^TATNEFT
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.031:532.529.5.001.57
© В.В. Ахметгареев, Р.Р. Ибатуллин, 2015
Математическая модель заводнения трещиновато-порового коллектора, разрабатываемого с применением горизонтальных скважин и многоступенчатого гидроразрыва пласта
Т^ОпЕТ
НГДУ "ЛЕНМНОГОРСКНЕЩТЪ-
В.В. Ахметгареев
(ТатНИПИнефть), Р.Р. Ибатуллин, д.т.н. (TAL Oil Ltd.)
Адрес для связи: post02@tatnipi.ru
Numerical model of waterflooded dual-permeability reservoir developed with horizontal wells and multistage hydraulic fracturing
V.V Akhmetgareev (TatNIPIneft, RF, Bugulma), R.R. Ibatullin (TAL Oil Ltd., Canada, Calgary)
Ключевые слова: трещиновато-поровый коллектор, заводнение с отрицательным градиентом минерализации, коэффициент извлечения нефти (КИН), горизонтальные скважины, многоступенчатый гидроразрыв пласта (МГРП).
E-mail: post02@tatnipi.ru
Key words: dual-permeability reservoir, low-salinity waterflooding, oil recovery horizontal wells, multistage hydraulic fracturing.
To estimate performance of dual-permeability reservoir a numerical model was developed. The model assumes that the reservoir is waterflooded with low-salinity water, it is developed by parallel producing and injection horizontal wells, and that a multistage hydrofracing is performed in producing wells. As an example, numerical model for the Bashkirian deposit 302 of the Romashkinskoye oil field was built.
Разработка нефтяных месторождений, продуктивные пласты которых представлены карбонатным трещинно-поровым типом коллектора, значительно осложнена в связи с наличием двух видов пустотно-сти: блоков породы (матрицы) и трещин. Недостаточный объем данных о распределении трещин, их проницаемости, размерах блоков породы, смачиваемости коллектора и других параметрах приводит к ряду допущений при адаптации и прогнозе показателей на цифровых гидродинамических моделях и соответственно значительным погрешностям в расчетах. Кроме того, для решения конкретных задач на промыслах или в НГДУ необходимо иметь методики расчетов, не предусматривающих использование данных специальных лабораторных исследований. В связи с этим возникает необходимость создания математической модели, основанной на применении промысловых данных.
Большинство трещиновато-поровых коллекторов характеризуется низкой проницаемостью матрицы, что приводит к низким темпам отбора нефти. Средний текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) таких коллекторов по Республике Татарстан не превышает 5 %. Для решения задач повышения темпов отбора нефти и КИН широкое применение нашли различные технологии с использованием горизонтальных скважин (ГС) и многоступенчатого гидроразрыва пласта (МГРП). При фильтрации жидкости от нагнетательной скважины к добывающей, в которых проведены гидроразрывы, возникают сложности в описании и расчетах движения
флюида в пласте, так как жидкость проходит зоны с различной степенью трещиноватости. При этом в трещино-вато-поровых коллекторах основными силами, обеспечивающими вытеснение нефти из блоков породы, являются гидродинамические и капиллярные.
Отсутствие инструмента для оперативного расчета параметров фильтрации в указанных коллекторах, разрабатываемых с применением ГС с МГРП, и перспективность данных технологий для разработки карбонатных отложений месторождений Республики Татарстан определили направления исследований, рассматриваемых в статье.
Согласно теории, предложенной Г.И. Баренблаттом и Ю.П. Желтовым [1], движение нефти в трещиновато-по-ровом гидрофильном коллекторе происходит главным образом за счет ее вытеснения из пористых блоков водой, находящейся в трещинах, в результате капиллярной противоточной пропитки. Исходное уравнение [1-4] имеет следующий вид:
г
q = Ь ■ к■¡ц>(г-х )■ у(х)йх, (1)
о
где q - расход нагнетаемой жидкости, м3/с; Ь - ширина пласта или длина горизонтальных скважин, м; h - толщина пласта, м; ф - скорость капиллярного впитывания в единице объема, м3/с; I - время, с; х - время вступления блока в пропитку, с; V - скорость фильтрации в трещинах, м/с.
Уравнение (1), относящееся к интегральным уравнениям Вольтерра 1 рода, решенное методом интегрально-
го преобразования Лапласа [5], для координаты фронта пропитки х(Л) записывается в виде [3, 6]
х(г) =
ч
Ъ■к■ ц-т.2 ■ So ■ |
ег:
1+ |г+
л/К
ег{^>/|7)
(2)
где г| - конечный КИН блока при его капиллярной пропитке, д.ед.; т2 - пористость блоков породы, д.ед.; S0 - начальная нефтенасыщенность блоков породы, д.ед.; р - удельная скорость пропитки, включающая как гидродинамические, так и капиллярные силы, с-1; ег^х) - функция ошибок (функция Лапласа).
В общем случае при заводнении в пласте действуют и капиллярные, и гидродинамические силы, тогда удельную скорость пропитки можно определить по формуле [4]
36 ■ к2
1 б ■ ^н
а- сое 0
12
+ gгad р
(3)
где 36 - эмпирический коэффициент; ^ - проницаемость блоков породы, м2; /б - длина грани блока, м; -вязкость нефти, мПа-с; а - коэффициент межфазного натяжения на границе нефть - вода, Па-м; 0 - угол избирательного смачивания породы водой, градус; gгadp -градиент давления, за счет которого нефть перетекает из блоков в трещины, Па/м.
