Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор предшествующих исследований. Обоснование тематики диссертационной работы 9
1.1. Классификация НГЗ 9
1.2. Опыт разработки НГЗ 12
1.3. Теоретические исследования явления конусообразования 23
1.4. Исследования по предотвращению конусообразования 29
1.5. Обоснование тематики диссертационной работы 32
Глава 2. Обоснование путей повышения эффективности разработки нефтегазовых залежей, подстилаемых пластовыми водами 35
2.1 Постановка и алгоритм решения задач пространственной трёхфазной фильтрации 35
2.2 Неравномерные сетки при решении задач пространственной фильтрации 45
2.3. Об алгоритмической реализации режима критического безгазового дебита нефти 62
2.4. Обоснование нового способа разработки нефтегазовых залежей, подстилаемых подошвенной водой 65
2.4. Исследование влияния геолого-физических и технологических параметров на показатели разработки НГЗ 89
2.5. Выводы по второй главе 105
Глава 3. Исследование процессов разработки водоплавающей нефтяной залежи с учётом изменения фазовой проницаемости пористой среды 106
3.1. Изменявшиеся представления в теории двухфазной фильтрации 106
3.2. Постановка и решение задачи 113
3.2.1. Модель учёта изменения относительной фазовой проницаемости для воды 113
3.2.2. Исходные данные ." 119
3.2.2. Варианты расчётов 122
3.2.3. Результаты расчётов и их анализ 124
3.3. Влияния геолого-физических и технологических факторов на показатели разработки 137
3.4. Выводы к третьей главе 162
Общие выводы 164
Литература 166
- Опыт разработки НГЗ
- Неравномерные сетки при решении задач пространственной фильтрации
- Исследование влияния геолого-физических и технологических параметров на показатели разработки НГЗ
- Влияния геолого-физических и технологических факторов на показатели разработки
Введение к работе
Об актуальности тематики исследований. Опыт разработки нефтегазовых залежей (НГЗ), а также залежей нефти (НЗ) при наличии подошвенной воды свидетельствует, что для них соответствующие технологические показатели являются неблагоприятными. Это проявляется в пониженных значениях коэффициентов извлечения нефти (КИН), низких дебитах скважин по нефти, высоких уровнях отбора пластовой воды и значительных объёмах попутно извлекаемого' газа. Данные негативные моменты связаны, в основном, с явлениями конусообразования.
В этой связи актуально проведение исследований, посвященных повышению эффективности разработки НГЗ и залежей нефти с подошвенной водой. Новые шаги здесь возможны на основе изучения дополнительных особенностей формирования газовых и водяных конусов.
Сегодня имеются основания для постановки подобных исследований. Это обусловлено значительными успехами в области создания и использования численных алгоритмов и программ решения нестационарных многомерных многофазных задач теории фильтрации.
Цель работы. Поиск путей повышения эффективности разработки НГЗ и НЗ с подошвенной водой при проявлении конусообразования на основе адекватных крупномасштабных математических экспериментов, исследование влияния различных геолого-физических и технологических параметров на достигаемые динамики основных показателей разработки данных объектов.
Основные задачи исследований.
-
Обосновать параметры сеточной области, обеспечивающие контролируемую погрешность численного решения трехмерных трёхфазных (газ, нефть, вода) задач теории фильтрации.
-
На основе применения системы горизонтальных скважин (ГС) и фильтрационных экранов (ФЭ) найти новый способ разработки НГЗ, позволяющий увеличить критические безгазовые дебиты эксплуатационных скважин по нефти, текущее и конечное значения КИН, а также снизить накопленные объёмы попутно извлекаемой пластовой воды.
-
Изучить особенности разработки НЗ, подстилаемых подошвенной водой, при периодических процессах фильтрации нефти и воды с учётом изменения фазовой проницаемости продуктивного коллектора, и выработать рекомендации по повышению эффективности добычи нефти.
-
Исследовать влияние геолого-промысловых и технологических параметров на показатели разработки НГЗ и нефтяной залежи с подошвенной водой при реализации предлагаемых технологических решений.
