И. МИЩЕНКО, Т. БРАВИЧЕВА, П. ПЯТИБРАТОВ,
РГУ нефти и газа им И М Губкина
Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений с использованием технологий, направленных на максимальное использование возможностей каждой добывающей скважины, может быть достигнуто при учете геолого-промысловых особенностей и техногенных процессов, протекающих в пласте при разработке и эксплуатации месторождений. При эксплуатации скважин в пласте одновременно протекают физические процессы, имеющие разную природу и снижающие продуктивность скважин.
Отсутствие методических основ учета техногенных процессов, протекающих в пластах с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, приводит к невысокой в ряде случаев эффективности применяемых технологий добычи нефти и газа.
Снижение продуктивности добывающих скважин происходит вследствие ухудшения фильтрационно-емкост-ных свойств в околоскважинной зоне при бурении, освоении, эксплуатации скважин и связано со следующими причинами:
в проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта и освоения скважины;
в проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины; в деформация пород на забое скважины при бурении; в снижение проницаемости и пористости при увеличении эффективного напряжения;
в снижение фазовой проницаемости по жидкости (нефти) при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом;
в снижение фазовых проницаемостей по нефти от во-донасыщенности пласта при разработке месторождения (с использованием заводнения, в случае образования водяных конусов и др.);
а набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;
в выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафи-новых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий.
Таким образом, одни процессы происходят вследствие бурения, освоения и подземных ремонтов, другие — вследствие эксплуатации скважин (изменение напряженного состояния пласта, рост водогазонасыщенности и т. д.)
Далее приводится алгоритм адаптации reo лого-гидродинамических моделей, учитывающий комплексное влияние на продуктивность скважины роста эффективного давления и газонасыщенности пласта при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом. Алгоритм основан на предположении, что степень влияния деформационных процессов может быть оценена в интервале изменения пластового давления от начального до давления насыщения пластовой нефти газом, т. е. вид и параметры зависимости проницаемости системы от пластового давления не изменяются при снижении пластового давления от давления насыщения до текущего пластового давления.
Алгоритм состоит из двух этапов.
1. Выбор зависимости проницаемости системы от эффективного давления и оценка параметров этой зависимости на основе данных мониторинга.
1.1. На основе анализа различных зависимостей проницаемости системы от эффективного давления для низкопроницаемых коллекторов получена зависимость в виде:
ап
к(р) = [к„ - кт-п) ехр
L ч
где: /<о — проницаемость системы при начальном пластовом давлении;
к„ю — минимальное значение проницаемости системы, полученное на основе обработки результатов исследования кернового материала;
а0 — коэффициент изменения проницаемости;
г) — коэффициент необратимого изменения проницаемости.
1.2. Определяются согласованные значения фактической проницаемости системы от пластового давления при забойных давлениях выше давления насыщения пластовой нефти газом. На основе гидродинамического моделирования месторождения в целом или его фрагментов рассчитываются проницаемости системы, обеспечивающие наилучшую сходимость динамики фактических и расчетных дебитов, забойных и пластовых давлений. Таким образом, строится набор исходных данных, необходимый для оценки параметров зависимости к(р). Для повышения надежности результатов расчетов возможно увеличение объема исходных данных путем объединения скважин одного пласта с близкими геолого-промысловыми условиями.
1.3. Параметры зависимости определяются с использованием методов математической статистики и оптимизации. Производится экстраполяция зависимости для пластовых давлений ниже давления насыщения, т. е. определяются значения к(р:) при р,<рнлс-
2. Адаптация относительных фазовых проницаемостей системы газ-жидкость(нефть) при пластовом давлении ниже давления насыщения пластовой нефти газом с учетом зависимости, полученной в п. 1.
2.1. Проводятся расчеты, аналогичные п. 1.2, при пластовом давлении ниже насыщения, т. е. определяются согласованные значения фактической проницаемости системы (кф(р<)) от пластового давления при забойных давлениях ниже давления насыщения пластовой нефти газом. В качестве относительных фазовых проницаемостей системы газ-жидкость(нефть) используются данные либо лабораторных исследований кернового материала, либо месторождений-аналогов.
