Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Описание проблемы
1.1 Обзор литературы 10
1.2 Классификация типов залежей и систем разработки 17
Глава II. Постановка задачи. численное моделирование
2.1 Элемент разработки нефтяной оторочки 28
2.2 Математическая модель 30
2.3 Конечно-разностная аппроксимация дифференциальных уравнений фильтрации 34
2.4 Алгоритм расчета и блок-схема программы 38
Глава III. Исследование объекта. вычислительные эксперименты
3.1 Разработка нефтяной оторочки заводнением 42
3.2 КИН - функция технологических параметров разработки 53
3.3 Оптимизация технологических параметров разработки по критерию максимума прибыли 67
3.4 Выводы к главе 3 75
Глава IV. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи
4.1 Методы увеличения нефтеотдачи пластов 77
4.2 Модель вытеснения нефти с активной примесью 78
4.3 Оценка эффективности закачки полимеров при барьерном заводнении нефтяной оторочки 80
4.4 Оценка технологической и экономической эффективности МВП
4.5 Выводы к главе 4 89
Глава V. Управление технологическими режимами эксплуатации скважин при разработке нефтяной оторочки
5.1 Постановка задачи и методика решения 94
5.2 Пример расчета оптимальных технологических режимов эксплуатации скважины при разработке нефтяной оторочки 97
Заключение 103
Библиография
- Классификация типов залежей и систем разработки
- Элемент разработки нефтяной оторочки
- Разработка нефтяной оторочки заводнением
- Методы увеличения нефтеотдачи пластов
Введение к работе
В настоящее время становятся актуальными проблемы разработки нефтяных оторочек нефтегазовых залежей. Повышенный интерес к нефтяным оторочкам обоснован сокращением ресурсной базы страны и растущими потребностями в нефти. Развитие технологий разработки и бурения способствуют поиску новых методов эксплуатации нефтяных оторочек, рациональная разработка которых прежде оказывалась технологически невозможной или экономически не оправданной.
В отечественной нефтегазовой промышленности имеется опыт разработки нефтегазовых месторождений: Федоровское, Оренбургское, Урицкое, Степновское, Западно-Рыбушанское, Восточно-Сусловское и другие [23]. В условиях плановой экономики и острой необходимости газа на месторождениях с относительно небольшими запасами нефтяных оторочек решение принималось в пользу опережающей разработки газовой части, что часто приводило к расформированию запасов нефти и к ее безвозвратным потерям. Например, на Оренбургском месторождении нефтяная оторочка, размещенная в крыльевой части складки, разрабатывалась после начала разработки газовой части, что привело к расформированию оторочки и безвозвратным потерям части ее запасов.
Сегодня в условиях развития рыночной экономики необходимо рационально использовать геологические запасы нефти и газа, искать эффективные методы разработки нефтегазовых месторождений с целью максимизации прибылей предприятий от разработки месторождений, увеличения налоговых поступлений в бюджет страны, решения социальных задач регионов нефтегазодобычи.
ОАО «Газпром» обладает лицензиями на разработку 9 чисто нефтяных, 3 газонефтяных и 36 нефтегазоконденсатных месторождений, балансовые запасы которых превышают 4,9 млрд. тонн нефти [48]. Залежи, лицензиями на разработку которых обладает ОАО «Газпром», отличаются большим разно-
образием условий залегания, соотношения запасов нефти и газа, коллектор-ских свойств продуктивных пластов, степенью изученности геологического строения. К наиболее сложным проблемам разработки нефтяных оторочек относят процессы образования газовых и водяных конусов, которые приводят к ухудшению технологических и технико-экономических показателей разработки, не позволяют достичь высоких значений коэффициента извлечения нефти (КИН). Кинетика образования конусов газа и воды зависит от множества факторов: режима разработки залежи; режимов эксплуатации скважин и системы их размещения; фильтрационно-емкостных свойств пласта и физических свойств насыщающих флюидов; зональных и слоистых не-однородностей; зависимостей относительных фазовых проницаемостей трехфазной системы и др. Разнообразие факторов и сложность условий залегания обуславливают необходимость применения научного подхода при проектировании разработки и новых технологий при эксплуатации месторождений нефтяных оторочек для достижения высоких показателей эффективности.
