Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор методов моделирования течения жидкости в пласте при наличии трещин грп и методов термического воздействия 9
1.1 Анализ применения гидроразрыва пласта на фонде добывающих и нагнетательных скважин 9
1.2 Методы гидродинамического расчета течений в системе пласт -трещина ГРП 11
1.2.1 Исследования стационарного притока к трещине гидроразрыва 11
1.2.2 Исследования нестационарного притока к трещине гидроразрыва. 14
1.2.3 Исследования интерференции скважин, пересеченных трещинами гидроразрыва 17
1.2.4 Численное моделирование фильтрации в пласте с трещинами гидроразрыва 19
1.3 Термические методы повышения нефтеотдачи 21
2 Численное моделирование неизотермического течения водонефтянои смеси в системе: пласт - трещины -скважины 24
2.1 Физическая постановка задачи 24
2.1.1 Механизм гидравлического разрыва пласта 24
2.1.2 Гидравлический разрыв пласта как метод увеличения нефтеотдачи 25
2.2 Математическая постановка задачи 26
2.2.1 Допущения 27
2.2.2 Пространственное течение жидкости в пласте (внешняя задача) 27
2.2.3 Течение жидкости в скважине (внутренняя задача) 30
2.2.4 Течение жидкости в трещине (внутренняя задача) 31
2.3 Численное решение задачи 33
2.3.1 Обсуждение метода контрольного объема 33
2.3.2 Численная модель пласта 34
2.3.3 Учет скважины в численной модели пласта 54
2.3.4 Учет трещин в численной модели пласта 60
2.4 Реализация расчета на ЭВМ 70
2.4.1 Входные данные 70
2.4.2 Алгоритм программного комплекса 71
2.4.3 Тестирование и апробация алгоритма 73
3 Влияние коэффициента проводимости трещин ГРП на динамику работы скважин 84
3.1 Моделирование притока жидкости к трещине конечной проводимости 84
3.2 Интерференция в пятиточечной схеме расстановки скважин 88
3.3 Моделирование динамики обводнения скважин пересеченных трещиной гидроразрыва пласта 91
3.4 Моделирование работы горизонтальных скважин 99
4 Особенности течения водонефтянои смеси в периодических системах разработки при наличии трещин ГРП 102
4.1 Влияние длин трещин гидроразрыва на коэффициент охвата при прорыве в пятиточечном элементе разработки 102
4.2 Влияние трещин гидроразрыва на процесс выработки по разрезу ... 107
4.3 Влияние ориентации, длин и расположения трещин ГРП на эффективность выработки запасов при рядной расстановки скважин 110
4.4 Влияние ориентации, длин и расположения трещин ГРП на эффективность выработки запасов при семиточечной схеме расстановки скважин 119
5 Закачка горячей и холодной воды 124
Заключение 132
Литература
- Исследования стационарного притока к трещине гидроразрыва
- Гидравлический разрыв пласта как метод увеличения нефтеотдачи
- Моделирование динамики обводнения скважин пересеченных трещиной гидроразрыва пласта
- Влияние трещин гидроразрыва на процесс выработки по разрезу
Введение к работе
Актуальность темы. Современные способы эксплуатации нефтегазовых месторождений требуют все большего привлечения наукоемких методов для решения задач отрасли. К числу таких задач могут быть отнесены тепловые методы в сочетании с гидроразрывом пласта (ГРП).
К трудноизвлекаемым запасам относятся низкопроницаемые пласты или месторождения с высоковязкой нефтью. Месторождения с высоковязкой нефтью разрабатываются, в основном, с применением тепловых методов. Если нефтесодержащие породы при этом являются низкопроницаемыми, то для эффективной разработки, помимо тепловых методов, необходимо применение ГРП.