2.2. Строятся модифицированные относительные фазовые проницаемости системы газ-жидкость(нефть) путем введения адаптационного коэффициента а = кф(р1) к(р ) для каждого значения насыщенности по жидкости(нефти), полученного в результате расчетов при забойных давлениях, равных фактическим. Таким образом, строится
18
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 1 1 200 4
наука — производству |
<
приближение к модифицированным относительным фазовым проницае-мостям. Данная процедура повторяется (начиная с п. 2.1) до получения удовлетворительной сходимости динамики расчетных и фактических деби-тов и забойных давлений.
Ниже приводятся результаты оценки добывных возможностей скважин с применением гидродинамического моделирования на примере фрагмента карбонатной залежи пласта Фм Озерного месторождения Пермской области (скважина № 39). Общая характеристика залежи представлена в табл. 1.
Рифовый массив фаменского яруса сложен известняками и доломитами. Коллекторы фаменского пласта имеют сложное строение. Наряду с основным поровым типом присутствует порово-каверновый и, возможно, порово-тре-щинный тип коллектора. Общая толщина отложений фаменского возраста изменяется в пределах 126—163 м. Толщина эффективной нефтенасыщен-ной части варьирует от 0,6 (скважина N8 35) до 58,2 м (скважина № 421), составляя в среднем 12,35 м (табл. 1).
Пласт Фм характеризуется высокой неоднородностью (по площади и раз-
0.9 0.В 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0
Характеристика залежи
Пласт Пределы значений нефтенасыщенной толщины по скважинам, м Абсолютная отметка залегания пласта Абсолютная отметка ВНК, м
ср. от '1 взв. в своде,м
Фм 0,6 1 58,2 : 12,35 -1576,4 -1699
Табп )
Тип залежи
Массивная
Табл. 2
Э£§Щ|| Физико-химические свс >йства пластовой нефти
Давление насыщения. МПа 10,28
Пластовое давление, МПа Газосодержание. м'/т ~18,2 136.7
Пластовая температура. °С 29.8
Плотность нефти, кг/м3: -
- в пластовых условиях _ 727
- в стандартных условиях 831 I
Вязкость динамическая, мПа-с 1^02
резу), низким коэффициентом песча-нистости залежи (в среднем 0,18) при изменении его от 0,04 до 0,56 и высоким коэффициентом расчлененности (в среднем 14,1) в интервале изменения 1—32. Проницаемые прослои в преде-
^ 11 ]
«(>=0.008 1/МПа
г|=0.48 1/МПа
к1П|П=0.007 мкм2
10
12
Давление, МПа
14
16
18
Рис. 1 Зависимость проницаемости от пластового давления,построенная по данным замеров на скважине № 39
Дербит нефти м3/сут
10 15
Рис. 2 Индикаторная диаграмма пласта Фм скважины № 39
лах нефтенасыщенной части массива, как правило, маломощные (в 72% случаев до 1,4 м толщиной), но в 4% случаев встречаются и более 4 м. Средние значения пористости и проницаемости составляют 12% и 23,9-Ю3 мкм2 соответственно. Коэффициент остаточной водо-насыщенности продуктивных коллекторов лежит в диапазоне 0,07—0,36 д. ед., составляя в среднем 0,23.
Плотность нефти, пересчетный коэффициент, газовый фактор при оценке запасов нефти и растворенного газа приняты по данным дифференциального разгазирования глубинных проб нефти. Физико-химические свойства пластовой нефти приведены в табл. 2.
По результам исследования поверхностных проб, нефть: легкая (плотность в среднем 832 кг/м3, интервал изменения 822—854 кг/м3), маловязкая (6,36 мПа-с в среднем, интервал изменения 4,8—11,5 мПа-с), смолистая (9,3%, интервал изменения 6,8—15,7%), парафи-нистая (4,6%, при изменении от 2,0 до 6,6%) и сернистая (0,62%, интервал изменения 0,2—1,1%).
В результате реализации указанного в ыше алгоритма получена зависимость проницаемости от пластового давления, построенная по данным замеров на скважине № 39 (рис. 1).
Данные мониторинга и расчетные зависимости дебита от депрессии по скважине № 39 при начальном пластовом давлении представлены на рис. 2.
Таким образом, применение данного алгоритма может как увеличить точность прогнозирования показателей разработки, так и повысить эффективность используемых технологий разработки за счет выбора оптимальных забойных давлений добывающих скважин.
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 1 1 20 04
19
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.