所需资料收集整理 三、稠油热采动态分析主要方法及内容四、稠油热采动态分析实例,井楼油田三区吞吐开发规律及下步治理对策,敬请批评指正!,谢谢!,
