Основы извлечения вязких недонасыщенных газом нефтей из карбонатных коллекторов водогазовым воздействием на пласт

7

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОСНОВЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ВЯЗКИХ НЕДОНАСЫЩЕННЫХ ГАЗОМ НЕФТЕЙ ИЗ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТ

Специальность 25.00.17 ? Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

ВАФИН РИФ ВАКИЛОВИЧ

Уфа 2009

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология» (г. Уфа) и Закрытом акционерном обществе «Алойл» (г. Бавлы)

Научный консультант ? доктор технических наук, профессор Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

Официальные оппоненты: ? доктор технических наук, профессор Нугаев Раис Янфурович

? доктор технических наук Голубев Михаил Викторович

? доктор технических наук, профессор Гафаров Шамиль Анатольевич

Ведущая организация ? Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти ОАО «Татнефть»

Защита диссертации состоится 2009 г. в часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Постепенное истощение запасов нефти в высокопродуктивных нефтенасыщенных коллекторах требует ускоренного развития современных технологий извлечения нефтей категории трудноизвлекаемых. Такая категория запасов нефтей в карбонатных коллекторах в значительных объемах сосредоточена в Пермской, Самарской, Оренбургской областях, Татарстане, Башкортостане.

Несмотря на высокую распространенность карбонатных коллекторов на территории России, отмечается низкая степень их промышленного освоения. Так, например, за 60 лет разработки карбонатных нефтенасыщенных коллекторов месторождений Татарстана выработанность запасов составила всего лишь 15.1 %, хотя при этом наблюдается закономерный рост доли карбонатных коллекторов в общем балансе остаточных запасов нефти за счет опережающей выработки более продуктивных терригенных коллекторов. Причина низких темпов отбора заключается в том, что отсутствуют высокоэффективные технологии выработки запасов нефти из карбонатных коллекторов.

Ряд российских и зарубежных исследователей считают, что одним из перспективных методов извлечения нефти из карбонатных коллекторов является водогазовое воздействие (ВГВ) на пласт, причем на любой стадии разработки и заводнения. Отмечается, что водогазовое воздействие является достаточно эффективным при разработке залежей с вязкими недонасыщенными газом нефтями. Однако ввиду отсутствия высокоэффективных технологий нефтевытеснения и оборудования для закачки водогазовых смесей (ВГС) и газа в пласт сдерживается интенсивное освоение запасов указанной категории.

Поэтому актуальность совершенствования теории и практики извлечения нефтей из карбонатных коллекторов является главной задачей современной научно-технической политики многих нефтяных компаний, занимающихся добычей нефти из карбонатных коллекторов.

Однако, несмотря на достаточно высокую исследованность проблемы ВГВ, ряд вопросов остаются нерешенными, в частности вопросы уточнения механизма вытеснения, проектирования технологии ВГВ, а в особенности выбор технических средств для закачки ВГВ.

Цель работы - повышение эффективности разработки трещиновато-пористых карбонатных коллекторов с вязкими недонасыщенными газом нефтями за счет совершенствования теории и технологии водогазового воздействия в режимах стационарного и нестационарного нагнетания нефтевытесняющего агента в пласт.

Для решения поставленной цели были сформулированы основные задачи:

1. Обзор литературных источников по выработке запасов вязких нефтей из карбонатных коллекторов;

2. Теоретические исследования вытеснения вязкой нефти из трещинно-поровых карбонатных коллекторов с двойной пористостью;

3. Экспериментальное исследование оценки эффективности газового и водогазового воздействия при вытеснении вязких недонасыщенных нефтей газом из естественных карбонатных и терригенных коллекторов;

4. Определение оптимальных параметров технологии водогазового воздействия на пласт для достижения максимального коэффициента извлечения нефти (КИН);

5. Создание эффективных комбинированных технологий вытеснения вязких нефтей водогазовым воздействием при упругом режиме работы пластов и технических средств для ее реализации.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на теоретических, лабораторных и промысловых исследованиях с использованием современных методов обработки исходной информации и анализе результатов, математическом моделировании фильтрации многофазной жидкости в неоднородном карбонатном коллекторе с двойной пористостью.

Научная новизна результатов работы

1. Решена крупная комплексная научно-техническая задача по повышению нефтеотдачи пластов из нефтенасыщенных карбонатных коллекторов водогазовым воздействием по замкнутому циклу «пласт - скважина - подготовка нефтевытесняющего агента - закачка в пласт» путем создания новых технологий вытеснения нефти и закачки оторочек газовых, водогазовых смесей и воды регулированием ее движения в пласте по расходу выделившегося попутного газа в добываемой продукции и численным значениям изменения текущих пластовых и забойных давлений во времени.