Методы решения поставленных задач. В качестве математической модели исследуемых фильтрационных задач принята система нелинейных дифференциальных уравнений неустановившейся трехмерной трёхфазной (газ, нефть, вода) фильтрации с соответствующими начальными и граничными условиями. Для выполнения математических экспериментов принят программный комплекс SimMatch Лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН. В данный программный комплекс автором были внесены алгоритмические дополнения, необходимость которых обусловлена спецификой решения поставленных задач. Для обоснования искомых технологических решений широко используется постановка соответствующих численных экспериментов.
Научная новизна.
-
Продемонстрирована необходимость и целесообразность применения неравномерных разностных сеток при моделировании процессов дренирования залежей, нефти при наличии газовой шапки и подстилающей пластовой воды. Определены требуемые параметры таких сеток применительно к решаемым фильтрационным задачам.
-
На основе крупномасштабных математических экспериментов выявлен новый эффект при разработке НГЗ. Показано, что для снижения негативного влияния газового конуса на добывные характеристики эксплуатационных ГС следует создавать фильтрационный экран не над стволом скважины, а формировать его под ней. В результате удаётся увеличить критический безгазовый дебит нефти, повысить результирующее значение коэффициента извлечения нефти (КИН) и одновременно существенно сократить дебит и объём попутно добываемой пластовой воды.
-
Применительно к нефтяным залежам с подошвенной водой изучены закономерности их разработки с помощью систем периодически эксплуатирующихся горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин при учёте изменения фазовой проницаемости пористой среды для воды. Предложена и программно реализована модель, позволяющая рассмотреть варианты учёта непостоянства относительной проницаемости для воды. Исследовано и выявлено влияние различных геолого-промысловых параметров на зависимости от времени и результирующие значения основных показателей разработки водоплавающей НЗ.
Практическая значимость работы.
1. На основе численных экспериментов доказана целесообразность использования неравномерных сеточных областей при моделировании фильтрационных процессов, протекающих в нефтегазовых залежах. Применение таких сеток, в частичности при секторном моделировании, позволяет корректно учитывать влияние на динамики технологических показателей разработки явлений образования конусов газа и воды, сократить количество разностных ячеек без увели-
чения погрешности определения прогнозных показателей разработки, уменьшить требуемое расчётное время.
-
В результате выполненных математических экспериментов предложен на уровне патентной новизны способ разработки нефтегазовых залежей при применении фильтрационных экранов и системы горизонтальных скважин, эксплуатируемых в режиме критических безгазовых дебитов нефти. Он позволяет увеличить критический безгазовый дебит нефти, повысить прогнозное значение КИН, продлить период безводной добычи нефти, а также сократить объёмы добываемой пластовой воды.
-
Практически значимым представляется выполненный применительно к рекомендуемому способу разработки нефтегазовых залежей анализ влияния геолого-физических параметров на динамики основных технологических показателей.
-
Определённый интерес для практики имеют результаты математических экспериментов по исследованию разработки нефтяных залежей с подошвенной водой с помощью системы периодически эксплуатируемых ГС при учёте непостоянства фазовой проницаемости пласта. В частности, было установлено, что недоучёт данного явления в прогнозных расчётах способен привести к значимому занижению накопленных объёмов добываемой нефти.
-
Заслуживающими внимания оказываются результаты исследований, оценивающие влияние геолого-физических и технологических параметров на эффективность дренирования запасов нефти в указанном типе залежей.
Внедрение результатов исследований. Результаты настоящей работы в части исследований зависимостей показателей разработки от типа и параметров используемой сеточной области находят применение в практике секторного моделирования при составлении Саратовским научно-техническим центром НК «Сиданко» проектных документов на разработку месторождений нефти и газа ОАО «Саратовнефтегаз». Кроме того, Саратовский НТЦ предполагает исследовать на практике эффективность предлагаемого в работе способа повышения критических безгазовых дебитов нефти эксплуатационных горизонтальных скважин и сокращения объёмов попутно добываемой пластовой воды.
Апробация работы. Работа докладывалась на научных семинарах Лаборатории газонефтеконденсатоотдачи Института проблем нефти и газа РАН, на 2-й Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (Москва, 1997), а также на 3-м Международном семинаре по горизонтальным скважинам (Москва, 2000).
