WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

На правах рукописи

УДК 622.276.1/.4.001.57 КАЗАКОВ

НИКОЛАЙ СЕРГЕЕВИЧ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ В МОЩНЫХ ТРЕЩИНОВАТЫХ ПЛАСТАХ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ НА ОСНОВЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

МОСКВА – 2012

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт» имени академика А.П.

Крылова (ОАО «ВНИИнефть»).

Научный доктор технических наук, профессор руководитель: Симкин Эрнст Михайлович Официальные Ступоченко Владимир Евгеньевич, оппоненты: доктор технических наук, технический директор ООО «НТЦ «КОРНТЕХ» Бернштейн Александр Михайлович, кандидат технических наук, заместитель генерального директора ЗАО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН» Ведущая Кафедра разработки и эксплуатации организация: нефтяных месторождений Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М.Губкина, г. Москва

Защита диссертации состоится «21» сентября 2012 г. в 10 часов конференц-зале института на заседании диссертационного совета Д.222.006.01 при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научноисследовательский институт» имени академика А.П. Крылова (ОАО «ВНИИнефть») по адресу: 127422, Москва, Дмитровский проезд, 10.

Автореферат размещен на интернет-сайтах Министерства образования и науки Российской Федерации http://vak.ed.gov.ru «08» августа 2012 г. и ОАО «ВНИИнефть» www.vniineft.ru «08» августа 2012 г.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть».

Автореферат разослан «20» августа 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор Э.М.Симкин

Общая характеристика работы

Актуальность темы исследования.

В настоящее время разработка месторождений высоковязких нефтей является одной из самых сложных и актуальных задач нефтяной промышленности.

Основные принципы повышения эффективности разработки таких месторождений, основывающиеся на применении тепловых методов воздействия на пласт, главными из которых является нагнетание в пласт водяного пара при пароциклических обработках скважин и площадной закачке, были разработаны в 60-70 годах XX столетия. Однако опыт разработки ряда отечественных и зарубежных месторождений показывает, что применение «классической» технологии нагнетания пара при разработке сложнопостроенных и, в особенности, высокотрещиноватых пластов осложняется следующими факторами:

1) Высокая расчлененность и прерывистость коллектора.

2) Значительная эффективная нефтенасыщенная толщина.

3) Наличие развитой сети высокопроницаемых трещинных каналов.

Анализ мирового опыта применения технологии закачки пара показал, что в условиях массивных залежей крайне сложно обеспечить высокую степень охвата пласта паротепловым воздействием. При этом прорывы пара к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам и трещинам приводят к быстрому росту обводненности добываемой продукции, низкой степени вовлечения поровой части коллектора в разработку и высоким паронефтяным отношениям, что в значительной степени ухудшает технологическую и экономическую эффективность применения паротеплового воздействия.

По этой причине поиск способов повышения эффективности технологии паротеплового воздействия в мощных трещиноватых пластах является актуальной задачей.

Цель диссертационной работы:

Разработка технико-технологических решений для повышения нефтеотдачи и интенсивности выработки запасов нефти при разработке мощных трещиноватых пластов с высоковязкой нефтью с применением технологии паротеплового воздействия.

Основные задачи исследований:

1) Оценка эффективности существующих технологий паротеплового воздействия.

2) Разработка методов и технических решений повышения эффективности паротеплового воздействия.

3) Разработка оптимизационных алгоритмов для повышения эффективности паротеплового воздействия при пароциклических обработках скважин и постоянной закачке пара.

Научная новизна работы определяется следующими результатами:

1) Показано, что разработка пласта с применением смещения интервала перфорации добывающих и паронагнетательных скважин относительно друг друга позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 710% при уменьшении накопленного паронефтяного отношения.

2) Для рассматриваемых геологических условий дана оценка влияния расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами на технологические параметры разработки при различной проницаемости трещинной части коллектора.

3) Предложена технология разработки месторождений с высоковязкими нефтями системой горизонтально-наклонных скважин, показавшая для модельных расчетов увеличение коэффициента нефтеизвлечения на 712% и высокую интенсивность выработки запасов нефти.

