Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Обоснование необходимости исследования процессов разработки низкопроницаемых неоднородных коллекторов при применении различных методов нефтеизвлечения на основе физического и гидродинамического моделирования 8
1.1. Анализ геологического строения и разработки низкопроницаемого неоднородного коллектора исследуемого месторождения 8
1.1.1. Общие положения 8
1.1.2. Особенности геологического строения исследуемого пласта 13
1.1.3. Эффективность разработки исследуемого пласта системами горизонтальных скважин 26
1.2. Результаты обобщения экспериментальных, теоретических и промысловых исследований современных технологий разработки низкопроницаемых неоднородных коллекторов 30
1.2.1. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых неоднородных коллекторов при заводнении 30
1.2.1.1. Физические основы увеличения добывных возможностей при использовании систем горизонтальных скважин 30
1.2.1.2. Разработка низкопроницаемых неоднородных коллекторов при циклическом заводнении 43
1.2.2. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых неоднородных коллекторов при газовом и водогазовом воздействии 49
1.3. Физические процессы, протекающие при разработке низкопроницаемых неоднородных коллекторов 61
1.4. Обоснование необходимости дополнительных исследований процессов разработки исследуемых коллекторов на основе физического и математического моделирования. Постановка задач исследования. 64
ГЛАВА 2. Экспериментальное исследование изменения фильтрационно-емкостных свойств керна при изменении эффективного давления 67
2.1. Анализ промысловых данных и гидродинамических исследований 68
2.2. Проведение лабораторных исследований кернового материала 76
ГЛАВА 3. Адаптация гидродинамической модели с учетом деформационных процессов 93
3.1. Цели адаптации гидродинамических моделей 93
3.2. Описание гидродинамической модели исследуемого месторождения 97
3.3. Настройка показателей модели на фактические данные разработки месторождения 108
ГЛАВА 4. Численные исследования и рекомендации по выбору технологии разработки с применением ГС 112
4.1. Описание этапов моделирования 113
4.2. Результаты многовариантных расчетов 118
Основные выводы 130
Список литературы 132
- Эффективность разработки исследуемого пласта системами горизонтальных скважин
- Физические основы увеличения добывных возможностей при использовании систем горизонтальных скважин
- Проведение лабораторных исследований кернового материала
- Настройка показателей модели на фактические данные разработки месторождения
Эффективность разработки исследуемого пласта системами горизонтальных скважин
По месторождению выполнены исследования 2D и 3D сейсмикой на всей площади месторождения. По результатам в верхнеюрских образованиях выделен только один тектонический разлом на северо-западе месторождения, который естественно не может являться причиной неравномерного распределения уровня ВНК по всей площади месторождения. По сейсмике основная масса крупных разломов выделена в нижнеюрских отложениях.
Далее были построены профили ВНК через различные фации. По данным профилям ВНК находится в пределах 2890-2918 м, что доказывает независимость уровней ВНК от фациальных обстановок осадконакопления.
При проведении анализа временной стадийности нефтеобразования и палеореконструкции разреза [71] (выравнивание профиля на кровлю пласта, выравнивание на кровлю баженовской свиты, выравнивание на кровлю алымской свиты, выравнивание профиля на промежуточные маркеры) для юрских отложений исследуемого месторождения было замечено, что крупные тектонические процессы (поднятие северной и центральной частей
Западно-Сибирской плиты) происходили после основной генерации нефти в продуктивном пласте, что и привело к его деформации. Данные тектонические движения привели к сложной геометрии поверхности ВНК, что и объясняет перепады уровней ВНК до 48 м в условно вертикальных скважинах по данным ГИС и опробований в поисковых и разведочных скважинах.
Используя данные кросс-дипольного акустического каротажа, зарегистрированные в эксплуатационной скважине в обсаженном стволе, была произведена оценка естественной анизотропии и азимутального направления напряжения горных пород. В скважине были проведены исследования прибором волнового широкополосного акустического каротажа АВАК-11Ц. Результатом обработки явился расчет количественной информации о скоростях продольной и поперечной волн, а также выделение интервалов с азимутальным изменением напряженного состояния пород.
На основе данных исследований определено направление максимального и минимального напряжения в пласте, учет которого позволяет снизить риски преждевременного обводнения добывающих скважин и контролировать параметры трещин ГРП. Так, в том случае, если добывающие скважины расположены между нагнетательными скважинами в направлении образования трещин, создается дизайн ГРП с ограничением длины трещины в 100-120 м. Более 120 м длины трещин достигают при условии, что риск прорыва воды к скважинам по трещинам ГРП невелик.
