EA003418B1

EA003418B1 - Способ и система моделирования углеводородсодержащего пласта

Info

Publication number: EA003418B1
Application number: EA200200439A
Authority: EA
Inventors: Чун Хух; Гари Ф. Телецке; Срирам С. Ниварти
Original assignee: Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date: 1999-10-12
Filing date: 2000-10-03
Publication date: 2003-04-24
Also published as: BR0014628A; EP1242881A4; WO2001027755A1; EA200200439A1; US20060020438A1; EP1242881A1; NO20021720L; DE60037272D1; US7006959B1; CN1378666A; AU768871B2; CA2385427C; NO20021720D0; CA2385427A1; EP1242881B1; AU7749300A; US7324929B2

Abstract

Настоящее изобретение представляет собой способ моделирования одной или нескольких характеристик многокомпонентного углеводородсодержащего пласта, в который нагнетают вытесняющую текучую среду, имеющую, по меньшей мере, один компонент, для вытеснения пластовых углеводородов. Первой стадией способа является представление, по меньшей мере, части пласта в виде множества элементов сетки. Каждый элемент сетки затем делят на две зоны, причем первая зона представляет часть каждого элемента сетки, охваченную вытесняющей текучей средой, а вторая зона представляет часть каждого элемента сетки, по существу, не охваченную вытесняющей текучей средой. Предполагается, что распределение компонентов в каждой зоне является, по существу, однородным. Создана модель, которая представляет свойства текучей среды внутри каждой зоны, поток текучей среды между элементами сетки, используя принципы теории фильтрации и перенос компонентов между зонами. Далее модель используется в моделирующей программе для моделирования одной или более характеристик пласта.

Description

Настоящее изобретение в общем виде относится к моделированию углеводородсодержащего пласта и, в частности, к способу и системе моделирования углеводородсодержащего пласта при условиях, когда текучую среду закачивают в пласт для вытеснения пластовых углеводородов. Способ по данному изобретению особенно полезен при моделировании воздействия вязких языков и протоков в пласте, когда закачиваемая текучая среда протекает через углеводородсодержащий пласт.

Предпосылки создания изобретения

При первичном извлечении нефти из подземных нефтеносных пластов или коллекторов обычно можно извлечь только ограниченную часть первичной нефти, присутствующей в коллекторе. По этой причине используют разнообразные дополнительные способы извлечения для улучшения вытеснения нефти из породы коллектора. Данные способы обычно можно классифицировать как термические способы извлечения (такие как операции нагнетания пара), способы заводнения и способы на основе вытеснения газом, которые могут осуществляться либо при условиях закачивания смешивающейся, либо несмешивающейся текучей среды.

При операциях закачивания смешивающегося агента нагнетаемую текучую среду или растворитель закачивают в коллектор, чтобы получить однофазный раствор с нефтью по месту так, чтобы затем можно было бы извлечь нефть в виде более высокоподвижной фазы из коллектора. Растворитель типично представляет собой легкий углеводород, такой как сжиженный нефтяной газ (СНГ), углеводородный газ, содержащий относительно высокие концентрации алифатических углеводородов в диапазоне от С₂ до С₆, азот или диоксид углерода. Операции добычи путем закачивания смешивающегося агента обычно выполняют процедурой вытеснения, в которой растворитель закачивают в коллектор через нагнетательную скважину для вытеснения нефти из коллектора в направлении эксплуатационной скважины, из которой добывают нефть. Это дает эффективное вытеснение нефти в областях, через которые протекает растворитель. К сожалению, растворитель часто течет неравномерно через коллектор.

Поскольку нагнетаемый в коллектор растворитель типично является значительно менее вязким по сравнению с пластовой нефтью, растворитель часто образует языки и протоки через пласт, оставляя часть пласта не охваченной. Кроме того, образование языков является присущей тенденцией высокоподвижного растворителя течь предпочтительно через более проницаемые части породы или не принимать во внимание силу тяжести в коллекторе.

Смешиваемость растворителя с пластовой нефтью также влияет на эффективность ее вы теснения внутри коллектора. Некоторые растворители, такие как СНГ, смешиваются непосредственно с пластовой нефтью во всех пропорциях и полученные в результате смеси остаются одной фазой. Говорят, что такой растворитель является смешивающимся во время первого контакта или смешивающийся при первом контакте. Другие растворители, используемые для закачивания в пласт смешивающихся с нефтью текучих сред, такие как диоксид углерода или углеводородный газ, образуют две фазы при непосредственном смешивании с пластовой нефтью, поэтому они не являются смешивающимися при первом контакте. Однако при достаточно высоком давлении массоперенос компонентов на месте между пластовой нефтью и растворителем образует вытесняющую фазу с переходной зоной составов текучих сред, которые находятся в диапазоне от состава нефти до состава растворителя, и все составы внутри переходной зоны данной фазы являются близко смешивающимися. Смешиваемость, достигаемую массопереносом компонентов на месте, получаемую в результате повторяющегося контакта нефти и растворителя в ходе течения, называют смешиваемостью при многократном контакте или динамической. Давление, требуемое для достижения смешиваемости при многократном контакте, называют минимальным давлением смешиваемости. Растворители ниже минимального давления смешиваемости, называемые почти смешивающимися растворителями, могут вытеснять нефть почти так же, как и смешивающиеся растворители.

Прогноз эксплуатационных характеристик при закачивании в коллектор смешивающихся с нефтью агентов требует реалистической модели представления пласта. Численное моделирование моделей коллекторов широко используют в нефтяной промышленности в качестве способа использования компьютера для предсказания эффектов явления вытеснения смешивающимися агентами. В большинстве случаев существует желание промоделировать процессы переноса, происходящие в коллекторе. Типично переносу подвергается масса, энергия, момент или некоторая их комбинация. Используя численное моделирование, можно воспроизвести и наблюдать физическое явление и определить расчетные параметры без действительных лабораторных экспериментов и промысловых испытаний.

Моделирование коллектора дает представление о состоянии реального углеводородсодержащего коллектора из состояния численной модели данного коллектора. Цель заключается в достаточно хорошем понимании сложных химических, физических процессов и процессов течения текучей среды, происходящих в коллекторе, чтобы прогнозировать будущее состояние коллектора для максимального увеличения добычи нефти. Моделирование коллектора часто относится к гидродинамике потока внутри кол3 лектора, но в более широком смысле моделирование коллектора может также относиться к общей нефтяной системе, которая включает коллектор, нагнетательные скважины, эксплуатационные скважины, трубопроводы на поверхности и наземное перерабатывающее оборудование.

Принципы численного моделирования заключаются в численном решении уравнений, описывающих физическое явление с помощью компьютера. Такие уравнения, как правило, представляют собой обычные дифференциальные уравнения и дифференциальные уравнения в частных производных. Данные уравнения обычно решают, используя численные способы, такие как метод конечного элемента, метод конечной разности, метод конечного объема и аналогичные. В каждом из данных методов физическую систему, которую необходимо моделировать, разделяют на более мелкие элементы сетки или блоки (ряд которых называют сеткой или меш), и переменные состояния, непрерывно изменяющиеся в каждом элементе сетки, представлены набором значений для каждого элемента сетки. В методе конечной разности исходное дифференциальное уравнение заменяют рядом алгебраических уравнений для выражения фундаментальных принципов сохранения массы, энергии и/или момента внутри каждого элемента сетки и переноса массы, энергии и/или момента между элементами сетки. Данные уравнения могут исчисляться миллионами. Такая замена непрерывно изменяющихся значений ограниченным числом значений для каждого элемента сетки называют дискретизацией. Чтобы проанализировать изменяющееся во времени явление, необходимо вычислить физические количества при дискретных интервалах времени, называемых временным шагом, независимо от непрерывно изменяющихся условий как функции времени. Моделирование зависящих от времени процессов переноса происходит в последовательности временных шагов.

При типичном моделировании коллектора решение первичных неизвестных величин, обычно давления, фазовых насыщенностей и составов ищут в специфических точках в интересующей области. Такие точки называют узлами сетки или, в более общем случае, узлами. Элементы сетки создаются вокруг таких узлов и сетку определяют как группу таких элементов сетки. Принимается, что свойства, такие как пористость и проницаемость, являются постоянными внутри элемента сетки. Другие переменные, такие как давление и фазовые насыщенности, определяют в узлах. Звено между двумя узлами называют связью. Поток текучей среды между двумя узлами типично моделируют в виде потока вдоль связи между ними.

Моделирование состава углеводородсодержащего коллектора необходимо для прогнозирования процессов, таких как нагнетание в пласт газа, смешивающегося с нефтью при первом контакте, смешивающегося при многократном контакте и почти смешивающегося. Фазы нефти и газа представлены многокомпонентными смесями. При таком моделировании гетерогенность коллектора и образование вязких языков и протоков вызывают изменения в фазовых насыщенностях и составах в масштабе настолько малом, как несколько сантиметров или менее. Мелкомасштабная модель может представить детали данного поведения вытеснения с неблагоприятной подвижностью. Однако использование мелкомасштабных моделей для моделирования данных изменений, как правило, не является практичным, поскольку мелкий масштаб деталей накладывает запрещающие требования на компьютерные ресурсы. Поэтому, для моделирования нефтеносных пластов обычно разрабатывают грубые модели, имеющие значительно меньшее количество элементов сетки. Значительные усилия были нацелены на разработку моделей, подходящих для использования при прогнозировании поведения пласта при закачивании смешивающегося с нефтью агента.

Разработка модели с крупной сеткой, которая эффективно моделирует процессы вытеснения газом, является особенно интересной. Для композиционного моделирования высококачественная модель с крупной сеткой должна эффективно характеризовать изменения в фазовом поведении и изменения в составах нефти и газа при протекании вытеснения нефти. Предлагались многие различные способы. Большинство из данных предложений используют эмпирические модели для представления образования вязких языков при вытеснении агентом, смешивающимся при первом контакте. См., например:

Коуа1, Е.Т. А Ме11юб Гог Ртебюбпд (Не РегГогтапсе оГ ипйаЫе Мщс1Ые Э|5р1асетеп1 ίη Не1егодепеои8 Меб1а, §ос1е(у оГ Ре1го1еит ЕпдБ пеегшд 1оитпа1, стр. 145-154, Июнь 1963;

Поидйебу, Е.Ь., Ма1йетабса1 Мобе1 оГ ап ипйаЫе М18с1Ые ИщрИсетеп!, 8ос1е(у оГ Ре1го1еит Епдшеегшд 1оитпа1, стр. 155-163, Июнь 1963;

Тобб, М.В., апб Ьопд81аГГ, ХУЛ./ТНе Эеуе1ортеп!, Текбпд, апб Аррйсабоп оГ а Иитег1са1 81ти1а1от Гог Ртебюбпд МщщЫе Р1ооб РегГогтапсе, 1оитпа1 оГ Ре1то1еит ТесНпо1оду, стр. 874882, Июль 1972;

Рауету РЛ., Ап Арртох1та1е Мобе1 \νί(1ι РНу 81са11у 1п!егрге1аЫе Ратате1ег8 Гог Рергехеп!шд М18с1Ые УЦсош Ршдетшд, 8РЕ Векетуоб Епдшееппд, стр. 542-550, Май 1988; и

Рауега Р.1. апб №Меу, Т.М.1., Ое1аПеб

Уайбабоп оГ ап Етршса1 Мобе1 Гог УЦсош Ршдеппд \νί(1ι Огауйу ЕГГесК 8РЕ Векетуои· ЕпдБ пеетшд, стр. 542-550, Мау 1988.