4) Разработан и программно реализован алгоритм управления работой паронагнетательных скважин, основанный на использовании современных методов оптимизации и статистической обработки данных. Показано, что применение оптимизационного алгоритма позволяет увеличить достигнутый КИН на 5-7%.

Основные защищаемые положения:

1) Технология смещения интервалов добывающих и нагнетательных скважин относительно друг друга позволяет увеличить достигаемые коэффициенты нефтеизвлечения.

2) Эффективность паротеплового воздействия в мощных трещиноватых пластах зависит от расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами.

3) Новая технология разработки месторождений с высоковязкими нефтями системой горизонтально-наклонных скважин обеспечивает высокую интенсивность выработки запасов нефти при достижении высоких коэффициентов нефтеизвлечения.

4) Предложенная методика, реализованная в программе, интегрированной с гидродинамическим симулятором, позволяет оптимизировать процесс нагнетания пара в пласт в сочетании с пароциклическими обработками скважин.

Практическая ценность работы 1) Проведенный в работе обзор литературных источников, освещающих современные технологии паротеплового воздействия и мировой опыт их применения, может быть использован при составлении проектных документов на стадии выбора концепции разработки месторождений высоковязкой нефти.

2) На основе изложенных в данной работе подходов была создана программа, использующая для проведения расчетов гидродинамический симулятор Eclipse и позволяющая проводить следующие операции:

выбор скважин-кандидатов, наиболее перспективных для проведения ПЦО;

определение объемов закачки пара, обеспечивающих оптимальное соотношение накопленной добычи нефти и паронефтяного отношения;

распределение генерируемых объемов пара между существующими нагнетательными скважинами при постоянной закачке пара для достижения максимальной накопленной добычи нефти.

Результаты диссертационной работы были использованы ОАО «ВНИИнефть» при проведении научно-исследовательских и проектных работ по паротепловому воздействию на месторождениях с высоковязкой нефтью.

Апробация работы:

Результаты работы были представлены на следующих российских и международных конференциях и семинарах:

1) Конференция «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений», г. Уфа, 13-15 апреля 2010 г.

2) III Международный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», г. Москва, ОАО «ВНИИнефть», 20-21 сентября 2011г.

3) Научный семинар в ОАО «ВНИИнефть», г. Москва, 23 марта 2012г.

4) Международная научно-практическая конференция «Теория и практика современных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов ТиП МУН-2012», г. Гомель-Речица, 24-25 мая 2012г.

Публикации:

По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе 2 – в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы:

Диссертация включает 107 страниц, 50 рисунков, 8 таблиц, состоит из общей характеристики работы, 5 глав и заключения; библиография состоит из 58 наименований.

Основное содержание работы

Во введении представлены тематика исследований, их актуальность, цель и задачи диссертационной работы.

В первой главе был выполнен литературный обзор современного состояния технологий паротеплового воздействия. Рассмотрен зарубежный и отечественный опыт разработки месторождений с высоковязкой нефтью с применением закачки пара. Приведена классификация современных технологий паротепловых методов. Выполнен анализ актуальных проблем в области повышения технологии паротеплового воздействия при разработке мощных трещиноватых пластов с акцентом на освещении следующих вопросов:

1) проблема выбора оптимального расстояния между скважинами;

2) влияние относительного положения интервалов перфорации добывающих и нагнетательных скважин на технологические параметры разработки.

3) обеспечение охвата всей толщи пласта паротепловым воздействием.

Во второй главе приведено описание методики построения гидродинамических моделей (ГДМ) мощных трещиноватых пластов, используемых при проведении численных экспериментов, особенности задания фильтрационно-емкостных свойств трещиноватых пластов и свойств, зависящих от температуры и давления. Обоснованы используемые при моделировании функции относительных фазовых проницаемостей и зависимости концевых точек ОФП от температуры. Дано описание применяемых подходов к учету теплопотерь в наземном оборудовании, стволе скважин, кровле и подошве пласта при моделировании процесса паротеплового воздействия.

