УПРАВЛЕНИЕ РАЗРАБОТКОЙ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ
Основные недостатки заводнения • капиллярное защемление нефти водой вследствие высокого поверхностного натяжения на границе “вода - нефть”. достигает значений в среднем 35 -45 м. Н/м, краевой угол смачивания - 8 o). Это приводит к высоким значениям остаточной нефтенасыщенности (1 - sк). Коэффициент вытеснения снижается: • не обеспечивается полнота охвата заводнением неоднородных и расчлененных пластов: преждевременное обводнение высокопроницаемых слоев, формирование трудноизвлекаемых запасов: 2
Коэффициент охвата При заводнении происходят техногненные изменеия системы - неравномерность процесса замещения нефти водой, т. е. чередование нефтенасыщенных и водонасыщенных областей (высокая обводненность продукции при большой доле нефтенасыщенных областей). Это приводит к низкому коэффициенту охвата пласта.
Принцип • *СЕГОДНЯ считается целесообразным начинать разрабатывать залежи на естественных режимах, в т. ч. начальной стадии РРГ – 1 стадия (редкие сетки скважин). 1 -я стадия нужна, чтобы: • предотвратить техногенные изменения системы, • изучить неоднородность пласта (гидропрослушивание), напряженное состояние пласта (анизотропию). Трещина ГРП пойдет с учетом напряженного состояния. При зарезке бокового ствола его нужно направлять вдоль напряженного состояния.
Основные недостатки заводнения • Снижение притока жидкости к скважине при низкой обводненности продукции (в среднем до 30%), вследствие специфики зависимостей ОФП системы ”вода-нефть” от водонасыщенности. Поэтому снижается продуктивность скважины. При снижении коэффициента продуктивности возникает необходимость снижения забойного давления – переход на механизированную добычу, т. к. давление в эксплуатационной колонне у приема оборудования становится меньше, чем в НКТ на той же глубине. • снижение пластовой температуры при закачке холодной воды
Основные недостатки заводнения • Невынос воды с интервала “забой скважины – прием оборудования”. Глубина спуска насосов ограничена параметрами кривизны скважины. Поэтому имеет место достаточно большой объем эксплуатационной колонны от забоя до приема насоса. Это приводит к накоплению воду в эксплуатационной колонне – уменьшается депрессия на пласт.
Оценка истинного нефтесодержания потока в интервале «забой скважины - прием СШН» Гидравлическая модель при 0<Reн <200 при 200<Reн<1600 Плотность в-н смеси в интервале «забой-прием» при накоплении воды
Оценка истинного нефтесодержания потока в интервале «забой скважины - прием СШН» Условие полного выноса воды с интервала «забой-прием»
Схемы СШНУ с хвостовиками а — хвостовик герметично соединен с приемом насоса; б — хвостовик на пакере, обеспечивающий сепарацию свободного газа на приеме насоса; 1 — хвостовик; 2 — прием насоса; 3 — колонна НКТ (подъемник); 4 — пакер
Рекомендуемые сетки скважин (вертикальных) • низкопроницаемый коллектор* (до 0, 02 мкм 2) 6 – 12 га/скв; • терригенный коллектор с маловязкой нефтью (2 – 3 м. Па∙с) 12 – 20 га/скв. ; • с вязкостью нефти 10 – 30 м. Па∙с 12 – 16 га/скв; • с вязкостью нефти более 30 м. Па∙с 6 – 12 га/скв; 10
Классификация трудноизвлекаемых запасов • существенная неоднородность коллекторов (слоистая, зональная, сложная структура пустотности), что приводит к наличию застойных нефтенасыщенных зон, областей. • Низкая проницаемость коллектора; • Порово-трещинный тип карбонатного коллектора (основные запасы в низкопроницаемой поровой матрице); 11
Классификация трудноизвлекаемых запасов • высоковязкие нефти; • глубокозалегающие пласты (высокое горное давление; при снижении пластового давления сильно возрастает эффективное напряжение); • подгазовые зоны и активные законтурные водоносные области (газовые и нефтяные конуса, низкий коэффициент охвата – нужна технология ГС). 12
Структура трудноизвлекаемых запасов 13
Классификация МУН • На основании вида закачиваемых в пласт; рабочих • На основании физико-химических происходящих в пласте*; агентов, процессов, • На основании вида воздействия на пласт (влияние на коэффициент вытеснения или коэффициент охвата). 14
Классификация МУН При заводнении закачиваются оторочки активных примесей – третичные методы увеличения КИН. • поверхностно – активные вещества – ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения (меняют ОФП) • Закачка оторочек растворов на основе полиакриламида (ПАА) – полимерное заводенение. Полимерное заводнение является потокоотклоняющей технологией, способствующей внедрению воды в нефтенасыщенные застойные зоны, в т. ч. в низкопроницаемые. Это способствует увеличению коэффициента охвата.
