稠油热采动态技术1

1、稠油热采动态分析方法地科院稠油室一、蒸汽、水、原油及油藏岩石的热物性 1、蒸汽与水的热力学性质 2、原油的热物性 3、地层岩石的热物性二、稠油热采开发规律 1、稠油渗流特征 2、稠油热采开发规律三、生产动态分析方法 1、开发效果评价 2、影响开发效果的主要因素分析 3、可采储量评价 4、剩余油分布规律四、结束语提 纲未饱和液未饱和液(unsaturated liquid) 温度低于所处压力下饱和温度的液体：tts, tts=d称过称过 热度热度(degree of superheat)。干度干度（dryness） 湿蒸汽中干饱和蒸汽的质量分数，用x表示几个名词蒸汽与水的热力学性质水定压加热汽化

2、过程水定压加热汽化过程预热预热汽化汽化过热过热tts水与蒸汽的热力学性质0.2350ssssT= 35.6784 pTp饱和温度，饱和压力，kPa水与蒸汽的热力学性质22.064373.9460.00310559cccptvMPam3/kg水与蒸汽的热力学性质水蒸汽热力学性质计算水与蒸汽的热力学性质原油的热物性组分对原油粘度的影响原油的粘温关系bTae适用范围：凝固点-正常沸点Andrade方程：Walther方程：11Tloglog( + 0.8) = - nlog( )+ loglog(+ 0.8)Tloglog(0.8)logmTc 原油的热物性含气原油粘度计算0.5150.33810.

3、715 5.6151005.44 5.615150BosodssAARBR原油的热物性KD521井原油粘温曲线含水原油粘度计算3311oowwoowwff（fw0.12）wwkfowokfowweeRichardson方程：（适用于油包水型）（适用于水包油型，fw0.74）原油的热物性含水率对原油粘度的影响图原油的热物性原油的流变特性020406080100120140160180012345剪切速率(1/s)剪切应力(D/cm2 )3638404244464850556065707580859095010203040506070809001020304050剪切速率(1/s)剪切应力(Pa)

4、5060708090地面条件下的稠油为宾汉型流体地面条件下的稠油为宾汉型流体多孔介质中的稠油为拟塑性或膨胀性流体多孔介质中的稠油为拟塑性或膨胀性流体t=49.726 0.0709-19.56 0.1336转化为牛顿流体温度与原油粘度关系曲线原油的热物性原油的比热计算1.68480.003391ooTCCo原油的比热，KJ/(KgK);T温度，；o原油的相对密度2oCabTcT一个更精确的计算公式：原油的热物性原油比热随温度变化曲线原油的导热系数计算0.117169 10.00167ooto导热系数，w/(mK);t温度， ;o原油的相对密度原油的热物性0.09840.109 1obTTo导热系

5、数，w/(mK);T绝对温度，K;Tb沸点温度，K另外一个计算公式：岩石的导热系数0.6 2.65 10.60.550.5511.00711.007273.15273.15LLSSseeTT s岩石的导热系数，w/(mk)；孔隙度，f；SL液体饱和度，f；干燥岩石的密度，g/cm3swog（1.7-2.4） （0.34-0.55） （0.115左右） （0.012-0.014（常温、常压）地层岩石的热物性热容与比热热容：单位体积温度升高1所需的热量比热：单位重量温度升高1所需的热量一个混合物的比热，等于混合物各组分比热的几何平均饱和油岩样的热容大致是饱和水岩样的一半典型参数取值：油层导热系数范

6、围： 1.271.6 W/(mk)体积热容：油层：2300KJ/(m3K)左右 顶底层：2800KJ/(m3K)左右热扩散系数：0.0037m2/h左右地层岩石的热物性一、蒸汽、水、原油及油藏岩石的热物性 1、蒸汽与水的热力学性质 2、原油的热物性 3、地层岩石的热物性二、稠油热采开发规律 1、稠油渗流特征 2、稠油热采开发规律三、生产动态分析方法 1、开发效果评价 2、影响开发效果的主要因素分析 3、可采储量评价 4、剩余油分布规律四、结束语提 纲稠油渗流特征稠油渗流为非达西流孤岛中二北普通稠油不同温度下渗流曲线单56块超稠油不同温度下渗流曲线稠油渗流特征3880424570251020不同

