Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Существующие модели учета изменения проницаемости вследствие засорения околоскважинных зон .
І. Роль околоскважинных зон в проблеме повышения нефтеотдачи пластов 9
2.Учет влияния загрязнения околоскважинной зоны 13
З.Скин-фактор 19
4.Учет влияния деформации пласта 25
ГЛАВА 2. Моделирование влияния загрязнения и сжимаемости на производительность скважин .
Общие уравнения 32
Несжимаемый пласт 36
Сжимаемый пласт 43
Общий случай 46
Горизонтальная скважина 48
Фильтрация газа 60
ГЛАВА 3. Двухфазная фильтрация. Режимы вытеснения остаточной нефти 64
Уравнения фильтрации 68
Несжимаемый пласт 71
Сжимаемый пласт 77
Эксплуатационные скважины 80
ГЛАВА 4. Разработка информационных критериев состояния околоскважинных зон. Анализ индикаторных диаграмм 93
Серповидные индикаторные диаграммы 100
Скин-фактор 106
Средняя проницаемость 108
Относительная продуктивность Ill
Коэффициент продуктивности 116
Заключение 119
Приложение 120
Основные результаты и выводы работы 123
Литература 124
- Роль околоскважинных зон в проблеме повышения нефтеотдачи пластов
- Горизонтальная скважина
- Уравнения фильтрации
- Серповидные индикаторные диаграммы
Введение к работе
Актуальность работы. При сооружении и эксплуатации скважин в части нефтегазового пласта, прилегающей к скважине, происходят техногенные изменения природных фильтрационных свойств и формируется система око-лоскважинных зон. Околоскважинные зоны обуславливают значительные потери пластовой энергии и снижение продуктивности по отношению к природному состоянию пласта - без измененных околоскважинных зон. Для увеличения продуктивности скважин разработан широкий набор методов и технологий воздействия на околоскважинную зону. Однако эти технологии не учитывают комплексный механизм поражения пласта и изменений состояний околоскважинных зон в различных геолого-технологических условиях, что и обуславливает их низкую эффективность.
Традиционно влияние околоскважинных зон при гидродинамических расчетах рассматривалось как влияние одной или нескольких цилиндрических однородных околоскважинных областей с измененной проницаемостью.
Такой подход не является научно обоснованным, поскольку не учитывает различия механизмов изменения фильтрационных свойств пласта и не позволяет проводить анализ влияния комплексного поражения пласта на производительность скважин. Поэтому разработка способов учета изменений состояния сложнопостроенных околоскважинных зон при гидродинамическом анализе производительности скважин позволит обоснованно выбирать технологии повышения производительности скважин за счет согласования процессов поражения и улучшения фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах. Это и определяет актуальность диссертационной работы.
Цель работы. Количественный и качественный анализ влияния изменений состояний околоскважинных зон пласта на производительность эксплуатационных и нагнетательных скважин.
Объект исследования: Однородный пласт, вскрытый вертикальными и горизонтальными скважинами и осложненный системой околоскважинных зон с различными механизмами изменения природных фильтрационных свойств.
Основные задачи исследования
1. Анализ и обобщение существующих представлений о закономерностях изменений природных фильтрационных свойств пласта в околосква-жинных зонах и о способах учета этих закономерностей при гидродинамических расчетах производительности скважин.
2. Разработка обобщенных гидродинамических моделей влияния комплексных изменений фильтрационных свойств пласта в околоскважин-ных зонах на производительность скважин.
3. Изучение совместного и индивидуального влияния проявления различных механизмов изменения фильтрационных свойств пласта в около-скважинных зонах на производительность добывающих и нагнетательных скважин.
4. Разработка количественных и качественных критериев влияния особенностей изменения околоскважинных зон пласта на производительность скважин.
Методы исследования. Для решения поставленных задач использовались методы нефтегазовой подземной гидродинамики, аналитические и численные решения задач стационарной фильтрации в пласте и в околоскважинных зонах, данные физики пласта и результаты промысловых гидродинамических исследований, результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах. Научная новизна.