Классификация МУН • Гидродинамические методы – закачка воды; • Тепловые методы – закачка теплоносителя; • Физико-химические методы – закачка химических реагентов; • Газовые методы - закачка газа; • Микробиологические методы – закачка микроорганизмов. 16
Гидродинамические методы разработки неоднородных коллекторов (вторичные методы) 1. 2. 3. 4. Традиционное заводнение Вертикально-латеральное заводнение. Нестационарное заводнение. Технологии выравнивания профилей приемистости и притока.
Разработка неоднородных коллекторов. Принята количественная оценка зональной и послойной неоднородности коллекторов по данным интерпретации геологических исследований в разрезе скважины (каротаж, керновые исследования).
Зональная и послойная неоднородность объектов 19 РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2014
Разработка неоднородных коллекторов При принятии технологических решений неоднородные пласты делят на две принципиально различные группы: 1 - пласты, в которых имеется гидродинамическая связь между составляющими с разными фильтрационно-емкостными свойствами. Типичный пример – порово-трещинный карбонатный пласт. В случае слоистонеоднородного пласта между слоями имеются перетоки.
Разработка неоднородных коллекторов. 2. Пласты, в которых отсутствует гидродинамическая связь между составляющими с разными фильтрационно-емкостными свойствами. Типичный пример – многопластовая залежь. В случае слоисто-неоднородного пласта между слоями отсутствуют перетоки, т. е. имеются плотные прослои с проницаемостью порядка 0. 1 м. Д. *следует отметить, что бывает ситуация, когда в глинистых прослоях имеются “окна”. Их можно выявлять при гидропрослушивании скважин
Разработка неоднородных коллекторов. Повышение эффективности разработки слоистонеоднородных пластов без перетоков возможно путем принудительного внедрения воды по латерали (горизонтали) в низкопроницаемые прослои. Такие технологии называются потокоотклоняющими или технологиями выравнивания профилей приемистости и притока.
Разработка неоднородных коллекторов. Реализация потокоотклоняющих технологий возможна на основе изменения проницаемостей призабойных зон в высоко проницаемых слоях вблизи нагнетательных скважин – технология тампонирования. Технология характеризуется фактором остаточного сопротивления – степенью снижения проницаемости и объемом закачиваемого раствора. Тампонирующий раствор в своей основе содержит полиакриламиды (ПАА) и составляется при физическом моделировании на насыпных моделях так, чтобы обеспечить требуемый фактор остаточного сопротивления.
Разработка неоднородных коллекторов. Если при использовании технологии тампонирования происходит ограничение водопритока (снижается водонефтяной фактор), но не происходит принудительное внедрение воды в низкопроницаемый слой, необходимо применение методов интенсификации в низкопроницаемом слое вблизи добывающих и нагнетательных скважин.
Разработка неоднородных коллекторов. Для обоснованипия рекомендаций по степени изменения проницаемостей призабойных зон и по объему закачиваемых растворов необходимо проведение математического эксперимента на секторных гидродинамических моделях для различных типов пластов в разрезе скважин. Проводятся многовариантные расчеты показателей разработки при различных технологических параметрах – факторах остаточного сопротивления и объемах закачки. Выбирается наилучший вариант – оптимальные объемы закачки и факторы остаточного сопротивления.
Разработка неоднородных коллекторов. Моделирование комплексной технологии с использование секторных моделей осуществляется следующим образом: • слои выделяются в регионы; • прописывается отсутствие перетоков между регионами; • проводится локальное измельчение скважинных ячеек вблизи добывающих и нагнетательных скважин для обоснования объемов закачки растворов.
Разработка неоднородных коллекторов. При использовании гидродинамических моделей для всей залежи моделирование технологии управления продуктивностью осуществляется заданием соответствующих значений SKIN-фактора – положительных при моделировании технологии тампонирования и отрицательных при моделировании технологий интенсификации.
