Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор современного состояния технологий паротеплового воздействия 9
1.1. Мировой опыт применения тепловых методов 9
1.2. Классификация технологий нагнетания в пласт теплоносителей 14
1.2.1. Пароциклическая обработка скважин ПТОС 14
1.2.2. Парогравитационное воздействие 17
1.2.3. Постоянная закачка пара 19
1.2.4. Технология продвижения тепловой оторочки 20
1.2.5. Импульсно-дозированное термическое воздействие 20
1.2.6. Комбинированные технологии 22
1.3. Актуальные проблемы в области повышения эффективности паротеплового воздействия 23
Глава 2. Методика создания термодинамических моделей мощных трещиноватых пластов с высоковязкой нефтью 29
2.1. Задание фильтрационно-емкостных свойств пласта 29
2.2. Описание свойств, зависящих от температуры и давления 30
2.2.1. Зависимость вязкостей нефти и воды от температуры 30
2.2.2. Описание термодинамических свойств пласта и насыщающих флюидов 32
2.3. Относительные фазовые проницаемости 35
2.4. Учет теплопотерь при моделировании паротеплового воздействия 40
Глава 3. Выбор оптимального подхода к разработке мощных трещиноватых пластов с высоковязкой нефтью 43
3.1 Выбор метода воздействия на пласт 43
3.2 Выбор оптимального интервала перфорации добывающих и нагнетательных скважин 48
3.2.1 Оптимизация взаимного положения интервалов перфорации добывающих и нагнетательных скважин 48
3.2.2 Определение оптимальной длины интервала перфорации добывающих и нагнетательных скважин 56
3.3 Определение оптимального расстояния между скважинами 61
Глава 4. Анализ эффективности работы криволинейных скважин при моделировании паротеплового воздействия 69
4.1 Описание рассматриваемых систем разработки 69
4.2 Результаты расчетов технологических показателей разработки при постоянной закачке пара 72
4.3 Анализ эффективности технологии прокачки тепловой оторочки 80
4.4 Разработка системы криволинейных скважин для условий мощных трещиноватых пластов с высоковязкой нефтью 84
Глава 5. Оптимизация паротеплового воздействия в условиях секторного моделирования месторождения с высоковязкой нефтью 90
5.1 Постановка задачи численного эксперимента 90
5.2 Описание алгоритма оптимизации пароциклического воздействия 92
5.3 Оптимизационный алгоритм и процесс оптимизации площадной закачки пара 97
Литература 102
- Мировой опыт применения тепловых методов
- Выбор метода воздействия на пласт
- Результаты расчетов технологических показателей разработки при постоянной закачке пара
- Оптимизационный алгоритм и процесс оптимизации площадной закачки пара
Введение к работе
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:
-
Высокая расчлененность и прерывистость коллектора.
-
Значительная эффективная нефтенасыщенная толщина.
-
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:
-
-
Оценка эффективности существующих технологий паротеплового воздействия.
-
Разработка методов и технических решений повышения эффективности паротеплового воздействия.
-
Разработка оптимизационных алгоритмов для повышения эффективности паротеплового воздействия при пароциклических обработках скважин и постоянной закачке пара.
Научная новизна работы определяется следующими результатами:
-
-
-
Показано, что разработка пласта с применением смещения интервала перфорации добывающих и паронагнетательных скважин относительно друг друга позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 7 - 10% при уменьшении накопленного паронефтяного отношения.
-
Для рассматриваемых геологических условий дана оценка влияния расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами на технологические параметры разработки при различной проницаемости трещинной части коллектора.
-
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.
-
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:
-
-
-
-
Технология смещения интервалов добывающих и нагнетательных скважин относительно друг друга позволяет увеличить достигаемые коэффициенты нефтеизвлечения.
-
Эффективность паротеплового воздействия в мощных трещиноватых пластах зависит от расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами.
-
Новая технология разработки месторождений с высоковязкими нефтями системой горизонтально-наклонных скважин обеспечивает высокую интенсивность выработки запасов нефти при достижении высоких коэффициентов нефтеизвлечения.
-
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
-
-
-
-
-
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.
-
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:
-
-
Конференция «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений», г. Уфа, 13-15 апреля 2010 г.
-
III Международный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», г. Москва, ОАО «ВНИИнефть», 20-21 сентября 2011г.