2. Впервые в лабораторных условиях проведена оценка динамики изменения коэффициента вытеснения вязкой недонасыщенной газом нефти в пластовых условиях из карбонатного и терригенного коллекторов водогазовой смесью, состоящей из сточной воды и попутно добываемого газа.

3. Установлены зависимости изменения вязкости и объемного коэффициента пластовой нефти при растворении введенного в пласт газа, а также фазовые проницаемости для нефти и воды при водогазовом воздействии с соотношениями долей исходных компонентов от 1:1 до 1:5.

4. Разработана методика численных исследований определения оптимальных соотношений долей в смеси с вытесняющими агентами (сточная вода + попутно добываемый газ), при которых достигается максимальный КИН для данного объекта, с созданием стационарного и нестационарного режимов заводнения.

5. Предложена методика подготовки скважин с нормированными притоком и приемистостью для осуществления оптимальных режимов вытеснения нефти из пласта перед водогазовым воздействием путем восстановления (превышения) фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны скважин с целью прокачки расчетного объема ВГС и расчетного объема отобранной продукции.

6. Разработаны технологии (патенты 2297523, 2299979 РФ) регулирования водогазового воздействия на пласт путем разделения основной технологии на этапы и процессы, состоящие из определения динамики реагирования добывающих скважин на стабилизацию забойных давлений, стабилизацию и превышение газового фактора от технологии на этапы нагнетания ВГС повышенной вязкости в смеси с поверхностно-активными веществами ПАВ (АФ₁₂, ОП-10) с газосодержанием, превышающем газосодержание смеси базового состава в 2…3 раза. Смесь закачивается в виде оторочек в нагнетательные скважины с большой приемистостью, меньшей вязкости в скважины с худшей приемистостью, а регулирование эффективности нефтевытеснения производится по динамике изменения фильтрационных потоков по данным объема извлеченной нефти и газа и значений пластового, забойного давлений.

7. Создана и доведена до промышленной эксплуатации установка по закачке и регулированию подачи объема газа для образования ВГС путем дополнительного сжатия газа с вводом стабилизатора эмульсии через эжектор, установленный на циркуляционной линии входного трубопровода основной линии подачи газа на бустерную установку.

Основные защищаемые положения:

1. Технологии водогазового воздействия на карбонатные коллекторы с вязкой нефтью, эффективность которых устанавливается теоретическими исследованиями и экспериментально путем закачки газожидкостной смеси (ГЖС) в продуктивный пласт, что способствует приросту коэффициента вытеснения на любой стадии заводнения при оптимальных объемах закачиваемых в пласт агентов;

2. Предел оптимального соотношения долей водогазовой смеси в пластовых условиях, численным значением которого является соотношение - 3 части воды/1 часть попутно добываемого газа;

3. Механизм регулирования работы добывающих и нагнетательных скважин, усиливающий эффективность водогазового воздействия на пласты путем создания переменных во времени режимов отбора и нагнетания;

4. Метод регулирования подачи объема газа со стабилизатором эмульсии на приемную линию бустерной установки;

5. Новые технологии разработки карбонатных коллекторов водогазовым воздействием в сочетании с упругим режимом работы пластов и изменением фильтрационных потоков (патенты 2297523, 2299979 РФ).

Достоверность результатов исследования достигалась путем применения современных методов математического моделирования, численного исследования на ПЭВМ и сопоставления теоретических выводов с результатами практического применения технологии водогазового воздействия на пласт.

Практическая ценность результатов работы

1. Основные рекомендации по совершенствованию технологии извлечения нефти использованы при составлении «Технологической схемы опытно-промышленной разработки Алексеевского месторождения водогазовой смесью» и создании технических средств для ее реализации, утвержденной к внедрению территориальным отделением ЦКР по РТ 11 декабря 2003 года и доведенной до промышленной эксплуатации.

2. Созданы новые способы и технологии разработки нефтенасыщенных трещиновато-пористых карбонатных коллекторов путем применения комплексных технологий в сочетании с водогазовым воздействием на Алексеевском месторождении, что позволило по сравнению с применением заводнения дополнительно добыть за период разработки с 01.05.2004 г. по 01.07.2009 г. 97.0 тыс. т нефти, увеличить проектный коэффициент нефтеизвлечения с 0.175 до 0.205 д. ед. и получить дополнительный доход в размере 16.0 млн руб. (в экономических условиях по базе 2003 г.) Эффект от применения комплексных геолого-технических мероприятий (ГТМ) в сочетании с водогазовым воздействием на пласт продолжается, и объем дополнительно добытой нефти составляет 16.2 тыс. т в год.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на семинарах «ВНИИнефть» (2007-2008 гг., г. Москва) и НПО «Нефтегазтехнология» (2001-2009 гг., г. Уфа); научно-технических советах «ТатНИПИнефть», НГДУ «Бавлынефть» и ОАО «Татнефть» (2001-2009 гг., г. Бугульма, Альметьевск, Казань); научно-технических советах ОАО «Самотлорнефтегаз» (2008 г., г. Нижневартовск), Ассоциации малых и средних нефтегазодобывающих организаций («АССОНефть», 2002-2009 гг., г. Москва); на международных симпозиумах VI, VIII Конгрессов нефтегазопромышленников России (2005, 2009 гг., г. Уфа).