Из данных моделей модель смешения Тодда-Лонгстаффа (Т-Л) является наиболее популярной, и она широко используется при моде5 лировании коллекторов. При использовании надлежащим образом модель смешения Т-Л предоставляет достаточно точные средние характеристики вытеснения при неблагоприятной подвижности, когда нагнетаемый растворитель и нефть являются смешивающимися при первом контакте. Однако модель смешения Т-Л является менее точной в условиях смешения при многократном контакте.

Были предложены модели, которые используют Т-Л модель для объяснения образования вязких языков при ситуациях вытеснения агентом, смешивающимся при многократном контакте (см., например, Тобб, М.В. апб СНаке, С.А., А №.ппепса1 81ши1а1от Гог Ртеб1сйпд СНеш1са1 Р1ооб РегГогшапсе, 8РЕ-7689, представленную на 54¹¹' Аппиа1 Еа11 ТесНшса1 СопГегепсе апб ЕхЫЬйюп оГ Не 8ос1е1у оГ Ре1го1енш Епдшеетк, Ноийоп, Техак, 1979, иногда относимую к методике Тодда-Чаза). При моделировании вытеснения агентом, смешивающимся при многократном контакте, в добавление к образованию вязких языков, принимаемому во внимание в модели смешения Т-Л, также необходимо рассматривать обмен компонентов растворителя и нефти между фазами согласно соотношениям фазового поведения. Важность взаимодействия между фазовым поведением и образованием языков при вытеснении агентами, смешивающимися при многократном контакте, описывается в работе Сатбпет, ΕΆ, апб Урша, 1С.1, Ап 1пуекйдайоп оГ РНаке ВеНауют/Мастоксорю Вураккшд 1п1етасйоп ш СО₂Е1ообшд, 8ос1е1у оГ Реййеиш Епдшееппд 1оигпа1, стр. 508-520, Октябрь 1984.

Однако, данные предложения не могут эффективно объединить модель смешения и модель фазового поведения.

Другая предложенная модель для принятия во внимание образования языков и протоков при вытеснении агентом, смешивающимся при многократном контакте, предлагает делать дисперсность компонентов растворителя и нефти зависимой от градиента вязкости, таким образом обращаясь к макроскопическим эффектам образования вязких языков (см. Уоипд, Ь.С., ТНе Ике оГ Бщреткюп Ве1айоп8Н1рк Ю Мобе1 Абуетке МоЬййу Вайо М1кс1Ь1е П1кр1асешеп1к, статья 8РЕ/ЭОЕ 14899, представленная на 1986 8РЕ/ЭОЕ ЕпНапсеб Ο11 Весоуегу 8ушрокшш, Ти1ка, Апрель 20-23). В другой модели было предложено расширить Т-Л модель до многофазного многокомпонентного потока с упрощенным прогнозом фазового поведения (см. Сгишр, Ю., Бе1айеб 81ши1айоп оГ 1Не ЕГГес1к оГ Ргосекк Раташе1егк оп Абуетке МоЬййу Вайо Όίκр1асешеп!к, статья 8РЕ/БОЕ 17337, представленная на 1988 8РЕ/БОЕ ЕпНапсеб Ой Весоуегу 8ушрокшш, Ти1ка, Апрель 17-20). В еще одной модели было предложено использовать составы текучей среды, вытекающей из элемента сетки большого размера, для компенсации неодно родности распределения текучей среды в элементе сетки (см. Вагкег, 1.А., апб Еауетк, ЕЛ., Ттапкрой СоеГйс1еп1к Гог Сошрокйюпа1 81ши1айоп \\ЙН Соагке Спбк ш Не1егодепеонк Меб1а, 8РЕ 22591, представленную на 8РЕ 66¹¹' Аппиа1 ТесН. СопГ., Ба11ак, ТХ, Октябрь 6-9, 1991). В еще одной модели было предположено, что неполное смешение между растворителем и нефтью можно представить, предполагая, что термодинамическое равновесие превалирует только на границе раздела между двумя фазами, и процесс диффузии ведет составы нефти и растворителя по направлению к данным равновесным значениям (см. работу ЫдЫеш, Ь.Х., апб 8ашшоп, Р.Н., А Иоп-ЕдшйЬпиш Ес.|иайоп-оГ-81а1е Сошрокйюпа1 81ши1а1от, 8РЕ 37980, представленную на 1997 8РЕ Векегуоп· 81ши1айоп 8ушрокшш, Ба11ак, ТХ, Июнь 8-17, 1997). Элементы сетки в данных моделях не были подразделены.

Были сделаны предложения представить образование языков и протоков при вытеснении агентом, смешивающимся при многократном контакте, с использованием двухзонных моделей. См., например:

ИдН1еш, Ь.Х., Ь1, Υ.Κ. апб АдагтаН В.К., А Мейоб Гог Мобейпд 1псошр1е1е М1хшд ш Сошрокйюпа1 81ши1айоп оГ ИпйаЫе Б1кр1асешеп!к, 8РЕ 18439, представленную на 1989 8РЕ Векегуоп· 81ши1айоп 8ушрокшш, НонкЮп, ТХ, Февраль 6-8,1989; и

Еауегк, ЕЭ., Вагкег, ΙΆ, апб №т1еу, Т.МЭ., ЕГГес1к оГ Не1етодепе1йек оп РНаке ВеНауют ш ЕпНапсеб Ой Весоуегу, ш ТНе Майешайск оГ Ой Весоуегу, Р.В. Кшд, ебйот, стр. 115-150, С1агепбоп Ргекк, ОхГогб, 1992.

Данные модели разделяют элементы сетки моделирования на зону, где имеет место полное смешение между закаченным растворителем и частью пластовой нефти, и зону, где пластовую нефть обходят и она не контактирует с растворителем. Хотя оказывается, что концептуальная структура данных моделей предлагает лучшее представление неполного смешения в процессах вытеснения агентом, смешивающимся при многократном контакте, чем модели одной зоны, физическая основа уравнений, используемых для описания просачивания и смешения, не является ясной. В частности, данные модели используют эмпирические корреляции для представления подвижностей нефти/растворителя в каждой зоне, используют эмпирические корреляции для представления переноса компонентов между зонами и создает ограничивающие допущения по составу зон и направлению переноса компонентов между зонами. Предполагалось, что эмпирическую подвижность и функции массопереноса в данных моделях можно определить, подгоняя их к результатам моделирования с мелкой сеткой. В результате на практике калибровка данных моделей будет отнимать много времени и являться дорогим процессом. Более того, маловероятно, что данные модели точ

Ί но прогнозируют состояние вне диапазонов параметров, исследуемых в указанном моделировании с мелкой сеткой.

В то время, как предлагаемые в прошлом двухзонные подходы имеют определенные преимущества, продолжает существовать необходимость в улучшенных моделях, которые предложили бы лучшее физическое представление просачивания и смешения при вытеснении с неблагоприятной подвижностью и, таким образом, способных предоставить более точный и эффективный прогноз состояния при закачке вытесняющего агента.

Сущность изобретения

Предлагается способ и система моделирования одной или нескольких характеристик многокомпонентного, углеводород-содержащего пласта, в который для вытеснения пластовых углеводородов нагнетают вытесняющую текучую среду, имеющую, по меньшей мере, один компонент. Первой стадией способа является представление, по меньшей мере, части пласта в виде множества элементов сетки. Каждый элемент сетки затем делят на две зоны, причем первая зона представляет часть каждого элемента сетки, охваченную вытесняющей текучей средой, а вторая зона представляет часть каждого элемента сетки, по существу, не охваченную вытесняющей текучей средой. Предполагается, что распределение компонентов в каждой зоне является, по существу, однородным. Создана модель, которая представляет свойства текучей среды внутри каждой зоны, потока текучей среды между элементами сетки, используя принципы теории фильтрации, и перенос компонентов между областями. Далее модель используется в моделирующей программе для моделирования одной или нескольких характеристик пласта.

Краткое описание чертежей

Настоящее изобретение и его преимущества будут лучше поняты из нижеследующего детального описания прилагаемых чертежей, на которых изображено следующее.

Фиг. 1 иллюстрирует двухмерную схему течения растворителя через нефтяной коллектор для вытеснения из него нефти и показывает пример образования языков растворителя в коллекторе;

фиг. 2 - пример двухмерной мелкомасштабной сетки, которая может представлять область коллектора из фиг. 1;

фиг. 3 - двухмерный элемент сетки, охватывающий ту же проблемную область, изображенную на фиг. 1, с разделенным на две зоны элементом сетки, причем одна зона представляет зону области, охваченную закаченной текучей средой, вторая зона представляет зону области, не охваченную закаченной текучей средой.

фиг. 4 иллюстрирует элемент сетки, изображенный на фиг. 3, схематически показывая фазовые доли в двух зонах элемента сетки;

фиг. 5А - влияние координационного числа, ζ, на общую добычу нефти при нагнетании агента, смешивающегося при многократном контакте, моделируемое с использованием способа по настоящему изобретению;

фиг. 5В - влияние координационного числа, ζ, на прорыв фронта растворителя при нагнетании агента, смешивающегося при многократном контакте, моделируемое с использованием способа по настоящему изобретению;

фиг. 6А-Б - влияние чисел БаткбЫег нефти на кривые добычи тяжелой нефти и легкой нефти при нагнетании агента, смешивающегося при многократном контакте, моделируемое с использованием способа по настоящему изобретению;

фиг. 7 графически сравнивает опубликованные данные по добыче нагнетанием агента, смешивающегося при первом контакте, и наилучшие приближения, полученные с использованием способа по настоящему изобретению;

фиг. 8 иллюстрирует координационные числа, полученные приведением в соответствие модели, используемой в способе по настоящему изобретению, и опубликованных данных как функцию отношения вязкости нефти/растворителя;

фиг. 9 - опубликованные экспериментальные данные по добыче СО₂/8о11го1 и СО₂/нефть №аккои, полученные на кернах, и модельные оценки, использующие опубликованную модель одной зоны;

фиг. 10 - опубликованные экспериментальные данные по извлечению СО₂/8о11го1 и СО₂/нефть №аккои, полученные на кернах, и модельные оценки, использующие способ по настоящему изобретению.

Фигуры иллюстрируют конкретные варианты осуществления на практике способа по настоящему изобретению. Фигуры не предназначены для исключения из рамок изобретения других вариантов осуществления изобретения, которые являются результатом обычных и ожидаемых модификаций конкретных вариантов осуществления изобретения на практике.

Подробное описание изобретения

Для более полного понимания настоящего изобретения предоставляются следующие вводные комментарии.

