Прогнозирование показателей разработки залежей высоковязких нефтей малой толщины
Автор: Дуркин С.М., Меньшикова И.Н.
Журнал: Известия Коми научного центра УрО РАН @izvestia-komisc
Рубрика: Краткие сообщения
Статья в выпуске: 4 (24), 2015 года.
Бесплатный доступ
В данной статье рассматривается моделирование горизонтальных скважин, позволяющих вскрыть залежи высоковязких нефтей (ВВН) малой толщины (до 10 м). Построены несколько моделей залежи Ярегской площади Ярегского месторождения с различными толщинами: 10, 20 и 30 м. Смоделированы процессы теплового воздействия на пласт, а именно нагнетание горячей воды и пара. Произведен расчет технологических показателей разработки и сделана оценка экономической эффективности предложенных вариантов.
Высоковязкая нефть, залежи малой толщины, термические методы добычи нефти, гидродинамическое моделирование, ярегское нефтя- ное месторождение
Короткий адрес: https://sciup.org/14992783
IDR: 14992783
Текст краткого сообщения Прогнозирование показателей разработки залежей высоковязких нефтей малой толщины
В настоящее время все актуальнее становится проблема вовлечения в более активную разработку огромных ресурсов аномально вязких нефтей. Лабораторные и промысловые исследования показывают, что наиболее эффективной и промышленно освоенной технологией разработки подобных углеводородов являются термические методы добычи нефти.
В качестве достижений отечественной науки можно отметить уникальный термошахтный метод разработки Ярегского месторождения, позволивший увеличить нефтеотдачу пласта с 6 до 60% [1]. Фактор, сдерживающий развитие термошахтной технологии, – большие инвестиции в строительство новых шахт. Поэтому вопрос изучения и применения других технологий является достаточно важным. Залежи Ярегского месторождения характеризуются небольшими толщинами, что затрудняет процесс нефтедобычи. Поэтому следует уделить особое внимание прогнозированию показателей разработки таких залежей с помощью современных гидродинамических симуляторов [2].
В данном проекте рассматривается моделирование горизонтальных скважин, позволяющих вскрыть залежи малой толщины (до 10 м). Построены несколько моделей залежи Ярегской пло-
щади Ярегского месторождения с различными толщинами: 10, 20 и 30 м. Смоделированы процессы теплового воздействия на пласт, а именно нагнетание горячей воды и пара. Произведен расчет технологических показателей разработки и сделана оценка экономической эффективности предложенных вариантов. Цель проекта: выбор оптимального варианта разработки залежей ВВН малой толщины.
Прогнозирование показателей разработки проводилось с помощью гидродинамического симулятора Tempest MORE компании ROXAR.
Описание тестовых моделей представлено в табл. 1.
Таблица 1
Описание тестовых моделей
Параметр |
Варианты |
|||||
1 1 |
2 1 |
3 |
4 1 |
5 1 |
6 |
|
Теплоноситель |
Пар |
Горячая вода |
||||
Длина, м |
1000 |
|||||
Ширина, м |
50 |
|||||
Толщина, м |
30 |
20 |
10 |
30 |
20 |
10 |
Начальные геологические запасы, тыс.т |
313,3 |
208,8 |
104,4 |
313,3 |
208,8 |
104,4 |
Среднесуточная закачка теплоносителя, т/сут |
60 |
|||||
Температура закачиваемого теплоносителя, °С |
264 |

Рис. 1. Распределение температуры при закачке пара через 5 лет моделирования.