Выработка рекомендаций по выбору системы разработки с применением технологий тампонирования и ПСКО 1. 2. Выбор системы разработки на основе многовариантных расчетов на элементах систем заводнения. Выбор оптимального состава тампонирующего материала
Физико-химические свойства пластовой и негазированной нефтей, нефтяного газа 1 Плотность нефти пластовой 2 Вязкость нефти пластовой 3 Газонасыщенность пластовой нефти 4 Объемный коэффициент нефти 5 Сжимаемость нефти при пластовых условиях, 1/МПа 6 Давление насыщения пластовой нефти газом 897 кг/м 3 0, 7 м. Па с 169 м 3/ м 3 1. 4 4. 35*10 -5 13, 5 МПа
Физико-химические свойства пластовой воды 1 Плотность пластовой воды при 20 о. С 2 Вязкость пластовой воды при пластовой температуре 3 Сжимаемость воды при пластовых условиях 1080 кг/м 3 0, 6 м. Па с 3. 32*10 -5 1/МПа
Геолого-промысловая характеристика залежи 1 Пластовое давление 2 Пластовая температура 3 Глубина ВНК 4 Эффективная толщина пласта 5 Глубина залежи 6 Средняя пористость 7 Сжимаемость коллектора 8 Средняя нефтенасыщенность 16, 5 МПа 69 о. С 1700 м 8. 0 м 1600 м 0. 113 5. 58*10 -5 1/МПа 0, 76 %
Расчетная модель слоистого пласта Номер слоя Эффективная проницаемость, мкм 2 Толщина слоя, м 1 0. 002 3. 4 2 0. 07 2. 0 3 0. 13 0. 8 4 0. 19 0. 5 5 0. 275 0. 6 6 0. 58 0. 7
Элементы пятиточечной и девятиточечной систем разработки при SC=12, 5 га/скв.
Рассматриваемые варианты систем разработки Выбран 5 вариант
Распределение нефтенасыщенности пласта при обращенной девятиточечной системе (через 1 год после начала разработки) Вариант без тампонирования – прорыв воды
Распределение нефтенасыщенности пласта при обращенной девятиточечной системе (через 1 год после начала разработки) с применением технологии тампонирования (RОСТ=3; r=10 м)
Зависимость КИН от фактора остаточного сопротивления RОСТ для обращенной девятиточечной системы разработки, SC=18 га/скв.
Зависимость КИН от радиуса тампонирования r для обращенной девятиточечной системы разработки, SC=18 га/скв.
Накопленные показатели для обращенной девятиточечной системы разработки за 9 лет, SC=18 га/скв. Эффективность технологии обусловлена снижением водонефтяного фактора. Потокотклонения практически не происходит
Зависимость коэффициента извлечения нефти при различных технологиях интенсификации добычи нефти для обращенной девятиточечной системы разработки Проведена кислотная обработка при увеличении проницаемости призабойных зон в 2, 5 раза. Это обеспечило потокоотклонение. Увеличение степени компенсации при реализации комплексной технологии не эффективно.
Распределение нефтенасыщенности пласта при обращенной девятиточечной системе (через 10 лет после начала разработки) с применением технологии тампонирования
Распределение нефтенасыщенности пласта при обращенной девятиточечной системе (через 10 лет после начала разработки) с применением технологии тампонирования совместно с ПСКО
Неоднородные коллектора Повышение эффективности разработки при стационарном заводнении
Принятие решений по управлению разработкой 1. На основе аналитических расчетов с учетом данных базового варианта и планируемого. 2. На основе гидродинамических расчетов с использованием программных продуктов по гидродинамическому моделированию (численные исследования). 3. На основе данных ретроспективного периода.