Разработка нефтяных оторочек на естественных режимах, даже при благоприятных фильтрационно-емкостных свойствах пласта, занимает длительный период времени из-за необходимости вести разработку с небольшими депрессиями и, соответственно, малыми дебитами, и постепенно уменьшающейся толщины оторочки. Длительная разработка нефтяной оторочки приводит к длительной консервации запасов газовой части, а опережающая разработка газовой части - к расформированию нефтяной оторочки и низким значениям коэффициента извлечения нефти.
Поэтому совершенствование технологий разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений является актуальной и важной для нефтегазодобывающей отрасли задачей. Одним из путей решения указанной проблемы являются применение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяных оторочек с применением заводнения, что позволяет вовлечь в разработку значительную долю запасов
нефти и достичь высоких темпов отбора, и использование полимерных растворов при заводнении нефтенасыщенных пластов с целью увеличения их нефтеотдачи. Исследованию таких технологий посвящено основное содержание настоящей диссертации.
Значительный потенциал повышения эффективности разработки нефтяных оторочек кроется в применении методов оптимизации технологических параметров разработки и оптимального управления технологическими режимами скважин. Обоснование рациональных технологических параметров разработки горизонтальными скважиналш нефтяных оторочек газо-конденсатных залежей — тема данной диссертационной работы.
Научный подход решения задач заключается в применении математического моделирования в паре с численными методами, позволяющими учитывать особенности залегания флюидов в пласте, эмпирические зависимости фазовых проницаемостей, свойства флюидов и пластов коллекторов, режимы эксплуатации скважин и их размещение. В работе рассматривается секторная модель разработки нефтяной оторочки с помощью заводнения с применением горизонтальных скважин.
Целью исследований является создание методики формирования и выбора рациональных технологических параметров разработки нефтяных оторочек газоконденсатных залежей.
Задачами настоящих исследований являются:
изучение влияния основных технологических параметров (плотности сетки скважин и размещения горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин относительно водонефтяного и газонефтяного контактов (ВНК и ГНК, соответственно)) на показатели разработки при эксплуатации нефтяных оторочек;
поиск значений указанных технологических параметров, оптимальных по критерию максимума прибыли от разработки нефтяной оторочки;
изучение закономерностей выработки запасов нефти при разработке нефтяных оторочек с применением заводнения полимерными растворами и выбор оптимальных объемов вытесняющего агента;
формирование оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин при разработке нефтяной оторочки с применением барьерного заводнения;
создание методики оценки экономической эффективности полимерного заводнения.
Основное содержание работы состоит из пяти глав. В первой главе даны: анализ состояния проблемы, литературный обзор предшествующих исследований, основные понятия, существующая классификация систем разработок и их краткие описания. Во второй главе приводятся: описание и обоснование модели, постановка задачи и методика численного решения. В третьей главе исследуются вопросы влияния различных технологических параметров системы разработки на КИН и технологические показатели разработки. Также приведен пример решения задачи оптимизации набора технологических параметров при заданных экономических факторах. В четвертой главе рассмотрена технология закачки полимерного раствора при заводнении нефтяной оторочки, показана технологическая эффективность и приведен пример выбора оптимального объема полимерного раствора. Там же предложена методика оценки экономической эффективности данного метода воздействия на пласт. Пятая глава посвящена оптимальному управлению технологическими режимами эксплуатации скважин. Задача управления заключается в определении динамики изменения режима эксплуатации скважины, которая обеспечивает выполнение критерия максимум прибыли. В заключении приведены основные выводы и результаты работы.
В рамках работы в среде Matlab создана программа моделирования элемента разработки нефтяной оторочки. Результаты вычислительных экспериментов третьей и четвертой глав получены с помощью программы автора.
Для решения задачи оптимального управления в среде Matlab создана про-
грамма оптимизации, в качестве прибора гидродинамического моделирования применялся программный комплекс Eclipse.
Научная новизна работы определяется следующими результатами:
предложены постановка и алгоритм решения задачи выбора оптимальных технологических параметров (плотности сетки скважин и их размещение относительно ВНК и ГНК) при разработке нефтяной оторочки;
создана и апробирована численная модель вытеснения нефти водой и полимерными растворами, которая, в отличие от традиционных моделей, с большей точностью учитывает сжимаемость флюидов и условия непроницаемости на границах;
предложены постановка и алгоритм решения задачи выбора оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин при разработке нефтяной оторочки по критерию максимума прибыли;
предложена методика оценки экономической эффективности применения полимерных растворов в качестве вытесняющих агентов.
