Обоснование оптимальных параметров термических технологий разработки крупных месторождений высоковязких нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

Урсегов, Станислав Олегович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Обоснование оптимальных параметров термических технологий разработки крупных месторождений высоковязких нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование оптимальных параметров термических технологий разработки крупных месторождений высоковязких нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции"

□ОЗОБ785Б

На правах рукописи

УРСЕГОВ СТАНИСЛАВ ОЛЕГОВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ТЕРМИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

Специальность 25 00 17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ухта - 2007

003057856

Работа выполнена в Ухтинском государственном техническом ^ университете

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ:

доктор технических наук Рузин Леонид Михайлович

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ:

доктор технических наук, профессор Кучерявый Василий Иванович, кандидат технических наук Семуков Сергей Вениаминович

ВЕДУЩАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ:

филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «СЕВЕРНИПИГАЗ»

Защита состоится 19 мая 2007 г в 10 часов на заседании диссертационного совета Д212 291 01 при Ухтинском государственном техническом университете по адресу 169300, Республика Коми, г Ухта, ул Первомайская, д 13

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета

Автореферат разослан 18 апреля 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук,

ДОЦент

Н М Уляшева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Общемировая проблема вовлечения гигантских запасов высоковязких нефтей (ВВН) в активную разработку становится из года в год все более актуальной

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции к крупным месторождениям ВВН относятся пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения и Ярегское месторождение с суммарными балансовыми запасами ВВН около 1,0 млрд т

Наиболее успешным и промышленно освоенным способом улучшения использования запасов ВВН является термическое воздействие на пласт в виде стационарной закачки пара или пароциклических обработок (ПЦО) скважин

На пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения ПЦО вертикальных скважин внедряются с 1993 г За 13 лет было проведено 279 ПЦО на 178 скважинах Накопленное паронефтяное отношение, которое оценивается в 0,94 т/т, характеризует ПЦО как одну из самых эффективных технологий, применяемых на залежи Однако только за счет проведения ПЦО на всех пробуренных скважинах нефтеотдача на залежи не может превысить 10-12 %

При разработке Ярегского месторождения более 40 лет применяется уникальная термошахтная технология Для закачки пара и отбора нефти используется плотная сетка пологовосходящих скважин, пробуренных из подземных горных выработок Термошахтный способ позволил увеличить нефтеотдачу на отдельных участках месторождения до 60 % Основным фактором, ограничивающим применение термошахтного способа на новых площадях, являются большие капитальные вложения на строительство нефтешахт.

В целях интенсификации добычи ВВН рекомендуется внедрение передовых термических технологий, предусматривающих использование горизонтальных скважин, пробуренных с поверхности, например, ПЦО горизонтальных скважин и термогравитационного дренирования пласта (ТГДП)

Предварительную оценку эффективности многократного проведения ПЦО горизонтальной скважины можно получить на основе конечно-разностных расчетов Совместное проведение термогидродинамического моделирования и оптимизации ПЦО горизонтальной скважины требует больших затрат расчетного времени и не гарантирует после простого перебора многочисленных вариантов расчетов нахождения наилучших технологических параметров из-за отсутствия эффективного алгоритма оптимизации

ТГДП - стационарный вид термического воздействия на пласт в целом, при котором традиционно используются две горизонтальные скважины, расположенные строго одна над другой верхняя - для закачки пара, нижняя -для добычи нефти Чтобы полностью реализовать все преимущества ТГДП необходимо контролировать величину паровой камеры, например, посредством

гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины До сих пор не предложено подхода к интерпретации результатов таких исследований и не изучено влияние на объем и форму паровой камеры параметров ТГДП

В тонких пластах вместо двухскважинного ТГДП рекомендуется использовать вариант, при котором закачка пара и добыча нефти ведутся через одну горизонтальную скважину Серьезной проблемой при внедрении односкважинного ТГДП является низкий темп отбора нефти на начальной стадии процесса Повышение эффективности односкважинного ТГДП связано с выбором оптимального способа предварительного прогрева призабойной зоны

Цель работы заключается в совершенствовании термической разработки крупных месторождений ВВН Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции путем обоснования оптимальных параметров ПЦО скважин и ТГДП по результатам математического моделирования и промысловых испытаний

Основные задачи исследования.

1 Обобщить опыт внедрения термической разработки на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегском месторождении

2 Создать алгоритм оптимизации с использованием схемы моделирования ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин, которая может быть воспроизведена при помощи аналитического и конечно-разностного моделирования, и эффективного оптимизационного метода

3 Разработать аналитическое описание ПЦО горизонтальной скважины, в процессе которой приток нефти происходит за счет градиента давления и действия гравитационных сил

4 Численно изучить влияние геолого-промысловых факторов на эффективность ПЦО скважин и сравнить расчетные оптимальные технологические параметры с фактическими данными для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения

5 Рассмотреть возможность применения аналитической модели двухзонного ограниченного пласта для интерпретации гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины с целью определения объема паровой камеры при ТГДП на основе результатов конечно-разностных расчетов для Ярегского месторождения

6 Оценить потенциальные возможности односкважинного ТГДП на Ярегском месторождении и обосновать оптимальный вариант предварительного прогрева призабойной зоны с учетом факторов, оказывающих максимальное влияние на эффективность технологии

Методы исследования.

1 Анализ научно-технической литературы, посвященной термической разработке месторождений ВВН, и данных об эффективности ПЦО скважин и ТГДП на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегском месторождении

2 Прогнозирование и оптимизация технологических показателей ПЦО скважин и ТГДП с применением различных моделей, численно реализованных в виде авторских компьютерных программ и модуля STARS коммерческого программного комплекса CMG для термогидродинамических расчетов фильтрационных процессов

Научная новизна.

1 При помощи феноменологических и синергетических моделей установлены характерные стадии процесса площадной закачки пара на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения

2 Разработан алгоритм оптимизации ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин, основанный на прогнозировании добычи нефти посредством феноменологического описания результатов математического моделирования, использовании квазиньютоновского оптимизационного метода и верификации полученных результатов

3 Предложено аналитическое описание ПЦО горизонтальной скважины, которое позволяет воспроизвести основные физические процессы, происходящие в призабойной зоне, и количественно спрогнозировать эффективность технологии

4 Выявлены зависимости фактической эффективности ПЦО вертикальных скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения от геолого-физических и технико-технологических параметров

5 Осуществлена адаптация разработанного алгоритма оптимизации и аналитического описания к условиям пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и определены оптимальные технологические параметры и значения технико-экономических критериев эффективности ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин

6 Численно обоснована правомерность использования аналитической модели двухзонного ограниченного пласта для интерпретации результатов гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины с целью определения объема паровой камеры в зависимости от параметров ТГДП для Ярегского месторождения

7 Предложен оптимальный способ предварительного прогрева призабойной зоны в процессе односкважинного варианта ТГДП, учитывающий геолого-фильтрационные условия Ярегского месторождения

Практическая ценность

Выявленные при помощи анализа фактические зависимости результатов площадной закачки пара и ПЦО скважин от геолого-физических и технико-технологических параметров позволяют обосновать критерии эффективной применимости рассматриваемых технологий для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения

Разработанный алгоритм оптимизации и аналитическое описание могут быть использованы при анализе, проектировании и оптимизации ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин

На основе рекомендованных для интерпретации гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины расчетных формул модели двухзонного ограниченного пласта, полученных для вертикальных скважин, можно контролировать объем паровой камеры в процессе ТГДП

Предложенный способ предварительного прогрева призабойной зоны, предусматривающий многократное проведение ПЦО всего горизонтального участка скважины, обеспечивает высокую эффективность начальной стадии односкважинного ТГДП в тонких и трещиноватых пластах Ярегского месторождения

Внедрение результатов исследований. Результаты, полученные в работе, были использованы при составлении технологической схемы разработки Ярегского месторождения с применением ТГДП (2004 г), дополнения к технологической схеме разработки (2006 г ), авторских надзоров за разработкой (2000 - 2005 гг ) и регламентов на проведение ПЦО добывающих скважин (2003 г , 2005 г) пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения

Апробация работы. Результаты работы докладывались на конференции молодых специалистов ОАО «ЛУКОЙЛ» (Волгоград, 2001 г), всероссийской конфренции - ярмарке «Техноэкогеофизика - новые технологии извлечения минерально-сырьевых ресурсов в XXI веке» (Ухта, 2002 г), всероссийской конференции «Большая нефть реалии, проблемы, перспективы Нефть и газ Европейского Северо-Востока» (Ухта, 2003 г), международной конференции «Освоение и добыча трудноизвлекаемых высоковязких нефтей» (Анапа, 2003 г), конференции победителей XII конкурса молодежных разработок по проблемам ТЭК (Москва, 2004 г), международном симпозиуме «Новые технологии разработки и увеличения нефтеотдачи» (Москва, 2004 г), конференции, посвященной 45-летию филиала ООО «ВНИИГАЗ» - «СЕВЕРНИПИГАЗ» (Ухта, 2005 г)

Публикации. По теме работы опубликовано 12 научных работ, 3 из которых опубликованы в реферируемых научно-технических журналах

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, шести глав и заключения Общий объем работы составляет 271 страницу печатного текста, в том числе 39 таблиц и 90 рисунков Список литературы включает 101 источник

Дар обратной связи. Автор глубоко признателен академику РАЕН и АПБ, д т н , профессору, ректору УГТУ Цхадая Н Д за постоянную поддержку и содействие, научному руководителю, д т н Рузину Л М за привлечение внимания к проблеме, стимулирующие дискуссии и ценные рекомендации, а также своим наставникам и коллегам, чьи практические советы оказали большую помощь при выполнении работы, и особенно - Мордвинову А А, Базылеву А П и Васильевой 3 А

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обосновывается актуальность темы работы, ставится цель

исследований, излагается научная новизна и практическая ценность работы

В первой главе проанализированы технологические особенности ПЦО скважин и ТГДП, приводится обзор предшествующих работ и обоснование задач исследования

Отмечено, что большой вклад в развитие термических технологий разработки месторождений ВВН внесли многие советские и российские ученые, в том числе Абасов М Т , Аметов И М , Антониади Д Г , Байбаков Н К , Боксерман А А , Гарушев А Р , Желтов Ю П , Жданов С А , Золотухин А Б , Колбиков В С , Коноплев Ю П , Коробков Е И , Кудинов В И , Леви Б И , Максутов Р А , Малофеев Г Е , Мирзаджанзаде А X , Мищенко И Т , Раковский Н Л , Рубинштейн Л Ю , Рузин Л М , Стрижов И Н , Табаков В П , Тарасов А Г , Теслюк Е В, Цхадая Н Д, Ялов ЮН и другие, а также зарубежные исследователи Азиз, Батлер, Бригхем, Боберг, Бурже, Йортсос, Лантц, Ловерье, Лангейнхейм, Мамора, Маркс, Пратс, Реймей, Хонг, Фарук-Али и другие