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 44 печатных работах, в том числе в 1 монографии, 24 статьях в ведущих рецензируемых научных изданиях, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ; получены 10 патентов РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения новых технологий на установке по закачке водогазовой смеси на Алексеевском месторождении. нефть карбонатный водогазовый пласт

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 227 наименований. Работа изложена на 232 страницах машинописного текста и содержит 93 рисунка, 35 таблиц.

В процессе работы над диссертацией автор пользовался советами и консультациями д.т.н. Владимирова И.В., д.т.н., профессора Хисамутдинова Н.И., к.т.н. Буторина О.И., к.т.н. Алексеева Д.Л., к.т.н. Зарипова М.С., которым автор выражает глубокую благодарность.

Краткое содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

Первая глава посвящена анализу отечественной и зарубежной научно-технической литературы и обобщению опыта разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам с вязкими недонасыщенными газом нефтями. Отмечено, что постоянный интерес исследователей к карбонатным коллекторам объясняется большими перспективами в освоении месторождений, приуроченных к карбонатным отложениям, в связи с огромными запасами по месторождениям Российской Федерации. Основные исследования, посвященные обобщению опыта разработки «старых» карбонатных месторождений Восточного Предкавказья, Самарской, Оренбургской областей, Урало-Поволжья, приведены в работах Викторина В.Д., Лыкова Н.А., Гавуры В.Е., Майдебора В.Н., Саттарова М.М., Абызбаева И.И., Аширова К.Б., Сазонова Б.Ф., Ковалева В.С., Желтова Ю.П., Желтова Ю.В., Закирова С.Н., Хавкина А.Я., Владимирова И.В., Шустефа И.Н., Свищева М.Ф., Амелина И.Д., Давыдова А.В., Сургучева М.Л., Швецова И.А., Шаймуратова Р.В., Смехова Е.М., Хайрединова Н.Ш., Андреева В.Е., Котенёва Ю.А. Вопросы формирования залежей, литолого-петрографическая характеристика, классификация коллекторов были рассмотрены в работах Кинзикеева А.Р., Абдуллина Н.Г., Аминова Л.З., Акишева И.М., Ахметова Н.Г., Ахметзянова Н.Г., Чишковского В.А., Селимова В.Г., Козиной Е.А., Зинатуллина Н.Х., Муслимова Р.Х., Юдинцева Е.А., Дияшева Р.Н., Долженкова В.Н.

По результатам обобщения исследований и разработки карбонатных месторождений Самарской, Оренбургской, Пермской областей, республик Башкортостана и Татарстана можно сделать следующие заключения.

Нефтяные месторождения России, приуроченные к карбонатным отложениям, характеризуются низкой продуктивностью, высокой неоднородностью. Нефть отличается повышенной и высокой вязкостью. Геолого-физические особенности строения карбонатных коллекторов России и отсутствие достаточного опыта разработки таких залежей нефти объясняют значительное отставание темпов выработки запасов нефти из карбонатных отложений. Вместе с тем, предстоящая динамика нефтедобычи по России в значительной степени зависит от ввода карбонатов в активную разработку и от повышения их текущей и конечной нефтеотдачи. Но объемы их внедрения очень малы.

Выявлено, что традиционные системы разработки оказались неэффективными или малоэффективными при разработке карбонатных коллекторов, особенно коллекторов трещинного и порово-трещинного типа с двойной пористостью.

Анализ применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на карбонатных нефтяных залежах показал, что гидродинамические и физико-химические методы увеличивают текущую и конечную нефтеотдачу.

Ввиду низкой проницаемости пористой матрицы для нефтеизвлечения из трещинных и трещинно-пористых коллекторов основную роль играет трещинная система, что предполагает учет особенностей трещинной системы при проектировании системы разработки нефтяной залежи.

Важнейшей задачей остается создание и применение на карбонатных нефтяных месторождениях новых высокоэффективных технологий нефтеизвлечения.