В третьей главе проведен анализ влияния расстояния и положения интервалов перфораций добывающих и нагнетательных скважин на технологические параметры разработки для рассматриваемых геологических условий.

В условиях трещиноватых карбонатных пород остро стоит проблема прорывов пара по высокопроницаемым пропласткам к добывающим скважинам. Одним из способов ее решения и повышения эффективности теплового воздействия является смещение по высоте интервалов перфораций добывающих и нагнетательных скважин. Основной идеей этого метода является использование принципов парогравитационного эффекта, в случае положения нагнетательной скважины выше добывающих, и свойства пара подниматься вверх по направлению к кровле пласта, при положении нагнетательной скважины ниже добывающих.

Для оценки возможности применения такого подхода для мощных трещиноватых пластов была проведена серия расчетов с различными вариантами взаимного положения интервалов перфораций скважин, представленными в табл. 1. Варианты №1 и №6, в которых скважины вскрывали всю нефтенасыщенную часть пласта, служили базовыми для оценки эффективности метода смещения интервалов перфораций скважин. В качестве нагнетательных скважин рассматривались горизонтальные (ГС) и наклонно-направленные (ННС) скважины.

Табл. 1. Варианты положения интервалов перфорации скважин.

Положение интервала Положение интервала Тип перфорации перфорации № нагнетательной нагнетательных скважин добывающих скважин варианта скважины верх низ верх низ 1 ГС X X X X 2 ГС X X X 3 ГС X X X 4 ГС X X 5 ГС X X 6 ННС X X X X 7 ННС X X 8 ННС X X Во всех вариантах постоянная закачка пара проводилась до достижения годового паронефтяного отношения (ПНО) 8 т/м3 с последующим продвижением созданной тепловой оторочки холодной водой.

Полученные результаты расчетов приведены на рис. 1-2.

110 500 1000 1500 2000 25Накопленная добыча нефти, тыс.м№1 №2 №3 №4 №5 №6 №7 №Рис.1. Зависимость годовой добычи нефти от накопленной 0.000 0.050 0.100 0.150 0.200 0.250 0.300 0.3КИН, д.ед.

№1 №2 №3 №4 №5 №6 №7 №Рис.2. Зависимость накопленного ПНО от КИН Как видно из рисунков, максимальная добыча нефти и, соответственно, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) были достигнуты в вариантах №5 и №8, заключающиеся в перфорации добывающих скважин в нижней части пласта, а нагнетательных (горизонтальной в варианте №5 и вертикальной в варианте №8) – в верхней. Относительный прирост добычи нефти по сравнению базовыми вариантами составил 15-16%. Варианты с положением нагнетательных скважин ниже добывающих оказались неэффективны в рассматриваемых геологических условиях, показав снижение достигнутого коэффициента нефтеизвлечения на 7-14%.

Анализируя полученные результаты расчетов можно отметить, что в основе показавших лучший результат систем расстановки скважин лежит использование парогравитационного эффекта в сочетании с фронтальным вытеснением нефти паром. В результате применения этого подхода происходит качественное улучшение выработки залежи за счет ряда факторов:

тыс.м3/год Годовая добыча нефти, т/мНакопленное ПНО, 1) Изменение фильтрационных потоков за счет смещения интервалов перфораций добывающих и нагнетательной скважин относительно друг друга предотвращает прорывы пара к добывающим скважинам по зонам с повышенной проницаемостью, снижая интенсивность роста обводненнности добывающих скважин.

2) Использование парогравитационного эффекта позволяет в значительной степени увеличить охват залежи тепловым воздействием, что приводит к существенному увеличению коэффициента нефтеизвлечения.

При этом необходимо обратить внимание на такой значимый при практической реализации системы разработки параметр, как температура на устье добывающих скважин. Быстрый прорыв пара помимо интенсивного роста обводненности приводит к значительному росту температуры на устье добывающих скважин. Это делает необходимым использование специальных ЭЦН, так как верхний температурный предел обычных винтовых двигателей и штанговых глубинных насосов лежит в пределах 100-150С.