Данная информация о наличии в пласте направления преимущественного распространения трещин ГРП, которое перпендикулярно направлению минимального напряжения в пласте, будет необходима при проведении численных исследований разработки низкопроницаемых неоднородных коллекторов системами ГС с ГРП.
Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности системы разработки, которая производится путем изучения технологических показателей разработки. Основными показателями разработки считаются динамика, текущие и накопленные добычи нефти, газа и воды. Критериями для принятия решения в настоящее время принято считать: максимум коэффициента нефтеизвлечения, минимум водонефтяного фактора и сроков разработки. Это связано с актуальностью применения энергосберегающих технологий.
Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или её усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. Может быть использовано не только заводнение, но и другие рабочие агенты (газовое или водогазовое воздействие).
Анализ эффективности разработки исследуемого месторождения выполнен на участке залежи, на котором внедрены технологии ГС.
На анализируемом участке исследуемого пласта ЮС1.1 выполнено бурение восьми ГС с ГРП на продуктивный пласт, а также 11 наклонно-направленных скважин (ННС) с ГРП. Переведено в ППД шесть ННС. Бурение проходило в период 2013-2014 гг. Все скважины, переведенные в ППД, вводились в эксплуатацию с отработкой на нефть. Перевод в ППД таких скважин проводится только после формирования сетки скважин по окружению.
Физические основы увеличения добывных возможностей при использовании систем горизонтальных скважин
В наибольшей степени снижение проницаемости (приёмистости) происходит при закачке в продуктивные пласты пресной воды. Экспериментальному исследованию влияния минерализации закачиваемой воды на проницаемость (приёмистость) глиносодержащих коллекторов посвящены работы многих авторов [32, 96, 91, 40, 57, 72]. В данных работах проведены эксперименты на кернах по фильтрации пресной и пластовой воды продуктивных пластов ряда месторождений Западной Сибири. В результате получены данные, что закачка пресной воды приводит к снижению проницаемости образцов на 40-60 %, по сравнению с закачкой пластовой воды. Повторная прокачка пластовой воды приводит лишь к частичному восстановлению проницаемости. У высокопроницаемых коллекторов восстановление проницаемости составляет 20-40 %, у малопроницаемых коллекторов на 5-15 %. По мнению авторов данных работ, снижение проницаемости связано с набуханием глинистого цемента, которое приводит к уменьшению сечения поровых каналов, также этот процесс связывают с закупориванием поровых каналов глинистым коллоидным раствором, который образуется за счет диспергирования глинистых частиц при контакте с пресной водой.
С увеличением минерализации воды проницаемость глиносодержащих пород увеличивается [33]. Наибольшее влияние на проницаемость оказывает вода с минерализацией от 0 до 30 г/л. Дальнейшее увеличение концентрации солей в растворе не приводит к существенному росту проницаемости. В тоже время значительная часть попутного нефтяного газа (ПНГ) до сих пор сжигается на факелах из-за недостаточно развитой инфраструктуры транспорта, хранения и переработки газа. По данным Министерства природных ресурсов и экологии РФ, ежегодная средняя добыча ПНГ в РФ составляет более 55 млрд. м; в 2012 году добыто 71,8 млрд. м ПНГ. Сожжено: в 2010 году 13,9 млрд. м; в 2011 году 14,6 млрд. м; в 2012 году 17,1 млрд. м. Попутный нефтяной газ содержит широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) – смесь этана, пропана, бутана, изобутана, пентана, изопентана, гексана и т.д. В состав также могут входить СО2, N2, аргон, гелий, меркаптаны, тиофены, H2S(иногда более 20 %), пары воды. Компонентный состав ПНГ может меняться в зависимости от давления в залежи и типа нефти.
Сравним процессы вытеснения нефти из пласта при закачке воды, газа и водогазовой смеси. Количественная доля запасов, которая может быть извлечена, определяется коэффициентом извлечения нефти. Конечный КИН выражается формулой: КИН=КохвКвыт Исследования и эксперименты [88, 118] показали, что при вытеснении нефти водой достигается высокий коэффициент вытеснения, а при вытеснении нефти газом – коэффициент охвата.