Рассмотрение сложных процессов переноса тепла и массы, возникающих при разработке месторождений с применением термических методов и ГРП возможно только на основе численного эксперимента. Прямое численное моделирование для описания подобных процессов сопряжено с большими сложностями, связанными с необходимостью локального измельчения ячеек в окрестности трещины и, как следствие, использования небольших временных шагов. Поэтому изучение особенностей и закономерностей переноса массы и тепла в системе нефтяной пласт - трещины гидроразрыва – скважины, невозможно без эффективного, быстродействующего и экономного алгоритма, работающего на «крупных» сетках и физично отражающего процессы, протекающие в окрестности трещин. В связи с этим моделирование тепломассопереноса, в системе нефтяной пласт – трещины гидроразрыва – скважины является актуальной, научной и практической проблемой.
Цель диссертационной работы:
Цель данной работы состоит в изучении особенностей и закономерностей тепломассопереноса водонефтяной смеси в нефтяном пласте с трещинами гидроразрыва и в скважинах.
Основные задачи, решаемые в диссертации:
-
Разработать постановку задачи моделирования процессов тепломассопереноса водонефтяной смеси в системе: пласт-трещины гидроразрыва-скважины.
-
Разработать расчетную модель и алгоритм, позволяющий решать задачи неизотермического течения флюидов в пласте, трещинах ГРП и скважинах.
-
Создать программный комплекс, позволяющий проводить расчеты теплофизических параметров потока нефти и воды при различных вариантах расположения и параметров трещин ГРП.
-
Провести расчетно-теоретическое исследование влияния температуры закачиваемой воды на коэффициент извлечения нефти в системе скважин с трещинами ГРП.
Предметом исследования является природно-техническая система: нефтяной пласт – трещины гидроразрыва – скважины при изотермическом и неизотермическом заводнении.
Методы исследования. Для решения поставленных задач использовались методы математического моделирования, включающие в себя: математическую формулировку задач тепломассопереноса, построение эффективных численных алгоритмов, программную реализацию алгоритмов, проведение численных экспериментов и анализ полученных результатов.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Тема диссертационной работы соответствует формуле специальности 01.04.14 – «теплофизика и теоретическая теплотехника» по физико-математическим наукам, так как диссертация посвящена численному моделированию теплофизических процессов (переноса тепла и массы) в природе и технике – изучены процессы тепломассопереноса в природно-технической системе: пласт – трещины гидроразрыва – скважины. В работе исследуются параметры многофазных систем (вода, нефть, горная порода) при тепломассопереносе в пористых средах и каналах.
На защиту выносятся
-
Метод расчета неизотермического течения водонефтяной смеси в системе: пласт – трещины гидроразрыва – скважины.
-
Результаты исследования полей температуры, давления, вязкости, нефтенасыщенности и проводимости в системе пласт - трещины гидроразрыва – скважины при закачке горячей воды с учетом механизмов теплопроводности и конвекции, а так же анализ влияния этих параметров на коэффициент извлечения нефти.
-
Результаты изучения влияния проводимости трещин ГРП на динамику работы скважин.
-
Результаты комплексного исследования влияния вариантов расположения и параметров трещин ГРП на коэффициент извлечения и темп отбора нефти, полученные на основе разработанного метода.
Научная новизна. В процессе исследований и разработки теоретических и прикладных приложений получены следующие научные результаты.
-
Разработана физико-математическая модель тепломассопереноса в системе пласт – трещины гидроразрыва – скважины.
-
Разработан численный метод, позволяющий рассчитывать совместное течение флюидов и теплоперенос в «крупных» и «мелких» ячейках на трех взаимонезависимых сетках: в области пласта, трещин и скважин с условиями сопряжения по давлению, температуре, потокам тепла и массы на внутренних границах расчётной области.
-
На основе исследования по влиянию расположения и параметров трещин ГРП на количество извлекаемой нефти, для периодических систем разработки получены варианты, характеризующиеся как наибольшим коэффициентом нефтеизвлечения, так и наибольшим темпом отбора нефти.
-
Установлено, что учет проводимости трещин существенно влияет на распределение давления как в пласте в окрестности трещины, так и внутри трещины.
-
На основе численных экспериментов по исследованию параметров системы пласт – трещины гидроразрыва – скважины установлено, что закачка горячей воды на месторождениях высоковязкой нефти может приводить к существенному увеличению коэффициента извлечения нефти по сравнению с изотермическим заводнением.