322110 10 20 30 40 50 60 70 80 Время расчета, лет №1 №2 №3 №4 №5 №6 №7 №Рис.3. Средняя забойная температура добывающих скважин Сопоставляя средние забойные температуры добывающих скважин, представленные на рис. 3, можно отметить, что лучшие по достигнутым коэффициентам нефтеизвлечения расчеты №5 и №8 имеют самые низкие значения забойных температур, находящиеся в указанных выше допустимых диапазонах стандартного насосного оборудования. В остальных вариантах отмечается значительный рост забойных температур – до180-240С.

Другой важной задачей при проектировании разработки мощных трещиноватых пластов с высоковязкой нефтью с применением паротепловых методов является выбор расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами. При этом поставленная задача была рассмотрена на двух моделях, отличающихся величиной трещиной проницаемости, для оценки ее влияния полученные результаты. В первой модели средняя проницаемость трещин составляла 3400мД, во второй – 5900мД.

Забойная температура, С Для первой модели был проведен ряд расчетов с расстояниями между добывающими и нагнетательными скважинами от 100 до 500 метров. Во всех вариантах постоянная закачка пара проводилась до достижения годового ПНО 8 т/м3. При этом для обеспечения равенства запасов нефти и порового объема сектора проводилось не выделение элемента разработки, а распространение скважин по всей площади сектора с выбранным расстоянием между скважинами.

Для оценки эффективности применения закачки пара для каждого варианта расчета была построена зависимость достигнутого КИН от объема закачки, представленная на рис. 4.

0.0.0.0.0.0.0.0.0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 70Накопленная закачка пара, тыс.т.

100м 150м 200м 250м 300м 500м Рис.4. Зависимость КИН от объема закачки пара Как видно из рис. 4, в рассматриваемых геологических условиях максимальный КИН при одинаковом объеме закачки пара (или объеме прокачки в процентах от порового объема) был достигнут при расстоянии между скважинами 250 метров. Анализируя результаты расчетов, можно отметить следующую закономерность: при увеличении расстояния между скважинами вначале наблюдается рост коэффициента нефтеизвлечения от 0,11 до 0,15, а затем его снижение до 0,13. Данный эффект отмечается и при сопоставлении конечных значений КИН рассматриваемых вариантов, приведенных на рис.5.

КИН, д.ед.

0.0.0.0.0.0.0.0.100 150 200 250 300 350 400 450 5Расстояние между скважинами Рис.5. Зависимость КИН от расстояния между скважинами Причиной таких результатов является то, что при изменении расстояния от нагнетательной до добывающих скважин меняются два основных параметра, по-разному влияющие на эффективность разработки пласта. С одной стороны, с уменьшением расстояния между скважинами увеличивается охват пласта тепловым воздействием и уменьшается время продвижения теплового фронта до добывающих скважин. С другой стороны, при этом увеличивается риск прорыва пара и увеличивается интенсивность роста обводненности продукции добывающих скважин (аналогичный вывод был получен в работе Е.Н. Тараскина, С.О. Урсегова «Обоснование технологических решений по интенсификации разработки периферийной зоны пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения на основе результатов секторного моделирования», опубликованной в сборнике трудов «Проблемы освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции»:

Сборник трудов /филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть» в г. Ухте. – Киров: О-Краткое, 2012).

Проведенная серия расчетов была воспроизведена на второй модели, характеризующейся более высокой проницаемостью трещинной части коллектора.

Как видно из рис.6, увеличение трещинной проницаемости значительно изменило вид зависимости КИН от расстояния между скважинами.

КИН, д.ед 0.0.0.0.0.0.0.0.100 150 200 250 300 350 400 450 5Расстояние между скважинами Рис.6. Зависимость КИН от расстояния между скважинами Похожие результаты показали только расчеты, с расстоянием между скважинами 500 метров. Во всех остальных случаях произошло значительное снижение КИН. Причиной таких результатов является крайне интенсивное обводнение добывающих скважин. При расстоянии между скважинами 100150 метров уже к концу первого года разработки обводненность продукции составляла порядка 90%, что с учетом эксплуатационных затрат делает нецелесообразным применение паротепловых методов в рассматриваемых геологических условиях при расстоянии между скважинами менее 4метров.