Механизмы извлечения углеводородов из неоднородных коллекторов при заводнении Гидродинамические силы Упругие силы Капиллярные силы Гравитационные силы 46
Механизмы извлечения углеводородов из неоднородных коллекторов при заводнении Гидродинамические силы: 1 Способствуют замещению нефти водой в латеральном направление (высокопроницаемые коллектора), 2 Способствуют внедрению воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны пласта по вертикали за счет неравномерного распределения давления (различие в пьезопроводностях). Основные природные факторы: проницаемость НПК, капиллярные давления, анизотропия коллектора. 47
Обмен флюидами между слоями разной проницаемости при активном нагнетании вытесняющего агента Добывающая скважина Нагнетательная скважина Высокопроницаемый слой Низкопроницаемый слой 48
Механизмы извлечения углеводородов из неоднородных коллекторов при заводнении Капиллярные силы – активизация обмена флюидами Капиллярная пропитка - из-за микронеоднородности коллектора и его гидрофильных свойств часть нефти в мелких порах малопроницаемых участков залежи замещается водой; Упругие силы – способствуют поддержанию и выравниванию пластового давления, т. е. активизации обмена флюидами. 1. Высокая сжимаемость коллектора (деформационные процессы); 2. Повышение сжимаемости системы за счет частичного разгазирования нефти. Рзабойное=0. 9 Рнасыщения. 49
Механизмы извлечения углеводородов из неоднородных коллекторов при заводнении Необходимость активизации указанных механизмов зависит от геолого-промысловых особенностей неоднородных коллекторов. 1. Внедрение воды за счет гидродинамических сил из-за неравномерного распределения давления невозможно при существенной анизотропии коллектора. 2. При низкой проницаемости основного коллектора (особенно в верт. направлении) внедрение воды может происходить при капиллярной пропитке (иногда гидродин. силы практически не участвуют в заводнении) 3. Использование упругих сил способствует более полному охвату при активизации обмена флюидами. 50
Методика численных исследований В методике обоснованы следующие позиции: • • размерность гидродинамической сетки; максимальный расчетный шаг по времени; необходимость учета влияния деформационных процессов; необходимость проведение расчетов при соблюдении условий, позволяющих выполнять сравнение вариантов разработки (постоянство дебитов жидкости, обеспечение среднегодовой компенсации отборов закачкой, поддержание среднегодового пластового давления на уровне начального, а также обоснование расчетного периода). Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 51
Методика численных исследований. Построение гидродинамической модели 1. Выбор размерности сетки по оси Z. Ввиду того, что суперколлектор представлен тонким прослоем, расположенным в основном низкопроницаемом пласте по свей площади элемента разработки, важным являются процессы вытеснения в вертикальном направлении. Вытеснение в вертикальном направлении определяются комплексом механизмов, таких как гидродинамические, гравитационнокапиллярные, упругие (в том числе деформационные процессы). Поэтому для повышения достоверности расчетов необходимо моделирование на подробных моделях. При расчетах обосновано измельчение самого суперколлектора и прилегающих низкопроницаемых разностей. Степень измельчения определяется соотношением изменением показателей и временем расчетов. В данном исследовании при общей толщине пласта 15 м. , из них суперколлектор – 1 м. Итоговая сетка по Z неравномерная, сгущается к суперколлектору до 0. 2 м (как и в самом суперколлекторе); всего ячеек по Z – 35 шт. , из них 5 – суперколлектор. Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 52
Методика численных исследований. Влияние размерности сетки (1) Модель с измельченными ячейками (35 слоев) 50 1. 0 40 0. 8 Обводненность, д. е. Накопленная добыча нефти, тыс. м 3 Модель с крупными ячейками (15 слоев) 30 20 10 0 2013 2014 2015 2016 2017 Крупные ячейки (15 слоев) Кафедра Ри. ЭНМ 2018 Год 2019 2020 2021 2022 2023 Измельченные ячейки (35 слоев) 0. 6 0. 4 0. 2 0. 0 2013 2014 2015 2016 2017 Крупные ячейки (15 слоев) 2018 Год 2019 2020 2021 2022 2023 Измельченные ячейки (35 слоев) РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 53
Методика численных исследований. Влияние размерности сетки (2) Модель с крупными ячейками (15 слоев) Модель с измельченными ячейками (35 слоев) Нефтенасыщенность через 10 лет стационарного заводнения Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 54
