Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование оптимальных параметров термического воздействия на залежи высоковязких нефтей

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование оптимальных параметров термического воздействия на залежи высоковязких нефтей"

На правах рукописи

ПЕТРОВ НИКОЛАЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

003476989

Работа выполнена в ГОУ ВПО "Ухтинский государственнь технический университет"

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Рузин Леонид Михайлович

доктор технических наук, професс< Кучерявый Василий Иванович

кандидат технических наук, доцент Мордвинов Виктор Антонович

Ведущая организация:

филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «СеверНИПИгаз»

Защита состоится 2 октября 2009 г. в 12 часов на заседай! диссертационного совета Д212.291.01 при Ухтинском государственнс техническом университете по адресу: 169300, Республика Коми, г. Ухта, у Первомайская, д. 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинско] государственного технического университета по адресу: 169300, Республга Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.

Автореферат размещен на интернет-сайте Ухтинского государственно] технического университета www.ugtu.net в разделе "Диссертационный совет". Автореферат разослан 31 августа 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук,

доцент

Н.М. Уляше]

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В настоящее время в связи с интенсивной разработкой месторождений легкой нефти существующая ресурсная база легких углеводородов стремительно истощается. В связи с этим все больше внимания уделяется запасам высоковязких нефтей. Растущие цены на углеводороды стимулируют нефтяные компании к разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, разработка которых считалась ранее не рентабельной. На данный момент как в России, так и в мире, накоплен большой опыт разработки месторождений высоковязкой нефти, основная часть которой добывается с применением технологий теплового воздействия.

Процесс теплового воздействия основан на передаче в пласт тепловой энергии путем закачки пара или горячей воды через нагнетательные скважины, что позволяет снизить вязкость пластовой нефти и увеличить выработку запасов. Выбор оптимальной стратегии разработки нефтяной залежи является важнейшей задачей, стоящей перед специалистами, планирующими разработку месторождения. Эта задача требует определения многих параметров: необходимое количество скважин, их расположение, время их работы и т. д. От правильного выбора системы разработки напрямую зависит рентабельность разработки и степень выработки запасов залежи. Увеличение расстояния между скважинами, с одной стороны, ведет к снижению конечного коэффициента нефтеотдачи за счет уменьшения коэффициента охвата, а с другой стороны, сокращает затраты на разбуривание залежи. Отключение обводнившихся добывающих скважин позволяет экономить средства от нерентабельной добычи, но снижает величину добытой нефти, что негативно сказывается на конечной выработке запасов. Поэтому определение оптимальных параметров расположения скважин и моментов отключения добывающих скважин является крайне важной задачей, определяющей рентабельность проекта разработки и степень выработки запасов.

В последнее время, для прогнозирования показателей разработк широко применяются методы численного моделирования с использование трехмерных гидродинамических моделей месторождений. Расчет такой модел может идти от нескольких минут до нескольких месяцев в зависимости с сложности модели, количества активных ячеек и производительное! компьютера. Многочисленность влияющих геолого-физических экономических факторов на результат разработки месторождения, а так ~л отсутствие гибких алгоритмов оптимизации делают процесс поиа оптимальных параметров крайне сложной и важной задачей. На сегодняшни день обычной практикой является расчет нескольких вариантов разработки г трехмерной гидродинамической модели с последующим расчето экономических показателей. При таком упрощенном подходе не всег/ выбранный вариант оказывается наиболее рентабельным.

В случае разработки залежей высоковязких нефтей термическим технологиями, задача оптимизации многократно усложняется. Характе продвижения и распространения температурных полей, в основно определяющий степень выработки запасов нефти при тепловом воздействии г пласт, зависит от многих геолого-физических факторов: степей неоднородности пласта, проницаемости коллектора, вязкости нефти и т., Сложнее и сам процесс расчета термической фильтрации. Соответствени кратно увеличивается и время расчёта, что затрудняет расчёт достаточи большого количества вариантов для поиска оптимальных показателе разработки месторождения. Из вышесказанного можно сделать выво; совершенствование методики прогнозирования параметров разработки оптимизации технологии площадного воздействия теплоносителем на залеж высоковязких нефтей является важной и актуальной задачей.

Цель работы

Повышение эффективности технологии теплового воздействия г залежи высоковязких нефтей путем обоснования оптимальных параметре системы разработки.

Основные задачи исследования

1. Исследование влияния геолого-физических и технологических факторов на эффективность технологии теплового воздействия на пласт.

2. Разработка методики прогнозирования технологических показателей разработки залежей высоковязких нефтей при реализации технологии теплового воздействия.

3. Разработка методики оптимизации технологии теплового воздействия, по экономическим и технологическим критериям.

Методы решения поставленных задач

Статистический анализ и численные расчеты термической фильтрации с использованием программного комплекса СМв.

Эволюционный метод оптимизации - генетический алгоритм, реализованный в авторском программном продукте.

Научная новизна

1. Получены регрессионные зависимости основных показателей, характеризующих эффективность теплового воздействия (коэффициента извлечения нефти и паронефтяного отношения) от геолого-физических характеристик месторождений высоковязких нефтей и технологических показателей теплового воздействия на пласт.

2. При помощи генетического алгоритма впервые создана методика оптимизации технологии паротеплового воздействия на залежи высоковязких нефтей, позволяющая определять оптимальные параметры сетки скважин и теплового воздействия для обеспечения наибольшей рентабельности разработки месторождения и максимальной выработки запасов.

3. Созданы компьютерные программы, позволяющие автоматизировать расчет экономической прибыли от реализации проекта теплового воздействия и в автоматическом режиме произвести поиск оптимальных параметров по разработанной методике.

4. Разработанные методики успешно апробированы на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и определены оптимальные

параметры теплового воздействия для характерного участка залежи.

Практическая ценность работы

1 В работе, на основе численного анализа, обоснованы закономерное! влияния геолого-технологических факторов на основные технологически параметры разработки.

2 На основе регрессионного анализа получены уравнения разработана методика, позволяющая прогнозировать технологическр параметры разработки залежей высоковязких нефтей при реализации технологи площадной закачки пара. Разработанная методика с высокой степенью точност подтверждена результатами численного моделирования.

3 На основе генетического алгоритма создана методика оптимизаци параметров теплового воздействия на залежи высоковязкой нефти, что позволяе обосновать рациональный вариант разработки залежи.

4 Разработанные методики могут использоваться при проектировани разработки залежей с применением теплового воздействия на пласт.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работ докладывались на: научно-технической конференции "Проблемы разработки эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов" (г. Ухта, 2008 VIII международной молодежной научной конференции "Северэкогеотех-200" (г. Ухта, 2007), VII научно-практической конференции "Геология и разработк месторождений с трудноизвлекаемыми запасами" (г. Геленджик, 2007)

Публикации результатов работы

По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе статей и тезисы 1 доклада.

Объем и структура работы

Работа состоит из введения, 4 глав, заключения и списк использованной литературы, содержащего 80 источников. Текст изложен на 125 страницах машинописного текста, включающих 40 рисунков, 11 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении содержится общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, поставлена цель и определены задачи исследований, показаны научная новизна и практическое значение.

В первой главе проанализированы технологические особенности разработки залежей высоковязких нефтей тепловыми методами, выполнен обзор предшествующих исследований в области оптимизации параметров разработки месторождений, а также приведены сведения о некоторых численных моделях закачки теплоносителя.

Отмечено, что большой вклад в развитие термических технологий разработки месторождений высоковязких нефтей внесли многие советские и российские ученые, в том числе: Абасов М.Т., Антониади Д.Г., Байбаков Н.К., Боксерман A.A., Вахитов Г.Г., Желтов Ю.П., Жданов С.А., Коноплев Ю.П., Коробков Е.И., Кудинов В.И., Леви Б.И., Лысенко В.Д., Максутов P.A., Малофеев Г.Е., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Намиот, А.Ю., Раковский Н.Л., Рузин Л.М., Табаков В.П., Тарасов А.Г., Теслюк Е.В., Цхадая Н.Д., -Ялов Ю.Н. и другие. Также зарубежные исследователи: Абу-Касим, Азиз, Абдалла, Батлер, Бригхем, Боберг, Винсам, Йортсос, Коатс, Лантц, Ловерье, Лангейнхейм, Пратс, Реймей, Хонг, Шатлер, Фарук-Али, Ферер и другие.