Практическая значимость работы заключается в том, что ее результаты могут быть использованы при моделировании и проектировании нефтяных месторождений, а также при создании соответствующих программных продуктов.
Обоснованность и достоверность результатов, представленных в диссертационной работе, определяется использованием законов сохранения, применением современных методов численного моделирования, решением тестовых задач, имеющих известные аналитические и численные решения, а также сравнением результатов моделирования с опытно-промышленными данными.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на следующих научных и научно-практических конференциях и семинарах: XII научно-практическая конференция «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа – Югры.» г. Ханты-Мансийск 21-24 октября 2008 г.; Научно-практическая конференция ЗАО «Тюменский институт нефти и газа». г. Тюмень 20-24 апреля 2009 г.; Международная академическая конференция «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» г. Тюмень,16-18 сентября 2009г.; X-я юбилейная научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами». г. Геленджик, 21-23 сентября 2010 г.; V Международная специализированная выставка и конференция «Нефтедобыча. Нефтепереработка. Химия». г. Самара 20-23 октября 2010 г.; Школа – семинар “Теплофизика, гидродинамика, теплотехника” под руководством Заслуженного деятеля науки РФ, д.т.н, профессора А.Б. Шабарова (Тюмень, 2011); Международная научно-техническая конференция «Нефть и Газ Западной Сибири» г. Тюмень 19-20 октября 2011г.
Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 13 печатных работах, в т.ч. 7 в рецензируемых научных журналах из перечня ВАК, а так же получено свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Общий объем работы составляет 145 страниц, включает 73 рисунка и 7 таблиц. Список литературы содержит 129 наименований.
Исследования стационарного притока к трещине гидроразрыва
Для расчета выбраны математическая модель «black oil», которая состоит в следующем: флюиды в пластовых условиях являются несмешивающимися жидкостями, химически инертными, находящиеся в жидкой фазе. Дополнительно не учтено термическое расширение жидкости и породы.
Движение жидкости внутри трещины плоское, в скважине -квазиодномерное, геометрическая форма скважины и трещины считается заранее известной.
Процесс водонапорного вытеснения при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, т.е. в условиях применимости модели "black oil". Уравнения, описывающие неизотермическую фильтрацию двухфазной жидкости в пространственно-неоднородном пласте имеют вид: Уравнения неразрывности [11]: &L+db{pwvw)+pwqw =0 (2.1) .+Мрл)+Родо=0 (2.2) Где m-пористость; Sa - насыщенность а-й фазы; ра - плотность а-й фазы; va- вектор скорости фильтрации а-й фазы; qa - удельная мощность объемных источников или стоков отнесенных к единице объема а-й фазы (описывающий систему скважин и трещин); индексы: «н »-вода, «о»-нефть. Законы движения (Дарси) [11]: vw=- grad(Pw-pwgh) (2.3) vo=- grad{P0-p0gh) (2.4) Mo Где fa - относительная фазовая проницаемость а-й фазы; Ра-пластовое давление а-й фазы; ца- динамическая вязкость а-й фазы; к-тензор абсолютной проницаемости; g - ускорение свободного падения; h -глубина залегания Уравнение баланса внутренней энергии [9]: Э {\-m)CRpR + {mpaSaCa) Т + diVYSPaCavaT) = div{x grad{T))-YdqE,a (2.5) L а Где са -теплоемкость а - фазы; cR - теплоемкость скелета породы; pR - плотность скелета породы; Т- температура пласта; qEa - удельная мощность источника или стока тепловой энергии отнесенной к единице объема а-й фазы (описывающей систему скважин и трещин); индексы: «w»-вода, «о»-нефть. Хэф = (l -m)XR + m{sXw + (і - s)Aa) - эффективная теплопроводность (2.6) Уравнения состояния [11,12]: Pa=Pb«[l + Pa{Pa-Pb)\ (2-7) Va=Aaexp(Ba/T) (2.8) m = mb+fir{Pa-Pb) (2.9) Где тьнрьа постоянные значения пористости и плотности замеренные при давлении Рь; Ра - сжимаемость а-й фазы; рг - сжимаемость скелета породы; АаиВа-экспериментальные коэффициенты. Уравнения связи [11]: P0-PK = PC (2.10) SB+S„=1 (2.11) nSJ=- -M- (2.12) crcosc/ V m Где Pc - капиллярное давление; J(SJ - безразмерная функция Леверетта; а - коэффициент поверхностного натяжения; в- угол смачивания.
