УДК 622.276.1/.4.001.57
Результаты реализации корпоративной программы «Технологический вызов»
© Коллектив авторов, 2007
*
Существенное увеличение масштабов производственной деятельности компании «Роснефть» и огромное разнообразие действующих и создаваемых проектов вызывают необходимость искать подходы к решению задач в области разработки, которые соответствовали бы самым высоким стандартам нефтяного инжиниринга. В связи с этим в компании инициирована корпоративная программа научных исследований «Технологический вызов», осуществляемая с адресным привлечением российских и зарубежных специалистов мирового уровня для совместной научной работы в области моделирования, проектирования и мониторинга процессов разработки нефтяных месторождений.
В статье представлены результаты, полученные сотрудниками НК «Роснефть» в ходе работы над научно-исследовательскими проектами, выполняемыми на базе ООО «УфаНИПИнефть» в рамках программы «Технологический вызов». Многочисленные обсуждения показали, что затрагиваемые в статье проблемы представляют интерес для широкой аудитории специалистов в области нефтяного инжиниринга.
Развитие современных методов моделирования карбонатных трещиноватых коллекторов
Большая часть мировой добычи нефти приходится на месторождения с карбонатными коллекторами. В России до последнего времени основная добыча нефти была связана с терригенными коллекторами, поэтому развивались преимущественно методы разработки и моделирования терригенных коллекторов. Открытие и ввод в эксплуатацию карбонатных месторождений обусловили появление важных проблем, связанных как с их разработкой, так и с пониманием процессов, определяющих специфику этих месторождений [1-3].
При решении ряда задач, связанных с разработкой карбонатных трещиноватых месторождений Вала Гамбурцева, нами были привлечены специалисты компании Golder Associates, более 20 лет занимающейся разработкой и моделированием карбонатных коллекторов во всем мире. Технологическая группа Fracman, входящая в состав этой компании, разработала собственную методику построения сети трещин (Discrete Fracture Network, DFN), которая послужила основой созданного в компании пакета Golder Associates моделирования сети трещин FRED.
В ходе совместной работы по проекту были решены следующие задачи:
- разработана методология построения сети трещин;
- создана модель двойной пористости-проницаемости (с учетом новых дополненных исследований: трассеры, полный набор PLT+FMI+Well-test+керн исследований);
- скорректированы гидродинамические модели для различных значений предельной пористости (cut off);
- выполнено ремасштабирование модели с учетом «единиц
ста Щз
А.М. Кузнецов, М.М. Хасанов (ОАО НК «Роснефть»), В.А. Байков, В.И. Савичев, О.В. Емченко (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)
Results of realization of the corporate program Technological Challenge
A.M. Kuznetsov, M.M. Khasanov (Rosneft NK OAO ), V.A. Baykov, V.I. Savichev, O.V. Emchenko (RN-UfaNIPIneft OOO)
The part of the projects, concerned with modelling of fractured carbonate reservoirs, improvement of modeling of PVT-properties, natural and tech-nogeneous fracturing is considered. Modelling of hydrofracturing by means of the skin factor and offered technique is executed.
потока» (flow units), выделенных по данным исследований (ГДИС, PLT, FMI).
Рассмотрим подробнее одну из методик, отработанную в результате совместного решения задачи о проницаемости разломов на Хасырейском месторождении.
Хасырейское месторождение характеризуется сложным геологическим строением, обусловленным сильной тектонической нару-шенностью, структурно-текстурными особенностями образования продуктивной толщи. Его продуктивность связана с карбонатными коллекторами нижнедевонско-верхнесилурийского возраста, имеющих неравномерное распределение по разрезу и площади, что связ ано как с первичными условиями осадконакопления, так и с дальнейшими постседиментационными преобразованиями отложений. Залежи приурочены к линейной гребневидной структуре, осложненной взбросо-надвиговыми тектоническими нарушениями. Формирование большей части эффективной емкости карбонатного коллектора определяется процессами образования трещин, выщелачивания и доломитизации. Как видно из рис. 1, число тектонических нарушений очень велико. Месторождение изрезано разломами, делящими его на множество мелких блоков.
Для решения задачи о проницаемости разломов был предложен простой модельный эксперимент. Первоначально считаем каждый разлом непроницаемым и строим модель каждого блока как отдельного объекта с непроницаемыми границами. Результаты расчетов для полученной блочной модели анализировались с точки зрения данных разработки: дебитов, времени поступления воды в добывающие скважины, падения давления для каждого блока. В ходе таких расчетов были определены гидродинамически связанные и изолированные регионы.