Для увеличения добычи углеводородов из подземных пластов были разработаны разнообразные способы увеличения добычи углеводородов, при котором в подземный пласт закачивают текучую среду в одну или несколько нагнетательных скважин месторождения, и углеводороды (а также закачиваемую текучую среду) добывают из пласта с помощью одной или несколько эксплуатационных скважин месторождения. Нагнетательные скважины обычно располагаются отдельно от эксплуатационных скважин, но одна или несколько нагнетательных скважин может позднее использоваться в каче стве эксплуатационных скважин. Закачиваемая текучая среда может являться, например, любым нагревающим агентом, используемым в способе термической добычи (таким как пар), любой, по существу, не смешивающейся текучей средой, используемой в процессе закачивания несмешивающегося агента (такой как природный газ, вода или соляной раствор), или любой смешивающейся текучей средой, используемой в процессе закачивания смешивающегося агента (например, текучая среда, смешивающаяся при первом контакте, такая как сжиженный нефтяной газ, или текучая среда, смешивающаяся при многократном контакте или почти смешивающаяся текучая среда, такая как углеводороды с более низкими молекулярными массами, диоксид углерода или азот).

Фиг. 1 схематично иллюстрирует двухмерную область 5 коллектора, которая является частью более крупного нефтесодержащего геологического пласта (на чертеже не показан), который необходимо анализировать с использованием способа по данному изобретению. На фиг. 1 закачиваемая текучая среда 11, которая, как принимают, является газообразной в данном описании, вытесняет многокомпонентную пластовую нефть 12 в области 5 коллектора. Необходимо понимать, что настоящее изобретение не ограничивается газообразной закачиваемой текучей средой, закачиваемая текучая среда также может быть жидкостью или многофазной смесью. Закачиваемая текучая среда 11 течет слева направо на фигуре. Фиг. 1 изображает образование вязких языков, которое происходит, когда закачиваемая текучая среда 11 вытесняет пластовую нефть 12. Закачиваемая текучая среда 11 стремится образовать языки через нефть 12 по направлению к эксплуатационной скважине (не показана на фигуре), приводя к преждевременному прорыву закачиваемой текучей среды 11 и обходу некоторого количества пластовой нефти 12. Образование вязких языков в основном вызывается большими различиями в вязкостях нефти 12 и закачиваемой текучей среды 11, приводящими к коэффициенту подвижности закачиваемой текучей среды и нефти, который имеет неблагоприятное действие на эффективность охвата области или на эффективность вытеснения закачиваемой текучей средой.

Посредством прогрессивного способа определения характеристики коллектора область 5 коллектора можно представить элементами сетки в масштабе от сантиметров до нескольких метров, иногда называемой мелкомасштабной сеткой. Каждый элемент сетки может быть занят свойствами коллектора, включая, например, тип породы, пористость, проницаемость, начальную внутрипоровую насыщенность текучей средой, функции относительной проницаемости и капиллярного давления.

Фиг. 2 показывает пример двухмерной мелкомасштабной сетки 10, которая может представлять область 5 коллектора из фиг. 1. Область коллектора 5 из фиг. 1 представлена на фиг. 2 84 элементами сетки. Элементы 11' сетки представляют геологические зоны, которые охвачены закаченной текучей средой 11, а элементы 12' сетки представляют геологические зоны, которые содержат, по существу, пластовую нефть 12, не вытесненную закаченной текучей средой. Однако моделирование коллектора обычно не проводят с помощью мелкомасштабных сеток. Прямое использование мелкомасштабных моделей для полномасштабного моделирования коллектора обычно не осуществимо, поскольку мелкий масштаб деталей накладывает запрещающие ограничения на компьютерные ресурсы. Поэтому при моделировании обычно используют сетки с крупным масштабом, в то же время сохраняя, насколько это возможно, характеристики потока текучей среды и фазовое состояние мелкомасштабной модели. Сетка с грубым масштабом может представлять, например, все 84 элемента сетки на фиг. 2 одним элементом сетки. Следовательно, необходим способ моделирования составов текучей среды и поведения потоков текучей среды, принимающий во внимание образование языков и протоков. Способ по данному изобретению предоставляет такую возможность.

Способ по настоящему изобретению начинает с представления области коллектора, которую необходимо анализировать, в виде соответствующей сетчатой системы. Область коллектора, которую необходимо анализировать, представлена множеством элементов сетки, расположенных по соседству друг с другом так, чтобы иметь границу между каждой парой соседних элементов сетки. Данную пространственную дискретизацию области коллектора можно провести, используя способы конечной разности, конечного объема, конечного элемента или аналогичные хорошо известные способы, которые основаны на разделении физической системы, которую необходимо моделировать, на меньшие единицы. Настоящее изобретение прежде всего описывается касательно использования способа конечной разности. Специалисты в данной области легко поймут, что настоящее изобретение также можно применять в связи со способами конечного элемента и способами конечного объема. При использовании способов конечной разности и конечного объема, единицы меньшего размера типично называют элементами сетки, а при использовании способа конечного элемента единицы меньшего размера типично называют элементами. Данные элементы сетки или элементы могут насчитывать от менее чем сотни до миллионов. В данной заявке для простоты представления используют термин элемент сетки, но необходимо понимать, что если при моделировании используется способ конечного элемента, термин элемент заменит термин элемент сетки, когда он используется в данном описании.

При реализации на практике настоящего изобретения, элементы сетки могут быть любой геометрической формы, такой как параллелепипеды (или кубы) или шестигранники (имеющие четыре вертикальные угловые грани, которые могут различаться по длине) или четырехгранник, ромбоид, трапецоид или треугольник. Сетка может включать прямоугольные элементы сетки, организованные в правильную, структурированную форму (как иллюстрируется на фиг.2), или она может включать элементы сетки, имеющие различные формы, расположенные в неправильной, неструктурированной форме, или она может включать многообразие обоих типов структурированных и неструктурированных форм. Полностью неструктурированные сетки могут быть составлены так, чтобы принять почти любую форму. Все элементы сетки предпочтительно расположены по границе, посредством чего избегая контакта любой стороны элемента сетки со сторонами двух других элементов сетки.

Один из типов гибкой сетки, которую можно использовать в модели по изобретению, представляет сетку νοτοηοί. Элемент сетки Уоτοηοί характеризуют как область пространства, которая ближе к своему узлу, чем к любому другому узлу, и сетку νοτοηοί создают из таких элементов сетки. Каждый элемент сетки связан с узлом и серией соседних элементов сетки. Сетка νοτοηοί является локально ортогональной в геометрическом смысле, т.е. границы элемента сетки являются перпендикулярными по отношению к линиям, соединяющим узлы с двух сторон каждой границы. По этой причине сетки νοτοηοί также называют сеткой с перпендикулярным делением пополам (ПДП). Прямоугольный сетчатый блок (сетка Сайе81ан) является особым случаем сетки νοτοηοί. Сетка ПДП имеет гибкость, чтобы представить изменяющуюся в широких пределах геометрию коллектора, поскольку положение узлов можно выбирать свободно. Сетки ПДП получают, устанавливая положение узлов в данной области и затем задавая границы элемента сетки таким образом, что каждый элемент сетки содержит все точки, которые ближе к положению его узла, чем к положению любого другого узла. Поскольку межузловые соединения в сетке ПДП являются перпендикулярно разделенными пополам границами элемента сетки, это значительно упрощает решение уравнений потоков. Для более детального описания создания сетки ПДП см. работу Ра1ад1, С.Ь. апб Άζίζ, К.: Ике οί νοτοηοί Спб ίη Κ^^τνοίτ 8ίιηι.ι1;·ιΙίοη. рарег 8РЕ 22889, представленную на бб⁴¹¹ Лшша1 Тес11шса1 ΟοηίοΓеосе а об ЕхЫЬйюп, ЭаНак, ТХ (Октябрь б-9, 1991).

Следующим шагом в способе по настоящему изобретению является разделение каждого элемента сетки, который охвачен закаченной текучей средой, на две зоны, первую зону, которая представляет часть элемента сетки, охваченную закаченной текучей средой 11, и вторую зону, которая представляет часть элемента сетки, не охваченную закаченной текучей средой 11. Принимают, что распределение компонентов в каждой зоне является однородным. Далее принимают, что текучие среды внутри каждой зоны находятся в термодинамическом равновесии. Однако, две зоны элемента сетки не находятся в равновесии друг с другом, и, как результат, составы и доли фазовых объемов внутри каждой зоны типично будут различаться.

Фиг. 3 иллюстрирует двухмерное схематическое решение одного элемента 15 сетки, который представляет ту же область коллектора, представленную 84 элементами сетки сети 10 (фиг. 2). В то время, как это не показано на фигурах, необходимо понимать, что элемент 15 сетки делит границы с соседними элементами сетки. Следующее ниже описание, касающееся элемента 15 сетки, также приложимо к другим элементам сетки, в которой элемент сетки является только одним из множества элементов сетки.

Как показано на фиг. 3, элемент 15 сетки разделяют на две зоны 1б, 17. Зона 1б представляет часть элемента сетки, охваченную закаченной текучей средой 11, а зона 17 представляет часть элемента сетки, которая не была вытеснена закаченной текучей средой 11. Зоны 1б, 17 разделены поверхностью раздела или разделом 18, который, как принимают, имеет бесконечно малую толщину. Принимают, что многокомпонентные текучие среды внутри каждой зоны находятся в термодинамическом равновесии, которое означает, что составы текучих сред и фазовые объемы зон 1б, 17 могут быть различными и обычно являются различными. Составы текучих сред могут различаться от элемента сетки к элементу сетки внутри сетки, и составы текучих сред внутри каждой зоны могут изменяться со временем. Поэтому раздел 18 может двигаться как функция времени, когда закачиваемая текучая среда 11 контактирует с большей зоной, представленной элементом 15 сетки. Движение раздела 18 зависит прежде всего от обмена текучих сред между элементом 15 сетки и соседними с ним элементами сетки, массопереноса через раздел 18 и закачивания или извлечения текучих сред через нагнетательную или эксплуатационную скважины, которые могут проходить через геологическую область, представленную элементом сетки.

