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M稠油油藏注采参数优化数值模拟研究

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稠油油藏比采油指数拟合模型研究及应用

稠油油藏比采油指数拟合模型研究及应用
（ 中海石油（ 中国） 有限公司天津分公 司 ， 天津 塘沽 ３ ０ ０ ４ ５ ２ ） 摘要： 比采油指数是确定新投入开发油 田产 能的重要 数据 。在 油 田储 量评价 和方案设计 阶段 ， 通 常先确定 油田的比采 油指
数， 然 后 乘 以压 差 和 厚 度 得 到初 期产 能 。 由于 海上 稠 油 油 田产 能 测 试 数 据 点 有 限 ， 通 常 需 要 预 测 未 测试 层 段 的 比采 油指 数 。 目前 的做 法是 通过 拟合 已投 产 油 田 比采 油 指 数 与 流 度 的 线 性 关 系 式 ， 然 后 通 过 线 性 关 系预 测 未 测 试 段 的 比采 油 指 数 。 在 应
（ Ｔ ｉ ａ ｎ ｊ ｉ ｎ Ｂ ｒ ａ ｎ ｃｈ ｏ ￣ Ｃ Ｎ Ｏ Ｏ Ｃ Ｃ ｏ ． ， Ｌ ｔ ｄ ． ， Ｔ ａ ｎ ｇ ｇ ｕ ， Ｔ ｉ ａ ｎ ｊ ｉ ｎ ３ ０ ０ ４ ５ ２ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ）
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｓ ｐ ｅ ｃ ｉ ｉｃ ｆ ｐ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｖ ｉ ｔ ｙ ｉ ｎ ｄ ｅ ｘ（ Ｓ ＰＩ ）ｉ ｓ ａ ｎ ｉ ｍｐ ｏ ｒ ｔ ａ ｎ ｔ ｄ ａ ｔ ａ ｆ ｏ ｒ ｄ ｅ ｔ ｅ ｒ ｍｉ ｎ ｉ ｎ ｇ ｎ ｅ ｗ ｏ ｉ ｌ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ ｄ ｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐ ｍｅ ｎ ｔ ． Ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ ｐ ｈ ａ ｓ ｅ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ —
Ｈ ｕ Ｔ ｉ ｎ ｇ ｈ ｕ ｉ ， Ｗａ ｎ ｇ Ｃ ｈ ｕ ａ ｎ ｊ ｕ ｎ ， Ｃ ｈ ｅ ｎ Ｌ ａ ｉ ｙ ｏ ｎ ｇ ， Ｚ ｈ ｅ ｎ ｇ Ｓ ｈ ｕ ａ ｎ ｇ ｙ ｉ ， Ｌ ｉ ａ ｎ Ｚ ｈ ｅ ｎ ｇ ｘ ｉ ｎ ａ ｎ ｄ Ｗａ ｎ ｇ Ｍａ ｎ ｙ ｉ

稠油热采井注热过程数值模拟与参数优选

稠油热采井注热过程数值模拟与参数优选

稠油热采井注热过程数值模拟与参数优选王厚东;闫伟;孙金;邓金根;曹砚锋;张磊;闫新江;高佳佳;潘豪【摘要】综合考虑应力场、压力场和温度场的耦合作用对地层塑性破坏的影响,建立了稠油热采井注热过程三维有限元分析模型,并以渤海某稠油油田为例对井筒附近温度场、压力场以及临界注入条件进行了计算分析,结果表明:注入温度和注入压力增大会导致地层塑性应变增大,地层出砂的可能性增大;以等效塑性应变0.4％为出砂判断准则,基于不同蒸汽注入温度、注入压力条件下的地层塑性应变分析结果,确定了不同注入压力下导致地层出砂的临界注入温度;注入压力从17 MPa升至23 MPa时,为了防止地层发生塑性破坏,临界注入温度需从310℃降低到176℃,且临界注入温度与对应的注入压力近似呈线性递减.上述结果可以为稠油热采井更好地选择注入压力和注入温度提供参考.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2016(028)005【总页数】6页(P104-109)【关键词】稠油;热采井;出砂;塑性应变;临界注入温度;数值模拟;参数优选;渤海【作者】王厚东;闫伟;孙金;邓金根;曹砚锋;张磊;闫新江;高佳佳;潘豪【作者单位】中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中海油研究总院北京100028;中海油研究总院北京100028;中海油研究总院北京100028;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249;中海油研究总院北京100028【正文语种】中文【中图分类】TE357.44王厚东,闫伟,孙金，等.稠油热采井注热过程数值模拟与参数优选[J].中国海上油气，2016,28(5)：104-109.Wang Houdong,Yan Wei,Sun Jin,et al.Numerical simulation and parameter optimization for heat injecting progress of heavy oil thermal recoverywells[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):104-109.目前渤海海域已发现南堡35-2、秦皇岛32-6和埕北油田等20多个稠油油田，稠油油田在渤海的储量发现及产能建设中占有十分重要的地位[1]。

