И.Т. МИЩЕНКО, Т.Б. БРАВИЧЕВА, К.А. БРАВИЧЕВ, П.В. ПЯТИБРАТОВ
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
В настоящее время доля месторождений углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами возрастает, к таким месторождениям в первую очередь относятся:
■ истощенные залежи (пластовое давление по величине близко к давлению насыщения пластовой нефти газом; скважины могут работать при забойных давлениях ниже давления насыщения пластовой нефти газом);
■ низкопроницаемые коллекторы (скважины работают при высоких депрессиях при вынужденном снижении забойного давления).
Невысокая в ряде случаев эффективность применяемых технологий интенсификации добычи нефти, а также современных технологий подъема газожидкостной смеси вызвана недостаточно полным учетом геолого-
В ходе экспериментальных исследований получен ряд зависимостей проницаемости различных коллекторов от давления: экспоненциальная, полином, степенная и др. При этом было отмечено, что по достижении некоторой критической величины эффективного давления могут наблюдаться необратимые изменения проницаемости.
Предлагается одна из возможных зависимостей проницаемости системы от давления, с помощью которой могут быть комплексно учтены техногенные процессы:
к(р) = к0 ■ еа(>(ро-р),
ак(Р) = <*ко ■ е(ро-р>,
(1) (2)
СИСТЕМА ДОБЫЧИ НЕФТ ИЗ ИСТОЩЕННЫХ ЗАЛЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РИРОДНОЙ ЭНЕРГИИ
промысловых особенностей месторождений и техногенных процессов.
Исследование техногенных процессов, влияющих на снижение продуктивности добывающих скважин, показало, что увеличение депрессии может приводить к уменьшению, в т.ч. необратимому, фильтрационно-ем-костных свойств системы «пласт-флюид». При этом в отдельных случаях существует критическое значение депрессии, превышение которого приводит к снижению до-бывных возможностей скважин (серпообразная индикаторная кривая).
Уменьшение фильтрационно-емкостных свойств при увеличении депрессии обусловлено следующими основными причинами:
■ зависимостью проницаемости системы от давления;
■ снижением фазовой проницаемости по жидкости (нефти) при величине забойного давления меньше давления насыщения пластовой нефти газом;
■ зависимостями фазовых проницаемостей по нефти и воде от водонасыщенности пласта при разработке месторождения (с использованием заводнения в случае образования водяных конусов и др.);
■ ростом инерционных составляющих потерь градиента давления.
Предлагается комплекс методик выбора рациональных забойных давлений, включающих последовательность расчетов, необходимых для построения прогнозных индикаторных кривых с учетом указанных выше причин уменьшения фильтрационно-емкостных свойств.
Опыт эксплуатации низкопроницаемых коллекторов позволяет сделать вывод о том, что с увеличением депрессии выше некоторой величины (критической) дебит скважин снижается (т.н. подковообразная индикаторная диаграмма). Следует отметить, что в данном случае падение дебита может быть не связано с выделением газа в околоскважинной области.
где к0 — проницаемость системы при начальном пластовом давлении; ак — коэффициент изменения проницаемости, 1/МПа; п — коэффициент необратимого изменения проницаемости, 1/МПа.
Следует отметить, что оценить добывные возможности скважин при наличии адекватной зависимости проницаемости системы от давления можно с использованием современных программных комплексов, позволяющих проводить расчеты динамики показателей разработки на основе геолого-гидродинамических моделей процессов фильтрации. Это связано с тем, что в них реализованы численные методы решения дифференциальных уравнений в частных производных, которые основаны на указанном выше представлении о неоднородности порового пространства (неоднородность моделируется заданием ячеек с постоянной проницаемостью). Использование данных мониторинга месторождения с применением указанных программных комплексов дает возможность уточнить такие параметры зависимости проницаемости от давления, как коэффициент необратимых потерь и др.
Методики позволяют идентифицировать параметры зависимостей проницаемости и пористости от давления с учетом фактических промысловых данных. Предлагается использование методов математической статистики и оптимизации (градиентные методы).
Методики апробированы на Каменном и Ём-Егов-ском месторождениях Западной Сибири с низкопроницаемыми глинистыми коллекторами при забойном давлении выше давления насыщения пластовой нефти газом (рис. 1).
Представляется целесообразным изучить влияние техногенных процессов на прогнозные результаты оценки применения горизонтальных скважин и ГРП для низкопроницаемых коллекторов Западной Сибири [4, 5].
Обобщая опыт использования горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири (Самотлор-
« 4 s
Q, м3
10 12
О факт по скв. №1005
— теор. по скв. №1005 9 факт по скв. №1003
— теор. по скв. №1003
10
Рис. 1.