Среди термических методов по масштабам применения и конечным результатам во всех странах на первом месте стоит паротепловое воздействие. Пар вырабатывается промысловыми парогенераторами и закачивается под высоким давлением и температурой в пласт. Тепло, выделяющееся при конденсации пара, увеличивает температуру нефти и уменьшает ее вязкость. Площадная закачка пара реализуется посредством закачки пара через нагнетательные скважины, при этом нефть отбирается из добывающих скважин. В процессе площадной закачки пара наступает момент, когда добыча нефти начинает снижаться, что приводит к увеличению паронефтяного отношения и снижению экономической эффективности проекта.

При выборе оптимальной стратегии разработки должны быть учтен геологическое строение залежи, геолого-физические свойства пласта определены оптимальные параметры размещения, плотности сетки скважин условия их эксплуатации. Множество параметоров, влияющих на эффективное! технологии термического воздействия, делают её оптимизацию крайне сложно задачей. В последнее время, все чаще для оптимизации системы разработк применяется комбинация программных пакетов по геолого-гидродинамическом моделированию с различными методами оптимизации. Применение таког подхода требует многократного расчета гидродинамической модел месторождения, что затрудняет использование этих методик в силу болыни временных затрат.

Достижения в численном моделировании сделали возможны! виртуальное описание и визуализацию наиболее важных явлений и процессов разработки месторождений. В последнее время было разработано несколько термических модулей для численного моделирования процессов паротеплового воздействия: STARS (Computer Modeling Group), ATHOS (Beicip Franlab), THERM (Intercomp), ECLIPSE (Shlumberger) и др.

Наиболее известные численные термические модели принадлежат Шатлеру, Абдалле, Коатсу, Винсаму, Фереру, Фаруку Али, Грабовски, а также Абу-Касиму и Азизу. В работе представлен краткий обзор наиболее известных математических численных моделей площадного воздействия теплоносителем.

Все описанные в литературе модели могут быть представлены в виде обобщенной модели закачки пара.

Баланс массы для i-ro компонента системы может быть записан в виде: _ ( к' Jc„ ^

I Xip-Pp--п

\P=o,w,g Ц

где: xjp - мольная доля компонента i в фазе р, рр - плотность фазы р, к и кгр

*

- абсолютная и фазовая проницаемости, ¡J, - вязкость, q¡ - соответственно

-Я,=т\Ф- I x,p-Pp-Sp

Ol V p=o,w,g

i = 1,2,3,4 (О

добыча или закачка компонента /' в блок, ф - пористость, Бр - насыщенность

фазы р, I = 1 - газ или легкие нефтяные фракции, / = 2 — средняя нефтяная фракция, / = 3 - тяжелая нефтяная фракция, / = 4 - вода. Уравнение баланса энергии:

.« Л »

(2)

д'

(1 -ф).Рг-иг+ф- I рр-Бр-£х!р-и1р

д1

где: кг - теплопроводность, Т - температура, Н¡р - энтальпия, (¡ц -темп отбора энергии, 1ц - темп закачки энергии, рг, рр - плотность породы

и фазы р соответственно, IIг, II - внутренняя энергия породы и компонента

*

/ в фазе р соответственно, ^¿у - поток тепловой энергии через границы пласта.

В рассмотренных термических моделях используются следующие допущения:

1. Вода не растворима в нефтяной фазе и нефть не растворима в водяной фазе.

2. Доля кинетической энергии и работа вязких сил незначительны.

3. Массоперенос между углеводородными компонентами описывается системой двухфазного перехода. Массоперенос между водяной и газовой фазой подчиняется законам Рауля и Дальтона, т.е. присутствием углеводорода в газовой фазе в системе вода-пар пренебрегают.

4. Массопереносом посредством молекулярной и термической диффузии пренебрегают.

5. Термическим крекингом углеводородов пренебрегают.

6. Потерями тепла через латеральные границы пласта также пренебрегают.

Решение приведенных дифференциальных уравнений находите итерационно и скорость сходимости решения зависит от выбранного мето; решения задачи и сложности расчетной модели. Расчет термической модел фильтрации пара требует гораздо больших расчетных мощностей, чем расч< изотермической модели. Связано это с необходимостью одновременного расчет уравнений баланса масс и энергии. В процессе движения пара по пласт происходит его конденсация, вследствии которой изменяются объемы и балаг масс, который определяет характер движения всех фаз в пласте, в том числе пара. Изменение объема также влияет на энергетический баланс, которы определяет количество сконденсировавшегося пара. Взаимосвязь обои уравнений требует их одновременного расчета, что ограничивает применени распространенных расчетных методов, применяемых при вычислени изотермических моделей и требует значительных временных затрат и боле производительных компьютеров. Расчет термической модели болыног месторождения даже при современном стремительном темпе роо компьютерных технологий для большинства нефтяных компаний остаетс невыполнимой задачей.

В настоящее время, в связи с появлением частных нефтяных компаний, больший акцент делается на достижение максимальной экономическо эффективности разработки. В работе была поставлена задача создания методик оптимизации технологии паротеплового воздействия, позволяющей вест оптимизацию как по экономическим, так и по технологическим критериям, в частности по степени выработки запасов нефти.

Во второй главе исследован характер и степень влияния геолого-физических характеристик пластов на эффективность теплового воздействия.

Обзор работ, выполненный в первой главе, показал, что оптимизация разработки месторождения требует проведения многократной процедуры прогнозирования технологических показателей. Наиболее распространенным и доступным методом прогнозирования параметров разработки считается

численное моделирование, и, следовательно, для выбора наиболее целесообразного варианта разработки необходим многократный расчет численной геолого-гидродинамической модели, что связано с большими временными затратами. Поэтому, важной задачей является разработка механизма прогнозирования, позволяющего в кратчайшие сроки выполнять прогноз технологических показателей разработки. Создание такого механизма требует детального исследования влияния геолого-физических характеристик пластов на эффективность теплового воздействия.

К основным критериям, характеризующим эффективность технологии теплового воздействия на пласт, относятся: нефтеотдача пласта (КИН), накопленное паронефтяное отношение (ПНО) и время разработки элемента. Значения указанных критериев зависят, в основном, от следующих параметров: толщины пласта, расстояния между скважинами, глубины залегания залежи, проницаемости, вязкости нефти. Эффективность разработки при тепловом воздействии во многом зависит от охвата пласта прогревом, поэтому характер и масштаб влияния указанных параметров на нефтеотдачу может быть различным. На основе данных многочисленных численных расчетов на термогидродинамических моделях, выполненных в программном комплексе CMG, было проведено исследование влияния на нефтеотдачу пласта, накопленное паронефтяное отношение и время разработки следующих параметров: глубины пласта, вязкости нефти, толщины пласта, проницаемости, расстояния между скважинами.

Расчеты элементов разработки были выполнены для пятиточечной системы размещения вертикальных скважин и для системы горизонтальных скважин при следующих условиях:

• вязкость нефти: 100, 500, 800, 3000 мПа-с;

• глубина залегания: 500, 1000, 1500 м;

• сетка скважин: 100, 150,200, 250 м;

• эффективная толщина: 10,20, 30 м;

• проницаемость: 500, 1500, 3000 мД;

• количество закачанного теплоносителя в поровых объёмах: 0.1, 1,

2,3;

Для нефтей различной вязкости меняется зависимость вязкости нефти о температуры и вид кривых относительных фазовых проницаемостей. Приняты в расчетах зависимости вязкости нефти от температуры для различных типо нефтей показаны на рисунке 1. Графики относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для нефтей различной вязкости при начально! пластовой температуре показаны на рисунке 2.

Увеличение пластовой температуры ведет к снижению остаточной нефтенасыщенности. На рисунке 3, в качестве примера, показаны типичные кривые ОФП, принятые в расчетах для нефти вязкостью 800 мПа»с при температуре 25 °С и 250 °С.