7、油田视流度随温度变化曲线Log(P 0/L)=-0.835-1.191 log(k/)启动压力梯度与流度关系曲线启动压力梯度与流度关系曲线稠油渗流特征1.19150.684hoKRP 稠油渗流特征油田油藏类型油层温度含气原油粘度mPa.s油层条件下渗透率10-3 m-2流度10-3m-2/mPas极限生产压差MPa极限泄油半径m渤21普通稠油95 686 9.03 985 孤东九区303 2344 9.67 992 孤岛中二北421 1806 5.36 946 草古1超稠油2587 2360 1.14 97 单56特稠油4086 2906 0.89 95 胜利几个稠油油藏极限泄油半径计算结果表

8、 极限泄油半径求取：稠油热采开发规律上产快、稳产时间短、递减快单2块年产油曲线稠油热采开发规律采油速度高采油速度一般达3-8，产量增加快，投资回收快，经济效益好。目前的热采多以蒸汽吞吐为主。蒸汽吞吐开采只能采出各油井井点附近的原油，一般原油采收率仅为10-25。稠油热采开发规律周期内变化规律稠油热采开发规律2503004001502002504585950100200300400500初期中期后期生产阶段生产天数,du普通稠油u特稠油u超稠油周期间变化规律稠油热采开发规律孤岛稠油油藏蒸汽吞吐周期间产量递减曲线孤岛稠油油藏蒸汽吞吐周期间产量递减曲线 稠油热采开发规律y y = = 2 2. .3

9、 36 68 8e e- -0 0. .1 15 55 58 8x xR R2 2 = = 0 0. .9 98 83 37 70 0. .0 00 0. .5 51 1. .0 01 1. .5 52 2. .0 02 2. .5 51 12 23 34 45 56 6周周期期数数油油汽汽比比周周期期油油汽汽比比递递减减1 15 5. .6 6% %孤岛稠油油藏蒸汽吞吐周期油汽比递减规律孤岛稠油油藏蒸汽吞吐周期油汽比递减规律 稠油热采开发规律一、蒸汽、水、原油及油藏岩石的热物性 1、蒸汽与水的热力学性质 2、原油的热物性 3、地层岩石的热物性二、稠油热采开发规律 1、稠油渗流特征 2、稠油热

10、采开发规律三、生产动态分析方法 1、开发动态特点 2、影响开发效果的主要因素分析 3、可采储量评价 4、剩余油分布规律四、结束语提 纲动态分析的目的 掌握油田开发过程中动态变化的特点及趋势，为制定油田开发的计划、规划提供依据，为改善油田开发效果、提高油田开发水平奠定基础。生产动态分析方法 分析各开发时期不同部位、不同井距下、不同吞吐阶段的周期产油量、平均单井日产油、油汽比、回采水率、采注比、油层压力、综合含水等变化规律，同时分析目前油层热连通状况。开发动态特点（1）开发阶段划分及各阶段主要生产特点 稠油油藏开发历史一般比较短（吞吐方式下），不象水驱油藏开发阶段划分那么详细系统，一般情况可按三种

11、方法划分： 按开发方式划分：如冷采阶段、注蒸汽吞吐阶段、吞吐蒸汽驱阶段、蒸汽驱阶段、蒸汽驱后水驱等。 按大的措施调整划分：开发试验阶段、工业化蒸汽吞吐阶段、一次加密调整阶段、二次加密调整阶段等。划分根据实际油藏开发。 依照含水情况划分：划分为低含水、中高含水、高含水。稠油油藏一般没有特高含水阶段，因为在特高含水阶段开发没有经济效益。开发动态特点Jan-89Jan-92Jan-95Jan-98Jan-01Jan-04017340350700050100012投生注产产汽井井井数数数 口平均单井日油水平 t/d含水采油速度孤东九区开发曲线01530012油汽 比日日日油液注水水水平平凭 t/d 吞

12、吐阶段吞吐阶段1992.71997.91992.71997.9 吞吐间歇汽驱阶段吞吐间歇汽驱阶段 1997.101997.10目前目前 冷采阶段冷采阶段1989.11992.61989.11992.6按开发方式划分按开发方式划分产油量产油量产液量产液量冷采阶段冷采阶段89.192.64/14/10.20.20.60.626.526.54.14.10.040.040.040.04吞吐阶段吞吐阶段92.7-97.928/2228/2231.531.555.155.157.257.212.112.11.61.68.58.521211.21.2吞吐汽驱阶段吞吐汽驱阶段97.10-目前目前33/2733

