Прогноз распределения температуры в пласте при вытеснении нефти флюидом с температурой, отличной от пластовой

Abstract

Температурное поле является важным фактором, который необходимо учитывать при тепловых методах интенсификации добычи нефти. Изменение температурного поля сопровождается, в свою очередь, изменением теплофизических свойств пластовых флюидов и всей призабойной зоны в целом. К таким свойствам относятся, например, изменение вязкости флюидов, фазовые превращения или выпадение парафинов. Прогноз теплового поля в пласте при закачке флюида с температурой, которая отличается от пластовой, является важной и актуальной задачей. Все описанные выше процессы основаны на прогнозе температурного поля и его эволюции. Для анализа теплового поля в пластах используются модели неизотермической фильтрации, заложенные в дорогостоящие коммерческие симуляторы, которые позволяют рассчитывать его детальную эволюцию в геологически сложных залежах. Однако многие задачи сводятся к определению вероятности активации того или иного теплового процесса в пласте. Поэтому целью данной работы является разработка упрощенной модели эволюции теплового поля в пласте при закачке флюида с температурой, отличной от пластовой. В данной работе решена стационарная задача о распределении температуры жидкости в стволе нагнетательной скважины. Разработан алгоритм определения коэффициента теплоотдачи по замерам температуры на забое скважины. Сформулирована упрощенная модель формирования температурного поля в пласте при закачке флюида с температурой, отличной от пластовой, в приближении Ловерье. Получена формула для определения среднего значения коэффициента теплоотдачи по всей длине пласта. Показано, что коэффициент теплоотдачи зависит от теплофизических свойств закачиваемого флюида и параметров работы нагнетательной скважины. Показано, что отсутствие замеров теплофизических свойств горных пород и пластовых жидкостей приводит к прогнозам теплового поля с максимальной неопределенностью в ближайшей к нагнетательной скважине половине участка воздействия.

The temperature field is an important factor that must be considered when using thermal methods to intensify oil production. The change in the temperature field is accompanied by a change in the thermophysical properties of reservoir fluids and the entire bottom-hole zone. For example, changes in fluid viscosity, phase transformations or paraffin deposition. The prediction of the thermal field in the reservoir during fluid injection with a temperature other than the reservoir is an important and actual task. All the processes described above are based on the prediction of the temperature field and its evolution. Non-isothermal filtration models embedded in expensive commercial simulators are used to analyze the thermal field in formations, which allow calculating its detailed evolution in geologically complex deposits. However, many tasks are reduced to determining the probability of activation of a particular thermal process in the reservoir. Therefore, the purpose of this work is to develop a simplified model of the evolution of the thermal field in the reservoir during fluid injection with a temperature different from the reservoir. In this paper, the stationary problem of the distribution of fluid temperature in the injection well trunk is solved. An algorithm for determining the heat transfer coefficient by measuring the temperature at the bottom of the well has been developed. A simplified model of the formation of a temperature field in a reservoir during the injection of a fluid with a temperature different from the reservoir in the Lauwerier approximation is formulated. The formula for determining the average value of the heat transfer coefficient along the entire length of the formation is obtained. It is shown that the heat transfer coefficient depends on the thermophysical properties of the injected fluid and the parameters of the injection well operation. It is shown that the absence of measurements of the thermophysical properties of rocks and reservoir fluids leads to predictions of the thermal field with maximum uncertainty in the half of the impact site closest to the injection well.