底水稠油油藏水平井精细数值模拟跟踪技术研究与应用

底水稠油油藏水平井精细数值模拟跟踪技术研究与应用
２ １ 建模 步骤 ．
底 水 稠油 油 藏 废 弃 直 井 老 井 网 、 用 水 平 井 网 采
开发后， 由于渗 流 机 理 的不 同导 致 油 井 开 采过 程 中 生产动态变化特征、 水淹规律均不同。 尤其是大规模 吞 吐热 采后 ， 油藏 动 态特 征 将会 发生 更 大 的变 化 ， 如 何 及 时 有效 地 分 析 水 平 井 生 产 动 态 ， 进 行相 应 的 并 综合 调 整将 是 该类 油 藏 利用 水平 井 网进 行 二次 开 发 后 面临 的最 现 实 、 最重 要 的 问题 。针 对 以上 问题 ， 应 用 Ｐ ｔｅ 软 件 建 立 三 维 地 质 模 型 ， 选 粗 化 方 法 进 ｅｒｌ 优
（ ） 于单 层 砂体 模 型而 言 ， 沉积 时 间单 元边 Ｉ对 以
水平井与直井相 比在相 同生产压差下具有产液量高 的优 势 ， 通过 增 加 排液 量 ， 以有 效提 高 产油 量 。为 可 此 ， 用废弃老井 网、 采 水平 井 整 体 替 代 直 井 开 发 ， 完 钻的 ３ ３口水 平 井 经 过 注 蒸 汽 热 采 后 取 得 了 较 好 的 开 发 效 果 ， 如 何 控 制 水 平 井 热 采 操 作参 数 是 下 一 但 步 应 用水 平 井进 行 二次 开 发面 临 的一 个难 题 。
平 井 生产 动 态跟踪 与参数 优 化 ， 取得 了较好 的 开发 效 果 。
关 键词 ： 水平 井 ； 值模 拟 ； 数 地质 建模 ； 剩余 油 ； 参数 优 化 中图分 类 号 ： ＴＥ３ ５ ４ 文献 标 识码 ： Ａ 文章 编号 ； ｏ ６ ７ ８ （ ０ ０ １ 一ｏ ３ 一 Ｏ １Ｏ— ９１ ２ １） １ １３ ３ ２ 精细 油藏 三维 地 质模 型 的建 立 与粗 化