Одной из перспективных технологий является использование водогазового воздействия на пласт как эффективного метода увеличения нефтеотдачи месторождений нефти, приуроченных к карбонатным отложениям. Приведен аналитический обзор лабораторных исследований водогазового воздействия на нефтенасыщенные пласты и рассмотрены основные сведения по опыту промышленного применения ВГВ. Показано, что водогазовое воздействие независимо от технологии (попеременной или последовательной) и типа используемого газа способствует приросту коэффициента вытеснения нефти на любой стадии заводнения. Величина прироста коэффициента вытеснения при ВГВ является функцией состава газового агента: минимальный прирост 6…8 % получен в опытах, где в качестве газового агента использовался азот; при закачке сухого углеводородного газа независимо от технологии нагнетания агентов и степени выработки заводнением прирост составил 15…16 %; а при использовании обогащенного газа прирост коэффициента вытеснения составил 31…32 %. Вместе с тем, эти данные не являются универсальными. Для обоснования эффективности технологии для конкретных залежей нефти при постановке лабораторных опытов необходимо максимально воспроизводить геолого-физические и термобарические условия изучаемого объекта разработки и использовать вытесняющие агенты (воду и газ), исходя из их наличия в регионе. Кроме того, как показывает анализ научной литературы, исследования по оценке эффективности ВГВ на залежи с вязкими недонасыщенными газом нефтями до работ автора (до 2003 г.) не проводились.

Во второй главе изложены результаты теоретических исследований механизмов протекания газовых, водогазовых технологий путем вытеснения вязких недонасыщенных газом нефтей из карбонатного коллектора.

Рассмотрена математическая модель разработки залежи нефти с коллекторами двойной пористости (проницаемости) в условиях водогазового воздействия.

Исследование процессов выработки запасов нефти из коллекторов с двойной пористостью (проницаемостью) с применением обычного и водогазового заводнений проведены на математических моделях трехфазной фильтрации. Принято, что водогазовое воздействие моделируется в виде чередующихся закачек оторочек воды и газа. В качестве инструмента исследований использовался программный пакет гидродинамического моделирования «Tempest More» (производитель Roxar/Smedvig), а также программы, разработанные с участием автора. Выбор пакета «Tempest More» в качестве инструмента исследований обосновывается по следующим причинам:

1. В данном пакете возможно с высокой степенью точности моделировать все описанные модели трехфазной фильтрации. Модель предполагает, что в резервуаре содержатся нефть, растворенный газ и вода. Нефть и растворенный газ смешиваются в любых пропорциях при различных термобарических условиях. Процесс смешивания описывается моделью Тодда-Лонгстафа и может быть различным в разных частях пласта;

2. В пакете возможно моделирование коллекторов с двойной пористостью (проницаемостью);

3. В пакете гидродинамического моделирования предусмотрена визуализация входных и выходных данных, что дает возможность быстро оценивать результаты расчетов;

4. Время расчета гидродинамических задач (в зависимости от размерности сетки) приемлемое для задач данного класса.

Рассмотрена модель элемента системы разработки гипотетической литологически экранированной залежи нефти, разрабатываемой с применением заводнения. В зависимости от поставленной задачи рассмотрены различные режимы эксплуатации залежи. Основная цель исследования - выяснить, как влияют режимы работы нагнетательной и добывающих скважин на выработку запасов нефти из коллекторов с двойной пористостью (проницаемостью) при обычном и водогазовом заводнениях.

Рассмотрен участок литологически экранированной залежи с коллектором с двойной пористостью (проницаемостью), состоящий из вложенных друг в друга пространств пористой низкопроницаемой матрицы и высокопроницаемых трещин. Принято, что трещины расположены хаотично и не имеют преимущественной ориентации в пространстве. Проницаемость трещин многократно превосходит проницаемость пористой матрицы, а пористость трещинного пространства во много раз меньше пористости матрицы.

Геометрические размеры модели 1000х1000х5 м. Модельная сетка имеет размерность 20х20х5. Начальные параметры вложенных пространств порового и трещинного коллекторов - пористость, проницаемость, нефтенасыщенность - являются однородными как по латерали, так и по разрезу (рисунок 1), а также с неоднородным распределением параметров коллектора.

Свойства пластовых флюидов моделировались для условий залежей с невысокой начальной пластовой температурой. Начальная пластовая температура 40 ?С. Плотность и вязкость воды при начальной пластовой температуре приняты равными 1.010 г/см³ и 0.638 сПз соответственно. Для нефти плотность в поверхностных условиях составила 0.900 г/см³.

а - трещинная система; б - пористая матрица; начальная нефтенасыщенность - 0.8 д. ед.

Рисунок 1 Кубы текущей нефтенасыщенности

Начальное пластовое давление составляет 90.0 атм, давление начала разгазирования нефти - 56.6 атм. Начальный газовый фактор - 50 м³/м³. Начальный объем геологических запасов нефти составляет 553.6 тыс. м³.

При описании совместного движения фаз используются относительные фазовые проницаемости, согласно второй модели Стоуна. При этом предполагается, что при определении относительной фазовой проницаемости нефти в системе «нефть - вода» сумма нефтяной и газовой фаз является несмачиваемой, а при определении относительной фазовой проницаемости нефти в системе «нефть - газ» смачиваемой фазой является вся присутствующая жидкость (нефть + вода). В начальном цикле задач предполагается, что зависимости фазовых проницаемостей от насыщенностей водой и газом одинаковые для трещинной и поровой систем.