Увеличение степени нефтеизвлечения (по сравнению с заводнением) при водогазовом воздействии может достигаться за счет следующих факторов: увеличение коэффициента охвата за счет использования особенностей физических свойств водогазовой смеси частично перекрывать каналы высокой проводимости; вытеснение нефти газом при перемещении его в верхнюю часть пласта; снижение вязкости пластовой нефти за счет растворения в ней газа; изменение свойств гидрофильности и гидрофобности пород пласта после контакта с водогазовой смесью; дополнительное вытеснение нефти газом из крупных гидрофобных пор и верхних тупиковых зон. Для изучения физики процессов при газовом и водогазовом воздействии проведено много экспериментов [48, 52, 58, 55, 90, 92], в том числе и на керне низкопроницаемых пластов юрских отложений. Изучалась эффективность вытеснения нефти при совместной закачке газа и воды в модели пластов с различной проницаемостью для условий юрских отложений при компонентных составах нефти и газа, близких к выполнению условий смешивания. При пластовых температуре и давлении вязкость водогазовой смеси в несколько раз превышает вязкость воды; увеличивается коэффициент охвата пласта воздействием; повышается давление в порах, в результате вытесняются остаточные неподвижные запасы нефти. Прирост коэффициента вытеснения, по сравнению с закачкой воды, в большинстве опытов составил около 16-25 % [60].
На полноту вытеснения нефти водой большое влияние оказывает смачиваемость нефтяного коллектора. В гидрофильных коллекторах происходит более быстрое проникновению воды в мелкие поры за счет капиллярного давления, при этом в крупных порах остается часть нефти. Остаточная нефть в данном случае будет иметь вид рассеянных капель, которые удерживаются за счет капиллярных сил в крупных порах. В гидрофобных коллекторах капиллярные силы не позволяют внедряться воде в поры породы, сила сопротивления обратно пропорциональна размеру этих пор (чем меньше поры, тем сильнее сопротивление). Поэтому в гидрофобном коллекторе в первую очередь нефть вытесняется водой из крупных пор. Остаточная нефть в гидрофобном коллекторе сосредоточена преимущественно в мелких порах и в виде тонкого слоя на поверхности более крупных поровых каналов.
Реальные коллектора обладают смешанной смачиваемостью. Более крупные поры остаются гидрофобными, а мелкие поры остаются гидрофильными. Таким образом, при закачке воды нефтеотдача породы смешанной смачиваемости должна быть выше нефтеотдачи чисто гидрофильных или чисто гидрофобных коллекторов. Но при обычном заводнении реальных коллекторов водой достичь соотношение между процессами пропитки и дренирования, при которых достигается максимум нефтеотдачи, практически неосуществимо. В связи с вышесказанным, закачка в продуктивные коллектора, при некотором оптимальном соотношении, двух агентов, один из которых будет частично смачивать поверхность пласта, а другой будет являться несмачивающей фазой (вода и газ), позволит повысить полноту вытеснения нефти. Достигается это благодаря сочетанию процессов пропитки и дренирования, независимо от действительных поверхностных свойств коллекторов.
Рассмотрим механизм вытеснения нефти водой и газом. Наибольшая эффективность газового воздействия достигается в условиях смешивающегося режима вытеснения или при различных вариантах совместной, последовательной или чередующейся закачкой воды. Это водогазовое воздействие - искусственный процесс воздействия на продуктивный пласт комбинированным нагнетанием воды и газа. Целью водогазового воздействия является получение прироста коэффициента охвата пласта как по площади, так и по толщине, увеличение коэффициента вытеснения по сравнению с традиционным заводнением водой, что, в свою очередь, позволяет достигать более высокой нефтеотдачи, увеличения дебитов по нефти, снижении обводненности продукции. Технологии водогазового воздействия могут классифицироваться по способу нагнетания газа и воды, по процентному соотношению газа и воды между собой, по типу и составу газа, по источнику газа, по режиму вытеснения, по выбору технологического оборудования для реализации технологии, по типу объекта, выбранного для воздействия.
Проведение лабораторных исследований кернового материала
Далее представлено описание методики проведения экспериментальных исследований. В пласте движение жидкости определяется депрессией между статическим и динамическим пластовыми давлениями. Динамическое пластовое давление на стенке скважины называется забойным [76]. Соответственно, решающую роль в определении величины дебита скважины по жидкости, исходя из формулы Дюпюи, играет забойное давление: чем ниже забойное давление (больше депрессия), тем больше дебит скважины. Однако это только теория, на практике увеличение депрессии приводит к различным явлениям в призабойной зоне добывающих скважин: выносу в скважину твердых частиц пород пласта, что приводит к частым остановкам УЭЦН, заклиниваниям и преждевременным отказам с необходимостью постановки бригад КРС; снижению проницаемости призабойной зоны скважин; образованию трехфазной фильтрации по причине снижения забойного давления ниже давления насыщения; преждевременному прорыву воды от скважин ППД в добывающие скважины по наиболее проницаемым пропласткам.