Исходя из низкой технологической эффективности фронтального положения интервалов перфораций добывающих и нагнетательных скважин в условиях высокой проницаемости трещинной части коллектора, была рассмотрена эффективность перфорации нагнетательных скважин выше добывающих при различных расстояниях между скважинами.

Результаты проведенных расчетов хорошо коррелируют с полученными для первой модели. Анализируя зависимость достигнутого КИН от накопленной закачки пара, представленную на рис. 7, можно отметить, что максимальная эффективность паротеплового воздействия в данном случае была получена при расстоянии между скважинами 200-2метров. При этом сохранилась тенденция к постепенному увеличению КИН с последующим снижением при увеличении расстояния между скважинами для одинаковых объемов закачки пара.

КИН, д.ед.

0.0.0.0.0.0.0 5000 10000 15000 20000 250Накопленная закачка пара, тыс.т.

100м 150м 200м 250м 300м 500м Рис.7. Зависимость КИН от объема закачки пара 0.0.0.0.0.100 150 200 250 300 350 400 450 5Расстояние между скважинами, м Рис.8. Зависимость КИН от расстояния между скважинами Однако из рис.8 видно, что зависимость конечного КИН от расстояния между скважинами в данном случае не столь выражена. Максимальное значение КИН, равное 0,22, достигается при расстоянии между скважинами 250. При расстоянии между скважинами 100 и 500 метров значения КИН составили соответственно 0,19 и 0,20.

В четвертой главе проведен анализ эффективности работы криволинейных скважин при паротепловом воздействии на пласт, заключающийся в сопоставлении технологических параметров разработки существующих систем расстановки скважин и систем с криволинейными скважинами.

В процессе расчетов были рассмотрены следующие системы расстановки скважин, применяющиеся при разработке месторождений с высоковязкой нефтью: пятиточечная система, пятиточечная система с горизонтальной нагнетательной скважиной, SAGD и X-SAGD. В качестве основных рассматриваемых систем криволинейных скважин были выбраны винтообразная система (W.B.Driver «Formation Conditioning Process and System», Патент США № 4022279 от 23.12.1974, опубл. 10.05.1977) и система горизонтально-наклонных скважин «ПАУК» (Гамин И.М., Жданов С.А., Крянев Д.Ю., Симкин Э.М. «Способ разработки месторождений с КИН, д.ед.

КИН, д.ед.

высоковязкими нефтями и битумами системой горизонтально-наклонных скважин», патент РФ №2446278 от 02.11.2010, опубл. 27.03.2012).

Винтообразная система, общий вид которой представлен на рис.9, состоит из криволинейной добывающей скважины, имеющей винтообразную траекторию, и вертикальной паронагнетательной скважины, располагающейся в центре элемента разработки.

Рис. 9. Общий вид винтообразной системы разработки (1- криволинейная добывающая скважина, 2 – вертикальная нагнетательная скважина) Система горизонтально-наклонных скважин «ПАУК» представлена на рис.10. Основной принцип этой системы заключается в создании жесткой паровой камеры путем проведения четырех криволинейных паронагнетательных скважин. Добыча нефти производится через горизонтальную скважину, расположенную в нижней части пласта.

Рис. 10. Общий вид системы горизонтально-наклонных скважин «ПАУК» (1- криволинейная нагнетательная скважина, 2 – горизонтальная добывающая скважина) Для оценки эффективности рассматриваемых вариантов систем разработки было проведено сопоставление полученных результатов расчетов, представленных на рис. 11-12.

120.100.80.60.40.20.0.0 1000 2000 3000 40Накопленная добыча нефти, тыс.мПаук 5-титочечная система с верт. нагн. скв.

5-титочечная система с гор. нагн. скв. SAGD XSAGD Винтообразная система Рис. 11. Зависимость годовой добычи нефти от накопленной 10.8.6.4.2.0.0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.КИН, д.ед.

Паук 5-титочечная система с верт. нагн. скв.