稠油油藏正交设计优化DCS参数研究

稠油油藏正交设计优化DCS参数研究
１．２
考虑开发过程中向地层注入了蒸汽、ＣＯ。、降粘 剂等物质，采用不同开发方式时这些物质的注入量 是不相同的，如果单纯采用累产油量这项指标来对 比，由于没有扣除注入物质成本的影响，不能全面衡 量各种开发方式的优劣。而净累油指标则扣除了注 入物质成本的影响，更适宜作为评价指标。净累油是 指扣除注汽、ＣＯ。、降粘剂费用后的产油量。其中蒸 汽的价格为２００元／ｔ，１ｔ蒸汽折算为０．０７６７ｔ油，ＣＯ？ 价格为１０００元／ｔ，ｌｔＣ０２折算为０．４２６ｔ油，降粘剂价 格为１２０００元／ｔ，ｌｔ降粘剂折算为５．１１５ｔ油。
验结果指标之和，则该因素第ｉ水平值的平均实验结
果指标为：
ｋｉＡ＝壁
ｒｉ
’
（１）
水平降粘剂注ＣＯ：注入蒸汽注入量累油 代号Ｘ！ｉｈ／周Ｊｌ量ｔ／周期ｃ／周期１０４ｔ
ｌ ２ ３ ４ ５ ６ ７ ｍ ｍ ｍ ０ Ｌ Ｌ Ｌ Ｌ
净累油
１０４ｔ Ｌ ｉ Ｌ Ｌ Ｌ
采出程度
％ 掣０一Ｌ
ｉ
ｍ ｍ Ｌ １５．９５
式（１）中，ｒｉ为该因素第ｉ个水平数值的实验次
数，在Ｌ。。（４ｓ）表中都为４。这样可以找到Ａ因素下每 个水平的评价实验结果。表５～表７为各因素在各水 平下的平均实验结果指标数据。采用直观分析法可 从中优选最佳参数组合即最佳方案，其中最大的数 值就是优选的水平。用同样的方法计算可得每个因 素对应的最好平均实验结果指标对应的水平数值， 将全部因素的最优水平数值结合得到的参数组合即 为最优的实验方案［６］。
１．３油层温度
桩西油田桩斜１３９块位于桩西油田北部滩海 区，水深２～３米，构造上位于济阳坳陷沾化凹陷东 北部，桩西和埕岛潜山披覆构造的结合部［１］。主力含 油砂层组为Ｎ９６、Ｎ９７，油层埋深１５５０～１６５０ｍ，地面

稠油油藏注蒸汽和烟道气数值模拟研究

稠油油藏注蒸汽和烟道气数值模拟研究

稠油油藏注蒸汽和烟道气数值模拟研究
朱汇;常毓文;沈德煌;陈荣灿;霍进
【期刊名称】《特种油气藏》
【年(卷),期】2003(010)0z1
【摘要】为提高克拉玛依油田九6区特稠油蒸汽吞吐后期及转蒸汽驱开发效果,进行了注蒸汽添加锅炉烟道气机理、地质参数敏感性、注采参数优化和经济评价等研究.研究结果表明:在适宜的油藏条件下,蒸汽加烟道气吞吐和蒸汽加烟道气驱比单纯的蒸汽吞吐和蒸汽驱效果都有明显的改善.蒸汽吞吐后期加锅炉烟道气可使该区吞吐周期延长2～4轮次,单井产量提高1459 t,采出程度提高7.02%;蒸汽驱过程中添加烟道气可使采出程度提高3.7%.
【总页数】3页(P59-60,63)
【作者】朱汇;常毓文;沈德煌;陈荣灿;霍进
【作者单位】中油勘探开发研究院,北京,100083;中油勘探开发研究院,北
京,100083;中油勘探开发研究院,北京,100083;中油新疆油田分公司,新疆,克拉玛依,834000;中油新疆油田分公司,新疆,克拉玛依,834000
【正文语种】中文
【中图分类】TE319;TE345
【相关文献】
1.H稠油油藏典型井组注蒸汽驱参数优化数值模拟研究 [J], 李珂;李允;赵场贵;周林
2.蒸汽喷射泵用于蒸汽与烟道气混注 [J], 李景波
3.薄互层普通稠油油藏烟道气驱数值模拟研究 [J], 鲍君刚
4.稠油油藏注蒸汽和烟道气数值模拟研究 [J], 朱汇;常毓文;沈德煌;陈荣灿;霍进
5.混注烟道气辅助蒸汽吞吐驱替机理数值模拟研究 [J], 霍刚;范潇
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稠油开采数值模拟研究