Практическая ценность работы обусловлена следующим:
созданные численная модель и программа расчета значений технологических параметров позволяют прогнозировать величину КИН и других показателей разработки нефтяной оторочки;
методика формирования рациональной стратегии разработки нефтяной оторочки позволяет выбрать оптимальные технологические режимы эксплуатации скважин;
Методы исследования. При решении поставленных задач использовались численные методы решения систем нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных, методы оптимизации и статистические методы.
Достоверность полученных результатов подтверждается теоретическим обоснованием предлагаемых моделей и методов и их численными исследованиями.
Апробация работы. Работа выполнялась в рамках договора № 0060-06-2 от 28.08.2006 г. «Разработка методов моделирования, оптимизации и оценки эффективности воздействия на нефтяные оторочки газоконденсатных месторождений с целью повышения компонентоотдачи».
Результаты работы были представлены на следующих конференциях:
7-ая Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». (Москва, 2007);
7-ая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2007);
Научный семинар Российского государственного университета нефти и газа с Международным научно-исследовательским институтом Ставан-гера (International Research Institute of Stavanger), (Берген, Норвегия 2007);
III Всероссийская молодежная конференция по проблемам управления 2008 (Москва, 2008);
Школа-семинар Проблемы управления и информационные технологии 2008 (Казань, 2008).
11-th European Conference on Mathematics of Oil Recovery (Bergen, Norway, September 2008).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, из них 7 статей, в том числе, 2 - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.
Объем работы. Диссертация включает 115 страниц, 40 рисунков, 11 таблиц, состоит из введения, пяти глав и заключения; библиография состоит из 105 наименования.
Классификация типов залежей и систем разработки
Рассматривая разработку нефтегазовых месторождений, автор применяет определения, приведенные Ю.П. Желтовым [24].
Нефтегазовые месторождения — это нефтяные месторождения с естественной газовой шапкой. Начальное пластовое давление в них значительно ниже давления насыщения, вследствие чего только часть газа растворена в нефти, остальная же находится над нефтью, образуя первичную газовую шапку.
Нефтегазоконденсатные месторождения — это нефтегазовые месторождения, в газовой части которых содержится значительное количество конденсата, состоящего преимущественно из легких компонентов нефти. Нефть в таких залежах залегает в виде оторочки. Газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой относятся к нефтегазоконденсатным.
В дальнейшем определением нефтегазоконденсатного (НТК) месторождения будем обобщать все рассмотренные выше типы месторождений.
Как видно из определений, НТК месторождения по своим условиям залегания являются сложными объектами разработки. Сложности связаны с выделением из нефти растворенного газа в нефтяной части и выпадением конденсата в газовой части при понижении давления в процессе разработки залежи. Выделение газа и выпадение конденсата пропорциональны падению давления в залежи. Процессы фазовых переходов проявляются в первую очередь в призабойных зонах добывающих скважин, ухудшая тем самым приток нефти и газа.
Естественный газонапорный режим, при котором ГНК понижается равномерно, возможен лишь при благоприятных геологических условиях: высокая проницаемость пласта, маловязкая нефть, большая толщина оторочки, объем газовой части во много раз превышает объем оторочки, хорошая гидродинамическая связь между газовыми и нефтяными частями.
В неблагоприятных условиях разработка нефтяной оторочки при газонапорном режиме может привести к преждевременному прорыву газа к забоям добывающих скважин, проявлению режима растворенного газа, уменьшению дебитов по нефти, неэффективному охвату запасов нефти вытеснением и, следовательно, низкому значению конечного КИН.