5-титочечная система с гор. нагн. скв. SAGD XSAGD Винтообразная система Рис. 12 Зависимость накопленного ПНО от КИН Анализируя полученные результаты, можно условно разделить выбранные системы расстановки скважин на две группы.

К первой группе относятся пятиточечная, пятиточечная с горизонтальной скважиной и винтообразная системы. В период постоянной закачки пара при достижении текущего паронефтяного отношения, равного 10 т/м3, эти варианты показали крайне низкие достигнутые коэффициенты нефтеизвлечения – 0,11-0,13 при накопленном ПНО 7,8-8,9т/м3.

Последующее продвижение тепловой оторочки холодной водой для этих систем оказалось в достаточной степени результативной: конечные значения КИН составили 0,15-0,22 при снижении накопленного ПНО до 5,5-6 т/м3.

Ко второй группе можно отнести системы SAGD, X_SAGD и систему криволинейных скважин «Паук». По сравнению с первой группой, в период постоянной закачки пара были достигнуты значительно более высокие значения КИН – 0,2-0,25 при накопленном ПНО 7,2-8,3т/м3. Однако эффективность дальнейшей закачки холодной воды оказалась значительно ниже. Конечный КИН составил 0,23-0,27 при снижении накопленного ПНО до 6,5-7,8 т/м3.

тыс.м3/год годовая добыча нефти, т/мНакопленное ПНО, Сопоставляя показатели разработки систем с криволинейными скважинами с существующими системами, можно отметить, что они показали разную эффективность в рассматриваемых геологических условиях.

Винтообразная система показала невысокую технологическую эффективность при достигнутом коэффициенте нефтеизвлечения 0,20 и накопленном ПНО 5,3 т/м3. В варианте с системой горизонтально-наклонных скважин «ПАУК» было достигнуто одно из самых высоких значений КИН – 0,26 при максимальной годовой добыче нефти среди рассматриваемых вариантов на протяжении практически всего периода разработки сектора.

Однако накопленное ПНО оказалось достаточно большим – 7,8 т/м3.

В пятой главе рассмотрен процесс оптимизации паротеплового воздействия в условиях секторного моделирования месторождения с высоковязкой нефтью.

Задача оптимизации паротеплового воздействия при секторном моделировании месторождения с высоковязкой нефтью заключалась в поиске оптимальных параметров пароциклической обработки скважин (ПЦО) и выборе оптимальных режимов работы паронагнетательных скважин при площадной закачке пара.

Подход к разработке сектора был задан следующим образом. На первом этапе проводилась разработка сектора на естественном режиме с периодическим проведением пароциклических обработок (ПЦО) добывающих скважин. Задача оптимизации при этом сводилась к выбору скважин-кандидатов, наиболее перспективных для проведения ПЦО, и определению объемов закачки пара, обеспечивающих оптимальное соотношение накопленной добычи нефти и паронефтяного отношения.

На втором этапе проводилась разработка сектора при применении площадной закачки пара. Задача оптимизации при этом состояла в распределении генерируемых объемов пара между паронагнетательными скважинами для достижения максимальной накопленной добычи нефти.

В качестве базового варианта, сопоставление с которым позволило провести оценку эффективности проведенной оптимизации, был произведен расчет согласно вышеуказанной стратегии: на первом этапе расчета скважины-кандидаты для проведения ПЦО выбирались последовательно по порядковому номеру скважины, а на втором этапе расчета в выбранные паронагнетательные скважины (одинаковые как для базового, так и для оптимизированного расчетов) закачивались равные объемы пара.

Для решения поставленной задачи был создан программный модуль, осуществляющий создание моделей и запуск симулятора Eclipse - Е500, чтение результатов моделирования и выбор оптимальных значений управляющих переменных для оптимизационных шагов, на которые разбито время счета модели.

Принцип работы созданного программного модуля можно представить в виде следующей схемы:

Рис.13 Схема работы программного модуля Для каждого из этапов процесса разработки сектора был применен свой алгоритм оптимизации.