Обзор показывает, что технология ПЦО представляет собой односкважинный процесс, направленный на прогрев призабойной зоны при помощи закачки пара и последующую добычу нагретой нефти, состоящий обычно из нескольких циклов, каждый из которых включает три стадии (закачку пара, пропитку и отбор продукции)

Проведение ПЦО способствует увеличению подвижности нефти, восстановлению проницаемости призабойной зоны, положительному изменению относительных фазовых проницаемостей для нефти и гидрофилизации породы пласта, термическому расширению скелета пористой среды, содержащихся в ней жидкостей, особенно нефти, резкому снижению давления в зонах высокой проницаемости при конденсации пара, что стимулирует дополнительный приток в них нефти из матричных блоков

Широкое применение ПЦО скважин обусловлено технологичностью процесса, поскольку один современный мобильный парогенератор в течение года может обеспечить проведение 10-12 ПЦО вертикальных скважин, а также тем, что эффект от ПЦО в виде увеличения добычи нефти проявляется сразу же после возобновления эксплуатации скважины, благодаря чему происходит быстрая окупаемость затрат на ПЦО

Хотя ПЦО вертикальных скважин и способствуют увеличению нефтеотдачи пластов, прежде всего, они являются наиболее эффективным способом интенсификации добычи нефти и регулирования процесса площадной закачки пара Накопленная добыча нефти и конечная нефтеотдача пластов могут быть увеличены благодаря ПЦО горизонтальных скважин

Преимущества использования горизонтальных скважин заключаются в увеличении нефтеотдачи за счет большего охвата пластов прогревом и усилении вертикальной составляющей фильтрационного потока, повышении темпов закачки пара и отбора нефти, снижении затрат на разбуривание месторождений благодаря кратному уменьшению общего числа скважин

Большинство аналитических моделей создано для условий ПЦО вертикальной скважины в однородном пласте и основано на допущениях о том, что прогретая зона принимает конусообразную форму, а потенциал течения представляет собой комбинацию градиента давления и сил гравитации

Феноменологические модели применяются для расчета термической добычи нефти путем сопоставления фактической динамики падения дебита нефти после ПЦО и прогнозной динамики на естественном режиме Наиболее часто используемыми являются экспоненциальная, гармоническая и гиперболическая модели падения дебита нефти

Термогидродинамическое моделирование процесса ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин с применением термических модулей прикладных программных комплексов основано на конечно-разностной аппроксимации и численном решении систем дифференциальных уравнений в частных производных, описывающих интегральные законы сохранения массы и тепла

ПЦО скважин является примером многостадийной оптимизационной задачи Каждый цикл ПЦО - это отдельный этап оптимизации, для которого текущие производственные затраты и количество дополнительной добычи нефти представляют собой статические переменные, а продолжительность и объем закачиваемого пара в каждом цикле - варьируемые переменные Целевой функцией, как правило, является накопленный чистый дисконтированный доход после завершения всех циклов ПЦО скважины, для максимизации которого традиционно используется трудно реализуемый оптимизационный метод, основанный на дискретном принципе максимума

Основные преимущества ТГДП как эффективного способа добычи ВВН заключаются в отсутствии необходимости привлечения дополнительных механизмов, обеспечивающих приток нефти, кроме гравитационных сил, поэтому ТГДП может быть реализован в условиях крайне низкого пластового давления (0,4 - 0,9 МПа), а также в том, что вытесняемая нефть остается всегда нагретой и не соприкасается с неохваченной термическим воздействием зоной пласта, что способствует снижению теплопотерь

Известные методики определения объема зоны охвата пласта воздействием разработаны для процессов площадной закачки пара и внутрипластового горения через вертикальные скважины и основаны на обработке кривых падения давления, зафиксированных в нагнетательных скважинах, с использованием модели двухзонного ограниченного пласта, границей между отдельными зонами которого является паровой фронт или фронт горения

Процессы изменения давления в горизонтальной скважине отличаются от переходных процессов в вертикальной скважине Поток к вертикальной скважине в однородном пласте считается радиальным в горизонтальном направлении Для условий горизонтальной скважины до достижения псевдостационарного состояния могут иметь место до четырех режимов потока (радиальный, ранний линейный, псевдорадиальный, поздний линейный)

Одним из вариантов ТГДП, направленным на уменьшение числа необходимых горизонтальных скважин, является односкважинный ТГДП Возможность процесса одновременно-раздельной закачки и добычи флюидов обеспечивается спуском гибких термоизолированных труб для доставки пара на забой горизонтальной скважины и колонны лифтовых труб с насосом в вертикальную часть скважины для механизированного подъема нефти Горизонтальный участок скважины делится пакером на две секции (нагнетательную и добычную) Как правило, для предварительного прогрева призабойной зоны в процессе односкважинного ТГДП проводится циркуляция пара без продавливания в пласт

Во второй главе проанализированы геолого-промысловые характеристики и фактические результаты внедрения термических технологий разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегского месторождения

Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения приурочена к карбонатному коллектору трещино-кавернозно-порового типа, содержащему 733 млн т начальных балансовых запасов подвижной нефти с высокой вязкостью в среднем равной 710 мПа*с Геологическое строение залежи осложнено делением пластов на суперпроницаемые зоны и низкопроницаемые матричные блоки В условиях реализации на большей части залежи естественного водонапорного режима вытеснение нефти законтурными пластовыми водами происходит только из суперпроницаемых зон

Площадная закачка пара ведется на залежи с 1992 г на участке ПТВ-3 с балансовыми запасами 48,1 млн т, на котором пробурены 193 скважины На 01 01 06 введено в паротепловое воздействие около 70 % всей площади участка Всего на ПТВ-3 закачано 16 млн т пара, добыто 9,4 млн т нефти Накопленная термическая добыча нефти составила 2,4 млн т, накопленное паронефтяное отношение - 6,8 т/т

На основе анализа показателей разработки отдельных элементов было установлено, что процесс площадной закачки включает три стадии

Первая стадия начинается с момента реакции добывающих скважин на закачку пара и обусловлена формированием в пласте нефтяного вала в результате гидродинамического вытеснения нефти паром и пароконденсатом из суперпроницаемых зон

На второй стадии по мере приближения теплового фронта к зоне отбора добыча нефти и обводненность продукции стабилизируются и имеют колебательный характер Такой режим работы обусловлен притоком нефти из прогретой части пласта и периодическими прорывами пароконденсата в добывающие скважины

Причиной перехода пластовой системы в третью стадию является постепенное снижение нефтенасыщенности и заполнение пароконденсатом охваченного паротепловым воздействием объема пласта Продолжение закачки

пара на третьей стадии позволяет замедлить темп падения добычи нефти по сравнению с естественным режимом

Наличие характерных стадий разработки должно учитываться при регулировании процесса площадной закачки пара На первой стадии темп нагнетания пара может быть максимальным, поскольку существует прямая зависимость между объемом закачиваемого пара и добываемой нефтью

На второй стадии, по мере прогрева пласта, извлечение нефти осуществляется не только за счет гидродинамического вытеснения, но и благодаря термоупругому расширению пластовых флюидов и капиллярной пропитке низкопроницаемой части коллектора Сделан вывод, что для продления второй стадии и активизации вовлечения матрицы в процесс дренирования необходимо переходить к циклическому режиму закачки пара и добычи нефти, который способствует более эффективному использованию тепла

Можно утверждать, что паротепловое воздействие увеличивает число упорядоченных структур, которые образуются в залежи за счет самоорганизации динамических процессов, поэтому выбор оптимального режима периодических изменений закачки пара и добычи нефти целесообразно осуществлять на основе адаптации к промысловым данным синергетических моделей

Выявлено, что на третьей стадии оправданным мероприятием является снижение объемов закачки пара, при этом циклический характер работы нагнетательных и реагирующих добывающих скважин необходимо сохранить и обязательно проводить периодическую закачку в них изолирующих гелеобразующих составов

Отмечено, что со второй половины 2005 г в отдельных элементах участка ПТВ-3, находящихся на второй и третьей стадиях процесса, был осуществлен переход к регулярному режиму циклического воздействия на пласт В результате дебиты реагирующих скважин возросли с 8,3 до 13,0 т/сут, обводненность продукции снизилась с 83,6 до 75,0 %

Ярегское месторождение включает три площади (Ярегскую, Лыаельскую и Вежавожскую) и представлено неглубоко залегающими трещиновато-пористыми битуминозными песчаниками, вязкость нефти в которых достигает 20 тыс мПа*с При реальных градиентах пластового давления естественная латеральная фильтрация такой нефти или ее вытеснение закачиваемыми агентами практически невозможны Добыча нефти на месторождении с начала его разработки в 1939 г и до конца 60-ых годов прошлого века осуществлялась при существовании режима растворенного газа и сил гравитации шахтным способом

Применение паротеплового воздействия в шахтных условиях было начато в 1967 г Основной в настоящее время является двухгоризонтная система термошахтной разработки, также проходят испытания одногоризонтная и подземно-поверхностная системы С начала термошахтной разработки было закачано более 38,0 млн т пара, добыто термической нефти около 14,0 млн т,

среднее паронефтяное отношение составило 2,62 т/т

С 1975 по 1995 гг на Лыаельской площади проводились опытно-промышленные работы по освоению технологий разработки месторождения с поверхности с использованием вертикальных скважин В процессе опытных работ была разработана и освоена новая технология, позволившая в сложных геологических условиях получить нефтеотдачу пласта 35,0 % Однако применение вертикальных скважин не обеспечило рентабельную разработку Лыаельской площади из-за низких дебитов нефти и высокого паронефтяного отношения

В 2005 г на участке ОПУ-3 Ярегской площади было начато внедрение технологии двухскважинного ТГДП Опытная схема включает три пары горизонтальных скважин с длиной горизонтальных участков до 500 м, расстояние между скважинами по вертикали -5 м, между парами скважин - 70 м В настоящее время по мере развития паровой камеры в пласте происходит увеличение добычи нефти и снижение накопленного паронефтяного отношения

В третьей главе предложен алгоритм оптимизации ПЦО скважин, состоящий из трех взаимодополняющих этапов

Первый этап - моделирование добычи нефти из скважины после ПЦО На этом этапе проводится множество математических расчетов технологических параметров ПЦО для различных объемов закачиваемого пара с использованием исходной информации о геолого-промысловых характеристиках и условиях эксплуатации конкретного пласта и скважины По полученным результатам выбирается наиболее адекватная феноменологическая модель падения дебита нефти на стадии отбора продукции

Второй этап - непосредственно оптимизация, когда параметры выбранной феноменологической модели становятся входными данными для оптимизационного метода, при помощи которого определяются наилучшие значения продолжительности и количества закачиваемого пара в каждом цикле ПЦО скважины

