Повышение эффективности паротеплового воздействия в мощных трещиноватых пластах с высоковязкой нефтью на основе результатов гидродинамического моделирования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Казаков, Николай Сергеевич

• Казаков, Николай Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Казаков, Николай Сергеевич

Глава 1. Обзор современного состояния технологий паротеплового воздействия.

1.1. Мировой опыт применения тепловых методов.

1.2. Классификация технологий нагнетания в пласт теплоносителей.

1.2.1. Пароциклическая обработка скважин ПТОС.

1.2.2. Парогравитационное воздействие.

1.2.3. Постоянная закачка пара.

1.2.4. Технология продвижения тепловой оторочки.

1.2.5. Импульсно-дозированное термическое воздействие.

1.2.6. Комбинированные технологии.

1.3. Актуальные проблемы в области повышения эффективности паротеплового воздействия.

Глава 2. Методика создания термодинамических моделей мощных трещиноватых пластов с высоковязкой нефтью.

2.1. Задание фильтрационно-емкостных свойств пласта.

2.2. Описание свойств, зависящих от температуры и давления.

2.2.1. Зависимость вязкостей нефти и воды от температуры.

2.2.2. Описание термодинамических свойств пласта и насыщающих флюидов.

2.3. Относительные фазовые проницаемости.

2.4. Учет теплопотерь при моделировании паротеплового воздействия.

Глава 3. Выбор оптимального подхода к разработке мощных трещиноватых пластов с высоковязкой нефтью.

3.1 Выбор метода воздействия на пласт.

3.2 Выбор оптимального интервала перфорации добывающих и нагнетательных скважин.

3.2.1 Оптимизация взаимного положения интервалов перфорации добывающих и нагнетательных скважин.

3.2.2 Определение оптимальной длины интервала перфорации добывающих и нагнетательных скважин.

3.3 Определение оптимального расстояния между скважинами.

Глава 4. Анализ эффективности работы криволинейных скважин при моделировании паротеплового воздействия.

4.1 Описание рассматриваемых систем разработки.

4.2 Результаты расчетов технологических показателей разработки при постоянной закачке пара.

4.3 Анализ эффективности технологии прокачки тепловой оторочки.

4.4 Разработка системы криволинейных скважин для условий мощных трещиноватых пластов с высоковязкой нефтью.

Глава 5. Оптимизация паротеплового воздействия в условиях секторного моделирования месторождения с высоковязкой нефтью.

5.1 Постановка задачи численного эксперимента.

5.2 Описание алгоритма оптимизации пароциклического воздействия.

5.3 Оптимизационный алгоритм и процесс оптимизации площадной закачки пара.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности паротеплового воздействия в мощных трещиноватых пластах с высоковязкой нефтью на основе результатов гидродинамического моделирования»

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, главным 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 «классическая» технология нагнетания пара при разработке сложнопостроенных и, в особенности, высокотрещиноватых пластов оказывается недостаточно эффективна.

Основными факторами, значительно осложняющими применение технологии закачки пара, являются:

1) Высокая расчлененность и прерывистость коллектора.

2) Значительная эффективная нефтенасыщенная толщина.

3) Наличие развитой сети высокопроницаемых трещинных каналов.

Наиболее известным примером месторождения высоковязкой нефти, характеризующегося наличием мощных трещиноватых пластов, на территории России является пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения. Опыт 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 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 для условий мощных трещиноватых пластов.

Разработка методов и технических решений повышения эффективности паротеплового воздействия в мощных трещиноватых пластах.

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 710% 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:

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, ВНИИнефть, 2021 сентября 2011 г

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

4. Международная научно-практическая конференция «Теория и практика современных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов ТиП МУН-2012», Гомель-Речица, 2425 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.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Казаков, Николай Сергеевич

Заключение

На основании проведенной серии расчетов показано, что зависимость коэффициента нефтеизвлечения и паронефтяного отношения от расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами имеет нелинейный характер. При уменьшении этого расстояния значительно возрастают риски быстрого прорыва пара к добывающим скважинам. Увеличение расстояния между скважинами снижает эффективность применения технологии паротеплового воздействия.

