УДК 622.02:531
Оптимизация параметров и сроков ввода системы поддержания пластового давления с учетом изменения фильтрационно-емкостных свойств пластов
) Коллектив авторов, 2010
ОЮ. Кашников (ООО «ПермНИПИнефть»), С.В. Гладышев, С.Н. Попов, Ю.А. Кашников (Пермский гос. технический университет)
Optimization of parameters and period of reservoir pressure maintenance system commissioning taking into account changes in reservoir filtration-capacity properties
O.Yu. Kashnikov (PermNIPIneft OOO), S.V. Gladyshev, S.N. Popov, Yu.A. Kashnikov (Perm State Technical University)
The results of estimation of the reservoir filtration properties changes effect on the main technological development performance with use of hydrodynamic model are given. It is shown, that in the Perm Krai terrigenous reservoirs have various degree of compressibility, that must be considered at determining the optimal periods of commissioning and parameters of reservoir pressure maintenance system.
Ключевые слова: пористость, проницаемость, деформации продуктивных пластов, гидродинамическое моделирование.
Адреса для связи: kashnikov@permnipineft.com, geotech@pstu.ac.ru
Снижение пластового давления при разработке залежей углеводородов приводит к тому, что продуктивные пласты, особенно в прискважинной зоне, начинают испытывать дополнительную вертикальную нагрузку, вызывающую деформацию их порового и трещинного пространства [1]. Результаты ряда исследований [2, 3] показали, что учет деформаций продуктивных пластов при их разработке может дать определенный экономический эффект за счет снижения затрат на создание системы поддержания пластового давления (ППД) с заданными параметрами. Поэтому задачу проектирования и ввода в эксплуатацию системы ППД необходимо решать с учетом данных лабораторных исследований зависимости фильтрационно-емкост-ных свойств (ФЕС) пород от пластового давления. На основе установленных зависимостей выполняется многовариантное гидродинамическое моделирование разработки с вариацией параметров и оптимальных сроков ввода системы ППД. В качестве примеров приведем результаты гидродинамических расчетов c учетом деформаций терригенных коллекторов Шершневского и Трифоновского нефтяных месторождений Пермского края.
Начальным этапом работ являются компрессионные испытания образцов керна для оценки влияния продолжительного действия высоких эффективных напряжений на изменение физико-механических, фильтрационно-емкостных свойств и получения пластических (необратимых) деформаций, возникающих при длительном действии эффективных напряжений, превышающих начальные на 15, 30 и 50 %. На основе полученных результатов разрабатывается аналитическая модель, описывающая изменение ФЕС в зависимости от текущего пластового давления, которая затем реализуется в программном продукте.
Следующим этапом является моделирование процесса разработки в существующих гидродинамических симуляторах, например, Tempest More, Eclipse и др. Моделирование выполняется по-
шагово, при этом разработанное авторами программное обеспечение модифицирует в соответствии с разработанной аналитической моделью массив проницаемости и далее загружает измененные массивы в симулятор, с помощью которого осуществляется расчет следующего временного шага.
Один из основных моментов при выполнении расчетов заключается в определении депрессии и использовании полученных данных для прогноза. Предполагается, что при разработке месторождения существуют деформации поровой матрицы, при этом процесс деформации описывается зависимостями, полученными по результатам испытаний образцов керна. При моделировании истории разработки на первом этапе рассчитываются коллекторские свойства, зависящие от давления. Расчет выполняется в режиме заданных дебитов жидкости, и вводится алгоритм учета изменения проницаемости коллектора в зависимости от пластового давления. Полученные значения депрессии характеризуют деформированный в процессе снижения пластового давления коллектор и используются в дальнейших расчетах в качестве граничных условий.
Результаты лабораторных исследований образцов керна Шершневского месторождения показали значительное снижение проницаемости при действии постоянной нагрузки, превышающей начальную на 6-10 МПа (табл. 1). В целом снижение проницаемости имеет нелинейный характер, а относительное снижение зависит от начального значения проницаемости и может достигать 60 % ее абсолютного значения. При росте пластового давления проницаемость образцов восстанавливается в среднем до 20 %. Это объясняется возникновением в образце пластических деформаций, связанных с уплотнением зерен кварца и перемещением их в глинистый материал. Безвозвратная потеря проницаемости наблюдается уже при снижении начального пластового давления на 3-4 МПа. На рис. 1 показано изме-
80 05'2010 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Таблица 1
Номер к, 10-3 мкм2 кпри Рпр.эфф, 10-3 мкм2 кпри рэфф,, 10-3 мкм2 Дкабс, 10-3 мкм2 Дк„тн, % к при длительном Д^бс^ 10-3 мкм2 Дкотн, %