Изучение сложных фильтрационных и термодинамических процессов, происходящих в нефтегазовых залежах не возможно без практических наблюдений и обобщения промыслового опыта. На примере разработки отечественных зарубежных месторождений промысловый опыт обобщен и проанализирован в работе [23] Ю.В. Желтова, В.Н. Мартоса, А.Х. Мирзаджанза-де и др. Приведем примеры разработки месторождений Карадаг и Урицкого. Так НТК месторождение Карадаг (Азербайджан) было открыто в 1955 г. Этаж газоносности составлял 1800 м. Позже в 1958 г. была обнаружена нефтяная оторочка с этажом нефтеносности 200 м и размерами 8 км х 750 м. Залежь подстилалась слабоактивной краевой водой. В связи с острой необходимостью газа, газовая часть разрабатывалась высокими темпами; к моменту начала разработки нефтяной оторочки давление было на 5 МПа ниже начального. По данным [48] КИН нефтяной оторочки месторождения Карадаг составил 10% при режиме истощения, с проявлением режима растворенного газа.
На месторождении Урицкое опережающая разработка газовой части вызвала продвижение нефтяной оторочки вверх по структуре в газовую часть. До начала интенсивной разработки оторочки давление снизилось на треть, добывающие нефть скважины быстро обводнились, КИН при проявлении водонапорного режима составил 10%. После обобщения промысловых данных ученые и специалисты пришли к выводу, что способ разработки НТК месторождений на режиме истощения с первоочередным отбором газа и конденсата в большинстве случаев оказывается нерациональным. Выбор режимов разработки залежей и эксплуатации скважин нуждается также в теоретическом обосновании. В работе [24] Желтов Ю.П. привел решение дифференциального уравнения Дюпюи-Форхгеймера для случая стационарного конуса и получил формулу для определения безгазового дебита. Подобные исследования на простейшей модели проводил Ричардсон Д.Г. в работах [23,24] и получил зависимости для определения критических отборов нефти и безгазового дебита скважины для крутопадающего пласта.
Стационарные задачи в условиях конусообразования рассмотрены в работах [27,44] Козлова Н.Ф., Закирова И.С и др. Козлов Н.Ф. в своей работе предложил новый способ эксплуатации скважин вскрывших нефтяную оторочку и опробовал его на примере Оренбургского НТК месторождения. Этот способ предусматривает одновременный отбор газа с уровня, незначительно превышающем уровень ГНК, и нефти - со всей толщины нефтяной оторочки. При этом газ поступает к устью скважины по заколонному пространству, а нефть по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). По результатам исследований предложенный способ эксплуатации скважин позволяет предотвратить образование газового конуса и увеличить дебит нефти, а разработанная конструкция забойного оборудования со встроенным клапаном дозатором обеспечивает надежную эксплуатацию скважин на газлифтном режиме.
Закиров И.С. в своих исследования НТК залежей учитывал слоистую неоднородность и наклонность залегания пластов [27]. По результатам исследований автор предложил методологию размещения (проектирования сетки) скважин, учитывающую наклонность залегания пластов.
В работе [50] Крылова В.А. рассмотрены технологии разработки нефтяных оторочек при газонапорном режиме и с помощью заводнения с применением горизонтальных скважин. Применение горизонтальных скважин существенно повышает эффективность разработки нефтяных оторочек, т.к. значительно снижает скорость прорыва газа к забоям добывающих скважин за счет уменьшения депрессии и увеличения площади стенки скважины. В работе предложена стратегия управления скважиной при заданном значении газового фактора, что позволяет значительно увеличить приток нефти и обеспечить стационарную работу газожидкостного подъемника.
Исследования Закирова И.С. и Крылова В.А. основаны на применении численных методов решения уравнений математической физики, которые широко применяются при проектировании и моделировании разработки нефтяных и газовых месторождений [11,26,28,29,33,36,40,41,42,56].
Во второй половине XX столетия становление и развитие получили несколько школ численного моделирования и управления разработкой месторождений нефти и газа. Под руководством Максимова М.М. с 1970-х гг. во ВНИИнефти проблемами численного моделирования разработки месторождений углеводородов занималась группа ученых и специалистов [56]. В результате был создан функционирующий и развивающийся в настоящее время программный комплекс «Лаура» для моделирования разработки нефтяных и газовых месторождений. Под руководством Меерова М.В. в эти же годы в Институте проблем управления им. В.А. Трапезникова АН СССР проблемами управления разработкой НТК месторождений занимались ученые и исследователи лаборатории «Многосвязных систем управления». В результате был создан комплекс «Модель-прогноз». Научные разработки лаборатории опубликованы в трудах института [8,59].