-
Научный семинар в ОАО «ВНИИнефть», г. Москва, 23 марта 2012г.
-
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:
Мировой опыт применения тепловых методов
По мере опережающей выработки запасов легкой нефти, разработка месторождений природных битумов и тяжелых нефтей становится одной из самых актуальных задач современной нефтяной промышленности.
Основные районы залегания таких запасов хорошо известны. Большая часть из них сосредоточена в Канаде (почти 300 млрд. мЗ), Венесуэле (200 млрд. мЗ), России (120 млрд. мЗ) и США (20млрд. мЗ) [1] . Также запасами высоковязких нефтей и битумов обладают Индонезия, Китай, Иран, Мексика, Турция, Бразилия, Норвегия и ряд других стран [40].
Опыт разработки месторождений высоковязкой нефти в разных странах мира показал крайне низкую эффективность применения традиционных способов разработки залежей на естественном режиме с последующим внедрением системы поддержания пластового давления путем закачки холодной воды. Использование такого подхода, как правило, приводило к быстрому падению пластового давления и значительному снижению дебитов нефти добывающих скважин. Закачка холодной воды приводила только к быстрому росту обводненности добываемой продукции без существенного повышения эффективности разработки. Достигаемый при этом КИН не превышает 10-15%.
В настоящее время основной технологией, позволяющей повысить нефтеотдачу неоднородных залежей, содержащих высоковязкие нефти, считаются термические методы и их модификации. Наибольшее распространение и промышленное применение тепловые методы получили в Канаде, США (Калифорния), Венесуэле и Индонезии.
США занимает первое место как по добыче высоковязких нефтей и битумов, так и по количеству действующих проектов (более 45 проектов закачки пара в пласт и пароциклических обработок в терригенных и карбонатных пластах). Вязкость нефти на месторождениях преимущественно более 100 мПа с. Первые проекты с применением термических методов реализовывались только в однородных пластах большой толщины с высокой нефтенасыщенностью и расположенных на малых глубинах. Однако промышленное внедрение технологических и технических усовершенствований позволило значительно расширить область возможного применения тепловых методов и ввести в разработку месторождения со сложным геологическим строением и небольшой толщиной пластов, а также интенсифицировать добычу нефти на высокообводненных участках с не полностью выработанными запасами.
В Канаде продолжается наращивание числа проектов с применением термических методов, в частности технологии так называемого гравитационного дренирования (steam-assisted gravity drainage «SAGD»), a также циклической закачки пара.
По данным Управления занятости, иммиграции и промышленности провинции Альберта в 2007г.:
1) компания ConocoPhilips Canada начала в 2007г. добычу нефти по первому этапу проекта на месторождении Surmont с использованием технологии SAGD. Проектная добыча нефти составила 1.25млн.т./год.
2) корпорация Devon Energy завершила обустройство месторождения Jackfish по первому этапу проекта с использованием технологии SAGD. Закачка пара началась в III квартале 2007г.
3) корпорация Connacher Oil and Gas Corp. завершила обустройство месторождения Pod для реализации технологии SAGD. Добыча нефти началась в IV квартале 2007г., пик к концу 2008г. составил 500 тыс.т./год.
4) компания Petro-Canada на месторождении MacKey River в III квартале 2007г. с применением внутрипластового горения достигла годовой добычи 1.1млн.т./год.
5) корпорация EnCana Energy Corp. с использованием технологии SAGD на месторождении Chrisina Lake добывает около 300 тыс.т. нефти в год, а на месторождении Foster Creek - 2.6 млн.т./год.
6) компания Japan Canada Oil Sands с применением технологии SAGD на опытном участке месторождения Hangingtone поддерживает уровень добычи нефти 425 тыс.т./год.
7) компания Total Е&Р Canada Ltd. в ноябре 2006г. начала добычу нефти с применением технологии SAGD на месторождении Joslyn и предполагает в 2008г. выйти на уровень годовой добычи нефти 500 тыс.т.
8) компания Shell Canada Energy Ltd. в конце 2007г. начала добычу нефти на месторождении Orion с применением технологии SAGD. Проектный уровень добычи нефти составляет 500 тыс.т./год.
9) наиболее крупный проект по закачке пара реализует компания Imperial Oil Ltd. Добыча нефти на месторождении Cold Lake в 2007г. составила 7.7млн.т./год.