Развитие методов моделирования PVT-свойств
Проблема корректного определения PVT-свойств является одной из центральных в проектах разработки и включает целый комплекс задач. В этой области тесно переплетаются как физика фазовых состояний сложнопостроенных веществ, так и химия пластовых флюидов. В исследованиях специалистов компании обобщается мировой опыт в следующих практически важных вопросах:
- нефтехимия и классификация пластовых флюидов;
- осаждение твердой фазы и поведение флюидов;
Ю И'2007
f : г
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Рис. 1. Блоковое строение Хасырейского месторождения, осложненное тектоническими нарушениями
- методы представительного отбора пластовых флюидов;
- оценка качества и выбор образца;
- анализ состава флюида;
- идентификация физико-химических свойств.
К работе в этом направлении привлекается большое число российских и зарубежных экспертов. Одним из экспертов мирового уровня является Hans Petter Hjermstad, сотрудник компании DewPoint A/S (г. Ставангер, Норвегия), консультант в области моделирования физико-химических свойств пластовых флюидов, один из разработчиков современного программного комплекса (ПК) PVTsim по расчету PVT-свойств углеводородных систем любой сложности [4, 5].
В рамках совместного проекта, связанного с методами оценки представительности проб, обсуждены и реализованы методики восстановления свойств нефтей. Проводились консультации специалистов ОАО «НК «Роснефть», ООО «РН-УфаНИПИнефть» по PVT-свой-ствам ряда месторождений. В частности, на месторождениях Вала Гамбурцева особое внимание было обращено на проблемы возможного выпадения парафинов и асфальтенов при разработке (определяющие факторы: снижение пластового давления существенно ниже давления насыщения, изменение компонентного состава нефти при разгазировании и др.). Возникали опасения, что выпадение в призабойной зоне скважины парафинов приведет к кольматации трещин, являющихся проводниками флюидов, и уменьшению продуктивности скважин. В результате анализа данных моделирования пластовых процессов в ПК PVTsim 15.0.1 было установлено, что при существующих пластовых условиях и даже при дальнейшем снижения пластового давления на Хасырейском месторождении выпадение парафинов невозможно (рис. 2).
В проведенной работе было показано, что температура насыщения нефти парафином в пластовых условиях составляет 32 °C (при текущем пластовом давлении 15 МПа) и в поверхностных условиях - 36 °С (1 МПа). Эти температуры значительно ниже пластовой температуры. Следовательно, отложения парафина в пластовых условиях не происходит во всем диапазоне пластовых давлений. Такой экспертный анализ позволил предложить методы разработки месторождения с дальнейшим снижением пластового давления.
В дальнейшем расчеты были подтверждены полученными на пробах нефти результатами эксперимента по выпадению парафинов и асфальтенов при снижении пластового давления и температуры: определена температура насыщения нефти парафином в пробах пластовой газонасыщенной нефти, отобранных из скважин Хасырейского и Надеюского месторождений фотометрическим методом в диапазоне давлений 0,1 - 15 МПа. Экспери-
менты показали, что при снижении давления и разгазировании нефти температура насыщения нефти парафином практически не изменяется.
Программа развития методов моделирования геомеханических свойств пласта. Моделирование природной и техногенной трещиноватости
Геомеханическое моделирование пластовых систем приобретает большое значение при решении вопросов оптимизации систем разработки в условиях массового применения гидроразрыва пластов (ГРП). При исследовании этой непростой проблемы были рассмотрены следующие вопросы:
- проектирование ГРП в пластах с высокой чувствительностью к геомеханическим факторам;
- рост трещины от нагнетательных скважин, работающих на заводнение с давлением выше давления разрушения породы;
- проектирование ГРП в разработанных пластах с существенным градиентом давления;
- влияние вторичных трещин.
В рамках традиционного подхода к моделированию трещин ГРП с помощью скин-фактора не удавалось решить задачу о существенном превышении приемистости нагнетательных скважин по сравнению с дебитами этих же скважин до перевода их под закачку воды в системе ППД.
В ходе исследований был предложен следующий подход к решению этой задачи. Выбрать блок, ограниченный добывающими скважинами, с проблемной нагнетательной скважиной в его центре. Сетку разбить на мелкие ячейки (1-10 м) и моделировать трещину ГРП изменением эффективной проницаемости в окружающих ячейках, адаптировать поведение нагнетательной скважины к истории разработки (рис. 3).
Основная идея, которая должна быть реализована для решения проблемы приемистости - с ростом депрессии размер трещины растет, с падением депрессии - уменьшается. Таким образом, поставленная задача сводится к определению зависимости изменения проницаемости и размера трещины от депрессии. При этом, естественно, необходимо знать направление трещины. В зонах проведения ГРП характер притока флюида к скважине с трещиной изменяется, что должно быть отражено в изменении формы кривых относительных фазовых проницаемостей.
На рис. 4 приведены примеры моделирования ГРП с помощью скин-фактор
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.