скважины образца керна, м Рэфф, МПа действии рэфф, 10-3 мкм2
Шершневское месторождение
64 71 1997,9-2002,9 33 299,91 260,27 245,68 14,59 5,61 102,24 143,44 58,38
66 38 1973,8-1978,8 33 47,97 26,53 25,95 0,58 2,19 19,62 6,33 24,39
66 32 1978,5-1983,5 33 62,63 52,2 51,05 1,15 2,20 36,37 14,68 28,76
79 19 2006,5-2011,6 33 3,58 2,57 2,49 0,08 3,11 2,39 0,1 4,02
63 68 1985,5-1988,1 33 3,81 2,7 2,62 0,08 2,96 2,08 0,54 20,61
70 15 1984,5-2001,3 37 44,64 35,24 34,48 0,76 2,16 27,69 6,79 19,69
79 14 1964,8-1972,4 37 2,66 1,87 1,78 0,09 4,81 1,13 0,65 36,52
79 27 1972,4-1981,4 37 200,2 145,96 141,4 4,56 3,12 104,9 36,5 25,81
79 24 1972,4-1981,4 37 1006,8 596,83 485,8 111,03 18,60 272,2 213,6 43,97
63 57 1983-1985,5 30 372,5 319,91 272,52 47,39 14,81 180,82 91,7 33,65
64 67 1992,9-1997,9 30 232,19 187,71 175,42 12,29 6,55 118,01 57,41 32,73
68 39 1989,7-1994,8 30 39,46 36,35 36,18 0,17 0,47 34,63 1,55 4,28
63 80 1995,7-1998,4 27 121,8 83,6 82,7 0,9 1,08 47 35,7 43,17
Трифоновское месторождение
405 22 1625,9-1631,4 30 982,5 856,40 845,76 10,64 1,24 774,7 71,06 8,40
405 24 1625,9-1631,4 27 908,3 823,20 792,08 31,125 3,78 746,8 45,28 5,72
408 54 1707,0-1711,5 20 612,3 474,70 474,70 0 0,00 423,5 51,20 10,79
574 43 1693,0-1698,0 27 49,74 44,08 43,29 0,79 1,79 39,31 3,98 9,19
574 46 1693,0-1698,5 25 215,2 157,70 156,17 1,533 0,97 132,6 23,57 15,09
405 22(2) 1625,9-1631,4 27 762,5 544,00 517,10 26,898 4,94 429,9 87,20 16,86
405 49 1662,0-1668,5 27 167,503 122,85 113,47 9,389 7,64 94,136 19,33 17,04
Примечание. р^, рпрэфф - соответственно эффективное и начальное (природное) эффективное давление; к-проницаемость; ААабс, Дк,тн - соответственно абсолютное и относительное изменение проницаемости при нагружении от рпрэфф до рэфф; Дк'абс, Дк'о1н - соответственно абсолютное и относительное изменение проницаемости при длительном действии рэфф.
Рис. 1. Изменение относительной проницаемости образца керна из скв. 64 Шершневского месторождения в зависимости от давления (а) и времени выдержки под нагрузкой (б)
нение проницаемости при длительной выдержке одного из образцов, отобранного из скв. 64 (пласт Бб).
Результаты гидродинамического моделирования с использованием программного комплекса Tempest More (Roxar) показывают, что сохранение фильтрационных параметров на уровне, близком к начальному, обеспечивает более высокую добычу нефти. Например, при освоении приконтурной системы ППД на ранней стадии накопленная добыча нефти по расчетным данным могла превысить фактическую на 14 %. При освоении площадной системы можно в большей степени предот -вратить изменение ФЕС (рис. 2) и получить дополнительно 21 % от фактически накопленной добычи нефти
(рис. ->). Полученные данные свидетельствуют о том, что
Рис. 2. Карта модификаций массивов относительной проницаемости пласта Бб
ввод системы ПЩ в настоящее время несущественно Шершневского месторождения при фактически сложившихся условиях разработки (а)
увеличит добычу, поскольку даже при восстановлении и организации системы ППД на ранней стадии (б)
35-
и 3 255 20- •9- Ф н] г
V
« 15" т Л 10- о 5-
с £ 5 £ Э .5 £ а £ Е £ 5 £ > V с £ £ £ Е £ 5 з г 5 г г Е ? г ; 5 а а -ос 3 8 % в 3 8 г д
Вариант 1 -о- Вариант 2 -о- Фактическая добыча
Рис. 3. Динамика добычи нефти при организации приконтурной системы ППД (вариант 1), площадной системы ППД (вариант 2), а также фактической добычи
пластового давления до начального проницаемость может восстановиться до 20 % исходной. Следовательно, нерационально поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне, достаточно поддерживать его на уровне, обеспечивающем рабочие депрессии при оптимальных дебитах скважин.
Принципиально иные результаты были получены при гидродинамическом моделировании разработки продуктивных пластов Тл Трифоновского нефтяного месторождения. На рис. 4 представлены результаты экспериментов по оценке изменения проницаемости образца керна № 24 (скв. 405) в зависимости от эффективного давления. Образец выдерживался при давлении 27 МПа около 90 ч. Результаты испытаний показали незначительное уменьшение пористости - до 4 % и проницаемости - 17 % (см. табл. 1). Восстановление проницаемос -ти составило 33 %.
Таким образом, проницаемость пласта Тл Трифоновского месторождения снижается менее существенно, чем пласта Бб Шерш-невского месторождения. При этом не выявляются зависимость относительного снижения проницаемости от ее абсолютного значения, а также зависимость снижения проницаемости от пос-
тоянно действующих эффективных напряжений, что было установлено для образцов керна Шершневского месторождения. На основании изложенного можно сделать основной вывод о сравнительно невысокой способности образцов керна Трифоновского месторождения к деформации, а следовательно, и о несущественном снижении продуктивности добывающих скважин. Результаты гидродинамического моделирования разработки Трифоно
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.