СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОПТИМАЛЬНОЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ВНУТРИПЛАСТОВОЙ КОНВЕРСИИ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ
METHOD AND APPARATUS FOR PREDICTING OPTIMAL DEVELOPMENT IN INTRAFORMATIONAL CONVERSION OF TIGHT OIL

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Настоящее раскрытие относится к области техники разведки и разработки сланцевой нефти и газа, и, в частности, к способу и устройству для прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Сланцевая нефть содержит удерживаемую нефть и неконвертированное органическое вещество в сланце. Согласно разнице в зрелости органического вещества (показатель Ro отражения витринита), сланцевую нефть делят на сланцевую нефть со зрелостью от средней до высокой (Ro≥0,95%) и на сланцевую нефть со зрелостью от средней до низкой (Ro<0,95%).
[0003] Сланцевая нефть со зрелостью от средней до высокой стала важной областью разведки и разработки нефти в мире. В практике разведки и разработки доказано, что невозможно достигать разработки при существующей технологии гидроразрыва объема горизонтальной скважины, поскольку зрелость органического вещества сланца со зрелостью от низкой до средней не высока, то пористость в сланце развита недостаточно, а поток текучей среды затруднен. Однако сланец со зрелостью от низкой до средней может быть разработан с использованием технологии внутрипластовой конверсии.
[0004] По приблизительным оценкам глобальные извлекаемые ресурсы нефти, которые могут быть разработаны из сланца, богатого органическим веществом со зрелостью от низкой до средней использованием технологии внутрипластовой конверсии, составляет около 1,4 триллионов тонн, а извлекаемые ресурсы газа составляют около 1100 триллионов кубометров. В то время как в Китае ресурс извлекаемой нефти, которая может быть разработана из сланца использованием технологии внутрипластовой конверсии, составляет около 70-90 миллиардов тонн, а ресурс извлекаемого газа составляет около 57-65 триллионов кубометров. Эти показатели более чем в 3 раза превышают извлекаемый ресурс, который может быть разработан использованием традиционных технологий добычи нефти и природного газа, что является очень многообещающим. При современных масштабах добычи сырой нефти в мире, равном 7,5 миллиардов тонн в год, ресурс сланцевой нефти со зрелостью от средней до низкой, может быть развит в течение около 200 лет использованием технологии внутрипластовой конверсии, которая, таким образом, имеет светлое будущее.
[0005] Однако технология внутрипластовой конверсии для разработки сланцевой нефти отличается от существующей технологии гидроразрыва объема горизонтальной скважины. Внутрипластовая конверсия для разработки представляет собой технологию, в которой эффективный участок сланца нагревают с использованием горизонтальной скважины или вертикальной скважины, чтобы конвертировать удерживаемую нефть и газ, а также неконвертированное органическое вещество в слое эффективного сланца в легкую нефть и природный газ и реализовывать разработку. Существующая сланцевая нефть в схемах внутрипластовой конверсии для разработки, которые в основном используют для внутрипластовой разработки неглубокого нефтяного сланца и фокусируют на изучении самой технологии способа внутрипластовой разработки, имеют проблемы, заключающиеся в том, что подход к внутрипластовой конверсии сланцевой нефти является неразумным, а стоимость разработки высока, поэтому невозможно эффективно направлять внутрипластовую конверсию для разработки сланцевой нефти.
[0006] Что касается вышеупомянутой технической проблемы, то эффективное решение пока не предложено.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0007] В вариантах реализации настоящего раскрытия предложен способ прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти для определения оптимального подхода для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти на основе оптимальных параметров, полученных оптимизацией ключевых параметров во время внутрипластовой конверсии и разработки сланцевой нефти, для снижения стоимости разработки. Способ включает:
определение нижней предельной температуры, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце, подлежащем измерению, в нефть и газ на основе скорости повышения температуры и предварительно установленной взаимосвязи между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ;
определение оптимального межскважинного расстояния нагревательных скважин на основе параметра температурного поля представляющего интерес целевого коллектора, оптимального времени нагревания, соответствующего нижней предельной температуре, и предварительно установленной взаимосвязи между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания;
определение эквивалента выхода нефти скважины для добычи в представляющем интерес целевом коллекторе на основе скорости повышения температуры и предварительно установленной взаимосвязи между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца;
определение эффективного участка нагревания периферийной нагревательной скважины на основе нижней предельной температуры; и
определение оптимальной схемы расположения скважин на основе границы эффективного участка нагревания периферийной нагревательной скважины;
причем взаимосвязь между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ, взаимосвязь между межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания, и взаимосвязь между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца в соответствии с условием внутрипластовой конверсии для разработки; причем нижняя предельная температура, оптимальное межскважинное расстояние нагревательных скважин, эквивалент выхода нефти и оптимальная схема расположения скважин представляют собой оптимальные параметры в оптимальном подходе к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти.
[0008] В вариантах реализации настоящего раскрытия дополнительно предложено устройство для прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти. Устройство включает:
блок определения нижней предельной температуры для определения нижней предельной температуры, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце, подлежащем измерению, в нефть и газ на основе скорости повышения температуры и предварительно установленной взаимосвязи между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ;
блок определения оптимального межскважинного расстояния нагревательных скважин для определения оптимального межскважинного расстояния нагревательных скважин на основе параметра температурного поля представляющего интерес целевого коллектора, оптимального времени нагревания, соответствующего нижней предельной температуре, и предварительно установленной взаимосвязи между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания;
блок определения эквивалента выхода нефти для определения эквивалента выхода нефти скважины для добычи в представляющем интерес целевом коллекторе на основе скорости повышения температуры и предварительно установленной взаимосвязи между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца;
блок определения оптимальной схемы расположения скважин для определения эффективного участка нагревания периферийной нагревательной скважины на основе нижней предельной температуры и определения оптимальной схемы расположения скважин, на основе границы эффективного участка нагревания периферийной нагревательной скважины;
причем взаимосвязь между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ, взаимосвязь между межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания, и взаимосвязь между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца в соответствии с условием внутрипластовой конверсии для разработки; причем нижняя предельная температура, оптимальное межскважинное расстояние нагревательных скважин, эквивалент выхода нефти и оптимальная схема расположения скважин представляют собой оптимальные параметры в оптимальном подходе к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти.
[0009] В вариантах реализации настоящего раскрытия дополнительно предложено компьютерное устройство, включающее в себя память, процессор и компьютерную программу, сохраненную в памяти и выполненную с возможностью исполнения процессором, в котором процессор при исполнении компьютерной программы осуществляет способ прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, как описано выше.
[0010] В вариантах реализации настоящего раскрытия дополнительно предложен компьютерочитаемый носитель для хранения, хранящий компьютерную программу для осуществления способа прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, как описано выше.
[0011] Технические решения, обеспеченные вариантами реализации настоящего раскрытия, достигают следующих технических результатов, обеспечивающих преимущество.
[0012] Во-первых, взаимосвязь между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ, и взаимосвязь между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца на основе условий внутрипластовой конверсии для разработки, чтобы решить проблему известного уровня техники, заключающуюся в том, что нижняя предельная температура и оптимальное межскважинное расстояние нагревательных скважин в схеме расположения скважин имеют различные межскважинные расстояния нагревательных скважин. Во-первых, взаимосвязь между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ, и взаимосвязь между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца на основе условий внутрипластовой конверсии для разработки, чтобы решить проблему известного уровня техники, заключающуюся в том, что нижняя предельная температура и оптимальное межскважинное расстояние нагревательных скважин в схеме расположения скважин имеют различные межскважинные расстояния нагревательных скважин. Таким образом, на основе взаимосвязи между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, а также взаимосвязи между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания, могут быть получены оптимальные параметры, т.е. нижняя предельная температура и оптимальное межскважинное расстояние нагревательных скважин.
[0013] Во-вторых, взаимосвязь между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца в соответствии с условием внутрипластовой конверсии для разработки, с тем чтобы решить техническую проблему, заключающуюся в том, что выход нефти и газа не может быть оптимизирован в процессе внутрипластовой конверсии из-за различных температур в различных областях. Таким образом, оптимальный параметр, т.е. эквивалент выхода нефти, может быть получен на основе взаимосвязи между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца.
[0014] Кроме того, оптимальную схему расположения скважин определяют на основе границы эффективного участка нагревания периферийной нагревательной скважины, тем самым получая оптимальный параметр, т.е. оптимальную схему расположения скважин.