Предполагалось, что элемент разработки горизонтальный; пласт однородный, не имеющий непроницаемых участков и нарушений; в пласте нет газовой шапки и подстилающей залежь воды; параметры пара на забое не постоянны и зависят от текущей приемистости нагнетательной скважины; разработка элемента прекращается, когда обводненность продукции добывающей скважины достигает 98 %, либо время разработки элемента превышает 50 лет.

В результате проведенного расчета установлено, что при увеличении расстояния между скважинами, снижении проницаемости и увеличении вязкости нефти КИН снижается, ПНО увеличивается и также увеличивается время разработки элемента. Уменьшение толщины пласта ведет к снижению КИН из-за увеличения теплопотерь в кровлю и подошву пласта, увеличению ПНО и уменьшению времени разработки элемента.

Выполненные расчеты распределения температуры в стволе паронагнетательных скважин показали, что в скважине, оборудованной теплоизолированной колонной процент теплопотерь при закачке пара даже с темпом всего 20 м3/сут составляет 17 %, что позволяет обеспечить доставку влажного пара со степенью сухости 9 % на глубину 1200 м. С увеличением

Температура, 'С

Рисунок 1 - Зависимости вязкости нефти от температуры

1 0.9 0.8 0.7 3 * 0.6 |- 0.5 С 04 е °0.3 0.2 0.1 0.06 0.05 0.04 ^

« *

\ < /

•\ ; /

" ^ /

• '*• * " У I с в 0.02 О 0.01

» * ■ я *' ^^

, ................

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0 Водонасыщеннстъ, д.ед. 6

•• •■•• Кто 100мПа с • »• КговООмПа с »• Кто 3000 мПас —•— Кг* 100 мПа-с -■*-- Кг« 800 мЛа-с * Клу 3000 мПа-с

Рисунок 2 - Графики зависимости ОФП от вязкости нефти

,0.7

* О.е

0.5

5 04

о О.з

•-»«№».....Ш:

Водонасыщеннстъ, д.»д.

• • Кго 25 °С ■••»•• Кго 250 °С

.....и - К™ 25 °С ~~т.....Км 250 °С

Рисунок 3 - Зависимости ОФП от температуры

темпа закачки процент теплопотерь снижается и при закачке пара с темпом 200 м3/сут составляет всего 2 %. Аналогичные расчеты для паронагнетательной скважины без теплоизолированной колонны показывают, что на глубину 1200 м можно доставить пар при темпе закачки не менее 120 м3/сут, процент теплопотерь при этом составит 32 %. Закачка пара с темпом 20 м3/сут повлечет 95 % потерю энергии в стволе скважины. Увеличение темпа закачки до 200 м3/сут позволит повысить забойную степень сухости пара до 35 % при потере 18 % тепловой энергии в стволе скважины. Приведенные расчеты позволяют сделать вывод о том, что использование теплоизолированной колонны позволяет доставить пар с высокой степенью сухости на самые большие глубины даже при низких темпах закачки. Однако, при очень низкой приёмистости скважин, отсутствие теплоизолированной колонны имеет ряд преимуществ. В процессе продвижения к забою скважины пар, конденсируясь, образует столб воды, который обеспечивает более высокие репрессии на пласт, насыщенный вязкой нефтью, что позволяет в какой-то степени, решить проблему недостаточной приемистости нагнетательных скважин.

Применение корреляционно-регрессионного анализа для обработки базы данных, полученной в результате численного расчета, позволило вывести регрессионные уравнения для вертикальных и горизонтальных скважин, учитывающие влияние основных геолого-технологических факторов на параметры, характеризующие эффективность технологии.

Регрессионные уравнения для вертикальных скважин: КИН = ехр(4.01 + 0.22 • 1п (И) - 0.0015- L - 0.17■ ln(/¿) + 0.044- \n(k) + 0.6 • ln (Qno) -

-0.069-^-0.014 -Qfjo), к

ПНО = exp(0.6 -0.17- ln(ft) + 0.0011 • L + 0.16 • ln(//) + 0.37 • \n(Vn0) + ^

+ 0.074-^ + 0.0 \-Q2n0), k

T = exp(6.17 - 0.46 • ln(tf) + 0.013 • h + 0.0094 -L + 0.76 • ln(^) - 0.997 • ln(jfc) + + 0.56 • \n(Qno) + 0.019 • —),

где: Ь - эффективная толщина пласта, Ь - расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами, - вязкость нефти, к - абсолютная проницаемость, дп0 - количество прокачки теплоносителя в поровых объемах.

Коэффициенты детерминации по представленным уравнениям составили 0.95, 0.91 и 0.96 соответственно.

Регрессионные уравнения для горизонтальных скважин: КИН = ехр(4.89 + 0.0016 • 1п(Н) + 0.15 • 1п(Ь) - 0.17 • 1п(Ь) - 0.16 • 1п(//) 0.04 • 1п(к) -

(6)

- 0.026 • 1п(а) + 0.6 • 1п(0) - 0.074 •

к

ПНО = ехр(0.042- 0.13 • 1п(Ь) + 0.14- 1п(Ь) + 0.16 ■ 1п(//) - 0.03 • к + + 0.021 • 1п(а) + 0.3 8 • 1п(д) + 0.068 •

к

Т = ехр(-3.34 - 0.31 ■ 1п(Н) + 0.82 • 1п(Ь) +1.33 ■ 1п(Ь) + 0.79 • Ь^) - 0.98 ■ 1п(к) +

к

+ 0.23 • 1п(а) + 0.66 • 1п(д) + 0.033 • —),

И

где: а - отношение горизонтальной проницаемости к вертикальной.

Коэффициенты детерминации по представленным уравнениям составили 0.95, 0.92 и 0.94 соответственно.

Выразив из уравнений (5) и (8) прокачку в поровых объемах через время Т и подставив в уравнения (3), (4) и (7), (8) соответственно, получим уравнения позволяющие прогнозировать КИН и ПНО во времени. Задаваясь величинами запасов и порового объема внутри элемента нагнетания можно перейти к параметрам накопленных добычи нефти и закачки пара. Таким образом появляется возможность прогнозировать основные технологические показатели разработки в динамике.

В третьей главе предложен алгоритм оптимизации паротеплового воздействия на залежи высоковязких нефтей. Разработанный алгоритм состоит из трех этапов:

1. Численное исследование влияния геолого-физических факторов на эффективность технологии площадного вытеснения нефти и регрессионный анализ результатов численного расчета.

2. Расчет оптимальных параметров паротеплового воздействия и прогнозирование технологических показателей разработки исследуемой залежи высоковязкой нефти при помощи разработанного автором программного продукта. На данном этапе в программный продукт должны быть загружены исходные данные, которыми являются: карты распределения геологических параметров, входящих в состав регрессионных уравнений; исходные экономические показатели; темпы разбуривания залежи.

3. Проверка результата оптимизации при помощи термогидродинамического симулятора. На данном этапе, полученные прогнозные параметры оптимального варианта проверяются численным расчетом, что позволяет судить об адекватности разработанной модели.

Разработанный алгоритм позволяет использовать как оптимизацию по накопленному чистому дисконтированному доходу, так и провести поиск варианта разработки, обеспечивающего максимальную выработку запасов при положительной экономической эффективности проекта.

Расчет экономических показателей выполняется в соответствии с регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96. В качестве экономического критерия оптимизации была выбрана величина накопленного чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Цель оптимизации заключается в определении оптимального места расположения скважин, расстояния между ними, количества элементов нагнетания и времени остановки каждого элемента с тем, чтобы получить максимальную величину оптимизируемого параметра (ЧДД или КИН при заданной величине ЧДД). Нулевая величина ЧДД обеспечивает прибыть предприятия в размере принятой ставки дисконтирования, однако если доход в размере ставки дисконтирования не удовлетворяет недропользователя, максимальная величина ЧДД при проведении оптимизационных расчетов может быть ограничена конкретным положительным пределом, тем самым, за счет ограничения сверхприбыли компании-недропользователя осуществляется более полная выработка запасов.