稠油开采数值模拟研究
开发调整 阶段 ， 通过不完善 的数 学模 型计算， 会使剩余油分布 及产量等的预测不准确， 乃至 整个 开发方案调整 出现误差， 造成不可挽 回的损失． 开发 出完善实用的数学模型并应用于实践是当下 首要的任务， 本文针对稠油油藏注蒸汽开采的特点， 建立三维 、三相、多组分、注蒸汽、水平井 开采的数学模型， 并且开发出相应软件， 提出开发调整建议， 用于指导实际生产 ．
高 校 应 用 数 学 学 报
２ １ ， ７３ ： ２—３ ０ ２ ２ （） ３ ５３ ９
稠油开采数值模拟研 究
梁 涛， 赵 拮 ， 耿 长 波 ， 闫 伟
（ 中国石油勘探开发研究院，北京 １０ ８ ） ０ ０ ３
摘
要：针对稠 油油藏使 用水平 井并且 注蒸汽的开采方式， 建立 了相应的数学模 型， 模
的 绝 对 值 偏 差 为 １ ％， 所 有 方 法 中最 小的 ． 型 与 求 解 方 法 适 用于 稠 油 油藏 注 蒸 汽 ． 是 ９ 模
水 平 井 开 采数 值 模 拟 ．
关键词 ： 油； 稠 开采； 水平井； 三维三相； 九点差分 中图分类号： ４ Ｏ２ １
文献标识码 ： Ａ
Ｋ 但是因为要使 用Ｈａ ｌ ｎ Ｊ， ｍｉｏ 算子， ｔ 在方程中统一用 Ｊ 表示． １３ 能量守恒 方程 ． 进 入单元的能量 一离开单元 的能量 ＝单元 内能量 的变化 ． 进入与离开某一单元 的能量可分
梁
涛 等 ： 油 开 采数 值 模 拟研 究 稠
３７ ２
为两部分（ 不考虑热辐射） 即热对流和热传导， ， 考虑上下盖层热损失与产出流体带走的热量 可
１２ 质量守恒 方程 ． 流入单元 的流体质量 一流 出单元的流体质量 ：单元 内流体质量 的变化 ．以水 组分

稠油油藏蒸汽吞吐开采参数优化

Ｔ ｓｓｕ ｙ ｐ ｏ ｉ ｅ ａ ｉ ｏ ｈ ｘ ｌ ｉ ｔｏ ｆｓ ｃ ａ ｉ ｒ ｓ ｒ ｏｒ ． ｈｉ ｔ ｄ ｒ ｖｄ ｓ ａ ｂ ｓｓ ｆ ｒｔ ｅ ｅ ｐ ｏ ｔ ｉｎ ｏ ｐｅ ｉｌｏｌ ｅ ｅｖ ｉｓ ａ
Ｋｅ ｒ ｓｈ ａｙｏ ｓｒｏｒｓ ａ ｔ ｌ ｉｎ ｇｓｉ ｅｔ ｎｐ ｒｍ ｔ ｓｏ ｔ ｉ ｔ ｎ ｙｗｏｄ ：ｅｖ ｉ ｒ ｅｖｉ； ｅ ｍ ｓｍｕａ ｏ ；ａ ｊｃｉ ａａ ｅｅ ；ｐｉ ｚ ｉ ｌｅ ｔ ｉ ｔ ｎ ｏ ｒ ｍ ａｏ
Ｏｐｔｍ ｉａ ｉ ｎ ｏ ｐ ｏ ｔ ｔｏ ｆＨ ｅ ｖ ｌＳ ｅ ｍ ｔｍ ｕｌ ｔｏ ｒ ｍ ｅ ｅ ｉ ｚ ｔｏ ｆＥｘ ｌ ｉａ ｉ ｎ ｏ ａ ｙ Ｏｉ ｔ ａ Ｓ ｉ ａ ｉ ｎ Ｐａ ａ ｔ ｒ
ＧＡＯ ｎ， Ｙａ ＣＨＥＮ ｏ—ｄ ｎ ＬＩ Ｂａ ｏ ｇ， ＡＮＧ ｅ， Ｉ Ｌｉｎ Ｌ Ｙｕ Ｌ Ｕ ａ ｇ， ＵＯ ｉ Ｋａ
度、 焖井时间等 都会对最终采收率产生影响。 １ 注 气 参 数 分 析
１ １ 周 期注气 量 ．
周期 注气 量对 产 油 率 起 到相 当重 要 的作 用 ， 是
蒸 汽吞 吐过程 中的一个 主要 参量 ， 研究 表 明 ， 井底 若
干度 一定 ， 时随着 注气 量 的增加 ， 油率 也会 随之 此 产 增加 ， 但注 气量 也不 宜过 高 ， 否则原 油 油气 比将会 有 所 下 降 ； 气量 也不 宜太 低 ， 注 否则 开井 生产 时其产 油 峰值 低 。随着注 气量 的增 加 会 引起 以下 影 响 （ ） １ 注
第２ ９卷 ， 总第 １９期 ６ ２ １ 年 ９月 ， ５期 ０１ 第
《节 能 技 术 》
ＥＮＥＲＧＹ Ｃ０ＮＳＥＲＶＡＴ１ ０Ｎ ＴＥＣＨＮ０Ｌ０ＧＹ