[0015] Таким образом, технические решения, обеспеченные в вариантах реализации настоящего раскрытия, определяют оптимальный подход к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти на основе оптимальных параметров, полученных оптимизацией ключевых параметров во время внутрипластовой конверсии и разработки сланцевой нефти, тем самым снижая стоимость разработки и обеспечивая научное направление для внутрипластовой конверсии для разработки сланцевой нефти.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0016] Чертежи, описанные в данном документе, используют для обеспечения дополнительного понимания настоящего раскрытия и составляют часть настоящей заявки, а не ограничение раскрытия. На чертежах:
[0017] ФИГ. 1 представляет собой структурную схему блок-схемы способа прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0018] ФИГ. 2A и 2B представляют собой диаграммы, на которых изображены связи между внутрипластовой конверсией и температурой, Ro, энергией активации условий в пласте во время геологической истории согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0019] ФИГ. 3 представляет собой диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между температурой, скоростью повышения температуры и временем нагревания при внутрипластовой конверсии согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0020] ФИГ. 4 представляет собой диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между коэффициентом термодиффузии сланца и температурой согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0021] ФИГ. 5 представляет собой диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между конкретной теплоемкостью сланца и температурой согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0022] ФИГ. 6 представляет собой диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между плотностью сланца и температурой согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0023] ФИГ. 7 представляет собой диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между теплопроводностью сланца и температурой согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0024] ФИГ. 8 представляет собой диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между временем нагревания и температурой в центре соединительной линии между нагревательными скважинами при внутрипластовой конверсии сланца согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0025] ФИГ. 9 представляет собой диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между кумулятивной частотой эквивалента выхода нефти и смоделированной температурой при внутрипластовой конверсии сланца согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0026] ФИГ. 10 представляет собой диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между скоростью повышения температуры и отношением выхода нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланца согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0027] ФИГ. 11 представляет собой диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между переходной входной энергией нагревателя, кумулятивной входной энергией нагревателя, и временем нагревания при внутрипластовой конверсии сланца согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0028] ФИГ. 12 представляет собой диаграмму, на которой изображено распределение эффективных участков нагревания с различными межскважинными расстояниями между нагревательными скважинами в схеме расположения горизонтальных нагревательных скважин для внутрипластовой конверсии сланца согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0029] ФИГ. 13 представляет собой диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между расстоянием над параллельными соединительными линиями нагревательных скважин на периферии верхнего слоя, температурой и скоростью конверсии конвертируемого органического вещества в схеме расположения горизонтальных нагревательных скважин для внутрипластовой конверсии сланца с межскважинным расстоянием нагревательных скважин, равном 10 м, согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0030] ФИГ. 14 представляет собой диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между межскважинным расстоянием нагревательных скважин и извлекаемым отношением извлекаемого эквивалента нефти в схеме расположения горизонтальных нагревательных скважин для внутрипластовой конверсии сланца согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0031] ФИГ. 15 представляет собой вид сверху оптимальной схемы расположения вертикальных скважин согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0032] ФИГ. 16 представляет собой поперечное сечение оптимальной схемы расположения горизонтальных скважин согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0033] ФИГ. 17 представляет собой диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между смоделированным временем нагревания, температурой, отношением кумулятивного выхода нефти и отношением выхода газа при внутрипластовой конверсии сланца согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия;
[0034] ФИГ. 18 представляет собой диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между межскважинным расстоянием нагревательных скважин группы добывающих скважин для внутрипластовой конверсии сланца, эквивалентным кратным извлекаемой нефти и не полностью сконвертированным объемным отношением конвертируемого органического вещества согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия; и
[0035] ФИГ. 19 представляет собой структурную схему устройства для прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0036] Чтобы более ясно объяснить цель, техническое решение и преимущества раскрытия, ниже раскрытие будет дополнительно описано подробно в совокупности с вариантами реализации и с сопровождающими чертежами. Примерные варианты реализации раскрытия в данном документе и их описание используют для объяснения раскрытия и не представляют ограничение раскрытия.
[0037] Изобретатель обнаружил, что известный уровень техники, относящийся к внутрипластовой конверсии для разработки сланцевой нефти, только включает в себя технические решения, предложенные из самой технологии способа внутрипластовой конверсии, и никакие из этих технологий не дают технологию способа для оптимизации параметров в процессе разработки. В процесс внутрипластовой конверсии для разработки сланцевой нефти, включают многие факторы и параметры, а известный уровень техники не включает никакой технологии того, как оптимизировать параметры и факторы, чтобы получать оптимальные параметры для определения оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти и для снижения стоимости разработки.
[0038] Так как изобретатель обнаружил, что вышеприведенные технические проблемы, для преодоления недостатков, существующих в известном уровне техники, в котором параметры при внутрипластовой конверсии для разработки сланцевой нефти не могут быть оптимизированы, а определение и оптимизация ключевых параметров, относящихся к внутрипластовой конверсии сланцевой нефти отсутствуют, изобретатель обеспечивает техническое решение прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, в котором оптимальный подход к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти может быть определен на основе оптимальных параметров, полученных оптимизацией ключевых параметров во время внутрипластовой конверсии и разработки сланцевой нефти, так как снижает стоимость разработки, обеспечивает научное направление для внутрипластовой конверсии для разработки сланцевой нефти, и улучшать степень использования ресурсов сланцевой нефти. Ниже будет подробно описано решение прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти.
[0039] ФИГ. 1 представляет собой структурную схему блок-схемы способа прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия. Как показано на ФИГ. 1, способ включает в себя следующие этапы:
[0040] этап 101: определение нижней предельной температуры, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце, подлежащем измерению, в нефть и газ на основе скорости повышения температуры и предварительно установленной взаимосвязи между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ;
[0041] этап 102: определение оптимального межскважинного расстояния нагревательных скважин на основе параметра температурного поля представляющего интерес целевого коллектора, оптимального времени нагревания, соответствующего нижней предельной температуре, и предварительно установленной взаимосвязи между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания;
[0042] этап 103: определение эквивалента выхода нефти скважины для добычи в представляющем интерес целевом коллекторе на основе скорости повышения температуры и предварительно установленной взаимосвязи между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца;
[0043] этап 104: определение эффективного участка нагревания периферийной нагревательной скважины на основе нижней предельной температуры и определение оптимальной схемы расположения скважин на основе границы эффективного участка нагревания периферийной нагревательной скважины;
[0044] причем взаимосвязь между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ, взаимосвязь между межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания и взаимосвязь между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца в соответствии с условием внутрипластовой конверсии для разработки, причем нижняя предельная температура, оптимальное межскважинное расстояние нагревательных скважин, эквивалент выхода нефти и оптимальная схема расположения скважин представляют собой оптимальные параметры в оптимальном подходе к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти.
[0045] Технические решения, обеспеченные вариантами реализации настоящего раскрытия, достигают следующих технических результатов, обеспечивающих преимущество.
[0046] Во-первых, взаимосвязь между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ, и взаимосвязь между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца на основе условий внутрипластовой конверсии для разработки, чтобы решить проблему известного уровня техники, заключающуюся в том, что нижняя предельная температура и оптимальное межскважинное расстояние нагревательных скважин в схеме расположения скважин имеют различные межскважинные расстояния нагревательных скважин. Таким образом, на основе взаимосвязи между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, а также взаимосвязи между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания могут быть получены оптимальные параметры, т.е. нижняя предельная температура и оптимальное межскважинное расстояние нагревательных скважин.
[0047] Во-вторых, взаимосвязь между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца в соответствии с условием внутрипластовой конверсии для разработки, с тем чтобы решить техническую проблему, заключающуюся в том, что выход нефти и газа не может быть оптимизирован в процессе внутрипластовой конверсии из-за различных температур в различных областях. Таким образом, оптимальный параметр, т.е. эквивалент выхода нефти, может быть получен на основе взаимосвязи между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца.
[0048] Кроме того, оптимальную схему расположения скважин определяют на основе границы эффективного участка нагревания периферийной нагревательной скважины, тем самым получая оптимальный параметр, т.е. оптимальную схему расположения скважин.
[0049] Таким образом, технические решения, обеспеченные в вариантах реализации настоящего раскрытия, определяют оптимальный подход к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти на основе оптимальных параметров, полученных оптимизацией ключевых параметров во время внутрипластовой конверсии и разработки сланцевой нефти, тем самым снижая стоимость разработки и обеспечивая научное направление для внутрипластовой конверсии для разработки сланцевой нефти.
[0050] Теперь, ссылаясь на ФИГ. 2A - ФИГ. 18, этапы, включенные в способ прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, описаны подробно ниже.
[0051] I. Во-первых, вводят этапы предварительного установления моделей согласно эксперименту имитационного температурного моделирования.
[0052] 1. Во-первых, вводят этапы установления взаимосвязи (например, модель для прогнозирования нижней предельной температуры) между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ.
[0053] Образцы сланца в представляющем интерес целевом коллекторе собирают для получения нижней предельной температуры, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ при различных условиях скорости повышения температуры проведением экспериментов имитационного температурного моделирования в соответствии с условием внутрипластовой конверсии для разработки, для установления модели оценки нижней предельной температуры (модель для прогнозирования нижней предельной температуры), требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ при различных условиях скорости повышения температуры.
