Афанаскин И.В._Опыт численного моделирования

Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Опыт численного моделирования тепловых
методов разработки нефтяных месторождений
в перспективе освоения баженовской свиты
к.т.н. Афанаскин Иван Владимирович
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ
1
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Схема развития зон перспектив
баженовской свиты Западной Сибири
В.Л. Чирков, В.П. Сонич, Ю.Е. Батурин. 2010
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ
3
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Этапы освоения баженовской свиты
В.Л. Чирков, В.П. Сонич, Ю.Е. Батурин. 2010
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ
5
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Тепловые способы разработки месторождений нефти:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
Непрерывная закачка пара или вытеснение паром;
Циклическое нагнетание пара;
Циклическое воздействие паром (CSS);
Нагнетание горячей воды;
Гравитационный режим закачки пара (SAGD);
Прогрев затрубного пространства паром (HASD);
Периодическая закачка пара в горизонтальные скважины;
Попеременная закачка воды и пара (WASP);
Экстракция растворителем в паровой фазе (VAPEX);
Закачка воздуха и внутрипластовое горение (In-Situ Combustion);
Внутрипластовое горение в присутствии воды (Wet In-Situ
Combustion);
Термогазовое воздействие;
Направленная закачка воздуха (THAI);
Забойные нагреватели различных конструкций;
Экспериментальные технологии
(микроволновой нагрев и пр.)
27 августа 2013 г.
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ
6
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Направленная закачка воздуха - THAI
(закачка воздуха от «носка» к «пятке» - Toe-to-Heel Air Injection)
THAI – тепловой метод добычи нефти, предусматривающий закачку воздуха в
прикровельную часть пласта и добычу нефти из так называемой «умной»
горизонтальной скважины, расположенной в подошвенной части пласта. При
прорыве кислорода в добывающую скважину часть ствола, по которой произошел
прорыв, закрывается и добыча продолжается дальше.
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ
7
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Схема процесса направленной закачки воздуха
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ
8
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Ремасштабирование неизотермических моделей с химическими
реакциями для вычислений на крупноблочных сетках
Если в численной модели с ячейками стандартных
размеров (25*25 м. – 100*100 м.) в качестве исходных данных
использовать кинетические параметры, полученные на
экспериментальных установках, без коррекции их значений, то
расчетные физические поля и показатели разработки будут
искажаться из-за несоответствия масштабов. Поэтому при
моделировании химических реакций на ячейках размером,
существенно превышающим размеры фронта горения,
необходимо проводить корректировку параметров моделей.
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ
9
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Способ ремасштабирования неизотермических моделей с
химическими реакциями для вычислений на
крупноблочных сетках:
1. Строится секторная модель типичного участка залежи с учетом
применяемой системы разработки и геологического строения объекта.
Размеры ячеек этой модели не должны превышать нескольких метров,
чтобы при расчетах на этой модели можно было использовать параметры
химических реакций, полученные в результате эксперимента. Эту модель
назовем условно мелкоячеистой.
2. На мелкоячеистой секторной модели рассчитываются планируемые
варианты разработки с предполагаемыми расчетными параметрами (один
вариант или несколько). Результаты расчетов по этой модели назовем
«экспериментом».
3. Затем проводится ремасштабирование созданной мелкоячеистой
секторной модели до размеров блоков, соответствующих размерам,
планируемым в полномасштабной модели объекта. Ремасштабированию
подвергаются только фильтрационно-емкостные параметры модели.
Такую секторную модель назовем крупноблочной.
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 10
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Способ ремасштабирования неизотермических моделей с химическими
реакциями для вычислений на крупноблочных сетках (продолжение):
4. Выбираются целевые функции для ремасштабирования, позволяющие
оценить степень расхождения расчетов по крупноблочной и мелкоячеистой
моделям. Минимум или максимум этих функций соответствуют
максимальному сближению показателей разработки по двум моделям с
ячейками разных размеров.
5. С помощью анализа устойчивости крупноблочной модели выбираются
теплофизические, химические и фильтрационно-емкостные параметры, путем
изменения которых будут минимизироваться или максимизироваться целевые
функции.
6. На крупноблочной модели производятся расчеты тех же самых
вариантов разработки, что и в пункте 2 на мелкоячеистой модели. Путем
многофакторного поиска по параметрам, выбранным в пункте 5, с пересчетом
показателей разработки по крупноблочной модели проводится минимизация
или максимизация целевых функций, т.е. решается задача оптимизации.
