РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.1
© К.В. Казаков, К.А. Бравичев, 2015
Оценка влияния процессов, происходящих в терригенных коллекторах при снижении пластового давления ниже начального, на конечный коэффициент извлечения нефти (в порядке обсуждения)
К.В. Казаков
(ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»),
К.А. Бравичев, к.т.н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Адрес для связи: kazakov_kv@bk.ru,
bravicheva_t_b@mail.ru
Ключевые слова: повышение коэффициента извлечения нефти (КИН), поздняя стадия разработки, заводненные коллекторы, гидродинамическое моделирование.
Processes occurring in sandstone reservoirs with a decrease reservoir pressure below the initial value, and assess their impact on oil recovery
K.V. Kazakov (LUKOIL-Engineering LLC, RF, Moscow),
K.A. Bravichev (Gubkin Russian State University of Oil and Gas, RF,
Moscow)
E-mail: kazakov_kv@bk.ru, bravicheva_t_b@mail.ru
Key words: enhanced oil recovery (EOR), post-plateau stage, reservoir with high watercut, reservoir simulation.
The article describes the physical processes occurring in the reservoir when the reservoir pressure decrease below the initial value, but above the bubble point, and reviews their effect on oil recovery under water drive. These processes are simulated taking into account the changes in the physical properties of oil, water and rock when the pressure changes. It is shown that the reduction in reservoir pressure increases the waterflood oil recovery and the efficiency of this process is practically independent of water cut and the degree of the current depletion of reserves.
Разработка нефтяной залежи на естественном или искусственном водонапорном режиме при пониженном пластовом давлении может положительно влиять на конечный коэффициент извлечения нефти (КИН). Сжатие порового объема и расширение нефти, происходящие вследствие снижения пластового давления, приводят к тому, что часть остаточной (пленочной, капиллярно-защемленной, находящейся в тупиковых порах и др.) нефти переходит в участки пор, где она является подвижной и может быть замещена вытесняющим агентом.
Физика процесса
Снижение пластового давления ниже начального, но до величины выше давления насыщения нефти газом приводит к следующим эффектам в нефтяном пласте:
снижению пористости и проницаемости;объемному расширению нефти и воды;снижению вязкостей нефти и воды; изменению (как правило, увеличению) остаточной нефте- и водонасыщенности; повышению капиллярного давления. На рис. 1 показан некоторый элементарный поровый объем нефтяного пласта, расположенный в межскважинном пространстве.
Уменьшение объема пор и объемное расширение нефти и воды приводят к вытеснению жидкости из рассматриваемого элемента пласта (в направлении более низкого давления). При этом извлекаются только подвижные фазы (в соответствии с фазовыми проницае-мостями). Если, например, вся нефть, насыщающая некоторый участок порового объема, неподвижна как до, так и после снижения давления, то весь упругий запас нефти будет затрачен на извлечение только воды.
Рис. 1. Изменение подвижных и остаточных объемов нефти и воды при снижении пластового давления:
а, б - состояние пласта соответственно при пластовом давлении рпл0 и снижении его до рпл1; Ун ост, Ув ост - объем остаточной соответственно нефти и воды при рпл0; Ун подв, Ув подв - объем подвижной соответственно нефти и воды при рпл0; ЛУп - снижение порового объема за счет сжимаемости пор при снижении рпл; Он, Ов - добыча соответственно нефти и воды из рассматриваемого порового объема при снижении рпл; Л^н ост - часть остаточной нефти, которая становится подвижной при снижении рпл; Дйн - возможный прирост нефтенасы-щенности при снижении рпл
При снижении пластового давления объем пор, занятый остаточной нефтью, уменьшится, а объем остаточной нефти увеличится за счет сжимаемости. Если предположить, что доля пор, в которых нефть неподвижна, не изменится после снижения пластового давления, то часть остаточной нефти вследствие уменьшения пластового давления перейдет в подвижное состояние. Снижение пластового давления не ниже давления насыщения также приведет к уменьшению вязкостей нефти и воды. При этом чем выше вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды, тем сильнее снизится обводненность. Для пласта с очень маловязкой нефтью вязкость воды может уменьшиться в большей степени, чем вязкость нефти, что приведет к увеличению обводненности.
Рост остаточной водонасыщенности обусловит снижение относительной фазовой проницаемости (ОФП) для воды, что является благоприятным процессом. Рост остаточной нефтенасыщенности вызывает снижение коэффициента вытеснения и ОФП для нефти, что негативно сказывается на показателях разработки.