1. Разработан комплекс гидродинамических моделей влияния изменений околоскважинных зон на производительность скважин, отличающихся от известных тем, что позволяет в явном виде учитывать: - комплексный механизм поражения пласта в околоскважинных зонах;
- реальный характер радиальной неоднородности околоскважинных зон по проницаемости;
- реальный характер изменения проницаемости пласта в зависимости от изменения пластового давления;
- изменение проницаемости околоскважинных зон за счет капиллярного защемления несмачивающей и смачивающей фаз.
2. Исследован вклад различных механизмов изменения природных фильтрационных свойств пласта (загрязнения, деформирования, защемления флюидов) в изменение производительности скважины при сложнопостроенных околоскважинных зонах. Показано что при совместном влиянии загрязнения и деформирования околоскважинной части пласта неучет особенностей радиальных изменений проницаемости приводит к ошибкам в определении производительности скважины в 1,5 и более раз;
- неучет реального характера зависимости проницаемости от пластового давления приводит к ошибкам в определении производительности в 2-3 раза.
- совместное влияние загрязнения и капиллярного защемления флюидов в околоскважинной области пласта обуславливает изменение продуктивности в 2-3 раза для добывающих и приемистости для нагнетательных скважин. Влияние загрязнения в околоскважинной области пласта приводит к дополнительному снижению производительности по сравнению с влиянием только защемленных флюидов в 1,5-2 раза.
В горизонтальных скважинах основные закономерности совместного влияния различных механизмов загрязнения на производительность скважин качественно схожи со случаем вертикальных скважин.
3. Предложены критерии оценки состояния околоскважинных зон, определяющие производительность скважин для сложнопостроенных околоскважинных зон, основанные на:
- анализе нелинейных индикаторных диаграмм с определением параметров загрязнения и деформирования пластов по данным анализа разновременных исследований;
- на дифференцированном анализе интегральных значений скин-фактора с разделением его значений в зависимости от относительного вклада различных механизмов поражения пласта;
- на определении средних значений проницаемости сложнопостроенных око-лоскважинных зон.
- критерии эффективности повышения производительности скважин при комплексных изменениях фильтрационных свойств в результате воздействия на околоскважинные зоны.
- получены условия неэффективности воздействия на сложнопостроенные околоскважинные зоны.
Практическая значимость.
1. Разработанная методика оценки потерь производительности скважин при вводе их в эксплуатацию после консервации, которая была использована ОАО "Самаранефтегаз" может быть рекомендована для использования и в других организациях при проведении работ связанных с временным глушением скважин.
2. Установленные закономерности влияния сложнопостроенных около-скважинных зон на производительность скважин позволят обоснованно выбирать технологии интенсификации добычи в зависимости от фактического состояния околоскважинных зон.
3. Разработанные гидродинамические модели влияния изменений околоскважинных зон на производительность скважин позволят избежать 1,5-2х кратных ошибок при гидродинамических расчетах производительности скважин.
4. Полученные аналитические решения углубляют понимание относительной роли механизмов поражения пласта при решении проблем производительности скважин. Они могут служить надежной основой для тестирования многочисленных компьютерных симуляторов.
5. Полученные критерии влияния сложнопостроенных околоскважинных зон на производительность скважин позволят приводить корректное сравнение эффективности различных технологических операций при заканчивании, интенсификации добычи и капитальном ремонте скважин. Защищаемые положения
1. Обобщенные гидродинамические модели влияния сложнопостроенных околоскважинных зон на продуктивность скважин при комплексном механизме поражения пласта.
2. Закономерности влияния сложнопостроенных околоскважинных зон пласта на продуктивность эксплуатационных и приемистость нагнетательных скважин.
3. Информационные критерии оценки влияния сложнопостроенных околоскважинных зон на производительность скважин.