При расчете взаимосвязи параметров на внутренних поверхностях -граничных областей пласт - трещина, пласт - скважина используется равенство тепловых и объемных потоков (2.13), (2.14). Причем, если для внутренней границы одной из соседних областей имеется сток, то для смежной области - источник. Qa\L\ # vefl,a Яа\і2 =\ilgrp,a\ 4a\Lj =\l»M,a 4grP,a\ \ - ) Чє,а\и \Qmll,E,a\ Q.E,a\L2 =?srp,E,a[» 4E,a\Li = \ЧкеЧ,Е,а " " 4grp,E,a\ \ "№) где Ц (i=l,...,3), i=\соответствует внутренней границе между пластом и скважиной; /=2 соответствует внутренней границе между пластом и трещиной; /=3 соответствует внутренней границе между пластом, трещиной и скважиной, во всей остальной области пласта удельные объёмные и тепловые потоки равны нулю. ГДе Я Ч«М,Е, Чт,,а, qgrp,E,a УДеЛЬНЫе МОЩНОСТЬ ОбъеМНЫХ И тепловых источников/стоков отнесенные к единице объема а-й фазы втекающие/истекающие из/в пласта в скважину и трещину соответственно. При постановке граничных условий полагается, что на контуре питания поддерживается постоянное давление и температура (2.15), либо отсутствие потоков (2.16), потери тепла за счет теплопроводности в кровлю и подошву пласта описываются законом Фурье (2.17).
Где pov - средняя плотность водонефтяной смеси; о „ - скорость движения водонефтяной смеси в скважине; qweii.w, qweii,0, Чшпл. Чши.Е, Чви, удельные мощности объемных и тепловых источников/стоков нефтяной и водной фазы поступающих из пласта и трещины в скважину отнесенные к единице объема, удельный тепловой поток в окружающую среду отнесенный к единице объема; рке11 - давление в скважине; щ - коэффициент Кориолиса; С{ - коэффициент гидравлического сопротивления в скважине; D -внутренний диаметр скважины; Gmll, hm„, - массовый расход и энтальпия жидкости по скважине отнесенные к единице массы; N„, - мощность внутренних вязкостных сил; V- объем рассматриваемого участка скважины.
Граничные условия. Задается давление и температура на устье нагнетательных скважин (2.21), (2.22), для добывающих - только давление (2.21). Взаимосвязь скважины, пласта и трещины на внутренних граничных поверхностях, описывается удельной мощностью объемных и тепловых источников/стоков, отнесённых к единице объема (2.13), (2.14). Где Pgrp, SgrpM, vgrpa, qgrpa, qgrpSjx, fgrp,a - давление, насыщенность, скорость фильтрации в трещине, мощность объемных и тепловых источников/стоков втекающие из пласта в трещину отнесенные к единице объема, относительная фазовая проницаемость в трещине а-й фазы; Tgrp- температура трещины; mgrp, kgrp, pgrpr, Я эф, CgrpR, pgrpR - пористость, проницаемость, сжимаемость, эффективная теплопроводность, теплоемкость, плотность проппанта заполняемого трещину.
Для определения граничных условий на трещине полагается равенство давлений на скважине и на трещине (2.27), также полагается, что площадь торцов трещины пренебрежимо мала (2.28), (2.29). Взаимосвязь скважины, пласта и трещины на внутренних граничных поверхностях описывается
Гидравлический разрыв пласта как метод увеличения нефтеотдачи
Управление процессом разработки осуществляется посредством скважин, место и время ввода их в разработку, геометрией стволов скважин, размерами и положением на этих стволах интервалов перфорации, а также поддержанием различных режимов работы самих скважин. Каждый режим работы скважины представляется в модели совокупностью значений параметров и условий [44].