Структура работы. Диссертационная работа содержит введение, три главы, основные выводы, список используемой литературы из 134 наименований. Содержание работы изложено на 173 страницах машинописного текста, включая і 68 рисунков и 24 таблицы.
Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 6 работ, в том числе 2 без соавторства, а также получен 1 патент.
Благодарности. Автор выражает искреннюю благодарность проф. С.Н. За-кирову за научное руководство, д.т.н. Э.С. Закирову, д.т.н. А.И. Брусиловскому, к.т.н. В.И. Васильеву, а также сотрудникам Лаборатории газонефтеконденсато-отдачи ИПНГ РАН за помощь, поддержку и проявленное внимание при выполнении настоящей работы.
Опыт разработки НГЗ
Обратимся к опыту разработки некоторых нефтегазовых залежей, как находящихся уже длительное время в эксплуатации и характеризующиеся значительной выработкой извлекаемых запасов, так и тех, на которых добыча нефти и газа будет осуществляться ещё долгое время.
Коробковское месторождение, расположенное на территории Волгоградской области, было введено в промышленную разработку в 1958 г. и в настоящее время находится на завершающей стадии освоения. Данное месторождение является уникальным как по условиям залегания нефти и газа, свойствам пород и пластовых флюидов, так и по динамике извлечения запасов углеводородов. Поэтому опыт разработки этого месторождения представляет определённый интерес.
На рассматриваемом многопластовом месторождении основные запасы нефти содержались в нефтегазовой залежи, приуроченной к бобри-ковскому горизонту [2, 3]. Она имела газовую шапку первоначально значительных размеров и подпиралась обширным водонапорным бассейном.
Средние значения пористости и проницаемости продуктивных коллекторов составляет 20 % и 0,440 мкм2, соответственно. При этом было выявлено, что лучшими коллекторскими свойствами характеризуется южное крыло залежи, в то время на восточном крыле и в своде проницаемость пласта имеет тенденцию к снижению.
Величина этажа нефтеносности составляла 52 м, а этаж газоносности был равен 24 м. Эффективная толщина коллекторов изменяется в интервале от 3 м до 48 м. Доля запасов нефти в чисто нефтяной зоне составляла около половины от общих геологических запасов в залежи, а в газонефтяной и водонефтяной областях - около 30% и 20%, соответственно. При этом нефтенасыщенный поровый объём значительно превышал размеры газовой шапки.
Основные положения реализованной системы разработки нефтегазовой залежи Коробковского месторождения впервые были сформулированы в 1956 г. технологической схеме, представленной ВНИИ. При её составлении было принято во внимание, что рассматриваемый объект характеризуется:
наличием пластовой системы большой протяженности с хорошими коллекторскими свойствами,
небольшой вязкостью нефти, равной 0,55 мПа-с при начальных термобарических условиях,
благоприятным соотношением вязкостей нефти и воды (более 0,7);
достаточно хорошей гидродинамической связью как в пределах залежи, так и залежи с законтурной водоносной областью.
Исходя из вышеперечисленных характеристик, рассматриваемую НГЗ было предложено разрабатывать в режиме истощения пластовой энергии. Дренирование основных запасов нефти предполагалось осуществлять за счёт естественного упруго-водонапорного режима и энергии газовой шапки. При этом было принято решение одновременно с добычей нефти производить контролируемый отбор газа из газовой шапки с целью обеспечения неподвижности положения газонефтяного контакта по всей продуктивной площади [4].
Нефтяная часть залежи была разбурена пятью кольцевыми рядами добывающих скважин, первый из которых был размещён примерно по внутреннему контуру нефтеносности, а второй оказался близко расположенным к внешнему контору газоносности. Третий и четвёртый ряды эксплуатационных скважин были пробурены между ними, пятый - на своде структуры.