M稠油油藏蒸汽驱开发注采参数优化研究的开题报告

M稠油油藏蒸汽驱开发注采参数优化研究的开题报告开题报告一、研究背景蒸汽驱是开发M稠油油藏的常用技术之一，其原理是通过注入高温高压的蒸汽，使得油藏中的稠油流动性提高，从而实现油藏增产。

然而，在蒸汽驱开发过程中，如何合理地设置注采参数，是影响油田开发效果的重要因素。

当前，国内外对于蒸汽驱注采参数优化的研究比较深入，但受限于地质条件、油藏性质等因素，这些研究很少直接适用于M稠油油藏。

二、研究内容本文以M稠油油藏蒸汽驱开发为研究对象，旨在探究蒸汽驱注采参数对M稠油油藏开发效果的影响，并寻求最佳的注采参数配置策略。

具体研究内容包括：1. M稠油油藏蒸汽驱的基本原理及工艺流程分析。

2. 基于M稠油油藏特性，探究不同注采参数（如注汽压力、注汽量、注液量等）对油藏开发效果的影响。

3. 建立M稠油油藏蒸汽驱数值模拟模型，并进行数值模拟分析。

4. 对比不同注采参数组合的开发效果，寻求最佳的注采参数配置策略。

三、研究方法本文采用文献研究、实验分析、数值模拟等方法进行研究：1. 文献研究。

对国内外相关文献进行综述，了解M稠油油藏蒸汽驱开发的现状及注采参数的应用研究情况。

2. 实验分析。

在实验室中利用模拟岩心和模拟油藏进行控制实验，对不同注采参数组合的效果进行分析。

3. 数值模拟。

基于M稠油油藏的实际情况，构建数值模型，通过数值模拟的方式来模拟M稠油油藏蒸汽驱在不同注采参数下的开发效果。

四、研究意义和预期结果本文的研究目的是优化M稠油油藏的蒸汽驱注采参数，提高M稠油油藏的采收率和经济效益。

具体的研究意义和预期结果如下：1. 确定M稠油油藏蒸汽驱最佳注采参数组合，从而提高M稠油油藏的采收率，优化经济效益。

2. 加深对M稠油油藏特性及其蒸汽驱开发规律的理解，为类似油藏的开发提供借鉴和参考。

3. 通过建立数值模拟模型，将实验结果进行验证和修正，提高研究结果的可靠性。

五、进度安排本文的研究将按照以下进度安排：第一阶段：文献研究，分析M稠油油藏的特性及蒸汽驱开发技术，明确研究方向。

薄层油藏水平井优化数值模拟研究与应用

薄层油藏水平井优化数值模拟研究与应用摘要：采用petrel作为地质建模软件，建立油藏层面构造模型和属性模型，得到油藏三维精细数据体。

利用数值模拟技术对水平井的井位、射孔位置、水平段长度、水平井轨迹及注采参数进行优化研究。

根据优化结果，在研究区域已实施水平井1口，产油量是周围直井同周期相同生产时间的5倍。

研究成果在稠油老区二次开发的现场应用中取得了较理想的开发效果。

关键词：水平井；层面构造；属性模型；数值模拟；二次开发；优化技术引言曙光油田稠油老区以薄互层稠油油藏为主，占稠油老区总地质储量的68.4%。

该类油藏于1986年开始投入热采开发，处于吞吐开发后期。

措施效果差、产量递减快、经济效益逐年下降。

按照现井网及开发方式，生产效果难以改善，采收率无法提高，开展二次开发方式探索已势在必行。

结合petrel作为地质建模软件，建立油藏层面构造模型和属性模型，得到油藏三维精细数据体。

利用数值模拟技术对杜66水平井的井位、射孔位置、水平段长度、水平井轨迹及注采参数进行优化研究，从而指导水平井二次开发的高效进行。

1 油藏概况1.1 油藏地质特征杜66块是曙光油田稠油老区薄互层状稠油油藏中最大的一个断块，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为下第三系沙河街组沙四段上部杜家台油层，全块构造完整，断块构造形态为一个由北西向南东倾伏的鼻状构造。