Фиг.4 иллюстрирует пример фазовых долей текучих сред в зонах 1б, 17. Доля паровой фазы, которая состоит из закаченной текучей среды плюс испарившаяся нефть, показана цифрой 11а в зоне 1б и цифрой 11Ь в зоне 17. Доля жидкой фазы, которая состоит из пластовой нефти плюс растворенная закаченная текучая среда, показана цифрой 12а в зоне 16 и цифрой 12Ь в зоне 17. Доля воды показана цифрой 13а в зоне 16 и цифрой 13Ь в зоне 17. В примере, показанном на фиг. 4, зона 16 содержит прежде всего высокоподвижную закаченную текучую среду 11, а зона 17 содержит прежде всего малоподвижную пластовую нефть 12. Стрелка 20 представляет поток текучей среды, втекающий в зону 16 из охваченных зон элементов сетки, соседних с элементом 15 сетки. Стрелка 21 представляет поток текучей среды, втекающий в зону 17 из резидентных зон элементов сетки, соседних с элементом 15 сетки. Стрелка 22 представляет поток текучей среды, вытекающий из зоны 16 в охваченные зоны элементов сетки, соседних с элементом 15 сетки. Стрелка 23 представляет поток текучей среды, вытекающий из зоны 17 в резидентные зоны элементов сетки, соседних с элементом 15 сетки. Хотя стрелки показывают текучую среду, перемещающуюся слева направо, текучая среда могла бы втекать и вытекать из элемента 15 сетки в других направлениях. Стрелки 24 представляют массоперенос между зонами 16, 17. Компонентам дают возможность переноситься в любом направлении через раздел 18. Хотя стрелки 24 показывают перенос через между фазами одного типа (из паровой в паровую, из жидкого углеводорода в жидкий углеводород и из воды в воду), компоненты могут переноситься из любой фазы в зоне, являющеейся источником, в любую фазу в другой зоне. Зона 16 имеет нулевой объем, пока закачиваемая текучая среда не втечет в элемент 15 сетки. Можно моделировать закачиваемую текучую среду 11 в виде закачиваемой либо в зону 16, охваченную процессом вытеснения, либо в резидентную зону 17, или можно моделировать закачиваемую текучую среду 11 в виде закачиваемой в обе зоны 16 и 17. Текучие среды могут извлекаться как из зоны 16, охваченной процессом вытеснения, так и из резидентной зоны 17. Также можно моделировать элемент 15 сетки в таком виде, что закачиваемая текучая среда 11 течет от одной или нескольких нагнетательных скважин непосредственно в элемент 15 сетки, и его можно моделировать в таком виде, что закачиваемая текучая среда 11 непосредственно вытекает из элемента 15 сетки в одну или несколько эксплуатационных скважин. Хотя это не показано на чертежах, если через область коллектора, представленную элементом 15 сетки, проходит нагнетательная скважина, вытесняющую текучую среду 11, закачиваемую в элемент 15 сетки, можно моделировать в виде текучей среды, закачиваемой только в зону 16, охваченную процессом вытеснения, и если через область коллектора, представленную элементом 15 сетки, проходит эксплуатационная скважина, элемент 15 сетки можно моделировать, имеющим текучие среды, получаемые как из зоны, охваченной процессом вытеснения, так и резидентной зоны 17.

Хотя чертежи не показывают узлы элементов сетки, специалисты в данной области поймут, что каждый элемент сетки будет иметь узел. Принимается, что в операциях моделирования поток текучей среды между элементами сетки происходит между узлами элементов сетки или, говоря другими словами, через межузловые соединения. При реализации на практике настоящего изобретения, охваченную процессом вытеснения зону данного элемента сетки (зона 16 на фиг. 3 и 4) соединяют с охваченными процессом вытеснения зонами элементов сетки, соседними с данным элементом сетки, а резидентные зоны данного элемента сетки (зона 17 на фиг. 2) соединяют с резидентными зонами элементов сетки, соседних с данным элементом сетки. Между зоной 16, охваченной процессом вытеснения, и резидентной зоной 17 нет межузловых соединений. Поэтому заявители иногда относят способ настоящего изобретения к модели с разделенными узлами (МРУ).

Следующим шагом в способе по настоящему изобретению является создание прогнозирующей модели, которая представляет свойства текучих сред внутри каждой зоны каждого элемента сетки, поток текучей среды между каждым элементом сетки и соседних с ним элементов сетки, и перенос компонентов между зонами 16, 17 для каждого элемента сетки. В предпочтительном варианте осуществления на практике модель включает ряд конечно-разностных уравнений для каждого элемента сетки, имеющих функции, представляющие подвижность каждой фазы текучей среды в зонах 16, 17, функции, представляющие фазовое состояние внутри зон 16, 17, и функции, представляющие массоперенос каждого компонента между зонами 16, 17. Необязательно модель может далее содержать функции, представляющие перенос энергии между зонами 16, 17. Функции переноса энергии могут быть желательны, например, для моделирования тепловых эффектов в результате операций закачки пара.

Функции подвижности используют для описания потока через связи, и функция подвижности создается для каждой фазы в каждой зоне. Подвижности потоков 22, 23, уходящих из элемента 15 сетки, зависят от многих факторов, включая состав текучих сред в зоне 16, охваченной процессом вытеснения, и резидентной зоне 17, относительный размер (или объемную долю) зоны 16, охваченной процессом вытеснения, и резидентной зоны 17, гетерогенность элемента сетки и коэффициент подвижности нефти/закаченной текучей среды. Конкретные функциональные зависимости определяют посредством использования теории фильтрации. Основные принципы теории фильтрации описываются в работе 8. Кпкрабтск, Ретсо1а1юп апб С’опбисбоп. Реу. Мобетп. Рйуыск, Уо1. 45, стр. 574-588, 1973, которая включена здесь в качестве ссылки. При предпочтительном варианте осуществления на практике модель подвижности эффективной среды представляет элемент сетки в виде пористой сетки так, чтобы характеризовать влияние образования языков и протоков, которые могут иметь место в элементе сетки в зависимости от условий, преобладающих в элементе сетки в течение временного интервала. Эффективная подвижность каждой жидкой фазы в каждой зоне элемента сетки может быть вычислена специалистом в данной области с помощью данного описания. Примеры уравнений фазовой подвижности, полученные из модели эффективной среды, предоставляются ниже в виде уравнений (18)-(20).

Способ по настоящему изобретению предполагает, что равновесие существует внутри зоны 16, охваченной процессом вытеснения, и внутри резидентной зоны 17. В качестве части модели выполняется определение свойств фаз, которые сосуществуют внутри зон 16 и 17. Предпочтительно, используют соответствующее уравнение состояния для расчета фазового поведения зоны 16, зоны 17. В примерах, предоставленных ниже, одномерная модель использует упрощенную модель состояния псевдотроичной фазы, которая характеризует смеси растворителя и нефти с точки зрения трех псевдокомпонент, растворителя (СО₂), легкого компонента нефти и тяжелого компонента нефти. Упрощенная модель фазового состояния способна моделировать характерные черты процесса вытеснения, включая различные степени смешиваемости, находящиеся в диапазоне от смешивающегося при первом контакте, через смешивающийся при многократном контакте и почти смешивающегося до несмешивающегося агентов. Свойства фазового состояния могут быть определены специалистом в данной области.

Способ по настоящему изобретению не предполагает равновесие между зоной 16, охваченной процессом вытеснения, и резидентной зоной 17 элемента сетки. Функции массопереноса используют для описания скорости движения компонентов через поверхность раздела или раздел 18 между зонами 16, 17. Этот массоперенос изображен на фиг.4 стрелками 24. Механизм массопереноса включает, но не ограничивается ими, молекулярную диффузию, конвективную дисперсию и капиллярную дисперсию. Способ по изобретению предполагает, что скорость каждого компонента массопереноса пропорциональна времени сопротивления движущей силе. Примеры движущих сил включают, но не ограничиваются ими, различие в составе и разница в капиллярном давлении между двумя зонами. Как только создается функция массопереноса для каждого компонента текучей среды, скорости массопереноса зависят от факторов, включая, но не ограничиваясь ими, идентичность компонентов, степень смешиваемости между газом и нефтью, размер каждой зоны, геометрию элемента сетки, отношение подвижности газа/нефти, скорость, гетерогенность и водонасыщенность. Данные функциональной зависимости могут быть построены в модель массопереноса специалистами в данной области. Примеры функций массопереноса предоставляются в виде уравнений (10) и (14)-(16) ниже.

Одним из первых шагов при разработке модели является выбор числа размерности пространства, желательной для представления геометрии коллектора. Необходимо рассматривать как внешнюю, так и внутреннюю геометрии. Внешние геометрии включают пределы коллектора или водоносного пласта (или элемент симметрии) и верхнюю и нижнюю часть коллектора или водоносного пласта (включая сбросы). Внутренняя геометрия включает степень индивидуальной проницаемости по площади и по вертикали единиц и непродуктивных зон, которые являются важными для решения проблемы и определения геометрии скважины (например, диаметра скважины, расстояния между скважинами и присутствия гидравлических разрывов, происходящих из скважины).

Модель по настоящему изобретению не ограничивается конкретным числом размеров. Может быть создана прогнозирующая модель для одномерного (1-Ό). двухмерного (2-Ό) и трехмерного (3-Ό) моделирования коллектора. Модель 1-Ό будет редко использоваться для широкомасштабного изучения коллектора, поскольку она не может моделировать охват по площади и по вертикали. Модель 1-Ό нагнетания газа для прогнозирования эффективности вытеснения не может эффективно представлять гравитационные эффекты, перпендикулярные направлению потока. Однако, модели 1-Ό нагнетания газа можно использовать для исследования чувствительности характеристик коллектора к изменениям в параметрах процесса и для интерпретации лабораторных тестов по вытеснению.

Ареальные модели 2-Ό нагнетания текучей среды можно использовать, когда структура потока по площади имеет преобладающее влияние на характеристики коллектора. Например, ареальные модели нормально используются для сравнения возможных сеток размещения скважин или для оценки влияния гетерогенности области на состояние коллектора, поперечные или радиальные модели 2-Ό закачивания газа можно использовать, когда структура потоков в вертикальном разрезе имеет преобладающее влияние на состояние коллектора. Например, поперечные или радиальные модели обычно используют для моделирования процессов, на которые преобладающее влияние оказывает сила тяжести, такие как закачивание газа в сводную часть пласта или закачивание газа в коллекторы, имеющие высокую вертикальную про ницаемость, и для оценки влияния вертикальной гетерогенности на состояние коллектора.

Модели 3-Ό могут быть желательны для эффективного представления сложной геометрии коллектора или сложной механики текучих сред в коллекторе. Например, модель может представлять собой модель 3-Ό, включающую слои сеток ПДП, которая иногда называется в нефтедобывающей промышленности как 2,5-Д. Слоистые сетки ПДП являются неструктурированными по поверхности и структурированными (слоистыми) по вертикали. Конструкция слоистых сеток 3-Ό описывается в Нешешаии, Ζ.Ε., е! а1., Мобейид Кекетуой Сеошейу \νί11ι 1ггеди1аг Οτί6δ, 8ΡΕ Кекетуои· Епщпееппд. Мау, 1991 и Уегша, 8., е! а1., А Соп!го1 Уо1ише 8с11ете Гог Е1ех1Ые Οτίάδ ίη Рехегуой 81ши1а1юи, 8ΡΕ 37999, 8ΡΕ Кезегуой 81ши1а1юи 8ушро81иш, ОаИаз, ТХ, Июль, 1997.

Настоящее изобретение не ограничивается делением элемента сетки только на две зоны. Способ по настоящему изобретению можно использовать с элементами сетки, имеющими множество частей, таким образом деля элементы сетки на три или более зоны. Например, трехзонный элемент сетки может иметь одну зону, представляющую зону коллектора, охваченную закаченной текучей средой, вторую зону, представляющую зону коллектора, не охваченную закаченной текучей средой, и третью зону, представляющую смешанную зону пластовой текучей среды и закаченной текучей среды коллектора. В другом примере при операции нагнетания пара одна зона может представлять зону коллектора, охваченную закаченным паром, вторая зона, может представлять зону коллектора, занятую газом, отличным от пара, и третья зона может представлять зону коллектора, не занятую закаченным паром или другим газом. Газ, отличный от пара, может представлять собой природный газ, растворенный в нефти коллектора, который выделился из пластовой нефти, когда давление коллектора упало ниже давления насыщения нефти, или второй закаченный газ, такой как обогащенный газ, легкий углеводородный газ или СО₂.