Рис. 2. Распределение температуры при закачке горячей воды через 5 лет моделирования.
Заданы следующие физико-химические свой-
ства флюидов и параметров пласта [1]: |
|
- начальная температура пласта - начальное пластовое давление - абсолютная проницаемость |
80С; 0,14 МПа; 2.759 мкм2; |
- пористость |
0.26 ед.; |
- нефтенасыщенность - коэффициент сжимаемости поро- |
0.85 ед.; |
ды - плотность нефти в поверхностных |
1,0∙10-6 1/кПа; |
условиях - плотность нефти в пластовых ус- |
945 кг/м3; |
ловиях |
933 кг/м3; |
- объемный коэффициент нефти - вязкость нефти в пластовых усло- |
1,01 м3/м3; |
виях |
12000 мПа∙с. |
Распределение температуры в моделях при закачке пара (1, 2 и 3 варианты) на конец моделирования представлено на рис. 1, при закачке горячей воды (4, 5 и 6 варианты) – на рис. 2.
Накопленная добыча нефти по вариантам показана на рис. 3.
Так же были рассчитаны значения паронефтяного отношения (ПНО) для 1,2 и 3 вариантов (рис. 4).

Рис. 3. Накопленная добыча нефти.

Рис. 4. Паронефтяное отношение.
Таким образом, для модели толщиной 30 м ПНО в начале моделирования принимало максимальное значение, сравнительно с другими вариантами, равное 7,006 ед. По мере прогрева его величина значительно уменьшилась и стала равной 0,732. Высокое значение ПНО в начале моделирования связано с большим объемом пласта и, сле- довательно, с большими объемами закачки, требующимися для разогрева пласта таких размеров. Что касается модели толщиной 20 м, то значение ПНО по мере прогрева уменьшилось от 3,134 до 0,800.
Для модели, имеющей самую маленькую толщину, в отличие от других вариантов, по мере прогрева пласта ПНО оказалось значительно выше, что может быть связано с малым объемом пласта и быстрым обводнением продукции.
В результате расчета коэффициента извлечения нефти (КИН) для вариантов с закачкой горячей воды значение КИН не превышает 10%, что свидетельствует о низкой эффективности применения данного метода воздействия. Закачка пара в пласт позволяет увеличить значение КИН до 40% (рис. 5).

Пар (30 м)
Пар (20 м)
Пар (Юм)
Горячая вода (30 м)
Горячая вода (20 м)
Горячая вода (10 м)
Рис. 5. Коэффициент извлечения нефти.
Для выбора оптимального варианта разработки залежей ВВН малой толщины также был произведен расчет экономической эффективности [3]. Результаты расчета представлены в табл. 2.
Период окупаемости определен по графику накопленного чистого дисконтированного дохода (ЧДД) (см. рис. 6).

—•—1 вариант —*—2 вариант —•—3 вариант
4 вариант —•—5 вариант —*—6 вариант
Рис. 6. Накопленный ЧДД.
Выводы и рекомендации
Таким образом, для повышения добычи нефти во всех предложенных вариантах необходимо подбирать объем закачиваемого теплоносителя индивидуально для каждого случая.
При прочих равных условиях закачка пара в пласт оказалась наиболее эффективной при разра-
Технико-экономические показатели
Таблица 2
В результате расчета экономической эффективности выявлено, что варианты с закачкой горячей воды оказались экономически не выгодными и не окупили себя за время моделирования, в то время как срок окупаемости составил один–два года при закачке пара.
Таким образом, в результате проведения численных экспериментов и расчета экономических показателей установлено, что разработка залежей ВВН малых толщин (до 10 м) является рентабельной при закачке пара.
Впоследствии планируется создание геологической модели для уточнения строения модели и проведение более детальных численных экспериментов. Также следует произвести моделирование других видов теплового воздействия на пласт и сравнить их эффективность.
Список литературы Прогнозирование показателей разработки залежей высоковязких нефтей малой толщины
- Рузин Л.М., Чупров И.Ф. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов: монография/Под ред. Н.Д. Цхадая. Ухта: УГТУ, 2007. 244 с.
- Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов: учебное пособие. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. 140 с.
- Ксенз Т.Г. Оценка коммерческой эффективности научно-технических мероприятий на нефтегазодобывающих предприятиях: учебное пособие. Ухта: УГТУ, 2008. 164 с.