Третий этап - верификация результатов оптимизации, при этом найденные оптимальные параметры ПЦО скважины воспроизводятся с использованием математического моделирования В случае большой погрешности алгоритм оптимизации повторяется для более узкого интервала, сконцентрированного вблизи текущих оптимальных значений варьируемых параметров

Для моделирования процесса ПЦО горизонтальной скважины разработано аналитическое описание, которое основано на следующих допущениях

- однородный пласт насыщен высоковязкой нефтью и водой,

- закачиваемый пар распределяется равномерно по всей длине горизонтального участка скважины,

- в процессе закачки прогретая зона принимает форму обращенной

призмы,

темп закачки пара в скважину поддерживается постоянным,

- на стадии закачки пара оцениваются только теплопотери в вышележащие вмещающие породы, при этом средняя температура прогретой зоны принимается равной температуре закачиваемого пара,

теплоперенос из прогретой зоны вглубь пласта происходит за счет теплопроводности,

внутри прогретой зоны фильтрация флюидов считается установившейся,

- по мере извлечения нефти температура в прогретой зоне снижается из-за тегшопотерь в вышележащие вмещающие породы и с добываемой жидкостью,

- потенциал течения, обеспечивающий приток флюидов к забою горизонтальной скважины, представляет собой комбинацию градиента давления и сил гравитации

На основе перечисленных допущений было получено аналитическое выражение для расчета удельного дебита горизонтальной скважины на стадии отбора продукции, учитывающее изменение фазовых проницаемостей в призабойной зоне

Предложена следующая схема моделирования ПЦО скважины

- для оценки дополнительной добычи нефти в зависимости от объема закачиваемого пара использовались предварительно адаптированные по результатам аналитического моделирования феноменологические модели падения дебита нефти после ПЦО и на естественном режиме,

- предполагалось, что дебит нефти в начальный момент стадии отбора продукции является максимальным,

- зависимости начального дебита нефти на стадии отбора продукции и накопленной добычи нефти в текущем цикле ПЦО от объема закачиваемого пара предполагались логарифмическими

На этапе оптимизации для нахождения максимума целевой функции, в качестве которой рассматривался накопленный чистый дисконтированный доход на момент завершения последнего цикла ПЦО скважины, был выбран квазиньютоновский метод, который может быть легко реализован численно и позволяет изменять условия оптимизации, поскольку работает непосредственно с целевой функцией и не требует создания и решения сложной системы нелинейных уравнений

Этап оптимизации ПЦО скважин состоит из двух последовательных оптимизационных петель Первая петля предназначена для нахождения наилучшего значения объема закачиваемого пара В качестве критерия завершения стадии отбора продукции текущего цикла ПЦО предложено

равенство дебетов нефти после ПЦО и на естественном режиме Учитывая, что при этом оптимальные значения параметров ПЦО скважины могут быть не достигнуты, проводится расчет второй оптимизационной петли, при котором найденные оптимальный объем закачиваемого пара, начальный дебит нефти и темп падения дебита нефти после ПЦО фиксируются, а в качестве варьируемой переменной используется продолжительность стадии отбора продукции, для оптимизации которой снова используется квазиньютоновский метод На второй петле находятся новые значения накопленной добычи нефти и конечного дебита нефти после ПЦО

В целях верификации предложенного алгоритма оптимизации были определены оптимальные технологические параметры ПЦО вертикальной скважины с использованием аналогичных исходных данных по предложенному алгоритму оптимизации и известной методике, в которой оптимизационный метод основан на дискретном принципе максимума Сравнение результатов расчета позволило установить хорошую сходимость результатов оптимизации по наилучшим значениям накопленного чистого дисконтированного дохода

В четвертой главе проведена адаптация разработанного алгоритма оптимизации к результатам математического моделирования и промысловым данным, характеризующим эффективность ПЦО скважин на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения

Вначале была выполнена оценка адекватности выбранной аналитической модели ПЦО вертикальной скважины путем сопоставления полученных результатов расчета с данными конечно-разностного моделирования для одинаковых условий Из анализа довольно близких по значениям технологических показателей, полученных при помощи аналитического и конечно-разностного моделирования, следует, что при практически постоянном объеме закачиваемого пара в каждом цикле эффективность многократных ПЦО вертикальной скважины от цикла к циклу снижается

Исследование промысловой эффективности ПЦО вертикальных скважин пермо-карбоновой залежи проводилось с использованием усредненных фактических данных, полученных для групп скважин с примерно равными базовыми характеристиками

Для 39 скважин, на которых было проведено только два цикла ПЦО, результаты второго цикла оказались хуже, чем первого цикла Это обусловлено тем, что большинство этих скважин первоначально характеризовались низкой или средней обводненностью (менее 75,0 %) и средней или высокой продуктивностью (более 30 т/сут/МПа), в результате повторной обработки продуктивность этих скважин дополнительно возросла, что стимулировало их быстрое обводнение и резкое снижение эффективности второго цикла ПЦО

Для 11 скважин, подвергнутых трем или четырем циклам, эффективность второго цикла оказалась выше, чем эффективность первого цикла Это объясняется тем, что до начала первого цикла эти скважины

характеризовались низкими значениями продуктивности (менее 30 т/сут/МПа) Проведение ПЦО на таких скважинах способствовало увеличению их продуктивности без интенсивного обводнения, в результате повторная и даже третья обработки для таких скважин оказались лучше, чем первый цикл ПЦО

Были проведены аналитические исследования влияния горизонтальной проницаемости, текущей водонасыщенности и анизотропии проницаемости пласта на эффективность многократных ПЦО вертикальной скважины Как следует из полученных результатов, с увеличением горизонтальной проницаемости и снижением текущей нефтенасыщенности дополнительная добыча нефти в каждом цикле ПЦО возрастает, изменение вертикальной проницаемости практически не влияет на технологические показатели

В группу нереагирующих на площадную закачку пара были объединены 82 скважины, из которых наиболее эффективными оказались ПЦО, проведенные в низкообводненных (менее 25 %) высокопродуктивных (более 100 т/сут/МПа) скважинах Наименьший эффект был получен от ПЦО на высокообводненных (более 75 %) среднепродуктивных (от 30 до 100 т/сут/МПа) скважинах

Помимо ПЦО в малообводненных высокопродуктивных скважинах рентабельными оказались также ПЦО в малообводненных низко- и среднепродуктивных скважинах, среднеобводненных (от 25 до 75 %) среднепродуктивных скважинах со стабильной и увеличивающейся обводненностью Доказано, что проведение ПЦО в среднеобводненных низкопродуктивных и высокообводненных среднепродуктивных скважинах оказалось нерентабельным

Для факторного анализа было выбрано 56 скважин, реагирующих на площадную закачку пара, среди которых не оказалось малообводненных высокопродуктивных скважин, по причине того, что в элементах площадной закачки пара в настоящее время большинство высокопродуктивных участков залежи уже заполнены пароконденсатом

Анализ эффективности ПЦО в реагирующих скважинах показал, что проведение ПЦО на среднеобводненных со стабильной и увеличивающейся обводненностью низкопродуктивных реагирующих скважинах оказалось рентабельным, в отличие от ПЦО аналогичных по геолого-промысловым показателям нереагирующих скважин, что обусловлено большей продолжительностью эффекта от ПЦО за счет роста пластового давления в элементах площадной закачки пара Нерентабельные технологические показатели ПЦО малообводненных низкопродуктивных реагирующих скважин связаны с недоиспользованием эффекта увеличения продуктивности после ПЦО из-за неоптимального режима эксплуатации скважин

Наибольшей технологической эффективностью характеризуются ПЦО в малообводненных среднепродуктивных реагирующих скважинах К категории рентабельных обработок также относятся ПЦО среднеобводненных со стабильной обводненностью среднепродуктивных и высокопродуктивных реагирующих скважин

Анализ позволил обнаружить прямое влияние геолого-промысловых характеристик вскрытых пластов на результаты ПЦО, в том случае, когда базовая обводненность скважин оказывается больше 75 %, а продуктивность -меньше 30 т/сут/МПа С целью увеличения эффективности ПЦО на таких скважинах в обязательном порядке рекомендуется проводить дополнительные мероприятия, направленные на снижение обводненности и увеличение продуктивности обрабатываемых пластов

Используемые на залежи виды дополнительных мероприятий были объединены в четыре основные группы дополнительная перфорация новых продуктивных интервалов, полное отсечение вскрытых пластов и перфорация новых вышележащих продуктивных интервалов, частичная изоляция вскрытых пластов и укрепление забоя при помощи цементных мостов, закачка термогелей

Наибольшей эффективностью характеризуется проведение ПЦО после полного отсечения старых, как правило высокообводненных пластов, и перфорации новых вышележащих продуктивных интервалов в разрезе скважин Всего такая комбинация мероприятий была использована при проведении 44 ПЦО

Учитывая, что с точки зрения использования запасов нефти проведение дополнительных мероприятий, связанных с полным отсечением отдельных участков разреза скважин, является нерациональным, поскольку приводит к потере извлекаемых запасов из отключенных пропластков, в 2005 г на пермо-карбоновой залежи были начаты работы по использованию селикатгелей на основе жидкого стекла Было проведено 13 ПЦО с последующей закачкой селикатгеля Наибольший эффект от закачки селикатгеля был получен по группе высокообводненных среднепродуктивных скважин

По результатам аналитических расчетов эффективности многократных ПЦО вертикальной скважины было установлено, что дополнительная добыча нефти увеличивается не пропорционально объему закачанного пара При больших объемах закачанного пара (10,0 тыс т) темп роста дополнительной добычи нефти замедляется

Также было установлено, что с увеличением продолжительности периода пропитки (свыше 30 суток) дополнительная добыча нефти начинает снижаться

Ограничение отбора жидкости из вертикальной скважины в процессе многократных ПЦО является причиной падения дополнительной добычи нефти Это связано со скоплением и подъемом уровня нагретой жидкости в призабойной зоне, что приводит к концентрации закачанного тепла в основном в прикровельной части пласта

С другой стороны, при высоком темпе отбора жидкости после ПЦО имеют место большие потери закачанного тепла с добываемой жидкостью, быстрое остывание призабойной зоны и снижение подвижности нефти

Из анализа фактической зависимости удельной дополнительной добычи нефти и паронефтяного отношения от расхода пара для высоко- и низкопродуктивных скважин пермо-карбоновой залежи удалось установить, что оптимальный расход пара на одну ПЦО составляет 3-5 тыс т При большем расходе пара дополнительная добыча увеличивается незначительно, в связи, с чем растет паронефтяное отношение

Для 20 скважин, на которых было проведено от 2 до 4 циклов ПЦО, характерно, что большая часть дополнительной добычи нефти извлекается за первые три цикла

При уменьшении забойной температуры со 120 до 80°С удельная дополнительная добыча нефти уменьшается практически в 2,5 раза Падение забойной температуры ниже 80°С приводит к тому, что ПЦО скважин оказываются нерентабельными