Исследована задача для 4 добывающих и одной нагнетательной скважин, образующих правильный пятиточечник. Нагнетательная скважина расположена в центре залежи. Расстояние между соседними добывающими скважинами составляет 500 м. Расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами составляет 350 м.

Взаимодействие между системами пористого и трещинного пространств описывается с помощью коэффициента сообщаемости , где C_D - постоянная Дарси; у - параметр, определяемый линейными размерами блока матрицы (L_x, L_y, L_z), ; K_m - проницаемость блока матрицы; V_m - поровый объем блока матрицы.

Многообразие свойств коллекторов с двойной пористостью описывается рядом следующих приближений:

1. Модель двойной пористости предполагает отсутствие обмена пластовыми флюидами непосредственно между пористыми блоками матрицы. Существует обмен только между блоками матрицы и трещинами. Пластовые флюиды движутся по трещинной системе, поэтому нагнетательная и добывающие скважины подключены только к трещинной системе. Такое приближение хорошо описывает процессы фильтрации в трещинных и трещинно-пористых коллекторах, где проницаемость трещин многократно превосходит проницаемость пористых блоков;

2. Модель двойной проницаемости предусматривает наличие обмена пластовыми флюидами между пористыми блоками. Пластовые флюиды движутся как по системе трещин, так и по пористым блокам матрицы. Скважины подключены к обеим системам. Такое приближение описывает порово-трещинные коллекторы, где проницаемость трещин сопоставима с проницаемостью пористых блоков.

Модель двойной пористости. Рассмотрена первая из перечисленных моделей коллектора с двойной пористостью. Принято, что проницаемость трещин на два порядка превышает проницаемость матричных блоков. Пусть проницаемость трещин составляет 1 мкм², а проницаемость пористых блоков матрицы - 0.01 мкм². Пористость трещин равна 0.01 д. ед, пористость блоков - 0.14 д. ед. Коэффициент у зададим однородным и равным 0.084. Для определенности принято, что трещинная система - «жесткая», то есть коэффициенты сжимаемости матричных блоков и трещин равны.

Базовый вариант. В качестве базового варианта рассмотрено обычное заводнение через нагнетательную скважину. Для всех расчетов задана одинаковая продолжительность периода разработки - 253 месяца.

В результате численных исследований получено, что заводнение пласта приводит к быстрой выработке запасов трещинной системы и полному заводнению трещин. При этом значительную роль играют и гравитационные эффекты, в результате чего распределение нефтенасыщенности имеет характерный вид: минимальная насыщенность - в подошве пласта, максимальная - в кровле. Тупиковые области трещинной системы, находящиеся в «тени» от воздействия нагнетательной скважины, остаются незаводненными. Степень заводненности пористой матрицы во много раз ниже. Самым выработанным слоем является подошвенный слой, что связано с гравитационной пропиткой водой пористых блоков. Таким образом, выработка запасов нефти происходит в основном за счет заводнения трещинной системы.

С прорывом воды по трещинам к забоям добывающих скважин происходит резкое снижение эффективности вытеснения нефти.

Выработка коллекторов, описываемых моделью двойной пористости, характеризуется следующими чертами. Это, прежде всего, быстрая выработка запасов нефти и заводнение трещинной системы. Выработка блоков пористой матрицы происходит значительно медленнее, при этом, несмотря на значительные запасы, движение нефти к забоям добывающих скважин происходит через заводненную трещинную систему, что также увеличивает фильтрационное сопротивление для движения пластовых флюидов.

Немаловажным является процесс гравитационной пропитки водой пористых блоков, в результате чего наибольшему заводнению подвергаются нижние слои коллектора. Текущий КИН к концу рассматриваемого периода составил 0.095 д. ед. при обводненности 83 %.

Варианты разработки с водогазовым воздействием. Рассмотрены варианты с водогазовым воздействием. ВГВ моделировалось в виде последовательных закачек оторочек газа и воды при различных соотношениях объемных долей газа и воды в поверхностных (рабочих) условиях. В качестве газа моделируется природный газ, характерный для рассматриваемой залежи. Временные периоды закачки газа и воды (циклы) в рассмотренной ниже задаче брались постоянными в течение всего периода разработки и составляли: цикл закачки газа - 5 суток и цикл закачки воды - 25 суток. Объемные доли закачки газа и воды регулировались интенсивностью (приемистостью) закачки. Рассмотрены 6 вариантов, различающиеся относительными объемами закачанных воды и газа.

Вариант ВГВ0. В данном варианте в нагнетательную скважину в течение 5 суток закачивался газ с приемистостью 3000 м³/сут (22.6 м³/сут в пластовых условиях) и в течение 25 суток велась закачка воды.