13、/2746.746.7119.4119.460.960.99.19.12 220.920.979.879.80.70.7合计合计78.478.4175.1175.1100.8100.8阶段划分阶段划分油井数油井数/开井数开井数口口阶段产量阶段产量104t阶段末阶段末含水含水阶段末阶段末油汽比油汽比平均单井平均单井日产油水平日产油水平t/d采油采油速度速度采出采出程度程度阶段阶段注汽量注汽量104t孤东孤东九区九区西开西开发阶发阶段对段对比表比表孤东九区西开发曲线孤东九区西开发曲线开发动态特点J a n -9 3J a n -9 5J a n -9 7J a n -9 9J a n -0 1J

14、a n -0 3J a n -0 502 04 005 0 01 0 0 005 01 0 0012投生产产井井数数 口日日油液水水平平 t/d含水采油速度孤东油田垦东5 2 1 开发曲线开发动态特点孤东九区西开采现状统计表孤东九区西开采现状统计表动用储量动用储量104t375375含油面积含油面积km21.41.4投产井数投产井数口口3333单井日液能力单井日液能力t/dt/d18.618.6开井数开井数口口2727单井日油能力单井日油能力t/dt/d7.27.2综合含水综合含水% %60.960.9日液水平日液水平t/dt/d502.1502.1累积注汽累积注汽10104 4t t100.

15、7100.7日油水平日油水平t/dt/d216.7216.7累积产油累积产油10104 4t t78.578.5采油速度采油速度% %2.12.1累积产水累积产水10104 4t t96.696.6采出程度采出程度% %20.920.9累积产液累积产液10104 4t t175.1175.1累积油气比累积油气比t/tt/t0.780.782003.122003.12（2）开发现状开发动态特点Q = 108750e-0.0293tR2 = 0.89041101001000100001000001000000020406080100120140时间 月月产油ta年=29.3%草20块奥陶月递减曲线

16、（3）产量变化规律开发动态特点调和递减调和递减单家寺油田单家寺油田0 02020404060608080100100120120年年产产油油量量10104 4t t19961996200120012006200620102010生产时间 年生产时间 年单家寺油田“十五”老区、新区年产量递减曲线单家寺油田“十五”老区、新区年产量递减曲线Qo=96.6/(1+0.2573*t)开发动态特点双曲递减双曲递减乐安油田乐安油田0 02020404060608080100100120120140140160160年产年产油量油量10104 4t t生产时间 年生产时间 年乐安油田“十五”老区年产量递减曲线

17、乐安油田“十五”老区年产量递减曲线1999199920012001200320032005200519971997200720072009200920112011Qo=182.6/(1+1e-6*0.2724*t)（1/1e-6）开发动态特点孤岛中二北馆孤岛中二北馆5 5分区图分区图19-1622-52724-52726-52721-53121-53321-53721X53521X53922-53122-53322-53522-53922X53723-53123-53323-53723-53923X52923XN53524-53124-53324-53524-53724-53924X52925

18、-53125-53325-53525-53725N53526-53326-53526-53726-54227-53527-53727-53927-54128-53528-53728-53928-54129-53729-53929N53929X5350100 200 300 400比 例 尺中 二 北 馆 5热 采 井 区 区 区图 例 断 层中 二 中 馆 5常 规 注 水 井井 网馆 5油 水 边 界方 案 设 计 汽 驱 注 汽 井类区类区类区平面（分区）产量变化规律开发动态特点类区中类区中24-53524-535井采油曲线井采油曲线 111293012345678910111294012

19、3456789101112950123456789101112960123456789101112970123456789101105001000动液面(m)050100含水 (%)02040日产油 (t/d)04080日产液 (t/d)24-535 井 采 油 曲 线 年 月45.518.611.423.626.815.443.723.437.148.353.520.746.748.236.346.153.431.913.910.211.122.124.212.114.216.923.529.031.46.29.125.116.80.813.116.669.545.22.66.49.721.

20、467.527.836.740.0 41.370.080.547.953.898.275.448.03576097466917317103576457485907411048798882725728800844关关井井关关井井转转周周关关井井周期生产时间短，转周井次多，地层压降大周期生产时间短，转周井次多，地层压降大 开发动态特点类区中类区中27-53927-539井采油曲线井采油曲线 9 3 0 9 1 0 1 1 1 2 9 4 0 1234567891 0 1 1 1 2 9 5 0 1234567891 0 1 1 1 2 9 6 0 1234567891 0 1 1 1 2 9 7

21、0 1234567891 0 1 1 1 202 0 04 0 0动液面( m )05 01 0 0含水 ( % )02 04 0日产油 ( t / d )04 08 0日产液 ( t / d )2 7 - 5 3 9 井 采 油 曲 线时 间 ( a . m o n )5 3 . 71 8 . 41 2 . 65 8 . 02 9 . 64 1 . 04 1 . 23 5 . 52 8 . 74 3 . 66 2 . 83 9 . 06 8 . 54 8 . 55 3 . 65 3 . 65 3 . 45 3 . 62 . 68 . 98 . 73 0 . 02 2 . 12 8 . 22