Результаты
апробации
методики оценки
параметров
уравнений
притока для
скважин
Каменного
месторождения
(РЗАБ > РНАС
0
2
4
6
8
0
2
6
8
ское, Советское, Ём-Еговское и др.), можно сделать вывод о том, что наряду с положительными в ряде случаев получены и отрицательные результаты. Невысокая по сравнению с проектной эффективность применения ГС, по-видимому, связана с недостаточно полным учетом геолого-промысловых особенностей месторождений, в т.ч. техногенных процессов. Поэтому при расчетах учитывались следующие основные параметры, определяющие геолого-промысловые особенности месторождений: слоистая неоднородность, фильтрационные свойства пропластков и глинистых прослоев в горизонтальном и вертикальном направлении, в т.ч. зависимости фильтрационно-емкостных свойств от пластового давления, экспериментальные зависимости начальных насы-щенностей от проницаемости, относительные фазовые проницаемости и капиллярные давления от водонасы-щенности пласта и др. Для учета изменения коллектор-ских свойств от пластового давления использованы зависимости, полученные в СургутНИПИнефть на основе обобщения результатов исследования кернов (около 600 образцов) месторождений Западной Сибири [5], а также экспоненциальная зависимость проницаемости, учитывающая необратимые изменения проницаемости системы от давления (1-2).
Были исследованы рядные системы ГС с плотностью сетки скважин от 42 до 72 га/скв. при различном расстоянии между скважинами в рядах при длине горизонтального участка добывающих ГС, равной 300 — 1000 м (нагнетательные скважины — вертикальные и ГС длиной горизонтального участка 150 и 300 м).
При проведении расчетов забойные давления добывающих скважин ограничивались давлением насыщения пластовой нефти газом. Закачку в нагнетательные скважины осуществляли с начала разработки при проектном забойном давлении 28 МПа, при котором обеспечивалось поддержание пластового давления на начальном уровне. В результате расчетов было получено, что текущий КИН систем с добывающими ГС за 10 лет составляет от 0,169 до 0,189, текущий КИН за 20 лет — от
0,203 до 0,280 и конечный КИН — от 0,280 до 0,297. С увеличением длины горизонтальных участков добывающих скважин коэффициент извлечения нефти при использовании систем ГС возрастает. Так, максимальное значение КИН, равное 0,297, имеет система с добывающей ГС длиной 450 м и плотностью 48 га/скв. При использовании нагнетательных ГС совместно с добывающими ГС из-за быстрого обводнения добывающих ГС КИН незначительно уменьшается.
Для апробации зависимости проницаемости системы в соответствии с формулами (1) и (2) на VIP были проведены расчеты для ряда горизонтальных и вертикальных скважин Ем-Еговского месторождения, по которым имелись данные фактических замеров дебитов.
Показано, что при использовании зависимости проницаемости от давления, по данным СургутНИПИнефть [5], получен завышенный прогноз добывных возможностей ГС. Вместе с тем, в случае применения двойной экспоненциальной зависимости проницаемости имеет место высокая точность оценки динамики накопленной добычи жидкости (рис. 2). Получено значение параметра, учитывающего необратимые потери коллекторских свойств, равное 0,28 МПа1.
При эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения пластовой нефти газом существует околоскважинная зона с фильтрацией жидкости и газа. Поэтому имеет место дополнительное снижение проницаемости системы по нефти (жидкости), которое определяется зависимостью фазовой проницаемости по нефти от газонасыщенности пласта, в свою очередь, зависящей от давления.
Для получения зависимости относительной фазовой проницаемости по нефти от давления (для установившегося режима работы с постоянным газовым фактором) используют следующую формулу для расчета газового фактора при давлении Р ниже давления насыщения:
Рис. 2. График сопоставления расчетной и фактической накопленной добычи жидкости
Фото А.Аншелевича
и О
ч
10000 9000 8000 7000 6000
I 5000
.а
\0 О ч
к
л
X
X
ф
4000
3000 2000
§ 1000
СО
0
3.09.92
23.10.92
12.12.92
31.01.93
22.03.93
11.05.93
30.06.93 19.08.93
Время
КМ цг(Р) '
Р-Тп
Р0-Т-2(Р,Т)
+УфоСР)
(3)
где У (Р) — объем газа, растворенного при давлении Р в одном м3 дегазированной нефти, приведенный к нормальным условиям; Р, Тд — соответственно давление и температура при стандартных условиях; 1(Р, Т) — коэффициент сверхсжимаемости газа.
Оценку добывных возможностей скважины в установившемся режиме разработки при забойном давлении выше критических значений можно приближенно получить по следующей формуле:
п
*-'Ц'н(р)1р=-
в
2йф
| кМ
И+^А цА ,
,(4)
где Вд О2 — инерционные составляющие градиента давления.
Однако, рассчитывая дебит по формуле (6), для диапазонов изменения депрессии выше некоторого критического значения можно получить хорошую сходимость фактических и расчетных данных.
Получить серпообразную индикаторную диаграмму путем интегрирования любой зависимости проницаемости в пределах от забойного давления до давления на контуре питания скважины невозможно. Одним из возможных методов построения прогнозных индикаторных кривых при больших диапазонах изменения забойного давления является задание радиальной зональной неоднородности в зоне вли
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.