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。1.三次采油与EOR2.IOR与EORIORASREOR钻加密井聚合物驱调剖、流体深部转向开采可流动油扩大波及体积热采气混相驱化学驱蒸汽驱、注热水火烧油层CO2、烃惰性气体碱表面活性剂各种复合驱开采不可流动油提高驱油效率RIED1.三次采油与EOR2.IOR与EORIORASREOR钻加密井聚合物驱调剖、流体深部转向开采可流动油扩大波及体积热采气混相驱化学驱蒸汽驱、注热水火烧油层CO2、烃惰性气体碱表面活性剂各种复合驱开采不可流动油提高驱油效率RIEDRIED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-844D84-35-40TEMPERATURE，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0501001502002503003504000510152025压力（MPa）温度（℃）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05001000150020002500300005101520压力(MPa)热焓(kJ/kg)液体焓干度0.2干度0.4干度0.6干度0.8蒸汽焓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0204060801002.03.04.05.06.07.08.0压力（MPa）比容变化倍数干度0.2干度0.4干度0.6干度0.8干度1.0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05101520253035234567891011压力（MPa）热焓变化（％）干度降40%干度降30%干度降20%干度降10%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WTSP–WellboreTemperatureSimulatorPackage–注汽井模拟SIWS•SteamInjectionWellboreSimulator•计算井筒温度、压力、干度、热损失–生产井热流体循环模拟WHeat•WellboreHeatingSimulator•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EHeat•ElectricalHeatingSimulator•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Z=0Z=Z+ZP1、l赋初值计算物性、热阻、热流及温度判断流型计算摩阻解方程求P、P-P1P?-1?ZL?输出结果否是是否井筒温度模拟软件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=ZDKl(T-Tl)+ZDKr(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PPPPP10x5DiagonalGrid9x9ParallelGridD546281397r网格方向对平面波及的影响CornerProducerSecondBreakthroughFirstBreakthrough10x5CylindricalGrid9x9ParallelGrid10x5DiagonalGridInjectorEdgeProducer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0.5yr10x3GRID20x6GRIDInjectorEdgeProducer1.0yr1.6yr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MSW•MultiSegmentWellsSegmentnodeGridcellSegment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•*VAMODkeyvaiajak–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00.10.20.30.40.50.60.70.80.9100.20.40.60.810.000.020.040.060.080.100.120.140.160.180.20KroKro2KrwKrw2SoKrwKro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扩大试验区参数油藏埋深,m920油层有效厚度,m27.4净总比,f0.48孔隙度,%30.0渗透率,10-3µm2220050℃脱气原油粘度,mPa.s3127~4648原始含油饱和度,%75原始油层压力,MPa9.2原始油层温度,℃39.2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127.0104t；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127.0104t；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613104t，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26.6104t，累积产油30.5104t，累积产水24.0104t，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4.35104t，产油2.53104t，产水2.46104t，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66.3104t（包括吞吐引效注汽5.7104t），产液55.3104t，产油11.33104t，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0100200300400500600700800900100005101520热损失（％）深度（m）汽驱阶段汽驱初期正常隔热（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%）0100200300400500600700800900100020304050607080干度（％）深度（m）汽驱阶段汽驱初期正常隔热齐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