Применение технологии последовательной разработки пласта при условии положения интервала перфорации нагнетательных скважин выше добывающих позволяет увеличить достигаемые коэффициенты нефтеизвлечения на 7-10%. При этом в отличие от традиционных технологий на протяжении всего периода разработки пласта обеспечиваются низкие значения забойных температур.

При разработке мощных трещиноватых трещиноватых пластов наибольшую эффективность показывают системы, основанные на использовании парогравитационного эффекта или его сочетания с фронтальным вытеснением нефти паром. Технология прокачки тепловой оторочки для этих систем показывает низкую эффективность.

На основе сравнительного анализа рассматриваемых систем разработки показано, что предложенная технология разработки мощных трещиноватых пластов с высоковязкими нефтями системой горизонтально-наклонных скважин обеспечивает высокую эффективность применения технологии закачки пара. Применение этой технологии позволяет увеличить интенсивность выработки запасов нефти и достигнуть прироста коэффициента нефтеотдачи на 7-12%.

Разработанная программа, интегрированная с гидродинамическим симулятором, позволяет проводить оптимизацию процесса паротеплового воздействия, повышая эффективность закачки пара и увеличивая достигнутый коэффициент нефтеизвлечения на 8,9%.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Казаков, Николай Сергеевич, 2012 год

1. Амелин И.Д., Давыдов A.B., Лебединец Н.П. и др. Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. - М.: Секретариат СЭВ, 1991. - 151с.

2. Антониади А.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах. Краснодар, "Советская Кубань", 2005. - 168с.

3. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. 3-е изд., переработанное и доп. - М.: Недра, 1988.-343с.

4. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер. с франц. М.: Недра, 1989. - 422с.

5. Викторин В. Д., Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. 202с.

6. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Теория и практика. — М.: Дело, 2008.-312с.

7. Гончаров В.А., Методы оптимизации. М.: Издательство Юрайт; Высшее образование, 2010. - 191с.

8. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. М.: Нефть и газ, 1997. - 256с.

9. Каневская. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. 128с.

10. Кричлоу. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования. Пер. с англ. М.: Недра, 1973. 303с.

11. Кудинов В.И. Новые технологии повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоко вязкими нефтями. Нефтяное хозяйство №5, 2002. -с. 92-95.

12. Кудинов В.И. Разработка сложнопостроенных месторождений с вязкими нефтями. Интервал. 2002 - №6(41) - с. 13-22.

13. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. Самара: Самар. кн. изд-во, 1996. -438с.

14. Лебединец Н.П. Особенности разработки нефтяной залежи фундамента месторождения Белый Тигр. Геология нефти и газа №5, 2002г. — с. 25-29.

15. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М: Наука, 1997. - 397с.

16. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 386с.

17. Муравьев И.М. и др. Техника и технология добычи нефти. М, Недра, 1971г.- 112с.

18. W.B.Driver «Formation Conditioning Process and System», патент США № 4022279 от 23.12.1974, опубл. 10.05.1977

19. Муслимов Р.Х. «Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности», Изд-во «Фэн» Академия наук РТ, Казань 2005. 688с;

20. Рузин JI.M. Разработка нефтяных месторождений с применением теплового воздействия на пласт: метод, указания. Ухта: УГТУ, 2009. 39с.

21. Симкин Э.М. Основы термодинамики горных пород. Москва-Ижевск, изд. ИКИ, 2011. 220с.

22. Симкин Э.М. Интегральная оценка функции относительных фазовых проницаемостей по характеристикам вытеснения. // Сб. научных трудов ВНИИнефть «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений», 2007. № 136 - с. 92-102.

23. Способ разработки залежи высоковязкой нефти. Заявка № 2010111414/03 (016086) от 26.03.2010.

24. Справочник по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М., Недра, 1983

25. Тарасов А.Г. Система разработки нефтяных месторождений на основе энергосберегающих технологий тепловых методов в комбинации с активными агентами: Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. М., ВНИИнефть, 1997.

26. Урсегов С.О., Тараскин Е.Н. Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения. Интенсификация разработки. Oil&Gas Journal Russia, 2008. -с. 31-39.

