稠油热采技术讲解
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• 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%。
30
干度降30%
干度降20%
干度降10% 25
热焓变化（％）
20
15
10
5
0
2
3
4
5
6
7
8
压9 力（1M0Pa） 11
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 – Wellbore Temperature Simulator Package – 注汽井模拟SIWS • Steam Injection Wellbore Simulator • 计算井筒温度、压力、干度、热损失 – 生产井热流体循环模拟WHeat • Wellbore Heating Simulator • 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 • Electrical Heating Simulator • 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
• 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
– 5点差分、9点差分
• 区域模型
9 x 9 Parallel Grid
D
P
P
– 直角坐标
– 有限元网格 – 角点网格 – 局部网格加密
123 456 7 89
10 x 5 Diagonal Grid
P
P
P
网格方向对平面波及的影响
10 x 5 Cylindrical Grid 9 x 9 Parallel Grid
• 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, m 油层有效厚度, m 净总比 , f 孔隙度, % 渗透率, 10-3µm2 50℃脱气原油粘度, mPa.s 原始含油饱和度, % 原始油层压力, MPa 原始油层温度, ℃
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。
饱和水蒸汽比容变化图
100
干度0.2
80
干度0.4
干度0.6
干度0.8
60
干度1.0
比容变化倍数
40
20
0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
压力（MPa）
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
35
干度降40%
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
10 x 3 GRID 20 x 6 GRID
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
7.0
6.0
6.0
5.0
5.0
4.0
4.0
3.0
ASTM坐标图
3.0
2.0
2.0
1.75
1.75
1.50
1.50
1.25
1.25
1.00 0
1.00
20
40
60
80
100
120
140
160
180 200 220 240 260 280 300 320 340 360
0
TEMPERATURE，DEGREES CENTIGRADE（℃）
– 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
Ql Z
• 热物性变化 – 油水两相混合物性
Kl(T-Tl)
– 忽略相变影响 • 边界条件
Z+dZ
– 注入流体温度、地层温度、井底温度、循环深度等
T Kr(T-Tr)
T+dT
WHeat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
1. 三次采油与EOR 2. IOR与EOR
ASR
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
IOR
RI ED
EOR
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
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
Z=0 Z=Z+Z
P1、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?
否
-1<?
是
是 Z<L?
否
输出结果
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
压力（MPa）
饱和水蒸汽热焓变化图
3000
2500
2000
热焓(kJ/kg)
1500 1000
500
液体焓 干度0.2 干度0.4 干度0.6 干度0.8 蒸汽焓
0
0
5
10压力(MPa)15
20
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。
10 000 000 5 000 000 2 000 000 1 000 000
ASTM STANDARD VISCOSITY TEMPERATURE CHARTS FOR LIQUID PETROLEUM PRODUCTS
500 000
200 000
100 000
50 000
36-7047 35A-844 36A-846
10 x 5 Diagonal Grid
Corner Producer
Injector
Second Breakthrough
First Breakthrough
Edge Producer
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
0.5 yr 1.0 yr
1.6 yr
Injector Edge Producer
• 水蒸汽热物性 – 饱和温度、饱和压力、干度、比容、热焓
KINEMATIC VISCOSITY CENTISTORES （mPa.s） KINEMATIC VISCOSITY CENTISTORES （mPa.s）
TEMPERATURE，DEGREES FAHRENHEIT（F）
20 000 000 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440
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）
井筒隔热
井筒散热 （地层温度）
井底注入热量 （压力2、温度2、干度2、流量）
注汽井井筒隔热效率分析
920 27.4 0.48 30.0 2200 3127~4648 75 9.2 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 127.0104t；
饱和水蒸汽温度、压力关系曲线
温度（℃）
400
气态（过热水蒸气）
350
300
250
液态（未饱和水）
200
临界温度374.1℃ 临界压力22.1MPa
150
100
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℃。
50
0
0
5
10
15
20
25
Kro
1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1
0 0
吞吐相渗曲线
Kro Kro2 Krw Krw2
0.2
0.4
0.6
0.8 So
Krw
0.20 0.18 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 0.00 1
齐40汽驱先导试验系统热效率分析
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。
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
r
• 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
20 000
10 000
5 000
3 000
2 000
1 000
D84-35-40
Qi40脱气油 Qi40含气油
1 000
500 400
500 400
300
300
200
200
150
150
100
100
动
75
75
50
50
力
40
40
30
30
粘
20
20
15
15
度
Biblioteka Baidu
10 9.0
10 9.0
8.0
8.0
7.0
• Multi Segment Wells
Segment node Grid cell
Segment
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 • *VAMOD key v ai aj ak – 井系数修正
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%。
30
干度降30%
干度降20%
干度降10% 25
热焓变化（％）
20
15
10
5
0
2
3
4
5