22、0 . 21 7 . 32 1 . 92 3 . 41 0 . 31 1 . 21 . 05 . 89 . 42 . 42 . 31 0 . 09 5 . 25 1 . 33 1 . 04 8 . 32 5 . 33 1 . 25 1 . 05 1 . 32 3 . 74 6 . 38 3 . 67 1 . 39 8 . 58 8 . 08 2 . 59 5 . 59 5 . 78 1 . 32 8 12 6 2005 601 6 81 9 68 62 5 83 2 02 3 93 1 51 8 82 8 62 9 42 7 32 5 1先降压开采，后有边底水或注入水能量补充，周期生产时间延长

23、先降压开采，后有边底水或注入水能量补充，周期生产时间延长 开发动态特点类区中类区中28-53928-539井采油曲线井采油曲线 9 3 1 11 29 4 0 1234567891 01 11 29 5 0 123456702 5 05 0 0动液面( m )4 06 08 01 0 0含水( % )02 04 0 日 油( t / d )6 0 .96 2 .76 5 .36 7 .27 7 .79 2 .49 0 .31 1 5 .51 2 3 .91 3 4 .4 1 4 0 .72 3 1 .02 1 8 .42 3 1 .04 1 5 .82 8 6 .82 3 1 .02 4 9

24、.92 6 5 .12 7 4 .22 4 5 .44 .75 .42 1 .31 8 .92 3 .32 0 .52 1 .51 3 .41 0 .28 .61 0 .47 .61 1 .71 2 .57 .23 .83 .73 .53 .83 .73 .505 01 0 0 日 液( t / d )4 0 .25 3 .15 8 .83 3 .25 0 .55 3 .95 4 .05 5 .26 0 .47 0 .07 6 .28 8 .58 4 .39 1 .48 7 .69 6 .09 6 .39 5 .89 7 .49 9 .11 0 0 .08 8 .48 9 .86 3 .74

25、3 .15 3 .96 2 .06 0 .27 5 .87 5 .88 7 .78 6 .39 1 .48 6 .18 6 .39 1 .89 6 .19 6 .19 6 .49 6 .49 6 .59 6 .8时 间 ( a . m o n )边底水或能量较充足，早期有水驱能量补充，周期生产时间很长 开发动态特点开发动态特点y = -4E-05x4 + 0.0055x3 - 0.2723x2 + 6.0302x + 33.578R2 = 0.738401020304050607080901000102030405060含水 %回归曲线实际含水时间 月草草2020块块Ng1Ng1已投产水平井与

26、含水关系曲线已投产水平井与含水关系曲线开发动态特点（4）含水变化规律00.20.40.60.8100.050.10.150.20.25中二北Ng5含水-采出程度关系曲线采出程度含水开发动态特点开发动态特点草20潜山单井含水等值图孤岛中二中东含水孤岛中二中东含水80%80%推进图推进图开发动态特点研究含水推进选择井示意图研究含水推进选择井示意图开发动态特点20-X20520-X30520-x40320-x50320-x60220-x70205/01/9605/01/9705/01/9805/01/9905/01/004060801004060801006080100608010040608010

27、0406080100含水含水a.mon.d开发动态特点草草2020块块NgNg1 119971997年年1212月含水推进图月含水推进图(90%)(90%)开发动态特点草草2020块块NgNg1 119981998年年1212月含水推进图月含水推进图(90%)(90%)开发动态特点草草2020块块NgNg1 119991999年年1212月含水推进图月含水推进图开发动态特点大于100%的井345口，占开井数的78.4%开发动态特点0 0101020203030404050506060707080801 9 8 9 年1 月1 9 8 9 年1 月1 9 9 1 年3 月1 9 9 1 年3 月

28、1 9 9 3 年5 月1 9 9 3 年5 月1 9 9 5 年7 月1 9 9 5 年7 月1 9 9 7 年1 0 月1 9 9 7 年1 0 月1 9 9 9 年1 2 月1 9 9 9 年1 2 月2 0 0 2 年2 月2 0 0 2 年2 月2 0 0 4 年5 月2 0 0 4 年5 月累积亏空与时间关系曲线累积亏空与时间关系曲线时间时间 年年/ /月月亏亏空空10104 4t t 冷采阶段和吞吐阶段初期（冷采阶段和吞吐阶段初期（19931993年年5 5月），采出量和注入量都比较少，地月），采出量和注入量都比较少，地层基本无亏空；此后油藏处于正常开发状态。层基本无亏空；此后油