Элемент разработки нефтяной оторочки
НТК залежь или группа залежей с единой ПВС представляют собой единую гидродинамическую систему. При разработке залежи скважины интерферируют между собой, а характер проявления ПВС зависит от технологических режимов эксплуатации скважин и технологии разработки. Несмотря на это при проектировании разработки месторождений нефти и газа вводится понятие элемента разработки (элемента симметрии) [24]. В системах с геометрически упорядоченным расположением скважин выделяют элементарную часть (элемент), характерную для данной системы в целом. Хотя элемент разработки - это идеализированный объект, а моделирование разработки элемента — упрощенная задача моделирования, но ее решение и исследование объекта на примере элемента разработки на этапе проектирования и принятия решений позволяет решить ряд важных задач. Рассмотрение элемента разработки позволяет решить следующий класс задач проектирования разработки месторождения: выбор технологии разработки, обоснование плотности сетки и схемы размещения скважин, выбор режимов эксплуатации скважин и др.
Выбор технологии и проектирование рациональной системы разработки для наилучшего извлечения нефти - важная научная задача в области разработки нефтяных и газовых месторождений. Один лишь опыт специалистов не позволяет выбрать рациональную технологию и спроектировать оптимальную систему разработки, т.к. при этом необходимо учитывать множество природных и технологических параметров (факторов).
В данной работе научный подход заключается в создании математической модели, описывающей процесс фильтрации в пласте с рядом обоснованных допущений, и ее решение на примере элемента разработки нефтяной оторочки. Математическая модель представляет собой систему дифференциальных уравнений в частных производных, описывающих процессы фильтрации в пористой среде. Для решения системы применяются численные методы.
Итак, предметом исследований данной работы являются секторные модели. Секторные модели позволяют более детально исследовать процесс разработки, выявлять закономерности выработки запасов и др.
Технология бурения горизонтальных стволов позволяет проходить участки 500 м и более, а расстояния между скважинами при разработке нефтяных оторочек обычно не превышает 400 м. Данное обстоятельство подтверждает целесообразность постановки двумерной профильной задачи фильтрации при рассмотрении однородного пласта для изучения особенностей системы и технологии разработки. При решении профильной задачи на секторной модели объем газовой части над нефтяной толщей следует выбирать исходя из соотношения объемов газовой шапки и эксплуатируемой части неф тяной оторочки всей залежи, находящихся в хорошей гидродинамической связи. Данный подход позволяет корректно учесть влияние газовой шапки на нефтяную оторочку при разработке нефтяной оторочки. Возможность такой постановки обосновано тем, что вязкость газа значительно ниже вязкостей нефти и воды, следовательно, отбор газа из газовой шапки при эксплуатации нефтяной оторочки будет приводить к моментальному выравниванию давления в газовой части. Для НТК залежей со значительным преобладанием объема газовой шапки над объемом нефтяной оторочки возможно задание начального давления в верхней части элемента.
Уравнения системы (2.1) описывают закон сохранения каждой компоненты многофазной смеси. Система (2.1) требует большей информации о свойствах пласта и многофазной системы, а с точки зрения вычислений явля ется наиболее трудоемким. Обычно при исследованиях систему уравнений значительно упрощают с учетом специфики задачи, что позволяет упростить алгоритм решения и сократить время вычислений.
Пренебрежение растворимостями фаз друг в друге позволяет упростить задачу и является приемлемым допущением в рассмотренных в диссертации случаях. При искусственном заводнении нефтяной оторочки давление в большей части залежи сохраняется близким к начальному значению, что позволяет принять данное допущение.
Как правило, задачи фильтрации разделяются на одномерные, двумерные и трехмерные. В общем случае задачи моделирования решаются в трехмерной постановке, когда областью решения находится в трехмерном пространстве. Однако в ряде случаев допускается постановка задач в двумерной или одномерной вариантах.