Методика численных исследований. Построение гидродинамической модели 2. Влияние деформационных процессов. Для учета влияния сжимаемости системы при изменении эффективного давления при циклическом заводнении, а также изменения проницаемости системы, необходимо использовать опции гидродинамического симулятора, позволяющие учесть изменение пористости и проницаемости от эффективного (или пластового) давления. При протекании деформационных процессов для повышения достоверности расчетов необходимо локальное измельчение скважинной ячейки. В практике моделирования принято использовать ячейки размером 100 х100 м. При этом невозможно адекватно смоделировать процессы в скважинной ячейке. Поэтому в данном исследовании обоснован размер ячеек по литерале 20 х20 м. Для обоснования границ изменения пластового давления необходимо проведение соответствующих исследований кернового материала. Исследование направлено на определение эффективного давления, при котором отсутствуют необратимые изменения фильтрационно-емкостных свойств системы. Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 55
Методика численных исследований. Деформационные процессы (1) Кафедра Ри. ЭНМ (1) (2) РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 56
Методика численных исследований. Деформационные процессы (2) Модель № 1 6. 8 E-03 1. 0 E-01 Модель № 2 3. 5 E-03 5. 0 E-02 Модель № 3 6. 0 E-04 1. 0 E-02 а) б) Рис. Зависимости изменения пористости а) и проницаемости б) от изменения пластового давления исследуемых моделей 1 -3 Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 57
Методика численных исследований. Деформационные процессы (3) Кафедра Ри. ЭНМ (3) РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 58
Методика численных исследований. Деформационные процессы (4) При циклическом заводнении пластовое давление снижается по сравнению с первоначальным в полуцикле добычи и возрастает в полуцикле закачки. За дополнительную добычу нефти можно принять вытесненную остаточную нефть при снижении давления. С целью исключения влияния неподвижных насыщенностей воспользуемся подходами концепции эффективного порового пространства (ЭПП, труды С. Н. Закирова). В концепции ЭПП неподвижные фазы не учитываются при моделировании. Т. е. фазовые проницаемости задаются без учета связанной водонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности. а) б) Рис. Относительные фазовые проницаемости нефти и воды в концепциях а) АПП и б) ЭПП. Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 59
Методика численных исследований. Деформационные процессы (5) Рис. Накопленная добыча нефти Рис. Среднее пластовое давление Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 60
Методика численных исследований. Построение гидродинамической модели 3. Влияние расчетного шага по времени. При моделировании циклического заводнения величина шага по времени влияет на результаты расчетов. Так, если длина расчетного шага по времени соизмерима с продолжительностью периода повышения/падения пластового давления, то накопленная добыча нефти завышается. В публикациях на тему циклического заводнения отмечается, что длина шага должна быть в несколько раз быть меньше периода повышения/понижения пластового давления [SPE 116873 А. А. Щипанов, Л. М. Сургучёв, С. Р. Якобсен] 10 Относительное изменение накопленной добычи нефти, % Кафедра Ри. ЭНМ Tшага=10 сут т 0 0 с у =3 50 т 45 0 с у 40 ∆T Tшага=5 сут 35 =2 25 30 Время, год т 20 ∆T Tшага=2 сут 15 0 с у 10 =1 5 =1 0 т 0 1 ∆T 10 2 су 20 3 =5 30 4 ∆T 40 5 ут 50 6 =2 с 60 7 ∆T 70 8 т 80 9 су 90 ∆T Накопленная добыча нефти, тыс. м 3 100 РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 61
Методика численных исследований. Планирование и анализ результатов Совокупность исследуемых факторов Природные параметры: • • • Капиллярные силы; Положение суперколлектора в продуктивном разрезе; Проницаемость и толщина суперколлектора; Проницаемость и толщина основного пласта; Сжимаемость системы. Технологические параметры: • Темпы разработки (различные отборы жидкости); • Продолжительности периодов падения и повышения пластового давления; • Периодическая работа добывающих скважин; • Момент начала циклического заводнения. Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 62