С целью достижения наибольшей продолжительности периода безгазовой и безводной эксплуатации добывающих скважин нефтенасыщенный интервал в скважинах первого ряда был перфорирован в верхней части пласта на расстояниях от 6 м до 42 м от ВНК. Аналогично, в скважинах третьего ряда, размещённых в подгазовой зоне, добыча нефти осуществлялась из нижнего интервала продуктивного коллектора на расстоянии, в среднем равном 15 м от ГНК [2]. Процесс разработки нефтегазовой залежи Коробковского -месторождения можно условно разбить на три периода, каждый из которых отличается определённым состоянием пластовой системы [13]:
В течение первого периода, протекавшего с 1958 г. по 1964 г., производилось дренирование только запасов нефти. При этом имело место увеличение объёма газовой шапки и опускание ГНК ниже начальной отметки.
С 1964 по 1971 гг. на месторождении осуществлялась добыча нефти, а также контролируемый отбор газа с целью возврата ГНК в его начальное положение. Отбор газа позволил сначала снизить темп, а затем и приостановить увеличение газонасыщенного объема пористой среды, несмотря на то, что в 1964 г. была значительно увеличена добыча нефти.
Третий период характеризовался одновременной выработкой запасов газовой шапки и нефтенасыщенной области продуктивного пласта с превышением допустимого уровня отбора газа из газовой шапки. Это объяснялось необходимостью обеспечения газом промышленных предприятий в данном географическом районе.
Непрерывное увеличение добычи нефти в течение длительного периода времени резко увеличило темп снижения пластового давления. Это привело к существенным осложнениям в разработке залежи, т.к. вследствие разгазирования пластовой нефти стали снижаться коэффициенты продуктивности скважин. В результате для поддержания текущего уровня добычи нефти в эксплутационных скважинах возросли депрессии на пласт. При этом, как отмечается в работе [13], до 1976 г. средняя по залежи обводнённость добываемой нефти характеризовалась небольшим значением (менее 10 %), что объяснялось непродолжительным периодом эксплуатации обводняющихся скважин. После появления пластовой воды в добываемой продукции скважины быстро достигали предельной обводнённости (97 % - 100 %) и выводились из эксплуатации.
К 1975 г. были исчерпаны возможности дальнейшего поддержания текущих объёмов добычи и произошло резкое падение уровня отбора нефти. В 1976 г. с целью поддержания пластового давления через внешний ряд эксплуатационных скважин (к этому времени уже обводнившихся) было на- -чато законтурное заводнение. До 1980 г. объём закачиваемой в пласт воды постоянно возрастал, однако затем неуклонно снижался и в 1993 г составил около 50 % максимального значения, достигнутого тринадцатью годами ранее.
Согласно данным, приводимым в [13], на конец 1993 г. ежегодная добыча нефти снизилась до 293 тыс. т (максимальная нефтедобыча была достигнута в 1973 г. и составляла 3,2 млн. т), а обводнённость достигла значения, равного 85 %. В 1994 г. для рассматриваемой нефтегазовой залежи текущий коэффициент нефтеотдачи составил 68,6 %. Это свидетельствует о том, что применительно к геолого-физическим условиям бобриков-ского горизонта Коробковского месторождения реализованная система разработки оказалась успешной и эффективной.
Месторождение Тролл (Troll) является крупным нефтегазовым месторождением, расположенным на шельфе Северного моря к западу от побережья Норвегии. Продуктивная площадь составляет более 700 км2. Оно содержит запасы нефти в виде нефтяных оторочек переменной толщины, которые контактируют с обширной газовой шапкой и подстилаются подошвенной водой. Из-за наличия в пределах продуктивной площади тектонических нарушений (сбросов), оно разбито на три основных участка [106, 110]:
Западную нефтяную провинцию (West Oil Province), в пределах которой нефтенасыщенный интервал изменяется от 22 м до 26 м, Западную газовую провинцию (West Gas Province), где толщина нефтяной оторочки равна 13 м, и Восточную провинцию (East Province), для которой характерны наименьшие вертикальные размеры нефтенасыщенной области, изменяющиеся в пределах от 0 м до 4 м.