7. Задача оптимизации из пункта 6 считается решенной, а
ремасштабирование успешно завершенным, когда достигается заранее
выбранное пороговое значение целевой функции, которое устраивает
специалиста по моделированию.
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 11
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Параметры цифровой модели:
Размеры моделируемой области 100*50*20 м.
Размеры ячеек мелкой сетки 2*2*2 м., количество ячеек по осям 50*25*10 шт.
Размеры ячеек «грубой» сетки 10*10*2 м., количество ячеек по осям 10*5*10 шт.
Пористость 20 %
Проницаемость 700*10-3 мкм2
При расчете использованы следующие компоненты: О2, СО2, N2, H2O и псевдокомпоненты:
фракция тяжелой нефти (HEAVY), фракция легкой нефти (LIGHT), кокс (COKE).
Принятые химические реакции:
Реакция 1: Горение тяжелой нефтяной фракции
HEAVY+18,5O2→12CO2+13H2O;
Реакция 2: Горение легкой нефтяной фракции
LIGHT+5O2→3CO2+4H2O;
Реакция 3: Пиролиз тяжелой нефтяной фракции
HEAVY→2LIGHT+4,67COKE+0,48Г;
Реакция 4: Горение кокса
COKE+1,25O2→CO2+0,5H2O.
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 12
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Результаты ремасштабирования неизотермической модели с химическими
реакциями для вычислений на крупноблочной сетке
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 13
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Исследование метода направленной закачки воздуха применительно к
разработке месторождений высоковязкой нефти
Системы горизонтальных и вертикальных скважин
Размеры моделируемой области 300*72*20 м., размеры ячеек сетки 12*12*4 м.; количество
ячеек по осям 25*6*5 шт.
Вариант 5
Варианты 1-4
Вариант 6
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
Вариант 7
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 14
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Изменение нефтеотдачи во времени
для вариантов разработки 1-7
Вариант 5
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 15
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Перемещение фронта горения, вар. 5
Коксонасыщенность>0,01 д.ед.
Температура>300 0С
19 месяцев (1,6 года)
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
35 месяцев (2,9 года)
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 16
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Перемещение фронта горения, вар. 5
Коксонасыщенность>0,01 д.ед.
Температура>300 0С
73 месяца (6,1 года)
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
96 месяцев (8 лет)
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 17
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Технологические параметры вариантов
Концентрация остаточного топлива – 19 кг/м3
Температура на фронте горения – до 670 0С
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 24
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Расчёт технологических показателей добычи нефти с применением
направленной закачки воздуха опытного участка пласта 7
месторождения А
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 26
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Опыт по реализации внутрипластового горения
на месторождении А
Лабораторными исследованиями 70-х гг. была показана принципиальная
возможность
осуществления
процесса
внутрипластового
горения
на
месторождении А.
Промысловый эксперимент проводился на одном участке месторождения.
Процесс термовоздействия был запроектирован в два этапа. Первый этап –
влажное внутрипластовое горение с одновременной закачкой воздуха и воды.
Второй этап – проталкивание тепловой оторочки холодной водой. На первом этапе
предполагалось обработать внутрипластовым горением 0,4 объема пор пласта.
При реализации процесса ВГ на опытном участке выявились следующие
осложнения:
прорывы газообразных продуктов окисления в добывающие скважины;
срывы подачи глубинного насоса;
резкое повышение коррозионной активности добываемой продукции;
образование стойкой эмульсии в скважинах.
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 27
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
В результате проведенных работ был сделан вывод о том, что в данных
условиях высокообводненных пластов с сернистой нефтью создание процесса
внутрипластового горения неэффективно и даже убыточно. Из-за образования «кислых
газов» горения возрастает выход скважин и скважинного оборудования из строя по
причине интенсивной коррозии. Резко снижается межремонтный период.
Распространение тепловой «зоны влияния» не регулируется из-за существенной
неоднородности. Был сделан вывод о том, что процесс не может быть рекомендован к
реализации.
Однако, опытные работы на месторождении проводились в течение
небольшого промежутка времени и процесс внутрипластового горения не успел
проявить себя в полную силу. Кроме того, ряд скважин, участвовавших в
эксперименте, вскрывал несколько пластов, что могло существенно снизить
эффективность работ.