Способ по настоящему изобретению можно использовать для моделирования добычи нефти из коллекторов с вязкой нефтью, при которой тепловая энергия вводится в коллектор для нагрева нефти, посредством чего уменьшается ее вязкость до точки, когда нефть можно заставить течь. Тепловая энергия может находиться в различных формах, включая нагнетание горячей воды и закачивание пара. Закачивание можно проводить в одну или несколько нагнетательных скважин, а добычу нефти можно осуществлять из одной или нескольких находящихся на расстоянии друг от друга эксплуатационных скважин. Одну скважину также можно использовать как для закачивания текучей среды, так и для добычи нефти.

Например, в процессе 1шГГ аиб риГГ пар вводят через скважину (которая может являться вертикальной или горизонтальной скважиной) в месторождение вязких углеводородов в течение некоторого периода времени, скважину останавливают для нагрева паром углеводородов, затем скважину переводят на добычу.

Как только прогнозирующая модель создана, ее можно использовать в моделирующей программе для моделирования одной или нескольких характеристик пласта как функции времени. Модель основных потоков состоит из уравнений, которые управляют неустановившимся потоком текучих сред в ячеистой сетке коллектора, скважинах и наземных объектах. Для решения уравнений основных потоков специалистами в данной области могут быть выбраны соответствующие численные алгоритмы. Примеры численных алгоритмов, которые можно использовать, описываются в Кеветуой 81ши1а1юи, Непгу Ь. ЭоНейу 8епез Моиодтарй, Уо1.13, Майах, С.С. апб ОаНоп, В.Ь., ебйотз, 8ос1е!у оГ Ре!го1еиш Εηд^ηее^8, Шсйатбвоп, ТХ, 1990. Моделирующая программа представляет собой систему компьютерных программ, которые реализуют численный алгоритм на компьютере.

Специалистам в данной области ясно, что при осуществлении на практике настоящего изобретения интенсивно используется компьютер. Соответственно, использование компьютера, предпочтительно цифрового компьютера, для осуществления на практике настоящего изобретения является фактической необходимостью. Компьютерные программы для различных частей способа моделирования имеются в продаже (см., например, программные продукты, продаваемые для разработки элементов сетки, показа результатов, вычисления свойств потока текучей среды и решения линейного ряда уравнений, которые используются в моделирующей программе). Компьютерные программы для других частей изобретения могут быть разработаны специалистами в данной области на основе сформулированного здесь описания.

Практика настоящего изобретения может применяться к части или ко всем элементам сетки моделируемой сетчатой системы. Для экономии компьютерного времени дополнительные вычисления, связанные с разделением элементов сетки на две или более зоны, предпочтительно применяют только к тем моделируемым элементам сетки, которые охвачены вытесняющей жидкостью.

Способ по настоящему изобретению имеет преимущество по сравнению с двухмерными моделями вытеснения, которые использовались ранее. Данное преимущество может быть приписано следующим ключевым отличиям. Первое, для характеристики воздействия образования языков и протоков на эффективные подвижности жидкости используется теория фильт рации. Второе, скорость переноса компонента между областями пропорциональна времени сопротивления движущей силе. Третье, функции массопереноса объясняют действительные процессы смешения, такие как молекулярная диффузия, конвективная дисперсия и капиллярная дисперсия. Данные улучшения приводят к более точному и эффективному прогнозированию вытеснения при неблагоприятной подвижности.

Примеры одномерного моделирования

Создана одномерная модель по настоящему изобретению и данную модель испытали, используя собственную моделирующую программу. Имеющиеся коммерческие моделирующие программы могут быть легко модифицированы специалистами в данной области, используя описание данного изобретения и представленные здесь допущения, чтобы получить результаты, по существу, аналогичные тем, что представлены ниже. В модели распределение компонентов между резидентной и охваченной процессом вытеснения зонами определяют уравнениями переноса, которые объясняют конвекцию вытесняющей и пластовой текучих сред и скорость переноса каждого компонента между зонами. В моделирующей программе используют описание четырехкомпонентной текучей среды. Четырьмя компонентами являются растворитель (СО₂), легкая фракция сырой нефти, тяжелая фракция сырой нефти и вода. Предполагается, что текучие среды являются несжимаемыми и имеет место идеальное смешивание, что позволяет разъединить уравнения давления и уравнения переноса компонентов и заменить объемные доли на мольные доли в качестве переменных состава. Специалисты в данной области хорошо знакомы со способами расчета сжимаемости текучих сред и неидеального смешения. Также предполагается, что растворитель не переносится в резидентную зону и что водонасыщенность является одной и той же в обеих зонах.

Следующее ниже описание примеров моделирования адресует к уравнениям, имеющим значительное количество математических символов, многие из которых определяются, когда они встречаются в тексте. Кроме того, для цели полноты описания, представлена таблица, следующая за детальным описанием и содержащая обозначения используемых здесь символов.

Моделирующая программа создана в терминах стандартных уравнений переноса для общего количества каждого компонента, к которым добавлены уравнения переноса для количества каждого компонента в резидентной зоне. Количество каждого компонента в зоне, охваченной процессом вытеснения, затем получают вычислением разности. При данных предположениях безразмерные уравнения переноса для общего растворителя, тяжелого компонента нефти и воды, соответственно, представляют собой

Общую объемную долю легкого компо нента «₃ получают из «з = 1- «1 - «2 - 8« (4)

В уравнении (4) компонент 1 является растворителем, компонент 2 является тяжелой фракцией нефти, а компонент з является легкой фракцией нефти.

В уравнениях (1)-(4) ξ = х/Ь,г = Ш/фБ. β = к/иЬ, λ = λ_ιν6 + λίΐ₆ + λ,,,,. + λ«, Б представляет собой длину керна, к является проницаемостью, ф является пористостью, Р_с является капиллярным давлением между нефтью и водой, у представляет собой объемную долю компонента _) в паровой части зоны, охваченной процессом вытеснения, х, представляет собой объемную долю компонента _) в жидкой части зоны, охваченной процессом вытеснения, и х_г_, представляет собой объемную долю компонента _) в неводной части резидентной зоны. « = « представляют общие объемные доли компонента ф где « = 0(8₈У) + 8₁Х;) представляет объемную долю компонента _) в зоне, охваченной процессом вытеснения, и «η = (1-θ)(1 - 8«)х_г| представляет объемную долю компонента _) в резидентной зоне. θ представляет объемную долю зоны, охваченной процессом вытеснения, определяемую как ₍₅₎»,+»;+ И»,

8_д и 8₁, соответственно, представляют собой насыщенности паром и жидкостью в зоне, охваченной процессом вытеснения. λ^ представляет подвижность пластовой текучей среды, λ_ιν6 представляет подвижность паровой фазы в зоне, охваченной процессом вытеснения, λ^ представляет подвижность жидкой фазы в зоне, охваченной процессом вытеснения, и λ«, пред ставляет подвижность воды, причем все параметры вычислены с использованием теории эффективной среды, как описывается ниже. Предполагается, что общая скорость закачивания является постоянной.

Безразмерные уравнения транспорта для пластового растворителя, тяжелой нефти и легкой нефти, соответственно, представляют собой

Я*,,	д	άξ
Л	%	λ,

где Λ, представляет скорость переноса (объем/время) компонента _) из резидентной зоны в зону, охваченную процессом вытеснения. Первый член с правой стороны данных уравнений объясняет конвекцию каждого компонента внутри резидентной зоны, а второй член объясняет перенос каждого компонента из резидентной зоны в зону, охваченную процессом вытес нения.

Уравнение для давления представляет собой

Ф

3ξ

(9)

В одномерной моделирующей программе уравнения (1)-(3) и (6)-(8) подвергают дискретизации, чтобы получить шесть рядов конечноразностных уравнений в ξ, которые решают разум но по времени способом прогноза и коррекции Нашттд, интегрируя ряд обычных дифференциальных уравнений первого порядка (метод Натттд хорошо известен специалисту в данной области). Предполагается, что до закачивания растворителя не присутствует никакой зоны, охваченной процессом вытеснения, и, что, следовательно, θ вначале равно нулю в модели. Образование зоны, охваченной процессом вы теснения, инициируется, предполагая, что рас творитель уходит исключительно в зону, охва ченную процессом вытеснения, у поверхности закачивания в керн. После того, как те₁, те_Г1 и 8^ вычисляют вышеуказанным интегрированием, θ корректируют с помощью уравнения (5) и ин тегрирование продолжают далее к следующему временному шагу. Затем определяют распреде ление давления на каждом временном шаге, интегрируя уравнение (9) относительно ξ.

Функция массопереноса Предполагается, что в первом приближе нии скорость переноса между зонами пропорциональна разнице между объемными долями компонентов в резидентной и охваченной про цессом вытеснения зонах ^Л/=*·>(^χ« ^_х») о°) где к представляет собой коэффициент массо-¹ 1 переноса для компонента_) [единицы:время ], и Χη и Χϋ = (8„у_, + 8ιΧ])(1 - 8„) представляют собой объемные доли компонента _) в резидентной зоне и зоне, охваченной процессом вытеснения, соответственно. В уравнении (10) разница объемных долей является движущей силой массопереноса, и коэффициент массопереноса характеризует сопротивление массопереносу. С данным допущением уравнения (6)-(8) принимают вид

где Эа, = к|ФЬ/и. известный как число ОаткбН1ег, представляет собой безразмерный коэффициент массопереноса. Величина числа ОаткбН1ег представляет скорость смешения компонентов между зоной, охваченной процессом вытеснения, и резидентной зоной относительно времени пребывания жидкости в керне. Число ОаткбЫег, равное нулю для всех компонентов, подразумевает отсутствие смешения, а высокие числа ЭаткбЫег подразумевают быстрое смешение.

Данная модель согласуется с предположением, что смешение вызывает перенос компонента из зон более высоких концентраций в зоны более низких концентраций, таким образом, имея тенденцию выравнивать концентрации между двумя зонами.

Коэффициенты массопереноса могут являться функциями локальной степени смешиваемости, геометрии элемента сетки, охваченной доли (θ), отношения подвижности (т), скорости (и), гетерогенности и водонасыщенности (8„) внутри элемента сетки:

к, = к, (степень смешиваемости, геометрия элемента сетки, θ, т, и, гетерогенность, 8„) (14)

Конкретные функциональные зависимости зависят от способов, посредством которых смешиваются вытесняющая и вытесняемая жидкости. Сагбпег, IV., апб Урта, Ю.к, Ап 1пуекйдайоп о£ Ркаке-Векауюг/Масгоксорю Вуракктд 1п1егас1юп т СО₂ Мообтд, 8ос1е1у о£ Ре1го1еит Епдтееппд 1оита1, стр. 508-520, Октябрь 1984, описывает эффекты макроскопического просачивания при смешивании в процессах вытеснения агентом, смешивающимся при многократном контакте. Заявители обнаружили, что представленные Сагбпег и Урта данные подразумевают, что коэффициенты массопереноса должны быть обратно пропорциональны времени, требующемуся для исключения подсеточных языков посредством поперечной дисперсии где б представляет поперечную ширину элемента сетки, Όη представляет коэффициент поперечной дисперсии компонента _), Εθ является параметром, объясняющим эффекты зоны, охваченной процессом вытеснения, и гетерогенности и Сщ является константой, которая может зависеть от компонента ф

В первом приближении, коэффициент поперечной дисперсии включает вклады от моле23 кулярной диффузии, конвективной дисперсии и капиллярной дисперсии. Коэффициент массопереноса модели включает данные вклады и может быть записан в безразмерной форме как

где Όο) представляет коэффициент молекулярной диффузии для компонента р а_т(й) представляет поперечную дисперсность, у_тах представляет максимальное межфазное натяжение газ/нефть для несмешивающегося вытеснения, ΌαΜί представляет число ЭаткбЫег для вытеснения агентом, смешивающимся при первом контакте, С₂ и Су представляют корректирующие константы. Термины в первых скобках представляют безразмерные скорости массопереноса вследствие молекулярной диффузии и конвективной дисперсии, соответственно. Молекулярная диффузия преобладает при низкой скорости и незначительной ширине системы, и конвективная дисперсия преобладает при высокой скорости и большой ширине системы (а_Т(й) является возрастающей функцией от й). Термины во вторых скобках объясняют капиллярную дисперсию (необходимо обратить внимание, что когда Су равно нулю, т.е. текучие среды являются смешивающимися, Όα, и Όα^ являются синонимическими). Для начальных тестовых целей принимается допущение, что отношение подвижностей и водонасыщенность не оказывают действия на коэффициенты массопереноса.