При разностной аппроксимации граничных условий на скважинах важно учесть следующие обстоятельства: - согласованность малых размеров окрестностей скважин (порядка нескольких радиусов скважин), в которых происходит резкое изменение пластового давления, с размерами разностных блоков, составляющих несколько десятков метров по горизонтальным направлениям и несколько десятков сантиметров по вертикали, где давление меняется сравнительно плавно. Не учет этого фактора не позволит правильно определять жидкостный дебит скважины при задании граничного условия на ней в виде заданного забойного или устьевого давления, а также заданных дебитов или депрессий в случае, когда скважина вскрывает несколько разностных блоков; - зависимость фазового состава притока в скважину из разностных блоков от положения по высоте интервала вскрытия плата относительно этих блоков.
Для того, чтобы правильно учесть отмеченные факторы, в каждый разностный блок, через который проходит скважина, вводится дополнительное уравнение притока жидкости в скважину. Т.е. скважина встраивается в блок, горизонтальные размеры которого гораздо больше диаметра скважины. Qw J!i,a,i,j,k QwM,E,a,ij.k - расходы объемных и тепловых источников втекающего/истекающего из пласта и трещины в ( )-й участок m-й скважины на п-и временной слое на уровне (i,j,k)-ro разностного блока, м„ -множество разностных блоков (ij,k) пересеченных m-й скважиной,М р -множество разностных блоков (i,j,k) пересеченных трещиной m-й скважины, Км,$ - давление внутри 5-го сечения m-й скважины на п-и временном слое, Qwo,wj,j,k QwG,o,ij,k расходы воды и нефти втекающего/истекающего из (и,к)-го разностного блока трещины в (s)-u участок m-й скважины на п-и временной слое на уровне (i,j,k)-ro разностного блока (описано в п.2.3.4).
Для случая прямоугольного блока анизотропной пористой среды эквивалентный радиус выражается формулой Пием єна [29 118]:
Уравнения (2.144) и (2.145) предназначены для вертикальных скважин. Горизонтальные скважины могут пронизывать блок в направлениях X или Y, и в этих случаях в уравнения подставляются соответствующие компоненты проницаемости и размеров блока. Например, для скважины, идущей в направлении X, в (2.145) будут использованы значения ky.jk, kUjk, Ay, Аг, а в (2.144) — 4Кш-кшл-Ьх Течения внутри скважины
Опция течения жидкости в стволе скважины позволяет моделировать потери давления как в "гладких", так и в перфорированных участков скважины. Прежде всего, эта опция предназначена для использования при моделировании горизонтальных скважин и многозабойных скважин, в которых потери давления могут быть существенными в горизонтальной части ствола скважины. Это может оказать значительное влияние на поведение, как самой скважины, так и притока к различным участкам скважины, т.е. к падению продуктивности на единицу длины перфорированного участка скважины. Где Ksh - коэффициент шероховатости внутренней поверхности скважины, D - внутренний диаметр 5-го участка /и-й скважины, д -площадь отверстия перфорации, N ег - плотность перфорации - количество отверстий на метр скважины, А1 - шаг расчетной сетки вдоль траектории скважины. Согласно [72,68] распределение температуры по длине скважины описывается уравнением: " \Pwell,s+l ) м,п \uwell,s/ + а, рт,п _ рт,п rwell,s HVH.I+1 + g{z \Zs s+l I (2.153) P aZ 2 1 Well,S+l _ Well,! (sym.n +Om-n \-Пт" Vwell,F,w,t.J,k T well,E,u,i,j,k I Sout,s mp,s [ яі,п , m,n I m,n \4well,w,i + 4«iell,o,s I Ptiv.s Определения теплопотерь, через боковую поверхность скважины, будет учитывается только вне продуктивного пласта, т.к. внутри пласта, в перфорированной части скважины, теплота передаваемая посредством конвективного потока будет значительно преобладать над теплотой передаваемой теплопроводностью.
Моделирование динамики обводнения скважин пересеченных трещиной гидроразрыва пласта
Вопросы о продвижении фронта нагнетаемой воды и, как следствие, динамики обводнения добывающей скважины, стимулированной трещиной ГРП, всегда являлись крайне актуальными. Решение данной проблемы зачастую носит субъективный характер, так как больше отражает корпоративные интересы.