Лабораторные работы показали высокую технологическую эффективность
процесса ВГ.
Со времени проведения эксперимента на месторождении методы контроля и
регулирования процесса разработки совершили скачок вперед и сейчас позволяют
регулировать процесс ВГ в условиях неоднородного коллектора.
Со времени проведения эксперимента на месторождении также развились
методы борьбы с коррозией и образованием эмульсий.
Кроме того, были разработаны новые более эффективные виды
внутрипластового горения, такие, как направленная закачка воздуха, позволяющая
оперативно повысить нефтеотдачу, интенсифицировать добычу нефти и эффективно
управлять процессом.
27 августа 2013 г.
28
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Параметры цифровой модели:
Размеры моделируемой области 2400*1200 м.
Размеры ячеек мелкой сетки 10*10 м.; размеры ячеек грубой сетки 100*100 м.; общее
количество активных ячеек 53136 шт.
Эффективная нефтенасыщенная толщина 16,4 м.
Пористость 23 %
Песчанистость 0,66 д.ед.
Начальная нефтенасыщенность 0,8 д.ед.
Проницаемость 1090*10-3 мкм2
Вязкость нефти в пластовых условиях 29 мПа*с
При расчете использованы следующие
компоненты: О2, N2-СОx, N2, H2O и псевдокомпоненты: С1-С5 (LO), С6-С12 (MO), C13+ (HO).
Принятые химические реакции:
1. Горение средней нефтяной фракции
MO+11,66O2→7,67H2O+11,45N2-COx;
2. Горение тяжелой нефтяной фракции
HO+25,08O2→16,5H2O+24,63N2-COx.
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 29
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Адаптация термогидродинамической модели
14
40
100
35
88
30
75
25
63
20
50
15
38
10
25
5
13
0
0
8
6
Добыча воды, тыс.м3
10
Добыча нефти, тыс.т.
Давление, МПа
12
4
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
Год
Годовая добыча нефти, факт
Годовая добыча нефти, расчет
Годовая добыча воды, факт
Годовая добыча воды, расчет
400
1280
350
1120
300
960
250
800
200
640
150
480
100
320
50
160
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
0
1985
0
Накопленная добыча воды, тыс.м3
Начальное пластовое давление
Пластовое давление, расчет
Куб нефтенасыщенности
1986
1985
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
Год
Накопленная добыча нефти, тыс.т.
Давление насыщения
Пластовое давление, факт
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
2
Год
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
Накопленная добыча нефти, факт
Накопленная добыча воды, факт
Накопленная добыча нефти, расчет
Накопленная добыча воды, расчет
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 30
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Расстановка скважин по вариантам
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 31
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Изменение нефтеотдачи во времени для вариантов разработки 1-4
На 01.01.2012 г. текущий
КИН 0,283 д.ед.
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 32
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Выводы:
1. Эффективная разработка баженовской свиты в долгосрочной
перспективе возможна только с применением тепловых методов.
2. В данных условиях наиболее эффективным тепловым методом
разработки является внутрипластовое горение в различных его
модификациях.
3. Для контроля и регулирования разработки баженовской свиты
необходимо
численное
термогидродинамическое
моделирование,
основанное на мощном комплексе исследований:
 ГИС,
 ПГИ,
 ТГДИ,
 сейсмические исследования,
 трассерные исследования,
 PVT-анализ флюидов,
 анализ керна,
 специальные
методы
исследования
для
создания
модели
внутрипластовых окислительных реакций при внутрипластовом
горении, теплофизические исследования керна и флюидов,
 контроль состава флюидов в процессе разработки и пр.
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 33
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
Выводы:
4. Для эффективного термогидродинамического моделирования
внутрипластового горения необходимо использование расчетных ячеек
размерами в плоскости XY порядка нескольких метров.
5. Количество ячеек при использовании такой мелкой сетки может
составлять от 1 млн. до 1 млрд. штук.
6. Для расчета моделей таких размеров необходимо использование
суперкомпьютеров и специальных программ-симуляторов.
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ 34
Круглый стол «НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС»
ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
27 августа 2013 г.
СурГУ – НИИСИРАН - ВНИИЭФ