27. Besson, С.: Resourses to Reserves, Oil & Gas Technologies for the Future, International Energy Agency, 2005.

28. Behnam Sedaee Sola, Fariborz Rashidi, Tayfun Babadagli. Temperature effects on the heavy oil/water relative permeabilities of carbonate rocks, Journal of Petroleum Science and Engineering 59, 2007. p. 27-42.

29. Buller, S.M., Unocal Corp. "Evaluation of Horizontal, Radial, and Vertical Injection Wells in a Pilot Steamflood" SPE Paper 24630, 1992.

30. Chieh Chu. Thermal Recovery. PETROLEUM ENGINEERING HANDBOOK. Chapter 46.

31. Curtis C., Decoster E., Guzman-Garcia A., Huggins C., Knauer L., Minner M., Kupsch N., Linares L.M., Rough H., Waite M.«Heavy-Oil Reservoirs» Oilfield Review Autumn 2002.

32. Cunha L.B., SPE, U of Alberta "Recent In-Situ Oil Recovery Technologies for Heavy -and Extraheavy-Oil Reserves" SPE Paper 94986, 2005.

33. Elliot K.T, Kovscek, Stanford University. "Simulation of Early-Time Response of Single-Well Steam Assisted Gravity Drainage (SW-SAGD)" SPE Paper 54618, 1999.

34. Emerick A.A., Portella R.C.M, Production Optimization With Intelligent Wells, SPE 107261, 2007.

35. Eshragh Ghoodjani, Riyaz Kharrat, Manouchehr Vossoughi and Seyed Hamed Bolouri. A Review on Thermal Enhanced Heavy Oil Recovery from Fractured Carbonate Reservoirs, SPE 105299, April 2011.

36. Escobar E., PDVSA INTEVEP; Valko P. Lee W.J., Texas A&M; Rodriguez M.G., PDVSA E&P "Optimization Methodology for Cyclic Steam Injection with Horizontal Wells" SPE Paper 65525, 2000.

37. Experiments to Investigate Steam Injection in Light-Oil Fractured Carbonates M. Verlaan, P. Boerrigter, S. Oedai, J. Van Dorp, Shell. SPE 113464, April 2008.

38. Facing the Hard Truths about Energy A Comprehensive View to 2030 of Global Oil and Natural Gas, National Petroleum Council, USA. http: //www. npchardtruthsreport. or g.

39. History Match a Mature Cyclic Steam Stimulation Process at Cold Lake J.P Lebel, and R.T. Moriyama, Imperial Oil Limited. SPE 37549, SPE International Thermal Operations& Heavy Oil Symposium, Bakersfield, California, 10-12 February 1997.

40. Heavy-Oil Recovery by Steam Injection in Fractured Reservoirs A.P. Van Heel, J.J. Van Dorp, P.M. Boerrigter, Shell. SPE 113461, 22 April 2008.48. http://www.lloydminsterheavyoil.com/completi.htm

41. Istchenko C., What's the Optimum Well Geometry and Reservoir Parameters in Heavy Oil Field. SPE 150533, 2011.

42. Kazemi, H «Numerical Simulation of Water-Oil Flow in Naturally Fractured Reservoirs», SPE 5719, SPEJ, 317-326, Dec 1976.

43. Mousavi M., Tabibi M. A Successful Case Study on Development of a Giant Highly Fractured Carbonate Heavy Oil Reservoir in Iran. SPE 97890, November 2005.

44. Nasr T.N., SPE, Ayodele, SPE, Alberta Research Council (ARC) "Thermal Techniques for the Recovery of Heavy Oil and Bitumen" SPE Paper 94788, 2005.

45. Stalder, J.: Cross SAGD (XSAGD) An Accelerated Bitumen Recovery Alterantive, SPE Paper 97647, 2007.

46. Stalder, J.: Thermal Efficiency and Acceleration Benefits of Cross SAGD (XSAGD), SPE Paper 117244, 2008.

47. Swapan Das, and ConocoPhilips, Application of Thermal Recovery Processes in Heavy Oil Carbonate Reservoirs. SPE 105392, March 2007.

48. Zhao L. "Steam Alternating Solvent Process" SPE Paper 86957, 2007.

49. Zhangxin (John) Chen .SIAM News, Volume 39, Number 4, 2006.