[0054] Причина, по которой модель для прогнозирования нижней предельной температуры устанавливают на основе скорости повышения температуры, заключается в следующем : скорость, при которой органическое вещество конвертируется в нефть и газ в сланце, связана с энергией активации, температурой и временем органического вещества, что соответствует кинетическому уравнению реакции первого порядка. Во время эволюции геологической истории в стратиграфических условиях, скорость, при которой органическое вещество конвертируется в нефть и газ, экспоненциально связана с температурой, и линейно связана с пройденным временем. При разработке сланцевой нефти технологией внутрипластовой конверсии, температура пласта при внутрипластовой конверсии намного выше, чем минимальная температура, требуемая для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ во время периода геологической истории. Анализ образцов керогенового сланца типа I и типа II во многих нефте- и газоносных бассейнах мира показывает, что нижний предел энергии активации образцов керна с различными зрелостями положительно коррелирует с соответствующим показателем отражения витринита (Ro). Частота распределения энергии активации для сланца с низкой зрелостью аналогична нормальному распределению, кумулятивная частота энергии активации для сланца с низкой зрелостью 100% соответствует около 270 кДж/моль, то есть максимальная энергия активации составляет около 270 кДж/моль, а температура, требуемая для конверсии соответствующего органического вещества в нефть и газ составляет около 158 °С, что является верхней предельной температурой для образования жидкого углеводорода, а соответствующий показатель отражения витринита составляет около 1,61%. Конечная температура, требуемая для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти превышает 300 °С (ФИГ. 2A и ФИГ. 2B), что значительно выше, чем верхняя предельная температура для полной конверсии конвертируемого органического вещества в нефть и газ в сланце во время геологической истории, а также значительно выше, чем начальная температура реакции, при которой максимальная энергия активации конвертируемого органического вещества в сланце соответственно образует нефть и газ, и таким образом, изобретатель обнаружил, что скорость образования нефти и газа связана со скоростью повышения температуры в условиях внутрипластовой конверсии сланца. В связи с обнаружением технической проблемы изобретатель предлагает модель для прогнозирования нижней предельной температуры, установленной на основе скорости повышения температуры. Эксперимент имитационного температурного моделирования, выполненный на образцах сланца, представлен ниже.
[0055] Многочисленные группы образцов сланца, богатого органическим веществом, имеющим низкую зрелость, собирают в представляющем интерес целевом коллекторе, например, многочисленные группы образцов сланца, богатого органическим веществом, имеющим низкую зрелость, собирают из 7 протяженных участков бассейна Ордос, измельчают, а затем однородно перемешивают, чтобы делить на 7 частей, каждая из которых тяжелее 3 кг. Для точности и надежности экспериментов имитационного температурного моделирования, предпочтительно используют образцы керогенового сланца типа I и типа II с показателем отражения витринита (Ro) менее 0,7%. Предпочтительно используют образцы сланца, имеющие содержание общего органического углерода (TOC) более 5% от сланца. Множественные группы собранных образцов сланца предпочтительно измельчают и однородно перемешивают. Образцы измельчают до 40-100 меш, предпочтительно 60 меш.
[0056] Согласно условиям внутрипластовой конверсии при разработке сланцевой нефти, эксперименты имитационного температурного моделирования выполняют для имитационного моделирования скорости повышения температуры, соответствующей различному времени разработки от 0,1 до 6 лет внутрипластовой конверсии. Термическое имитационное моделирование выполняют для каждого образца сланца в полуоткрытой системе, в которой имитационное смоделированное время внутрипластовой разработки включает 0,1 год, 0,5 лет, 1 год, 2 года, 3 года, 4 года, 5 лет и 6 лет, соответственно, а соответствующие скорости повышения температуры составляют 10°C/день, 1,797°C/день, 0,847°C/день, 0,399°C/день, 0,257°C/день, 0,187°C/день, 0,147°C/день, 0,121°C/день, соответственно. Согласно условиям давления внутрипластовой конверсии для разработки сланцевой нефти, заданное при тепловом имитационном моделировании давление текучей среды составляет от 1 МПа до 10 МПа, предпочтительно 1 МПа, давление удаления углеводорода составляет от 2 МПа до 15 МПа, предпочтительно 3 МПа. Когда кумулятивный эквивалент нефти, полученный в процессе имитационного моделирования, больше 98%, предпочтительно больше 99%, от конечного эквивалента выхода нефти, то есть принимают нижнюю предельную температуру, требуемую для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ. Эксперимент имитационного температурного моделирования доказывает, что скорость, при которой органическое вещество в сланце конвертируется в нефть и газ через термический крекинг, хорошо коррелирует со скоростью повышения температуры, и увеличивается с увеличением скорости повышения температуры.
[0057] В процессе внутрипластовой конверсии и разработки сланцевой нефти, межскважинное расстояние нагревательных скважин различно, а нагревательным скважинам необходимо различное время для достижения нижней предельной температуры, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в нефть и газ, то есть, скорости повышения температуры различные. Скорость повышения температуры является ключевым параметром при внутрипластовой конверсии для разработки, и на основе данных термического имитационного моделирования, модель для оценки нижней предельной температуры (модель для прогнозирования нижней предельной температуры), требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ устанавливают использованием скорости повышения температуры (уравнение (1)) (ФИГ. 3):
[0058]
[0059] В уравнении,  обозначает нижнюю предельную температуру, требуемую для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ, °C;  обозначает скорость повышения температуры, °C/день; и  обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять 363,201, 0,06867, соответственно.
[0060] В конкретном варианте осуществления, в варианте реализации настоящего раскрытия, вышеописанная нижняя предельная температура может также упоминаться как оптимальная температура нагревания, требуемая для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ.
[0061] 2. Во-вторых, вводят этапы установления взаимосвязи между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания (например, модель оптимального межскважинного расстояния нагревательных скважин).
[0062] Согласно данным эксперимента имитационного температурного моделирования, получают параметры динамического температурного поля, изменяющиеся с температурой, устанавливают модель оценки параметров динамического температурного поля, и устанавливают модель оптимального межскважинного расстояния нагревательных скважин с использованием данных имитационного моделирования температурного поля и условий различных межскважинных расстояний нагревательных скважин.
[0063] В одном варианте реализации, взаимосвязь между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания может быть предварительно установлена в соответствии со следующим процессом:
[0064] установление взаимосвязи между коэффициентом термодиффузии и температурой на основе коэффициентов термодиффузии в различных температурных точках, которые измеряют лазерным прибором для измерения теплопроводности в процессе эксперимента имитационного температурного моделирования;
[0065] установление взаимосвязи между конкретной теплоемкостью и температурой на основе конкретных теплоемкостей в различных температурных точках, которые измеряют синхронным термоанализатором в процессе эксперимента имитационного температурного моделирования;
[0066] установление взаимосвязи между теплопроводностью сланца и температурой на основе плотностей сланца в различных температурных точках, которые измеряют термодилатометром в процессе эксперимента имитационного температурного моделирования; и
[0067] установление взаимосвязи между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания, определение через имитационное моделирование температурного поля различного оптимального времени нагревания, с которым все эффективные участки нагревания сланца достигают нижней предельной температуры в условиях различных межскважинных расстояний нагревательных скважин на основе взаимосвязи между коэффициентами термодиффузии и температурой, взаимосвязи между конкретной теплоемкостью и температурой, и взаимосвязи между теплопроводностью сланца и температурой.
[0068] В конкретном варианте осуществления, влияющие параметры температурного поля в основном включают в себя коэффициенты термодиффузии, конкретную теплоемкость и теплопроводность. Параметры температурного поля в вертикальном направлении и в горизонтальном направлении измеряют соответственно благодаря большой разнице в неоднородности между вертикальным направлением и горизонтальным направлением сланца. Во время внутрипластовой конверсии для разработки, температура пласта сильно меняется, и параметры температурного поля сильно меняются с температурой, таким образом, необходимо измерять динамические параметры температурного поля в различных температурных условиях. Собирают целевые образцы сланца в исследуемой области. Ниже будет веден процесс установления взаимосвязи между коэффициентами термодиффузии и температурой, взаимосвязи между конкретной теплоемкостью и температурой, и взаимосвязи между теплопроводностью сланца и температурой.
[0069] (1) Во-первых, согласно национальному стандарту GB/T22588-2008, коэффициенты термодиффузии в различных температурных точках измеряют лазерным прибором для измерения теплопроводности, а взаимосвязь между коэффициентами термодиффузии и температурой устанавливают согласно измеренным данным, таким как модель того, что коэффициенты термодиффузии меняются с температурой (уравнение (2), уравнение (3)) (ФИГ. 4), причем взаимосвязь между коэффициентами термодиффузии и температурой включает модель для прогнозирования коэффициента термодиффузии в вертикальном направлении и модель для прогнозирования коэффициента термодиффузии в горизонтальном направлении.
[0070] Модель для прогнозирования коэффициента термодиффузии в вертикальном направлении показана ниже (уравнение (2)):
[0071]
2
[0072] В уравнении,  обозначает коэффициент термодиффузии в вертикальном направлении, мм/с;  обозначает температуру, °C; и ,  обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять -0,069022, 0,714776, соответственно.
[0073] Модель для прогнозирования коэффициента термодиффузии в горизонтальном направлении показана ниже (уравнение (3)):
[0074]
2
[0075] В уравнении,  обозначает коэффициент термодиффузии в вертикальном направлении, мм/с;  обозначает температуру, °C; и ,  обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять -0,23755, 0,00217, соответственно.
[0076] (2) Во-вторых, согласно стандарту США ASTM E 1269-11, конкретную теплоемкость в различных температурных точках измеряют синхронным термоанализатором, а взаимосвязь между конкретной теплоемкостью и температурой устанавливают согласно измеренным данным, таким как модель того, что конкретная теплоемкость изменяется с температурой (уравнение (4), уравнение (5)) (ФИГ. 5), причем взаимосвязь между конкретной теплоемкостью и температурой включает модель для прогнозирования конкретной теплоемкости в вертикальном направлении и модель для прогнозирования конкретной теплоемкости в горизонтальном направлении.