Согласно заданным граничным условиям проведение пароциклической обработки скважин возможно один раз в полгода. Исходя из этого, все время расчета было разделено на отдельные шаги (промежутки времени), продолжительностью 6 месяцев, т.е. равные периоду между двумя последовательными применениями паротепловой обработки скважин. На каждом оптимизационном шаге проводился расчет эффективности ПЦО для каждой скважины при различных объемах закачки пара. Таким образом был сформирован массив данных, содержащий объемы добытой нефти и паронефтяное отношение.

Целевая функция задавалась таким образом, чтобы достигнуть минимального паронефтяного отношения при максимальной накопленной добыче нефти. В таких условиях выбор оптимального решения является нетривиальной задачей, относящейся к категории принятия решения в условиях неопределенности, поэтому поиск решения проводился с помощью критерия Гурвица.

Первый этап разработки прекращался в случае, если при расчете очередного временного шага оптимальным являлся расчет без применения пароциклических обработок скважин.

Накопленная добыча нефти базового варианта на первом этапе разработки составила 52,2 тыс.м3, в оптимизированном варианте - 55,1 тыс.мпри уменьшении объема закачки пара на 2%. Таким образом, объем дополнительно добытой нефти составил 2,9 тыс.м3 при увеличении коэффициента нефтеизвлечения на 5,5%.

20 16 12 8 4 0 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1 0.КИН, % Добыча нефти в базововом варианте Добыча нефти в опт. варианте Закачка пара в базовом варианте Закачка пара в опт. варианте Рис.14. Накопленная добыча нефти в период проведения ПЦО Как видно из рис.14 оптимизированный вариант на протяжении всего периода расчета показывает более высокую годовую добычу нефти. При этом в ряде расчетных шагов увеличение добычи нефти достигалось при снижении объема закачки пара.

Выбор скважин-кандидатов для ПЦО в начале периода разработки сектора являлся простой задачей: оптимизационный алгоритм выбирал для обработки скважины в зонах с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами, вокруг которых сосредоточены большие объемы нефти. В дальнейшем процесс выбора становился не столь однозначным.

Высокопродуктивные скважины интенсивно обводнялись, а скважины в зонах с низкой проницаемостью и небольшими эффективными толщинами не давали столь выраженного положительного эффекта от закачки пара. В этих условиях оптимизационный алгоритм позволил найти решение, обеспечивающее менее интенсивное снижение дебитов нефти. При этом дополнительным преимуществом применения алгоритма оптимизации являлась возможность оценки интерференции между скважинами, так как при проведении пароциклических обработок отмечалась реакция в виде некоторого увеличения дебита нефти соседних скважин. Учетом этого фактора и объясняется полученное увеличение добычи нефти при меньших объемах закачки пара.

После того, как применение пароциклической обработки скважин стало нецелесообразным, был произведен переход на второй этап процесса разработки сектора, заключающийся в применении площадной закачки пара.

Для этого из имеющегося фонда скважин были выбраны 3, располагающиеся по краям сектора.

Для решения поставленной задачи распределения генерируемых объемов пара между паронагнетательными скважинами был использован метод прямого поиска (метод Хука-Дживса). Чтобы обеспечить корректность оценки эффективности метода закачка пара проводилась одни и те же тыс.т./год тыс.м3/год Годовая закачка пара, Годовая добыча нефти, скважины, как для базового, так и для оптимизируемого варианта. При этом обеспечивалось равенство годовых объемов закачки.

Как и на первом этапе, весь расчет был разделен на отдельные итерационные шаги, на каждом из которых последовательно проводился поиск оптимального решения. Алгоритм прекращал работу при достижении средней обводненности продукции по сектору 98%.

Сопоставление полученных результатов расчета базового и оптимизированного вариантов приведено на рис. 15.

0.08 0.13 0.18 0.23 0.КИН, д.ед.

Добыча нефти в базовом варианте Добыча нефти в опт. варианте Рис. 15. Накопленная добыча нефти при постоянной закачке пара Накопленная добыча нефти на втором этапе расчета базового варианта оставила 137,2 тыс.м3, в оптимизированном варианте - 148,1 тыс.м3.

Таким образом объем дополнительно добытой нефти составил 10,9 тыс.мпри увеличении коэффициента нефтеизвлечения на 7,9%.