Алгоритм расчета оптимизируемой функции следующий:

1. Определение констант: вязкость, глубина, экономические параметры.

2. Определение переменных параметров: толщина пласта, проницаемость, пористость, координаты расположения скважин и расстояние между скважинами.

3. Прогноз показателей разработки для каждого элемента во времени.

4. Расчет экономических показателей.

Таким образом, задача оптимизации технологии термического воздействия является сложной многостадийной задачей.

Решение было найдено при помощи эволюционного метода оптимизации - генетического алгоритма. Генетические алгоритмы используют прямую аналогию с теорией развития биологической популяции Чарльза Дарвина. Оперируя набором решений данной задачи (хромосом в терминологии генетических алгоритмов), оценивает степень приспособленности каждого решения, выраженную близостью решения к ответу (выживаемость хромосомы). Если выживаемость данной хромосомы значительно больше, чем у других хромосом, то у нее появляется больше шансов завести потомство (следующее поколение хромосом), которое заимствует основные свойства у своих родителей. Появляется новое поколение решений, более близкое к ответу, чем предыдущее, так как оно обладает набором лучших свойств, которыми обладало предыдущее поколение. В процессе эволюции решений, более слабые решения отмирают, и их место занимают более выживаемые решения, таким образом, популяция сходится к оптимальному решению задачи.

Впервые понятие генетического алгоритма было введено в 1975 г Холландом. С тех пор было выполнено множество различных реализаций генетического алгоритма, однако и на сегодняшний день универсального генетического алгоритма не существует. Для решения каждой отдельной задачи

генетический алгоритм должен создаваться заново применительно к условиям конкретной проблемы. Применительно к решению задачи оптимизации технологии паротеплового воздействия на залежи высоковязких нефтей был разработан генетический алгоритм с взаимодействием трех видов «хромосом»: "время разработки элемента", "расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами", "координаты расположения элементов". Так как разработанная методика оптимизации предполагает равномерную пятиточечную сетку размещения скважин, то для определения расположения всех элементов необходимо и достаточно определить координаты одного из элементов. При оптимизации производится поиск верхнего левого угла первого элемента нагнетания.

Изложенная методика была реализована автором в компьютерной программе. На основе исходных параметров, программа автоматически рассчитывает графики ввода и вывода скважин, прогнозирует параметры разработки залежи на основе регрессионных уравнений, усредняя геолого-физические свойства пласта внутри каждого элемента нагнетания, и, в соответствии с методикой, изложенной в РД 153-39-007-96, выполняет расчет накопленного чистого дисконтированного дохода. Генетический алгоритм, варьируя переменными оптимизации, развивает решение до достижения оптимального результата. После прохождения заданного количества итераций разработанная программа выгружает прогнозные показатели по найденному оптимальному варианту разработки.

Разработанный автором программный продукт выгружает данные в формате гидродинамического симулятора CMG, визуализация результата работы воспроизводится в модуле CMG - Results3D. Также найденный оптимальный вариант разработки залежи представляется в виде программного кода, который может быть распознан и рассчитан модулем CMG - STARS. Таким образом, автоматически создается модель для проведения дальнейших термодинамических расчетов и проверки результата оптимизации численным расчетом всего месторождения.

В четвертой главе приведена краткая характеристика и выполнена апробация разработанных алгоритмов применительно к пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения расположена на глубине 1100-1500 м и содержит высоковязкую нефть (в среднем 710 мПа-с) в карбонатах трещиновато-кавернозно-порового типа. Залежь сводовая, массивно-пластового типа, подстилается подошвенной водой, этаж нефтеносности - до 350 м. Размеры залежи 16x8,5 км. В разрезе залежи выделено 13 продуктивных пачек, объединенных в три эксплуатационных объекта.

Для реализации разработанных алгоритмов была создана трехмерная термогидродинамическая модель участка ПТВ-3 пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, на котором в течении длительного времени идет закачка теплоносителя. Рассматриваемый участок залежи находится в разработке с 1983 г, площадная закачка пара ведется с 1994 г. При этом на 01.01.2008 г КИН по участку составил 22,7 %. На протяжении истории разработки в добыче находилось 23 скважины, пар закачивался в 9 скважин. Всего за весь период закачано 2388 тыс.т пара и добыто 2933 тыс.т жидкости. Отношение добывающих к нагнетательным скважинам равно 2,55. Давление снизилось с начального пластового равного 14,3 МПа до 10,5 МПа к 2001 г. и с того времени остается практически неизменным, что свидетельствует о том, что отбор жидкости компенсируется закачкой теплоносителя и поступающей в пределы участка законтурной пластовой воды. Созданная модель была успешно адаптирована под фактическую историю разработки. При воспроизведении истории разработки изменялись значения абсолютных проницаемостей, относительных фазовых проницаемостей и степень активности законтурной области. На площади рассматриваемого участка залежи, величины пористости меняются в пределах от 0.13 до 0.28 д. ед, проницаемости от 500 мД до 8500 мД, эффективные нефтенасыщенные толщины от 5 до 66 м. Был произведен ретроспективный расчет экономических

показателей разработки выбранного участка залежи. Обозначим накопленны{ дисконтированный доход, полученный при расчете фактической истории как ЧДД0. В дальнейшем, будем отражать нормализованные величины чистогс

дисконтированного дохода относительно ЧЩ0:

нЧДД,=Шк (9)

' т>

где: нЧДДнормализованный ЧДД для /-го варианта разработки, ЧЩ, -

накопленный ЧДД для /-го варианта разработки.

Предполагая, что реализуемый вариант разработки участка залежи не оптимальный рассмотрим три различных варианта разработки залежи:

1. Оптимизация по критерию ЧДД. Целью оптимизации будем считать нахождение варианта разработки залежи за равный или меньший фактическому периоду временной интервал, при котором найденный максимальный ЧДД удовлетворяет условию нЧДД(> 1.

2. Оптимизация по критерию КИН. Оптимальный вариант будем считать найденным, если найденный максимальный КИН больше фактического (КИН,>КИН0).

3. Оптимизация по экономическим и технологическим критериям. Оптимальный вариант разработки можно считать найденным, если найденный максимальный КИН больше фактического (КИН > КИН й) и

0<нЧДД1<ЧДЦтлх, где ЧДЦтт - искусственно ограниченный максимальный ЧДД, который может быть получен в результате реализации проекта. Для примера выполним расчет для ЧДЦтт=\, т.е. ЧДДт^ = ЧДД0. Выполнение

такого расчета позволит определить, какой КИН мог бы быть получен при разработке данного участка залежи с той же прибылью при использовании предложенного алгоритма оптимизации.

Расчет показал, что уравнения (3)-(8) имеют высокие коэффициенты детерминации, однако совместное их использование для прогнозирования

показателей разработки реального месторождения дает

существенную погрешность по сравнению с численным расчетом. Связано это с присутствием в описанных уравнениях параметров, необходимых исключительно для понимания характера протекания теплового процесса. Практически не встречаются залежи в которых величины вязкости нефти и глубины залегания кардинально меняются внутри одного объекта разработки, поэтому эти параметры можно усреднить внутри исследуемого объекта. Соответственно, регрессионные уравнения, полученные для меньшего количества влияющих параметров в более узких пределах, соответствующих исследуемому месторождению, будут более достоверно описывать процесс разработки. Таким образом, руководствуясь первым пунктом разработанного алгоритма оптимизации, были проведены численные расчеты на секторных моделях аналогично алгоритму изложенному во второй главе. Данные, полученные при воспроизведении истории разработки (ОФП и распределения геолого-физических параметров) были также использованы при секторном моделировании.

Задавшись начальными экономическими параметрами, аналогичными использованным при расчете экономики фактической разработки, скоростью разбуривания залежи - 4 скв/год, а также загрузив распределения пористости, проницаемости, эффективных нефтенасыщенных толщин в разработанный программный продукт в матричном виде, были проведены оптимизационные расчеты. Результат расчета программы представлен в таблице 1.