Апробация работы
Основное содержание работы докладывалось на XVI Губкинских чтениях (РГУ им.Губкина, 2002), 5-й научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (РГУ им.Губкина, 2003), 5-й всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (РГУ им.Губкина, 2003), XLVI-XLVIII научных конференциях "Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук" (МФТИ, 2003-2005), конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и организаций "Молодежная наука - нефтегазовому комплексу" (РГУ им.Губкина, 2004), конференции Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья (ИПНГ РАН, 2004),), 7-й всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (РГУ им.Губкина, 2005),, Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» (ИПНГ РАН, 2007). Объем работы. Работа содержит введение, 4 главы текста, заключение, приложение и список используемой литературы. Общий объем работы составля ет 131 страницу, в том числе 65 рисунков, 3 таблиц и список литературы из 89 наименований.
Работа выполнена в ИПНГ РАН. Автор выражает глубокую признательность Зам. Директора по научной работе проф. Максимову В.М. за поддержку работы. Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю д.т.н., действительному члену РАЕН, проф. Михайлову Н.Н., который был идейным вдохновителем и постоянным наставником данной работы. Автор так же признателен ведущим специалистам ИПНГ РАН докторам технических наук С.Н.Закирову, Э.С.Закирову, А.М.Свалову, В.А.Черных, А.Я.Хавкину за ценные замечания, сделанные на этапе апробации работы.
Роль околоскважинных зон в проблеме повышения нефтеотдачи пластов
Известно, что основные разрабатываемые залежи нефти и газа вступили в завершающие фазы эксплуатации и встает вопрос о достижении проектных показателей разработки и даже увеличении углеводородоотдачи. Вновь вводимые в разработку месторождения нефти и газа, как правило, имеют сложную геолого-промысловую характеристику и содержат трудноизвлекаемые запасы. Это обусловливает значительно более жесткие требования к информационному обоснованию технологий углеводородоизвлечения. Экономические проблемы обусловили общее резкое падение добычи углеводородного сырья и ужесточили экономические критерии приемистости традиционных и новых технологий углеводородоизвлечения. В этих условиях более чем когда-либо встает задача повышения эффективности использования нефтегазовых недр каждого участка залежи, максимального использования возможностей каждой скважины, достижения ее потенциальной продуктивности и каждого продуктивного горизонта в целом.
Решение этой проблемы в соответствии с тенденциями развития мировой добычи углеводородов и тенденциями в экономике добычи углеводородного сырья целесообразно искать путем улучшения состояния околоскважинных зон. Этот путь позволяет существенно повысить эффективность углеводородоизвлечения без значительных вложений материальных средств.
Решение проблемы интенсификации добычи нефти и повышения углеводородоотдачи пластов тесно связано с состоянием околоскважинных зон добывающих скважин. Известно, что в процессе строительства и эксплуатации скважин в части нефтегазового пласта, прилегающей к скважине, формируется система околоскважинных зон с ухудшенными значениями фильтрационных свойств. В зонах с ухудшенной проницаемостью теряется значи тельная часть энергии фильтрующихся флюидов. Это определяет существенное снижение эффективности нефтегазоизвлечения.
Существенную роль играет радиус зоны с ухудшенной проницаемостью, особенно при многократном снижении проницаемости в околоскважиннои области. Недавние исследования показали, что снижение проницаемости в околоскважиннои зоне может достигать 100-кратной величины и более. Поэтому для правильного обоснования технологий повышения продуктивности скважин необходимо знать радиус зоны с ухудшенной проницаемостью и степень ухудшения проницаемости в этой зоне. В то же время многочисленные исследования околоскважинных зон показывают, что имеется целая серия процессов, приводящих к ухудшению состояния околоскважиннои части нефтегазового пласта.
Несмотря на все многообразие прискважинных процессов, имеется определенная общность механизма ухудшения фильтрационных свойств пласта. Основной механизм поражения пласта в прискважинной области - это блокировка части внутрипорового пространства твердыми частицами и флюидами. Кроме этого определенную роль играет сжатие скелета пористой среды под действием депрессии в околоскважиннои зоне добывающих скважин. Таким образом, можно выделить 3 основных механизма поражения околоскважинных зон: загрязнение (блокировка пор твердыми частицами), деформация пласта и защемление флюидов в порах.