При адаптации предложенного алгоритма оптимизации расчет ПЦО вертикальной скважины для условий пермо-карбоновой залежи проводился на основе выбранной аналитической модели Для феноменологического описания хронологического падения дебита нефти на естественном режиме использовалась гиперболическая модель

Для первого цикла ПЦО вертикальной скважины объем закачиваемого пара изменялся в интервале от 1,0 до 10,0 тыс т Наилучшее совпадение между действительными и модельными значениями падения дебита нефти после ПЦО достигается при использовании гармонической модели

Согласно результатам первой оптимизационной петли оптимальный объем закачиваемого пара в первом цикле соответствует 5,6 тыс т При продолжительности стадии отбора продукции до наступления равенства дебита нефти после ПЦО и дебита нефти на естественном режиме, равной 762,5 суток, накопленный чистый дисконтированный доход составляет 6110 тыс руб

При помощи второй оптимизационной петли показано, что максимум накопленного чистого дисконтированного дохода в первом цикле, равный 6255 тыс руб, достигается при уменьшении продолжительности стадии отбора продукции до 580 суток за счет сокращения затрат, возникающих в процессе убыточной эксплуатации вертикальной скважины после ПЦО при дебите нефти ниже 5,1 т/сут

Сохраняя неизменными оптимальные параметры первого цикла ПЦО вертикальной скважины, были проведены расчеты технологических показателей второго цикла ПЦО также в зависимости от объема закачиваемого пара Аналогично технологическим показателям первого цикла для описания хронологического падения дебита нефти после второго цикла ПЦО использовалась гармоническая модель

С применением двух петель алгоритма оптимизации были найдены оптимальные технико-экономические показатели второго цикла Откуда следует, что оптимальный объем закачки пара во втором цикле остается прежним

5,6 тыс т, оптимальная продолжительность периода отбора продукции снижается до 460 суток, при этом достигается накопленный чистый дисконтированный доход, равный 8322 тыс руб

Для достижения максимального дисконтированного дохода, равного 8419 тыс руб на момент завершения третьего цикла ПЦО вертикальной скважины, необходимо закачать 4,5 тыс т пара, при этом продолжительность стадии отбора продукции должна составлять не более 274,5 суток

Расчеты показывают, что проведение четвертого цикла ПЦО вертикальной скважины оказывается нерентабельным

Таким образом, согласно выполненным расчетам, на вертикальной скважине пермо-карбоновой залежи оптимальным является проведение трех циклов ПЦО со следующими накопленными технико-экономическими показателями продолжительность циклов - 1494,5 сут, объем закачанного пара -15,7 тыс т, дополнительная добыча нефти -13423,6 т, чистый дисконтированный доход - 23004,2 тыс руб При этом была получена хорошая сходимость между технологическими показателями трехкратной ПЦО вертикальной скважины, найденными по разработанному алгоритму оптимизации, с результатами расчета на основе выбранной аналитической модели при использовании одинаковых значений продолжительности и объема закачиваемого пара в каждом цикле

Оценка адекватности предложенного аналитического описания ПЦО горизонтальной скважины для условий пермо-карбоновой залежи проводилась путем сопоставления с результатами конечно-разностных расчетов

Из анализа двумерного распределения пластовой температуры после окончания периода закачки пара в третьем цикле ПЦО горизонтальной скважины, полученного при помощи термогидродинамического моделирования, следует, что образующаяся в пласте прогретая зона имеет призматическую форму Это подтверждает правомерность сделанного при выводе аналитического описания допущения о форме прогретой зоны в процессе ПЦО горизонтальной скважины

Также была получена удовлетворительная сходимость между технологическими параметрами ПЦО горизонтальной скважины, рассчитанными с использованием предложенного аналитического описания и конечно-разностной модели

Для выявления факторов, оказывающих наибольшее влияние на эффективность ПЦО горизонтальной скважины, рассматривались такие параметры как степень сухости пара, толщина пласта, темп закачки пара и забойное давление

Из обобщения полученных результатов следует, что увеличение степени сухости пара приводит к росту добычи нефти, поскольку с этим связано увеличение количества тепла, приходящегося на единицу объема пласта, так как большая доля термической энергии поступает в пласт в виде скрытой теплоты

парообразования Каждая единица объема закачиваемого пара содержит больше тепла, и поэтому наблюдается более высокий дебит нефти В связи с этим, для увеличения добычи нефти рекомендуется использовать пар с большей степенью сухости

Для большей толщины пласта плотность термической энергии снижается Это связано с тем, что возрастает объем пласта, который контактирует с паром Таким образом, чрезмерно большая толщина пласта может привести к низким дебитам нефти С другой стороны, если толщина пласта мала (тонкий пласт), то плотность тепла в таком пласте оказывается чрезвычайно высокой, что ведет к большим теплопотерям во вмещающие породы

Высокий темп закачки пара способствует доставке в пласт большего количества тепла и увеличивает добычу нефти Слишком высокий темп закачки пара может привести к перегреву пласта, что в свою очередь может стать причиной больших теплопотерь и снизит термическую эффективность процесса Оптимальный темп закачки пара способствует меньшим теплопотерям и максимальному объему прогретой зоны

Увеличение забойного давления оказывает незначительный эффект на добычу нефти, поскольку снижается скрытая теплота парообразования При этом общее количество тепла, вносимое паром в пласт, увеличивается также незначительно

В процессе обоснования оптимальных параметров моделирование ПЦО горизонтальной скважины проводилось с использованием преложенного аналитического описания При этом область дренирования горизонтальной скважины с протяженностью горизонтального участка 500 м была принята в 4 раза больше области дренирования вертикальной скважины и равной 25 га, что соответствует расстоянию между соседними горизонтальными скважинами 500 м

Был проведен расчет эксплуатации горизонтальной скважины на естественном режиме в течение 10 лет При этом вступительный дебит нефти горизонтальной скважины оказался в 17,5 раз больше, а наколенная добыча нефти в 5 раз больше чем у вертикальной скважины

Для феноменологического описания хронологического падения дебита нефти горизонтальной скважины на естественном режиме, также как и для вертикальной скважины, была выбрана гиперболическая модель Для результатов первого цикла ПЦО горизонтальной скважины были найдены зависимости вступительного дебита нефти, накопленной добычи нефти и темпа гармонического падения дебита нефти после ПЦО от объема закачиваемого пара

Согласно результатам первой оптимизационной петли оптимальным

объемом закачки в первом цикле ПЦО горизонтальной скважины является 19 тыс т пара При продолжительности стадии отбора продукции до наступления равенства дебита нефти после ПЦО и на естественном режиме, равной 366 суткам, накопленный чистый дисконтированный доход в первом цикле ПЦО горизонтальной скважины составляет 15213 тыс руб При помощи второй оптимизационной петли было установлено, что максимум чистого дисконтированного дохода в первом цикле ПЦО, равный 15223,0 тыс руб, достигается при уменьшении продолжительности стадии отбора продукции до 336 суток

Сохраняя неизменными оптимальные параметры первого цикла ПЦО горизонтальной скважины, с применением двух петель оптимизационного алгоритма были найдены оптимальные технико-экономические показатели второго цикла ПЦО горизонтальной скважины Оптимальный объем закачки пара во втором цикле соответствует 10,9 тыс т, оптимальная продолжительность стадии отбора продукции - 244 суткам, накопленный чистый дисконтированный доход - 21048 тыс руб

Для достижения максимального накопленного чистого дисконтированного дохода, равного 23076 тыс руб, в третьем цикле ПЦО горизонтальной скважины необходимо закачать 5,4 тыс т пара, при этом продолжительность стадии отбора продукции должна составлять не более 152,5 суток

Как показали расчеты, рентабельными оказываются только первые три цикла ПЦО горизонтальной скважины

Таким образом, согласно выполненным расчетам для условий горизонтальной скважины пермо-карбоновой залежи, оптимальным является проведение трех циклов ПЦО со следующими накопленными технико-экономическими показателями продолжительность циклов - 915 суток, объем закачанного пара - 35,2 тыс т, дополнительная добыча нефти -26,2 тыс т, чистый дисконтированный доход - 59347 тыс руб

Проведенное сравнение показало хорошую сходимость значений накопленного чистого дисконтированного дохода в результате трехкратного проведения ПЦО горизонтальной скважины, найденных по разработанному алгоритму оптимизации и аналитическому описанию, используя аналогичные значения продолжительности и объема закачиваемого пара в каждом цикле

Основные исследовательские задачи пятой главы были связаны с оценкой возможности и достоверности применения для обработки кривых падения давления, зафиксированных на забое горизонтальной скважины нагнетательной скважины, в целях определения объема паровой камеры, образующейся в пласте при ТГДП, расчетных формул модели двухзонного ограниченного пласта, полученных для вертикальных скважин

Были также проведены математические эксперименты по изучению характера фильтрационных потоков к горизонтальной скважине, расположенной в полосообразном ограниченном пласте, в зависимости от места расположения скважины, размеров пласта и анизотропии проницаемости

Для теоретического исследования динамики забойного давления в горизонтальной нагнетательной скважине были проведены расчеты процесса ТГДП на конечно-разностной модели фрагмента пласта, основные характеристики которой соответствовали свойствам Лыаельской площади Ярегского месторождения

Был смоделирован следующий базовый вариант ТГДП закачка пара через нагнетательную скважину в течение 20 суток, затем остановка нагнетательной скважины на 50 часов, в течение которых фиксировалось изменение забойного давления и температуры В процессе закачки пара темп и величина давления нагнетания поддерживались постоянными Эксплуатация добывающей скважины осуществлялась как в период закачки пара, так и после остановки нагнетательной скважины

Для расчета объема паровой камеры было использовано два подхода

- «точный» цифровой метод, при котором объем паровой камеры определялся как произведение геометрических размеров одной ячейки гидродинамической сетки конечно-разностной модели фрагмента пласта на число ячеек с отличной от нуля газонасыщенностью пласта после закачки пара,

- «приближенный» аналитический метод, основанный на обработке кривых падения забойного давления в горизонтальной нагнетательной скважине по расчетным формулам модели двухзонного ограниченного пласта, полученным для вертикальной скважины

Из полученных результатов следует, что объем паровой камеры для условий базового варианта ТГДП, определенный аналитическим методом, оказался равным 513 м3, а цифровым методом - 486 м3 Разница в определениях объема паровой камеры согласно двум подходам оказалась менее 9 % Это объясняется тем, что аналитический метод учитывает, не только объем пласта, занятый паром, но и объем пласта, насыщенный пароконденсатом

При изучении влияния числа ячеек для конечно-разностных расчетов были рассмотрены три варианта размера гидродинамической сетки (7*2*25, 37*2*25 и 129*2*25 ячеек) Из сравнения полученных данных следует, что для всех трех вариантов объем паровой камеры, определенный аналитическим методом, оказался больше, чем объем, полученный цифровым методом Разница в значениях составила 39, 18 и 10 % для указанных вариантов размера гидродинамической сетки, соответственно