Как видно из представленной таблицы, при разработке участка залежи по 1 оптимальному варианту, можно было к 1999 г получить накопленный ЧДД в 3,3 раза больший, чем при реализованном варианте разработки. При этом КИН по оптимальному варианту на 5,9 % больше базового. Этот вариант характеризуется наиболее редкой сеткой скважин из всех рассмотренных вариантов. При реализации данного варианта экономическая эффективность разработки была бы повышена за счет бурения равномерной редкой сетки скважин. Расчеты показывают, что основные затраты при реализации проекта

Таблица 1 - Результат оптимизационного расчет.

Вариант оптимизации »ЧДД , ед КИН по залежи, % ПНО по залежи, т/т Количество элементов нагнетания Расстояние между скважинами, м Год окончания разработки

1 (ЧДД) 3,3 28,6 5,2 4 235 2003

2 (КИН) -0,4 48,2 7,9 30 105 2008

3 (КИН+ ЧДД) 1,0 36,3 5,8 14 138 2006

идут на бурение скважин. В данном случае, сокращение затрат на разбуриванш залежи в комбинации с более рациональным размещением скважин позволилс бы существенно повысить экономическую эффективность проекта и значительно сократить период разработки. Фактически, среднее расстояние межд) нагнетательными и добывающими скважинами на участке ПТВ-3 составляет 250 м, однако тесное расположение нагнетательных скважин, удаление некоторых добывающих скважин от нагнетательных (400 - 500 м) и значительные перерывы в закачке теплоносителя снижают эффективность технологии. Применение предложенного алгоритма оптимизации при проектировании разработки позволило бы добиться улучшения и технологической и экономической эффективности.

По второму варианту оптимизации был получен максимальный КИН. При этом ЧДД имеет отрицательное значение. Это означает, что длительное время велась бы нерентабельная добыча. Данный вариант характеризуется наиболее плотной сеткой скважин и наибольшим количеством элементов нагнетания. Уплотнение сетки и увеличение количества элементов нагнетания позволило бы увеличить выработку запасов при сокращении времени разработки исследуемого участка залежи. Однако отрицательный экономический эффект делает данный вариант разработки не эффективным.

Третий вариант показывает каких величин нефтеотдачи при одинаковой прибыли удалось бы добиться при реализации на участке залежи оптимального варианта разработки. При той же экономической эффективности к 2006 г можно было добиться КИН на 13,6 % больше, чем было получено фактически. Использование рекомендуемой методики оптимизации при проектировании разработки позволило бы добиться большей технологической эффективности за счет бурения более плотной равномерной сетки скважин, интенсификации закачки теплоносителя, а также своевременного вывода отработанных элементов нагнетания из эксплуатации.

Разработанная программа автоматически выгружает данные в формате гидродинамического симулятора CMG - STARS, т.е. автоматически подготавливается модель для численного расчета, что дает возможность после нахождения оптимальных параметров воздействия, проверить прогнозные показатели результатом численного расчета. Для проверки правильности прогнозируемых параметров был выполнен расчет теплового воздействия при оптимальных условиях в численном симуляторе CMG.

Сравнение прогнозных показателей полученных при помощи предложенного в работе алгоритма по третьему варианту оптимизации с численным расчетом представлено на рисунке 4.

Год с начала разработки j -*— Результат работы программы * Численный рассчет

Рисунок 4 - Сравнение динамики выработки запасов разработанной методики прогнозирования с численным расчетом

Погрешность в определении накопленной добычи нефти составил; 4,2 % что говорит о высокой точности прогнозирования технологически параметров разработанными алгоритмами.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обоснованы закономерности влияния геолого-технологически; факторов на основные технологические параметры разработки залежей npi тепловом воздействии на пласт

2. На основе регрессионного анализа получены уравнения р разработана методика, позволяющая прогнозировать технологически! параметры разработки залежей высоковязких нефтей.

3. С использованием современных методов создана методик оптимизации параметров технологии паротеплового воздействия на залеж! высоковязких нефтей.

4. Созданные методики апробированы на участке пермо-карбоново! залежи Усинского месторождения и подтверждена их высокая эффективность

5. Разработанные методики рекомендуется применять npi проектировании разработки залежей высоковязких нефтей термическим] технологиями.

Содержание работы опубликовано в следующих научных трудах:

1. Петров H.A. Применение регрессионного анализа для прогнозирования эффективности паротеплового воздействия на пласт в системе горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 8 - С. 52-54

2. Петров Н. А. Оптимизация процесса ПЦО горизонтальных скважин с использованием генетических алгоритмов // Международная молодежная научная конференция "Севергеоэкотех - 2007" (21-23 марта 2007 г.; Ухта): Материалы конференции. - Ухта: Изд-во УГТУ, 2007 г. - С. 245-247.

3. Шкандратов В. В., Урсегов С. О., Петров Н. А., Такраскин Е. Н. Анализ дос-тигнутой эффективности и пути совершенствования выработки запасов высо-ковязкой нефти пермокарбоновой залежи Усинского

месторождения термиче-скими технологиями // международный симпозиум "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (1819 сентября 2007 г.; Москва): Материалы конференции. - Москва: Изд-во ОАО "ВНИИнефть", 2007 г. - С. 27.

4. Петров Н. А., Урсегов С. О. Оптимизация ПЦО скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения по результатам математического моделиро-вания и промысловых испытаний // VII научно-практическая конференция "Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами" (25-27 сентября 2007 г.; Геленджик): Материалы конференции. -Москва: Изд-во МГУ, 2007 г. - С. 125-128.

5. Урсегов С. О., Петров Н. А., Тараскин Е. Н. Инновационные технологии решения актуальных проблем разработки залежей высоковязких нефтей // регио-нальный семинар "Состояние и перспективы разработки высоковязких нефтей и битумов" (25-27 мая 2008 г.; Ухта): Материалы регионального семинара. - Ухта: Изд-во УГТУ, 2008 г. - С. 47-54.

6. Петров Н. А. Исследование влияния геологических факторов на эффективность площадной закачки пара // региональная научно-техническая конференция "Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов" (20-21 ноября 2008 г.; Ухта): Материалы региональной научно-технической конференции. - Ухта: Изд-во УГТУ, 2008 г. -С. 37-39.

Отпечатано в ООО «АНАИС-ПРОФИ» Усл. п. л. 1,0. Подписано в печать 20.08.2009 г. Тираж 100 экз. Заказ № 1007 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, 14

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Петров, Николай Александрович

Введение.

1 Обзор предшествующих исследований в области прогнозирования и оптимизации параметров разработки залежей высоковязких нефтей термическими технологиями.

1.1 Текущее состояние развития термических технологий разработки месторождений высоковязких нефтей.

1.2 Обзор численных термических моделей.

1.3 Оптимизация параметров разработки.

Выводы к главе 1.

2 Исследование влияния геолого-промысловых факторов на эффективность площадной закачки теплоносителя.

2.1 Формирование расчетных вариантов.

2.2 Вертикальные скважины.

2.3 Горизонтальные скважины.

2.4 Влияние конструкции нагнетательной колонны на эффективность процесса теплового воздействия.

2.5 Методика прогнозирования технологических параметров разработки месторождений высоковязких нефтей при площадной закачке теплоносителя.

Выводы к главе 2.

3 Разработка методики оптимизации процесса теплового воздействия.

3.1 Выбор критериев оптимизации.

3.2 Разработка оптимизационного алгоритма.

Выводы к главе 3.

4 Оптимизация параметров термического воздействия участка пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

4.1 Краткая характеристика пермо-карбоновой залежи Усинского месорождения.

4.2 Разработка численной модели участка пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

4.3 Расчет оптимальных параметров термического воздействия для участка пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

Выводы к главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование оптимальных параметров термического воздействия на залежи высоковязких нефтей"

Актуальность проблемы

В настоящее время в связи с интенсивной разработкой месторождений легкой нефти существующая ресурсная база легких углеводородов стремительно истощается. В связи с этим все больше внимания уделяется запасам высоковязких нефтей. Растущие цены на углеводороды стимулируют нефтяные компании к разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, разработка которых считалась ранее не рентабельной. На данный момент, как в России, так и в. мире, накоплен большой опыт разработки месторождений высоковязкой нефти, основная часть которой добывается! с применением технологий теплового воздействия.

