注蒸汽开发动态方法要点解析.ppt

草古102-37原油流变特性对比 特稠油 汽驱后，全区平均单井日产油稳中有升，目前比吞吐末增加2t/d左右，全区累计增油25.8×104t，提高采出程度6.9％。 方式措施效果 汽驱前 汽驱后 时间 年/月 平 均 单 井 日 产 油 t/d 平均单井日产油与时间关系曲线 （6）产量变化规律研究 a年=29.3% 草20块奥陶月递减曲线 递减规律 调和递减——单家寺油田 Qo=96.6/(1+0.2573*t) 双曲递减——乐安油田 Qo=182.6/(1+1e-6*0.2724*t)（1/1e-6） 有效厚度对周期吞吐指标的影响曲线 （7）影响开发效果因素分析 1）有效厚度影响－－周期指标 有效厚度－－累积油量 2）净总比影响 孤岛中二中东出砂严重井平面分布图 3）出砂影响 中二中东Ng5出砂对吞吐效果的影响表 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 4）注采参数影响 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 底水油藏排液量影响 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 孤东九区西R1-23井日油能力与含水关系曲线 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 * 注蒸汽开发动态分析方法 地科院稠油室 提 纲 一、基础知识 二、动态分析的一般方法 三、影响因素分析方法 四、结束语 三、调整方案编制内容 2、动态分析及开发效果评价 （1）开发阶段划分 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。 2、开采动态分析及效果评价 吞吐阶段 1992.7~1997.9 吞吐＋间歇汽驱阶段 1997.10~目前 冷采阶段 1989.1~1992.6 按开发方式划分 孤东 九区 西开发阶段对比表 孤东九区西开发曲线 开发初期 93.1～95.11 上产阶段 95.12～97.8 综合治理 97.9～98.9 产量递减 98.10～03.2 按开发调整措施划分 井网调整 03.3～ 孤东九区西开采现状统计表 2003.12 开采现状或开发现状 包括主要内容： （2）开发现状 （3）含水变化规律研究 含水与时间关系曲线 时间 年 含 水 ％ 汽驱前 汽驱后 草20块Ng1已投产水平井与含水关系曲线 草20潜山单井含水等值图 孤岛中二中东含水80%推进图 研究含水推进选择井示意图 草20-205井 - 草20-X702井含水剖面图 20-X205 20-X305 20-x403 20-x503 20-x602 20-x702 含水 a.mon.d 草20块Ng11997年12月含水推进图(90%) 草20块Ng11998年12月含水推进图(90%) 草20块Ng11999年12月含水推进图 （4）地层能量评价 累积亏空与时间关系曲线 时间 年/月 亏 空 104t 冷采阶段和吞吐阶段初期（1993年5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。2001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74.4×104t。 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. 孤东九区水侵量与ΣΔPΔt关系曲线 水侵速度:5.34×104t/Mpa.a 胶质沥青质含量 ％ 原油粘度 mPa.s 胶质沥青质含量与原油粘度关系 （5）原油流变性及渗流特征 非牛顿幂律流体定义 ?（S-1) ?(Pa) 膨胀体 牛顿流体 拟塑性流体 宾哈塑性流体 稠油流变特性研究 0 0.5 1 1.5 2 2.5 30 40 50 60 70 80 90 100 温度 ( ℃ ) 屈服值 (D/cm2 ) 孤岛中二北3-更535井原油屈服值随温度的变化关系曲线 普通稠油屈服值随温度的变化 0 0.5 1 1.5 2 2.5 40 50 60 70 80 90 100 110 温度 ( ℃ ) 屈服值 (D/cm2 ) 草古102-37屈服值随温度的变化关系曲线 特稠油屈服值随温度的变化 0 1