油藏埋深-800～-1200m，有效厚度42.1m，平均单层厚度2.5m，平均孔隙度25.5%，净总厚度比0.396，地层水为nahco3型。

断块含油面积4.9km2，地质储量3940×104t。

2 油藏三维地质模型及数值模拟2.1 精细三维地质模型建立以杜66块杜i组为研究对象，杜161井为中心的50口井区域作为水平井有利部署区。

纵向上共划分为15层，其中9个油层，6个隔夹层，另外杜ⅰ2层再细分为3个层，平面上建立12m×12m，共计47250个网格结点的构造模型。

稠油油藏剩余油分布及挖潜措施数值模拟研究

稠油油藏剩余油分布及挖潜措施数值模拟研究【摘要】目前，我国油田平均含水己达80%以上，但仅采出可采储量的2/3左右，因此高含水期开发将是我国重要的油田开发阶段。

首先对剩余油分布的影响因素和分布规律进行调研，其次以某稠油区块高含水期天然水驱油藏为主要研究对象，建立了机理模型。

该油田为正韵律，设计井网为反九点法井网，其中提液方式取两个水平，其余因素各取三个水平。

通过油藏数值模拟技术研究了高含水期剩余油分布规律，最后，结合油藏剩余油分布特征，提出了油田特高含水期挖潜措施。

【关键词】稠油油藏剩余油分布数值模拟正韵律1 平面剩余油分布规律研究1.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，建立机理模型。

原油粘度为50mPa.s，小层厚度为2m，井距为300m，采液速度为3%，开采时间为25年。

对于平面剩余油分布主要考虑平面非均质性对剩余油分布的影响，平面渗透率平均值取为3000mD，设计级差取三个水平，分别为4、9、19，平面渗透率分布见表1。

对于平面渗透率的分布状态主要考虑两种形式，一种为斜向分布，另外一种为垂向分布。

1.2 平面剩余油分布规律（1）渗透率斜向分布：级差由低到高原油采出程度分别为24.68%、23.15%、22.56%和最终含水率分别为87.78%、88.58%、89.06%，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。

模型左上部渗透率低，剩余油饱和度高，右下部渗透率高，剩余油饱和度低，所以储层的左上部为剩余油富集区。

随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左上方偏移。

图1？各级差下的剩余油平面饱和度场图（2）渗透率垂向分布：剩余油平面饱和度分布如图1所示，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。

模型左侧渗透率低，右侧渗透率高，随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左侧偏移。

2 纵向剩余油分布规律研究2.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，设计研究因素包括以下五个：油层厚度、纵向渗透率非均质性、原油粘度、采液速度、提液方式。