29、藏处于正常开发状态。20012001年前后由于注汽量的增加，年前后由于注汽量的增加，而采出量变化较小，所以亏空减小。目前地层累积亏空而采出量变化较小，所以亏空减小。目前地层累积亏空74.474.410104 4t t。开发动态特点（5）能量状况分析压降与亏空关系曲线压降与亏空关系曲线压压降降MPaMPa0 01 12 23 34 40 010102020303040405050606070708080累亏空累亏空 10104 4t t 从压降和亏空关系看，汽驱后压降下降平缓，目前地层压降接近从压降和亏空关系看，汽驱后压降下降平缓，目前地层压降接近4MPa.4MPa.开发动态特点We = 5.3

30、467P t + 1.4761R2 = 0.9947051015202530350123456P t水侵量104m3 孤东九区水侵量与Pt关系曲线水侵速度:5.34104t/Mpa.a开发动态特点累积亏空130010t，平均单井亏空2.2104t。 开发动态特点CN69-X45CN69-X45采油曲线采油曲线34567802040608010002040608004080120含水% 日产液、日产油t/d井口温度 96.67-X45注汽p7注汽71-x45注汽1997.3CN67-X451997.3CN67-X45井井注汽，井口温度由注汽，井口温度由8686106106，产，产液量由液量由45

31、.5t/d 45.5t/d 73.3t/d73.3t/d，含水由，含水由40.8% 40.8% 54% 54%；注；注汽结束后，至汽结束后，至4 4月月1010日左右井口温度日左右井口温度100100，产液量，产液量 54t/d 54t/d，含水，含水31.6%31.6%。CNP7CNP7和和CN71-X45CN71-X45井注汽期井注汽期间都有类似变化间都有类似变化开发动态特点（6）油层热干扰状况分析开发动态特点影响开发效果的主要因素注汽质量防砂方式采油方式主要影响因素地质条件有效厚度净总比原油粘度边底水避射厚度、打开程度注采参数油藏工程采油工程05001000150020002500300

32、014m有效厚度周期产油量 t0.00.20.40.60.81.01.2周期油汽比周期油汽比周期产油有效厚度对周期吞吐指标的影响曲线1）有效厚度影响周期指标影响开发效果的主要因素02000400060008000100001200014000160001800046810121416累积油量 tkd521块生产N g 43+4累积油量- 有效厚度 关系曲线有效厚度 m有效厚度累积油量影响开发效果的主要因素02000400060008000100001200014000160001800000.20.40.60.811.2累积油量 tkd521块（扣去生产N g 43+4)累积油量- 净总比关

33、系曲线净总比 m /m2）净总比影响影响开发效果的主要因素孤岛中二中东出砂严重井平面分布图3）出砂影响影响开发效果的主要因素分类因砂卡而结束周期正常结束周期井次2943所占比例40.359.7周期生产时间 d36145周期结束产量 t/d15.69.5周期注汽 t24022448周期产油 t5332056油汽比0.220.84回采水率 %3456中二中东Ng5出砂对吞吐效果的影响表影响开发效果的主要因素注汽强度注汽强度 t/mt/m周周期期油油汽汽比比t/tt/t孤岛中二中东注汽强度与周期油汽比关系曲线孤岛中二中东注汽强度与周期油汽比关系曲线4 4）注采参数影响）注采参数影响影响开发效果的主要

34、因素0 01010202030304040505060607070808090901001000 02020404060608080100100120120140140草古草古1潜山油藏开发初期单井排液量对潜山油藏开发初期单井排液量对油井含水的影响油井含水的影响含含水水%单井排液量单井排液量 t/d底水油藏排液量影响影响开发效果的主要因素孤岛中二中东回采水率与累积产油关系曲线5）边底水的影响回采水率影响开发效果的主要因素0510152025303540450102030405060708090100日油能力t/d含水 %孤东九区西R1-23井日油能力与含水关系曲线影响开发效果的主要因素0102

35、0304050601993年1 月1994年6 月1995年1 0月1997年3 月1998年7 月1999年1 2月020406080100日油日液含水注汽水驱作用日产t/d含水%年 月油液孤东九区R3-17井水驱作用效果图累积产油2.2万吨，平均日油17.3t/d。边水具有驱替作用边水具有驱替作用影响开发效果的主要因素 本区的原本区的原油粘度多油粘度多在在30000-60000mPa.s（50）之之间，且由间，且由北西向南北西向南东逐渐变东逐渐变稠稠。6 6）原油粘度影响影响开发效果的主要因素井井 区区统计井数统计井数口口单井日油单井日油t/d平均单井累平均单井累产油产油t50000mPa