Продуктивные коллектора рассматриваемого месторождения находятся на глубине 1300 м - 1600 м ниже среднего уровня моря. Они наклонно залегают под малым углом и представлены слабосцементированными высокопроницаемыми (от 3,000 мкм2 до 10,000 мкм2) песками, которые в разрезе залежи переслаиваются не выдержанными по площади многочисленными пропластками слюдистых песчаников проницаемостью от 0,010 мкм2 до 0,500 мкм2.
Предварительные исследования, выполненные компанией-оператором Norsk Hydro A.S., занимающейся освоением ресурсов данного месторождения, показали следующее. Реализация системы разработки на основе использования вертикальных добывающих скважин в геолого-физических условиях данной залежи является экономически нецелесообразной. Это объясняется тем, что выработка запасов нефтяных оторочек существенно осложняется прорывами к интервалам перфорации добывающих скважин газовых и, в меньшей степени, водяных конусов, приводящих к резкому снижению текущих уровней отбора нефти и накопленных объёмов нефтедобычи [106]. Так, в южной части Западной нефтяной провинции, которая характеризуется 22 м толщиной нефтяной оторочки, высоким средним значением абсолютной проницаемости коллектора и относительно малой вязкостью пластовой нефти, были пробурены шесть вертикальных разведочных скважин. Выполненные затем в каждой скважине краткосрочные исследования на приток пластовых флюидов показали, что в течение 2-3 дней после начала работ имеет место прорыв газа газовой шапки. Это приводит к резкому падению дебита нефти и увеличению значений газонефтяных факторов.
Неравномерные сетки при решении задач пространственной фильтрации
При численном решении краевых задач теории фильтрации исследуемая область дренирования (например, характерный элемент, залежь или месторождение в целом) заменяется расчётной (разностной) сеткой. При этом, чем выше степень детализации сегш, тем, с математической точки зрения, выше как точность описания пластовой модели, так и получаемые результаты расчётов [1, 61]. Поэтому вполне естественно стремление к возможно полному учёту всех характерных особенностей геологического строения изучаемого объекта, что, в свою очередь, приводит к значительной дискретизации создаваемой разностной сетки. Следствием этого является увеличение времени, необходимого для выполнения вычислений, и повышение требований к ресурсам используемой вычислительной техники.
С другой, практической, стороны, существуют ограничивающие условия как на время проведения исследований (например, выполнения прогнозных расчётов разработки нефтегазового месторождения), так и на быстродействие применяемых компьютеров, что неизбежно приводит к необходимости поиска компромисса, т.е. выбора определённой степени детализации расчётной модели.
При построении разностной сетки необходимо принимать во внимание не только особенности геологического строения продуктивного коллектора, но и характерные черты протекающих в нём фильтрационных процессов [92]. Например, при освоении нефтегазовых залежей, подстилаемых пластовой водой, существенное влияние на достигаемые показатели разработки оказывает динамика процессов образования и кинетика продвижения к забоям добывающих скважин конусов газа или воды. В таких случаях в области расположения эксплуатационной скважины имеют место значительные изменения искомых давлений и насыщенностей. Это приводит к необходимости измельчения разностной сетки в некоторой окрестности скважины. Кроме того, при построении сеточной области, аппроксимирующей исследуемый объект разработки, необходимо принимать во внимание и другие факторы, например такие, как расположение и типы добывающих и нагнетательных скважин, доступные возможности программного обеспечения, используемого для численного моделирования фильтрационных процессов и др. [92].
Результаты исследований, представленные в работах [56, 88], показывают, что при проявлении явлений конусообразования подошвенной воды целесообразно использовать неравномерные сеточные области. Не трудно-видеть, что аналогичные исследования необходимы применительно к нефтегазовым (газонефтяным) месторождениям, где кроме конусов воды формируются и конуса газа.
При наличии газовой шапки и подстилающей подошвенной воды существенное влияние на продуктивные характеристики добывающих скважин оказывает явление деформации поверхностей разделов флюидов - газонефтяного и водонефтяного контактов. Кинетика образования конусов газа и воды, а также динамика обводнения и загазования добываемой продукции зависят от распределения давления, вызванного действием реальной («точечной») добывающей скважины.