Разработка нефтяной оторочки заводнением
Рассмотрим газовую залежь с нефтяной оторочкой сводового типа. Толщина нефтяной оторочки постоянна по всей площади нефтеносности, и оторочка подстилается неактивной ПВС. Пласт однородный, угол залегания пласта к горизонту мал. Пусть, предполагается опережающая разработка нефтяной оторочки с применением заводнения с помощью горизонтальных скважин (система 5). Ряды добывающих и нагнетательных скважин располагаются параллельно и чередуются между собой. Тогда нефтяная оторочка, как объект разработки представляет собой набор элементов разработки, являющихся элементами симметрии единой системы (рисунок 3.1). Рассмотрение элемента разработки не противоречит концепции понимания НТК залежи, как единой гидродинамической системы. Очевидно, что в случае преобладания длин горизонтальных стволов скважин над расстоянием между нагнетательными и добывающими скважинами поток между ними будет близок к прямолинейно-параллельному, точнее фильтрационные потоки в направлении оси совпадающей с осью скважин пренебрежимо малы. Из этих рассуждений вытекает целесообразность постановки двумерной профильной задачи, моделирующей элемент разра ботки с однородными свойствами коллектора. В этом случае модель учитывает силы гравитации и условия залегания нефтяной оторочки. Областью решения является вертикальное сечение элемента разработки. Начальное распределение насыщенности характеризует условия залегания нефти, газа и воды в единой гидродинамической системе. Давление в начальный момент времени распределено согласно условию гравитационного равновесия. Скважины вскрывают нефтяную оторочку в средней части и представлены в виде полуокружностей радиусами соответствующими радиусам скважин.
Начальное распределение насыщенностей в момент времени / = 0 в соответствии с условиями залегания задается следующими соотношениями: 0H;sB;sr) = f(0;0,25;0,75), h hmK (0,75;0,25;0)5 /ггнк /г йВНк . = 0. X0;0;1), h hBHK Задача решается на квазиравномерной сетке по горизонтальной координате JCj с начальным шагом 10 м в узлах, совпадающих с расположением скважин, и на равномерной по вертикальной координате х2 с шагом 1м, с применением математической модели описанной в главе 2. Расчетная программа реализует, описанный в главе 2, численный алгоритм. Число узлов по горизонтали и вертикали равны N = 15 и М = 101, соответственно. Общее число узлов при этом равно NM = 1515. Проведенные расчеты показывают сложность процесса разработки нефтяной оторочки рассматриваемого типа и позволяют выявить особенности процесса заводнения. На рисунке 3.3 приведен график зависимости КИН от относительного объема нагнетания воды W, равного отношению объема закаченной воды к начальному объему нефти в пластовых условиях.
Из рисунка 3.3 видно, что зависимость КИН от относительного объема нагнетания имеет характерный излом, который связан с положительным технологическим эффектом. Причины возникновения эффекта будут обоснованы ниже.
Период разработки подразделяется на две стадии: первая стадия длится с начала эксплуатации до момента образования сплошного водяного барьера над нефтяной оторочкой ( =3,7 года), при котором относительный объем нагнетания достигает значения Wx = 1,2; вторая — с времени tx до конца всего периода эксплуатации.
Действие эффекта заключается в следующем. Часть нагнетаемой воды проникает в газовую часть, размазывая часть нефти вдоль направления дви жения, и прорывается к добывающей скважине. Это ведет к образованию водяного барьера над нефтяной толщей. Вследствие небольшой вязкости газа и большой вязкости нефти фронт вытеснения газа значительно опережает фронт вытеснения нефти. В момент, когда образуется сплошной водяной барьер, происходит изменение фильтрационной картины в элементе, что способствует значительному улучшению притока нефти и уменьшению дебита газа и приемистости. Водяной барьер показан на рисунке 3.6, где представлена динамика изменения поля насыщенности. W = 1,0 / = 0,165 Рисунок 3.6 - Поле насыщенности в начальный момент (а), после закачки половины порового объема (б), одного объема (в), двух объемов (г), четырех объемов (д); значение текущего КИН С началом проникновения закачиваемой воды с газовой части к добывающей скважине наступает вторая стадия разработки. При этом приток газа существенно уменьшается, так как водяной барьер смещает газовый конус. В дальнейшем газ в добывающую скважину поступает вместе с водой, доля газа в газожидкостной смеси существенно снижается. Следует сказать, что водяной конус также подвергается сужению. Благодаря созданию водяного барьера нефтяная оторочка оказывается под воздействием системы поддержания пластового давления (ППД).