Для подтверждения влияния на добывные возможности скважин именно деформационных процессов, процессов кольматации и облитерации, и обоснования критического забойного давления, при котором происходит разрушение коллектора в призабойной зоне добывающих скважин, в данной работе была выполнена серия лабораторных экспериментов по определению характера изменения проницаемости и пористости образцов пород при изменении эффективного давления за счет изменения внутрипорового давления.
Основная задача выполненных исследований – изучение изменения физико-механических и фильтрационно-емкостных свойств образцов керна в результате пластических деформаций при длительном воздействии эффективных напряжений, с целью обоснования рационального забойного давления и депрессии при моделировании различных вариантов разработки. Экспериментальные исследования проведены в 2014 г. на установке для исследования прочностных свойств керна “ПИК-УИДК”.
Установка “ПИК-УИДК” предназначена для исследования прочностных свойств керна и позволяет проводить измерения механических свойств горных пород по различным методикам, таким, как гидростатическое сжатие, одноосное сжатие, трехосное сжатие. Исследования могут быть выполнены при воздействии температуры, обжимного и порового давления, моделирующих естественные условия залегания образцов.
Установка позволяет измерять и поддерживать различные параметры на протяжении всего эксперимента: модуль Юнга, скорость распространения поперечных и продольных ультразвуковых волн, температуру установки, температуру керна, пластовое давление внутри керна, горное (всестороннее) давление на керн, эффективное давление при изменении пластового (и наоборот), расход жидкости через керн, объем выдавленной (продавленной) жидкости на образце при постоянном поровом давлении.
Режимы работы установки позволяют с высокой точностью на подготовленных по стандартным методикам образцах [29,109,110] подвергнутых экстрагированию спиртобензольной смесью, отмытых в дистиллированной воде и высушенных до постоянного веса, определять основные петрофизические параметры коллекторов в условиях, моделирующих естественное залегание: коэффициент открытой пористости, коэффициент сжимаемости порового пространства, коэффициент проницаемости по жидкости, скорости распространения упругих продольных и поперечных волн.
Установка содержит камеру для исследования прочностных свойств керна в пластовых условиях с подключенными к ней гидравлически автоматическими лабораторными насосами (рисунок 2.6). Камера позволяет создавать трехосевое сжатие керна с измерением деформаций (упругих модулей) керна прямым методом до разрушения горной породы вертикальной нагрузкой. При сжатии керна возможно исследовать проницаемость керна по жидкости одновременно с измерениями упругих модулей. Камера состоит из основного корпуса 5 для размещения образца керна 4, муфты, соединяющей основной корпус с гидроцилиндром, с помощью которого создается осевая нагрузка на образец, датчика силы 2 и штока 3 для передачи усилия гидроцилиндра. Исследуемый образец керна устанавливается в основном корпусе камеры, в котором создается всестороннее давление обжима. Давление, создаваемое в полости гидроцилиндра, перемещает поршень и передает создаваемое усилие на образец. Датчик силы располагается между штоком гидроцилиндра и поршнем камеры. Усилие, прилагаемое к образцу рассчитывается по формуле: Максимальное давление, подаваемое на образец, является функцией между расчетным давлением обжима образца и выходным значением давления в полости гидроцилиндра. Максимальное осевое усилие, создаваемое в системе, составляет 1000 кН. При увеличении давления обжима сила воздействия на образец возрастает. Для моделирования условий залегания пласта пластовая температура создается нагревательной системой, смонтированной непосредственно на корпусе камеры прочности. Термоизоляционный кожух и большая масса камеры обеспечивают малые колебания температур в объеме вокруг образца.
Настройка показателей модели на фактические данные разработки месторождения
Коэффициент вытеснения нефти водой был принят равным 0,51 д.ед. как среднее значение по серии экспериментов на кернах. Коэффициент вытеснения нефти газом был рассчитан по корреляции из работы [3] и составил 0,58 д.ед. Коэффициент вытеснения нефти при чередующейся закачке воды и газа был принят равным 0,66 д.ед. по аналогии с исследованиями на кернах Приобского месторождений.
По результатам исследования 22 глубинных проб из 16 скважин исследуемого пласта была создана флюидальная модель в первом приближении, содержащая 30 компонентов и один псевдокомпонент С30+. На глубинных пробах проводились эксперименты по объёмному расширению флюида фиксированного состава, дифференциальному разгазированию, определению давления насыщения при разных температурах, многостадийной сепарации. Компонентный состав нефти и нефтяного газа определен на основании хроматографического анализа проб газовой и жидкой фаз, полученных при разгазировании пластовых флюидов. Результаты этих экспериментов подлежали воспроизведению в модели. После достижения 5 % сходимости экспериментальных и расчётных точек количество компонентов в модели было уменьшено до шести (N2+C1, CO2+C2, C3-4, C5-7, C8-12, C13+) путём их группирования и осреднения свойств.