Процесс теплового воздействия основан на передаче в' пласт тепловой энергии путем закачки пара или горячей воды через нагнетательные скважины, что, позволяет снизить вязкость пластовой нефти и увеличить выработку запасов. Выбор оптимальной стратегии разработки нефтяной-залежи является важнейшей задачей, стоящей перед специалистами, планирующими разработку месторождения. Эта задача требует определения многих параметров: необходимое количество скважин, их расположение, время их работы и т. д. От правильного выбора* системы разработки напрямую зависит рентабельность разработки и степень выработки запасов залежи. Увеличение расстояния между скважинами, с одной стороны, ведет к снижению конечного коэффициента нефтеотдачи за счет уменьшения коэффициента охвата, а с другой стороны, сокращает затраты на разбуривание залежи. Отключение обводнившихся добывающих скважин позволяет экономить средства от нерентабельной добычи, но снижает величину добытой нефти, что негативно сказывается на конечной выработке запасов. Поэтому определение оптимальных параметров расположения скважин и моментов отключения добывающих скважин является крайне важной задачей, определяющей рентабельность проекта разработки и степень выработки запасов.

В последнее время, для прогнозирования показателей разработки, широко применяются методы численного моделирования с использованием трехмерных гидродинамических моделей месторождений. Расчет такой модели может идти от нескольких минут до* нескольких месяцев в зависимости от сложности модели, количества, активных ячеек и производительности компьютера: Многочисленность влияющих геолого-физических и экономических факторов. на- результат разработки месторождения, а так же отсутствие гибких алгоритмов оптимизации делают процесс поиска оптимальных параметров крайне сложной и важной задачей. На сегодняшний день обычной практикой- является, расчет нескольких вариантов, разработки на трехмерной гидродинамической- модели с последующим'расчетом экономических показателей. При таком упрощенном подходе не всегда выбранный-вариант оказывается-наиболее рентабельным.

В. случае* разработки залежей высоковязких нефтей термическими технологиями, задача оптимизации многократно усложняется. Характер продвижения и распространениям температурных полей, в основном определяющий степень выработки* запасов нефти при тепловом воздействии на пласт, зависит от многих геолого-физических факторов: степени неоднородности пласта, проницаемости коллектора; вязкости нефти и т.д. Сложнее и сам процесс расчета термической фильтрации. Соответственно кратно-увеличивается и время расчёта, что затрудняет расчёт достаточно большого количества, вариантов для поиска оптимальных показателей разработки месторождения. Из> вышесказанного можно сделать вывод: совершенствование методики прогнозирования параметров разработки и оптимизации технологии площадного воздействия теплоносителем на залежи высоковязких нефтей является важной'и актуальной задачей.

Цель работы

Повышение эффективности технологии теплового воздействия на залежи высоковязких нефтей путем обоснования оптимальных параметров системы разработки.

Основные задачи исследования

1. Исследование влияния геолого-физических и технологических факторов на эффективность технологии теплового воздействия на пласт.

2. Разработка методики прогнозирования технологических показателей разработки залежей высоковязких нефтей при реализации технологии теплового воздействия.

3. Разработка методики оптимизации технологии теплового воздействия, по экономическим и технологическим критериям.

Методы решения поставленных задач

Статистический анализ и численные расчеты термической фильтрации с использованием программного комплекса СМСг.

Эволюционный метод оптимизации - генетический алгоритм, реализованный в авторском программном продукте.

Научная новизна

1. Получены регрессионные зависимости основных показателей, характеризующих эффективность теплового воздействия (коэффициента извлечения нефти и паронефтяного отношения) от геолого-физических характеристик месторождений высоковязких нефтей и технологических показателей теплового воздействия на пласт.

2. При помощи генетического алгоритма впервые создана методика оптимизации технологии паротеплового воздействия на залежи высоковязких нефтей, позволяющая определять оптимальные параметры сетки скважин и теплового воздействия для обеспечения наибольшей рентабельности разработки месторождения и максимальной выработки запасов.

3. Созданы компьютерные программы, позволяющие автоматизировать расчет экономической прибыли от реализации проекта теплового воздействия и в автоматическом режиме произвести поиск оптимальных параметров по разработанной методике.

4. Разработанные методики успешно апробированы на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и определены оптимальные параметры,теплового воздействия для характерного участка залежи.

Практическая ценность работы

В работе, на основе численного анализа, обоснованы закономерности влияния геолого-технологических факторов на основные технологические параметры .разработки

На основе регрессионного анализа-получены уравнения, и разработана методика, позволяющая прогнозировать технологические- параметры разработки» залежей' высоковязких нефтей при реализации технологии площадной закачки пара. Разработанная методика с высокой степенью точности подтверждена результатами численного моделирования.

На основе генетического алгоритма^ создана^ методика оптимизации параметров^ теплового воздействия- на залежи высоковязкой нефти, что» позволяет обосновать рациональный вариант разработки залежи.

Разработанные методики могут использоваться^ при- проектировании разработки, залежей с применением теплового воздействия на пласт.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной» работы докладывались на: научно-технической конференции "Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов" (г. Ухта, 2008), VIII' международной. молодежной научной конференции "Северэкогеотех-2007" (г. Ухта, 2007), VII научно-практической конференции "Геология и разработка месторождений, с трудноизвлекаемыми запасами" (г. Геленджик, 2007)

Публикации результатов работы

Подтеме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 5 статей и тезисы 1 доклада.

Объем и структура работы

Работа состоит из введения, 4 глав, заключения и списка использованной литературы, содержащего 80 источников. Текст изложен на 125 страницах машинописного текста, включающих 40 рисунков, 11 таблиц.

В первой главе проанализированы технологические особенности разработки залежей высоковязких нефтей тепловыми методами, выполнен обзор предшествующих исследований в области оптимизации параметров разработки месторождений, а также приведены сведения о некоторых численных моделях закачки теплоносителя. Показано, что при выборе оптимальной стратегии разработки должны быть учтены геологическое строение залежи, геолого-физические свойства пласта и определены оптимальные параметры размещения, плотности сетки скважин и условия их эксплуатации. Множество параметров, влияющих на эффективность технологии термического воздействия, делают её оптимизацию крайне сложной-задачей. В последнее время, все чаще для оптимизации системы разработки применяется комбинация программных .пакетов по геолого-гидродинамическому моделированию с различными методами оптимизации. Применение такого подхода требует многократного расчета гидродинамической модели месторождения, что затрудняет использование этих методик в силу больших временных затрат.

Во второй главе исследован характер и степень влияния геолого-физических характеристик пластов на эффективность теплового воздействия. Получены уравнения, позволяющие в максимально короткие сроки оценить основные параметры, характеризующие технологическую эффективность процесса термического воздействия на залежи высоковязких нефтей. Полученные уравнения с высокой точностью описывают результат аналогичного численного расчета. На основе полученных уравнений разработана методика прогнозирования • технологических параметров разработки залежей высоковязких нефтей при реализации технологии площадной закачки теплоносителя. Сравнение разработанной методики с ' ' 8 результатами численного расчета показали хорошее совпадение прогнозных показателей разработки.

В третьей главе предложен алгоритм оптимизации паротеплового воздействия; на залежи высоковязких нефтей. Установлено, что наиболее эффективно веста оптимизацию как по экономическим, так и по технологическим критериям. В качестве экономического критерия выбрана, величина накопленного чистого дисконтированного- дохода; в качестве.технологического критерия«- КИН. На основе эволюционного метода: оптимизации - генетического алгоритма разработана; методика оптимизации параметров»; термического воздействия на залежи» высоковязких нефтей. Разработаны компьютерные программы, автоматизирующие, расчет; прогнозных, показателей; разработки; и расчет экономической!; эффективности, что позволило использовать, разработанные алгоритмы, для. решения« задачи оптимизации: Также, разработана компьютерная? программа, объединяющая в себё две предыдущих, позволяющая в автоматическом режиме вести; поиск оптимальных параметров.