36、.s433.64912不同井区生产效果对比不同井区生产效果对比影响开发效果的主要因素8)避射或打开程度影响影响开发效果的主要因素0 020204040606080801001000 02525505075751001001-41141181-6-61131-13-9含水含水-打开程度关系图打开程度关系图含水含水 %打开程度打开程度 %冷采（掺水）冷采（掺水）冷采（不掺水）冷采（不掺水）热采热采19981998年年8 8月月影响开发效果的主要因素采收率技术指标注采关系曲线法油汽比法水驱曲线法产量递减法产量递增率法国内采收率预测方法：可采储量评价按注采关系可分为两类： 一类是表征“注-采”关系的方

37、法，为注采关系曲线法和油汽比法，这类方法只适用于注蒸汽开发油藏。 一类是表征“采”关系的方法，为产量递减法、水驱曲线法和产量递减法，这类方法不反映注入介质，具有普遍的适用性，既适用注水开发的油田，也适用于注蒸汽开发的油田。可采储量预测方法分类可采储量评价按表征信息量可分为两类： 一类是反映累积信息量的方法，为注采关系曲线法和水驱曲线法。 一类是反映瞬时信息量的方法，为油汽比曲线法、产量递增率法和产量递减法。 表征累积信息量的方法可减少开发过程中措施变化而出现的数据的大幅度变化，提高数据运算的精度和预测可靠性。在稠油油藏注蒸汽开发中，尤其在注蒸汽吞吐阶段，周期作业频繁，常常造成油汽比法、产量递增

38、率法和产量递减法数据相关性差，而注采关系曲线法和水驱曲线法数据相关性高，在注蒸汽开发稠油油藏常这两种方法，其他方法作为参考。可采储量评价 稠油油藏注蒸汽开发的实践表明，无论是在蒸汽吞吐阶段还是蒸汽驱阶段，其累积产油量与累积注汽量之间在半对数坐标具有较好的线性关系： AIcBBNR)303. 21lg(1BNpAZslg注采关系曲线法可采储量评价草20块潜山注采法关系曲线lgZs=0.327+0.025NpR2 = 0.9689可采储量6 0 . 5 万 吨0.111010001020304050累积产油量 1 04t累积注汽量 1 04t剩余可采储量1416104t可采储量评价IBAERlg)

39、(10cIBARNN当达到极限油汽比Ic时，其对应的采出程度即为采收率，可采储量的计算公式为：油汽比曲线法 注蒸汽稠油油藏的蒸汽吞吐阶段，瞬时油汽比与采出程度之间在半对数坐标上具有较好的线性关系，其数学表达式为：可采储量评价NpQBNNptR1lnlnERN10产量递增率法油气田开发过程中，属一次能源开发，引进递增率的概念，经推导可得如下公式：可采储量评价lgNp = lg37.337-16.91Qt/NpR = 0.934311010000.050.10.150.20.25月产油/ 累产油 t / t累产油NR = 37.34104t104t孤东九区吞吐区产量递增率曲线可采储量评价NpBAW

40、plogBBAfwlfwlNR)303. 2log(1log水驱曲线法水驱曲线方法在注水开发油田应用较为普遍，目前该类型的方法有30余种，但稠油注蒸汽开发中常使用甲型水驱曲线法，陈元千教授在理论上进行了推导，在注蒸汽开发稠油油藏运用时，需要界定的极限含水，甲型水驱曲线法关系式为：可采储量评价草20块潜山水驱特征曲线 loglpt=1.577+0.016NpR2 = 0.9992 含水9 5 %， 可 采储量6 8 . 8 万吨 含水9 2 %， 可 采储量5 8 . 8 万吨0.010.1110100100001020304050累积产油量 1 04t累积产水量 1 04t可采储量评价tDfi

41、eQQDfQNpNiR指数递减：产量递减法预测最大的可采储量：可采储量评价Q = 108750e-0.0293tR2 = 0.89041101001000100001000001000000020406080100120140时间 月月产油ta年=29.3%草20块奥陶月递减曲线可采储量评价油藏类型（按作用因素划分）油藏特征适用可采储量方法油藏类型 I天然能量作用大于注蒸汽作用边底水能量充足，原油粘度低，在地层条件下流动好，注蒸汽起引效作用水水驱驱曲曲线线法法为主，产量递增率法、产量递减法为辅原油粘度高，地层条件流动差，有边底水或无边底水注注采采关关系系法法、水水驱驱曲曲线线法法（有边底水）为