К концу рассматриваемого периода разработки заводнению подвержена большая область коллектора (как трещинной, так и поровой составляющих) в сравнении с обычным заводнением.

При этом неравномерность выработки коллектора по вертикали за счет гравитационной составляющей движения флюидов снижается, но незначительно. Влияние газовой составляющей вытесняющего агента приводит к более полному заводнению прикровельных слоев поровой матрицы.

Варианты ВГВ1-ВГВ5 отличаются от рассмотренного выше лишь объемами закачиваемого газа. При этом приемистость нагнетательной скважины по газу в зависимости от варианта изменялась от 5000 м³/сут (ВГВ1) до 100000 м³/сут (ВГВ5).

Представляет интерес изменение степени выработки коллектора в зависимости от объемов закачанного газа. Динамики изменения представлены в виде кубов нефтенасыщенности на конец рассматриваемого периода разработки залежи по нескольким вариантам (рисунки 2 ? 4). Видно, что степень выработки коллектора, как трещинной, так и пористой подсистем, значительно увеличивается с увеличением объемов закачиваемого газа. При этом, наибольшая выработка запасов нефти наблюдается в верхних и нижних слоях коллектора. Трещинная система заводняется в большей степени, чем поровая.

До определенной интенсивности закачки газа (в нашем случае это вариант ВГВ5) динамики дебита нефти по рассмотренным вариантам практически совпадают. Для изменения дебита нефти в начальный период характерно резкое падение, связанное с падением



а б

в г

а, в - трещинная система; б, г - пористая матрица; шкала нефтенасыщенности приведена на рисунке 1

Рисунок 2 Куб текущей нефтенасыщенности (а, б) и вертикальные разрезы залежи (в, г) на конец рассматриваемого периода (вариант ВГВ1)

а б

в г

а, в - трещинная система; б, г - пористая матрица; шкала нефтенасыщенности приведена на рисунке 1

Рисунок 3 Кубы текущей нефтенасыщенности (а, б) и вертикальный разрез залежи (в, г) на конец рассматриваемого периода (вариант ВГВ3)



а б

в г

а, в - трещинная система; б, г - пористая матрица; шкала нефтенасыщенности приведена на рисунке 1

Рисунок 4 Кубы текущей нефтенасыщенности (а, б) и вертикальный разрез залежи (в, г) на конец рассматриваемого периода (вариант ВГВ5)

пластового давления, затем некоторая стабилизация и рост с приближением фронта закачиваемой воды при ее движении по трещинной системе. Такое же поведение дебита наблюдается и при обычном заводнении. После начала обводнения скважин в вариантах с ВГВ наблюдается некоторое увеличение дебита нефти, причем величина роста зависит от объема закачиваемого газа. Таким образом, эффект от применения ВГВ несколько отстоит по времени от начала применения воздействия на пласт. Величина эффекта зависит от объема свободного газа в пласте и от величины пластового давления.

Увеличение пластового давления создает благоприятные предпосылки для интенсивного растворения газа в нефти и изменения свойств нефти.

Изменение дебитов нефти связано с принципиальным изменением характера вытеснения при водогазовом воздействии. Увеличение объемов закачиваемого газа приводит к росту дебита нефти и значительному снижению обводненности добываемой продукции. Вместе с тем, возрастает газонефтяной фактор, что говорит о снижении эффективности использования закачиваемого газа как вытесняющего агента. Характеристики вытеснения показывают увеличение добычи нефти на единицу добываемой жидкости, что подтверждает эффективность водогазового воздействия.

Изменение зависимости КИН от накопленного объема закачанного газа в пластовых условиях в долях от объема пор коллектора (рисунок 5) показывает, что эффективность ВГВ тем выше, чем больше объем закачанного газа.

Рисунок 5 Зависимость КИН от накопленного объема закачанного газа в долях порового объема резервуара в пластовых условиях

Изучена динамика изменения контура питания скважины моделированием процессов фильтрации вязких нефтей с учетом предельного градиента сдвига и объема закачанного газа. При этом будем иметь в виду, что в теоретических исследованиях под водогазовым воздействием будем понимать определенные эффекты от закачиваемого агента для нефтевытеснения: изменения вязкости пластового флюида, охвата пласта заводнением и коэффициента вытеснения.

Принято, что на большинстве малых нефтяных месторождений Урало-Поволжья, приуроченных к карбонатным отложениям, вязкость нефти изменяется в очень широком диапазоне - от 20 до 500 мПа?с.

Рассмотрена фильтрация двухфазной жидкости в районе единичной добывающей скважины, вскрывшей однородный пласт. Поставленная задача решалась численно с использованием метода impes. При решении задачи принимались следующие аппроксимации зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности:

и , (1)

где a и b - некоторые постоянные; S*w (S*o) - предельное значение водонасыщенности (нефтенасыщенности), ниже которого движение воды (нефти) не происходит. Принято, что , . При этом начальные значения водонасыщенности и нефтенасыщенности принимаются равными , соответственно.