[0077] Модель для прогнозирования конкретной теплоемкости в вертикальном направлении показана ниже (уравнение (4)):
[0078]
[0079] В уравнении,  обозначает отношение горячего расплава в вертикальном направлении, Дж/г⋅K;  обозначает температуру, °C; а , , ,  обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять 0,0000000148, -0,0000095079, 0,002748573, 0,78690397, соответственно.
[0080] Модель для прогнозирования конкретной теплоемкости в горизонтальном направлении показана ниже (уравнение (5)):
[0081]
[0082] В уравнении,  обозначает конкретную теплоемкость в горизонтальном направлении, Дж/г⋅K;  обозначает температуру, °C; и ,  обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять 0,2095, 0,1703, соответственно.
[0083] (3) Затем, согласно национальному стандарту GB/T 23561.2-2009, плотность сланца в различных температурных точках измеряют использованием прибора теплового расширения (ФИГ. 6), а теплопроводность сланца вычисляют согласно уравнению (6), т.е. устанавливают взаимосвязь между теплопроводностью сланца и температурой, такую как модель для прогнозирования теплопроводности сланца (уравнение (6), ФИГ. 7).
[0084]
2
3
[0085] В уравнении,  обозначает теплопроводность, Вт/мК;  обозначает температуру, °C;  обозначает коэффициент термодиффузии (коэффициенты термодиффузии в вертикальном направлении или в горизонтальном направлении, которые могут быть получены согласно вышеприведенному уравнению (2) или (3)), мм/с;  обозначает конкретную теплоемкость (конкретная теплоемкость в вертикальном направлении или в горизонтальном направлении, которая может быть получена согласно вышеприведенному уравнению (4) или (5)), Дж/г⋅K;  обозначает плотность сланца, г/см. На основе коэффициентов термодиффузии и конкретной теплоемкости в вертикальном направлении или в горизонтальном направлении, может быть получена теплопроводность в вертикальном направлении или в горизонтальном направлении.
[0086] Процесс установления взаимосвязи между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания описан ниже.
[0087] Согласно полученным параметрам температурного поля представляющего интерес целевого коллектора, время нагревания, когда все участки эффективного нагревания сланца достигают нижней предельной температуры, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ при различных условиях межскважинных расстояниях нагревательных скважин, то есть, оптимальное время нагревания (ФИГ. 8), определяют имитационным моделированием температурного поля. Оптимальное время нагревания может гарантировать, что конвертируемое органическое вещество в сланце полностью конвертируется в нефть и газ и добывается без потери термической энергии из-за дополнительного нагревания. Из-за таких факторов, как срок службы нагревателя или тому подобное, время нагревания не может быть слишком долгим. Кроме того, чем больше межскважинное расстояние нагревательных скважин, тем дольше требуется время нагревания, тем серьезнее потери термической энергии, и тем выше стоимость разработки, так что определение разумной схемы расположения скважин и оптимального времени нагревания может уменьшать стоимость внутрипластовой конверсии при разработке и сохранять термическую энергию. Таким образом, устанавливают взаимосвязь между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания.
[0088] Взаимосвязь между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания (например, модель для прогнозирования оптимального межскважинного расстояния нагревательных скважин) определяют уравнением (7):
[0089]
[0090] В уравнении,  обозначает оптимальное время нагревания нагревательной скважины,  обозначает межскважинное расстояние между нагревательными скважинами,  обозначает отношение измеренного значения теплопроводности образца сланца, подлежащего измерению для расчетного значения,  отличается в вертикальном направлении и в горизонтальном направлении, соответственно, причем расчетное значение определяют согласно коэффициенту термодиффузии и конкретной теплоемкости в вертикальном направлении или в горизонтальном направлении (см. вышеприведенное описание); и , , , , ,  обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять 0,4756, -0,1477, 0,0116, -0,3738, 4,3719, -13,387, соответственно.
[0091] 3. Затем дают введение относительно установления модели для оценки эквивалента выхода нефти с температурой (взаимосвязь между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца, такая как модель для прогнозирования эквивалента выхода нефти) на основе эквивалента выхода нефти при различных скоростях повышения температуры, которые получают через термическое имитационное моделирование, и модель для оценки отношения выхода нефти и газа со скоростью повышения температуры (модель для прогнозирования отношения выхода нефти и газа).
[0092] Модель для оценки эквивалента выхода нефти (модель прогнозирования эквивалента выхода нефти) устанавливают с использованием данных эквивалента выхода нефти термическим имитационным моделированием сланца при различных условиях скорости повышения температуры представляющего интерес целевого коллектора:
[0093]
[0094] где, ;
[0095] ;
[0096] В уравнении,  обозначает отношение кумулятивного эквивалента выхода нефти, соответствующего температуре к общему кумулятивному эквиваленту выхода нефти, %;  обозначает температуру, соответствующую заданному кумулятивному эквиваленту выхода нефти, °C;  - температура, соответствующая 50% общего кумулятивного эквивалента выхода нефти, в единицах °C;  обозначает отношение кумулятивного эквивалента выхода нефти, соответствующего температуре , %; , ,  обозначают эмпирические коэффициенты, причем различные скорости повышения температуры имеют различные значения (как показано в таблице 1 ниже).
[0097] Таблица 1. Значения эмпирических коэффициентов , ,  при различных условиях скорости повышения температуры
Скорость повышения температуры (°C/день)
<img file="00000043.jpg" he="7" wi="9" img-content="undefined" img-format="jpg" /><50%
<img file="00000043.jpg" he="7" wi="9" img-content="undefined" img-format="jpg" />≥50%
<img file="00000044.jpg" he="7" wi="4" img-content="undefined" img-format="jpg" />
<img file="00000045.jpg" he="7" wi="4" img-content="undefined" img-format="jpg" />
<img file="00000046.jpg" he="7" wi="4" img-content="undefined" img-format="jpg" />
<img file="00000044.jpg" he="7" wi="4" img-content="undefined" img-format="jpg" />
<img file="00000045.jpg" he="7" wi="4" img-content="undefined" img-format="jpg" />
<img file="00000046.jpg" he="7" wi="4" img-content="undefined" img-format="jpg" />
0,12
0,1597
-0,7642
-1,4609
-0,517
0,72603
1,7554
0,147
0,3686
-0,7049
-1,6637
-0,28574
0,9077
1,64618
0,187
0,356
-0,6799
-1,5938
-0,20897
1,04635
1,76677
0,256
0,3237
-0,6985
-1,5596
-0,2206
1,07021
1,83072
0,4
0,2671
-0,7588
-1,5544
-0,23542
1,06699
1,85918
0,85
0,2862
-0,8021
-1,6468
-0,30024
0,85298
1,68964
1,797
0,3273
-0,7643
-1,6516
-0,17539
1,02439
1,74198
10
0,2373
-0,9237
-1,7211
-0,24402
1,05795
1,81099
[0098] Модель для прогнозирования отношения выхода нефти и газа устанавливают с использованием выхода нефти, полученного термическим имитационным моделированием сланца, и данных выхода газа при различных условиях скорости повышения температуры представляющего интерес целевого коллектора (ФИГ. 10):
[0099]
[0100]
[0101] В уравнении,  обозначает отношение добытого углеводородного газа к углеводородному газу, добытому способом термического имитационного моделирования алюминия (FA), %;  обозначает отношение выхода нефти к выходу нефти, добытой способом термического имитационного моделирования алюминия (FA), %; , , ,  обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять -6,9804, 116,2995, 66,3624, 0,0355, соответственно. Способом термического имитационного моделирования алюминия (FA) может быть получен выход нефти и газа из образца сланца в представляющем интерес целевом коллекторе.
[0102] 4. Затем дают введение для установления взаимосвязи между кумулятивной входной энергией нагревателя и временем нагревания, например, модель для прогнозирования кумулятивной входной энергией нагревателя, использованием данных имитационного моделирования температурного поля на основе температуры поверхности нагревателя, которая должна поддерживаться постоянной, и скорость распространения температурного поля должна поддерживаться постоянной.
[0103] Когда сланец конвертируется и нагревается на месте, температуру поверхности нагревателя поддерживают постоянной. Согласно постоянной скорости распространения температурного поля, мгновенная входная энергия нагревателя уменьшается постепенно с увеличением времени нагревания и повышением температуры пласта. Кумулятивную входную энергию и мгновенную входную энергию нагревателя получают имитационным моделированием температурного поля. Кумулятивная входная энергия нагревателя предпочтительно является кумулятивной входной энергией нагревателя на метр, а мгновенная входная энергия нагревателя предпочтительно является входной энергией нагревателя на метр в день, и модель для оценки входной энергии нагревателя с временем нагревания (ФИГ. 11).
[0104] Модель для прогнозирования мгновенной входной энергии нагревателя (уравнение (11)):
[0105]
[0106] В уравнении,  обозначает мгновенную входную энергию, требуемую в соответствующее время  нагревания нагревателя, Дж;  обозначает время нагревания, месяцев; , , ,  обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять 2,8913, -0,0791, -0,5320, 2,6870, соответственно.
