Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Объект исследований 23
1.1. Турнейские резервуары и приуроченные к ним залежи нефти 23
1.2. Башкирские резервуары и приуроченные к ним залежи нефти 29
1.3. Основные черты сходства и различия строения башкирских и турнейских резервуаров 33
1.3.1. Основные черты сходства 33
1.3.2. Основные черты различия 36
Выводы 37
ГЛАВА 2. Методы исследований 38
Выводы 58
ГЛАВА 3. Особенности разработки нефтяных залежей в турнейских и башкирских отложениях 60
3.1. Особенности разработки нефтяных залежей в турнейских
отложениях Онбийского месторождения 60
3.1.1. Краткое описание залежей 60
3.1.2. Материал гидродинамического изучения залежей 62
3.1.3. Основные результаты наблюдений 72
3.2. Особенности разработки залежи нефти в турнейских отложениях Демкинского поднятия Демкинского месторождения 74
3.2.1. Краткое описание залежи и материалы ее гидродинамического изучения 74
3.2.2. Основные результаты наблюдений 80
3.3. Особенности разработки залежи нефти в турнейских отложениях Рыбного поднятия Мельниковского месторождения 81
3.3.1. Краткое описание залежи и материалы ее гидродинамического изучения з
3.3.2. Основные результаты наблюдений 84
3.4. Особенности разработки залежи нефти в турнейских отложениях Шомыртлинского поднятия Черемуховского месторождения 85
3.4.1. Краткое описание залежи и материалы ее гидродинамического изучения 85
3.4.2. Основные результаты наблюдений 89
3.5. Особенности разработки залежи нефти в башкирских отложениях Клянчухского поднятия Черемуховского месторождения 90
3.5.1. Краткое описание залежи и материалы ее гидродинамического изучения 90
3.5.2. Обобщение особенностей разработки залежи 95
ГЛАВА 4. Интерпретация и моделирование особенностей разработки нефтяных залежей в турнейских и башкирских отложениях 96
4.1. Интерпретация особенности разработки нефтяных залежей в турнейских отложениях Онбийского месторождения 96
4.1.1. Обобщение результатов интерпретации 99
4.2. Моделирование особенностей разработки турнейских отложений Демкинского поднятия Демкинского месторождения 99
4.2.1. Интерпретация кривых восстановления забойного давления 99
4.2.2. Геолого-фильтрационное моделирование залежи 102
4.2.3. Обобщение результатов моделирования залежи ПО
4.3. Моделирование особенностей разработки турнейских отложений Рыбного поднятия Мельниковского месторождения 111
4.3.1. Моделирование залежи в рамках упрощенной двумерной двухфазной фильтрационной модели 111
4.3.2. Геолого-фильтрационное моделирование залежи в рамках трехмерной двухфазной фильтрационной модели 119
4.3.3. Обобщение результатов моделирования залежи 125
4.4. Моделирование особенностей разработки турнейских отложений Шомыртлинского поднятия Черемуховского месторождения 125
4.4.1. Геолого-фильтрационное моделирование залежи 125
4.4.2. Обобщение результатов моделирования залежи 130
4.5. Моделирование особенностей разработки башкирского яруса Клянчухского поднятия Черемуховского месторождения 131
4.5.1. Моделирование трансформации видаКВД 131
4.5.2. Обобщение результатов моделирования КВД 136
Основные выводы 137
Список использованной литературы
- Башкирские резервуары и приуроченные к ним залежи нефти
- Особенности разработки залежи нефти в турнейских отложениях Демкинского поднятия Демкинского месторождения
- Особенности разработки залежи нефти в башкирских отложениях Клянчухского поднятия Черемуховского месторождения
- Обобщение результатов моделирования залежи
Введение к работе
Актуальность темы. Объектом исследований настоящей работы являются нефтевмещающие резервуары малопродуктивных месторождений Республики Татарстан (РТ), приуроченные к отложениям турнейского и башкирского ярусов.
Существуют два основных критерия, согласно которым ряд месторождений РТ относится к категории малопродуктивных, это сравнительно низкие технико-экономические показатели и низкая нефтеотдача при применении традиционных методов разработки, что является следствием геологических и техногенных причин, а также реологических свойств нефти.
Для региона характерно наличие множества средних, мелких и очень мелких месторождений, основная часть которых относится к категории малопродуктивных.
Значительная доля запасов нефти этих месторождений принадлежит залежам в карбонатных коллекторах турнейского и башкирского ярусов. Сложности их извлечения, гидродинамического изучения и моделирования разработки залежей обуславливают актуальность темы диссертации.