Продолжительность закачки пара изменялась от 19 до 56 суток При продолжительности закачки пара от 19 до 21 суток аналитический метод снова дает завышенную оценку объема паровой камеры По мере увеличения

продолжительности закачки пара разница в оценках снижается, что впервые было зафиксировано при продолжительности закачки пара в течение 22 суток Через такое же время было выявлено резкое увеличение температуры в добывающей скважине, что связано с прорывом в нее закачиваемого пара Все это влияет на определение объема паровой камеры аналитическим методом, поскольку учитываемый в расчетных формулах объемный коэффициент пара, сильно зависит от температуры

В процессе проведения конечно-разностных расчетов коэффициент анизотропии проницаемости пласта изменялся в следующей последовательности 0,1, 0,05, 0,01 и 0,005 Анализируя полученные значения объема паровой камеры, было установлено, что в интервале значений коэффициента анизотропии проницаемости от 0,01 до 0,05 оценки объема паровой камеры по аналитическому и цифровому методам весьма близки, но на границах указанного интервала эти оценки существенно расходятся

Для гидродинамического исследования были выбраны следующие значения степени сухости пара (60, 70, 75, 80, 85 и 90 %) Разница в объемах паровой камеры, полученных аналитическим и цифровым методом, снижалась по мере увеличения степени сухости пара и при степени сухости, равной 90 %, оценки объема паровой камеры по обоим методам оказались примерно равными Это обусловлено тем, что при высокой степени сухости пара объем пласта занятый парокондесатом оказывается минимальным и определение объема паровой камеры аналитическим методом оказывается более точным

Конечно-разностные расчеты были также проведены для следующих значений вертикального расстояния между скважинами для следующих значений вертикального расстояния 5, 4, 3, 2,5, 1,5 и 1 м С увеличением вертикального расстояния оценки объема паровой камеры по аналитическому и цифровому методам становятся примерно равными Это объясняется тем, что определение объема паровой камеры аналитическим методом оказывается практически не чувствительным к изменению вертикального расстояния между скважинами, а величина объема паровой камеры, определенная цифровым методом, возрастает

Были проведены расчеты объема паровой камеры при различном расстоянии между нагнетательной и добывающей скважинами в горизонтальной плоскости (0, 1, 1,5 и 2,5 м) Откуда следует, что по мере увеличения горизонтального расстояния между скважинами происходит искривление паровой камеры Это отражается на оценке объема паровой камеры аналитическим методом, которая оказалась еще более завышенной по сравнению с оценкой цифровым методом, что свидетельствует о чувствительности аналитического метода к искривлению формы паровой камеры

В шестой главе были проведены конечно-разностные расчеты потенциальных возможностей односкважинного ТГДП для условий Лыаельской площади Ярегского месторождения В задачу исследований также входили

разработка мероприятий по повышению эффективности начальной стадии и изучение влияния отдельных геолого-фильтрационных параметров пласта и физико-химических свойств нефти на показатели односкважинного ТГДП

Результаты сравнительного анализа двухскважинного и односкважинного ТГДП свидетельствуют о достаточно высокой эффективности обоих вариантов ТГДП Нефтеотдача и накопленное паронефтяное отношение после закачки пара в количестве одного порового объема пласта для двухскважинного ТГДП составляют 43,7 %, и 2,15 т/т, для односкважинного ТГДП - 38,2 % и 2,44 т/т, соответственно

Меньшие значения показателей эффективности односкважинного ТГДП связаны с недостаточным охватом пласта паротепловым воздействием на начальной стадии Паровая камера формируется над границей между нагнетательной и добычной секциями, поскольку именно здесь устанавливается максимальный перепад давления, который способствует быстрому прорыву пара обратно в скважину (через 35 - 40 суток после начала процесса)

С целью увеличения охвата пласта паротепловым воздействием на начальной стадии односкважинного ТГДП было рассмотрено три способа предварительного прогрева призабойной зоны

При циркуляционном прогреве пар движется по межтрубному пространству внутри скважины, те призабойная зона пласта медленно прогревается только за счет теплопроводности Этот способ предварительного прогрева характеризуется наименьшей эффективностью

При создании критической депрессии между нагнетательной и добычной секциями пар в течение 100 суток закачивается с давлением, равным давлению гидроразрыва, что способствует лучшему проникновению пара в пласт и росту пластового давления Однако паровая камера, хоть и больших размеров, формируется в основном над границей между секциями

Наилучшим способом предварительного прогрева призабойной зоны являются три последовательные ПЦО всего горизонтального участка скважины Такой вариант обеспечивает быстрый и равномерный прогрев призабойной зоны и способствует улучшению показателей односкважинного ТГДП (конечная нефтеотдача возрастает до 45 %, паронефтяное отношение снижается до 2,2 т/т)

В особо тонких пластах толщиной около 5 м односкважинный ТГДП оказывается неэффективным Для обеспечения высокой нефтеодачи толщина пласта должна быть не менее 20 м, при таких условиях в пласте формируется достаточная по размерам паровая камера

Наличие вертикальной трещиноватости пласта благоприятно отражается на эффективности односкважинного ТГДП, что объясняется улучшением условий для гравитационного распространения пара, при этом меньшее количество пара прорывается в добычную секцию, охват пласта паротепловым воздействием возрастает

Несмотря на то, что нефть Я регского месторождения имеет незначительное газосодержание, дополнительное объемное расширение нефти за счет растворенного в ней газа при прогреве пласта способствует повышению эффективности односкважинного ТГДП

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 В результате поэлементного анализа эффективности площадной закачки пара на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения были выделены три основные стадии процесса, для каждой из которых разработаны мероприятия по регулированию отборов жидкости и закачки пара, учитывающие геолого-промысловые особенности пластов

2 Созданный алгоритм оптимизации позволяет обосновать оптимальные параметры ПЦО вертикальных скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, которые совпадают с результатами математического моделирования и накопленными фактическими данными технологической эффективности

3 Разработанное аналитическое описание ПЦО горизонтальной скважины позволило получить количественную оценку эффективности технологии для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, сопоставимую с результатами конечно-разностного моделирования

4 Установлено, что основными факторами, влияющими на эффективность ПЦО технически исправных вертикальных скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, являются реакция скважин на площадную закачку пара, величина и механизм обводнения, а также продуктивность скважин

5 С помощью выполненных математических экспериментов для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения определено, что при использовании обоснованной оптимальной продолжительности и количества закачиваемого пара в каждом цикле накопленный чистый дисконтированный доход после проведения трех циклов ПЦО на горизонтальной скважине оказывается практически в два раза выше, чем для вертикальной скважины

6 Проведенное сопоставление значений объема паровой камеры при ТГДП, позволило установить, что погрешность значений, полученных предложенным аналитическим методом и при помощи конечно-разностных расчетов, изменяется в пределах от 0,3 до 30 %

7 Односкважинный ТГДП можно рассматривать в качестве предпочтительной термической технологии разработки новых площадей Ярегского месторождения с нефтенасыщенной толщиной пластов окло 20 м и развитой вертикальной трещиноватостью На начальной стадии процесса целесообразно проведение предварительного прогрева призабойной зоны с использованием многократных ПЦО всего горизонтального участка скважины

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1 Урсегов С О Проекция синергетического подхода к анализу процессов паротеплового воздействия на макронеоднородную залежь высоковязкой нефти [Текст] / С О Урсегов//Нефтепромысловое дело -2001 -№8 - С 12- 17

2 Урсегов С О Новые технологии добычи высоковязких нефтей и битумов [Текст] / Л М Рузин, С О Урсегов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - 2004 - № 7 - С 53-58

3 Урсегов С О Развитие тепловых методов разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения [Текст] / Л М Рузин, С О Ур'сгоь ' Нефтяное хозяйство -2005 -№2 - С 82-84

4 Урсегов, С О Синергетические методы и модели повышения эо>фе> .иьно-ти закачки пара на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения [Текст] / СО Урсегов // Конференция молодых специалистов ОАО «ЛУКОЙЛ», Волгоград, 8-10 октября 2001 г тезисы докладов -Волгоград ОАО «ЛУКОЙЛ», 2001 -С 44-46

5 Урсегов С О Пути повышения нефтеотдачи пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения [Текст] / Л М Рузин, С В Буракова, С О Урсегов и другие // Всероссийская геофизическая конференция — ярмарка «1ехнсэко1еофизика - новые технологии извлечения минерально-сырьевых ресурсов в XXI веке», Ухта, 1 - 5 октября 2002 г материалы конференции -Ухта У1 ТУ, 2002 -С 145-151

6 Урсегов С О Результаты моделирования закачки пара и добычи аномально вязкой нефти через горизонтальные скважины [Текст] /СО Урсегов /, Большая нефть реалии, проблемы, перспективы Нефть и газ Европейского Северо-Востока материалы всероссийской конференции - Ухта УГТУ, 2003 г -С 20О-208

7 Урсегов С О Термогравитационное дренирование пласта -эффективный способ добычи аномально вязкой нефти [Текст] /СО Урсегов // Сборник работ победителей XII конкурса молодежных разработок по проблемам Г Ж / НС «Интеграция» - М , 2004 -С 142-145

8 Урсегов С О Основные направления совершенствования разработки залехси высоковязкой нефти Усинского месторождения [Текст] / Л М Рузин, С О Урсегов // Освоение и добыча трудноизвлекаемых высоковязких нефтей сборник докладов четвертой международной конференции - Анапа, 2004 - С 150-160

9 Урсегов С О Влияние геолого-промысловых факторов на эффективность пароциклических обработок скважин в условиях пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения [Текст] / Л М Рузин, В В Муляк, С О Урсегов // Труды четвертого международного симпозиума «Новые технологии разработки и увеличения нефтеотдачи» / Институт нефтегазового бизнеса РА1 С - М , 2005 - С 529-534

10 Урсегов СО Теоретическое обоснование использования гидродинамических исследований горизонтальных скважин для оценки объема паровой камеры в процессе термогравитационного дренирования пласта [Текст] /СО Урсегов // Проблемы освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции научно - технический сборник трудов филиала ООО «ЛУКОЙЛ -Коми» «ПЕЧОРНИПИНЕФТЬ» - Ухта, 2005 - С 103-108

11 Урсегов С О Совершенствование аналитического описания термогидродинамических процессов при пароциклических обработках горизонтальных скважин [Текст] /СО Урсегов // Проблемы освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции научно - технический сборник трудов филиала ООО «ЛУКОЙЛ - Коми» «ПЕЧОРНИПИНЕФТЬ» - Ухта, 2005 - С 109-113

12 Урсегов С О Разработка методики оптимизации ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин с учетом технико - экономических критериев [Текст] /СО Урсегов // Конференция, посвященная 45-летию «СЕВЕРНИПИГАЗА», 18-20 октября 2005 г материалы конференции, Ч I -Ухта Филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «СЕВЕРНИПИГАЗ», 2006 - С 129-138

Соискатель

С О Урсегов

Объем 1,0 уел п л Тираж 100 экз Заказ № 0005 Отпечатано в ООО «АНАИС-ПРОФИ» 169300, Республика Коми, г Ухта, ул Октябрьская, 14

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Урсегов, Станислав Олегович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ПРЕДШЕСТВУЮЩИХ РАБОТ И ОБОСНОВАНИЕ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ ЗАДАЧ ПО ТЕМЕ.