Для двумерных однофазных фильтрационных течений Г.Г. Вахитовым в работе [11] было показано, что значение давления в скважинной ячейке (сеточном элементе, где располагается добывающая скважина) соответствует забойному давлению не в реальной, а некоторой фиктивной скважине. При этом в случае равенства линейных размеров ячеек вдоль направления осей ОХ и 0Y (т. е. Лх = Лу) отношение радиуса фиктивной скважины к шагу сетки является величиной постоянной. Данное обстоятельство привело к необходимости учёта дополнительных фильтрационных сопротивлений при определении реальных забойных давлений вертикальных скважин. Значительно позже за рубежом также были выполнены аналогичные исследования как для вертикальных [119, 120, 121], так и для горизонтальных скважин [122]. В результате были получены соответствующие расчётные соотношения.
При численном моделировании дебит скважины равномерно «размазывается» по объёму ячеек, в которых находится, например, добывающая горизонтальная скважина. Следовательно, в этом случае и в случае действия реальной, «точечной» скважины распределения давления будут различаться. Причём тем более существенно, чем больше размеры сеточных ячеек, в которых находится моделируемая скважина. В результате неодинаковости распределения давления динамика формирования и продвижения к стволам добывающих скважин газового и водяного конусов будут раз личными. Поэтому представляется проблематичным распространенное мнение о возможности прогнозирования показателей разработки нефтегазовых залежей при использовании довольно грубой равномерной сетки с применением формул, позволяющих осуществить переход от давления в ячейке, в которой находится скважина, к реальному забойному давлению.
Альтернативой такому подходу является применение неравномерных сеток, которые позволяют с требуемой точностью моделировать работу реальной скважины. Для оценки неочевидных последствий применения сеточных областей на прогнозные показатели разработки нефтегазовых залежей с подошвенной водой были выполнены представленные ниже математические эксперименты.
Приводимые ниже результаты численных экспериментов базируются на широко распространённой и апробированной на практике модели нелетучей нефти (black oil model) [1, 21, 26, 97, 112]. Они были получены с помощью разработанного в Лаборатории газонефтеконденсатоодачи ИПНГ РАН программного комплекса моделирования многомерной многофазной фильтрации SimMatch, в котором реализован современный алгоритм решения уравнений теории фильтрации.
В качестве объекта исследования принимается элемент разработки водоплавающей нефтегазовой залежи, профильный вид которого приведён на рис. 1. Для наглядности представления масштаб изображений вдоль вертикальной оси 0Z увеличен в 10 раз.
Линейные размеры рассматриваемого элемента вдоль осей OX, 0Y и 0Z составляют 800 м, 600 м и 100 м соответственно. Исходные значения га-зо-, нефте- и водонасыщенного интервалов равняются 50 м, 20 м и 30 м.
Элемент разрабатывается с использованием горизонтальных скважин, которые симметрично располагаются на торцах (в плоскости Y0Z) на расстоянии 7 м выше начальной отметки ВНК и сонаправлены с осью 0Y. Длина ствола каждой из горизонтальной скважины составляет 400 м. Рис. 7. Профильный разрез и сеточная аппроксимация изучаемого элемента разработки НГЗ
Продуктивный пласт принимается однородно-анизотропным по кол-лекторским свойствам. Значения абсолютной проницаемости вдоль латерального и вертикального направлений составляют 0,400 и 0,040 мкм2 соответственно. Следовательно, принятый коэффициент анизотропии проницаемости коллектора равен 0,1. Пористость пласта равна 25 %.
В рассматриваемом элементе НГЗ принимается следующее начальное распределение значений газо-, нефте- и водонасыщенностей в газовой, нефтяной и водоносной зонах:
в газовой зоне - 1.00, 0.00 и 0.00;
в нефтяной зоне - 0.00, 0.80 и 0.20;
в водоносной зоне - 0.00, 0.00 и 1.00
Начальное пластовое давление на отметке первоначального положения газонефтяного контакта равняется 30,4 МПа и соответствует давлению насыщения нефти газом. Плотности газа, нефти и воды при начальном пластовом давлении составляют соответственно 250,4 кг/м3, 694,0 кг/м3 и 1012,7 кг/м , а коэффициенты динамической вязкости флюидов - 0,0348 мПа-с, 1,37 мПаси 0,45 мПа-с.