[0107] Модель для прогнозирования кумулятивной входной энергии нагревателя (уравнение (12)):
[0108]
[0109] В уравнении,  обозначает мгновенную входную энергию нагревателя на j-ый день в i-ый месяц, Дж;  обозначает кумулятивную входную энергию нагревателя в n-ный месяц, Дж; n обозначает кумулятивное время нагревания нагревателя, месяцев; и m обозначает количество дней i-го месяца, дней.
[0110] 5. Затем дают введение относительно предварительной установки взаимосвязи между межскважинным расстоянием нагревательных скважин и полностью сконвертированным объемным отношением конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин (модель прогноза полностью сконвертированного объемного отношения конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин), взаимосвязь между межскважинным расстоянием между нагревательными скважинами, количество слоев в схеме расположения скважин и степень извлечения извлекаемого эквивалента нефти в пределах группы добывающих скважин (модель для прогнозирования степени извлечения извлекаемого эквивалента нефти), а также этапы максимального улучшения коэффициента использования ресурсов извлекаемой нефти и газа с использованием модели прогноза полностью сконвертированного конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин и предварительно установленной модели для прогнозирования степени извлечения эквивалента извлекаемой нефти, на основе обеспечения оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти.
[0111] На основе скорости повышения температуры сланца, распределения температурного поля, выхода нефти и газа и оптимальной схемы расположения скважин, взаимосвязи между межскважинным расстоянием нагревательных скважин и полностью сконвертированным объемным отношением конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин, такой как модель прогноза полностью сконвертированного объемного отношения конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин в пределах группы добывающих скважин, и взаимосвязи между межскважинным расстоянием между нагревательными скважинами, устанавливают количество слоев в схеме расположения скважин и степень извлечения эквивалента извлекаемой нефти в пределах группы добывающих скважин, такой как модель для прогнозирования степени извлечения эквивалента извлекаемой нефти, чтобы получить коэффициент использования извлекаемой нефти и газа, для максимального улучшения коэффициента использования ресурсов извлекаемой нефти и газа на основе обеспечения оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти.
[0112] Коэффициент использования извлекаемой нефти и газа при различных условиях межскважинных расстояний нагревательных скважин определяют на основе распределения температурного поля, скорости повышения температуры, выхода нефти и газа и оптимальной схемы расположения скважин. Коэффициент использования извлекаемой нефти и газа относится к проценту выхода внутрипластового конвертируемого эквивалента нефти к общему извлекаемому эквиваленту нефти в пределах диапазона плоской проекции эффективного участка нагревания в условиях внутрипластовой конверсии для разработки.
[0113] Когда принимают вертикальную схему расположения скважин для нагревательных скважин, коэффициент использования ресурсов в эффективном участке нагревания группы добывающих скважин составляет 100%.
[0114] Когда принимают горизонтальную схему расположения скважин для нагревательных скважин, в конце нагревания, поскольку температура некоторых областей между верхними и нижними периферийными скважинами и границей эффективного сланца не может достигать нижней предельной температуры, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в нефть и газ, коэффициент использования ресурсов нефти и газа в некоторых областях менее 100%. Например, когда нагревательные скважины находятся на расстоянии 10 метров и расположены в три слоя, оптимальное расстояние между верхней нагревательной скважиной и верхней границей эффективного сланца и между верхней нагревательной скважиной и нижней границей эффективного сланца составляет 3,9 метра, нагревательные скважины нагревают в течение 4,5 лет до достижения 320°C, т.е. нижняя предельная температура, требуемая для полной конверсии конвертируемого органического вещества в нефть и газ, самая наружная граница эффективного участка нагревания вне верхних и нижних нагревательных скважин достигает 3,9 метров, в то же время температура и скорость конверсии конвертируемого органического вещества на различных расстояниях выше и ниже нагревательных скважин в горизонтальном направлении Скважины A на ФИГ. 12 сильно отличаются. Области эффективного сланца между верхними нагревательными скважинами и верхней границей эффективного сланца и между нижними нагревательными скважинами и нижней границей эффективного сланца не могут достигать нижней предельной температуры, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ, а коэффициент использования ресурсов не может достигать 100% (см. ФИГ. 13).
[0115] Полностью сконвертированное объемное отношение конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин относится к отношению объема конвертируемого органического вещества, которое полностью становится нефтью и газом, в пределах области плоской проекции эффективного участка нагревания к объему эффективного сланца в пределах области плоской проекции эффективного участка нагревания, когда температура в центре соединительной линии между нагревательными скважинами достигает нижней предельной температуры полной конверсии конвертируемого органического вещества в пределах одной группы добывающих скважин внутрипластовой конверсия. На основе данных имитационного моделирования распределения температурного поля, модель прогноза полностью сконвертированного объемного отношения конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин устанавливают использованием межскважинного расстояния нагревательных скважин в блоке разработки в схеме расположения горизонтальных скважин нагревательных скважин (уравнение (13)).
[0116]
[0117] В уравнении  обозначает полностью сконвертированное объемное отношение конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин, %;  обозначает межскважинное расстояние между нагревательными скважинами, м; , , , , , ,  обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять 0,149, -1,0337, 0,1499, -0,3619, 0,0711, -2,431, 0,5645, -0,841, соответственно.
[0118] В одном варианте реализации настоящего раскрытия полностью сконвертированное объемное отношение конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин, может быть получено также уравнением (14).
[0119]
[0120] В уравнении,  обозначает полностью сконвертированное объемное отношение конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин, %.
[0121] Эффективная толщина сланца и межскважинное расстояние нагревательных скважин различны, и количество слоев в схеме расположения скважин отличается для горизонтальных нагревательных скважин, с учетом межскважинного расстояния нагревательных скважин и количества слоев межскважинного расстояния нагревательных скважин, модель для прогнозирования степени извлечения эквивалента извлекаемой нефти в пределах одной группы добывающих скважин в оптимальной схеме расположения скважин получают в условиях различного количества межскважинных расстояний слоев нагревательных скважин и различных межскважинных расстояний нагревательных скважин, когда температура в центре соединительной линии между нагревательными скважинами достигает нижней предельной температуры полной конверсии конвертируемого органического вещества, уравнением (15) (уравнение (15)) (ФИГ. 14):
[0122]
[0123] В уравнении,  обозначает степень извлечения извлекаемого эквивалента нефти, %;  обозначает межскважинное расстояние между нагревательными скважинами, м;  обозначает количество межскважинных расстояний слоев нагревательных скважин, слоев; , , , , ,  обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять 0,0025, -0,0860, 0,8458, -0,0208, 0,7138, 93,0192, соответственно.
[0124] II. Во-вторых, вводят этапы оптимизации ключевых параметров согласно вышеприведенным предварительно установленным моделям.
[0125] 1. Во-первых, описывают вышеприведенный этап 101.
[0126] В конкретном варианте осуществления нижняя предельная температура, требуемая для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце, подлежащем измерению, в нефть и газ может быть получена введением скорости повышения температуры в предварительно установленную взаимосвязь между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ (вышеприведенное уравнение (1)).
[0127] Когда установленную модель (уравнение (1)) применяют для прогнозирования ключевых параметров какой-либо области исследования, «скорость повышения температуры» устанавливают в соответствии с нагревателем, а затем «скорость повышения температуры» вводят в модель для прогнозирования нижней предельной температуры для получения нижней предельной температуры, соответствующей «скорости повышения температуры».
[0128] 2. Во-вторых, описывают вышеприведенный этап 102.
[0129] В конкретном варианте осуществления, согласно вышеприведенным уравнениям (2)-(6), параметры температурного поля представляющего интерес целевого коллектора, параметры температурного поля представляющего интерес целевого коллектора и оптимальное время нагревания (время нагревания, соответствующее нижней предельной температуре, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ) вводят в предварительно установленную взаимосвязь между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания (вышеприведенное уравнение (7)) для определения оптимального межскважинного расстояния нагревательных скважин.
[0130] 3. Затем описывают вышеприведенный этап 103.
[0131] В конкретном варианте осуществления эквивалент выхода нефти скважины для добычи в представляющем интерес целевом коллекторе определяют введением скорости повышения температуры в предварительно установленную взаимосвязь между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца (вышеприведенное уравнение (8)).
[0132] В одном варианте реализации способ прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти дополнительно включает: осуществление прогнозирования отношения выхода нефти и газа на основе модели для прогнозирования отношения выхода нефти и газа (вышеприведенные уравнения (9) и (10)), т.е. введение скорости повышения температуры в вышеприведенные уравнения (9) и (10) для получения отношения выхода нефти и газа.
[0133] 4. Затем описывают вышеприведенный этап 104.
[0134] В конкретном варианте осуществления способ определения эффективного участка нагревания периферийной нагревательной скважины на основе нижней предельной температуры включает: определение области участков нагревания, в которой наименьшая температура достигает или превышает нижнюю предельную температуру, требуемую для полной конверсии конвертируемого органического вещества в нефть и газ, в качестве эффективного участка нагревания.
[0135] На основе схемы расположения нагревательных скважин, после того, как температура в центре соединительной линии между нагревательными скважинами достигает нижней предельной температуры, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в нефть и газ, в соответствии с принципом, согласно которому месячное эквивалентное значение выхода нефти скважины для добычи равно значению выходной энергии нагревателя того месяца, определяют время остановки нагревания нагревателя, а оптимальную схему расположения скважин определяют на основе эффективной границы температурного поля периферийной нагревательной скважины.