Некоторое увеличение капиллярного давления при снижении пластового давления будет происходить из-за сопутствующего уменьшения пористости и радиуса пор. Этот процесс приводит к некоторому увеличению переходной зоны вода - нефть и соответствующему росту обводненности. Если давление снижается ниже давления насыщения, то из нефти выделяется растворенный газ, что уменьшает объем и плотность нефти, увеличивает ее вязкость. Все это снижает объем подвижной нефти, подвижность нефти, что приводит к увеличению обводненности, уменьшению дебитов скважин и КИН. Однако, если разга-зирование нефти будет происходить лишь в небольшой прискважинной зоне пласта, то это, хотя и снизит дебит скважины, на КИН практически не повлияет.
Таким образом, снижение пластового давления как положительно, так и отрицательно, влияет на показатели разработки.
Гидродинамическое моделирование
С целью количественной оценки влияния снижения пластового давления на конечный КИН было проведено гидродинамическое моделирование данного процесса с учетом происходящих при этом всех описанных выше физических явлений.
Пористость, проницаемость, вязкости нефти и воды, их объемные коэффициенты изменялись в зависимости от пластового давления на каждом временном шаге. Изменение остаточных нефте- и водонасыщенности и соответствующее масштабирование кривых ОФП и кривой капиллярных давлений при изменении пластового давления учитывались опцией рестарта (повторного запуска). Рестарт осуществлялся после снижения среднего пластового давления до заданной величины, которая далее поддерживалась относительно постоянной. Использование опции рестарта обусловлено тем, что существующие программные пакеты для гидродинамического моделирования не могут учитывать изменение концевых точек кривых ОФП в зависимости от пористости на каждом временном шаге. Расчеты проводились с использованием модели Black Oil программного комплекса Roxar Tempest версии 7.0.5. Модель представляла собой элемент симметрии пятиточечной системы разработки, включающий одну добывающую и одну нагнетательную
скважины. Длина и ширина элемента - 400 м, толщина пласта - 5 м. Число ячеек по осям Х, Y, X - 20x20x20.
Начальные геолого-физические параметры модели пласта, типичные для неокомских отложений Западной Сибири, приведены ниже.
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м.................5
Коэффициент пористости..............................................0,2
Проницаемость, 10-3 мкм2, в направлении:
горизонтальном..........................................................96,2
вертикальном..............................................................9,62
Начальная нефтенасыщенность ..................................0,55
Вязкость, в пластовых условиях, мПа-с:
нефти................................................................................... 2
воды .................................................................................0,4
Объемный коэффициент нефти, м3/м3......................1,12
Плотность нефти, кг/м3, в условиях:
поверхностных.............................................................850
пластовых...................................................................813,5
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3.........1000
Начальное пластовое давление, МПа............................26
Давление насыщения нефти газом, МПа ......................10
Газосодержание нефти, м3/м3.........................................50
Сжимаемость, МПа-1:
нефти..........................................................................0,0015
воды...........................................................................0,0005
пор породы...............................................................0,0005
Остаточная нефтенасыщенность Sowc......................0,270
Остаточная водонасыщенность Swcr.........................0,307
Коэффициент вытеснения ..........................................0,510
Использовалась равновесная инициализация модели согласно кривой капиллярных давлений. Для получения необходимого значения средней начальной нефтенасы-щенности было подобрано соответствующее расстояние между подошвой элемента пласта и зеркалом свободной воды. В качестве базового свойства породы рассматривалась пористость, а проницаемость и остаточная водонасы-щенность задавались как функции пористости по петро-физическим зависимостям и менялись в зависимости от пористости и пластового давления (предполагалась упругая деформация пористой среды). Проницаемость рассчитывалась как функция от пористости (по петрофизиче-ской зависимости). Остаточная нефтенасыщенность задавалась как функция пористости и начальной нефтенасы-щенности. Кривая капиллярного давления при изменении пористости и проницаемости пересчитывалась с использованием функции Леверетта [1].
В расчетах использовалась зависимость вязкости нефти и воды от давления
М- = Mof^+Y^Po^
(1)
где - вязкость флюида при давлении соответственно р и р0, мПа-с; у - коэффициент изменения вязкости, МПа-1. 0
Коэффициент у для нефти (0,0096 МПа-1) был взят на основе исследований проб пластовой нефти, для воды (0,0012 МПа-1) - по данным работы [2].
Граничные условия работы для добывающих скважин задавались ограничением по забойным давлениям рзаб (рзаб=10 МПа - давление насыщения), для нагнетательных скважин - по максимальному забойному давлению (приорит
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.