Опыт освоения запасов высоковязких нефтей в России в основном связан с рядом крупных месторождений - Ярегским, Гремихинским и пермо-карбоновой залежью Усинского месторождения.
Ярегское месторождение разрабатывается термошахтным способом, при котором для закачки пара и отбора нефти применяется плотная сетка вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин длиной до 300 м, пробуренных из подземных горных выработок. На большей части месторождения в настоящее время применяется двухгоризонтная система теплового воздействия, при которой пар под давлением до 0,5 МПа закачивается через плотную сетку вертикальных и крутонаклонных скважин, пробуренных из надпластовых горных выработок, а нефть отбирается через пологовосходящие скважины, пробуренные через 20-30 м из буровых галерей, расположенных в нижней части пласта. При двухгоризонтной системе отработано и находятся в разработке свыше 500 га площадей, где текущая нефтеотдача около 40%, при паронефтяном отношении 2,69 т/т. По всем системам термошахтных технологий (одногоризонтной. двухгоризонтной, двухярусной с оконтуривающей нагнетательной галереей, панельной) с начала термошахтной разработки было введено в разработку более 700 га площадей с начальными геологическими запасами свыше 40 млн. тонн. На полностью отработанных площадях нефтеотдача составила 51%. На отдельных участках нефтеотдача пласта превысила 60%.
Гремихинское месторождение, располагающееся в Удмуртии, залегает на глубине около 1000м и имеет вязкость нефти до 180мПа с. Наибольшую эффективность при его разработке показала технология импульсно-дозированного воздействия на пласт. Промышленное применение этой технологии позволило дополнительно добыть 1,8 млн. тонн нефти, ожидаемая нефтеотдача около 39% .
Самая крупная по величине геологических запасов нефти в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения является одним из самых сложных разрабатываемых объектов. К настоящему времени на залежи пробурено более 1000 скважин, однако нефтеотдача при этом составила менее 10 %. Основные причины столь низких результатов разработки заключаются в следующем:
- Высокая вязкость нефти (в среднем по залежи 700сП) при аномальных реологических свойствах нефти и наличии особых неньютоновских свойств. Лабораторные исследования механизма нефтеотдачи, подтвержденные анализом промысловых данных и результатами гидродинамического моделирования, показали, что при начальной температуре пласта в процесс нефтеизвлечения могут быть вовлечены только запасы нефти, сосредоточенные в трещинно-кавернозной части коллектора.
- Большая неоднородность коллектора, высокая расчлененностью разреза и прерывистость проницаемых пластов. В объеме залежи выделено три разнофациальных зоны и 13 продуктивных пачек. - Наличие трещин (как горизонтальных, так и вертикальных, протяженностью от единиц до сотен метров) с аномально высокой проницаемостью, достигающей нескольких десятков мкм , и порового коллектора, с низкой проницаемостью от 0,001 до 0,01 мкм .
В целях интенсификации разработки на залежи проводились опытно-промышленные работы по испытанию различных тепловых технологий: закачка горячей воды, инициализация внутрипластового горения и паротепловое воздействие.
Площадная закачка пара была начата в 1992г. в зоне опытно-промышленных работ, на которой пробурено 249 скважин, в том числе 50 нагнетательных. Нефтеотдача пласта по выделенному участку в период с 1992 по 2008г. возросла с 6.5 до 18.5% при среднем коэффициенте нефтеизвлечения по залежи 7.3%. Накопленное паро-нефтяное отношение составляет около 8.0 т/т [31].
Пароциклические обработки в период с 1993 по 2007г проводились на 238 скважинах. Общий расход пара на ПЦО составил 1.7млн.т., дополнительная добыча нефти оценивается в 1.48млн.т. Среднее паро-нефтяное отношение составляет 1.12 т/т, что характеризует ПЦО скважин как одно из самых эффективных геолого-технологических мероприятий, проводимых на залежи [1 31].
Выбор метода воздействия на пласт
Первым этапом поиска оптимальной стратегии разработки мощных трещиноватых пластов с высоковязкой нефтью являлся выбор метода воздействия на пласт. Так как разработка залежи на естественном упруговодонапорном режиме не может обеспечить приемлемый коэффициент нефтеизвлечения, все рассматриваемые варианты воздействия на пласт подразумевают применение площадной закачки для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента охвата.