Степень разработанности темы. Гидродинамическому изучению залежей нефти в карбонатных коллекторах РТ посредством пьезометрии окрестности скважин и гидропрослушивания посвящены работы Р.Х. Закирова, А.И. Маркова, Ю.М. Молоковича, Г.Г. Куштановой, Э.И. Сулейманова, Р.Г. Фархуллина и др. Однако, остается малоизученным вопрос гидродинамического взаимовлияния характерных комплексов в толще изучаемых нефтевмещающих резервуаров. Также не рассмотрены способы и сопутствующие технические устройства для производства таких исследований.
Геологическому изучению залежей нефти в карбонатных коллекторах РТ посвящены работы Е.А. Козиной, Г.А. Кринари, Р.З. Мухаметшина, В.П. Морозова, И.Н. Плотниковой и др., в которых отмечается важность учета неоднородностей строения пустотного пространства карбонатных пород-
коллекторов. Эти неоднородности связаны с наличием в породах вторичных каверн выщелачивания, стилолитовых швов, трещинок растворения и трещин тектонической разгрузки. Отмечается, что в карбонатных коллекторах система трещин и сообщающихся пор постепенно превращалась в горизонтальные каналы фильтрации воды, которые могли объединяться в более крупные. Затем происходил перехват соседних потоков наиболее интенсивным, единым в некотором объеме пористой среды. В зарубежной литературе по добыче нефти его именуют «conduit»- канал фильтрации, труба фильтрации (Al-Otaibi М.Н., Fischbuch D.B., Taibah О.А., Al-Julaih A.H., Chandra Y., Verma S.K.). Эти особенности геологического строения коллекторов необходимо учитывать при фильтрационном моделировании.
Вопросам фильтрационного моделирования залежей нефти в карбонатных коллекторах РТ посвящены работы Р.Г. Абдулмазитова, И.М. Бакирова, Р.Н. Дияшева, В.А. Иктисанова, Ю.М. Молоковича, А.В. Насыбуллина, А.Н. Чекалина, и др. Но остаются не решенные вопросы о степени гидродинамической связи нефтяной части залежи с водонапорными комплексами и о количественной оценке непроизводительного объема закачки.
Цель работы. Обоснование методов и подходов к гидродинамическому изучению и моделированию разработки башкирских и турнейских отложений малопродуктивных месторождений РТ в целях контроля и эффективного регулирования процесса нефтедобычи.
Основные задачи исследований. Совершенствование методов и средств изучения особенностей разработки залежей нефти в турнейских и башкирских отложениях на малопродуктивных месторождениях РТ.
Научная новизна. 1. На основе гидродинамических исследований межскважинного пространства, статистического анализа данных, изучения поведения давления в нагнетательных скважинах после их остановки и геолого-фильтрационного моделирования создана методика определения адресности закачки, количественной оценки ее непроизводительного объема и степени
гидродинамической связи нефтяной части залежи с водонапорными комплексами.
-
Предложен новый метод и техническое решение для испытания продуктивных пластов на предмет их гидродинамического взаимовлияния.
-
Посредством гидродинамических исследований окрестностей скважин и статистического анализа геолого-промысловых данных выявлена аномалия кривых восстановления давления, для учета которой предложена новая гидродинамическая схема геологического объекта и метод интерпретации таких кривых.
Теоретическая и практическая значимость работы.
Создана методика определения адресности закачки, количественной оценки ее непроизводительного объема и степени гидродинамической связи нефтяной части залежи с водонапорными комплексами.
Предложен способ (Пат. 2441154 РФ) и разработано устройство (Пат. 96915 РФ) для испытания продуктивных пластов на предмет их гидравлического взаимовлияния. В результате их использования подтверждено, что изменение давления соответствует геологическому представлению о наличии в отложениях турнейского яруса залежей пластово-сводового типа. Учет этого обстоятельства при соответствующем выборе проектного забоя и интервалов вторичного вскрытия пластов позволяет эффективно управлять процессом заводнения.
Устройство внесено в государственный реестр средств измерений, имеет сертификат соответствия и используется в качестве самостоятельного узла при контроле процесса разработки в случае одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и добычи (ОРД) однолифтовыми компоновками на объектах нефтяных компаний РТ (Пат. 2511077 РФ, Пат. 127125 РФ).