Как видно из рис. 15, применение оптимизационного алгоритма при распределении объемов закачиваемого пара между существующими паронагнетательными скважинами не привело к увеличению максимальных дебитов нефти. Однако периодическое перераспределение объемов закачки между нагнетательными скважинами позволило на протяжении практически всего периода расчета поддерживать более высокие дебиты нефти добывающих скважин и в конечном итоге увеличить достигнутый КИН.

тыс.м3/год Годовая добыча нефти, Основные результаты и выводы:

1. Применение технологии смещения интервала перфорации добывающих и паронагнетательных скважин относительно друг друга позволяет увеличить достигаемые коэффициенты нефтеизвлечения на 7-10%. При этом в отличие от традиционных технологий на протяжении всего периода разработки пласта исключаются прорывы пара к добывающим скважинам.

2. Зависимость эффективности паротеплового воздействия и достигаемый коэффициент нефтеизвлечения от расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами в рассматриваемых геологических условиях имеет нелинейных характер, при этом проницаемость трещинной части коллектора оказывает существенное влияние на достигаемые значения КИН. В зависимости от применяемой системы расстановки скважин увеличение КИН при расстоянии между скважинами 250 метров по сравнению с другими расчетными вариантами составило до 20%.

3. При разработке мощных трещиноватых трещиноватых пластов наибольшую эффективность показывают системы, основанные на использовании парогравитационного эффекта или его сочетания с фронтальным вытеснением нефти паром.

4. На основе сравнительного анализа рассматриваемых систем разработки показано, что новая технология разработки мощных трещиноватых пластов с высоковязкими нефтями системой горизонтально-наклонных скважин обеспечивает высокую эффективность закачки пара.

Применение этой технологии позволяет увеличить интенсивность выработки запасов нефти и достигнуть прироста коэффициента нефтеотдачи на 7-12%.

5. Созданная программа, интегрированная с гидродинамическим симулятором, позволяет проводить оптимизацию процесса паротеплового воздействия, повышая эффективность закачки пара и увеличивая достигнутый коэффициент нефтеизвлечения на 5-7% Список работ, опубликованных по теме диссертации:

1. Казаков Н.С., Хруленко А.А., Ледович И.С. Создание и адаптация термогидродинамических моделей пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения// Тезисы докладов конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений», г. Уфа 13-15 апреля 2010 г. с. 32.

2. Казаков Н.С., Хруленко А.А. Оптимизация распределения тепловых полей при моделировании пароциклической обработки и площадной закачки пара// Тезисы докладов III Международного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», г. Москва, 20-21 сентября 2011г. с. 76.

3. Казаков Н.С. Создание секторной термогидродинамической модели трещинно-порового пласта нефтяного месторождения с высоковязкой нефтью// сборник научных трудов «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений» – 2010 - №143. - с. 29-37.

4. Казаков Н.С., Хруленко А.А. Оптимизация паротеплового воздействия при секторном моделировании месторождения с высоковязкой нефтью// сборник научных трудов «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений» – 2011 - №145. - с. 57-67.

5. Казаков Н.С. Анализ эффективности работы криволинейных скважин при паротепловом воздействии // сборник научных трудов «Технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти» – 2012 - №146. - с. 5062.

6. Казаков Н.С., Ледович И.С., Тараскин Е.Н. Моделирование разработки месторождений высоковязкой нефти на примере пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения// Тезисы докладов Международной научно-практической конференции «Теория и практика современных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов ТиП МУН-2012», Гомель-Речица, 24-25 мая 2012г.

7. Казаков Н.С., Симкин Э.М. Оценка эффективности работы криволинейных скважин при паротепловом воздействии на основе расчетов термогидродинамической модели мощного трещиноватого пласта с высоковязкой нефтью / НТВ «Каротажник». – 2012. – № (210).

8. Казаков Н.С., Тараскин Е.Н. Термогидродинамическое моделирование разработки мощных трещиноватых пластов с высоковязкой нефтью на при-мере пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения / Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (принята к печати)




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.