Для выбранной схемы расстановки скважин с целью определения оптимального рабочего агента для закачки в пласт были проведены следующие варианты расчетов:
1) закачка пара сухостью 0.7;
2) закачка горячей воды с температурой 200С;
3) закачка холодной воды;
4) разработка на естественном режиме.
Для проведения расчета была использована модифицированная пятиточечная схема расстановки скважин, приведенная на рис. 3.1, включающая в себя одну горизонтальную паронагнетательную скважину в центре сектора и четыре вертикальных добывающих скважин по краям. Для всех расчетов обеспечивались одинаковые дебиты отбора жидкости и объемы закачки.
Полученные результаты расчетов приведены в табл. 3.1 и рис. 3.2-3.3.
Относительная эффективность метода определялась отношением добычи нефти в случае применения площадной закачки рабочего агента к добыче нефти при естественном режиме работы. Паронефтяное отношение (ПНО) определяется как отношение массы закачанного пара (или воды) к массе добытой нефти. Значение чистого дисконтированного дохода (ЧДД или NPV) вычислялось по следующей формуле: где CFt- денежный поток через t лет (t = 1,..., N); і - ставка дисконтирования.
Расчет получаемой прибыли от продажи нефти проводился при условии сбыта всей добываемой нефти на внутреннем рынке по цене 9800 руб./т. Затраты производство пара принимались согласно себестоимости работы типового парогенератора при стоимости газа 5руб/м и равнялись 423руб/т. Стоимость подогрева воды принималась равной половине стоимости производства пара.
Результаты расчетов показывают, что самым эффективным рабочим агентом является пар. Данный факт хорошо согласуется с общепринятыми положениями о высокой эффективности применения закачки пара при разработке месторождений высоковязких нефтей. Закачка холодной воды, несмотря на поддержание пластового давления, не позволяет достигнуть удовлетворительных результатов, незначительно превосходя по своей эффективности разработку залежи на естественном режиме. Закачка горячей воды дает более выраженный положительный эффект, однако при этом имеет худшую динамику ЧДД из всех рассмотренных результатов. Это говорит о том, что рост затрат на проводимый подогрев воды не дает соответствующего увеличения доходов, не обеспечивая достаточное увеличение добычи нефти.
При этом из приведенных графиков видно, что в первые годы разработки сектора (в период с 2010г. по 2017г.) расчет при работе залежи на естественном режиме показывает такую же эффективность, как и применение тепловых методов, значительно превосходя эффективность закачки холодной воды. Это также подтверждается приведенным на рис. 3.3. графиком ЧДД -экономический эффект от разработки залежи на естественном режиме в первые годы выше, чем от применения постоянной закачки каких-либо рабочих агентов. Данный факт можно объяснить наличием большого количества трещин, гидродинамически хорошо связанных между собой, что в условиях активной подошвенной воды приводит к их эффективной выработке при упруговодонапорном режиме. При этом проведение постоянной закачки с начала разработки приводит к быстрому прорыву воды (или пара) к добывающим скважинам.
Полученные результаты говорят о нецелесообразности применения площадной закачки пара с самого начала процесса разработки, особенно при использовании высокой плотности сетки скважин. Наиболее оптимальным решением будет первоначальная разработка залежи на естественно-водонапорном режиме с применением пароциклических обработок скважин для интенсификации процесса добычи. Исходя из анализа разработки месторождений с высоковязкой нефтью, ПЦО эффективны при текущей обводненности скважин до 75%. Это значение можно принять предельным, после которого следует начинать площадную закачку пара.
Результаты расчетов технологических показателей разработки при постоянной закачке пара
Для проведения расчетов с целью определения эффективности работы криволинейных скважин была использована неизотермическая гидродинамическая модель двойной пористости, подробно описанная в главе 2. Расчеты проводились в пакете гидродинамического моделирования CMG STARS.
Одной из характерных особенностей моделирования паротеплового воздействия является крайне длительная продолжительность расчетов, не позволяющая ограничивать период разработки залежи достижением обводненности 98%. В первую очередь это связано с постепенным нагревом пласта и соответствующим снижением вязкости нефти, что в сочетании с постепенным снижением остаточной нефтенасыщенности приводит к продолжительной работе скважин при обводненности 85-95%. Поэтому в качестве граничного условия было задано достижение текущего паронефтяного отношения, равного 10т/м3, что соответствует верхней границе рентабельности применения паротепловых методов.