При вытеснении агентом, смешивающимся при многократном контакте, и почти смешивающимся агентом межфазное натяжение зависит от расположения состава элемента сетки внутри двухфазной зоны фазовой диаграммы, чем ближе состав находится к критической точке, тем ниже оказалось бы межфазное натяжение. В контексте настоящей модели, где межфазное натяжение является мерой степени смешиваемости между растворителем и нефтью, межфазное натяжение в уравнении (16) представляет собой натяжение, которое существовало бы между паром и жидкостью, если все содержание элемента сетки находилось бы при равновесии. Следующее уравнение парахора использовали для расчета межфазного натяжения:

где Р; представляет параметр парахора для компонента ). х, и у, являются мольными долями компонента _) в фазах вытесняемой жидкости и вытесняемого пара, соответственно, ξ₁ и ξ_ν являются молярными плотностями жидкости и пара и η является показателем степени в диапазоне от 3,67 до 4.

ре, является то, что степень смешиваемости между растворителем и нефтью имеет значительное влияние на скорость смешения между зоной, охваченной процессом вытеснения, и резидентной зоной. В предшествующем уровне техники было предположено, что коэффициенты дисперсии несмешивающихся текучих сред в пористой среде могут быть по порядку величины больше, чем смешивающиеся коэффициенты дисперсии при равных экспериментальных условиях. Поэтому смешение должно быть более быстрым при несмешивающихся условиях, чем при смешивающихся условиях. В используемой в примере модели данное наблюдение было вставлено включением зависимости межфазного натяжения при вычислении коэффициента поперечной дисперсии. Поскольку межфазное натяжение зависит от фазового поведения посредством уравнения парахора, уравнение (17), необходимым параметром в контексте модели является константа межфазного натяжения, Су.

Модель массопереноса вводит ряд параметров (например, коэффициенты диффузии, дисперсность, межфазовое натяжение) в прогнозирующую модель по настоящему изобретению, которые не имеют аналогов в модели смешения Тодда-Лонгстаффа. В то время, как данные дополнительные параметры увеличивают сложность вычислений, все параметры настоящей модели по изобретению имеют физическое значение, которое может быть либо измерено, либо оценено относительно четким образом.

Функция подвижности эффективной среды

Теория фильтрации и аппроксимация эффективной среды являются известными способами описания критических явлений, проводимости, диффузии и потока в неупорядоченных гетерогенных системах (см., например, К1гкра1пск, 8., С1а88юа1 Тгапзрой ίη Э18огйегей Мей1а: 8сайпд апй ЕГГес1Ке-Мейшт Тйеопез, Рйуз. Вет. Ьей., 27(1971); Мойап1у, К.К., ΘίΙίηο, 1.М. апй Όην® Н.Т., Веасйоп апй йапзрой ίη йЕогйегей сотрозйе тей1а: йИгойисйоп оГ регсо1а!юп сопсерЕ, Сйет. Епдпд. 8ск, 1982, 37, 905-924; и 8ай1т1, М., Нидйез, Β.Ό, 8сгКеп, Ь.Е. апй Όην®

H. Т., 81осйа51ю ШиъроП ίη йЕогйегей 8у81етз,

I. Сйет. Рйуз., 1983, 78, 6849-6864). В контексте проблем потока в гетерогенных системах аппроксимация эффективной среды представляет транспорт в случайной гетерогенной среде в виде транспорта в эквивалентной (эффективной) гомогенной среде. Заявители наблюдали, что соответствие между аппроксимацией эффективной среды и теоретическими результатами является достаточно точным при нахождении далеко от порога фильтрации.

Модель подвижности эффективной среды была создана для оценки подвижностей текучих сред в гетерогенной среде. Это сделано при предположении, что распределение растворителя и нефти внутри зоны элемента сетки можно представить случайной перемешанной сеткой

Ключевой чертой механистической модели массопереноса, используемой в данном приме25 двух текучих сред. Нижеследующие аналитические выражения для подвижностей неводной фазы получают, предполагая, что сетка является изотропной и некоррелированной:

где

Координационное число ζ является мерой разветвленности перемешанных сеток текучей среды. Увеличение ζ ведет к большей сегрегации нефти и растворителя так, что прорыв растворителя ускоряется, а добыча нефти задерживается. Относительные проницаемости оценивают, используя насыщенность текучей среды внутри ее зоны. Модель подвижности эффективной среды предлагает приблизительные аналитические выражения для фазовых подвижностей, которые принимают во внимание необходимые свойства (долю охвата, гетерогенность, отношение подвижности) с физической точки зрения. Представленные ниже результаты показывают, что модель подвижности эффективной среды точно схватывает профили добычи при вытеснении смешивающимся агентом.

Функция фазового поведения

В примерах по настоящему изобретению используют упрощенную псевдотроичную модель фазового поведения для одномерной моделирующей программы. В данной модели составы смесей растворителя и нефти характеризу ются с точки зрения трех псевдокомпонентов: СО2, легкого компонента нефти и тяжелого компонента нефти. Двухфазную оболочку в данной фазовой модели описывают квадратичным уравнением, постоянные которого опреде ляются составами для точки полного смешения частично смешивающихся жидкостей и двумя границами оболочки на граничных условиях. В то время, как она только приблизительно представляет реальную систему, данная фазовая модель успешно моделирует фазовые поведения, соответствующие различным степеням смешиваемости, таким как смешивающийся при первом контакте (СПК), смешивающийся при многократном контакте (СМК) и почти смешивающийся агент (НС).

Параметры, определяющие используемую в примерах 1-3 двухфазную оболочку, суммируются в табл. 1. Параметры в табл. 1 для случая СМК определяют описание псевдотроичной фазы системы СО₂-нефть Меапк при 2000 фунт/кв. дюйм абс. (13790 кПа) и 100°Р (37,78°С). Параметры в табл. 1 для случаев СПК и НС определяют описание псевдотроичной фазы, которая может быть получена при 100°Р (37,78°С) и давлениях выше и ниже чем 2000 фунт/кв. дюйм абс. (13790 кПа), соответственно. В составе пластовой нефти преобладают тяжелые компоненты, соответствующие доле тяжелой нефти 0,8434 и доле легкой нефти 0,1566.

Таблица 1

Параметр	Значение
Ухо	0,99
У'. (1- У1о)	0,01
У3О	0
У1Ь	0,19197
У2Ь (1- У2_О)	0,80803
У3Ь	0
СПК	0,00
У3Р { СМК	0,09
НС	0,36
СПК	0,6372
У2Р { СМК	0,5472
НС	0,3072
У1Р	0,3628

В табл. 1 подстрочные индексы 1, 2, 3 обозначают растворитель, тяжелую нефть и легкую нефть, соответственно. У_1о и У_1Ь представляют границы двухфазной оболочки. У_1о и У_1Ь представляют объемные доли растворителя в газовой и жидкой фазах, соответственно, для смеси растворитель-тяжелая фракция. У_1Р и У_3Р представляют объемные доли растворителя и легкой фракции в точке полного смешения частично смешивающихся жидкостей.

Параметры, определяющие двухфазную оболочку, используемую в примере 4 (более детально обсуждаемую ниже), суммируются в табл. 2. Используемые в примере 4 параметры определяют описанием псевдотроичной фазы системы СО₂-нефть ^аккоп при 2000 фунт/кв. дюйм абс. (13,790 кПа) и 100°Р (37,78°С). Данные были получены из работы Сагйпег.

Огг, Р.М., апй Ра1е1, Ρ.Ό., ЕГГес! о£ РНаке ВеНауюг оп СО₂ Р1оой Э|8р1асетеп1 ЕШаепсу, 1оита1 о£ Ре1го1еит ТесНпо1оду, Ноябрь 1981, стр. 2067-2081. Состав сырой нефти соответствует объемной доле тяжелой нефти, равной 0,72 и объемной доле легкой нефти, равной 0,28.

Параметр _______Таблица 2

Значение

У1О	0,97
У2О	0,03
У3С	0
Уц.	0,23
У2Ь	0,77
У3Ь	0
У3Р	0,17
У2Р	0,48
У1Р	0,35

Результаты моделирования

Входные данные, использованные при моделировании четырех примеров, принимают данные относительной проницаемости нефтьсоляной раствор и капиллярное давление, являющиеся типичными для карбонатной горной породы Сан Андерс. Свойства керна представляли собой: длина = 1 фут (0,3048 м), пористость = 0,19% и проницаемость = 160 мд (0,1579 мкм²).

Пример 1.

Координационное число ζ в аппроксимации эффективной среды для теории фильтрации означает разветвленность или связанность сетки. В контексте настоящего изобретения ζ представляет структуру языка в элементе сетки и вводит влияние свойств, таких как коэффициент подвижности нефти/растворителя, гетерогенность коллектора и тип горной породы. В общем виде ζ может быть аналогичным параметру смешения ω в модели смешения ТоддаЛонгстаффа. Фиг. 5А показывает, что увеличение ζ приводит к уменьшенной добыче нефти, а фиг. 5В показывает, что увеличение ζ приводит к более раннему прорыву растворителя. Обе кривые и добычи нефти и прорыва растворителя являются чувствительными к значению ζ. В частности, изменение ζ между двумя и пятью снижает добычу нефти при полученных 1,5 объемах порового пространства от 93 до 52% и уменьшает точку, при которой добываемая жидкость достигает концентрации 50% растворителя, от 0,55 до 0,24 полученных объемов порового пространства. Описание фазового поведения СМК в табл. 1 используют в данном примере и принимают, что числа ЭаткбЫсг равны Ό«ι = 0, Όα₂ = 0,1 и Όα₃ = 0,1. Моделирование данного примера начинают при водонасыщенности остаточной нефти, равной 0,35, и используют 25 элементов сетки в одномерной модели.