В четвертой» главе приведена: краткая; характеристика и выполнена апробация разработанных алгоритмов применительно к нермо-карбоновой залежи* Усинского; месторождения. Создана трехмерная- гидродинамическая модель участка ГТГВ-3 пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. Установлено, что применяемая система разработки исследуемого участка залежи не: оптимальна. Применение разработанных методик позволило: определить оптимальные; параметры системы разработки^ что позволило повысить как расчетную технологическую; так и экономическую эффективность.

Таким образом; на защиту выносятся следующие положения:

1. Закономерности влияния' геолого-технологических факторов на основные технологические параметры разработки;

2. Методики прогнозирования и оптимизации, параметров разработки залежей высоковязких нефтей при использовании технологии площадной закачки теплоносителя;

3. Результаты апробации разработанных программ и алгоритмов.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Петров, Николай Александрович

Выводы к главе 4

1. Показано; что пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения имеет крайне неоднородное строение карбонатного- коллектора, характеризующегося аномально проницаемыми коллекторами, что препятствует выработке низкопроницаемых зон залежи и способствует интенсивному внедрению в залежь пластовой воды.

2. Создана трехмерная гидродинамическая модель участка ПТВ-3 пермо-карбоновой залежи Усинскогсь месторождения. Воспроизведение истории разработки позволило уточнить площадное распределение геолого-физических параметров. Точное воспроизведение истории разработки^ позволяет использовать разработанную модель при ведении- как ретроспективных, так и прогнозных технологических параметров разработки.

3. Установлено, что применяемая система разработки исследуемого, участка' залежи не оптимальна. Применение разработанных методик позволило определить оптимальные параметры системы разработки, что позволило повысить как расчетную технологическую, так и экономическую эффективность.

4. Достаточно» точное описание результатов, полученных при помощи разработанных методик с результатами численного расчета* говорит о высокой эффективности разработанных алгоритмов.

Заключение

В работе выполнены численные расчеты множества вариантов термического воздействия на секторных моделях, на которых был произведен анализ влияния геолого-физических факторов на эффективность термического воздействия на залежи высоковязких нефтей. В результате выявлены характерные зависимости основных показателей, характеризующих эффективность технологии паротеплового воздействия. Установлено, что на эффективность технологии паротеплового воздействия в системе вертикальных скважин в большей степени влияет вязкость пластовой нефти, затем эффективная толщина пласта, расстояние между скважинами и проницаемость породы. На эффективность технологии паротеплового воздействия в системе горизонтальных скважин в большей степени влияет вязкость пластовой нефти, затем проницаемость породы, эффективная толщина пласта, затем расстояние между скважинами и меньше анизотропия проницаемости и глубина залегания залежи. Установлено, что к увеличению КИН и снижению ПНО ведет: увеличение толщины пласта, уменьшение вязкости нефти, увеличение проницаемости, уменьшение расстояния между скважинами. К снижению времени разработки элемента ведет: уменьшение толщины пласта, уменьшение вязкости нефти, увеличение проницаемости, уменьшение расстояния между скважинами. Показано, что тонкие пласты эффективнее разрабатывать горизонтальными скважинами, в то время как пласты большой толщины и с высокой анизотропией проницаемости эффективнее разрабатывать сеткой вертикальных скважин.

Созданы компьютерные программы для обработки результатов расчета и сведения их в единую базу данных, которая была подвергнута корреляционно-регрессионному анализу. Получены зависимости основных показателей, характеризующих эффективность теплового воздействия (коэффициента извлечения нефти и паронефтяного отношения) от геолого-физических характеристик месторождений высоковязких нефтей и технологических показателей теплового воздействия на пласт. На основании выведенных зависимостей разработана методика прогнозирования технологических показателей разработки залежей высоковязких нефтей с применением технологии паротеплового воздействия. Созданы компьютерные программы, позволяющие автоматизировать расчет прогнозных показателей разработки и выполнение экономической оценки разработки месторождения. Сравнение результатов расчета авторских программ с численным расчетом показало совпадение прогнозных параметров.

При помощи генетического алгоритма впервые создана методика оптимизации технологии площадной закачки теплоносителя на залежах высоковязких нефтей, позволяющая определять оптимальные параметры сетки скважин и теплового воздействия для обеспечения наибольшей рентабельности разработки месторождения и максимальной выработки запасов. Для проведения многочисленных оптимизационных расчетов, оптимизационный алгоритм использует разработанную в работе методику прогнозирования технологических показателей разработки, что позволило вести необходимое количество оптимизационных расчетов с минимальными затратами времени.

Создана компьютерная модель участка ПТВ-3 пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, на которой успешно воспроизведена история разработки. Создание численной модели участка залежи и воспроизведение истории разработки позволило более детально сформулировать основные недостатки существующей системы разработки участка залежи.

Разработанные методики успешно апробированы на исследуемом участке, где длительное время велась закачка теплоносителя. Установлено, что используемая система разработки и параметры термического воздействия не оптимальны, определены оптимальные параметры для данного участка залежи.

Выполнено сравнение расчетных найденных оптимальных вариантов с фактической историей разработки, которое показало высокую эффективность разработанных методик.

Применение разработанных методик на этапе проектирования системы разработки участка ПТВ-3 пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения позволило бы добиться как технологической, так и экономической эффективности.

Отмеченные результаты, полученные при помощи разработанных в работе методик, дают основание считать достигнутыми цели, представленные перед настоящей работой.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Петров, Николай Александрович, Ухта

1. Абасов, М.Т. Влияние температуры на проявление молекулярно-поверхностных сил в процессе теплового воздействия на пласт Текст. / М. Т. Абасов // Сборник "тепловые методы добычи нефти". М.: Наука, 1975. - С. 135-142.

2. Азиз, X. Математическое моделирование пластовых систем Текст. / X. Азиз, Э. Сеттари М.: Недра, 1982. - 407 с.

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

4. Байбаков, Н. К. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений Текст. / Н. К. Байбаков, А. Р. Гарушев - М., Недра, 1977. -238 с.

5. Батурин, Ю. Н. Критерий выбора оптимального варианта при проектировании* разработки нефтяного месторождения Текст. / Ю. Н. Батурин, И. А. Пономарева // Нефтяное хозяйство. 1980 - № 1.- С. 10 - 12.

6. Берщанский, Я. М. Управление разработкой нефтяных месторождений Текст. / Я. М. Берщанский, В. Н.Кулибанов, М. В. Мееров -М.: Недра, 1983.-309 с.

7. Боксерман, А. А. О прогреве трещиновато-пористого пласта при нагнетании насыщенного пара Текст. / А. А. Боксерман, Б. В. Шалимов // Сборник научных трудов ВНИИ. 1979. - Вып. 69. - С. 145 - 148.

8. Боксерман, А. А. Основные направления развития технологии тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов Текст. / А. А. Боксерман- М.: Наука, 1990. 164 с.

9. Боксерман, А. А. Основные направления развития технологий тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов Текст. / А. А. Боксерман- М., Наука, 1990. 164 с.

10. Бурже, Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи плстов Текст. / Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну М., Недра, 1986. - 424 с.

11. Вентцель, Е. С. Исследование операций Текст. / Е. С. Вентцель М., Сов. радио, 1972. - 552 с.

12. Гарушев, А. Р. Термическое воздействие на пласт при разработке месторождений высоковязких нефтей Текст. / А. Р. Гарушев ВНИИОЭНГ, 1972. - 88 с.

13. Гергедава, Ш. К. Системное моделирование оптимальных режимов эксплуатации объектов добычи природного газа Текст. / Ш. К. Гергедава, Ю. П. Коротаев, В. Г. Тагиев М., Недра, 1989. - 264 с.

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

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

16. Дзюба, В. И. Исследование эффективности разработки нефтяных месторождений на основе экономико-математического моделирования Текст. / В. И. Дзюба, Б. И. Леви, С. А. Пономарев М.: ВНИИОЭНГ, 1982. -55 с.