1.1. Технологическая характеристика процесса ПЦО скважин.

1.2. Способы моделирования и нахождения оптимальных параметров ПЦО скважин.

1.3. Основные особенности добычи ВВН при помощи ТГДП.

1.4. Обоснование исследовательских задач.

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ И СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВВН ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ.

2.1. Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения.

2.2. Ярегское месторождение.

ГЛАВА 3. СОЗДАНИЛЕ АЛГОРИТМА ОПТИМИЗАЦИИ ПЦО СКВАЖИН С УЧЕТОМ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ КРИТЕРИЕВ.

3.1. Стратегия оптимизации.

3.2. Аналитическое описание процесса ПЦО горизонтальной скважины.

3.3. Прогнозирование падения дебита нефти при помощи феноменологических моделей.

3.4. Оптимизационный метод.

3.5. Верификация результатов оптимизации.

ГЛАВА 4. ОПТИМИЗАЦИЯ ПЦО СКВАЖИН ПЕРМО-КАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ И ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ.

4.1. Вертикальные скважины.

4.2. Горизонтальные скважины.

ГЛАВА 5. ОЦЕНКА ОБЪЕМА ПАРОВОЙ КАМЕРЫ В ПРОЦЕССЕ ТГДП ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ.

5.1. Гидродинамический анализ динамики давления в горизонтальной скважине.

5.2. Оценка размеров паровой камеры по кривым падения давления.

Л 6. КОНЕЧНО-РАЗНОСТНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕНИЯ ОДНОСКВАЖИННОГО ТГДП НА ЯРЕГСКОМ ОРОЖДЕНИИ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование оптимальных параметров термических технологий разработки крупных месторождений высоковязких нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции"

Актуальность работы. Общемировая проблема вовлечения гигантских запасов высоковязких нефтей (ВВН) в активную разработку становится из года в год все более актуальной.

На пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения ПЦО вертикальных скважин внедряются с 1993 г. За 13 лет было проведено 279 ПЦО на 178 скважинах. Накопленное паронефтяное отношение, которое оценивается в 0,94 т/т, характеризует ПЦО как одну из самых эффективных технологий, применяемых на залежи. Однако только за счет проведения ПЦО на всех пробуренных скважинах нефтеотдача на залежи не может превысить 10 - 12 %.

При разработке Ярегского месторождения более 40 лет применяется уникальная термошахтная технология. Для закачки пара и отбора нефти используется плотная сетка пологовосходящих скважин, пробуренных из подземных горных выработок. Термошахтный способ позволил увеличить нефтеотдачу на отдельных участках месторождения до 60 %. Основным фактором, ограничивающим применение термошахтного способа на новых площадях, являются большие капитальные вложения на строительство нефтешахт.

Предварительную оценку эффективности многократного проведения ПЦО горизонтальной скважины можно получить на основе конечно-разностных расчетов. Совместное проведение термогидродинамического моделирования и оптимизации ПЦО горизонтальной скважины требует больших затрат расчетного времени и не гарантирует после простого перебора многочисленных вариантов расчетов нахождения наилучших технологических параметров из-за отсутствия эффективного алгоритма оптимизации.

ТГДП - стационарный вид термического воздействия на пласт в целом, при котором традиционно используются две горизонтальные скважины, расположенные строго одна над другой: верхняя - для закачки пара, нижняя - для добычи нефти. Чтобы полностью реализовать все преимущества ТГДП необходимо контролировать величину паровой камеры. например, посредством гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины. До сих пор не предложено подхода к интерпретации результатов таких исследований и не изучено влияние на объем и форму паровой камеры параметров ТГДП.

В тонких пластах вместо двухскважинного ТГДП рекомендуется использовать вариант, при котором закачка пара и добыча нефти ведутся через одну горизонтальную скважину. Серьезной проблемой при внедрении односкважинного ТГДП является низкий темп отбора нефти на начальной стадии процесса. Повышение эффективности односкважинного ТГДП связано с выбором оптимального способа предварительного прогрева призабойной зоны.

Основные задачи исследования.

1. Обобщить опыт внедрения термической разработки на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегском месторождении.

2. Создать алгоритм оптимизации с использованием схемы моделирования ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин, которая может быть воспроизведена при помощи аналитического и конечно-разностного моделирования, и эффективного оптимизационного метода.

3. Разработать аналитическое описание ПЦО горизонтальной скважины, в процессе которой приток нефти происходит за счет градиента давления и действия гравитационных сил

4. Численно изучить влияние геолого-промысловых факторов на эффективность ПЦО скважин и сравнить расчетные оптимальные технологические параметры с фактическими данными для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

5. Рассмотреть возможность применения аналитической модели двухзонного ограниченного пласта для интерпретации гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины с целью определения объема паровой камеры при ТГДП на основе результатов конечно-разностных расчетов для Ярегского месторождения.

6. Оценить потенциальные возможности односкважинного ТГДП на Ярегском месторождении и обосновать оптимальный вариант предварительного прогрева призабойной зоны с учетом факторов, оказывающих максимальное влияние на эффективность технологии.

Методы исследования.

Анализ научно-технической литературы, посвященной термической разработке месторождений ВВН, и данных об эффективности ПЦО скважин и ТГДП на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегском месторождении.

Прогнозирование и оптимизация технологических показателей ПЦО скважин и ТГДП с применением различных моделей, численно реализованных в виде авторских компьютерных программ и модуля STARS коммерческого программного комплекса CMG для термогидродинамических расчетов фильтрационных процессов.

Научная новизна.

1. При помощи феноменологических и синергетических моделей установлены характерные стадии процесса площадной закачки пара на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

2. Разработан алгоритм оптимизации ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин, основанный на прогнозировании добычи нефти посредством феноменологического описания результатов математического моделирования, использовании квазиньютоновского оптимизационного метода и верификации полученных результатов.

3. Предложено аналитическое описание ПЦО горизонтальной скважины, которое позволяет воспроизвести основные физические процессы, происходящие в призабойной зоне, и количественно спрогнозировать эффективность технологии.

4. Установлены зависимости фактической эффективности ПЦО вертикальных скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения от геолого-физических и технико-технологических параметров.

5. Осуществлена адаптация разработанного алгоритма оптимизации и аналитического описания к условиям пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и определены оптимальные технологические параметры и значения технико-экономических критериев эффективности ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин.

6. Численно обоснована правомерность использования аналитической модели двухзонного ограниченного пласта для интерпретации результатов гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины с целью определения объема паровой камеры в зависимости от параметров ТГДП для Ярегского месторождения.

7. Предложен оптимальный способ предварительного прогрева призабойной зоны в процессе односкважинного варианта ТГДП, учитывающий геолого-фильтрационные условия Ярегского месторождения.

Практическая иенностъ.

Выявленные фактические зависимости результатов площадной закачки пара и ПЦО скважин от геолого-физических и технико-технологических параметров позволяют обосновать критерии эффективной применимости рассматриваемых технологий для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

Разработанный алгоритм оптимизации и аналитическое описание могут быть использованы при анализе, проектировании и оптимизации ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин.

Внедрение результатов исследований. Результаты, полученные в работе, были использованы при составлении технологической схемы разработки Ярегского месторождения с применением ТГДП (2004 г.), дополнения к технологической схеме разработки (2006 г.), авторских надзоров за разработкой (2000 - 2005 гг.) и регламентов на проведение ПЦО добывающих скважин (2003 г., 2005 г.) пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на конференции молодых специалистов ОАО «ЛУКОЙЛ» (Волгоград, 2001 г.), всероссийской конференции - ярмарке «Техноэкогеофизика - новые технологии извлечения минерально-сырьевых ресурсов в XXI веке» (Ухта, 2002 г.), всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока» (Ухта, 2003 г.), международной конференции «Освоение и добыча трудноизвлекаемых высоковязких нефтей» (Анапа, 2003 г.), конференции победителей XII конкурса молодежных разработок по проблемам ТЭК (Москва, 2004 г.), международном симпозиуме «Новые технологии разработки и увеличения нефтеотдачи» (Москва, 2004 г.), конференции, посвященной 45-летию филиала ООО «ВНИИГАЗ» - «СЕВЕРНИПИГАЗ» (Ухта, 2005 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 научных работ, 3 из которых опубликованы в реферируемых научно-технических журналах.

Дар обратной связи. Автор глубоко признателен академику РАЕН и АПБ, д.т.н., профессору, ректору УГТУ Цхадая Н.Д. за постоянную поддержку и содействие, научному руководителю, д.т.н. Рузину Л.М. за привлечение внимания к проблеме, стимулирующие дискуссии и ценные рекомендации, а также своим наставникам и коллегам, чьи практические советы оказали большую помощь при выполнении работы, и особенно - Мордвинову А.А., Базылеву А.П. и Васильевой З.А.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Урсегов, Станислав Олегович

Основные результаты сравнительных расчетов представляют собой хронологические графики изменения накопленной добычи нефти и воды, средней

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При выполнении исследований, содержащихся в работе, получены следующие результаты:

1. В результате поэлементного анализа эффективности площадной закачки пара на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения были выделены три основные стадии процесса, для каждой из которых разработаны мероприятия по регулированию отборов жидкости и закачки пара, учитывающие геолого-промысловые особенности пластов.

2. Основные преимущества предложенного алгоритма оптимизации ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин с учетом технико-экономических критериев состоят в следующем: использование квазиньтоновского оптимизационного метода с конечно-разностным градиентом является математически эффективным и устойчивым и не требует решения большой системы нелинейных уравнений; позволяет обосновать оптимальные параметры ПЦО вертикальных скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, которые совпадают с результатами математического моделирования и накопленными фактическими данными; является достаточно гибким, позволяет проводить модификацию условий поиска и критериев оптимизации при поступлении новых данных и учитывает характерные особенности ПЦО скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения: гиперболическое падение дебита нефти вертикальных и горизонтальных скважин на естественном режиме, - существование оптимального объема закачанного пара, превышение которого не способствует пропорциональному увеличению дополнительной добычи нефти, отрицательную зависимость эффективности ПЦО от числа проведенных циклов.

3. Разработанное аналитическое описание ПЦО горизонтальной скважины позволило получить количественную оценку эффективности технологии для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, сопоставимую с результатами конечно-разностного моделирования.

