Исследование влияния геолого-физических факторов на эффективность   площадной закачки пара в системе вертикальных скважин

 

 

Тепловые методы, численное моделирование, регрессионный анализ

Т hermal methods, numerical modeling, regression analysis

 

UDC 622.245.545:519.233.5

Investigation of the geological and physical factors influence on the efficiency of the areal steamflooding in the system of vertical wells. Petrov N. A.

A set of equations was obtained allowing for a prediction of oil recovery, a cumulative steam-oil ratio and the length of the five-spot pattern of injection at introducing the steam into the formation saturated with anomaly viscous oil. These equations permit to judge about a degree and a character of impact on the shown development parameters of the formation properties (a depth of the bed occurrence, the bed thickness, absolute permeability, permeability anisotropy, as well as the reservoir oil viscosity and a distance between wells). Fig. 5, Tables 1, ref. 4.

 

О

сновной широко применяемой в промышленном масштабе технологией разработки залежей высоковязких нефтей является паротепловое воздействие на пласт. К основным критериям, характеризующим эффективность этой технологии, относятся нефтеотдача пласта (КИН) и накопленное паронефтяное отношение (ПНО). Поскольку значения нефтеотдачи при тепловом воздействии во многом зависят от охвата пласта прогревом, характер и масштаб влияния указанных параметров на нефтеотдачу может быть различным. Значения указанных критериев зависят, в основном, от следующих параметров: проницаемости, толщины пласта, вязкости нефти и расстояния между скважинами.

Одним из основных методов прогнозирования технологических параметров разработки является численное моделирование пластовых процессов. На основе данных многочисленных расчетов на термогидродинамических моделях, выполненных в программном комплексе CMG, проведено исследование характера и степени влияния на нефтеотдачу пласта, накопленное паронефтяное отношение и время разработки элемента нагнетания указанных параметров.

Расчеты элементов выполнены для пятиточечной системы размещения вертикальных скважин. Предполагалось, что вертикальные скважины вскрывают всю толщу продуктивного пласта (рис. 1).

 

Для нефтей различной вязкости меняется зависимость вязкости нефти от температуры и вид кривых относительных фазовых проницаемостей [1]. Принятые в расчетах зависимости вязкости нефти от температуры для типов нефтей (рис. 2). Графики относительных фазовых проницаемостей для нефтей различной вязкости при начальной пластовой температуре (рис. 3).

 

 

 

При моделировании термических процессов вытеснения вязкой нефти недостаточно иметь лишь зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности при начальных пластовых условиях. Исследователями установлено [2-4], что увеличение пластовой температуры ведет к снижению остаточной нефтенасыщенности. Показаны типичные кривые ОФП, принятые в расчетах, для нефти вязкостью                800 мПа×с при температуре 25 ºС и 250 ºС (рис. 4).

Предполагалось, что элемент разработки горизонтальный, без уклона; пласт однородный, не имеющий непроницаемых участков и нарушений; в пласте нет газовой шапки и подстилающей залежь воды; параметры пара на забое не постоянны и зависят от текущей приемистости нагнетательной скважины; разработка элемента прекращается, когда обводненность продукции добывающей скважины достигает 98 %.

Расчеты площадного вытеснения высоковязкой нефти паром проводились для следующих условий:

вязкость нефти 100, 500, 800, 3000 мПа·с;

глубина залегания 500, 1000, 1500 м;

сетка скважин 100, 150, 200, 250 м;

эффективная толщина 10, 20, 30 м;

проницаемость 500, 1500, 3000 мД;

анизотропия проницаемости 5, 25, 50;

количество закачанного теплоносителя в поровых объёмах 0,5; 1; 2.

 

 

 

После генерирования множества моделей с указанными свойствами, произвели расчет вариантов паротеплового воздействия. Результаты расчета свели в единую базу данных. Для оценки связи рассматриваемых геологических параметров и свойств нефти с конечной нефтеотдачей пласта рассчитали корреляционные коэффициенты Пирсона и Спирмена (таблица).