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压9 力（1M0Pa） 11
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 – Wellbore Temperature Simulator Package – 注汽井模拟SIWS • Steam Injection Wellbore Simulator • 计算井筒温度、压力、干度、热损失 – 生产井热流体循环模拟WHeat • Wellbore Heating Simulator • 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 • Electrical Heating Simulator • 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
• 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
– 5点差分、9点差分
• 区域模型
9 x 9 Parallel Grid
D
P
P
– 直角坐标
– 有限元网格 – 角点网格 – 局部网格加密
123 456 7 89
10 x 5 Diagonal Grid
P
P
P
网格方向对平面波及的影响
10 x 5 Cylindrical Grid 9 x 9 Parallel Grid
• 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, m 油层有效厚度, m 净总比 , f 孔隙度, % 渗透率, 10-3µm2 50℃脱气原油粘度, mPa.s 原始含油饱和度, % 原始油层压力, MPa 原始油层温度, ℃
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。
饱和水蒸汽比容变化图
100
干度0.2
80
干度0.4
干度0.6
干度0.8
60
干度1.0
比容变化倍数
40
20
0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
压力（MPa）
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
35
干度降40%
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
10 x 3 GRID 20 x 6 GRID
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
7.0
6.0
6.0
5.0
5.0
4.0
4.0
3.0
ASTM坐标图
3.0
2.0
2.0
1.75
1.75
1.50
1.50
1.25
1.25
1.00 0
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160
180 200 220 240 260 280 300 320 340 360
0
TEMPERATURE，DEGREES CENTIGRADE（℃）
– 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
Ql Z
• 热物性变化 – 油水两相混合物性
Kl(T-Tl)
– 忽略相变影响 • 边界条件
Z+dZ
– 注入流体温度、地层温度、井底温度、循环深度等
T Kr(T-Tr)
T+dT
WHeat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
1. 三次采油与EOR 2. IOR与EOR
ASR
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
IOR
RI ED
EOR
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
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
Z=0 Z=Z+Z
P1、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?
否
-1<?
是
是 Z<L?
否
输出结果
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
压力（MPa）
饱和水蒸汽热焓变化图
3000
2500
2000
热焓(kJ/kg)
1500 1000
500
液体焓 干度0.2 干度0.4 干度0.6 干度0.8 蒸汽焓
0
0
5
10压力(MPa)15
20
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。
10 000 000 5 000 000 2 000 000 1 000 000
ASTM STANDARD VISCOSITY TEMPERATURE CHARTS FOR LIQUID PETROLEUM PRODUCTS
500 000
200 000
100 000
50 000
36-7047 35A-844 36A-846
10 x 5 Diagonal Grid
Corner Producer
Injector
Second Breakthrough
First Breakthrough
Edge Producer
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
0.5 yr 1.0 yr
1.6 yr
Injector Edge Producer
• 水蒸汽热物性 – 饱和温度、饱和压力、干度、比容、热焓
KINEMATIC VISCOSITY CENTISTORES （mPa.s） KINEMATIC VISCOSITY CENTISTORES （mPa.s）
TEMPERATURE，DEGREES FAHRENHEIT（F）
20 000 000 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440
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）
井筒隔热
井筒散热 （地层温度）
井底注入热量 （压力2、温度2、干度2、流量）
注汽井井筒隔热效率分析
920 27.4 0.48 30.0 2200 3127~4648 75 9.2 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 127.0104t；
饱和水蒸汽温度、压力关系曲线
温度（℃）
400
气态（过热水蒸气）
350
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液态（未饱和水）
200
临界温度374.1℃ 临界压力22.1MPa
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100
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℃。
50
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Kro
1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1
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吞吐相渗曲线
Kro Kro2 Krw Krw2
0.2
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0.8 So
Krw
0.20 0.18 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 0.00 1
齐40汽驱先导试验系统热效率分析
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。
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
r
• 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
20 000
10 000
5 000
3 000
2 000
1 000
D84-35-40
Qi40脱气油 Qi40含气油
1 000
500 400
500 400
300
300
200
200
150
150
100
100
动
75
75
50
50
力
40
40
30
30
粘
20
20
15
15
度
Biblioteka Baidu
10 9.0
10 9.0
8.0
8.0
7.0
• Multi Segment Wells
Segment node Grid cell
Segment
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 • *VAMOD key v ai aj ak – 井系数修正