Относительные проницаемости для газовой, нефтяной и водной фаз задаются в виде следующих степенных функций
Исследование влияния геолого-физических и технологических параметров на показатели разработки НГЗ
Для оценки влияния различных геолого-физических и технологических факторов на достигаемые показатели разработки при реализации предлагаемого способа добычи нефти исследуются дополнительные серии вариантов истощения пластовой энергии в выделенном объёме НГЗ. Они перечисляются в табл. 10. В табл. 11 представлены результаты расчётов в исследуемых случаях. Рассмотрение вариантов поддержания пластового давления, видимо, не представляет особого интереса, ибо как было показано выше, увеличение накопленной добычи нефти характеризуется достаточно малой величиной по сравнению со случаями истощения пластовой энергии. Поэтому далее они не рассматриваются.
Зависимость показателей разработки от абсолютной проницаемости. В исследуемых расчётных сериях I, IV и V значения коэффициента абсолютной проницаемости принимаются равными 0,250; 0,500 и 1,000 мкм2 при фиксированной величине анизотропии пласта, составляющей 0,1. Снижение проницаемости по латерали с 0,500 мкм2 в базовом варианте до 0,250 мкм2 приводит к росту фильтрационных сопротивлений и ухудшению условий дренирования выделенного элемента разработки. Это выражается в менее благоприятной динамике накопленной добычи нефти (рис. 30), что приводит к уменьшению конечного КИН на 7,1 пункта - с 30,0 % до 22,9 %. При этом также имеет место снижение на 42,5 % суммарного отбора попутно добываемой воды - с 112,5 тыс. м3 до 64,7 тыс. м3 (рис. 31). Напротив, при равенстве абсолютной проницаемости пласта 1,000 мкм2 получаемые на конец 20-го года накопленные объёмы нефти и пластовой воды, равные 338,6 тыс. м3 и 147,3 тыс. м3, превышают на 22,2 % и 30,9 % соответствующие показатели базовой расчётной серии.
Приводимые на рис. 32 динамики обводнённости добываемой продукции при различных значениях проницаемости пласта вдоль латерального направления демонстрируют, что изменение данного параметра оказывает не только значимое влияние на текущую долю пластовой воды в добываемой продукции, но существенно влияет на продолжительность периода безводной добычи нефти. Так, последовательное увеличение проницаемости коллектора с 0,250 мкм2 до 1,000 мкм2 обусловливает сокращение промежутка времени, за который подошвенная вода достигает забоев добывающих горизонтальных скважин, с 820 дней до 236 суток.
Зависимость показателей разработки от анизотропии пласта. Результаты математических экспериментов серий I, II и III показывают, что вариация анизотропии коллекторских свойств пласта оказывает слабое влияние на протекающие в элементе процессы образования конусов газа и динамику их продвижения к высотным отметкам добывающих горизонтальных скважин. Это выражается в малом изменении продолжительности безгазовой добычи нефти, а также значений накопленной добычи нефти и, следовательно, прогнозных величинах КИН (рис. 33). Так, при изменении значения коэффициента анизотропии пласта с 0,10 до 1,00 продолжительность периода безгазового отбора нефти снижается с 66 дней до 62 суток, а прогнозное значение КИН уменьшается с 30,0 % до 29,7 %.
Однако вариация данного параметра заметно влияет на суммарную добычу пластовой воды. Сопоставление значений данного показателя разработки в расчётных сериях, характеризующихся коэффициентом анизотропии, равным 0,01 и 1,00, демонстрирует более чем двукратное увеличение попутной добычи воды за 20 лет модельного времени - с 67,3 тыс. м3 до 139,6 тыс. м3.
