Моделирование добычи при помощи паровой гравитационной вытесненности с использованием прокси «черного нефти»

В статье описывается альтернативный подход к моделированию паровой гравитационной вытесненности (SAGD) с использованием изотермического резервуарного симулятора «черной нефти» (BO). Снижение вязкости нефти, вызванное нагревом в реальном процессе SAGD, имитируется настроенным соотношением насыщенной псевдо-нефте-вязкости, в котором коэффициент растворимости газ/нефть (Rs) используется как прокси для температуры. В BO-формулировке полностью насыщенная вязкость нефти (μo*) при давлении пласта равна μo, которой соответствовала бы при температуре паровой камеры (T*) в реальном процессе SAGD; начальная вязкость нефти (μoi) при начальном Rs = 0 представляет начальную вязкость при температуре пласта; а газовые параметры BO представляют пар при T*. После тщательного анализа процесса SAGD установлено, что нефть течет только вдоль узкой зоны по внешнему краю паровой камеры — «зоны краевого течения нефти». Градиент температуры в этой узкой зоне перпендикулярен направлению течения нефти и практически невозможен для точного моделирования из‑за большого температурного разброса и динамической формы паровой камеры во времени. Градиент растворимости в BO-модели также варьирует, аналогично температуре в термальной модели, от нуля до полностью насыщенного состояния (Rs*) с соответствующим падением вязкости нефти от μoi до μo*. Проектирование SAGD требует сотен прогонов для поиска эксплуатационных условий, максимизирующих экономическую ценность (например, расположение инжекторов и продюсеров, расхода, шаг шаблона и температура паровой камеры T*). Предлагаемая BO-прокси-модель работает в несколько раз быстрее термальной модели, сохраняя похожее поведение по производительности. Соотношение насыщенной псевдо-нефте-вязкости μo(p) прокси-модели получено путем истории совпадения (history matching) прогноза полной физической термальной модели по дебиту нефти, забойному давлению при притоке и накопленной нефти для 2D однородной модели. Было найдено уравнение μo(p) с одной постоянной, дающее хорошее соответствие термальному поведению SAGD. Настроенное соотношение псевдо-нефте-вязкости учитывает измеренные начальную и полностью нагретую (при T*) вязкости нефти. Его зависимость от Rs не является физической, но отражает использование Rs как переменной преобразования для температуры, захватывая сильную пространственную вариацию температуры и вязкости нефти в локализованной граничной зоне пар/нефть, где нефть была мобилизована. Соотношение псевдо-нефте-вязкости, определяемое одной эмпирической постоянной наилучшего соответствия n — для заданного T* и набора термических свойств — по-видимому применимо к широкому диапазону неоднородностей пласта, режимов закачки и добычи и расположения скважин. Следовательно, BO-прокси-модель может быть использована для оптимизации T*, управляющих расходов и вертикальной разницы глубин инжектор/продюсер для SAGD. Также видится потенциал применения BO-прокси-модели для SAGD с растворителями, когда модель псевдо-нефте-вязкости зависит как от T*, так и от растворителя; термическое составное моделирование при этом еще медленнее и менее пригодно для оптимизации.