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图 2 2006 年 12 月 E 层含油饱和度图 4 汽驱方案设计与指标预测 4. 1 注采参数敏感性分析
M 油藏经过 6 年多的大规模提液开采, 生产井 的排液能力也基本确定, 即平均单井排液 95. 4m 3 d。 需要通过研究确定出与之相符合的注汽速度, 即 确定蒸汽驱的最优采注比。 取单井排液速度为 95. 4m 3 d、注汽干度 0. 6、注汽温度 275℃, 分别计算原 计划及不同采注比下蒸汽驱的开发指标, 预测时间 为 10 年。
采注比 等时间歇 5 月 33. 62 75. 07 207. 98 60. 21 0. 361
2. 0 等时间歇 6 月 33. 45 74. 36 209. 49 59. 4 0. 355
等时间歇 9 月 32. 66 71. 05 209. 57 56. 08 0. 339
等时间歇 12 月 32. 54 70. 57 208. 7 55. 66 0. 338
采用不同间歇蒸汽驱方案, 取采注比为 2. 0, 蒸 汽干度为0. 6, 注汽温度275℃, 分别模拟了不同间歇 时间下的蒸汽驱开发指标, 预测结果见表 3。
由表 3 可以看出, 与连续汽驱相比, 间歇汽驱方 式虽然采收率有一定的降低, 但阶段油汽比和净产 油量得到大大提高。 通过对比净产油量和油汽比两 个经济效益指标, 认为等时间歇 5 月汽驱方案为最 优。
Ξ 收稿日期: 2008- 07- 24 作者简介: 杜云星 (1983—) , 男, 助理工程师, 2008 年毕业于中国石油大学油气田开发专业, 硕士, 现从事油气田开发研 究工作。
2008 年第 21 期 杜云星等 M 稠油油藏注采参数优化数值模拟研究
147
313 剩余油分布相对分散 通过分析注蒸汽和注热水后油井的见水时间,
2. 5 135. 61 32. 52 70. 48 46. 51 97. 67 335. 57 0. 210
3 125. 77 30. 16 60. 65 40. 68 97. 80 279. 64 0. 217
4. 2 蒸汽注入方式的优化
前人研究结果表明, 间歇汽驱起到了延长蒸汽 驱时间, 有效提高采出程度的作用[1], 在一定条件下 转间歇蒸汽驱开采的净收入优于连续蒸汽驱开采和 蒸汽吞吐[2 ]。
对典型井组 37 口开发井全部进行了单井历史 拟合, 其中生产井26 口, 注汽井11 口, 历史拟合时间 为其投产时间到 2006 年 12 月。根据生产历史, 较好 的拟合了全区和单井的压力、产液量、产油量 (见表1 )。拟合结束时, 油层平均压力为3. 50M Pa, 与测压结 果 3. 49M Pa 较为接近。
认为注入流体沿高渗通道迅速推进, 第一生产井排 和第二生产井排中各井的见水时间和含水上升速度 与平面上的高渗通道密切相关。高渗通道的存在, 造 成水淹、汽窜的发生, 降低了蒸汽的热能利用率, 使 一些高产井产量大幅度下降。 进入中高含水采油阶 段后, 由于层间和平面水淹程度不均衡, 层间干扰加 剧, 剩余油分布相对分散, 且含水越高, 分散程度越 大。
摘 要: 针对哈萨克斯坦M 稠油油藏的开发现状, 利用测井、地质资料, 建立了能够反映当前勘探 开发特征的三维地质模型, 以此为基础利用数值模拟方法进行了剩余油分布规律研究; 分析了注汽速 度、注汽温度、注汽干度、汽驱方式、注采井网等因素对开发效果的影响, 并优选出最佳注采参数, 为M 油田中区的高效开发提供一定的理论参考和借鉴。
等时间歇 3 月 32. 51 70. 44 210. 28 55. 42 97. 84 0. 335
等时间歇 4 月 32. 87 71. 96 210. 05 56. 95 97. 85 0. 343
等时间歇 5 月 33. 04 72. 65 210. 14 57. 64 97. 62 0. 346
关键词: 稠油油藏; 蒸汽驱; 参数优化; 数值模拟
M 稠油油藏位于哈萨克斯坦M 油田中区中部, 含油面积1. 5 km 2, 地质储量为380. 20×104 t, 埋藏深 度 350～ 450m , 平均孔隙度为 30. 7% , 平均渗透率为 0. 8Λm 2。 地下原油粘度为 240m Pa. s, 属普通稠油。
通过对比国内同类油田开发指标, 认为M 稠油 油藏目前存在的突出问题是: 综合含水高、采出程度 低、开发效果差。为此, 本文采取数值模拟方法, 对蒸 汽驱注采工艺参数、汽驱方式、井网类型进行优选, 预测和分析各种方案下蒸汽驱的开发指标, 从中发 现规律性认识。 1 油藏数值模型建立
采用Pet rel 软件对M 油藏典型井组进行地质建 模, 粗化后网格数为23×26×11, 即6578 个。共有11 个模拟层, 包括纵向5 个模拟油层和4 个根据实际油 藏条件所设置的模拟隔层, 将 E 层细分为 3 个小层, 见图 1。