Методика. Природные параметры. Капиллярная пропитка Капиллярное давление, МПа Капиллярные процессы оказывают немаловажную роль при разработке пластов с суперколлекторами. Так, от величины капиллярного давления зависит интенсивность капиллярной пропитки низкопроницаемых разностей над/под суперколлекторм, объем внедряемой за счет пропитки воды. При сильно гидрофильном коллекторе традиционное стационарное заводнение может иметь высокие показатели разработки. В гидрофобном коллекторе пропитка не способствует выработке запасов нефти, что требует использование технологии нестационарного заводнения и др. 0. 10 0. 08 0. 06 0. 04 0. 02 0. 00 -0. 02 0 0. 1 0. 2 0. 3 0. 4 0. 6 0. 7 0. 8 0. 9 1 Водонасыщенность, д. ед. Гидрофобный коллектор Гидрофильный коллектор Кафедра Ри. ЭНМ 0. 5 Слабо гидрофильный коллектор РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 63
Методика численных исследований. Планирование и анализ результатов (1) Проведение многовариантных расчетов и выбор наилучших из них обязывает, чтобы расчеты были сопоставимыми, т. е. проведены при одних предпосылках. При заводнении на величину конечного и текущего КИН влияют темпы отбора пластовой жидкости и объем нагнетаемой воды. Поэтому, в вариантах при стационарном и циклическом заводнениях для одного темпа разработки уместно сохранение годовой закачка воды. Так, например, стационарному заводнению с дебитом жидкости 200 м 3/сут соответствует циклическое заводнение 1/5 с периодом повышения пластового давления 1 мес с приемистостью 1200 м 3/сут (длина полного цикла 6 мес. , добыча в обоих периодах). Стационарное заводнение Циклическое заводнение 1/5 900 800 600 400 300 200 0 1 2 3 4 5 6 Время, мес. Дебит жидкости, м 3/сут Закачка воды, м 3/сут Кафедра Ри. ЭНМ 1200 900 600 300 0 Приемистость, м 3/сут 1000 1200 Дебит жидкости, м 3/сут 1200 Приемистость, м 3/сут Дебит жидкости, м 3/сут 1200 0 0 1 2 3 4 5 6 Время, мес. Дебит жидкости, м 3/сут Закачка воды, м 3/сут РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 64
Методика численных исследований. Планирование и анализ результатов (2) Экономические ограничения на минимальный дебит нефти и максимальную обводненность продукции, при которых заканчивается расчет (период разработки), неуместно использовать при моделировании пластов с суперколлекторами. Для исследуемых пластов характерно быстрое обводнение и стабилизация обводненности на высоком уровне выше 95 %. При достижении обводненности 98% в конце срока разработки водонефтяной фактор (ВНФ) превышает 20 и более м 3/м 3. Данная проблема освещена в работах С. Н. Закирова [Закиров С. Н. , Рощина И. В. И др. Разработка месторождений нефти и газа с суперколлекторами в продуктивном разрезе. М. : 2011]. Авторами предложено проводить сравнение при одном ВНФ, например при ВНФ = 1 м 3/м 3. В настоящем исследовании сравнение вариантов проводилось за одинаковые расчетные природы времени, например, через 5, 15, 30 лет после начала разработки. Данный подход позволяет сравнивать варианты в одних условиях и оценивать дополнительную добычу нефти от применения циклического заводнения за обозримый срок разработки. Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 65
Совокупность исследуемых факторов Природные параметры: • • • капиллярные силы; положение суперколлектора в продуктивном разрезе; проницаемость и толщина суперколлектора; проницаемость и толщина основного пласта; сжимаемость системы. Технологические параметры: • темпы разработки (различные отборы жидкости); • плотность сетки скважин; • продолжительности периодов падения и повышения пластового давления; • периодическая работа добывающих скважин; • момент начала циклического заводнения. Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 66
Стационарное заводнение неоднородных коллекторов При стационарном заводнении целью многовариантных расчетов показателей разработки является получение границ эффективного применения традиционного заводнения при различных геологопромысловых факторах: -проницаемость (и/или толщина) низкопроницаемого слоя; - Особенности смачивания - Положение высокопроницаемого слоя Управляющими воздействиями являются: Темп разработки (дебиты). Степень компенсации отборов. Необходимо выявить и количественно оценить природные условия, при которых нефтеизвлечение из низкопроницаемых слоев ни при каких управляющих параметрах не является допустимым, т. е. низкопроницаемый слой – застойная зона. Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина
Закономерности влияние совокупности факторов на механизмы нефтеизвлечения при стационарном заводнении (1) Исследование влияния капиллярной пропитки на нефтеизвлечение. Понятие критического дебита 0. 12 КИН, д. ед. 0. 11 60 0. 10 100 80 40 0. 09 0. 08 20 0. 07 0. 06 80 0. 05 0. 04 140 120 100 160 180 240 200 220 480 400 320 60 40 0 2 4 6 8 ВНФ, м 3/м 3 5 лет 30 лет 10 Рациональный дебит - тот дебит, который позволяет обеспечить максимальное внедрение воды в основной пласт за счет капиллярной пропитки. Соответствует изменению характера зависимости КИН от ВНФ через 5 лет порядка 180 м 3/сут, через 30 лет – снижение до ~ 4060 м 3/сут. Рис. Зависимости КИН от ВНФ при различных дебитах скважины Вывод. При стационарном заводнении с компенсацией отборов закачкой гидрофильных пластов с высокой проницаемостью суперколлектора при его расположении в подошве эксплуатация скважин с обоснованным рациональным отбором (при критическом дебите) позволяет обеспечить минимальные объемы попутно добываемой воды, что позволяет повысить энергоэффективность традиционного заводнения. Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 68
Продолжение Следует отметить, что при подошвенном расположении высокопроницаемого слоя даже в случае гидрофильного коллектора (основной пласт) не удается обеспечить приемлемое нефтеизвлечение. При уменьшении капиллярного давления (при подошвенном расположении высокопроницаемого слоя) нефтеизвлечение уменьшается из -за влияния капиллярной пропитки. Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина
Закономерности влияние совокупности факторов на механизмы нефтеизвлечения при стационарном заводнении (2) Оценка влияния характера смачивания основного пласта. Капиллярное давление, МПа 0. 10 0. 08 0. 06 0. 04 0. 02 0. 00 0 -0. 02 0. 1 0. 2 0. 3 0. 4 0. 5 0. 6 0. 7 0. 8 0. 9 1 Водонасыщенность, д. ед. Гидрофобный коллектор Слабо гидрофильный коллектор Гидрофильный коллектор Рис 1. Зависимости КИН от ВНФ при различных дебитах скважины (за 30 лет) Рис 2. Зависимости капиллярного давления Вывод. Величина КИН не превосходит 11 % в случае гидрофильного коллектора и 7 % - слабо гидрофильного коллектора. Для вариантов с гидрофобным коллектором и без учета эффектов смачивания - не превосходит 6 % и примерно соответствует извлекаемым запасам нефти в суперколлекторе. Т. о. , в гидрофильном пласте вклад пропитки в нефтеизвлечение находится в интервале от 2 до 5 % от извлекаемых запасов. Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 70
Закономерности влияние совокупности факторов на механизмы нефтеизвлечения при стационарном заводнении (3) Оценка влияния положения суперколлектора на эффективность нефтеизв-ия. Рис. Зависимости КИН от ВНФ при различных дебитах скважины (за 30 лет) Вывод. В зависимости от положения суперколлектора влияние капиллярной пропитки различно и определяется поверхностью контакта суперколлектора и основного пласта. Так, при серединном расположения суперколлектора капиллярный режим протекает при больших значениях дебитов. Критический дебит находится в интервале от 120 до 140 м 3/сут. Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 71
Вывод 1. Во всех случаях существует рациональный темп разработки при котором обеспечивается наилучшее нефтеизвлечение при наименьшем водонефтяном факторе (ВНФ). 2. Эффективность нефтеизвлечения из пластов с суперколлекторами (существенная неоднородность) зависит от особенностей смачивания основного пласта и наибольшее в гидрофильном коллекторе. 3. Эффективность нефтеизвлечения зависит от положения высокопроницаемого слоя; наилучшее при серединном расположении (благодаря большому периметру пропитки). 4. При расположении высокопроницаемого пласта в кровле эффективность нефтеизвлечения повышается благодаря влиянию гравитационного механизма. Кафедра Ри. ЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина
Заводнение карбонтаных коллекторов 1. Высокая фильтрационная неоднородность способствует интенсификации капиллярных процессов и может привести к упруго-капиллярному режиму нефтеизвлечения 2. Преимущественное расположение трещин в одном направлении обуславливает анизотропию ФЕС, что необходимо учитывать при использовании систем горизонтальных скважин 73 РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2014
ТИПЫ КОЛЛЕКТОРА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПРИРАЗЛОМНОЕ И ДОЛГИНСКОЕ 1. Трещинный тип коллектор – плотные прослои в первом объекте Приразломного месторождения и IV Пласт Долгинского могут иметь вертикальную трещинность. 2. Поровый – в технологических документах, что коллектор является порового типа. Однако, ряд ученых считают, что большие дебиты (400 -700 м 3/сут) служат косвенным подтверждением развития трещин. Трещины могут образовывать связанные системы и влиять на динамику показателей разработки, что не учитывается в проектных документах. Кроме того, по имеющимся шлифам наглядно видны в поровом коллекторе связанные системы трещин. 3. Порово-трещинные - коллектора по ГИС и испытаниям. При сравнительно низкой проницаемости и высокой пористости получены высоки дебиты. РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2014 74