Проведенные расчеты при различных параметрах проницаемости и вязкости нефти дали результаты зависимости радиуса контура дренирования скважины от времени при различных депрессиях на пласт (рисунок 6). Хорошо видно, что при меньшей депрессии стационарный режим работы скважины достигается быстрее, но радиус контура дренирования при этом меньше, чем при большей депрессии. При соотношении вязкостей нефти и воды 0 = 20 и проницаемости коллектора 1 мкм² установившийся радиус контура дренирования составляет 84 и 95 м для значений забойного давления 15 и 10 МПа соответственно. Начальное пластовое давление предполагалось равным 17 МПа.

Зависимость радиуса контура дренирования скважины от проницаемости коллектора показывает, что для вязких нефтей (0~10) даже при значительной проницаемости коллектора (порядка 1 мкм²) радиус контура дренирования скважины ограничен и не превышает 100 м.



Рисунок 6 Зависимость радиуса контура дренирования от времени при различных значениях забойного давления (соотношение вязкостей нефти и воды 0 = 20, проницаемость коллектора 1 мкм²)

На основании выполненных исследований установлены причины низкой нефтеотдачи на залежах вязкой и высоковязкой нефтей. Полученные модельные результаты показали, что для таких залежей области дренирования скважин ограничены и даже для высокопроницаемого коллектора не превышают 100…150 м. Для коллекторов с более низкой проницаемостью радиус дренирования питания составляет 40…50 м.

Исследованы путем численного моделирования процессы нефтеизвлечения и радиусы дренирования из трещиновато-поровых коллекторов с вязкими нефтями.

Рассмотрены особенности фильтрации пластовых флюидов в трещиновато-поровых и порово-трещиноватых коллекторах.

Как следует из анализа множества фактических данных, наиболее вероятной моделью трещиновато-поровой среды является сочетание трещин относительно больших размеров, микротрещин и блоков породы. Трещины и другие пустоты (каверны, полости различных форм и размеров) соединяются между собой микротрещинами, которые в местах сужений имеют множество контактов с блоками породы и создают большие сопротивления при движении жидкостей. Блоки характеризуются более низкой проницаемостью. Как трещины, так и блоки породы являются вместилищем и проводником нефти. Трещиновато-пористую среду можно рассматривать как систему двух вложенных друг в друга разномасштабных «пористых» сред.

Принято, что проницаемость трещиновато-пористых коллекторов определяется, в основном, степенью развитости сети микротрещин. Объем вторичных пустот (трещин, каверн и т.д.) значительно меньше общего объема, занятого проницаемыми и непроницаемыми блоками горной породы, и гидропроводность вторичных пустот обычно во много раз больше проводимости блоков. Поэтому движение жидкости в трещиноватых и пористых элементах происходит с разными скоростями, что и определяет особенности процессов фильтрации жидкости в трещиновато-пористых средах.

При исследовании процессов фильтрации жидкости в трещиновато-пористых коллекторах необходимо было учитывать следующие особенности пород и жидкостей:

Повышенную сжимаемость трещиноватых элементов среды, что ведет к зависимости проницаемости, пористости и эффективной мощности коллектора, а также продуктивности скважин от давления или градиента давления;

Наличие ярко выраженной анизотропии продуктивных пород, как следствие этого анизотропный характер потоков пластовых флюидов;

Обмен жидкостью между системой трещин и пористыми блоками;

Возникновение дополнительных (инерционных) сопротивлений при больших скоростях фильтрации в призабойной зоне пласта;

Структурно-механические свойства нефти.

Приведенные выше особенности строения коллекторов и движения в них пластовых флюидов значительно затрудняют моделирование процессов нефтеизвлечения. Эти осложнения связаны, прежде всего, со следующими факторами:

· система дифференциальных уравнений в частных производных, описывающих фильтрацию пластовых флюидов в коллекторе, является нелинейной, так как свойства самих флюидов, а также свойства коллектора зависят от величины давления (или градиента давления) и насыщенности;

· возрастает объем обязательных параметров пластовой системы, включаемых в уравнения фильтрации пластовых флюидов. Действительно, так как трещиновато-поровый коллектор описывается как система двух вложенных друг в друга разномасштабных «пористых» сред, то необходима информация о свойствах каждой из этих сред и о процессах их взаимодействия.

Таким образом, затруднения при моделировании процессов нефтеизвлечения из трещиновато-поровых коллекторов связаны с нелинейностью модели и возросшим объемом необходимых параметров, включаемых в модель.