Построение гидродинамической модели производилось на основе геологической, созданной на базе детальной интерпретации геофизических исследований скважин. В работе применена модель трехфазной многокомпонентной изотермической фильтрации (композиционная модель).
В модели предполагается наличие трех фаз: нефть, вода, газ. Вода и нефть не смешиваются и не обмениваются фазами. Газ предполагается частично растворимым в воде и нефти. При изотермической фильтрации флюиды в пласте находятся в состоянии термодинамического равновесия и при постоянной температуре, тогда зависимости PVT представлены как функции зависимости объемных коэффициентов, вязкости флюидов от давления.
Горизонтальная скважина задается с помощью отклонения от горизонтальной () и вертикальной () составляющей, а также длины ствола по ячейкам (рисунок 3.8). Профиль горизонтальной скважины пологий, вскрывает все пропластки пропорционально их толщине.
Учет трещин ГРП в модели был выполнен заданием отрицательного скин-фактора. Проведение ГРП приводит к снижению гидродинамического сопротивления в окрестности скважины, скин-фактор в уравнении фильтрации имеет отрицательное значение.
На сегодняшний день применительно к 3D моделированию нет четко регламентированных критериев для окончания прогнозных расчетов. Наиболее часто применяемыми ограничительными условиями для добывающих скважин являются непревышение заданной обводненности добываемой продукции, неснижение дебита по нефти ниже определенного минимального значения, непревышение заданного срока разработки. Ни по одному из рассматриваемых условий нет общепринятых или регламентирующих принципов и нормативов, так как они зависят от местоположения месторождения, его запасов, геолого-физических параметров, стоимости нефти на мировом рынке.
Прогнозные гидродинамические расчеты в данной диссертационной работе выполнялись до достижения одного из следующих ограничений: 98 % объемной обводненности добываемой продукции; газонефтяной фактор 10000 м3/м3 и более; дебит по нефти менее 1 т/сут. Эти критерии обусловлены предельным уровнем рентабельности скважин и технологическими ограничениями. Критерием выбытия нагнетательной скважины являлось выбытие окружающих добывающих скважин. Добывающие скважины работали при постоянном заданном забойном давлении. Нагнетательные скважины имели целевую 100 % компенсацию отбора закачкой и предельное забойное давление 500 атм. Разработка прекращалась и расчёт останавливался когда все скважины выбывали из эксплуатации. Все скважины (добывающие ГС, ННС и нагнетательные ННС) вводятся в эксплуатацию с проведением гидравлического разрыва пласта (ГРП). Добывающие и нагнетательные скважины вводятся в разработку одновременно. Нагнетательные скважины вводятся без отработки на нефть.
После построения модели с определенной геометрией и заданными параметрами пласта и флюидов проводились расчеты с целью сходимости фактических данных разработки исследуемого пласта с расчетными на гидродинамической модели. Воспроизведение истории разработки залежи является неотъемлемой частью построения гидродинамической модели, адекватность прогнозных расчетов которой зависит от того насколько качественно согласуются расчетные и фактические данные.
В данной диссертационной работе адаптация гидродинамической модели исследуемого месторождения осуществлялась при задании по фактическим эксплуатационным горизонтальным скважинам 4304г, 4308г, 4317г среднемесячного дебита по жидкости с начала разработки. Средний суммарный дебит по данным скважинам составил 160 м3/сут. Данные ГС имеют достаточно высокий первоначальный дебит по сравнению с другими ГС, в данном районе сформирована система поддержания пластового давления шестью ННС со средней суммарной приёмистостью 335 м3/сут, профиль ГС пробурен параллельно ряду нагнетательных скважин (рисунок 3.9). Данные скважины эксплуатировались с забойными давлениями выше давления насыщения пластовой нефти газом. Исходными данными являются официальная отчетность по динамике замерной нефти и жидкости. В процессе адаптации модели проводился контроль дебита жидкости.
Выявлено существенное расхождение фактической и расчетной накопленной добычи по жидкости. Расчётная суммарная накопленная добыча жидкости на 26 % выше, чем фактическая (составляет около 299,3 тыс. м3, а фактическая 237,1 тыс. м3) (рисунок 3.10).