научная статья по теме АНАЛИТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ МЕТОДОМ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНАЖА Геофизика

Текст научной статьи на тему «АНАЛИТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ МЕТОДОМ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНАЖА»

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.276.652.001

© Коллектив авторов, 2015

Аналитическая модель разработки залежи сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренажа

Р.С. Хисамов, д.г.-м.н. (ОАО «Татнефть»), П.Е. Морозов, к.т.н., М.Х. Хайруллин, д.т.н., М.Н. Шамсиев, д.т.н., А.И. Абдуллин, к.ф.-м.н. (Институт механики и машиностроения КазНЦ РАН)

Адрес для связи: khairullin@imm.knc.ru

Ключевые слова: парогравитационный дренаж, сверхвязкая нефть, паровая камера, горизонтальная скважина, дебит, аналитическая модель.

The analytical model for development of heavy oil deposit by steam-assisted gravity drainage method

R.S. Khisamov (Tatneft OAO, RF, Almetyevsk), P.E. Morozov, M.Kh. Khairullin, M.N. Shamsiev, A.I. Abdullin (Institute of Mechanics and Engineering of Kazan Science Center of RAS, RF, Kazan)

E-mail: khairullin@imm.knc.ru

Key words: SAGD, heavy oil, steam chamber, horizontal well, oil rate, analytical model.

In this paper the analytical model to predict the performance of steam-assisted gravity drainage is developed. The model is validated on the experimental data of physical model of the SAGD process. Theoretical oil rate prediction at the steam-assisted gravity drainage for conditions of heavy oil reservoir on the Ashalchinskoye field is presented.

Одним из эффективных способов разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов является парогравитационное воздействие. В методе парогравитационного дренажа, или SAGD (steam-assisted gravity drainage), используются две горизонтальные скважины (ГС), которые бурятся параллельно вблизи подошвы пласта на расстоянии 5-10 м одна над другой [1]. Верхняя ГС предназначена для нагнетания пара и создания в пласте высокотемпературной паровой камеры, нижняя - для добычи нефти. В настоящее время метод SAGD применяется на Ашальчин-ском месторождении в Республике Татарстан, на Лыа-ельской площади Ярегского месторождения в Республике Коми, а также на месторождениях сверхвязких нефтей Канады, США, Венесуэлы, Китая.

Экспериментальные исследования на физической модели [2-5] и численные расчеты на гидродинамическом симуляторе CMG STARS [6-8] показали, что можно выделить три основные стадии процесса. На начальной стадии пар, имеющий относительно низкую плотность, поднимается вверх и происходит рост паровой камеры до кровли пласта. После этого она продолжает расширяться в горизонтальном направлении. По своей форме паровая камера в плоскости, перпендикулярной скважинам, близка к треугольнику, вершина которого совпадает с добывающей ГС (рис. 1). На заключительной стадии паровая камера расширяется в направлении подошвы пласта. При разработке залежей сверхвязкой нефти по стандартной технологии SAGD используются ряды пар нагнетательных - добывающих ГС. Паровые камеры образуются над каждой парой скважин и, достигнув кровли пласта, распространяются в горизонтальной плоскости вплоть до смыкания [1].

Рис. 1. Схема паровой камеры:

Н - эффективная толщина пласта; М - половина расстояния между парами ГС; 1, 2 - скважина соответственно добывающая и нагнетательная

Предположим, что расстояние между парами ГС составляет 2М и движущаяся граница паровой камеры остается прямолинейной. Дебит нефти добывающей ГС в ограниченном пласте рассчитывается по формуле

2L

q (И

<pAS0kgaH 2amvs

,0< t <T,

M

(1)

2Ll^ASakaH _ hsM (t _Tm )Tm <t <3Tm 2amvs I amvsM

где L - длина ствола ГС; ф - пористость; А50 - разность начальной и конечной нефтенасыщенности; k -эффективная проницаемость пласта; g - ускорение сво-

1

2

1

бодного падения; а - температуропроводность; а = 0,4 -эмпирическая константа; т - безразмерный параметр; у5 - кинематическая вязкость нефти при температуре

закачиваемого пара; t - время;Гм = M

<pAS0am\> sH

2kga

время, за которое граница паровой камеры достигает боковой границы пласта (см. рис. 1). Время полной выработки пласта Г* = 3ТМ. В работе [3] получена полуэмпирическая формула для расчета дебита нефти ГС в ограниченном пласте

L

1,5 pASokg aH

>1 (

8

>1 (

3<pAS0H

kg a

2( J_ M

. (2)

Из выражения (2) следует, что время полной выработки пласта

M

1,5 9AS0mv sH

kga

(3)

Время полной выработки пласта, рассчитанное по предложенной модели и формуле (3), различается на 9,5 %. При выводе формул (1) и (2) предполагалось, что в начальный момент существует гидродинамическая связь между добывающей и нагнетательной скважинами.

Как показали экспериментальные исследования, начальный этап роста паровой камеры сопровождается эффектом «пальцеобразования» [1, 2]. В работе [2] получена полуэмпирическая формула для расчета дебита ГС в течение роста паровой камеры до кровли пласта, основанная на аппроксимации формы паровой камеры подобными секторами круга.

Аналитическая модель парогравитационного дренажа объединяет все три периода процесса SAGD.

I. Для периода роста паровой камеры дебит горизонтальной скважины увеличивается по степенному закону [2]

q (t ) = 3L

kga

1 1

(<pAS0) 3 13,0<t<t*

где t„=-

27

pASokg aH 2amvs

> 3 (

> 2

kg a

PAS o

(4)

время, за ко-

торое паровая камера достигает кровли пласта.