Увеличение значения ζ в модели эффективной среды дает эффект, аналогичный уменьшению в значении параметра смешения ω в модели смешения Тодда-Лонгстаффа, оба параметра приводят к увеличенному просачиванию нефти (более низкая добыча) и более раннему прорыву растворителя. Координационному числу ζ может быть установлено значение более чем два или равное двум при осуществлении на практике способа по настоящему изобретению. Ζ = 2 представляет последовательный поток нефти и растворителя и характеризует вытеснение типа поршневого без образования языков или протоков. Ζ ж представляет параллельный поток нефти и растворителя и характеризует вытеснение с интенсивным образованием языков или протоков. Основываясь на данных результатах, можно ожидать, что ζ является важным параметром сопоставления прорыва растворителя и истории добычи нефти.

Пример 2.

Числа ОашкбЫсг представляют скорость смешения компонентов между зоной, охваченной процессом вытеснения, и резидентной зоной. Показанные на фиг. 6А-Э результаты демонстрируют, что данное изобретение успешно воспроизводит точные ограничивающие характеристики. В данном примере используют описание фазового поведения СМК в табл. 1 и предполагают, что числа ЭаткбЫсг равны Όαι=0 для компонента растворителя и Όα₂=Όα₃для компонентов нефти. Моделирование данного примера начинают при водонасыщенности остаточной нефти, равной 0,35, и используют 25 элементов сетки в одномерной модели.

Фиг. 6А показывает, что там, где нет смешения (числа ЭаткбЫсг нефти = 0), модель точно предсказывает, что имеет место чистое вытеснение нефти без обмена компонентов между зонами. На фиг. 6 А кривая 30 представляет долю добытого легкого компонента нефти, а кривая 31 (которая имеет точно такую же форму, как кривая 30) является долей добытого тяжелого компонента нефти. Кривые добычи легкого и тяжелого компонентов 30 и 31 являются идентичными, что показывает, что состав нефти не изменяется.

Когда имеет место быстрое смешение (числа ОашкбЫсг нефти больше, чем примерно 5), две зоны быстро достигают примерно одинакового состава. Поэтому результаты моделирования, показанные на фиг. 6Ό, фактически идентичны результатам традиционной модели одной зоны. На фиг. 6Ό кривая 60 представляет долю добытого легкого компонента нефти, а кривая 61 является долей добытого тяжелого компонента нефти.

Показанные на фиг. 6Ό результаты также демонстрируют, что при увеличении числа ОашкбЫсг в процессе добычи СМК происходит увеличение фракционирования легкого компонента нефти в газовую фазу. Следовательно, легкий компонент предпочтительно извлекают в виде охваченного вытесняющим (высокоподвижным) растворителем и остается остаточная нефть, обогащенная тяжелым компонентом.

Фиг. 6В и 6С показывают результаты для промежуточных скоростей смешения. На фиг.

6В кривая 40 представляет долю извлекаемого легкого компонента нефти, а кривая 41 является долей извлекаемого тяжелого компонента нефти. На фиг. 6С кривая 50 представляет долю извлекаемого легкого компонента нефти, а кри29 вая 51 является долей извлекаемого тяжелого компонента нефти. Данные фигуры показывают, что количество и состав добытой нефти сильно зависят от чисел БаткбЫег. Таким образом, выбор времени извлечения каждого компонента может быть согласован корректировкой чисел БаткбЫег. Небольшие изменения в добыче нефти и согласование составов добытой нефти и газа можно осуществить, изменяя числа БаткбЫег.

Пример 3.

Фиг. 7 показывает экспериментальные данные, приведенные в статье В1аскете11, КЛ., Каупе, ТК., апб Теггу, №.М., ЕасЮгк 1пйиепстд Не Е£йс1епсу оГ М1кс1Ые Бцр1асетеп1. Ре1го1еит Тгапкасйопк, А1МЕ (1959) 216, 1-8 (на которую далее идет ссылка как В1аск\\'е11 е1 а1.) для вытеснения агентом, смешивающимся при первом контакте, при различных значениях начального отношения вязкостей нефти/растворителя. Экспериментальные данные, которые показаны в виде точек на фиг. 7, получают с использованием гомогенной песчаной упаковки и текучих сред равной плотности (чтобы минимизировать сегрегацию из-за силы тяжести). Эксперименты проводят при отношении вязкостей, равном 5, 86, 150 и 375. Вода не присутствовала в данных экспериментах.

На фиг. 7 также показаны линии, которые соответствуют добыче нефти, получаемой при моделировании с использованием способа по настоящему изобретению, в котором начальное отношение вязкостей нефти/растворителя устанавливают при экспериментальном значении, и координационное число корректируют, чтобы получить наиболее возможное соответствие с экспериментальными данными. Оценивают, что число БаткбЫег равно порядка 10^-4 (основываясь на Б_Т = 0,0045 фут²/день (4,2 см²/день), φ = 0,4, Ь = 6 футов (1,83 м), б = 2 фута (0,61 м) и и = 40 фут/день (12,2 м/день)) и поэтому принимают, что оно фактически равно нулю. Таким образом, имеется только один корректируемый параметр, использованный при моделировании координационное число ζ. Используют двадцать пять элементов сетки в одномерной модели.

Фиг. 7 показывает точное соответствие между экспериментальными данными В1аск\\^ге11 е1 а1 и результатами, полученными по способу настоящего изобретения. В частности, способ настоящего изобретения успешно прогнозирует стабилизацию добычи нефти после начального прорыва. Более того, соответствие между точками данных для вытеснения с неблагоприятным соотношением вязкости оказывается исключительно точным. Поскольку система, использованная В1аск\уе11 е1 а1., была смешивающейся при первом контакте и дисперсия была незначительной, ни фазовое состояние, ни массоперенос не играет роли в изменении при моделируемой добыче. Соответствие с экспериментом в данном примере, следовательно, явля ется только подтверждением модели эффективной среды по настоящему изобретению.

В то время, как принятая выше процедура может быть приравнена с промысловыми данными с сопоставимой историей для способа по настоящему изобретению, чтобы иметь прогнозирующую способность, было бы необходимо иметь возможность прогнозировать значение ζ изначально. На выбор ζ влияет отношение подвижностей, гетерогенность коллектора и тип породы. Фиг. 8 показывает график значений ζ, которые были использованы для получения соответствия с экспериментальными данными на фиг. 7 в виде функции отношения вязкостей нефти/растворителя. Как показано на фиг. 8, ζ показывает монотонное изменение с отношением вязкости.

Представленные в примерах 1 и 3 результаты показывают, что координационное число, ζ, является ключевым параметром при реализации на практике настоящего изобретения, поскольку его можно использовать при сопоставлении прорыва растворителя и характеристики добычи нефти. Пример 2 показывает, что тонкую настройку добычи нефти, а также согласование составов добываемых нефти и газа, можно выполнить с помощью модели массопереноса.

Используя координационное число ζ и числа БаткбЫег в качестве корректирующих параметров и соответствующую фазовую модель для изучаемой системы, можно использовать прогнозирующую модель по настоящему изобретению для сопоставления существенных характеристик (включая добычу нефти, прорыв закачиваемой текучей среды и составы добываемой текучей среды) любого процесса закачивания газа.

Пример 3 показывает, что модель подвижности эффективной среды, используемая в способе по настоящему изобретению, можно использовать для описания образования языков и протоков, которые широко распространены в процессах смешивающегося вытеснения.

Пример 4.

Пример 4 представлен для демонстрации выгоды моделей фазового поведения и массопереноса. Экспериментальные данные, представленные в работах Сагбпег, Т№., Огг, Е.М., апб Ра1е1, Р.Б., Тйе ЕГГес! оГ Рйаке ВеЬауюг оп СО₂Е1ооб Б1кр1асетеШ ЕГйЫепсу, 1оита1 оГ Ре1го1еит Тесйпо1оду, стр. 2067-2081, Ноябрь 1981 (на которую в дальнейшем идет ссылка Сагбпег е1 а1.) и Сагбпег, !№., апб Урта, ТО.!, Ап 1пуекйдайоп оГ РЬаке-Вейауюг/Масгоксорю Вуракктд 1Ыегасйоп т СО₂ Е1ообтд, 8ос1е1у оГ Рейо1еит Епдтеегк 1оита1, стр. 508-520, Октябрь 1984, описывают взаимосвязь между фазовым состоянием и эффективностью вытеснения (добычи нефти) для процессов закачивания смешивающегося газа. Данные статьи представляют результаты экспериментов с кернами на двух системах: вытеснение δοϊΐτοϊ посредством СО2 в системе, смешивающейся при первом контакте (СПК), и вытеснение нефти νακκοη СО2 в системе, смешивающейся при многократном контакте (МСМ). δοϊΐτοϊ представляет собой продукт, производимый РЫШрк Рс1го1сит ί,’οιηрапу, а нефть Χνακκοη получена из месторождения Χνακκοη в западном Техасе. Отношение вязкости нефти/растворителя было 16 для системы ί.Ό₂/8ο11το1 и 21 для системы СО₂/нефть Χνακκοη - достаточно близкое, чтобы сделать фазовое поведение единственным основным отличием между двумя системами. Поэтому для всех практических целей единственная причина для различия в добыче для двух систем могла быть приписана изменению в фазовом поведении и макроскопическому просачиванию (как результату изменившегося фазового поведения).

Фиг. 9 показывает экспериментальные кривые добычи, полученные для систем ί.Ό₂/8ο11το1 (кривая 70) и СО₂/нефть Χνακκοη (кривая 71). Различные ряды символов обозначают данные, полученные в дублирующих экспериментах с кернами при аналогичных условиях. Все испытания проводят на одном и том же керне Вегеа. Окончательная эффективность добычи нефти оказывается ниже для системы СО₂/нефть Χνακκοη, как и скорость добычи.

Образование вязких языков почти полностью отвечает за форму кривой 70 СПК добычи ί.Ό₂/8ο11το1 в то время, как образование языков в результате разности вязкостей, так и фазовое поведение отвечают за форму кривой 71 СМК добычи СО₂/нефть Χνακκοη. Чтобы протестировать влияние образования языков на добычу, сначала проводят одномерное моделирование, использующее обычную модель одной зоны. Для моделирования данного примера устанавливают такие параметры моделирования, чтобы близко соответствовать экспериментальным системам ί.Ό₂/8ο11το1 и СО₂/нефть Χνακκοη. Вязкость СО2 устанавливают при 0,063 сП (0,000063 Па/с) в соответствии с данными, предоставленными ΟατάηβΓ с1 αϊ. δοϊΐτοϊ имеет нормальный диапазон кипения, эквивалентный диапазону С₁₁-С₁₄, который соответствует вязкости примерно 1,2 сП (0,0012 Па/с). Однако для точного соответствия экспериментальному отношению вязкостей нефти/растворителя, равному 16, принимают, что вязкость δοϊΐτοϊ равна 1,01 сП (0,00101 Па/с). Фазовые вязкости вычисляют по правилу смешения в степени одна четвертая, которое хорошо известно специалистам в данной области.

