稠油热采动态分析方法.ppt

压降与亏空关系曲线 压 降 MPa 累亏空 104t 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. 开发动态特点 孤东九区水侵量与ΣΔPΔt关系曲线 水侵速度:5.34×104t/Mpa.a 开发动态特点 累积亏空1300×10t，平均单井亏空2.2×104t。 开发动态特点 CN69-X45采油曲线 3 4 5 6 7 8 0 20 40 60 80 100 0 20 40 60 80 0 40 80 120 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-X45井注汽，井口温度由86℃?106℃，产液量由45.5t/d ? 73.3t/d，含水由40.8% ? 54%；注汽结束后，至4月10日左右井口温度?100℃，产液量? 54t/d，含水?31.6%。CNP7和CN71-X45井注汽期间都有类似变化 （5）油层热干扰状况分析 开发动态特点 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 （6）影响因素分析 有效厚度对周期吞吐指标的影响曲线 有效厚度影响－－周期指标 影响开发效果的主要因素 有效厚度－－累积油量 影响开发效果的主要因素 净总比影响 影响开发效果的主要因素 本区的原油粘度多在30000--60000mPa.s（50℃）之间，且由北西向南东逐渐变稠。 原油粘度影响 影响开发效果的主要因素 不同井区生产效果对比 原油粘度影响 影响开发效果的主要因素 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。 边水的影响 影响开发效果的主要因素 避射厚度的影响 影响开发效果的主要因素 注汽强度 t/m 周 期 油 汽 比 t/t 孤岛中二中东注汽强度与周期油汽比关系曲线 注采参数的影响 影响开发效果的主要因素 草古1潜山油藏开发初期单井排液量对油井含水的影响 含水 % 单井排液量 t/d 注采参数的影响 影响开发效果的主要因素 井次 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 防砂有效期 防砂成功率 初期产能 防砂方式 防砂方式影响 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 出砂影响 影响开发效果的主要因素 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 不同方式生产情况对比 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。 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： 注采关系曲线法 可采储量评价 26$/bbl为0.22 40$/bbl为0.12 不同生产成本吞吐极限油汽比图版 可采储量评价 草20块潜山注采法关系曲线 剩余可采储量14～16?104t 可采储量评价 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 产量递增率法 在半对数坐标上，累积产油量与瞬时产油量/累积产油量呈线型关系： 可采储量评价 孤东九区吞吐区产量递增率曲线 可采储量评价 3、稠油渗流特征 ● 建立稠油热采非达西渗流模式 中二北： 地面粘度 3000mPa·s 地层粘度 521mPa·s 渗透率 2300×10-3μm2 油层温度 65 ℃ 周期注汽 2500t 地下干度 40％ 井距由200×283m加密成141×200m。 该理论指导了胜利油田新区方案井网设计及老区加密调整 牛顿流区 非牛顿流区 不流动区 L 油层温度 启动压力梯度 加热半径 泄油半径 35m 56m 109