Нагнетаемая вода также легко проникает в водяную часть, способствуя образованию водяного конуса. Вследствие небольшой вязкости воды по отношению к вязкости нефти расход воды в водяную часть весьма значительный. Значительный объем воды прокачивается к добывающей скважине через водяную часть. Таким образом, эта часть воды не выполняет своей главной функции — вытеснение нефти. Этими обстоятельствами вызван высокий темп роста обводненности с начального периода разработки.
На второй стадии, после срабатывания «барьерного эффекта», дебит нефти возрастает на 38% до 0,045 м3 /(м сут) в течение 1 года, а затем медленно снижается. В конце десятого года дебит нефти составляет 0,0156 м /(м-сут), а обводненность — 96%; в конце двадцатого года - 0,0073 м3 /(м-сут), обводненность - 98,5%. В период роста дебита нефти наблюдается скачок дебита воды вначале второй стадии, обусловленный поступлением воды из газовой части. Обводненность при этом составляет 91%. Дебит газа во второй стадии незначительный, так газовый фактор смеси в условиях забойного давления сохраняется в пределах 15% и в среднем составляет 10%. Поступающий вместе с водой газ снижает относительную проницаемость воды, что также является положительным эффектом, снижающим поступление воды с водяного барьера. Наблюдаемый рост приемистости обусловлен ростом дебита воды. Рассмотренный пример показывает, что эффективная разработка нефтяной оторочки возможна, несмотря на сложные и крайне неблагоприятные условия залегания нефти и соотношение вязкостей флюидов. Это подтверждается высокими значениями КИНов. При закачке воды в количестве одного порового объема достигается КИН 16,5%; двух — 23,5%; четырех - 30%. Искусственное воздействие на залежь позволяет вовлечь в разработку основные запасы тонкой нефтяной оторочки, а гравитационные силы при небольших перепадах давления снижают поступление газа и воды с газовой и водяной частей, соответственно. Это было бы невозможно в условиях разработки нефтяной оторочки на естественных режимах и без использования горизонтальных скважин. На рисунке 3.7 показано распределение давления в вертикальном сечении элемента разработки в начальный период эксплуатации, которое иллюстрирует соизмеримость гравитационных сил с заданными перепадами давлений (давление и координаты приведены в безразмерном виде). Благодаря высокому коэффициенту анизотропии пласта и незначительной разнице плотностей нефти и воды провала водяного барьера в нефтяную оторочку и ее разрушения не происходит.
Методы увеличения нефтеотдачи пластов
В последние десятилетия возрастает применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов при разработке нефтяных месторождений. Действие МУН направлено на улучшение технологии вытеснения нефти водой за счет изменения свойств вытесняющего реагента. Все методы образуют три группы:
- основанные на увеличении вязкости воды; - основанные на увеличении коэффициента вытеснения; - комбинированные.
Первая группа методов позволяет увеличить вязкость воды, что приводит к увеличению насыщенности воды на фронте вытеснения и более эффективному вытеснению нефти. Методы данной группы эффективны при разработке залежей с высоковязкой нефтью. Методы второй группы направлены на увеличение коэффициента вытеснения, т.е. снижение остаточной нефтена-сыщенности. Данный эффект достигается добавлением в закачиваемую воду поверхностно-активных веществ. Методы данной группы эффективны на залежах с высокой остаточной нефтенасыщенностью. Третью группу представляют методы, основанные на комбинированном эффекте описанных механизмов.
По результатам, изложенным в предыдущей главе, главной проблемой рассматриваемой технологии разработки нефтяных оторочек сводового типа является высокая обводненность скважинной продукции, обусловленная интенсивными потоками воды по газовой и водяной частям залежи. Эта проблема проявляется в большей степени для пластов с неоднородными коллекторами и повышенной вязкостью нефти по отношению к вязкости воды. Поэтому в диссертации рассматривается технология методов воздействия на пласт (МВП) с использованием полимерных растворов, основанных на добавлении в нагнетаемую воду реагентов, повышающих ее вязкость. При разработке неоднородных пластов подобные методы воздействия позволяют уменьшить фильтрацию воды через промытые высокопроницаемые пропла-стки (участки). Подобные методы в литературе принято называть потокоотк-ланяющими технологиями. Основная идея применения полимерных растворов при разработке нефтяных оторочек заводнением заключается в создании устойчивого водяного барьера, предотвращающего чрезмерный поток воды через газовую часть залежи. Для математического моделирования МВП с использованием полимерных растворов система (2.6-2.8) дополняется уравнением сохранения активной примеси и соответствующими замыкающими соотношениями.