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内蒙古石油化工 2008 年第 21 期
图 3 采注比 2. 0 下各井网连续汽驱开发指标对比图 反七点井网下, 对比不同间歇时间注汽方案下
的采收率和净产油量两项指标, 同样认为采注比 2. 0, 等时间歇 5 月汽驱的方案最优, 见表 4。 且相对于 行列式井网, 反七点井网下净产油量增产 2. 57 × 104m 3, 增幅为 4. 46%。
表 3 不同注汽方式下蒸汽驱开发指标预测表
阶段 阶段 净产
采收率
含水率 阶段
方案
产油量 注汽量 油量
%
% 油汽比
104m 3 104t 104m 3
等时间歇 1 月 32. 41 70. 02 208. 34 55. 14 97. 91 0. 336
等时间歇 2 月 32. 42 70. 06 211. 44 54. 96 97. 86 0. 331
从 2006 年 12 月的含油饱和度图 (图 2) 统计得 出: 一线油井的平均含油饱和度 59. 67% , 二线油井 平均含油饱和度 64. 8% , 高出一线油井 5. 13%。 312 纵向来看, E 层下部剩余油储量丰度比上部大
E 层包括7, 8, 9 三个小层。对比第7 层和第9 层 的温度场, 发现油层上部的蒸汽扩展面积比下部油 层明显大, 这种现象主要是由蒸汽的超覆作用导致 的。 受其影响, 油层下部受热效果较差, 蒸汽驱替面 积较小, 采出程度相对低。
汽驱 3 年转 等时间歇 5 月 33. 68 75. 31 265. 67 56. 33 97. 74 0. 283
4. 3 注采井网优选 通过前面的生产动态分析和数值模拟研究, 认
为原行列式井网方式严重影响了开发效果, 需要根 据生产动态, 及时调整井网。 由于原井网为三角形, 可以考虑转换的井网包括反七点井网、正四点井网 以及菱形反九点井网。
由结果可以看出, 当采注比为 2. 0 时, 油汽比为 0. 186, 净产油量指标达到最优, 因此最佳采注比取 2. 0。
同理, 对注汽干度、注汽温度做了优选, 结果分 别为: 0. 6 和 275℃。
表 2 不同采注比蒸汽驱开发指标预测表
累计
阶段 净产阶段采收率Fra bibliotek含水率
阶段
采注比 产油量
产油量 油量
表 4 反七点井网各方案下蒸汽驱开发指标预测表
阶段 阶段 净产
采收率
阶段
反七点井网间歇汽驱方案
产油量 注汽量 油量
%
油汽比
104m 3 104t 104m 3
等时间歇 1 月 32. 45 70. 2 209. 44 55. 24 0. 335
等时间歇 3 月 32. 75 71. 46 208. 23 56. 58 0. 343
等时间歇 6 月 32. 95 72. 26 211. 42 57. 16 97. 8 0. 342
等时间歇 8 月 32. 48 70. 33 195. 94 55. 27 97. 77 0. 333
等时间歇 9 月 32. 35 69. 76 199. 58 54. 72 97. 94 0. 331
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内蒙古石油化工 2008 年第 21 期
M 稠油油藏注采参数优化数值模拟研究Ξ
杜云星1, 何顺利2, 顾岱鸿2, 田树宝2, 尚希涛2
(1. 中国石化集团国际石油勘探开发有限公司, 北京 100083; 2. 中国石油大学 (北京) 石油天然气工程学院, 北京 102249)
采注比 1. 2 34. 63 79. 28 345. 7 54. 58 0. 229
1. 8 145. 26 34. 83 80. 14 43. 40 97. 39 514. 37 0. 156
2. 0 143. 19 34. 34 78. 07 48. 11 97. 54 419. 44 0. 186
2. 2 139. 82 33. 53 74. 70 47. 31 97. 61 383. 50 0. 195
M 油藏为一套多层砂泥互层含油体系, 构造稳 定, 断层不发育。各小层顶底部位均存在较厚泥岩隔 层, 将各小层分开并形成独立的油水系统。目前主力 开发层位为E 层, 平均油层厚度为12m。E 层典型井 组于 1989 年投入蒸汽驱开发, 注入方式为两排注入 井夹三排采油井的行列切割方式, 开发井网为三角 形, 井距为 150m。 截止 2006 年 12 月, 采出程度 15. 6% , 综合含水 95. 0% , 累计油汽比 0. 179, 累计采注 比 1. 36, 采油速度 0. 9%。生产井开井数 21 口, 平均 单井日产油 3. 6t。
汽驱 5 月停注 2 月 33. 94 76. 42 300. 4 54. 97 97. 63 0. 254
汽驱 5 月停注 3 月 33. 6 75 262. 34 56. 26 97. 45 0. 286
汽驱 5 月停注 4 月 33. 22 73. 42 237. 52 56. 45 97. 88 0. 309