Выявлена аномалия кривых восстановления давления, для учета которой предложена новая гидродинамическая схема геологического объекта и метод интерпретации таких кривых.
Полученные выводы учтены при регулировании процесса разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах Онбийского, Демкинского,
Мельниковского, Енорусскинского, Черёмуховского и Киязлинского месторождений, что способствовало снижению эксплуатационных затрат и поддержанию уровней добычи.
Методология и методы исследования.
Решение поставленных задач основывалось на техническом конструировании, натурном промысловом экспериментировании на основе специально разработанных автором программ гидродинамических исследований (ГДИ) и геолого-фильтрационном моделировании.
Основные защищаемые положения.
-
Методика определения адресности закачки, количественной оценки ее непроизводительного объема и степени гидродинамической связи нефтяной части залежи с водонапорными комплексами.
-
Методика проведения внутрискважинной гидроразведки продуктивных пластов с целью определения их гидродинамического взаимовлияния.
-
Метод интерпретации выявленной аномалии кривых восстановления давления.
Достоверность результатов. Экспериментальные данные, приведенные в работе, получены посредством сертифицированного оборудования. Расчеты выполнялись на моделях, построенных на законах сохранения массы, количества движения и энергии. Точность численных результатов подтверждается многовариантными тестовыми расчетами, а также качественным и количественным совпадением результатов с экспериментальными данными. Полученные теоретические выводы подтверждаются на практике.
Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались на следующих конференциях и совещаниях: научно-практической конференции, посвященная 60-летию образования ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2010 г.); IV международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (ОАО «ВНИИнефть им. Академика А.П. Крылова», г. Москва, - 2013 г.); международной научно-практической конференции «Трудноизвлекаемые и
нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы» (г. Казань, 2014 г.); VII Всероссийской конференции «Актуальные проблемы прикладной математики и механики», посвященная памяти академика А.Ф. Сидорова (Абрау-Дюрсо, 2014 г.); научно-технических совещаниях в формате круглого стола по обмену опытом малых нефтяных компаний (МНК) РТ с участием ведущих специалистов компаний.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, из них 6 статей в журналах, рекомендованных ВАК, 4 статьи в сборниках трудов конференций, 3 патента на изобретения, 2 - на полезные модели.
Личный вклад автора. Автор лично участвовал в постановке задач, продиктованных необходимостью решения выявленных руководителями геологических служб недропользователей проблем разработки месторождений. Экспериментальные данные, используемые в диссертации, получены под руководством автора (разработка программ, схем исследований, их методическое сопровождение), и при прямом участии автора в промысловом эксперименте. При этом часть данных получена с использованием способа и устройства, в создании которых автору принадлежит постановка задачи и руководство при разработке.
В части задач геолого-фильтрационного моделирования автором произведена формализация выявленных проблем разработки, схематизация объекта и осуществлялось непосредственное руководство процессом моделирования.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы. Работа изложена на 151 страницах, содержит 95 рисунков, 2 таблицы. Список литературы состоит из 108 наименований.
Автор выражает благодарность и признательность своему научному руководителю, д.т.н. Ильгизару Нургизаровичу Хакимзянову за консультации и содействие в выполнении диссертационной работы; д.ф.-м.н. Анатолию Ивановичу Никифорову за консультации в области математического
моделирования; руководителю геологической службы ЗАО «ТАТЕХ» Резиту Раисовичу Минебаеву и руководителю геологической службы ОАО «РИТЭК» -ТПП «ТатРИТЭКнефть» Николаю Валерьевичу Нефёдову за четкое описание выявленных ими проблем разработки, детальный и скрупулезный анализ предоставляемых отчетных материалов, практические советы и содействие при решении множества организационных вопросов, неизбежно преследующих натурные промысловые эксперименты, которые производились и производятся на курируемых ими объектах многие годы. И всем коллегам, которые поддерживали мои начинания и помогали в них.
Башкирские резервуары и приуроченные к ним залежи нефти
В п. 4.2 приводится результат моделирования особенностей разработки турнейских отложений Демкинского поднятия Демкинского месторождения, осуществляется интерпретация кривых восстановления забойного давления.