Основные положения модели процессов фильтрации пластовых флюидов в трещиновато-поровом коллекторе

Рассмотрена одиночная скважина (рисунок 7), эксплуатирующая трещиновато-поровый коллектор с постоянным забойным давлением.

индексы «п» относятся к поровому пространству, «т» - к трещинному

Рисунок 7 Геометрия задачи

Считается, что пласт - осесимметричный и бесконечный, то есть краевые условия предполагают, что на стенках скважины давление равно забойному, а на достаточно далеком расстоянии от скважины - начальному пластовому. Пусть давление в пласте всегда выше давления насыщения нефти газом, то есть применима модель «черная нефть», которая основывается на общепринятой модели двухфазной фильтрации несмешивающихся жидкостей. Распределения насыщенностей пластовых флюидов в трещинном и поровом пространствах в начальный момент времени считаются одинаковыми, и принимаются равными , соответственно в водной и нефтяной фазах. Капиллярное давление пренебрежимо мало. Расчеты проводятся при следующих значениях параметров:

· поровое пространство: проницаемость k = 0.001 мкм², мощность h = 1 м, пористость m = 0.1, упругоемкость атм^-1;

· трещинное пространство: проницаемость k = 1 мкм², мощность h = 0.01 м, пористость m = 0.001, упругоемкость атм^-1.

При расчетах принималось, что величина предельного динамического напряжения сдвига равнялась 0.0039 Па.

Рассмотрены основные характеристики двухфазного потока в окрестности скважины для случаев «жесткой» и «деформируемой» трещинной системы. Учет деформации трещинной системы показывает, что увеличение депрессии практически не сказывается на изменении области дренажа в трещинной системе ввиду ухудшения фильтрационных свойств трещин при снижении пластового давления. При этом увеличивается область дренирования в поровой системе по сравнению с «жесткой» моделью трещиновато-порового коллектора.

В условиях изменения фильтрационных свойств трещинной системы с изменением пластового давления индикаторная диаграмма для «деформируемой» модели трещиновато-порового коллектора имеет точку перегиба, в которой пористость коллектора резко снижается, стремясь к 0 или близка 0, при которой резко снижается проницаемость призабойной зоны, в связи с чем дебит скважины начинает резко падать.

Изучено взаимодействие заводняемых пластов в системе «нагнетательная скважина - добывающая скважина» с разделяющей трещиной в случае, когда трещина соединяет и разделяет добывающую и нагнетательную скважины.

Проведенные исследования показали, что при наличии в пласте высокопроницаемого включения (например трещины), в зависимости от расположения скважин относительно этого включения, может происходить как увеличение, так и уменьшение коэффициента охвата заводнением. В связи с этим, предложена новая технология разработки нефтяной залежи с высокопроницаемым включением, когда способ разработки осуществляется сочетанием стационарной работы нагнетательной скважины, находящейся в зоне высокопроницаемого включения, и попеременного включения и выключения двух групп добывающих скважин, одна из которых расположена вдоль прямой, совпадающей с простиранием высокопроницаемого включения, а вторая - перпендикулярно этой прямой. При этом при включении первой группы происходит перенос вытесняющего агента на значительные расстояния в межскважинном пространстве, а при включении второй группы и выключении первой - вытеснение нефти к добывающим скважинам второй группы.

Исследовано влияние нестационарного режима работы скважин на коэффициент охвата заводнением зонально-неоднородного коллектора. В качестве модели принята система скважин, эксплуатирующих залежь, представленная элементом 9-точечной схемы. При этом скважины размещаются в вершинах квадрата со стороной L. В левом нижнем углу размещена нагнетательная скважина, в остальных вершинах - добывающие. Квадрат разбит на 4 равных по площади участка, характеризующихся разными значениями проницаемости, пористости, мощности пласта.

Рассмотрена фильтрация двухфазной жидкости в пространственно-неоднородном пласте.

Моделирование процесса нефтеизвлечения проведено для двух вариантов разработки залежи. Первым (базовым) вариантом будет стационарная работа скважин с постоянным забойным давлением. Задание режимов скважин с постоянным забойным давлением более приемлемо для моделирования, так как отпадает необходимость проверки на каждом шаге физичности получаемого решения и корректировки дебитов скважин. Второй вариант разработки предусматривает периодическое отключение добывающих скважин.

Анализ полученных результатов показал, что регулирование работой добывающих скважин позволяет получить следующие преимущества. Во-первых, более равномерно происходит заводнение неоднородного коллектора, сглаживается неравномерность сетки скважин. Во-вторых, за счет перераспределения фильтрационных потоков, а также упругой энергии коллектора происходит возрастание дебитов скважин по нефти (по сравнению с первым вариантом). В случае водогазового воздействия, для охвата наибольшего нефтенасыщенного объема залежи, такое регулирование будет иметь синергетический эффект. И, наконец, немаловажным является сокращение объемов добычи и закачки воды.