[0136] На основе схемы расположения скважин внутрипластовой конверсии сланцевой нефти предпочтительно принимают интервальный режим треугольной схемы расположения скважин (треугольная схема расположения скважин имеет однородное нагревание и высокий коэффициент использования термической эффективности), когда температура в центре соединительной линии между нагревательными скважинами достигает нижней предельной температуры, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в нефть и газ, конвертируемый органическим веществом в эффективном участке нагревания, управляемый нагревательной скважиной, полностью конвертируется в нефть и добывается газ. Нефть и газ, добываемые непрерывным нагреванием, в основном поступают из нефти и газа, добытого расширением газа в эффективном участке нагревания и удлинении эффективного участка нагревания в периферийной нагревательной скважине. Количество нефти и газа в этой части относительно мало, а коэффициент использования термической энергии для продолжения нагревания относительно низкий, и предпочтительно нагревание останавливают, когда температура в центре соединительной линии между нагревательными скважинами достигает нижней предельной температуры, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в нефть и газ. Эффективный участок нагревания относится к области участков нагревания, в которых наименьшая температура достигает или превышает нижнюю предельную температуру, требуемую для полной конверсии конвертируемого органического вещества в нефть и газ.
[0137] Оптимальную схему расположения скважин нагревательной скважины определяют согласно имитационному моделированию температурного поля для обеспечения максимальной эффективности входного тепла и максимального использования ресурсов.
[0138] В одном варианте реализации определение оптимальной схемы расположения скважин на основе границы эффективного участка нагревания периферийной нагревательной скважины может включать в себя:
[0139] когда принимают вертикальную схему расположения скважин для нагревательных скважин, границы эффективных участков нагревания или самые наружные границы эффективных участков нагревания вне периферийных нагревательных скважин для смежных групп добывающих скважин перекрываются, а расстояние между внешними границами эффективных участков нагревания вне периферийных нагревательных скважин блоков разработки составляет от 0,5 м до 5 м, и предпочтительно 2 м;
[0140] когда принимают горизонтальную схему расположения скважин для нагревательных скважин, в латеральном направлении, внешние границы эффективных участков нагревания или самые наружные границы эффективных участков нагревания вне соответствующих периферийных нагревательных скважин для смежных групп добывающих скважин перекрываются, а расстояние между внешними границами эффективных участков нагревания вне соответствующих периферийных нагревательных скважин для смежных блоков разработки составляет от 0,5 м до 5 м, и предпочтительно 2 м.
[0141] В конкретном варианте осуществления, когда принимают вертикальную схему расположения скважин для нагревательных скважин, периферийная нагревательная скважина относится к самой наружной нагревательной скважине одной группы добывающих скважин, предпочтительно границы эффективных участков нагревания или самые наружные границы эффективных участков нагревания вне соответствующих смежных периферийных нагревательных скважин смежных групп добывающих скважин перекрываются (ФИГ. 15). Группа добывающих скважин относится к блокам схемы расположения скважин с аналогичной схемой расположения скважин и аналогичным отношением скважин для добычи и нагревательных скважин, и может быть дублирована. Множественные группы добывающих скважин могут составлять один блок разработки, причем блок разработки относится к группе множественных добывающих скважин, имеющих такое же или аналогичное начальное время нагревания и конечное время нагревания. Внешние границы эффективных участков нагревания вне соответствующих смежных периферийных нагревательных скважин смежных блоков разработки разнесены на 0,5-5 м, и предпочтительно 2 м, для обеспечения того, что начальное время нагревания и конечное время нагревания смежных блоков разработки не согласуются, т.е. периоды добычи не согласуются, что приводит к уменьшению скорости извлечения нефти и газа из-за нефти и газа, текущих между смежными блоками разработки.
[0142] В одном конкретном варианте осуществления, когда принимают горизонтальную схему расположения скважин для нагревательных скважин, периферийные нагревательные скважины относятся к самым верхним и самым нижним нагревательным скважинам на вертикальном профиле нагревательных скважин, предпочтительно граница эффективного участка нагревания над самой верхней периферийной нагревательной скважиной согласуется с верхней границей эффективного сланца, и граница эффективного участка нагревания ниже самой нижней периферийной нагревательной скважины согласуется с нижней границей эффективного сланца (ФИГ. 16). В горизонтальном направлении, внешние границы эффективных участков нагревания или самые наружные границы эффективных участков нагревания вне соответствующих смежных периферийных нагревательных скважин смежных групп добывающих скважин перекрываются, причем внешние границы эффективных участков нагревания вне соответствующих смежных периферийных нагревательных скважин смежных блоков разработки разнесены на расстояние от 0,5 до 5 м, и предпочтительно 2 м.
[0143] 5. Затем описывают этап оптимизации параметров после вышеописанного этапа 105.
[0144] В конкретном варианте осуществления взаимосвязь между кумулятивной входной энергией нагревателя и временем нагревания предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца в соответствии с условием разработки внутрипластовой конверсии, с тем чтобы решать проблему оптимизации входной энергии в процессе внутрипластовой конверсии. Таким образом, на основе взаимосвязи между кумулятивной входной энергией нагревателя и временем нагревания (модель для прогнозирования кумулятивной входной энергией нагревателя, например, уравнение (12) выше), может быть получен оптимальный параметр, т.е. кумулятивная входная энергия нагревателя.
[0145] В конкретном варианте осуществления, время, когда температура в центре соединительной линии между нагревательными скважинами достигает нижней предельной температуры, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в нефть и газ, представляет собой время остановки нагревания нагревателя. Однако температура в средней точке линии нагревательной скважины не может быть измерена при фактической добыче (если нет наблюдательной скважины), так что время остановки нагревания нагревателя может быть определено также в соответствии с принципом, согласно которому месячное эквивалентное значение выхода нефти скважины для добычи равно значению входной энергии нагревателя того месяца.
[0146] В конкретном варианте осуществления способ получения времени остановки нагревания нагревателя может быть таким, что эквивалент выхода нефти получают согласно уравнению (8), равному уравнению (12), согласно которому получают «t» в уравнении (12), причем «t» представляет собой время остановки нагревания нагревателя.
[0147] 6. Затем, после вышеприведенного описанного этапа 105, будет описан этап улучшения коэффициента использования ресурсов извлекаемой нефти и газа до максимума на основе обеспечения оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти.
[0148] В одном варианте реализации вышеописанный способ прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти может дополнительно включать:
[0149] определение полностью сконвертированного объемного отношения органического вещества в группе добывающих скважин представляющего интерес целевого коллектора на основе межскважинного расстояния нагревательных скважин и предварительно установленной взаимосвязи между межскважинным расстоянием нагревательных скважин и полностью сконвертированным объемным отношением конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин, где полностью сконвертированное объемное отношение конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин относится к отношению объема конвертируемого органического вещества, которое полностью становится нефтью и газом в пределах области плоской проекции эффективного участка нагревания, к объему эффективного сланца в пределах области плоской проекции эффективного участка нагревания, когда температура в центре соединительной линии между нагревательными скважинами достигает нижней предельной температуры в пределах одной группы добывающих скважин внутрипластовой конверсии;
[0150] определение степени извлечения извлекаемого эквивалента нефти в пределах одной группы добывающих скважин с оптимальной схемой расположения скважин, когда температура в центре соединительной линии между нагревательными скважинами достигает нижней предельной температуры, на основе межскважинного расстояния между нагревательными скважинами, количества слоев в схеме расположения скважин представляющего интерес целевого коллектора и предварительно установленной взаимосвязи между межскважинным расстоянием между нагревательными скважинами, количества слоев в схеме расположения скважин и степень извлечения извлекаемого эквивалента нефти в группе добывающих скважин, причем взаимосвязь между межскважинным расстоянием между нагревательными скважинами, количество слоев в схеме расположения скважин и степень извлечения извлекаемого эквивалента нефти в пределах группы добывающих скважин предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца в соответствии с условием внутрипластовой конверсии при разработке.
[0151] В примере раскрытия, сланец выбирают из 7 протяженных участков Бассейна Ордос, TOC составляет 22,4%, Ro составляет 0,81%, а эффективный сланец имеет непрерывную толщину 16,6 м. В нагревательной скважине горизонтальное разнесение трех слоев, при условии, что межскважинное расстояние нагревательных скважин составляет 6,5 метров, температура в центре соединительной линии между нагревательными скважинами достигает 331°C, то есть нижней предельной температуры для полной конверсии конвертируемого органического вещества. Получают диаграмму, на которой изображена взаимосвязь между средней температурой эффективного участка нагревания, температурой в центре соединительной линии между нагревательными скважинами, кумулятивным отношением выхода нефти и кумулятивным отношением выхода газа с временем нагревания (ФИГ. 17).