Эти явления сопровождаются блокированием части извлекаемых запасов и обусловливают снижение углеводородоотдачи. Вовлечение блокированных запасов в активный процесс разработки позволяет существенно повысить степень использования потенциальных нефтегазовых ресурсов. Для этого разработан широкий набор методов и технологий воздействия на околосква-жинные зоны.
Потенциальная продуктивность скважин и углеводородоотдача пластов достигаются, когда в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации не происходит ухудшения фильтрационных свойств в околосква жинных зонах. Однако, на практике такого не бывает. Ухудшение фильтрационных свойств происходит на всех этапах вскрытия и освоения пласта. В ряде случаев по этой причине скважины оказываются совсем непродуктивными. В результате фонд скважин вследствие снижения продуктивности требует применения искусственных методов воздействия на околоскважин-ную зону. Однако добиться значимого повышения продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов удается лишь в тех случаях, когда механизм восстановления фильтрационных свойств пласта адекватен механизму их поражения. Поэтому дифференцированная информация об околоскважинных процессах, прогнозные и текущие оценки" состояния околоскважинных зон и обоснование комплекса методов для получения требуемой информации необходимы при выборе методов и технологий повышения углеводородоотда-чи пластов и продуктивности скважин. Эта информация является также основой для выбора методов и технологий снижения степени поражения пласта при заканчивании скважин и их эксплуатации.
Таким образом, проблема разработки основ информационного обеспечения современных технологий повышения эффективности углеводородоизв-лечения является актуальной проблемой, решение которой позволит существенно повысить степень использования потенциальных нефтегазовых ресурсов.
Горизонтальная скважина
Задача накладывает определённые требования как в величине области П, так и к расчётной сетке. Именно эти требования являются основными при выборе метода расчёта. Область П должна быть достаточно велика, чтобы не слишком искажался вид течения (в особенности при сильной засорённости призабойной зоны, то есть при довольно резком изменении функции А(х,у)). По нашим представлениям должно выполняться условие L-50-100 м . Мелкость разбиения области О. должна давать как можно более точное решение поставленной задачи. С другой стороны, для того чтобы сделать реально работающую модель, количество точек сетки не должно быть слишком велико.
В силу симметрии решение рассматривалось не в области П, а в области Ш: {л?є[0;Ь]; ує[0;Н}. Подобный подход к решению задачи позволил увеличить число шагов.
Дифференциальное уравнение решалось методом установления. Для этого была составлена разностная схема и для каждого случая установлена необходимая точность решения. Для разностной схемы были определены граничные условия. Для удобства шаги по X и Y были выбраны постоянными. Начальное распределение давления задавалось линейным по X. Во всех случаях вычислялась невязка.
Основные расчёты выполнялись при помощи программы, написанной на языке C++. Далее полученный массив для давления обрабатывался на программном пакете "SURFER". С помощью "SURFER" проверялась сходимость решения и выбиралась допустимая точность вычислений. Графики для дебитов построены при помощи программного пакета "Mathematica".
С одной стороны это обеспечило приемлемую точность расчётов, с другой -позволило создать реально действующую модель, которая наглядно отображает процессы, происходящие в прискважинной зоне. Для сравнения с существующими результатми использовалась формула, приведенная в работе Алиева З.С. и Шеремета В.В. (1995г.), полученная для горизонтальной скважины в пласта в форме параллелепипеда, снабжаемого 2мя контурами питания параллельными скважине.
Если отбросить краевое условие на контуре и выбрать некоторое значение Q,TO решение задачи сведется к решению задачи Коши. Численно решая ее ,получим решение р(г;0),удовлетворяющее краевому условию на забое и зависящее от параметра Q-Вообще говоря, p(rk,Q) pK ,т.е. это решение не удовлетворяет краевому условию на контуре. Тогда будем варьировать Q до тех пор, пока не получим p(rk,Q) pK с требуемой точностью. В этой работе использовался алгоритм, описанный ниже.