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ МАТЕМАТИЧЕСКОГО ЭКСПЕРИМЕНТА Сравнение основных показателей разработки по вариантам заводнения с различными темпами разработки ВНФ за 60 лет, м 3/м 3 ВНФ на конец разраб отки, м 3/м 3 Закачк а за 20 лет, тыс. м 3 Закачк а за 40 лет, тыс. м 3 Закачк а за 60 лет, тыс. м 3 Закачка на конец разраб отки, тыс. м 3 Срок разраб отки, года Вариант КИН за 20 лет, д. е. КИН за 40 лет, д. е. КИН за 60 лет, д. е. КИН на конец разраб отки, д. е. Компенсаци я отборов (130 м 3/сут) 20. 67 27. 30 31. 47 34. 08 5. 40 8. 76 11. 74 14. 24 1085 2170 3255 4219 78 Компенсаци я отборов (175 м 3/сут) 22. 64 29. 26 32. 24 6. 82 11. 17 14. 11 1447 2893 3958 55 Компенсаци я отборов (216 м 3/сут) 24. 07 30. 49 30. 91 8. 22 13. 63 14. 08 1808 3617 3788 42 ВНФ за 20 лет, м 3/м 3 ВНФ за 40 лет, м 3/м 3 *Дебиты, накопленные показатели приведены для ¼ вертикальной скважины РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2014 75
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ МАТЕМАТИЧЕСКОГО ЭКСПЕРИМЕНТА Рекомендация № 1: увеличение темпа разработки поровотрещинного коллектора с низкопроницаемой матрицей при стационарном заводнении приводит к снижению конечного (при обводненности 98%) коэффициента нефтеизвлечения порядка 10%. При этом снижается срок разработки при одинаковом водонефтяном факторе. Для принятия решения по выбору рационального темпа разработки необходим учет всей совокупности критериев; технологические критерии определены при исследованиях. Условия проведения расчетов: отборы вертикальной скважины увеличивались с 600 до 1000 м 3/сут. Плотность сетки скважин 32 га/скв. РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2014 76
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ МАТЕМАТИЧЕСКОГО ЭКСПЕРИМЕНТА 2. Влияние степени компенсации на эффективность Динамика накопленной добычи нефти для вариантов с различной компенсацией отборов закачкой Динамика обводненности продукции для вариантов с различной компенсацией отборов закачкой Динамика накопленной добычи воды для вариантов с различной компенсацией отборов закачкой Характеристики вытеснения «Накопленная добыча нефти – накопленная добыча жидкости» для вариантов с различной компенсацией отборов закачкой РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2014 77
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ МАТЕМАТИЧЕСКОГО ЭКСПЕРИМЕНТА Сравнение основных показателей разработки по вариантам заводнения ВНФ за 60 лет, м 3/м 3 ВНФ на конец разраб отки, м 3/м 3 Закачк а за 20 лет, тыс. м 3 Закачк а за 40 лет, тыс. м 3 Закачк а за 60 лет, тыс. м 3 Закачк а на конец разраб отки, тыс. м 3 Срок разраб отки, года Вариант КИН за 20 лет, д. е. КИН за 40 лет, д. е. КИН за 60 лет, д. е. КИН на конец разраб отки, д. е. Неполная компенсаци я отборов закачкой 26. 82 34. 85 39. 50 42. 33 3. 74 6. 29 8. 64 10. 68 1026 2051 3076 3990 78 Полная компенсаци я отборов закачкой 24. 47 32. 36 37. 16 40. 95 4. 38 7. 21 9. 77 12. 79 1085 2170 3255 4580 84 Перекомпен сация отборов закачкой 23. 34 31. 24 36. 09 40. 65 4. 66 7. 53 10. 11 13. 76 1097 2180 3271 4874 90 ВНФ за 20 лет, м 3/м 3 ВНФ за 40 лет, м 3/м 3 *Накопленные показатели приведены для ¼ вертикальной скважины РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2014 78
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ МАТЕМАТИЧЕСКОГО ЭКСПЕРИМЕНТА Рекомендация № 2: снижение степени компенсации отборов закачкой приводит к увеличению нефтеизвлечения на 4 % и улучшению остальных показателям разработки: снижение ВНФ на 17%, снижение закачки на 13%, снижение срока разработки на 7%. Таким образом, данная технология является энергосберегающей и экологически безопасной. Условия проведения расчетов: отборы вертикальной скважины – 600 м 3/сут. Закачка при полной компенсации – 600 м 3/сут, при неполной компенсации – 570 м 3/сут, при перекомпенсации – 630 м 3/сут. Плотность сетки скважин 32 га/скв. Данные результаты получены для высокопроницаемого порово-трещинного коллектора и показывают, что при снижении степени компенсации порядка 10% проявляются упруго-капиллярные механизмы нефтеизвлечения. РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2014 79
Скачать презентацию УПРАВЛЕНИЕ РАЗРАБОТКОЙ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ Основные
Заводнение.ppt