Исследование процессов разработки неоднородных коллекторов при нестационарном заводнении

Исследование проведено с учетом особенностей пласта с суперколлектором Талинской площади Красноленинского месторождения, характеризующегося уникальной неоднородностью коллекторских свойств продуктивных отложений. В результате отрабатываются запасы нефти, в ос­новном, только в высокопроницаемых разностях. В настоящее время достигнут КИН – 0.10, при проектном 0.25; обводненность продукции скважин более 0.90. Это связано с тем, что при стационарном заводнении не в полной мере реализуются механизмы, необходимые для извлечения углеводородов из низкопроницаемых областей (слоев, зон). Кроме того, часто имеет место превышение давления закачки для попытки увеличения охвата пласта заводнением, что приводит к возникновению техногенных трещин и, следовательно, к прорыву воды в высокопроницаемые слои /5/.

Геолого-промысловая характеристика участков Талинской площади следующая.

Начальное пластовое давление - 25 МПа, пластовая температура - 100С0; давление насыщения пластовой нефти газом близко к начальному – 16-19,6 МПа. Начальное газосодер­жание пластовой нефти - 163,2 м3/м3 - 199,5м 3/т. PVT-свойства пластовых нефти и газа представлены в таблице 5.1; вязкость и плотность воды приняты равными соответственно 0,3 мПа*с и 1008,0 кг/м3 при давлении насыщения. Плотность дегазированной нефти при стандартных условиях - 818,3 кг/м3, плотность растворенного газа при стандартных условиях - 0,941 кг/м3. Диапазоны изменения и зависимости фильтрационно-емкостных свойств и капиллярного давления приведены на рис. 5.1,5.2 и в таблице 5.2 и 5.3.

Деформационные процессы для коллектора и суперколлектора оценивались на основе исследования кернового материала /9/, а также с учетом геофизических исследований, представленных в /10/.

Численное исследование процесса разработки проведено для фрагмента пласта с геолого-промысловыми особенностями, близкими к Талинской площади. Секторная модель - элемент симметрии 9-ти точечной системы площадного заводнения (рис. 5.3)

С целью моделирования деформационных процессов в околоскважинной зоне используется неравномерная сетка с размерами блоков от 2 до 69.6 м с меньшими сеточными блоками, расположенными около скважин, плотность сетки Sc=25 га/скв. Размерность модели составляет 27х27х11 ячеек, количество активных – 8019. Расчетная сетка имеет 11слоев, из них 5 верхних и 5 нижних слоев являются низкопроницаемыми пропластками с проницаемостью 10 мД, толщина каждого слоя 4 м. Средний слой (6 слой) является высокопроницаемым пропластком («суперколлектором») с проницаемостью 2000 мД, толщина слоя 2 м. (Приложение 5)

Таблица 5.1- Свойства пластовых нефти и газа от давления

Свойства пластовой нефти

Свойства пластового газа

Таблица 5. 2 – Диапазоны фильтрационно-емкостных свойств рассмотренного участка

Рис.5.1 – Зависимости относительных фазовых

проницаемостей по нефтяной, водной и газовой фазам

Рис. 5.2 Зависимости капиллярного давления от водонасыщенности и ФЕС от пластового давления для коллектора

Рис. 5.3 Секторная модель 9-ти точечного элемента симметрии с локализацией суперколлектора.

Методика планирования и проведения численных исследований:

q подготовка, ввод и оценка исходных данных для построения гидродинамических моделей;

q выбор размерностей модели (сеточных блоков основной и измельченной гидродинамической сетки);

q выделение регионов и задание ФЕС и физических свойств по регионам;

q расчет динамики удельных показателей разработки при различных режимах работы скважин и природных параметров;

q анализ результатов численных исследований

Численные исследования проводились в следующей последовательности: расчет удельных показателей разработки на упругом режиме и начальной стадии режима выделившегося газа, а также при стационарном и циклическом заводнении.

В гидродинамической модели на упругом режиме и начальной стадии режима выделившегося газа рассмотрен элемент симметрии с одной добывающей скважиной (1/4*4). Численные исследования проводились при ограничениях по забойному давлению (от Рнас до Ркр, раздел 1).

Результаты численных исследований позволяют сделать следующие выводы.

Эффективность разработки зависит от комплекса влияния гидродинамических, капиллярных, гравитационных сил, а так же деформационных процессов и роста газонасыщенности пласта.

На режиме истощения может быть получен высокий КИН, что связано с упругими проявлениями в неоднородном пласте (различными пьезопроводностями слоев), которые способствуют увеличению коэффициента извлечения. В каналах с высокой проницаемостью давление падает быстрее, чем в малопроницаемых нефтенасыщенных слоях, зонах, блоках. В результате имеет место увеличение притока к добывающим скважинам со стороны низкопроницаемых зон (рис.5.4-5.5).

Снижение забойного давления приводит к росту КИН вследствие увеличения сжимаемости флюида (раздел 1).

Рисунок 5.4 – Динамика накопленной добычи нефти на начальной стадии режима выделившегося газа.

Рисунок 5.5 – Динамика пластового давления на начальной стадии режима выделившегося газа.

Численные исследования процесса стационарного заводнения проведены при различной компенсацией отборов закачкой (рис.5.6-5.8). Секторная модель представляет элемент симметрии 9-ти точечной системы площадного заводнения (3/4 добывающих и 1/4 нагнетательной скважин). Режимы работы скважин задавались следующими ограничениями: минимальное забойное давление добывающих скважин 0.9 от давления насыщения, максимальный дебит по жидкости 90м3/сут., ограничения по обводненности продукции составляли 98%, максимальное давление нагнетания 310 бар, максимальная приемистость 300 м3/сут.