Определение параметров, входящих в формулу (3), затруднительно. Например, для расчета градиента давления необходимо знать время вступления трещин и блоков в пропитку [7, 8], для чего необходимо проведение качественных гидродинамических исследований. Практика показывает, что подобные исследования проводятся лишь в единичных скважинах. Размеры блоков и смачиваемость также могут иметь разные значения, даже на небольших расстояниях, поэтому в расчетах использован коэффициент р как капиллярно-гидродинамическая характеристика пласта.
Уравнение (2) позволяет вычислить время безводной добычи, т.е. до момента подхода фронта пропитки к добывающей скважине. Для водного периода в работе [4] предложена идея «фиктивного» фронта, простирающегося до бесконечности. С учетом того, что скорость продвижения фронта v(t) = дх/дЛ, нетрудно получить формулу для определения дебита нефти qн «фиктивной» части пласта
Чн =
Ч ■ е-17 (Г1 + т ■ ег'т ■ ег^Т!^
■ (7 -т)
■й т.
(4)
Уравнение (4) имеет действительные решения при Л > т, т.е. времени, большем, чем водный период добычи. При этом за начало отсчета принимается время после подхода фронта пропитки к добывающей скважине. Уравнение (4) решено авторами в аналитической форме, решение в данной статье не приводится в связи с его громоздкостью.
В качестве исходных данных для расчетов взяты параметры трещиновато-порового коллектора залежи 302 башкирского яруса Ромашкинского месторождения, приведенные ниже.
Ширина пласта в, м....................................................300
Расстояние между скважинами х, м...........................300
Толщина пласта Ь м.........................................................10
Пористость блоков т2, %............................................12,9
Начальная нефтенасыщенность S0.........................0,830
Конечный КИН блока
при капиллярной пропитке |...................................0,141
Начальные геологические запасы
нефти, Угеол, м3............................................................96363
Приемистость нагнетательной
скважины q, м3/сут...........................................................30
Модель пласта представлена двумя параллельно расположенными добывающей и нагнетательной ГС с длиной горизонтальных стволов, равной ширине пласта (рис. 1). Фильтрационный поток в пласте - прямолинейно-параллельный.
Допустим, что флюиды и пласт несжимаемы, тогда ввиду отсутствия «потерь» закачиваемой воды добыча жидкости из добывающей ГС равна закачке воды в нагнетательную ГС. Потокометрией устанавливают, что вдоль добывающей ГС выделяются, например, три участка (I, II, III), дебиты жидкости которых различаются. Показатели работы участков приведены в таблице. Данные участки делят ствол добывающей ГС на объекты для трех ступеней МГРП. Определим показатели разработки для участка I, расчеты для остальных участков проводятся аналогично.
Допустим, время продвижения фронта пропитки (до МГРП) составляет 30 сут. По формуле (2) для этого значения рассчитаем удельную скорость пропитки для зоны 1 пласта (пласта с естественной трещиноватостью, не измененной МГРП) ры = 1,16-10-9 с-1. Далее по уравнению (4), зная т = 30 сут, определим дебит нефти с шагом 1 сут для времени и начиная с 31 сут. По известному дебиту нефти, считая пласт и флюиды несжимаемыми, несложно рассчитать дебит воды и обводненность. Ограничившись обводненностью 98 %, получим КИН, равный 0,182, и время разработки - 20,1 года.
Рис. 1. Модель трещиновато-порового коллектора
X
X
К
Показатели Участок
I I II I III I ГС
Длина секций МГРП вп , м 80 100 120
Начальные геологические запасы нефти Уеол , м3 25697 32121 38545
Дебит жидкости дж, м3/сут 10 5 15
Время продвижения фронта пропитки тп, сут: до МГРП 30 40 25
после МГРП 40 48 42
Длина неизмененной зоны пласта от нагнетательной скважины х1-п, м 250 230 260
Длина измененной за счет МГРП зоны пласта от добывающей скважины х2-п, м 50 70 40
Удельная скорость пропитки неизмененной зоны пласта р1-п, с-1: до и после МГРП 1,16-10-9 2,35 -10-9 9,48-10-9
после МГРП и закачки низкоминерализованной воды 5,80-10-10 1,17-10-10 4,74 -10-10
Удельная скорость пропитки измененной за счет МГРП зоны пласта р 2-п с-1: после МГРП 4,13-10-8 2,88 -10-8 1,57-10-8
после МГРП и закачки низкоминерализованной воды 2,06 -10-8 1,44 -10-8 7,84-10-®
Накопленная добыча нефти Он, тыс. м3: без МГРП 4682 4881 6754 15680
с МГРП 4379 4890 6163 14972
после МГРП и закачки низкоминерализованной воды 5334 6036 7458 18389
Время разработки ^, годы: без МГРП 20,1 53,2 20,9 25
с МГРП 17,5 40,7 18,5 21
после МГРП и закачки низкоминерализованной воды 25,0 55,6 25,8 30
КИН: без МГРП 0,182 0,152 0,175 0,163
с МГРП 0,170 0,152 0,160 0,155
после МГРП и закачки низкоминерализованной воды 0,208 0,188 0,193 0,191
Далее рассчитаем показатели разработки участка I, но с проведенным в добывающей скважине кис
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.