Для начала заметим, что р(г) и Q(p) возрастающие функции, следовательно Q(r) тоже возрастает. Возьмем заведомо большой интервал (Q1;Q2) по параметру Q так, что истинное значение Q0 лежит в этом интервале. Выберем в качестве параметра Q=(Ql+Q2)/2 и найдем решение p(r;Q). Сравним значение этого решения в точке rk с рк. Если p(rk,Q) pk, то Q Q0 . Следовательно, надо теперь взять интервал (Q;Q2) и проделать аналогичную операцию. Если p(rk,Q) pk, то Q Q0 и интервал будет (Q1;Q). Варьирование закончится при достижении p(rk,Q) pK с требуемой точностью, причем конечное значение параметра Q ,будет значением дебета при данных граничных условиях. Необходимо отметить, что описанный выше метод быстро сходится (Н.Н. Калиткин, 1978).
Проверка правильности работы численного метода была осуществлена посредством сравнения численного решения с аналитическим в случае идеального пласта. Результаты сравнения представлены в таблице.
Уравнения фильтрации
Приемистость скважин является важнейшей характеристикой, используемой системы разработки. В соответствии с общепринятыми гидродинамическими моделями для оценки приемистости используются формулы аналогичные по структуре формуле Дюпюи. Длительная промывка нефтеносного пласта обуславливает формирование остаточной нефтенасыщенности (ОНН) в окрестности нагнетательной скважины.
Традиционно, остаточное нефтенасыщение считалось фиксированной величиной, зависящей от коллекторских свойств пласта. Соответственно фазовая проницаемость для воды при наличии ОНН определялась следующим образом: k =kofe(s), где ко- абсолютная проницаемость, s - водонасыще ние промытой ъоиы, f(l(s) - относительная фазовая проницаемость в промытой зоне, s-l-sor {sor- значение остаточной нефтенасыщенности). Величина kofe(s) в моделях приемистости скважин считается постоянной величиной. В то же время анализ состояния остаточной нефти в промытых пластах показал, что в гидрофильных пластах ОНН зависит от гидродинамических условий вытеснения (Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В., 2000г.).
В процессе вытеснения нефти водой при снижении нефтенасыщенности ниже определенного значения нефть разбивается на отдельные капли-глобулы, удерживаемые в пористой среде капиллярными силами. При заданных условиях вытеснения нефтенасыщенность ниже этой величины не сни жается, это значение считается остаточным. Однако значения остаточного нефтенасьіщеі ия являются неизменными лишь для вполне определенного соотношения г ідродинамических и капиллярных сил. При изменении капиллярных или нап эрных сил остаточное нефтенасыщение меняется. Для количественного выражения соотношения гидродинамических и капиллярных сил используем капиллярное число (Л ) вида Мс=кфЛр/( тЬ), где кф - фазовая проницаемость для воды, Ар - перепад давления на длине образца L, 7 межфазное натяжение на границе вода-нефть.
Обобщение экспериментальных исследований позволяет определять режимы образовании остаточной нефти. Первый (капиллярный режим) характеризуется постоянным значением остаточной нефтенасыщенности при малых значениях капиллярного числа. При достижении капиллярным числом критического значения Ncj , гидродинамический напор на крупные глобулы становится больше кап шлярных сил, и они начинают дробиться, при этом часть мелких глобул становится подвижной. При этом остаточная нефтена-сыщенность уменьшается (капиллярно-напорный режим). При достижении критического значения Nl2 вся капиллярно защемленная нефть вымывается из пористой среды (автомодельный режим). В широком диапазоне изменения проницаемости (от 40,8мД цо 2190мД) величина Ncj составляет 2.7-10"5 -4.9-10 5 (Chatzis I., Morrow N.R, 1984).