[0152] В оптимальной схеме расположения горизонтальных нагревательных скважин, возникает разница в различных межскважинных расстояниях между нагревательными скважинами, различной эффективной толщине сланца (различное количество слоев нагревательных скважин), извлекаемом эквиваленте нефти, управляемом в пределах одной группы добывающих скважин, и полностью сконвертированным объемным отношением конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин, причем извлекаемый эквивалент нефти, управляемый в оптимальной схеме расположения скважин (ФИГ. 12) горизонтальной нагревательной скважины, имеющей межскважинное расстояние нагревательных скважин 6,5 м, берут в качестве базового значения, которое устанавливают равным 1, и возникает разница в эквивалентном кратном извлекаемой нефти и полностью сконвертированном конвертируемом органическом веществе в группе добывающих скважин, управляемых в пределах одной группы добывающих скважин, имеющих различные межскважинные расстояния между нагревательными скважинами и различное количество нагревающих слоев. В случае, если другие условия одинаковы, эквивалентное кратное извлекаемой нефти группы скважин увеличивается с увеличением межскважинного расстояния нагревательных скважин и увеличивается с увеличением количества нагревающих слоев, причем полностью сконвертированное объемное отношение конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин увеличивается с увеличением межскважинного расстояния нагревательных скважин и уменьшается с увеличением количества нагревающих слоев (ФИГ. 18).
[0153] На основе того же изобретательского замысла, вариант реализации настоящего раскрытия дополнительно обеспечивает устройство для прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, как описано в следующем варианте реализации. Поскольку принцип, на основе которого устройство для прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти решает проблемы, аналогичные способу прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, реализацию устройства для прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти можно увидеть, обратившись к варианту осуществления способа прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, и повторение не будет описано подробно. Как использовано ниже, термин «блок» или «модуль» может реализовывать комбинацию программного обеспечения и/или аппаратных средств с заданными функциями. Хотя предпочтительно, чтобы устройство, описанное в следующем варианте реализации, реализовалось программным обеспечением, аппаратные средства или совокупность программного обеспечения и аппаратных средств также возможна и вероятна.
[0154] ФИГ. 19 представляет собой структурную схему устройства для прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти согласно одному варианту реализации настоящего раскрытия. Устройство включает:
[0155] блок 01 определения нижней предельной температуры для определения нижней предельной температуры, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце, подлежащем измерению, в нефть и газ на основе скорости повышения температуры и предварительно установленной взаимосвязи между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ;
[0156] блок 02 определения оптимального межскважинного расстояния нагревательных скважин для определения оптимального межскважинного расстояния нагревательных скважин, на основе параметра температурного поля представляющего интерес целевого коллектора, оптимального времени нагревания, соответствующего нижней предельной температуре, и предварительно установленной взаимосвязи между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания;
[0157] блок 03 определения эквивалента выхода нефти для определения эквивалента выхода нефти скважины для добычи в представляющем интерес целевом коллекторе на основе скорости повышения температуры и предварительно установленной взаимосвязи между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца;
[0158] блок 04 определения оптимальной схемы расположения скважин для определения эффективного участка нагревания периферийной нагревательной скважины на основе нижней предельной температуры и определения оптимальной схемы расположения скважин на основе границы эффективного участка нагревания периферийной нагревательной скважины;
[0159] причем взаимосвязь между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ, взаимосвязь между межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания, и взаимосвязь между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца в соответствии с условием внутрипластовой конверсии для разработки, причем нижняя предельная температура, оптимальное межскважинное расстояние нагревательных скважин, эквивалент выхода нефти и оптимальная схема расположения скважин представляют собой оптимальные параметры в оптимальном подходе к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти.
[0160] В одном варианте реализации блок определения оптимальной схемы расположения скважин конкретно используют:
[0161] когда принимают вертикальную схему расположения скважин для нагревательных скважин, границы эффективных участков нагревания или самые наружные границы эффективных участков нагревания вне периферийных нагревательных скважин для смежных групп добывающих скважин перекрываются, а расстояние между внешними границами эффективных участков нагревания вне периферийных нагревательных скважин блоков разработки составляет от 0,5 м до 5 м; и
[0162] когда принимают горизонтальную схему расположения скважин для нагревательных скважин в латеральном направлении, внешние границы эффективных участков нагревания или самые наружные границы эффективных участков нагревания вне соответствующих периферийных нагревательных скважин для смежных групп добывающих скважин перекрываются, а расстояние между внешними границами эффективных участков нагревания вне соответствующих периферийных нагревательных скважин для смежных блоков разработки составляет от 0,5 м до 5 м.
[0163] В одном варианте реализации вышеописанная взаимосвязь между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ, представляет собой модель для прогнозирования нижней предельной температуры, как описано ниже:
[0164] ;
[0165] где,  обозначает нижнюю предельную температуру, требуемую для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце, подлежащем измерению, в нефть и газ;  обозначает скорость повышения температуры; ,  обозначают эмпирические коэффициенты.
[0166] В одном варианте реализации взаимосвязь между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания предварительно устанавливают в соответствии со следующим процессом:
[0167] установление взаимосвязи между коэффициентом термодиффузии и температурой на основе коэффициентов термодиффузии в различных температурных точках, которые измеряют лазерным прибором для измерения теплопроводности в процессе эксперимента имитационного температурного моделирования;
[0168] установление взаимосвязи между конкретной теплоемкостью и температурой на основе конкретных теплоемкостей в различных температурных точках, которые измеряют синхронным термоанализатором в процессе эксперимента имитационного температурного моделирования;
[0169] установление взаимосвязи между теплопроводностью сланца и температурой на основе плотностей сланца в различных температурных точках, которые измеряют термодилатометром в процессе эксперимента имитационного температурного моделирования; и
[0170] установление взаимосвязи между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания, определение через имитационное моделирование температурного поля различного оптимального времени нагревания, с которым все эффективные участки нагревания сланца достигают нижней предельной температуры в условиях различных межскважинных расстояний нагревательных скважин на основе взаимосвязи между коэффициентами термодиффузии и температурой, взаимосвязи между конкретной теплоемкостью и температурой, и взаимосвязи между теплопроводностью сланца и температурой.
[0171] В одном варианте реализации взаимосвязь между коэффициентами термодиффузии и температурой содержит модель для прогнозирования коэффициента термодиффузии в вертикальном направлении и модель для прогнозирования коэффициента термодиффузии в горизонтальном направлении;
[0172] модель для прогнозирования коэффициента термодиффузии в вертикальном направлении: ,
[0173] где  обозначает коэффициент термодиффузии в вертикальном направлении;  обозначает температуру; и ,  обозначают эмпирические коэффициенты.
[0174] модель для прогнозирования коэффициента термодиффузии в горизонтальном направлении: ,
[0175] где  обозначает коэффициент термодиффузии в горизонтальном направлении;  обозначает температуру; и ,  обозначают эмпирические коэффициенты.
[0176] Взаимосвязь между конкретной теплоемкостью и температурой включает модель для прогнозирования конкретной теплоемкости в вертикальном направлении и модель для прогнозирования конкретной теплоемкости в горизонтальном направлении.
[0177] Модель для прогнозирования конкретной теплоемкости в вертикальном направлении ,
[0178] где  обозначает конкретную теплоемкость в вертикальном направлении;  обозначает температуру; а , , ,  обозначают эмпирические коэффициенты.
[0179] Модель для прогнозирования конкретной теплоемкости в горизонтальном направлении: ,
[0180] где  обозначает конкретную теплоемкость в горизонтальном направлении;  обозначает температуру; и ,  обозначают эмпирические коэффициенты.
[0181] Взаимосвязь между теплопроводностью сланца и температурой представляет собой модель для прогнозирования теплопроводности сланца, как описано ниже:
[0182] ,
[0183] где  обозначает теплопроводность;  обозначает температуру;  обозначает коэффициент термодиффузии;  обозначает конкретную теплоемкость; и  обозначает плотность сланца.
[0184] В одном варианте реализации взаимосвязь между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания представляет собой модель для прогнозирования оптимального межскважинного расстояния нагревательных скважин, как описано ниже:
[0185] ,
[0186] где  обозначает оптимальное время нагревания нагревательной скважины,  обозначает оптимальное межскважинное расстояние нагревательных скважин,  обозначает отношение измеренного значения теплопроводности образца сланца, подлежащего измерению для его расчетного значения, , , , , ,  обозначают эмпирические коэффициенты; причем расчетное значение определяют согласно коэффициенту термодиффузии и конкретной теплоемкости.
[0187] В одном варианте реализации, взаимосвязь между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца представляет собой модель для прогнозирования эквивалента выхода нефти, как описано ниже:
[0188] ,
[0189] где ; ;
[0190]  обозначает отношение кумулятивного эквивалента выхода нефти, соответствующего температуре, к общему кумулятивному эквиваленту выхода нефти;  обозначает температуру, соответствующую заданному кумулятивному эквиваленту выхода нефти;  обозначает температуру, соответствующую 50% общего кумулятивного эквивалента выхода нефти, в единицах °С,  обозначает отношение кумулятивного эквивалента выхода нефти, соответствующего температуре ; и , ,  обозначают эмпирические коэффициенты.
[0191] В одном варианте реализации способ дополнительно включает: предварительную установку модели для прогнозирования отношения выхода нефти и газа, как описано ниже проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца в соответствии с условием внутрипластовой конверсии для разработки:
[0192] ;
[0193] ,
[0194] где  обозначает отношение добытого углеводородного газа к углеводородному газу, добытому способом термического имитационного моделирования алюминия (FA);  обозначает отношение выхода нефти к выходу нефти, добытой способом термического имитационного моделирования алюминия (FA);  обозначает скорость повышения температуры; и , , ,  обозначают эмпирические коэффициенты.