Ширина паровой камеры при и определяется по формуле

(

w:=-

2H

pAS 0mvs

>2 4

р т

(5)

II. Для периода расширения паровой камеры в горизонтальном направлении дебит скважины остается постоянным [9] и рассчитывается по формуле

q (t ) = 2L

pAS 0kg aH

>1

2amvs

t. < t < t. + T,

м >

(6)

где Tm =(M -WS

( pAS0amvSH >2

2kg a

- время начала смы-

кания паровой камеры с соседними паровыми камерами.

III. Для периода расширения паровой камеры в направлении подошвы пласта дебит уменьшается по линейному закону

q (t ) = 2L

( pAS0 kg aH 12 2amvs

kg aL 2amvSM

t -1.- T

М

(7)

t. +T <t < t. +T +T

где T = 2M

(pAS0amvSH >2

2kga

; t. +TM +T - время, за ко-

торое паровая камера достигает подошвы пласта (время его полной выработки).

Суммарный объем отобранной нефти, рассчитанный по формулам (1), (2) и (4)-(7) равен фА50У (V = МН1 -объем пласта).

Результаты расчетов

В таблице приводятся исходные данные экспериментов по физическому моделирования процесса SAGD как при низком [2-4], так и при высоком давлении нагнетаемого пара [5]. На рис. 2 представлена динамика дебита нефти, полученная в ходе эксперимента [4], а также по формулам (1) и (2). При расчетах по предложенной модели, как и в работе [9], вместо абсолютной проницаемости kaбc = 2360 мкм2 использовалась эффективная проницаемость k = 1132 мкм2.

Параметры Исходные данные экспериментов в работе

(4) (3) (5)

H, м 0,21 0,23 0,13

M, м 0,175 0,18 0,25

L, м 0,03 0,025 0,5

Ф 0,39 - 0,35

ASo 0,95 - 0,8

ф ASo 0,37 0,4 0,28

к, мкм2 944 3000 360

m 3,6 4,2 3,53

а, м2/сут 0,0507 0,056 0,04

vS, м2/сут 9 11 1,5

Po, КГ/м3 980 - -

Рис. 2. Динамика массового дебита нефти q по различным моделям

2

3

S

8

1

9

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

02'2015 63

— - ^ -— Эксперимент [3) — Формула (2) - Аналитическая модель (4|-(7)

J V v \ N. \\ \

\ > 4 \

4 \ \ \ V \ 4

50

100 150

t, мин

200

250

100

80

i 60

5 « *

го

—Эксперимент [5) ---Формула (2| -Аналитическая модель (4)-(7)

---th-

• VT* s its

о> > NN.

Ч \ \ \ ч >

50

100 150 200

f, МИН

250

Рис. 3. Динамика объемного дебита нефти q по разным моделям

60

40

20

к = 3 мкм2 //i Ч

Г

2000

t, сут

4000

6000

Рис. 4. Динамика дебита ГС q при различной проницаемости пласта k

На рис. 3, а представлена динамика объемного дебита нефти, полученная в ходе эксперимента Butler, Stephens [2, 3] при низком давлении нагнетания пара, а также в результате расчетов по предлагаемой модели (4)-(7) и формуле (2). Численные расчеты на гидродинамическом симуляторе CMG STARS были проведены в работе [6]. В эксперименте [5] исследовался процесс парогравита-ционного дренажа при высоком давлении нагнетания пара, включающий период роста паровой камеры до кровли пласта. На рис. 3, б представлена динамика объемного дебита нефти, полученная в ходе эксперимента [5], а также в результате расчетов по предлагаемой модели (4)-(7) и формуле (2) [2, 3].

Далее рассматривается модель продуктивного пласта с параметрами, характерными для залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения [8, 10, 11]: k = 2,5 мкм2; j = 0,3; AS0 = 0,47; H = 25 м; L = 400 м; M = 50 м; a = 0,03 м2/сут; vs = 0,8 м2/сут; m = 4. Средняя относительная проницаемость для нефти равнялась 0,4 [1]. Зависимость дебита ГС от проницаемости пласта представлена на рис. 4. Из него видно, что, чем больше

проницаемость, тем выше максимальный дебит ГС и меньше время полной выработки пласта.

Расчеты показали, что с увеличением пористости и толщины пласта возрастают максимальный дебит ГС и время полной выработки пласта. Плотность сетки пар нагнетательных - добывающих ГС влияет на продолжительность периода стабильного отбора нефти и время, в течение которого снижается дебит.

Список литературы

1. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. - 536 с.

2. Butler R.M. Thermal recovery of oil and bitumen. - New Jersey: Prentice Hall, 1991. - 528 p.

3. Butler R.M., Stephens D.J. The gravity drainage of steam-heated heavy oil to parallel horizontal wells//J. Can. Pet. Tech. - 1981. - V. 20. - № 2. -P. 90-96.

4. Chung K.H., Butler R.M. Geometrical effect of steam injection on the formation of emulsions in the steam-assisted gravity drainage process//J. Can. Pet. Tech. - 1988. - V. 27. -№ 1. - P. 36-42.

5. Oil production rate predictions for steam assisted gravity drainage based on high-pressure experiments/J. Guo, C. Zan, D.S. Ma, L. Shi//Sci. China. Tech. Sci. - 2013. - V. 56. - № 2. - P. 324-334.

6. Chow L., Butler R.M. Numerical simulation of the steam-assisted gravity drainage process (SAGD)//J. Can. Pet. Tech. - 1996. - V. 35. - № 6. -P. 55-62.

7. Закиров Э.С., Закиров С.Н., Булаев В.В. Освоение ресурсов газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью//ДАН. - 2006. - Т. 407. - № 3. -С.360-362.

8. Геологические и

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком

Пoхожие научные работыпо теме «Геофизика»