Уравнение баланса активной примеси является достаточно универсальным и позволяет моделировать процессы вытеснения нефти и газа растворами поверхностно активных веществ, полимеров, а также теплоносителями.
Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи для одномерных задач была изучена и обобщена Зазовским А.Ф. и Битовым В.М. в работе [20]. К сожалению, в области исследований многомерных течений, где единственным средством анализа служит численное моделирование, система подобных результатов еще не сформирована.
С целью уменьшения темпов отбора воды рассматривается закачка растворов полимеров для создания барьера и более эффективного вытеснения нефти. Закачка полимерного раствора на начальном этапе разработки нефтяной оторочки позволит создать водяной барьер, предотвращающий чрезмерный расход воды через газовую часть, и оторочку (порцию) полимерного раствора с повышенными характеристиками вытеснения нефти.
В данном разделе рассматривается серия экспериментов с нагнетанием различных объемов полимерного раствора. Пусть добывающая скважина размещена в середине между ГНК и ВНЕС, нагнетательная - на ГНК, расстояние между скважинами 100 м, вязкость водного раствора с полимером равна /лв = 8 мПа с, вязкость нефти juH = 7,5 мПа с, вязкость воды при нулевой концентрации примеси //в = 0,5 мПа с. Растворимостью активной примеси в нефтяной и газовой фазах, а также адсорбцией на стенках породы пренебрегаем. Зависимость вязкости воды от концентрации примеси считается линейной. Остальные данные соответствуют примеру, рассмотренному в параграфе 3.1. Рассматриваются варианты с относительным объемом полимерного раствора vn = {0; 0,05; 0,1; 0,2; 0,4; 0,8}.
Технологический эффект в этом случае положительный, так как значение КИН равное 0,413 достигается в базовом варианте при закачке 5,3 поровых объемов. В третьем варианте конечный КИН составляет 0,425 и достигается в результате нагнетания 4,37 поровых объемов. Таким образом, рост КИН на 0,03 достигается за счет нагнетания 0,1 объемов полимерного раствора и увеличения накопленной закачки на 0,3 поровых объема. В четвертом варианте КИН равен — 0,436 при закачке 3,78, что более чем на 0,5 объемов меньше, чем в третьем варианте. Сравнение четвертого варианта с базовым показывает, что рост КИН на 0,04 достигается в результате нагнетания 0,2 поровых объемов полимерного раствора. При увеличении объема полимерного раствора до 0,4 объемов КИН возрастает до 0,452 при накопленной закачке 3,22 поровых объема. Аналогичное значение КИН в базовом варианте достигается в результате нагнетания 9,6 поровых объемов воды, что в 3 раза больше чем в пятом варианте.
На рисунке 4.2 показано распределение насыщенности воды для четвертого варианта при относительном нагнетании вытесняющего реагента в количестве двух поровых объемов (0,2 полимерного раствора и 1,8 воды). На рисунке 4.3 показано распределение концентрации активной примеси в воде (cj) в тот же момент времени. На рисунке 4.4 показано распределение суммарного содержания активной примеси (концентрация активной примеси, приведенная к поровому пространству), то есть распределение поля произведения насыщенности и концентрации в водной фазе в тот же момент времени. Из рисунка 4.4 видно, что значительная часть полимера сконцентрирована в водяном барьере, меньшая часть - в нефтяной оторочке. Таким образом, полимер эффективно выполняет свою функцию, создавая фильтрационное сопротивление в водяном барьере.
При нагнетании полимерного раствора в газовую часть залежи происходит выравнивание концентрации примеси в водной фазе за счет контакта полимерного раствора и связанной воды. Это ведет к снижению концентрации примеси на фронте вытеснения газа водой. Таким образом, по мере продвижения фронта происходит постоянное аккумулирование примеси в связанной воде, а ее возврат в подвижную водную фазу наступает только после прекращения нагнетания полимерного раствора, то есть с началом закачки чистой воды. Вопрос о росте или снижении технологического эффекта вследствие проявления вышеописанного явления остается открытым, для выяснения которого требуются исследования.