Устанавливается, что: - высокий темп восстановления забойного давления и высокие производственные показатели разработки залежи являются следствием сравнительно высокой проницаемости коллектора (-0,2 мкм2), успешными обработками приза-бойных зон (среднее значение проницаемости пласта в ближней зоне -3,6 мкм2 при расстоянии от забоя скважин до границы зоны 7 м), хорошей работой естественного водонапорного режима и большими значениями эффективных нефте-насыщенных толщин (достигают 40 м); - невозможность вывода ряда скважин на квазистационарный режим при времени наблюдения порядка одного года является следствием ввода в эксплуатацию новых скважин, пробуренных между скважинами, на которых производились многорежимные исследования. Длительность установления депрессионных воронок составляет 3-4 года. При этом забойные давления снижаются на 2 МПа, а значения дебитов скважин по жидкости остаются неизменными; - отсутствие реакции системы на единичное воздействие продолжительностью 14 сут. при расстоянии между забоями добывающих скважин 200 м и времени наблюдения за реакцией системы более двух месяцев объясняется высокой упругоемкостью пласта. Для рассматриваемых условий отклик можно зарегистрировать при продолжительности единичного воздействия не менее 1 мес. и времени наблюдения за реакцией системы не менее полугода.
Модельными расчетами показывается, что эффективность перевода скважин под нагнетание низка даже в наиболее благоприятном для заводнения случае, когда кольматации призабойной зоны пласта и образование кондуитов не происходит, т.е. весь внедряемый агент без оттоков под залежь адресно поступает в продуктивный пласт. Перевод скважин под нагнетание обеспечивает прирост по добыче нефти лишь первые годы с последующим быстрым ростом обводненности продукции вследствие прорыва воды по наиболее проницаемым проп ласткам.
В п. 4.3 рассматриваются результаты моделирования особенностей разработки турнейских отложений Рыбного поднятия Мельниковского месторождения в рамках упрощенной двумерной двухфазной фильтрационной модели, и в рамках трехмерной двухфазной фильтрационной модели, детально учитывающей фактическое геологическое строение залежи.
Предлагается модель двухмерной двухфазной фильтрации, учитывающая сброс закачиваемой воды в подстилающие водоносные пласты. Предполагается, что пласт пронизан сетью трещин, которые в зоне ВПК способны смыкаться и размыкаться при некотором критическом давлении, превышающем гидростатическое давление, и если давление закачки превысит критическое, то раскрытие трещин вызывает частичный сброс закачиваемой воды через трещиноватую подошву (переходную зону ВПК) в подстилающие водоносные пласты.
Показывается, что циклический режим заводнения при наличии частичного стока внедряемого агента под нефтяную часть залежи является экономически более выгодным, чем непрерывная закачка. Этот факт стимулирует дальнейшее развитие теории и практики нестационарного заводнения, которое до сих пор использовалось, главным образом, для продления безводного режима работы добывающих скважин.
Геолого-фильтрационным моделированием залежи в рамках трехмерной двухфазной модели, детально учитывающей фактическое геологическое строение залежи, показывается, что, помимо учета оттока закачиваемого агента под залежь, необходимо введение низкой гидродинамической связи нефтяной части залежи с законтурной областью. Физически это может соответствовать наличию слабо-подвижной окисленной нефти в зоне водонефтяного контакта, но может также быть объяснено соответствующими реологическими свойствами нефти.
В п. 4.4 рассматриваются результаты моделирования особенностей разработки турнейских отложений Шомыртлинского поднятия Черемуховского месторождения.
Показывается, что интенсивный темп снижения дебитов и забойных давлений при низком темпе роста обводненности продукции скважин, а также отсутствие явного влияния заводнения на процесс нефтеизвлечения является следствием: - затрудненной связи нефтяной части залежи с подстилающим водонапорным горизонтом, что связывается с наличием окисленной нефти в зоне ВНК; - оттоков закачиваемого агента под залежь. Процент оттока, оцененный по результатам адаптации модели, в среднем по залежи составил 69%.
Модельными расчетами устанавливается, что двукратное снижение прие-мистостей нагнетательных скважин при сложившейся системе разработки предпочтительнее, нежели их увеличение в 3,5 раза. Так же малоперспективен дополнительный перевод скважин под нагнетание.
В п. 4.5 рассматриваются результаты моделирования особенностей разработки башкирского яруса Клянчухского поднятия Черемуховского месторождения.