17. Ефимова, М.Р. Общая теория статистики Текст. / М. Р. Ефимова,. Е. В. Петров, В. Н. Румянцев; под ред. проф. М.Р. Ефимовой. М.: ИНФРА-М, 1998 - 256 с.

18. Закон "О недрах" / Собрание законодательства Российской Федерации. 1995. - № 10.

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

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

21. Золотухин, А.Б. Методологическиеосновы многоцелевого системного проектирования разработки месторождений природных углеводородов Текст. / А. Б. Золотухин М.: ИПНГ РАН, 1990. - 114 с.

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

23. Коротаев, Ю. П. Методы оптимизации и их применение в задачах нефтяной и газовой промышленности Текст. / Ю. П. Коротаев, Р.В. Сенюков- М.: МИНХ и ГП им. ИМ. Губкина, 1976. 59 с.

24. Кочешков, А. А. Хомутов В.И. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта Текст. / А. А. Кочешков, В. И. Хомутов // ВНИИОЭНГ, 1971 № 3. - С. 37-43.

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

26. Крылов, А. П. Проектирование разработки нефтяных месторождений Текст. / А. П. Крылов, П. М. Белаш, Ю. П. Борисов М.: Гостоптехиздат, 1962.-430 с.

27. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений Текст. / В. Д. Лысенко М., Недра, 2000. - 516 с.

28. Маргулов Р. Д. Системный анализ в перспективном планировании добычи газа Текст. / Р. Д. Маргулов, В. Р.Хачатуров, А. В. Федосеев М., Недра, 1992. - 287 с.

29. Мееров М. В. Исследование и оптимизация многосвязных систем Текст. / М.В. Мееров М.: Наука, 1979. - 144 с.

30. Мееров, М.В. Оптимизация систем многосвязного управления Текст. / М. В; Мееров, Б. JI. Литвак М., Наука, 1972. - 212 с.

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

32. Пономарев, С. А. Об оценке оптимальности разработки нефтяных месторождений Текст. / С. А. Пономарев, В. И. Дзюба, Б. И. Леви // Нефтяное хозяйство, 1981. № 11. - С. 3-6.

33. Раковский, Н: Л. Проектирование разработки нефтяных месторождений с применением тепловых методов повышения нефтеотдачи Текст. / Н. Л. Раковский Нефтяное хозяйство, 1980 - № 12 - С. 22-28.

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

35. Рузин, Л. М. Прогрев залежи высоковязкой нефти при закачке пара в подстилающий водоносный горизонт Текст. / Л. М. Рузин, В. Е. Кондрашкин, И. Н. Гайворонский // Известия ВУЗов. Нефть и газ, 1984. № 12-С. 55-59.

36. Рузин, Л. М. Результаты опытных работ по нагнетанию пара в пласт на Лыаельской площади Ярегского месторождения Текст. / Л. М. Рузин, В. И. Москвичев, В. С. Сукрушев // Нефтепромысловое дело, 1983 № 2 - С 2227.

37. Рузин, Л. М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов Текст.: монография / Л. М. Рузин, И. Ф. Чупров; под ред. Н.Д. Цхадая. Ухта: УГТУ, 2007. - 244 с.

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

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

40. Оаати, Т. Принятие решений. Метод анализа иерархий- Текст. / Т. Саати М.: Радио и,связь, 1993'. - 315 с.

41. Сигал, И.' X. Комбинаторные методы и алгоритмы решения задач дискретной оптимизации большой размерности Текст. /• И: X. Сигал- М-., Наука, 2000. 360 с.

42. Справочное руководство по. проектированию разработки и эксплуатации: нефтяных месторождений. Текст.; под. ред. Ш. К. Гиматудинова. М., Недра, 1983. - 463 с.

43. Abou-Kassem, J. H. Grid Orientation During Steam Displacement / J. H. Abou-Kassem, K. Aziz // Paper 10497 presented at the Sixth SPE Symposium on Reservoir Simulation of the Society of Petroleum Engineers of AIME, New Orleans, LA., 1982. 18 p.

44. Bittencourt, A.C. Reservoir Development and Design Optimization / A. C. Bittencourt, R. N. Home // paper SPE 38895 presented at the 2001 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, 2001. 14 p.

45. Burak, Y. Optimization of Nonconventional Well Type, Location and Trajectory / Y. Burak, L. J. Durlofsky, K. Aziz // paper SPE 77565 presented at the 2002 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, 2002. 11 p.

46. Coats, К. H. A Highly Implicit Steamflood Model / К. H. Coats // Soc. Pet. Eng. J., Vol. 18, 1978 No. 5 - Pp. 369-383

47. Coats, К. H. Simulation of Steamflooding with Distillation and Solution Gas / К. H. Coats // Soc. Pet. Eng. J., Vol. 5, 1976. Pp. 235-247.

48. Coats, K.H. Three-Dimensional Simulation of Steamflooding / К. H. Coats, W. D. George, C. Chu, В. E. Marcum // AIME Trans., Vol. 257, 1974. Pp. 573592

49. Cruz, P.S. The Quality Map: A Tool for Reservoir Uncertainty Quantification and Decision Making / P. S. Cruz, R. N. Home, V. Deutsch // paper

50. SPE 56578 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 1999. 11 p.

51. Emerick, A. Well placement optimization using Genetic Algorithm with nonlinear constraints / A. Emerick; S. A. Petrobras // paper SPE 118808 presented at the 2009 SPE Reservoir Simulation Symposium, Woodlands, TX, 2-4 February, 2009. 20 p.

52. Haiyan H. State of the art of heavy oil development in China and its technology challenges / H. Haiyan, W. Shuhong, Z. Yitang // Paper 10617 presented at the International petroleum technology conference in Doha, Qatar, 2005. -4 p.

53. Hanzlik E. J. Years of steam injection in California The Evolution of heat management / E. J. Hanzlik, D. S. Mims Forty // Abstracts of the international oil recovery conference in Asia pacific, 2003 - 5 p.

54. Ito, Y. A One-Dimensional Computer for Simulating Oil Recovery by Steamflooding / Y. Ito An M. Sc. Thesis, Department of Chemical Engineering, The University of Calgary, Calgary, Alberta, pp. 7-43, January, 1977. - 64 p.

55. Mattax, C. Reservoir Simulation / C. Mattax, R. Dalton SPE Monograph series, Volume 13, SPE, Richardson, TX, 1990. - 173 p.

56. Michalewicz, Z. Genocop III: A co-evolutionary algorithm for numerical optimization problems with nonlinear constraints / Z. Michalewicz, G. Nazhiyath //

57. Proceedings of IEEE International Conference on Evolutionary Computation, 1995.-Pp. 647-651.

58. Monies, G. The Use of Genetic Algorithms in Well Placement Optimization / G. Monies, P. Bartolome, L. Angel // paper SPE 69439 presented at the SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Buenos Aires, Argentina, 2001. 10 p.

59. Prats, M. Thermal Recovery / M. Prats / SPE of AIME, 1982. 195 p.

60. Shutler, N.D. Numerical Three-Phae Simulation of the Linear Steamflood Process /N. D. Shutler // AIME Trans., Vol. 246, 1969. Pp. 324-330.

61. Shutler, N.D. Numerical Three-Phase Simulation of the Two-Dimensional Steamflood Process / N. D. Shutler // AIME., Vol. 249, 1970. Pp. 405-417.

62. Towson, D. E. Canada's Heavy Oil Industry: A Technological Revolution / D: E. Towson // International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, February 10-12, 1997. Pp. 126-130.

63. Wang, C. Optimum Well Placement for Production Optimization / C. Wang, Li Gaoming, A. C. Reynolds // paper SPE 111154 presented at the 2007 SPE Eastern Regional Meeting, Lexington, Kentucky, U.S.A., 2007. 5 p.

64. Wang, J. Effect of oil viscosity on heavy-oil/water relative permeability Curves / J. Wang, M. Dong, K.Asghari // Paper SPE 99763 presented at the 2006 SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tusla, Oklahoma, 2006. 9 p.