В зависимости от режимов фильтрации остаточная нефтенасыщенность sor определяется соотношение м: где С-коэффициент, определяемый коллекторскими свойствами пласта, 8 -коэффициент, определяемый структурой порового пространства, swr - коэффициент остаточной водонасыщенности пласта.
Кроме остаточной нефтенасыщенности в окрестности нагнетательной скважины меняются и значения абсолютной проницаемости. Изменение абсолютной проницаемости пласта (ко) зависит от загрязнения околоскважин-ной зоны и деформации пласта при нагнетании.
Серповидные индикаторные диаграммы
Работа посвящена актуальной проблеме - производительности скважин. Рассмотрению проблемы производительности были посвящены работы многих известных ученых, однако ранее влияние околоскважинной зоны учитывалось без изучения ее строения, с помощью стандартных моделей. В работе проведен анализ механизмов повреждения пласта. Они были разделены на 3 основных: загрязнение околоскважинной зоны, деформация пласта и защемление флюидов в порах. Для каждого механизма предложена модель позволяющая учесть его влияние. При этом были рассмотрено влияние механизмов как по отдельности, так и совместное. Поэтому результаты работы могут быть использованы для месторождений с совершенно различным состоянием пласта и строением околоскважинных зон.
Полученные в работе аналитические представления позволили в явном виде оценить влияние разнообразия околоскважинных зон на продуктивность скважин. Важным практическим выводом из работы является установление взаимосвязи строения околоскважинной зоны с величиной скин-эффекта. В частности показано, что при общепринятом определении скин-эффекта одинаковые величины этого параметра могут соответствовать различному строению околоскважинной зоны, что снижает информативность этого показателя при оценке качестве восприятия и эффективности воздействия на при-забойную зону.
Предложенные модели могут быть использованы для решения широкого спектра задач: получение информации о текущем состоянии околоскважинных зон, прогнозирование производительности скважин, выбор технологий повышения продуктивности скважин, оценка эффективности геолого-технологичеслих мероприятий и многие другие.
Приложение.
Разработанные информационные критерии влияния околоскважинных зон на производительность скважин позволили предложить методику оценки потерь продуктивности скважин при проведении ГТМ. В частности эти критерии были использованы при оценке потерь продуктивности при временном глушении скважины в ОАО "Самаранефтегаз". Далее представлены основные пункты методики.
Методика оценки потерь производительности скважин при вводе их в эксплуатацию после консервации
So - величина скин-фактора до глушения скважины, безразмерная; h - эффективная мощность пласта, м; тЭф- эффективна?: пористость пласта определяемая по керну в лабораторных условиях в присутствии остаточной воды; V- количество поглощенной жидкости глушения, м ; Q - фактический дебит нефти до глушения скважины, м /с; и, - динамический коэффициент вязкости жидкости глушения, Па-с; Рк - давление на контуре, Па; Рзаб -давление на забое скважины, Па; rk -радиус контура, м; гс - радиус скважины, м;
у, В - безразмерные константы, определяющие зависимость относительной фазовой проницаемости от капиллярного числа, численно равные у=0,418, В=10,8. Эти величины рекомендуются как средние величины, полученные путём обработки многочисленных экспериментов по вытеснению нефти смачивающей породу жидкостью для терригенных коллекторов; а - поверхнос гное натяжение на границе нефть - жидкость глушения, Н/м; При отсутствии значения о его можно принять для системы нефть-вода; ко - абсолютная проницаемость пласта по газу, м ;
fi - безразмерное значение относительной фазовой проницаемости при остаточной водонасы щеп пости в зонах I и III. Области I и III -области, в которых значения относительней фазовой проницаемости максимальные; область II -с уменьшениями значениями фазовой проницаемости; Тгл- время заклчки жидкости глушения в скважину, с; Ро = ктП/ Ко - безразмерный коэффициент восстановления проницаемости; ктіп - минимальное значение проницаемости устанавливающейся на стенке скважины. Значение к,гі., определяется согласно ОСТу.