Результаты исследования свидельствуют о сравнительно низкой эффективности традиционного заводнения (100% компенсация).

Рациональное снижение скорости фильтрации способствует активизации межслойного обмена фазами в пластах, где имеются существенные капиллярные и гравитационные силы - активизируется капиллярная пропитка. Нагнетаемая вода внедряется в застойные нефтенасыщенные низкопроницаемые зоны. Это приводит к созданию условий для перемещения нефти в зоны активного дренирования.

Снижение пластового давления ниже давления насыщения (на величину 0,9 от Рнас) способствует разгазированию оставшейся в обводненном пласте нефти и уменьшения остаточной нефтенасыщенности. Разгазирование нефти не только создает условия для увеличения объема воды, внедряемой в малопроницаемые участки, но и значительно увеличивает поверхность капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенные зоны, а также улучшает условия для удержания воды в этих зонах при обратных градиентах. Наличие в поровом пространстве свободной газовой фазы положительно сказывается на эффективности нестационарного процесса (раздел 2).

При снижении пластового давления деформационные процессы протекают во всем объеме, что также является одним из механизмов повышения коэффициента извлечения. В этом случае необходимо проведение исследований (фильтрационных экспериментов) по обоснованию границ допустимого снижения пластового давления, исключающего гистерезис проницаемости системы.

Циклическое заводнение – это воздействие на пласты, осуществляемое при периодических изменениях давления или расхода нагнетаемой и отбираемой жидкости.

В полуцикле закачки происходит увеличение упругого запаса пласта, внедрение воды в низкопроницаемые слои за счет гидродинамических сил. Добывающие скважины могут работать или могут быть остановлены.

В полуцикле остановки нагнетательных скважин (или снижения закачки) осуществляется добыча нефти при падении пластового давления. При этом активизируется капиллярно-гравитационная пропитка низкопроницаемых слоев, а также обмен нефтью между низкопроницаемыми и высокопроницаемыми слоями. Таким образом, технологическими параметрами являются режимы работы добывающих и нагнетательных скважин, а также длительности полуциклов.

Результаты расчетов представлены на рисунках 5.9-5.12.

Рисунок 5.6 – Динамика накопленной добычи нефти при стационарном заводнении.

Рисунок 5.7 – Динамика накопленной добычи воды при стационарном заводнении.

Рисунок 5.8 – Динамика пластового давления при стационарном заводнении.

Рисунок 5.6 – Динамика удельной накопленной добычи нефти при циклическом заводнении.

Рисунок 5.7 – Динамика удельной накопленной добычи воды при циклическом заводнении.

Рисунок 5.8 – Динамика пластового давления при циклическом заводнении.

Рисунок 5.9 – Динамика обводненности при циклическом заводнении.

Дополнительно было проведено исследование влияния типа смачиваемости «суперколлектора» с учетом исследований проведеных в Комплексной программе научно-исследовательских работ по применению методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения отложений шеркалинской свиты Талинской площади Красноленинского месторождения /10/. В указанном источнике «суперколлектор» характеризуется фобным типом смачиваемости (рис. 5.10).

Для более полного учета процессов, протекающих на границе «суперколлетора» с основным пластом, проведено локальное измельчение гидродинамической сетки. «Суперколлектор» представлен 10 слоями по 0.2 м, прилегающие слои – 10 слоев по 0.4 м (рис. 5.11).

Рисунок 5.10 – Зависимость капиллярного давления для «суперколлектора».

Рисунок 5.11 – Расчетный участок пласта с локальным измельчением «суперколлектора» и прилегающих слоев.

Рисунок 5.12 – Динамика накопленной добычи нефти.

Рисунок 5.13 – Динамика обводненности продукции.

Результаты численных исследований не выявили существенного влияния типа смачиваемости «суперколлетора» (рис. 5.12, рис. 5.13). Накопленная добыча нефти для варианта с гидрофобным «суперколлектором» несколько превосходит показатели базовой модели, что может быть связано с активизацией капиллярной пропитки; изломы в динамике показателей связаны с отключением обводнившихся скважин.

Список источников

1. Бравичев К.А. Бравичева Т.Б. Палий А.О. Компьютерное моделирование процессов разработки нефтяных месторождений: учебное пособие для высших учебных заведений, -М.: Нефть и газ, 2007.-350 с.

2. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: монография – М.: Нефть и газ, 2005. -441 с.

3. С.Н. Закиров, Э.С. Закиров и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа, Часть 1, Москва 2004- 520 с.

4. С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, Э.С. Закиров и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа, Часть 2, Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009 – 483 с.

5. С.Н. Закиров, И.В. Рощина, И.М. Индрупский, А.А. Рощин. Разработка месторождений нефти и газа с суперколлекторами в продуктивном разрезе.

Москва ООО “Контент-пресс” 2011. 248 с.

6. Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами Учебное пособие для вузов. 2011г. 156 с

7. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде Издательство: М., Институт компьютерных исследований, 2004. -628 с.

8. М.Л. Сургучев Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов Москва, “Недра” 1985. 308 с.

9. Мищенко И.Т., Бравичев К.А., Губанов В.Б. Допустимые границы изменения эффективного давления, исключающие необратимые деформации системы. НТЖ: “Нефть, газ и бизнес”, 2009, №10 –С. 51-53.

10. Комплексная программа научно-исследовательских работ по применению методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения отложений шеркалинской свиты Талинской площади Красноленинского месторождения. РАЕН – ОАО “ТНК-BP”, М., 2006.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: