稠油热采技术

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20406080100120140160180200220240260280300320340360TEMPERATURE，DEGREESCENTIGRADE（℃）01.001.251.501.752.03.04.05.06.07.08.09.01015203040507510015020030040050010002000300050001000020000500001000002000005000001000000200000050000001000000020000000KINEMATICVISCOSITYCENTISTORES（mPa.s）KINEMATICVISCOSITYCENTISTORES（mPa.s）01.001.251.501.752.03.04.05.06.07.08.09.0101520304050751001502003004005001000ASTMSTANDARDVISCOSITYTEMPERATURECHARTSFORLIQUIDPETROLEUMPRODUCTS40506070809010011012013014015016017018019020022024026028030032034036038040042044036-704736A-84635A-844D84-35-40TEMPERATURE，DEGREESFAHRENHEIT（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）临界温度374.1℃临界压力22.1MPa饱和水蒸汽热焓变化图3～20MPa，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

TemperatureSimulatorPackage注汽井模拟SIWSSteamInjectionWellbore

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

HeatingSimulator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EHeatElectricalHeatingSimulator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Kr(T-Tr)Kl(T-Tl)TT+dTZZ+dZQlWHeat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546281397r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MSWMultiSegmentWells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*VAMODkeyvai

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、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SoKrwKro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Ⅰ、莲Ⅱ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55.3104t，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井口注入热量（压力1、温度1、干度1、流量）井底注入热量（压力2、温度2、干度2、流量）井筒散热（地层温度）井筒隔热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（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：0.836µm2

，克上组：0.286µm2

油层温度：八道湾组：19.7℃，克上组：21.2℃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快周期时间较短：104～120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02004006008001000120012345678周期产油（t）020406080100120140生产时间（Days）周期产油生产时间周期产油量、生产时间、采注比逐渐增加周期产油量、油汽比在第4～6周期达到最高百重7区注蒸汽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0.288～1.00mm2累产油量2550～3050t，增加19%，净总比对吞吐效果的影响净总比0.28～0.82，产油量2500～2900t，增加近16%原油粘度对吞吐效果的影响原油粘度26000～42000mPas产油量3100～2750t，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，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