Предлагается гидродинамическая схема объекта и математическая модель для объяснения обнаруженной трансформации вида КВД в процессе разработки башкирской залежи. Предполагается, что, помимо основного набора гидродинамически взаимосвязанных пропластков, залежь содержит ряд изолированных, либо слабо связанных с основным коллектором объектов (линз). Скважина вскрывает как основной коллектор, так и линзы. Медленные процессы перераспределения давления при эксплуатации месторождения практически не зависят от наличия линз, поскольку, в силу гидродинамической изолированности и небольшого объема, давление в линзах мгновенно подстраивается под давление во вскрывающей их скважине. Иначе обстоит дело в быстрых переходных процессах, подобных тем, что происходят при остановке скважины для снятия КВД. В этих случаях линзы играют демпфирующую роль, обусловленную обменом жидкостью между основным коллектором и линзой через ствол скважины. В частности, этот механизм препятствует быстрому росту давления в добывающей скважине после её остановки.
Поскольку вид КВД определяется свойствами линзы, информация о пространственных размерах которой, как правило, отсутствует, расчет фильтрационных параметров пласта с использованием КВД становится невозможен.
В заключении формулируются основные результаты работы и намечены перспективы дальнейшего использования выводов, сделанных в диссертации.
Автор выражает благодарность и признательность своему научному руководителю, д.т.н. Ильгизару Нургизаровичу Хакимзянову за консультации и содействие в выполнении диссертационной работы; руководителю геологической службы ЗАО «ТАТЕХ» Резиту Раисовичу Минебаеву и руководителю геологической службы ОАО «РИТЭК» - ТПП «ТатРИТЭКнефть» Николаю Валерьевичу Нефёдову за четкое описание выявленных ими проблем разработки, детальный и скрупулезный анализ предоставляемых отчетных материалов, практические советы и содействие при решении множества организационных вопросов, неизбежно преследующих натурные промысловые эксперименты, которые производились и производятся на курируемых ими объектах многие годы. И всем коллегам, которые поддерживали мои начинания и помогали в них.
Особенности разработки залежи нефти в турнейских отложениях Демкинского поднятия Демкинского месторождения
В нагнетательные скважины вода подается из заволжского надгоризонта, относящегося к единой водоносной саргаевско-турнейской системе, с помощью водозаборных скважин. Кроме этого, ведется закачка сточной воды. Общий накопленный объем закачки заволжской воды 2 700 000 м3, сточной 2 400 000 м3. Накопленная компенсация по участкам находится в пределах 50 - 200%, в среднем по турнейским залежам 100%.
Несмотря на высокий коэффициент компенсации и геофизические заключения, согласно которым колонны нагнетательных скважин герметичны и весь внедряемый агент поступает в интервалы перфорации, явного влияния закачки на режимы работ добывающих скважин не последовало. В частности, самые низкие значения пластовых давлений в добывающих скважинах (4- 5 МПа при первоначальном 11,0 МПа) зафиксированы на третьем участке (в активной разработке с 1993 года), который исторически характеризуется самыми большими объемами закачки, а самые высокие (10 МПа) - на девятом участке (в активной разработке с 1998 года), исторически характеризуемом самыми малыми объемами закачки (рисунок 3.1.1).
Накопленная закачка Накопленная закачка Карты накопленных отборов/закачки на 01.01.12г. по третьему и девятому участкам (нормировано к извлекаемым запасам) В целом по турнейским отложениям значения пластовых давлений в длительно остановленных (от 1 мес. до 1 года) добывающих скважинах лежат в диапазоне 3 - ЮМПа и составляют по участкам: второй - 8,0 - 9,5МПа; третий - 4,0 - 5,0 МПа; четвертый - 6,0 - 8,0МПа; пятый-шестой - 7,0 - 9,5 МПа; восьмой -3,0 - 9,0 МПа; девятый - 8,0 - 10,0 МПа; десятый - 6,0 - 6,5 МПа. При этом сопоставление оценок значений пластовых давлений по участкам с накопленными отборами и закачкой свидетельствует об отсутствии корреляции между ними.
Для изучения особенностей разработки турнейских отложений в 2011 -2012 г. была существенно расширена базовая программа промысловых исследований. Дополнительно произведен комплекс ГДИ с привлечением автономных, дистанционных и устьевых скважинных манометров [33, 35,36]. Измерительные средства обладают разрешающей способностью 10 3 МПа с пределами приведенной погрешности +0,25 % и позволяют вести пьезометрический мониторинг с интервалом дискретизации между замерами от 1 мин. При проведении исследований автономные и дистанционные манометры помещались на забой.
Дополнительный комплекс ГДИ (с охватом примерно одной трети фонда скважин) включил в себя межскважинную гидроразведку, зондирование окрестностей скважин по схеме КПД/КВД, наблюдение за гидростатическим фоном. При этом нагнетательный фонд охвачен в 100% объеме.
Значения давлений (Р), отображенные на рисунках настоящего подраздела, приведены в пересчете на абсолютную отметку -920 м, соответствующую условному водонефтяному контакту турнейских отложений Онбийского месторождения. Пересчет давлений произведен согласно рекомендациям [84].
Рисунок 3.1.2 на примере скважин №№11163, 11471, 11304, 11476, 11189 иллюстрирует типовые КПД / КВД (кривые 1-5 соответственно), записанные в 2011 - 2012 гг. По характеру поведения давления и его значениям на больших временах (ряд скважин находился в простое до одного года) все скважины, охваченные дополнительным комплексом ГДИ, можно условно разбить на 5 групп. Первые три группы характеризуют скважины нагнетательного фонда, четвертая - водозаборные, пятая - добывающие.
Давление в нагнетательных скважинах, отнесенных к группе 2, интенсивно снижаются и устанавливаются на уровне гидростатического давления в 11 МПа, что характерно для 56% скважин нагнетательного фонда
Группа 4 является типичной для водозаборных скважин заволжского надгоризонта (относящегося к единой водоносной саргаевско-турнейской системе), давление в которых восстанавливается до гидростатического за 5 - 72 часа;
Для КВД скважин добывающего фонда (группа 5) характерен низкий темп роста давления с его асимптотическим значением ниже гидростатического. Так, например, одна из скважин была остановлена на запись КВД сроком на один год, и в течение всего этого времени наблюдался монотонный рост давления. Гидроразведка межскважинных интервалов, в которой участвовали добывающие и нагнетательные скважины, не выявила корреляции между законами изменения давления на линии отбора и нагнетания (за исключением одного случая). Характерный пример этого обстоятельства иллюстрирует рисунок 3.1.3, содержащий фактический материал промысловых исследований, длившихся более одного года на элементе разработки из двух нагнетательных (№№11153, 11193) и одной равноудаленной ( 250 м) от них добывающей скважины №11189 (рисунок 3.1.4 «Элемент А»). Все скважины по продуктивному пласту коррелируют между собой (рисунок 3.1.5).
Особенности разработки залежи нефти в башкирских отложениях Клянчухского поднятия Черемуховского месторождения
В ряде случаев отмечаются водонасыщенные прослои (мощностью 2-5 м) в вышележащих бобриковских отложениях, отстоящие от кровли турнейской залежи на расстояние от 3 до 10 м.
Асимптотические значения давления КПД, превышающие гидростатическое давление приблизительно на 1 МПа, могут быть объяснены указанной особенностью геологического строения, которая в гидродинамической абстракции может быть представлена в виде некоего «буферного упругоемкого комплекса», связанного с нагнетательной скважиной через высокопроницаемый канал (кондуит) и слабо связанного как с нефтенасыщенной частью залежи, так и с мощными высокопроницаемыми водоносными пластами. Закачиваемые объемы воды в скважины первой группы расходуются на повышение давления в «буферном упругоемком комплексе», не оказывая существенного влияния на процесс нефтеизвлечения.
Для нагнетательных скважин, отнесенных к группе 2, характерно наличие мощных водонасыщенных пластов (часть В на рисунке 4.1.3 ), залегающих в непосредственной близости (до 5 м) к нижним дырам интервалов перфорации (часть А на рисунке 4.1.3). Асимптотические значения давления КПД на уровне гидростатических могут быть следствием гидродинамической связи нагнетательной скважины с подстилающей водоносной толщей через кондуиты и утратой этой связи с нефтяной частью залежи.
В свою очередь, утрата гидродинамической связи с нефтяной частью залежи в процессе заводнения может быть объяснена кольматацией пласта за счет выпадения гипса, так как смешение воды, содержащей большое количество сульфатных ионов, с водой, в составе которой преобладают ионы кальция, может привести к образованию смеси с концентрацией гипса выше равновесной [29]. Кроме того, возможно распространение сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых водах и окисление ими соединений серы до сульфатов с последующим образованием гипса [79], так как в закачиваемой воде достаточно высокое содержание H2S (0,087-0,112 мг-экв./л). Возможно отложение солей [31]. - Отличительных особенностей геологического строения окрестностей нагнетательных скважин, отнесенных к группе 3, не выявлено. Отсутствие (либо несущественность) реакции на добывающих скважинах при закачке в нагнета тельные скважины группы 3 объясняется в рамках модели двухфазной фильтра ции, предложенной в работе [68] и учитывающей сброс воды из пласта через тре щиноватую подошву. Проницаемость подошвы является функцией давления. За качка агента при давлениях выше гидростатических приводит к раскрытию тре щин и его стоку под залежь. Очевидно, что относительная мощность стока будет определяться степенью кольматации призабойных зон продуктивного пласта и может быть близка к 100%.
Что касается водозаборных скважин, отнесенных к группе 4, то темп восстановления давления и его значения на уровне гидростатических свидетельствуют в пользу высокой проницаемости и большой емкости заволжского горизонта, подстилающего все турнейские отложения Онбийского месторождения и обеспечивающего систему ППД водой с 1996 года.
Поведение давления в добывающих скважинах, отнесенных к группе 5, является классическим, и его можно интерпретировать в рамках модельных представлений, описанных в [84].
Отсутствие влияния нагнетательных скважин, отнесенных к группам 1 и 2, на давление в добывающих скважинах и их взаимовлияние может быть объяснено гидродинамическими схемами течения, предложенными выше для этих групп.
В случае единично отмеченного взаимовлияния закачки и отбора речь может идти о прорыве закачиваемого агента к забою добывающей скважины по наиболее проницаемому пропластку (либо трещине). Этому не противоречит и история разработки скважины №11316. Пуск нагнетательной скважины в работу привел к росту давления и обводненности продукции скважины, при этом дебит по нефти продолжает падать, т.е. ожидаемый процесс довытеснения нефти не наблюдается. 4.1.1. Обобщение результатов интерпретации
1. Установлена связь между характером поведения давления (КПД) нагнетательных скважин, отнесенных к различным типовым группам, и геологическим строением их окрестностей.
2. Предложены гидродинамические схемы течения закачиваемого агента, объясняющие отсутствие влияния заводнения на процесс нефтеизвлечения. Согласно предлагаемым схемам отсутствие влияния вызвано поглощением закачиваемой воды нижележащими водоносными системами несопоставимо большей проницаемости и емкости. В единичных случаях в этом могут участвовать и водоносные пропластки в вышележащих бобриковских отложениях. Паразитному оттоку закачиваемого агента может способствовать трещиноватость коллектора, образование кондуитов, связывающих продуктивный пласт с водонасыщенным коллектором, и кольматация призабойных зон нагнетательных скважин.
Обобщение результатов моделирования залежи
Математическая модель процесса основана на известных уравнениях пье-зопроводности [4, 9, 10, 28, 32]; решение получено с использованием стандартных сеточных методов [70].
Прежде чем представить результаты решения, обратим внимание на следующие обстоятельства.
Во-первых, задание проницаемости и упругоемкости пласта и линзы одинаковыми не принципиально. Данное предположение делалось исключительно для сокращения числа определяемых в процессе решения задачи параметров в условиях большой неопределенности исходных данных.
Во-вторых, исходные геологические данные содержат информацию о суммарной толщине пласта HE=HO+HI, не выделяя раздельно толщины Но и Hi. Поэтому в расчетах фиксировалась величина НЕ, а доля =HIIHE ЛИНЗЫ В общей толщине пласта рассматривалась как адаптационный параметр модели.
В-третьих, начальное распределение давления в системе «пласт-линза» соответствует стационарной работе скважины в режиме заданного дебита. В силу изолированности и конечности размеров линзы стационарное распределение давление в ней постоянно и равно давлению на скважине, а давление в основном коллекторе не зависит от линзы и определяется фильтрационными параметрами коллектора и дебитом скважины.
В-четвертых, вязкость насыщающего линзу флюида /л\ изменяется в широких пределах в зависимости от водонасыщенности линзы. При этом отношение /IQI/л\ существенно влияет на вид теоретически рассчитанных КВД. Этот факт иллюстрирует рисунок 4.5.2, где представлены расчетные КВД для скважины №5421 при различных отношениях /IQI/IX. НИЖНИЙ предел juo/ju\=0 отвечает классическому случаю отсутствия линзы. Верхний предел JUQ/JU\=100 соответствует отношению вязкостей нефти и воды на рассматриваемом объекте. экспериментальные точки (эхолоция) экспериментальная кривая (манометр) теоретические кривые
С ростом величины /IQI/л\ расчетные КВД приобретают характерные особенности, наблюдавшиеся в пьезометрических измерениях. Это позволяет предположить, что флюидом, заполняющим линзу, является вода, и принять в последующих расчетах в качестве /л\ вязкость воды.
Заметим, что наличие воды в линзе на текущий момент эксплуатации месторождения не обязательно означает, что вода находилась в ней изначально. Вода могла заместить находящуюся в линзе нефть и в процессе разработки. Для этого достаточно допустить, например, наличие слабой гидродинамической связи линзы с подстилающим нефтяной пласт водоносным резервуаром. Так, при толщине линзы 3 м, проницаемости перемычки между резервуаром и линзой 3x10 5 мкм2 и градиенте давления в ней 1МПа/м, замещение нефти водой в линзе происходит за время порядка трех лет. Это значит, что в начальный период раз 134
работки месторождения, когда /л\ было близко к juo, КВД должны иметь вид классических логарифмических кривых, что подтверждается фактическими данными.
Итак, параметры принятой гидродинамической модели можно разделить на две группы. К первой относятся заданные суммарная мощность Hz пласта, упругоемкость р=Зх10 4МПа 1, дебит скважины Q, вязкости /ло=94 мПахс и ці=1,5мНахс. Вторая группа параметров, подлежащих определению при согласовании теоретических и экспериментальных КВД, включает проницаемость к, радиус линзы R и отношение толщин =Hi/Hz. Перейдем к обсуждению способов нахождения адаптационных параметров модели к, R,
Как отмечалось, КВД для рассматриваемого месторождения на текущем этапе разработки в широком временном диапазоне представляет собой прямую линию, определяемую двумя параметрами. Один из них отвечает за наклон, другой за привязку соответствующей линейной асимптоты графика p(t) при /— оо. Ясно, что по этим двум параметрам в принципе невозможно определить три адаптационных параметра модели:, R, Один из них должен фиксироваться, а остальные два при этом определяются однозначно.
Располагая оценкой проницаемости к 0,223 мкм2 в окрестности скважины №5421,исчисленное отношение толщин составляет 0,37, a R 100M. Качество адаптации модели при этих параметрах проиллюстрировано на рисунке 4.5.2.
Изложенная методика предполагает задание доли изолированных резер-вуарных объектов в общей толще продуктивного коллектора, поскольку вид КВД определяется свойствами линзы, а не связанной части пласта. К сожалению, такая информация практически недоступна. Поэтому непосредственное применение методики для интерпретации КВД с целью расчета фильтрационных параметров пласта и оценки пластовых давлений невозможно. Оценивать фильтрационные параметры пласта и пластовые давления необходимо другими методами. Наиболее перспективным из них представляется метод решения обратной
задачи адаптации модели двухфазной фильтрации по истории разработки месторождения с привязкой к данным пьезометрического мониторинга скважин. Подчеркнем, что данный метод оперирует медленными гидродинамическими процессами, которые, как было отмечено, не «чувствуют» наличие линз. Реализация этого метода для рассматриваемой залежи описана в работе [102].
Моделирование залежи произведено в рамках упрощенной двумерной двухфазной фильтрационной модели, учитывающей сброс воды из пласта через трещиноватую подошву в подстилающий водоносный коллектор. Описание модели приведено в подразделе 4.3.
На рисунке 4.5.3 приведена рассчитанная по модели карта изобар по состоянию на июль 2008 года в двух видах - объёмном и плоском соответственно. Объем стока закачиваемого агента под залежь на рассматриваемую дату составил 50% от общего суточного объема закачки.
Предложена гидродинамическая схема объекта и математическая модель для объяснения обнаруженной трансформации вида КВД в процессе разработки башкирской залежи. Предполагается, что, помимо основного набора гидродинамически взаимосвязанных пропластков, залежь содержит ряд слабо связанных с основным коллектором объектов (линз). Скважина вскрывает как основной коллектор, так и линзы. Медленные процессы перераспределения давления при эксплуатации месторождения практически не зависят от наличия линз, поскольку, в силу гидродинамической изолированности и небольшого объема, давление в линзах мгновенно подстраивается под давление во вскрывающей их скважине. Иначе обстоит дело в быстрых переходных процессах, подобных тем, что происходят при остановке скважины для снятия КВД. В этих случаях линзы играют демпфирующую роль, обусловленную обменом жидкостью между основным коллектором и линзой через ствол скважины. В частности, этот механизм препятствует быстрому росту давления в добывающей скважине после её остановки.
Поскольку вид КВД определяется свойствами линзы, информация о пространственных размерах которой, как правило, отсутствует, расчет фильтрационных параметров пласта с использованием КВД становится невозможен.