Контроль над работой скважин устанавливался исходя из истории разработки месторождения. Максимальные дебиты жидкости для вертикальных скважин составляли 200м /сут, для горизонтальных -400м3/сут. При этом вторым ограничением работы добывающих скважин было минимальное забойное давление, равное давлению насыщения. Объемы закачки пара выбирались из условия 100% компенсации отбора жидкости с целью поддержания пластового давления.
Учитывая разную динамику и темпы обводнения скважин проводить сопоставление расчетных вариантов при одинаковой обводненности не представлялось возможным. Поэтому был выбран второй возможный вариант корректного сравнения, предполагающий равенство объемов прокачки. Так как во всех рассматриваемых вариантах предполагалось воспроизведение элемента разработки, указанные выше граничные условия работы добывающих и нагнетательных скважин удовлетворяли необходимому условию равенства объемов прокачки.
Для оценки эффективности рассматриваемых вариантов систем разработки было проведено сопоставление полученной в результате расчетов, представленных на рис. 4.4-4.5 и табл. 4.1.
Анализируя полученные результаты, можно условно разделить выбранные системы разработки на две группы: системы, показавшие высокую технологическую эффективность и системы, не эффективные в рассматриваемых геолого-технологических условиях.
К системам, показавшим неудовлетворительный результат, относятся пятиточечная, пятиточечная с горизонтальной скважиной и винтообразная системы разработки. При достижении текущего паронефтяного отношения, равного 10т/м , эти варианты показали крайне низкие достигнутые коэффициенты нефтеизвлечения - 11-13%.
Сопоставляя эти варианты можно отметить, что все они обладают одной общей чертой - наличие интервалов перфораций нагнетательных скважин, расположенных напротив интервалов перфораций добывающих скважин. Эта особенность выделенной группы систем разработки приводит к быстрому прорыву пара по высокопроницаемым трещинам к добывающим скважинам. При этом не обеспечивается необходимый охват пласта тепловым воздействием и процессом вытеснения нефти, что приводит к быстрому росту обводненности продукции и низкому значению достигаемого КИН. На рис. 4.6-4.7 приведен разрез пласта между добывающими скважинами на конец периода разработки для трещин и матричной части коллектора для пятиточечной системы разработки. Как видно из рисунков, активным вытеснением была охвачена только верхняя часть пласта, содержащая наиболее высокопроницаемые пропластки. При этом хорошо видна линия прорыва пара от нагнетательной скважины 1Ш_1до добывающей PROD4. Вытеснение нефти из матичной части коллектора произошло только в небольшой области вокруг нагнетательной скважины.
Внесение в стандартную пятиточечную систему разработки нового элемента в виде горизонтальной нагнетательной скважины не позволило повысить ее эффективность. Как видно из рис.4.5, практически с самого начала периода разработки происходит интенсивное увеличение паронефтяного отношения, связанное с быстрым ростом обводненности продукции. В первую очередь это связано с меньшим расстоянием от нагнетательных до добывающих скважин. Однако необходимо отметить, что замена вертикальной паронагнетательной скважины горизонтальной позволила несколько увеличить охват пласта тепловым воздействием, что привело к увеличению конечного значения КИН на 2.5%.
Низкая эффективность винтообразной системы обусловлена теми же причинами, что и в случае пятиточечной системы разработки. Теоретически, преимуществом этой системы должно было стать формирование равномерного фронта вытеснения благодаря равнозначной удаленности ствола добывающей скважины от нагнетательной. Однако, по результатам моделирования, из-за крайне высокой протяженности интервала перфорации высокое значение фильтрационных сопротивлений начинает оказывать негативное влияние на работу системы. Это приводит к более интенсивной работе верхней части витка, что усугубляет проблему прорыва пара по трещинам. При этом нижняя часть пласта оказывается практически не вовлеченной в процесс разработки.
К системам разработки, показавшим высокую эффективность можно отнести SAGD, XSAGD и систему криволинейных скважин «Паук». По сравнению с первой группой, срок разработки сектора заметно увеличился, однако при этом были достигнуты значительно более высокие значения КИН - 20-25%. Для определения наиболее эффективной системы необходимо рассмотреть динамику представленных вариантов расчета.
Анализируя годовую добычу нефти выбранных систем разработки, представленную на рис. 4.8, можно отметить, что для различных вариантов расчета наблюдается прямо противоположная динамика.