При установлении взаимосвязи относительной проницаемости-насыщенности при моделировании используют экспериментальные отношения относительной проницаемости газ/нефть. Моделирование проводят с 30 элементами сетки. Количество элементов сетки выбирают так, чтобы аппроксимировать уровень продольной дисперсии в эксперименталь ных системах. В случае моделирования СО2/нефть νακκοη выбирают фазовую модель, соответствующую экспериментальной, показанную в табл. 2. Фиг. 9 демонстрирует кривые добычи 72 и 73, полученные моделированием модели одной зоны, наряду с экспериментальными данными (кривые 70 и 71). Кривая 72 иллюстрирует результаты моделирования системы №₂/8οϊΐτοϊ, а кривая 73 иллюстрирует результаты моделирования системы СО2/нефть νακκοη. Из фиг. 9 ясно, что образование языков в результате разницы вязкостей подавляет скорость добычи нефти. Также очевидно, что модель одной зоны предлагает неадекватное описание (как качественно, так и количественно) добычи нефти в системах ί.Ό₂/8ο11το1 и СО₂/нефть Χνακκοη. Однако модели одной зоны находятся в хорошем согласии с экспериментами с трубами малого диаметра (Сягбпсг с1 αϊ.), в которых подавлены эффекты просачивания.

Чтобы оценить способность способа по настоящему изобретению моделировать экспериментальные данные, полученные на керне, способ по настоящему изобретению сначала применяют к системе СПК ί.Ό₂/8ο11το1. Параметры ζ, ба. 1Ха·.., и ба·/....· корректируют так, чтобы получить наилучшее соответствие с экспериментальными данными. Принимают, что для простоты 1)а-._е... равен Όα_Μ1161ιη. Получают лучшее соответствие для выбора ζ=4,5, Οα8οίνοηί⁼0, Оамто-у, 1:_£ы = 0,5. Используя такие же параметры и принимая Су=10, проводят моделирование, используя способ по настоящему изобретению для системы СО2/нефть νακκοη. Все параметры моделирования (фазовое состояние, взаимосвязь относительная проницаемость/насыщенность и уровень дисперсии) устанавливают так, чтобы соответствовать экспериментально определенным значениям (данные получены из Сягбпсг е· αί.). Вязкость нефти при моделировании изменяют для имитации отношения вязкостей нефть νακκοη и нефть/растворитель, равного 21. Данные результаты нанесены на фиг. 10.

На фиг. 10 кривые 70 и 71, показанные на фиг. 9, снова показаны для сравнения с результатами моделирования, кривой 74 системы СОг/δοΙ^τοΙ, с использованием двухзонной модели по настоящему изобретению, кривой 75 системы СО2/нефть νακκοη с использованием двухзонной модели, используемой в способе по настоящему изобретению.

Способ по настоящему изобретению дает превосходную работу по сопоставлению СМК ί.Ό₂Ανακκοη с использованием тех же параметров, которые применялись для СПК системы СО₂/δο1ΐ^ο1. Основная причина для удерживания ζ фиксированным из моделирования СОг^И^ заключается в том, что поскольку эксперименты с δοϊΐτοί и нефтью Χνακκοη выполняют на тех же кернах (такая же степень гетерогенности и тип породы), и при фактически том же отношении вязкости нефти/растворителя (такое же отношение подвижности), значение ζ должно оставаться, по существу, неизменным. Коэффициенты массопереноса увеличиваются от значений, используемых для наилучшего соответствия для системы ΟΘ₂/8ο11ιό1. Физически это претворяется в увеличение скоростей массопереноса с уменьшением смешиваемости (от СПК до СМК) - когда смешиваемость уменьшается, капиллярная дисперсия увеличивается, приводя к более высоким скоростям массопереноса.

В моделях, представленных в предшествующих примерах, принимают, что резидентная зона остается однофазной жидкостью. Однако, состав резидентной области может входить в многофазную оболочку, если компонентам растворителя обеспечен перенос в данную зону, что может быть исполнено специалистами в данной области. Это потребовало бы дополнительных быстрых вычислений для резидентной зоны и необходимость определения проницаемости как паровой, так и жидкой фазы для данной области.

Модель разделенных узлов, используемая в способе по настоящему изобретению, особенно привлекательна для использования при моделировании коллекторов, в которые закачивают растворитель, поскольку все параметры, используемые в модели, имеют физическое значение, которое может быть либо измерено, либо оценено специалистами в данной области.

Координационное число ζ в модели эффективной среды можно скорректировать для соответствия расчету времени добычи закаченной текучей среды. Наблюдается, что ζ увеличивается с увеличением начального соотношения подвижности нефть/растворитель.

Константы Сщ в функции массопереноса можно скорректировать для согласования с характеристикой добычи индивидуальных компонентов. Коэффициенты молекулярной диффузии Ό_ο_|, можно оценить стандартными корреляциями, известными специалистам в данной области. Дисперсность α и константа диффузии С₂будут зависеть от свойств породы и будут определять масштабирование от лабораторного до масштаба месторождения. В большинстве приложений параметр межфазного натяжения Су должен быть постоянным для хорошего приближения.

Влияние силы тяжести на относительные подвижности, к которому не обращались в предшествующих примерах, также может быть принято во внимание специалистами в данной области. Например, можно ожидать, что внутри элемента сетки фаза с низкой плотностью будет стремиться к сегрегации вверху элемента сетки и будет иметь более высокую эффективную подвижность в направлении вверх. Также в примерах моделирования не принималась во внимание анизотропия в проницаемости. В моделировании 3-Ό отсутствие такой анизотропии может иметь тенденцию к переоценке потока в вертикальном направлении. Анизотропная формулировка модели эффективной среды может быть включена в модель специалистами в данной области, но это значительно усложнило бы вычисления.

Еще одним фактором, который не рассматривался в настоящих примерах, является присутствие воды в элементах сетки. При моделировании нагнетания вода-сменяющий газ (ВСГ), газ нагнетается только в зону, охваченную процессом вытеснения, а вода нагнетается только в резидентную зону. Таким образом, образование зоны, охваченной процессом вытеснения, можно инициировать только нагнетанием высокоподвижного газа, а не нагнетанием воды. Водонасыщенность также могла бы воздействовать на коэффициенты массопереноса нефть/газ - которые типично включаются в модель. Функция переноса для воды может быть разработана специалистами в данной области так, что вода также может быть разделена между охваченной процессом вытеснения и резидентной зонами.

Описаны принцип изобретения и лучший режим, рассматриваемый для применения данного принципа. Для специалистов в данной области будет очевидно, что могут быть сделаны различные изменения в вариантах осуществления на практике, описанных выше, без отклонения от идеи и рамок данного изобретения, как оно сформулировано в следующей ниже формуле изобретения. Следовательно, необходимо понимать, что данное изобретение не ограничивается конкретными деталями, показанными и описанными.

Claims

1. Способ моделирования одной или нескольких характеристик многокомпонентного, углеводородсодержащего пласта, при котором текучую среду, содержащую, по меньшей мере, один компонент, закачивают в пласт, по меньшей мере, через одну скважину, для вытеснения содержащихся в пласте углеводородов, содержащий следующие стадии:

(а) представление пласта, по меньшей мере, в одном направлении в виде множества элементов сетки;

(б) деление, по меньшей мере, некоторых элементов сетки на две или более зоны, причем первая зона представляет часть каждого элемента сетки, охваченную вытесняющей текучей средой, а вторая зона представляет часть каждого элемента сетки, по существу, не охваченную закачиваемой текучей средой, причем распределение компонентов в каждой зоне является, по существу, однородным;

(в) создание модели, представляющей свойства текучей среды внутри каждой зоны, поток текучей среды между элементами сетки, используя принципы теории фильтрации и скорость переноса компонентов между зонами;

(г) использование модели для моделирования одной или нескольких характеристик пласта.

2. Способ по п.1, в котором стадия (г) прогнозирует свойства пласта и текучих сред, которые он содержит, как функцию времени.

3. Способ по п.1, в котором вытесняющую текучую среду смешивают с углеводородами в пласте.

4. Способ по п.1, в котором вытесняющую текучую среду смешивают с углеводородами, присутствующими в пласте, при многократном контакте.

5. Способ по п.1, в котором вытесняющая текучая среда представляет собой диоксид углерода.

6. Способ по п.1, в котором вытесняющая текучая среда содержит углеводородный газ.

7. Способ по п.1, в котором модель, созданная на стадии (в), дополнительно представляет перенос энергии между зонами элемента сетки.

8. Способ по п.1, в котором вытесняющая текучая среда представляет собой пар, и модель из стадии (в) дополнительно представляет перенос энергии между зонами элемента сетки.

9. Способ по п.1, в котором элементы сетки включают неструктурированные элементы сетки.

10. Способ по п.1, в котором элементы сетки являются трехмерными.

11. Способ по п.1, в котором элементы сетки являются двухмерными.

12. Способ по п.1, в котором модель дополнительно учитывает компонент диффузии, дисперсность и межфазное натяжение внутри каждой зоны.

13. Способ по п.1, в котором скорость переноса компонента между зонами пропорциональна временам сопротивления движущей силе.

14. Способ моделирования одной или нескольких характеристик многокомпонентного, углеводородсодержащего пласта, при котором вытесняющую текучую среду закачивают для вытеснения присутствующих в пласте углеводородов, содержащий следующие стадии:

(а) представление, по меньшей мере, части пласта в виде множества элементов сетки;

(б) деление каждого элемента сетки на две зоны, причем первая зона представляет охваченную растворителем часть каждого элемента сетки, а вторая зона представляет часть каждого элемента сетки, по существу, не охваченную растворителем, причем состав текучей среды в каждой зоне является, по существу, однородным;

(в) создание модели, включающей функции, представляющие подвижность каждой фазы в каждой зоне, используя принципы теории фильтрации, функции, представляющие фазовое поведение внутри каждой зоны и функции, представляющие массоперенос каждого компонента между зонами;

(г) использование модели в моделирующей программе для моделирования добычи из пласта и для определения одной или нескольких его характеристик.

15. Способ по п.14, в котором стадии от (а) до (г) повторяют в течение множества интервалов времени и используют результаты для прогнозирования свойств пласта и текучих сред, которые он содержит, как функцию времени.

16. Система для определения одной или нескольких характеристик многокомпонентного углеводородсодержащего пласта, в который закачивают вытесняющую текучую среду, имеющую, по меньшей мере, один компонент, для вытеснения пластовых углеводородов, содержащая модель имеющую множество элементов сетки, представляющих пласт, каждый из которых разделен на две зоны, причем первая зона представляет часть каждого элемента сетки, охваченную вытесняющей текучей средой, а вторая зона представляет часть каждого элемента сетки, по существу, не охваченную вытесняющей текучей средой, при этом распределение компонентов в каждой зоне является, по существу, однородным, и подвижность текучих сред в каждой зоне определена на основании принципов теории фильтрации, и моделирующую программу, предназначенную для использования модели для моделирования пласта с целью определения его характеристик.

17. Система по п.16, в которой модель представляет свойства текучей среды внутри каждой зоны, поток текучей среды между элементами сетки и перенос компонентов между зонами.

18. Способ моделирования изменения, по меньшей мере, одного компонента многокомпонентной системы текучей среды в углеводородсодержащем пласте, характерные черты которого описываются рядом уравнений, посредством моделирующей программы на компьютере, содержащий следующие стадии:

(а) обеспечение модели, имеющей каждый элемент сетки разделенный на две зоны, причем первая зона представляет часть каждого элемента сетки, охваченную вытесняющей текучей средой, а вторая зона представляет часть каждого элемента сетки, по существу, не охваченную вытесняющей текучей средой, причем распределение компонентов в каждой зоне является, по существу, однородным и подвижность текучих сред в каждой зоне определяют на основании принципов теории фильтрации;