Из результатов численных экспериментов на основе предложенного аналитического описания следует, что многократные ПЦО представляют собой эффективный метод прогрева однородного пласта вблизи горизонтальной скважины.

После проведения первых ПЦО на пробуренной горизонтальной скважине пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения для повышения надежности расчетов рекомендуется адаптировать предложенное аналитическое описание к полученным фактическим результатам посредством введения корректирующих коэффициентов.

4. Установлено, что основными факторами, влияющими на эффективность ПЦО технически исправных вертикальных скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, являются реакция скважин на площадную закачку пара, величина и механизм обводнения, а также продуктивность скважин.

5. С помощью выполненных математических экспериментов для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения определено, что, при использовании обоснованной оптимальной продолжительности и количества закачиваемого пара в каждом цикле, накопленный чистый дисконтированный доход после проведения трех циклов ПЦО на горизонтальной скважине оказывается практически в два раза выше, чем для вертикальной скважины.

6. Показано, как изменения геолого-физических свойств пласта и технологических параметров ТГДП могут отразиться на характере и продолжительности режимов притока к горизонтальной скважине;

Проведена проверка пригодности «приближенной» гидродинамической методики, основанной на аналитической модели двухзонного замкнутого пласта, для определения объема паровой камеры при ТГДП, по сравнению с «точным» конечно - разностным методом расчета объема паровой камеры.

Установлено, что погрешность полученных значений объема паровой камеры аналитическим и цифровым методами изменяется в пределах от 0,3 до 30 %;

Наиболее близкие значения объема паровой камеры аналитическим и цифровым методами были получены для модели пласта с наибольшим числом ячеек гидродинамической сетки, с коэффициентом анизотропии в интервале от 0,01 до 0,05, при закачке пара с максимальной степенью сухости (90 %), до прорыва пара в добывающую скважину, при увеличении вертикального расстояния и минимальном горизонтальном сдвиге между нагнетательной и добывающей скважинами.

Рассмотренный аналитический подход к интерпретации нестационарных исследований горизонтальных скважин рекомендуется использовать для оценки эффективности реализации ТГДП на Ярегском месторождении.

7. Технология ТГДП является эффективной альтернативой разработки Ярегского месторождения термошахтным способом или с применением вертикальных скважин. В целях сокращения затрат на бурение и эксплуатацию горизонтальных скважин целесообразно использовать односкважинный вариант ТГДП.

Для повышения технологических показателей односкважинного ТГДП предложено разделить горизонтальный ствол скважины на добычную и нагнетательную секции посредством установки интеллектуального заканчивания.

На начальной стадии процесса целесообразно проведение предварительного прогрева пароциклическими обработками всего горизонтального участка скважины, способствующего равномерному прогреву пласта, росту начального дебита и приемистости скважины.

Нефтяной пласт для успешной реализации технологий ТГДП должен иметь достаточную для формирования паровой зоны толщину, вертикальные трещины, которые создают благоприятные условия для гравитационной миграции пара и препятствуют его прорыву в добычную секцию, нежелательно преждевременное разгазирование нефти.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Урсегов, Станислав Олегович, Ухта

1. Абасов М.Т., Таиров Н.Д. Влияние температуры на проявление молекулярно-поверхностных сил в процессе теплового воздействия на пласт. В сб. Тепловые методы добычи нефти", - М., Наука, 1975, с.135-142.

2. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем -М.: Недра, 1982.-408 с.

3. Алишаев М. Г., Розенберг М. Д., Теслюк Е. В. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1985. 172 с.

4. Амелин И.Д., Субботина Е.В. "Особенности разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами". ВНИИОЭНГ. Обзорная информация сер."Нефтепромысловое дело", 1986.

5. Аметов И.М., Семуков С.В., Полубоярцев E.JI. Определение характеристик высокосмолистых нефтей по промысловым данным на основе вязкоупругой модели. Изв. ВУЗов, сер. Нефть и газ, 1978 г., № 12, с. 31 34.

6. Анализ промышленной разработки месторождения Оха тепловыми методами. ВНИИОЭНГ, - М., 1979, 46 с. - Боксерман А.А., Подкин А.А., Раковский H.JI. и др.

7. Антониади Д. Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. М.: Недра, 1995. - 264 с.

8. Антониади Д. Г., Валуйский А. А., Гарушев А. Р. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи // Нефтяное хозяйство. 1999. -№ 1. - С. 16-23.

9. Антониади Д.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах. Краснодар Советская Кубань, 2005 г., 272 с.

10. Аржанов Ф. Г., Антониади Д. Г., Гарушев А. Р. Термические методы воздействия на нефтяные пласты. Справочное пособие. М.: Недра, 1995. - 192 с.

11. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1977, 238 с.

12. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Антониади Д.Г. и др. Технические методы добычи нефти в России и за рубежом. М., ВНИИОЭНГ, 1995, 168 с.

13. Балашова Т.В., Симкин Э.М., Коган Л.Г. Выбор оптимального размещения и числа скважин для теплового воздействия на призабойную зону пласта, Нефтяное хозяйство, № 3, 1973, стр. 35 38.

14. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972. - 288 с.

15. Баширов В. В., Булгакова Г. Т., Шарафутдинов Р. Ф. Неизотермическая фильтрация жидкости и газа в пористой среде и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами. Учебное пособие // Башкирский государственный ун-т, 1985.-94 с.

16. Баширов В. В., Федоров К. М., Овсюков А. В. Неизотермическое движение жидкости и газа в пористых средах и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами. Учебное пособие // Башкирский государственный ун-т. 1984.-65 с.

17. Бернштейн М.А., Лобода В.М. Применение различных методов повышения нефтеотдачи пластов. М, ВНИИОЭНГ, Обзорная информация. Сер."Нефтепромысловое дело", 1977, 64 с.

18. Боксерман А. А. Основные направления развития технологии тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. - М.: Наука, 1990. - 164 с.

19. Боксерман А. А., Коноплев Ю. П., Тюнькин Б. А., Морозов С. В., Груцкий Л. Г., Питиримов В. В. Перспективы шахтной и термошахтной разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 11. - С. 42 - 45.

20. Боксерман А. А., Шалимов Б. В. О прогреве трещиновато-пористого пласта при нагнетании насыщенного пара // Сборник научных трудов Всесоюз. нефтегазового научн.-иссл. ин-та (ВНИИ). 1979. - Вып. 69. - С. 145 - 148.

21. Боксерман А.А. Динамика зон прогрева пласта при закачке в него пара. -НТС ВНИИ по добыче нефти, вып. 42, М., 1971, с. 159-169.

22. Боксерман А.А. Основные направления развития технологий тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. - М., Наука, 1990, 164 с.

23. Боксерман А.А., Додонова И.А., Раковский H.JI. Геолого-физические критерии выбора объектов для применения тепловых методов разработки. -"Геология нефти и газа", № 10, 1976, с.21-27.

24. Боксерман А.А., Раковский Н.Л., Глаз И.А. Разработка нефтяных месторождений путем сочетания заводнения с нагнетанием пара. Разработка нефтяных и газовых месторождений (итоги науки и техники), - М., 1975, с.69-156

25. Боксерман А.А., Якуба С.И. О расчетах процесса вытеснения нефти оторочками пара. В сб. научных трудов ВНИИ "Добыча нефти", вып.61, М., 1977, с.76-84.

26. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.-82 с.

27. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи плстов. М.: Недра, 1986. - 424 с.

28. Василевский В. Н., Петров А. И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М.: Недра, 1973. - 346 с.

29. Вахитов Г. Г., Кузнецов О. Л., Симкин Э. М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. М.: Недра, 1976. - 216 с.

30. Вахитов Г.Г., Алишанов М.Г. Влияние температуры нагнетаемой воды на нефтеотдачу. НХ, № 8, 1979, с.29-32.

31. Гарушев А.Р. Термическое воздействие на пласт при разработке месторождений высоковязких нефтей. ВНИИОЭНГ, 1972, 88 с.

32. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. Недра, М., 1969, 108 с.

33. Гумерский X. X., Жданов С. А., Гомзаков В. К. Прирост извлекаемых запасов за счет применения методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 5. - С. 38 - 40.

34. Джавадян А. А., Гавура В. Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождения Российской Федерации // Нефтяное хозяйство. 1993. -№ 10. - С. 24 - 31.

35. Джавадян А. А., Гавура В. Е., Сафронов В. И. Проблема разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения // Нефтяное хозяйство, 1998.-№6.-С. 12-17.

36. Джалалов К.Э., Ишханов В.Г. Прогнозирование дебита скважин при пароциклическом воздействии на пласт. Проблемы комплексного изучения и опытно-промышленного внедрения термических методов повышения нефтеотдачи пластов, М., ВНИИОЭНГ, 1983, с.14-18.

37. Джамалов И.М. Вытеснение нефти теплоносителями из обводненных слоистых пластов. НХ, № 12, 1978.

38. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей / Аметов И. М., Байдиков Ю. Н., Рузин JI. М., Спиридонов Ю. А. М.: Недра, 1985. - 205 с.

39. Дэннис Дж., Шнабель Р. Численные методы безусловной оптимизации и решение нелинейных уравнений. М.: Мир, 1988. - 440 с.

40. Жданов С. А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 4. - С. 38 -40.

41. Жданов С.А., Малютина Г.С. Промышленное внедренеие методов повышения нефтеотдачи пластов за рубежом. ВНИИОЭНГ, М., 1982, 52 с.

42. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Термополимерное воздействие -технология для рациональной разработки месторождений вязкой нефти в трещино-поровых коллекторах. Нефтяное хозяйство, № 10, М., 1993, с.21-24.

43. Золотухин А.Б., Малофеев Г.Е. Определение температурного поля пласта при нагнетании в него водяного пара. Известия ВУЗов. Нефть и газ., 1975, № 10, с.54-67.

44. Золотухин А.Б., Назарова JI.H. Математическое моделирование процесса извлечения нефти с помощью закачки в пласт теплоносителей. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, М, 1989, с.24-31.

45. Коноплев Ю. П., Тюнькин Б. А., Груцкий Л. Г., Питиримов В. В., Кузнецов С. М. Первые результаты подземно-поверхностной системы термошахтной разработки // Нефтяное хозяйство-2003.-№ 1- С. 38 40.

46. Кочешков А. А., Тарасов А. Г. Экспериментальные исследования механизма вытеснения нефти теплоносителями применительно к пластам большой мощности // Нефтепромысловое дело. 1976. - № 8. - С. 16-18.

47. Кочешков А.А., Хомутов В.И. Изучение механизма вытеснения нефти теплоносителями. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта. ВНИИОЭНГ, 1971, с.37-43.

48. Ксенз Т.Г., Назаров А.В., Мордвинов А.А. Оптимизация отборов газа по эксплуатационному фонду в период постоянной добычи. Сб. Материалы научно-технической конференции (16-18 апреля 2001 г.).-Ухта, УГТУ, 2002.-е. 39-44.