42、主，产量递增率法、产量递减法、油汽比法、为辅油藏类型 II注蒸汽作用大于天然能量作用原油粘度低，地层条件下流动性好，边底水能量小注注采采关关系系法法为主，产量递增率法、产量递减法、油汽比法、为辅不同预测可采储量方法适用的油藏类型分类表不同预测可采储量方法适用的油藏类型分类表稠油油藏预测可采储量方法筛选稠油油藏预测可采储量方法筛选注采关系曲线法与水驱曲线法适应性可采储量评价 不同油藏类型可采储量预测对比表 可采储量 104t 主要方法 辅助方法 油田 油藏类型 注采关系曲线法 水驱曲线法 产量递增率法 产量递减法 油汽比法 孤岛中二北馆套组 I 369 （不适用） 201 数据相关性差 188

43、不适用 草 20 块奥陶组 II-1 60.5 64.2 数据相关性差 55.3 数据相关性差 孤东九区西馆套组 (吞吐区) II-2 35 不适用 37.34 数据相关性差 数据相关性差 可采储量评价剩余油研究方法及思路剩余油研究方法及思路密闭取心法密闭取心法测井解释法测井解释法数值模拟方法数值模拟方法油藏工程方法油藏工程方法室内实验方法室内实验方法未动用区未动用区过渡区过渡区井间井间平平面面剩剩余余油油纵纵向向剩剩余余油油层间层间层内层内井距井距开发方式开发方式断层断层边底水边底水井控程度井控程度边底水边底水非均质性非均质性注汽质量注汽质量边底水边底水原油差异原油差异微构造微构造注汽质量注

44、汽质量沉积相沉积相平面非均质平面非均质控制因素控制因素类型类型研究方法研究方法剩余油分布规律研究平面剩余油分布规律平面剩余油分布规律平面剩余油多集中在井间、井网未控制区域及平面剩余油多集中在井间、井网未控制区域及动用程度较差的部位。动用程度较差的部位。可采储量评价1 1、平面剩余油分布规律、平面剩余油分布规律a.a.井网未控制区域、动用程度较差的部位井网未控制区域、动用程度较差的部位为平面剩余油的主要富集区为平面剩余油的主要富集区孤气孤气9剩余油饱和度场分布图剩余油饱和度场分布图1-161-111-131-141-x121-1914-211-x171-x180.300.400.500.602

45、0 04 0 06 0 08 0 01 0 0 01 2 0 01 4 0 02 0 04 0 01 - 1 61 - 1 31 - x 1 21 4 - 2 11 - x 1 80 . 3 00 . 4 00 . 5 00 . 6 0Ng42Ng43数值模拟数值模拟、油藏工程方法、密闭取芯、可采储量评价GD1-14X521GD1-15-521GD1-15X21GD1-15X522GD1-16-522GD1-16-523GD1-16X22GD1-16X521GD1-17-521GD1-17-522GD1-17-523GD1-17N521GD1-17X023GD1-17X424GD1-18-52

46、0GD1-18-521GD1-18-522GD1-18-523GD1-18X525GD1-19-522GD1-19-523GD1-19X520GD1-19X521GD1-19X524GD2-25-523GD2-25-527GD2-28-526GD2-29-521GD2-29X525GD2-30-522GD2-30-525GD2-31-521GD2-31-522GD2-31N520GD2-32-520GD2-32-522GD2-32-524GD2-32-526GD2-32X516GD2-33-516GD2-33-517GD2-33-518GD2-33-520GD2-33-522GD2-33-52

47、3GD2-33-524GD2-33-525GD2-34-518GD2-34-522GD2-34-524GD2-34-526GD2-34X513GD2-34X514GD2-34X520GD2-35-513GD2-36-502GD2-36-506GD2-36-508GD2-36-516GD2-36-520GD2-36-522GD2-36-524GD2-36N18GD2-36X512GD2-36X514GD2-36X518GD2-37-504GD2-37-506GD2-37-508GD2-37-512GD2-37N510GDD0-504GDD0-508GDD0-509GDD0-510GDD0-512