Варианты, предполагающие использование системы парогравитационного дренажа в начальный период разработки показывают значительное снижение дебитов нефти. В первую очередь это связано с падением давления в районе добывающих скважин, что приводит к интенсивному подтоку воды из нижних водонасыщенных пропластков. По мере продвижения теплового фронта происходит выравнивание профиля добычи нефти и последующий значительный рост годовой добычи нефти. При этом эффективность X-SAGD оказалась выше исходной системы SAGD. Это связано с дополнением парогравитационного эффекта фронтальным вытеснением нефти паром, что приводит к заметно более быстрому продвижению теплового фронта. Как видно из рисунка 4.8, рост дебитов нефти при использовании системы X-SAGD начинается почти на 20 лет раньше и достигает более высоких значений.
Система разработки «Паук» демонстрирует обратную динамику. Как видно из рисунка 4.8, первоначальное падение дебитов нефти достаточно быстро сменяется периодом стабилизации отборов с последующим плавным падением уровня добычи. При этом значение годовой добычи нефти в период стабилизации отборов более чем в 2 раза превосходит добычу нефти других сопоставляемых систем.
Такая динамика добычи нефти системы «Паук» объясняется ее конструктивными особенностями. Создаваемая криволинейными скважинами купольная система обеспечивает высокий охват пласта паротепловым воздействием. Условно это систему можно считать своеобразной модификацией X-SAGD за счет активного использования эффекта фронтального вытеснения нефти паром. Придание паронагнетательным скважинам криволинейной формы со значительным увеличением вертикальной составляющей интенсифицировало процесс продвижения теплового фронта, обеспечив при этом его относительную равномерность.
Оптимизационный алгоритм и процесс оптимизации площадной 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) [7 41].
Алгоритм поиска решения реализовывался следующим образом:
Пусть в неявном виде дана функция/ , где х - вектор ./V переменных:
В данном случае целевая функция f(x) равнялась накопленной добыче нефти, а х — весовые коэффициенты, определяющие объемы закачки пара для каждой паронагнетательной скважины.
Выбирается точка начального приближения:
Эта точка принимается базисной, в ее окрестности производится поиск направления убывания функции:
Вычисляется значение целевой функции:
На каждой итерации поочередно каждая переменная вектора базисной точки приближения модифицируется. Каждая переменная в векторе уменьшается и увеличивается на шаг h, остальные переменные вектора базисной точки остаются неизменными: ft- = /( ,-); После применения процедуры шага 6 к каждой переменной производится выбор новой базисной точки:
Вычисляется новое значение целевой функции: f1 = /(х1). Осуществляется спуск из новой базисной точки (ш. 3-6) до тех пор, пока не окажется, что при движении от базисной точки в любом измерении функция не убывает. Тогда шаг h может быть уменьшен, и поиск новой базисной точки осуществляется с уменьшенным шагом, или, если достигнут лимит точности, базисная точка принимается как точка экстремума. На рис. 5.3 показан процесс нахождения точки минимума для функции двух переменных.
Чтобы обеспечить корректность оценки эффективности метода закачка пара проводилась одни и те же 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%.
На рис.5.5 представлено сопоставление накопленной добычи нефти базового и оптимизированного расчетов на втором этапе разработки сектора.
Накопленная добыча нефти базового варианта без закачки пара на втором этапе разработки составила 87,6 тыс.м3, базового варианта с применением закачки пара - 187,2 тыс.м3. В оптимизированном варианте накопленная добыча нефти составила 203,9 тыс.м . Таким образом объем дополнительно добытой нефти составил 16,7 тыс.м3 при увеличении коэффициента нефтеизвлечения на 3,4%.
Как видно из рисунка 5.5, применение оптимизационного алгоритма при распределении объемов закачиваемого пара между существующими паронагнетательными скважинами не привело к увеличению максимальных дебитов нефти. Однако, как и в случае оптимизации пароциклического воздействия, наблюдается в значительной степени более плавное снижение дебитов нефти. При этом перераспределение объемов закачки между нагнетательными скважинами, подобно методам нестационарного заводнения, позволило значительно увеличить охват пласта тепловым воздействием, достигнув более высоких коэффициентов нефтеизвлечения.
Похожие диссертации на Повышение эффективности паротеплового воздействия в мощных трещиноватых пластах с высоковязкой нефтью на основе результатов гидродинамического моделирования
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