49. Кудинов В. И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. М.: Нефть и газ, 1996. - 284 с.

50. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки нефтяных месторождений. М., Нефть и газ, 1996,280 с.

51. Лабораторное исследование основных закономерностей пароциклических обработок нефтедобывающих скважин. С.А.Жданов, B.C. Кутляров и др. Сборник научных трудов ВНИИ. Выпуск 117, М., 1993, с.28-34.

52. Малофеев Г. Е. О параметрах подобия нагревания пласта при тепловой обработке скважин // Физическое и математическое моделирование механизмов нефтегазоотдачи. М., 1981. - С. 21 - 27.

53. Малофеев Г.Е. Теплофизические основы разработки нефтяных месторождений с применением термовоздействия и его модификаций.

54. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. 1990, Фонды ВНИИ.

55. Мирзаджанзаде А. X., Аметов И. М. Прогнозирование промысловой эффективности методов теплового воздействия на нефтяные пласты М., Недра, 1983,206 с.

56. Мирзаджанзаде А.Х., Алиев Н.А., Юсифзаде Х.Б., Салаватов Т.Ш., Шейдаев А.Ч. Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку, Елм, 1997 г., 408 с.

57. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче: Системный анализ, диагноз, прогноз. М, Наука, 1997 г., 254 с.

58. Методическое руководство по применению комплекса гидротермодинамических и физико-химических исследований для контроля разработки при нагнетании в пласт теплоносителей. РД 39-0147035-214-85, ВНИИ, М, 1985,279 с.

59. Оганов К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М., Недра, 1967,203 с.

60. Особенности определения технологических показателей при проектировании разработки нефтяных месторождений тепловыми методами. -Тарасов А.Г., Борисова Н.П., Додонова И.А. и др. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М., Наука, 1990, с.41-49.

61. Принципы создания энерго- и ресурсосберегающих технологий разработки месторождений парафинистых и вязких нефтей с применением термозаводнения. Теслюк Е.В., Розенберг М.Д., Сафронов С.В. и др. Нефтяное хозяйство, № 4, 1995, с.32-36.

62. Раковский H.JI. Проектирование разработки нефтяных месторождений с применением тепловых методов повышения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, 1980, № 12, с.22-28.

63. Раковский H.JI. Тепловая эффективность нагнетания теплоносителей в слоисто-неоднородные пласты. Нефтяное хозяйство, 1981, № 11, с.31-36.

64. Ривкин С. Л., Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. -М.: Энергия, 1975. 80 с.

65. Рубинштейн JI. И. Температурные поля в нефтяных пластах. М.: Недра, 1972.-276 с.

66. Рузин Л. М., Спиридонов Ю. А., Тюнькин Б. А. Опыт теплового воздействия на пласт в шахтных условиях // Геология и разработка нефтяных месторождений Коми АССР.-М.: ВНИИОЭНГ, 1976. С. 154 - 161.

67. Рузин Л. М., Цехмейстрюк А. К. Совершенствование технологии добычи высоковязких нефтей и битумов на основе сочетания тепловых и химических методов воздействия на пласт // Нефтяное хозяйство. 1993. -№ 10. - С. 32 - 36.

68. Рузин Л.М. Москвичев В.И., Сукрушев B.C. Результаты опытных работ по нагнетанию пара в пласт на Лыаельской площади Ярегского месторождения. -Нефтепромысловое дело. -№ 2, 1983.

69. Рузин Л.М., Кондрашкин В.Е., Гайворонский И.Н. Прогрев залежи высоковязкой нефти при закачке пара в подстилающий водоносный горизонт. -"Нефть и газ", Известия ВУЗов. № 12, 1984.

70. Рузин Л.М., Куклин А.И. Оценка эффективности применяемых технологий теплового воздействия на пласт Ярегского месторождения // Интервал. -2002,-№6.-С. 33 -39.

71. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Гиматдудинова Ш.К. М.: Недра, 1983.-456 с.

72. Сургучев Л. М. Обзор третичных методов увеличения нефтедобычи // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 5. - С. 50 - 54.

73. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов: Под ред. чл.- кор. АН СССР Абасова М. Т., д-ра техн. наук Боксермана А. А., д-ра техн. наук Желтова Ю. П. -М.: Наука, 1990. 224 с.

74. Урсегов С.О. Влияние геолого-промысловых факторов на эффективность пароциклических обработок скважин в условиях пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения Текст. / Л.М. Рузин, В.В. Муляк, С.О. Урсегов

75. Труды четвертого международного симпозиума «Новые технологии разработки и увеличения нефтеотдачи» / Российская академия государственной службы, институт нефтегазового бизнеса. Москва, 2005. С. 529 - 534.

76. Урсегов С.О. Новые технологии добычи высоковязких нефтей и битумов Текст. / JI.M. Рузин, С.О. Урсегов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2004. - № 7. - С. 53 - 58.

77. Урсегов С.О. Проекция синергетического подхода к анализу процессов паротеплового воздействия на макронеоднородную залежь высоковязкой нефти Текст. / С.О. Урсегов // Нефтепромысловое дело. 2001. - № 8. - С. 12-17.

78. Урсегов С.О. Развитие тепловых методов разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения Текст. / JI.M. Рузин, С.О. Урсегов // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 2. - С. 82 - 84.

79. Филиппов В. П., Жданов С. А., Кащавцев В. Е., Сафронов В. И. Состояние применения третичных методов увеличения нефтеотдачи в России и бывшем СССР //Нефтяное хозяйство. 1993. -№ 10.-С. 16-20.

80. Халимов Э. М., Климушин И. М., Фердман Л. И. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР. Справочное пособие. М.: Недра, 1987.- 174 с.

81. Цхадая Н. Д. Комплексная оценка условий труда в нефтяных шахтах при паротепловом воздействии на пласт. С.-Петербург: Изд.С.-Петербургского университета, 1997. - 116 с.

82. Чашкин Ю.Г. Проблемы оптимизации технологии циклических обработок скважин теплоносителями. Нефтяное хозяйство, 1991, № 8, с.19-20.

83. Шандрыгин А.Н., Нухаев М.Т., Тертычный В.В. Разработка залежей тяжелой нефти и природного битума методом парогравитационного дренажа. // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 6. - С. 33 - 39.

84. Шахтная разработка нефтяных месторождений / Креме А. Я., Здоров С. Ф., Бондаренко С. М., Адамов А. И. М.: Гостоптехиздат. 1955.-274 с.

85. Aziz, К. and Gontijo J.E.: "A Simple Analytical Model for Simulating Heavy oil Recovery by Cyclic Steam in Pressure-Depleted Reservoirs", paper SPE 13037 presented at the 59th Annual Technical Conference and Exhibition, Houston (September 16-19, 1984).

86. Basham, M., Fong, W.S. and Kumar, M.: "Recent Experience in Design and Modeling of Thermal Horizontal Wells", paper 119, presented at the 9th UNITAR International Conference in Heavy Crude and Tar Sands, Beijing, China (October 27-30, 1998).

87. Boberg, T.C. and Lantz, R.B.: "Calculation of the Production Rate of a Thermally Stimulated Well", J.Pet.Tech. (December 1966).

88. Bourdet, D., Ayoub, J.A. and Pirard, Y.M. Use of Pressure Derivative in Well-Test Interpretation, SPE Formation Evaluation (June 1989), 293 302.

89. Butler, R.M. and Stephens, D.J.,: "The Gravity-drainage of Steam-Heated Heavy-Oil to Parallel Horizontal Wells", paper presented at the 31 st Annual Technical Meeting of The Petroleum Society of CIM in Calgary (May 25-28, 1980).

90. Butler, R.M., Thermal Recovery of Oil and Bitumen, Englewood Cliffs, N.J.: Prentice Hall, 1991, pp. 285-359.

91. Computer Modeling Group, "STARS Version 98 User's Guide," Calgary, Alberta Canada, 1998.

92. Falk, K., Nzekwu, В., Karpuk, B, and Pelensky, P., "Concentric CT for single-well steam-assisted gravity drainage," World Oil (July 1996), 85-95.

93. Gomaa, E.E.: "Correlations for Predicting Oil Recovery by Steamflood", J.Pet.Tech. (February 1980) 325-332.

94. ЮЗ.Натт, R.A. and Ong, T.S. Enhanced Steam Assisted Gravity Draige: A New Horizontal Well

95. Hong, K.C., and Jensen, R.B.: "Optimization of Multicycle Steam Stimulation," paper SPE 2328, Proc., 39th SPE Annual California Fall, Meeting, Bakersfield, CA (1968), SPE Reprint Series No. 7, Thermal Recovery Processes (1985) 227-237.

96. Jones, J.: "Cyclic steam Reservoir Model for Viscous Oil, Pressure-depleted, Gravity-drainage Reservoirs", SPE 6544, 47th annual California Regional Meeting of the SPE of AIME, Bakersfield (April 13-15, 1977).

97. Joshi, S.D., "A Laboratory Study of Thermal Oil Recovery Using Horizontal Wells,"paper SPE/DOE 14916 presented at the 1986 SPE/DOE Fifth Symposium on Enhanced Oil Recovery held in Tulsa, OK, April 20-23.

98. Kuchuk, F.J. Well Testing and Interpretation for Horizontal Wells, Journal of Petroleum Technology (January 1995), 36-41

99. Mandl, G. and Volek, C.W.: "Heat and Mass Transport in Steam-Drive Processes", Soc. Pet. Eng. J. (March 1969) 59-79; Trans., AIME, 246.

100. Marx, J.W. and Langenheim, R.H.: "Reservoir Heating by Hot-Fluid Injection", Trans. AIME (1959) 216, 312-315.

101. McCormack, M., Fitzgibbon, J., Horbachewski, N., "Review of Single Well SAGD Field Operating Experience," Canadian Petroleum Society Publication No. 97191, 1997.

102. Myhill, N.A. and Stegemeier, G.L.: "Steam Drive Correlation and Prediction", J. Pet. Tech. (February 1978) 173-182.

103. Prats, M.: "Thermal Recovery", Monograph Volume 7, SPE of AIME, Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, 1982.

104. Satman A., Eggenschwiler, M., Ramey, H.J. Interpretation of Injection Well Pressure Transient Data in Thermal Oil Recovery, Paper SPE 8908 Presented at the 50th Annual California Regional Meeting of the SPE, Los Angeles, CA (April 9- 11, 1980).

105. Van Lookeren: "Calculation Methods for Linear and Radial Steam Flow in Oil Reservoirs", J.Pet.Tech. (June 1983) 427-439.

Информация о работе

Урсегов, Станислав Олегович
кандидата технических наук
Ухта, 2007
ВАК 25.00.17

Диссертация

Обоснование оптимальных параметров термических технологий разработки крупных месторождений высоковязких нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы