Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ результатов освоения нефтегазовых залежей на современном этапе развития технологии горизонтального вскрытия 9
1.1 Классификация нефтегазовых залежей 9
1.2 Анализ результатов применения горизонтальных скважин при разработке нефтегазовых залежей 24
Выводы по разделу 1 39
2. Исследование процесса дренирования нефтяной оторочки с использованием численных моделей 41
2.1. Адаптация геолого-физических параметров модели к фактическим свойствам пласта БУ16 42
2.2. Математическое описание свойств нефти, воды и газа для использовании в гидродинамической модели 47
2.3 Исследований функций, описывающих свойства пластовых флюидов
2.4 Поиск рационального варианта разработки объекта исследований... 63
2.5. Анализ результатов вычислительных экспериментов с целью аналитической аппроксимации оптимального режима 102
Выводы по разделу 2 111
3 Обоснование применения технологии циклического дренирования на ханчейском месторождении 113
3.1. Исследование особенностей геологического строения и текущего состояния разработки объекта БТ 113
3.2. Результаты расчета варианта разработки объекта БТі с применением разработанной технологии 125
3.2.1 Результаты расчета варианта разработки пласта БТі с применением разработанной технологии 125
3.2.2 Результаты расчета варианта разработки объекта БТ11 с применением единичного элемента разработки 128
3.2.3 Результаты расчета системы разработки пласта БТі 131
3.3 Сравнение принятого и рекомендуемого варианта разработки объекта 137
Основные выводы и рекомендации 141
Список использованных источников
- Анализ результатов применения горизонтальных скважин при разработке нефтегазовых залежей
- Математическое описание свойств нефти, воды и газа для использовании в гидродинамической модели
- Анализ результатов вычислительных экспериментов с целью аналитической аппроксимации оптимального режима
- Результаты расчета варианта разработки объекта БТі с применением разработанной технологии
Анализ результатов применения горизонтальных скважин при разработке нефтегазовых залежей
Развитие техники и технологии строительства и эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием позволяет их широко использовать при решении актуальных задач разработки сложнопостроенных и одновременно мультифазных месторождений углеводородного сырья. Однако в этом случае, в связи с высокой капиталоемкостью применения горизонтальных скважин, возникает необходимость достоверного обоснования применения ГС (конструкция, способ заканчивания, азимутальная трассировка и т.д.). Существующие методы аналитического и численного моделирования позволяют решать подобные задачи с разной степенью достоверности.
Накопленный опыт разработки нефтяных и газовых месторождений, геологические условия залегания углеводородов показывают не только уникальность вводимого в эксплуатацию нового углеводородного месторождения, но и вместе с этим общие признаки. Общность признаков позволяет систематизировать углеводородные месторождения в виде классов, групп с целью выявления геологических условий и закономерностей разработки для обоснования рационального способа эксплуатации месторождения.
Согласно [1] В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и горючих газов подразделяются на: 1) нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом; 2) газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи; 3) нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %; 4) газовые, содержащие только газ; 5) газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом; 6) нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат. Топливо условное (т.у.) - единица учёта органического топлива, применяемая для сопоставления эффективности различных видов топлива и суммарного учёта их. В качестве единицы т.у. принимается 1 кг топлива с теплотой сгорания 7000 ккал/кг (29,3 Мдж/кг). При этом 1 т. нефти соответствует 1,43 т. условного топлива, 1 тыс.м газа составляет 1,154 т условного топлива [1]. Таким образом, залежь будет считаться нефтегазовой если она содержит, например 10 млн.м газа и 8 млн.т нефти.
Классифицировать углеводородные месторождения можно по различным признакам. Например, по емкостным характеристикам; по геометрической форме нефтяной оторочки газоконденсатного месторождения; по степени извлекаемых запасов и др. Вопрос классификации углеводородных месторождений рассмотрен М.Б. Панфиловым в работе [2].
Наиболее сложной проблемой разработки является извлечение нефти из нефтяных пластов малой толщины и тонких нефтяных оторочек. Осложняют процесс разработки также и многофазность пластовых углеводородных систем. В геологопромысловой практике широкое распространение получила классификации нефтегазовых залежей В.Н. Самарцева [3] (рисунок 1.4). Она может быть также успешно использована и при изучении газоконденсатнонефтяных залежей. В основу этой классификации положено три критерия [3]: - условия заполнения ловушки нефтью и газом; - соотношение газонасыщенного и нефтенасыщенного поровых объемов залежи; - степень активности водонапорной системы.
Первый критерий обусловливается соотношением высоты этажа газоносности Эг или этажа газонефтеносности Эгн и толщиной Н нефтенасыщенного пласта. По этому критерию различают залежи трех типов, рис. 1, независимо от соотношения запасов нефти и газа и занимаемых ими поровых объемов - геометрические характеристики.
К типу I относятся залежи с этажом газоносности Эг Н, имеющие в плане четыре контура: внешний и внутренний по газоносности и нефтеносности. К типу II относятся залежи, удовлетворяющие условию Эг Н Эгн, и имеющие в плане три контура: внутренний контур нефтеносности и внешние контуры газоносности и нефтеносности. Газовая шапка по всей площади подстилается нефтью, а на крыльях структуры подпирается подошвенной водой. К типу III относятся залежи с этажом газонефтеносности Эгн Н, имеющие в плане два контура - внешний контур нефтеносности и внешний контур газоносности. В пределах залежи газовая шапка всюду подстилается нефтью, а нефтяной слой - подошвенной водой. Классификация позволяет проанализировать геолого-физические условия залегания газоконденсатных залежей и обосновать стратегию рациональной разработки.
Математическое описание свойств нефти, воды и газа для использовании в гидродинамической модели
Модель пласта представляет собой параллелепипед толщиной 20 м с нефтенасыщенной зоной толщиной 10.8 м.
Все рассматриваемые ниже ГДМ построены и разрешены в симуляторе Немезида 2014. Данный симулятор выбран вследствие того, что детальное изучение переходных (в том числе и волновых) процессов и процессов совместного движения сред со сложной геометрией требует применения полностью явной схемы вычисления насыщенностей и давлений. В противном случае в известных аналогах - Eclipse, Roxar, T-Navigator, Техсхема используется неявные и полностью неявные схемы, которые «пропускают» переходные процессы и не учитывают взаимовлияние физических свойств флюидов (фаз/компонентов) в процессе фильтрации. В дополнении к этому наличие газа газовой шапки, активно участвующего в процессе вытеснения нефти, требует учета его свойств в неизотермическом режиме.
Гидродинамическая модель, созданная для составления проектного документа совершенно не подходит для поставленных задач, из-за недопустимо большого размера ячеек, не позволяющего детализировать процессы формирования пространственных конусов. Общие свойства ГДМ пласта БУ16(1-4) представлены в таблице 2.2. Как видно из таблицы, проницаемость пласта по координате Z в таблице указана равной горизонтальной, однако в процессе расчета она умножается на коэффициент анизотропии, равный 0.1 (принят в «проектной ГДМ»). Т.е. фактически проницаемость по Z равна 0.8 мД.
Использование функциональных свойств означает, что вместо известных закономерностей изменения физических свойств используются специальные зависимости, основывающиеся на аппроксимации результатов лабораторных экспериментов, которые выражены в виде кривых или поверхностей по мере необходимости.
Свойства нефти. При испытании скважины № 172ses, находящейся на территории Самбургского ЛУ, получен приток нефти с водой. По результатам исследования устьевой пробы плотность нефти равна 0.854 г/см , температура начала кипения - 85С, выход фракций до 300С - 40 %. Содержание серы в нефти не превышает 0.1 %, парафинов - 5.36 %, при этом температура начала плавления последних - 53С. Содержание смол составляет 2.64 %, асфальтенов - 0.18 %. Таким образом, нефть относится к классу средних по плотности, малосернистых, малосмолистых, парафиновых.
На территории Восточно-Уренгойского ЛУ были отобраны устьевые пробы нефти из скважин № 312wur и № 911wur. По результатам исследования устьевых проб плотность нефти составила 0.850 г/см , содержание серы - 0.2 %, смол силикагелевых - 1.56 %, асфальтенов - 0.14 %, твердых парафинов - 10.95 %, вязкость при 20С не определялась в связи с выпадением парафинов, а при 50С составила 4.83 мм /с. Температура начала кипения равна 67С, а выход светлых, выкипающих до 300С, фракций - 38 %.
По своим физико-химическим свойствам нефть относится к классу средних по плотности, малосернистых, малосмолистых и высокопарафиновых. По углеводородному составу нефть относится к классу метано-нафтеновых.
По результатам ступенчатой сепарации нефти из скважины № 305wur (1990 год) газосодержание составляет 192.6 м /т, объемный коэффициент 1.382, плотность сепарированной нефти - 0.843 г/см , пластовой нефти - 0.710 г/см . Данные, полученные по результатам исследования нефти, отобранной из скважины № 911wur (2008 и 2010 года), сильно отличаются от приведенных выше. По результатам ступенчатой сепарации газосодержание составляет 102.18 м /т, объемный коэффициент - 1.274, плотность сепарированной нефти - 0.848 г/см . На рисунках 2.5-2.6 (ниже) показаны кривые изменения плотности и кинематической вязкости чистой (без газа) нефти от давления.
Как видно из графиков плотность нефти растет при повышении давления согласно близкой к экспоненциальной зависимости. Такое поведение жидкости типично для ньютоновских текучих сред.
Кинематическая вязкость нефти (рис. 2.6) по мере роста давления падает, что говорит о том, что нефть нефтяной оторочки пласта БУ 16(1-4) не имеет отклонений от классического представления о физических свойствах жидкостей таких, как вода. г. 2.:
Так как в процессе дренирования нефтяной оторочки возможна сепарация газа и обратного процесса - насыщения, то необходимо ввести зависимость скорости насыщения/сепарации и функции изменения скорости сепарации и насыщения от текущей доли уже растворенного газа.
На рис. 2.7 отображена поверхность скорости насыщения нефти газом от давления и температуры, построенная на основе исследований Шахновича М.И. «Синтетические жидкости для электрических аппаратов» [75] с учетом состава газа и свойств нефти. В связи отсутствием лабораторных исследований сепарации газа и нефти пласта БУ16(1-4) зависимость была построена весьма приближенно, но с привязкой точки перегиба к известному давлению насыщения для данного пласта и к форме кривых дегазации и насыщения трансформаторного масла посредством аппроксимации. Возможные неточности, вызванные использованием данной зависимости, могут возникать лишь в зонах активного изменения пластового давления за короткое время.
Анализ результатов вычислительных экспериментов с целью аналитической аппроксимации оптимального режима
Зависимость относительного изменения ОФП газа от водонасыщенности Как видно из рис. 2.17 кривая ОФП газа отличается от ОФП нефти и воды, так как молекулярное притяжение между стенками поровых каналов и молекулами газа практически отсутствуют при условии, что газ в поровом пространстве находится не в жидком агрегатном состоянии.
Как видно из графика на рис.2.18 в «присутствии» воды ОФП газа снижается. Данное обстоятельство продиктовано известным эффектом гидрозатвора, проявляющимся в поровом пространстве и имеющим название «флюидоупора».
Согласно физике процесса, изменение ОФП газа по мере роста водонасыщенности обусловлено молекулярными силами между водой, насыщенной газом и стенками поровых каналов. Вода насыщается газом и «запирается» в мелких капиллярах - приведенный диаметр менее 10 нм.
Волновой характер или присутствие множества экстремумов (рис. 2.18), по-видимому, связаны с избирательностью влияния определенных элементов структуры поровых каналов на различный уровень водонасыщения.
Присутствие нефти на ОФП газа влияния практически не оказывает, так как газ растворяется в нефти и вовлекается в движение самой нефтью.
Зависимость относительного изменения ОФП нефти от газонасыщенности Важно отметить, что присутствие газа повышает ОФП нефти за счет обмена кинетической энергией. Данный эффект хорошо демонстрируется при газлифте в пределах ствола скважины. Разумеется данный эффект в поровом пространстве просматривается менее выразительно: диапазон изменения (роста) ОФП нефти - 102-110 % от значения определяемого по кривой ОФП рис.2.15. В дополнении к кривым ОФП и корректирующим их функциям, которые выражают взаимовлияние флюидов при фильтрации, необходимо учитывать факторы влияния капиллярных сил. Последние имеют, во-многом, решающее значение, так как оказывают как сопротивление фильтрации для «фильных» и «фобных» коллекторов к тому или иному флюиду, так и способствуют равномерному распределению насыщенностей и масс «фильных флюидов».
На основании лабораторных экспериментов были построены и интегрированы в ГДМ кривые градиентов давления от градиента насыщенности.
Проведем серию экспериментов, целью которых является поиск базового варианта разработки пласта с целью максимизации эффективности добычи нефти в условиях рентабельности подъема жидкости на поверхность. В работе детально отражены лишь основные варианты. В дополнение к ним поставлены эксперименты, отличающиеся от основных вариантов небольшим изменением геометрии ствола (угол уклона), свойствами газа, нефти и воды.
Вариант - VI предполагает проводку субгоризонтального ствола по схеме на рис. 2.3. Небольшой уклон к ВНК/ГНК создается не более 1 градуса с целью охвата различных пропластков дренированием, так как коэффициент песчанистости по пласту немного ниже 1.0. На рис. 2.4 показана Г ДМ в Зд, над которой будут проводиться все последующие вычислительные эксперименты.
Как видно из рис. 2.22 положение скважины соответствует смещенному к ВНК забою с целью увеличить период дренирования запасов нефти без конуса воды со стороны ВНК.
Несмотря на довольно глубокое распространение эллиптической воронки депрессии (рис. 2.27) дренирование в горизонтальной плоскости слабо проявляется, несмотря на низкую вертикальную пьезопроводность (в 10 раз меньше горизонтальной). Последнее связано с много большими расстояниями от скважины вглубь пласта, нежели в вертикальном направлении - 10 м до ВНК и ГНК.
Динамика ФЕС на рис. 2.28 в точке наблюдения А (рис. 2.22) демонстрирует убытие массы нефти соответствующее классическому выходу на стационарный режим. Данный период длится 30 сут, что является обычным явлением для горизонтальных скважин. По истечении 30 сут масса нефти резко падает до критически низкой, ограниченной предельной нефтенасыщенности, что связано с прорывом газа (рис. 2.33). Последнее также просматривается на кривой газонасыщенности (комп. 3) (рис.2.28) Рисунок 2.28 - Динамика ФЕС в точке наблюдения А В точке наблюдения - В прорыв воды происходит раньше - 13 сут, что также сопровождается резким снижением массы нефти. Рисунок 2.29 - Динамика ФЕС в точке наблюдения В Рассмотрим распределение нефтенасыщенности в сечении - плоскости YZ ис. 2.30).
Здесь хорошо прослеживается формирование конуса. При этом в зоне прилегающей к скважине в верхнем слое (самый верхний график) имеет место скачек нефтенасыщенности. Это вызвано особенностью двухфазной фильтрации нефти и газа и действия капиллярных сил (рис. 2.20). Такой эффект был бы менее заметен при более высоком забойном давлении и меньшей скоростью формирования воронки депрессии по оси Z. :oo.oo
Окончательное формирование конусов газа и воды заканчивается через 60 сут с начала эксплуатации (рис.2.31). При этом явно видно формирование нефтенасыщенных зон не вовлеченных в дренирование. Наличие аберраций нефтенасыщенности продиктовано физической конкуренцией вязкостного трения, капиллярных сил и напряжений вызванных эллиптической депрессионной воронкой.
Динамика комплексных показателей ГДМ (рис. 2.32) показывает, что прорыв воды опережает прорыв газа, а первая производная КИН по времени снижается к концу исследуемого интервала времени. Динамика комплексных показателей (группа 1)
Результаты расчета варианта разработки объекта БТі с применением разработанной технологии
Согласно требований действующий нормативных документов [80] проектирование разработки должно выполняться с использованием трехмерных цифровых геологических и гидродинамических моделей. В России наибольшей популярностью пользуются всего несколько пакетов, так называемых «коммерческих» гидродинамических симуляторов. Это Eclipse компании Schlumberger [81], Tempest More представляемый на рынке компанией Roxar [82] и отечественная разработка - программный комплекс T-navigator, поставляемый компанией RFD [83]. Известны и другие симуляторы, например TimeZYX, ТехСхема, однако, несмотря не отдельные преимущества и недостатки каждого из них, большая часть расчетов выполняется именно с применением первых трех комплексов. В этой связи одной из целей работы была апробация разработанной технологии на известных программных продуктах с целью рекомендации её в качестве проектного решения по разработке, рассмотренных в предыдущем разделе, залежей.
В качестве объекта моделирования был выбран объект БТі Ханчейского нефтегазоконденсатного месторождения. Последний проектный документ, обосновывающий ввод этого пласта в промышленную разработку был составлен в 2014 году ЗАО «ВНИИнефть - Западная Сибирь» [84] и согласован на заседании Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС.
Согласно данным, представленным во втором разделе, наибольший интерес с точки зрения апробации разработанной технологии в рамках выполнения проектных расчетов представляет пласт БТі , который согласно классификации В.Н. Самарцева удовлетворяет выбранным характеристикам объекта исследований и аналогичен объекту БУїб " Восточно-Уренгойского месторождения. Этот пласт, согласно существующему выделению объектов разработки [84] является частью объекта V состоящего из трех продуктивных пластов, м
Пласт БТі содержит одну нефтегазоконденсатную залежь, вскрытую 21 скважиной (четырьмя поисково-разведочными и 17 эксплуатационными) на абсолютных отметках от -2328.1 м (скв. № 372) до -2346.4 м (скв. № 117р).
Залежь выделена по результатам интерпретации материалов ГИС и опробования. Общие эффективные толщины по скважинам изменяются от 5.8 м (скв. № 331) до 23.6 м (скв. № 1111). Эффективные газонасыщенные толщины в залежи по скважинам изменяются от 1.2 м (скв. № 321) до 11.0 м (скв. № 451). Эффективные нефтенасыщенные толщины в залежи по скважинам изменяются от 0.6 м (скв. № 7211) до 5.5 м (скв. № 1111).
В проницаемой части газонефтяной контакт вскрыт в девяти скважинах (№№372, 451, 451_bok, 653, 731, 732, 811, 831 и 1131) на различных абсолютных отметках от -2344 м (скв. № 732) до -2349.4 м (скв. № 372). Внутри глинистого прослоя между газонасыщенными и нефтенасыщенными коллекторами ГНК проходит в восьми скважинах в следующих интервалах абсолютных отметок: воды - 10.3 м /сут на штуцере 10 мм с газоконденсатным фактором 57.1 см /м . В скважине № 106р при совместном испытании интервалов глубин 2382-2385 м (а.о. -2332.1-2335.1 м) и 2390-2394 м (а.о. -2340.1-2344.1 м) получен фонтан газоконденсата с притоком нефти и воды. Дебит газоконденсатной смеси составил 136.0 тыс.м /сут, нефти - 38.4 м /сут, воды - 5.6 м /сут на штуцере 8 мм и шайбе 16 мм.
В скважине №451_perebur при испытании интервалов глубин 2657.9-2808.4 м (а.о. -2328.8-2334.7 м), 2790.0-2850.6 м (а.о. -2335.4-2336.2 м) и 3189.8-3270.9 м (а.о. -2339.9-2339.6 м) получен газоконденсат с нефтью и водой. Дебит газа сепарации составил 47.7 тыс.м /сут, нефти - 18.6 мЗ/сут, воды - 24.0 мЗ/сут на штуцере 10 мм с газоконденсатным фактором 2569.4 см /м . В скважине № 653 при испытании интервала глубин 2697.9-3285.0 м (а.о. -2344.5-2344.3 м) также получен фонтан газоконденсата с нефтью и водой.
В нефтяной части пласта при испытании скважины № 1071 в интервалах глубин 2435-2442 м (а.о. -2347.0-2354.0 м) и 2444-2446 м (а.о. -2356.0-2358.0 м) получен малодебитный приток нефти с водой. Дебит нефти составил 1.2 м /сут, воды - 6.4 м /сут.
Из законтурных скважин наиболее высокое положение водоносных коллекторов пласта установлено в скважинах: № 109р к северо-западу от залежи (на а.о. -2357.4 м), №311 на севере (на а.о. -2357.4 м), №1113 на востоке (на а.о. -2351.7 м) и № 1211 в юго-западной части (на а.о. -2354.2 м).
Новые скважины подтвердили ранее принятый ВНК, на абс. отм. -2351.0 м. Средневзвешенный коэффициент пористости по залежи в газовой части изменяется от 0.15 до 0.20, коэффициент газонасыщенности - от 0.48 до 0.67. Коэффициент пористости по залежи в нефтяной части изменяется от 0.15 до 0.20, коэффициент нефтенасыщенности - от 0.44 до 0.78.
Залежь нефтегазоконденсатная, по типу пластово-сводовая. Размеры залежи в границах принятого контура нефтеносности составили 5.6x4.2 км, высота-22.9 м.
Метод определения Наименование Проницаемость, мкм2х103 Пористость,% Начальнаянефтегазона-сыщенность,доли ед. Насыщенностьсвязаннойводой,%
Результаты определения коэффициентов вытеснения нефти водой по скважинам Ханчейского месторождения представлены в таблице 3.1. Нужно отметить, что в скважине №811 интервалы определения коэффициентов вытеснения не принадлежат к нефтеносным пластам.
По результатам проведенных исследований, количество которых ограничено, был построен ряд зависимостей изменения коэффициента вытеснения и остаточной нефтенасыщенности от начальной нефтенасыщенности Квыт =ґ(Кнн), Кно=ґ(Кнн) и проницаемости Квыт =f(Knp), Кно=ґ(Кпр).