[0195] В одном варианте реализации устройство для прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти дополнительно включает: блок установки взаимосвязи между кумулятивной входной энергией нагревателя и временем нагревания для предварительной установки взаимосвязи между кумулятивной входной энергией нагревателя и временем нагревания, причем взаимосвязь между кумулятивной входной энергией нагревателя и временем нагревания представляет собой модель для прогнозирования кумулятивной входной энергии нагревателя, как описано ниже:
[0196] ,
[0197] где  обозначает кумулятивную входную энергию нагревателя в n-ный месяц,  обозначает мгновенную входную энергию нагревателя на j-ый день в i-ый месяц; n обозначает кумулятивное время нагревания нагревателя; m обозначает количество дней i-го месяца;
[0198]  вычисляют согласно модели для прогнозирования мгновенной входной энергии нагревателя, как описано ниже:
[0199] ;
[0200]  обозначает мгновенную входную энергию, требуемую в соответствующее время  нагревания нагревателя;  обозначает время нагревания; и , , ,  обозначают эмпирические коэффициенты.
[0201] В одном варианте реализации вышеописанное устройство для прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти может дополнительно включать:
[0202] блок определения полностью сконвертированного объемного отношения для определения полностью сконвертированного объемного отношения органического вещества в группе добывающих скважин представляющего интерес целевого коллектора, на основе межскважинного расстояния нагревательных скважин и предварительно установленной взаимосвязи между межскважинным расстоянием нагревательных скважин и полностью сконвертированным объемным отношением конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин, причем полностью сконвертированное объемное отношение конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин относится к отношению объема конвертируемого органического вещества, которое полностью становится нефтью и газом в пределах области плоской проекции эффективного участка нагревания, к объему эффективного сланца в пределах области плоской проекции эффективного участка нагревания, когда температура в центре соединительной линии между нагревательными скважинами достигает нижней предельной температуры в пределах одной группы добывающих скважин внутрипластовой конверсии;
[0203] блок определения степени извлечения извлекаемого эквивалента нефти для определения степени извлечения извлекаемого эквивалента нефти в пределах одной группы добывающих скважин с оптимальной схемой расположения скважин, когда температура в центре соединительной линии между нагревательными скважинами достигает нижней предельной температуры, на основе межскважинного расстояния между нагревательными скважинами, количества слоев в схеме расположения скважин представляющего интерес целевого коллектора, и предварительно установленной взаимосвязи между межскважинным расстоянием между нагревательными скважинами, количества слоев в схеме расположения скважин и степени извлечения извлекаемого эквивалента нефти в группе добывающих скважин; причем взаимосвязь между межскважинным расстоянием между нагревательными скважинами, количество слоев в схеме расположения скважин и степень извлечения извлекаемого эквивалента нефти в пределах группы добывающих скважин предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца в соответствии с условием внутрипластовой конверсии для разработки.
[0204] В одном варианте реализации взаимосвязь между межскважинным расстоянием нагревательных скважин и полностью сконвертированным объемным отношением конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин представляет собой модель для прогнозирования полностью сконвертированного объемного отношения конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин, как описано ниже:
[0205] ,
[0206] где  обозначает полностью сконвертированное объемное отношение конвертируемого органического вещества в группе добывающих скважин;  обозначает межскважинное расстояние между нагревательными скважинами, и , , , , , ,  обозначают эмпирические коэффициенты.
[0207] В одном варианте реализации взаимосвязь между межскважинным расстоянием между нагревательными скважинами, количеством слоев в схеме расположения скважин и степенью извлечения извлекаемого эквивалента нефти в пределах группы добывающих скважин, представляет собой модель для прогнозирования степени извлечения извлекаемого эквивалента нефти, как описано ниже:
[0208] ,
[0209] где  обозначает степень извлечения извлекаемого эквивалента нефти;  обозначает межскважинное расстояние между нагревательными скважинами;  обозначает количество слоев в схеме расположения скважин нагревательных скважин; и , , , , ,  обозначают эмпирические коэффициенты.
[0210] В вариантах реализации настоящего раскрытия дополнительно предложено компьютерное устройство, включающее в себя память, процессор и компьютерную программу, сохраненную в памяти и выполненную с возможностью исполнения процессором, в котором процессор при исполнении компьютерной программы осуществляет способ прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, как описано выше.
[0211] В вариантах реализации настоящего раскрытия дополнительно предложен компьютерочитаемый носитель для хранения, хранящий компьютерную программу для осуществления способа прогнозирования оптимального подхода к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, как описано выше.
[0212] Технические решения, обеспеченные вариантами реализации настоящего раскрытия, достигают следующих технических результатов, обеспечивающих преимущество.
[0213] Во-первых, взаимосвязь между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, требуемой для полной конверсии конвертируемого органического вещества в сланце в нефть и газ, и взаимосвязь между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца на основе условий внутрипластовой конверсии для разработки, чтобы решать проблему известного уровня техники, заключающуюся в том, что нижняя предельная температура и оптимальное межскважинное расстояние нагревательных скважин в схеме расположения скважин имеют различные межскважинные расстояния нагревательных скважин. Таким образом, на основе взаимосвязи между скоростью повышения температуры и нижней предельной температурой, а также взаимосвязи между оптимальным межскважинным расстоянием нагревательных скважин и оптимальным временем нагревания, могут быть получены оптимальные параметры, т.е. нижняя предельная температура и оптимальное межскважинное расстояние нагревательных скважин.
[0214] Во-вторых, взаимосвязь между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца предварительно устанавливают проведением экспериментов имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца в соответствии с условием внутрипластовой конверсии для разработки, с тем чтобы решить техническую проблему, заключающуюся в том, что выход нефти и газа не может быть оптимизирован в процессе внутрипластовой конверсии из-за различных температур в различных областях. Таким образом, оптимальный параметр, т.е. эквивалент выхода нефти, может быть получен на основе взаимосвязи между температурой и эквивалентом выхода нефти из сланца.
[0215] Кроме того, оптимальную схему расположения скважин определяют на основе границы эффективного участка нагревания периферийной нагревательной скважины, тем самым получая оптимальный параметр, т.е. оптимальную схему расположения скважин.
[0216] Таким образом, технические решения, обеспеченные в вариантах реализации настоящего раскрытия, определяют оптимальный подход к разработке для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти на основе оптимальных параметров, полученных оптимизацией ключевых параметров во время внутрипластовой конверсии и разработки сланцевой нефти, тем самым снижая стоимость разработки и обеспечивая научное направление для внутрипластовой конверсии для разработки сланцевой нефти.
[0217] Специалисты в области техники поймут, что варианты реализации настоящего раскрытия могут быть обеспечены в качестве способа, системы или компьютерного программного продукта. Таким образом, настоящее раскрытие может принимать формы полностью аппаратного примера, полностью программного примера, или совокупности программного примера и аппаратного примера. Кроме того, настоящее раскрытие может принимать форму компьютерного программного продукта, который реализован на одном или более используемом с компьютером носителе данных (включая, но не ограничиваясь, дисковую память, диск CD-ROM, оптическую память, и т.п.), включая используемые с компьютером программные коды.
[0218] Раскрытие описано со ссылкой на блок-схемы и/или структурные схемы способа, устройства (систему) и компьютерный программный продукт согласно одному варианту реализации раскрытия. Следует понимать, что каждая последовательность и/или блок в блок-схемах и/или структурных схемах, и совокупность последовательностей операций и/или блоков в блок-схемах и/или структурных схемах могут быть достигнуты командами компьютерной программы. Эти команды компьютерной программы могут быть представлены в центральный процессор компьютера общего назначения, специализированный компьютер, встроенный процессор или другое программируемое устройство обработки данных для создания машины, так что устройство для выполнения функций, обозначенных в одной или более последовательностях операций в блок-схемах и/или одном или более блоках в структурных схемах может быть создано командой, выполняемой центральным процессором компьютера или другого программируемого устройства для обработки данных.
[0219] Эти команды компьютерной программы также могут быть сохранены в компьютерочитаемой памяти, которая может управлять работой компьютера или другого программируемого устройства для обработки данных для работы особым образом, так что команда, сохраненная в компьютерочитаемой памяти создает производимый продукт, включающий в себя командное устройство, которое выполняет функции, обозначенные в одной или более последовательностях операций в блок-схемах и/или в одном или более блоках в структурных схемах.
[0220] Эти команды компьютерной программы также могут быть загружены в компьютер или другое программируемое устройство для обработки данных, на котором выполняется последовательность этапов операций для генерации обработки, выполняемой компьютером, так что команда, исполняемая на компьютере или другом программируемом устройстве для обработки данных, обеспечивается для использования на этапах выполнения функций, обозначенных в одной или более последовательностях операций в блок-схемах и/или в одном или более блоках в структурных схемах.
[0221] Вышеизложенное представляет собой только предпочтительные варианты реализации настоящего раскрытия и не предназначено для ограничения настоящего раскрытия, и различные модификации и вариации могут быть выполнены в варианте реализации настоящего раскрытия специалистами в области техники. Любые модификации, эквиваленты, улучшения и т.п., произведенные в пределах принципа настоящего раскрытия, предназначены для включения в объем защиты настоящего раскрытия.