При ранжировании проектов разработки месторождений высоковязких нефти выявлена необходимость создания единого подхода к подбору и экспресс-оценке эффективности технологии тепловых методов увеличения нефтеотдачи (МУН). В статье рассмотрено создание удобного и быстрого инструмента для решения этой задачи.
Выполнен сравнительный анализ существующих аналитических методов для планирования тепловых МУН: парогравитационный дренаж (SAGD), постоянная или циклическая закачка пара, нагрев пласта скважинными нагревателями. Определены границы применимости наиболее часто используемых аналитических моделей. Для случаев, когда параметры пласта не позволяют пользоваться аналитическими подходами для учета всего спектра физических параметров процессов, происходящих в пласте при действии теплоносителя, предложен новый инженерный инструмент. Его реализация основана на решении уравнений двухмерной многокомпонентной многофазной неизотермической фильтрации в анизотропном пласте. Предложенный инструмент позволяет напрямую использовать эмпирические зависимости и корреляции, полученные по результатам лабораторных исследований керна и нефти или по пластам-аналогам.
В результате работы создано программное обеспечение для проведения оперативных инженерных расчетов на термогидродинамических моделях, позволяющее моделировать и оценивать эффективность воздействия на пласт различных тепловых МУН. Разработанные алгоритмы значительно сокращают время расчета, обеспечивая при этом необходимую точность, учитывают тип заканчивания скважин и геометрию системы пласт – скважина при различных условиях на границах пласта и в скважине. Реализована возможность совокупного учета влияния физических эффектов в процессе теплового воздействия: изменение смачиваемости и относительных фазовых проницаемостей (в том числе остаточной нефтенасыщенности), термическое расширение флюида и породы, дистилляция нефти, изменение начального градиента сдвига для нефти и др.
Список источников
2. New engineering tools for rapid assessment of the efficiency of thermal methods for enhancing oil recovery / E. Yudin, A. Lubnin, E. Lubnina [et al.]// SPE 191608-MS. – 2018.
3. Marx J.W., Langenheim R.H. Reservoir heating by hot fluid injection // Trans. Am. Inst. Min., Metall. Pet. Eng. – 1959. – V. 216. – Р. 312–315.
4. Jones J. Steam Drive Model for Hand-Held Programmable Calculators // SPE 8882-PA. – 1981.
5. Jones J. Why cyclic steam predictive models get no respect // SPE 20022-PA. – 1992.
6. Jones J. Cyclic Steam Reservoir Model for Viscous Oil, Pressure Depleted Reservoirs // SPE 6544. – 1977.
7. Van Lookeren. Calculation Methods for Linear and Radial Steam Flow in Oil Reservoirs // SPE 6788. – 1977.
8. Wu Z., Vasantarajan S. Optimal Soak Time for Cyclic Steam Stimulation of a Horizontal Well in Gravity Drainage Reservoirs //SPE. – 2011.
9. Inflow Performance of a Cyclic-Steam-Stimulated Horizontal Well Under the Influence of Gravity Drainage / Z. Wu, S. Vasantharajan, M. El-Mandouh, P.V. Suryanarayana // SPE127518-PA. – 2011.
11. A simple approach for quantifying accelerated production through heating producer wells / Mao Deming, Xie Xueying, M.Jones Raymond [et al.] // SPE 181757-PA. – 2017.