В настоящей работе [16] рассмотрена задача нагнетания в пласт воды посредством одной нагнетательной скважины, и отбор жидкости через добывающую скважину, пересеченную трещиной ГРП. В первом варианте трещина имеет конечную проводимость, во втором - ее проводимость считается бесконечно большой.
На рисунках 3.7-3.16 представлены результаты моделирования, поля нефтенасыщенности для вариантов с трещиной конечной и бесконечно большой проводимости. Рис. 3.7 Поле распределения нефтенасыщенности (5 лет закачки). Трещина конечной проводимости Рис. 3.8 Поле распределения нефтенасыщенности (5 лет закачки). Трещина бесконечной проводимости
Поле распределения нефтенасыщенности на момент обводнения 70%. Трещина бесконечной проводимости До момента прорыва, фронт воды в варианте с трещиной бесконечной проводимости движется быстрее, но после прорыва фронт движется быстрее уже в варианте с трещиной конечной проводимости. Данный эффект объясняется разностью давления внутри трещины: в варианте конечной проводимости давление по трещине распределяется согласно (2.103), а в случае бесконечной проводимости по всей трещине задается давление, равное забойному в скважине. Следовательно, х-составляющая градиента давления вокруг трещины бесконечной проводимости минимальна (ось Ох направлена вдоль трещины), в отличие от трещин с конечной проводимостью.
Обводненность скважин является одним из основных индикаторов, контролируемых при эксплуатации залежи нефти. Данный параметр характеризует совокупность факторов, определяющих эффективность разработки месторождения в целом (Рис. 3.17). 80 60 І 40
Как и в случае с одиночной добывающей скважиной, рассмотренной выше, эпюры распределения давления внутри трещины конечной проводимости значительно выше, чем в трещине с бесконечно большой проводимостью (Рис. 3.18), а, следовательно, депрессия создаваемая на пласт и сама продуктивность скважин (с бесконечной проводимостью) будет завышена.
Эпюра распределения давления по длине трещины конечной проводимости и трещины с бесконечной проводимостью Выводы 1. Учет техногенных трещин при фильтрации жидкости значительно влияет на моделирование динамики обводнения скважин. 2. При моделировании необходимо учитывать реальные значения проводимости трещин, т.к. использование бесконечно большой проводимости приводит к существенному искажению фронта насыщенности. 3.4 Моделирование работы горизонтальных скважин
За последние несколько лет в мире было пробурено большое количество горизонтальных скважин (ГС). Основной задачей ГС является увеличение поверхности контакта с коллектором и, таким образом, повышение ее производительности. Но с другой стороны увеличиваются и длины перфорированных участков. Потери энергии на перемещение жидкости на этих участках могут оказать значительное влияние на поведение, как самой скважины, так и притока к различным ее участкам.
Давление в начале горизонтального участка будет меньше давления дальнего конца скважины, и поэтому перепад будет изменяться в зависимости от длины перфорированного участка. Это может приводить к падению продуктивности на единицу длины участка ГС [14,19,20].
Влияние трещин гидроразрыва на процесс выработки по разрезу
Учитывая, что эффект от ГРП на реальных месторождениях составляет 1-4 года [43], наиболее эффективнее будет обработка скважин второго ряда. Выводы 1. Ориентация трещин для трехрядной системы разработки практически не влияет на работу окружающих скважин. 2. Наибольший КИН достигается в варианте с расположением трещин ГРП только первом добывающем ряду. 3. Наибольший темп отбора нефти достигается в варианте с расположением трещин ГРП на скважинах второго добывающего ряда. Влияние ориентации, длин и расположения трещин ГРП на эффективность выработки запасов при семиточечной схеме расстановки скважин
Одной из наиболее популярных площадных систем разработки является обращенная семиточечная схема размещения скважин [10] (Рис. 4.21).
Для исследования вопроса влияния ориентации и длин трещин ГРП на эффективность выработки запасов на площадной семиточечной системе разработки, состоящей из 20 добывающий и 11 нагнетательных скважин, было проанализировано 40 различных вариантов (Таблица 4.6).