48、GDD0-514GDD0-516GDD0-517GDD0N506GDD1-511GDD1-512GDD1-513GDD1-514GDD1-516GDD1-517GDD1-518GDD1N508GDD3-510GDD3-511GDD3-512GDD3-514GDD3-517GDD3X513GDD3X516GDD4-504GDD4-506GDD4-511GDD4-514GDD4X508GDD4X512GDD4X516GDD5-506GDD5X508GDD5X510GDD5X512GDD6-506GDD6-508GDD6-510GDD6X512GDD7-010GDD7X12GD2-20-533GD2

49、-20-535GD2-21-531GD2-21-533GD2-21X535GD2-21X539GD2-22-531GD2-22-533GD2-22-539GD2-22N230GD2-22X36GD2-22X529GD2-22X537GD2-23-527GD2-23-531GD2-23-533GD2-23-537GD2-23-539GD2-23X529GD2-24-531GD2-24-533GD2-24-535GD2-24-537GD2-24-539GD2-24J533GD2-24N38GD2-24N535GD2-24X529GD2-24X529GD2-24X534GD2-25-530GD2-2

50、5-531GD2-25-532GD2-25-533GD2-25-534GD2-25N535GD2-25NB21GD2-25X529GD2-26-533GD2-26-534GD2-26-535GD2-26-537GD2-26-542GD2-26N533GD2-27-527GD2-27-529GD2-27-530GD2-27-531GD2-27-533GD2-27-535GD2-27-539GD2-27-541GD2-28-530GD2-28-531GD2-28-533GD2-28-535GD2-28-536GD2-28-537GD2-28-539GD2-28-541GD2-28N236GD2-2

51、8X527GD2-28X529GD2-28X532GD2-29-529GD2-29-530GD2-29-533GD2-29-534GD2-29-537GD2-29N539GD2-29X527GD2-29X531GD2-29X535GD2-30-527GD2-30-529GD2-30-531GD2-30-532GD2-30-533GD2-30-535GD2-30-537GD2-30X528GD2-30X539GD2-31-525GD2-31-527GD2-31-531GD2-31-533GD2-31-534GD2-31-536GD2-31N533GD2-31X529GD2-33-527GD2-3

52、3-531GD2-33-532GD2-33-533GD2-33-534GD2-33N422GD2-33N529GD2-35-527GD2-37-5100.20.30.40.450.50.550.6馆馆5稠油环剩余油饱和度分布图稠油环剩余油饱和度分布图14X52115-52115X2115X52216-52216-52316X2216X52116XN52217-52117-52217-52317N52117X02317X42418-52018-52118-52218-52318X52519-52219-52319X52019X52119X52420-53320-53520-63821-53121

53、-53321-53721X53521X53922-53122-53322-53522-53922N23022N53522X3622X52922X53723-52723-53123-53323-53723-53923X52923X53523XN53524-53124-53324-53524-53724-53924J53324N3824N53524X52924X53425-52325-52725-53025-53125-53225-53325-53425-53525-53725J53325N53525NB2125X52926-52626-53326-53426-53526-53726-54226N

54、52126N52526N53327-52727-52927-53027-53127-53327-53527-53727-53927-54128-52628-53028-53128-53328-53528-53628-53728-53928-54128N23628X52428X52728X52928X53229-52129-52229-52929-53029-53329-53429-53729N53929X52529X52729X53129X53530-52130-52230-52530-52730-52930-53130-53230-53330-53530-53730X52630X52830X

55、53931-52031-52131-52231-52331-52531-52731-53131-53331-53431-53631N52031N53331X52931XNB1932-51832-52032-52232-52432-52632X51633-51533-51633-51733-51833-51933-52033-52233-52333-52433-52533-52733-52933-53133-53233-53333-53433N42233N52934-51234-51834-52234-52434-52634X428A34X51334X51434X51634X52035-5113

56、5-51335-52735X50936-50236-50636-50836-51136-51636-52036-52236-52436X4036X51036X51236X51436X51536X51837-50437-50637-50837-50937-51037-51237-52237N510D0-504D0-506D0-508D0-509D0-510D0-512D0-514D0-516D0-517D0N506D1-506D1N508D1-508D1-510D1-511D1-512D1-513D1-514D1-516D1-517D1-518D3-510D3-511D3XN512D3X513D

57、3-514D3X516D3-517D4-504D4-506D4X508D4X510D4-511D4X512D4-514D4X516D5-506D5X508D5X510D5X512D6-506D6-508D6-510D6X512D7-010D7X12D3-512D3-517GZ1P1AGZ1P1B0-200-3210-5110N51110-20711-51211NB1212N51113-1713-1913-71013-71213c71313-71613-72013-913N1113N1513X2113XN1914-50814G2015X90816-2016-51316-51516-6111-71

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