Влияние ориентации и длин трещин ГРП добывающего фонда скважин на коэффициент извлечения нефти в семиточечной системе разработки. Рис. 4.24. Поле распределения нефтенасыщенности на момент обводнения скважин 97% (Длина трещины L/=2/5R азимут 135) - нагнетательная скважина, -добывающая скважина 121 Рис. 4.25. Поле распределения нефтенасыщенности на момент обводнения скважин 97% (Длина трещины L/=2/5R азимут 45), - нагнетательная скважина,# -добывающая скважина На рисунках 4.24-4.25 приведены поля распределения нефтенасыщенности для вариантов с расположением трещин ГРП на добывающем фонде скважин с азимутом 135 и 45 градусов соответственно. Из которых следует, что поля нефтенасыщенности практически идентичны, что так же свидетельствует об отсутствии влияния ориентации трещин ГРП на процесс выработки запасов для обращенной семиточечной системы разработки.
Сравнение вариантов с размещением трещин ГРП на нагнетательном и вариантов с размещением трещин ГРП на добывающем фонде скважин показало, что расположение трещин на добывающих скважин более эффективно как по конечному коэффициенту нефтеизвлечения, так и по темпам отбора нефти (Рис. 4.26). Выводы
1. Ориентация трещин для обращенной семиточечной системы, не влияет на работу окружающих скважин
2. Расположение трещин ГРП на скважинах добывающего фонда более эффективно как по конечному коэффициенту нефтеизвлечения, так и по темпу отбора нефти.
Большинство разрабатываемых месторождения эксплуатируется при помощи системы подержания давления (ППД). Как правило, вода, используемая для нужд ППД, имеет температуру ниже продуктивного пласта. Основным эффектом охлаждения пласта в окрестности нагнетательных скважин является изменение вязкости флюида в охлаждаемой области.
Рассмотрим задачу [17, 58] нагнетания в пласт теплоносителя отличной температуры от температуры пласта: в первом варианте закачивается холодная вода, во втором - температура равна температуре пласта, в третьем температура выше температуры пласта. В фильтрационной модели задавались следующие параметры:
Представленные карты распределения нефтенасыщенности и температуры свидетельствуют, что при закачке горячей воды вязкость нефти снижается, что в соответствии с обобщенным законом Дарси, при фиксированной водонасыщенности, приводит к росту скорости фильтрации нефти и к увеличению коэффициенту нефтеизвлечения. При закачке холодной воды скорость движения нефти снижается. Вблизи первого добывающего ряда скважин происходит рост водонасыщенности, что приводит к преждевременному обводнению скважин. При этом невыработанной нефти в районе скважин первого добывающего ряда остается больше, чем при закачке горячей воды. Рис. 5.6. Накопленная добыча нефти при закачке теплоносителя с различной температурой а) в координатах накопленная добыча нефти - время, б) в координатах накопленная добыча нефти - прокачка Сравнение вариантов с закачкой холодной и горячей воды показало, что закачка горячего теплоносителя более эффективна как по конечному коэффициенту нефтеизвлечения, так и темпу отбора нефти (Рис. 5.6).
Результаты, полученные на модельной задаче, хорошо согласуются с экспериментальными данными. В 1957 г. на месторождении Шоонебек Нидерланды [12] при закачке горячей воды удалось добыть 26% дополнительной добычи нефти. Опытно-промышленные работы по закачке горячей воды, проведенные на Ашитском участке Арланского месторождения [6], показали возможность повышения нефтеоттачи более чем на 20% по сравнению с обычным заводнением. На месторождении Усинское [6] нефтеотдача была увеличена с 7,6 до 27,4%, на месторождении Кенкияк [6] с 16,5 до 44,5%, на Гремихинком [6] месторождении с 6,1 до 35,6%.
Немонотонное изменение кривизны графиков накопленной добычи нефти (Рис. 5.6 б) в зависимости от прокачки связанно с автоматическим отключением при численном моделировании рядов добывающих скважин, вследствие их обводнения до уровня 97%.