Влияние высотной отметки положения фильтрационного экрана. Анализ показателей разработки расчётных вариантов, которые характеризуются размещением стволов горизонтальных скважин на расстоянии, соответственно, 6 м и 9 м выше начальной отметки ВНК (фильтрационного экрана), демонстрирует, что данный фактор оказывает определенное влияние, например, на достигаемый КИН (рис. 35). Так, перемещение добывающей скважины на 3 м выше исходного положения приводит к снижению данного показателя разработки на 15,4 % по сравнению с соответствующей величиной аналогичного варианта базовой серии - с 30,0 пунктов до 28,2 пункта. А при дальнейшем приближении горизонтальной скважины к газовой шапке (в ІХ-ой расчётной серии) отмечается уменьшение конечной величины КИН уже до 25,4 пунктов. Данное обстоятельство объясняется ухудшением условий извлечения нефти из нефтяной оторочки вследствие усиления ограничивающего влияния газовой шапки на продуктивные характеристики добывающих горизонтальных скважин.
С другой стороны, одновременно с сокращением добычи нефти имеет место кардинальное изменение зависимости от времени прогнозного отбора пластовой воды и увеличение продолжительности периода безводной добычи нефти, что наглядно продемонстрировано на рис. 36. Причина этого заключается в том, что перемещение по высоте добывающей скважины в направлении от ВНК к ГНК приводит к снижению создаваемой на пласт депрессии из-за необходимости выполнения условия отбора нефти при критических безгазовых дебитах. Так, расположение в Vlll-ой серии горизонтальной скважин на расстоянии 6 м выше начальной отметки ВНК приводит к падению конечного значения данного показателя разработки с 112,5 тыс. м3 до 60,0 тыс. м3. А при размещении её на высоте 9 м от начальной границы нефте- и водонасыщенной областей отбор воды за 20 лет прогнозного периода составляет 2,4 тыс. м3. В то же время продолжительность периода времени, в течение которого подошвенная воды достигает забоев горизонтальных скважин, последовательно увеличивается с 425 суток в исходной расчётной серии до 910 и 2995 дней в сериях VIII и IX. -Соответственно, резкое изменение претерпевает и зависимость от времени обводнённости добываемой продукции (рис. 37). Интересно отметить, что «чрезмерное» удаление эксплуатационной скважины от ВНК в IX-ой серии приводит к тому, что значимую часть прогнозного периода добыча нефти осуществляется без попутного отбора воды. Причём такая ситуация складывается не только в начальные, но и в конечные годы разработки элемента НГЗ.
Влияние ширины фильтрационного экрана на показатели разработки. Исследованию подвергаются дополнительные серии вариантов VI и VII, которые характеризуются 80 и 30-метровой шириной фильтрационного экрана. Оказывается, что при разработке в режиме истощения пластовой энергии расширение фильтрационного экрана с 50 м до 80 м приводит к увеличению прогнозной величины КИН на конец 20 года с 30,0 % до 32,0 % (рис. 38). Это объясняется ростом отбора нефти за счёт сокращения доли пластовой воды в добываемой продукции, а также кратным ростом продолжительности периода безводной добычи из-за увеличения экранирующего эффекта для подошвенной воды (рис. 40).
Так, сопоставление значений суммарного отбора воды на конец 20-го года разработки в 4-ом варианте базовой и VI 1-ой серии выявляет значительное падение величины данного показателя - с 112,5 тыс.3 до 54,7 тыс. м3. При этом совместный отбор нефти и воды начинается по истечении 1230 дней, что почти в 3 раза превышает аналогичный показатель базовой серии (425 суток).
С другой стороны, сокращение площадных размеров экранов негативно отражается как на накопленной добыче нефти, так и на суммарном отборе пластовой воды (рис. 39). Например, в случае ширины фильтрационного экрана, равной 30 м, отмечается падение нефтедобычи на 18,6 тыс. м3, что соответствует относительному уменьшению КИН на 6,7 %. При этом конечный объём добычи подошвенной воды возрастает на 43,2 % - с 112,5 тыс. м3 до 161.1 тыс. м3.
Зависимость показателей разработки от проницаемости фильтрационного экрана. Сравнение результатов расчётов исходной серии и XV -ой серии, в которой проницаемость фильтрационного экрана задаётся равной 0,001 мкм2, продемонстрировало, что ни один из основных показателей разработки не претерпевает каких-либо изменений при применении экранов с ненулевым значением проницаемости. Так, сопоставление, зависимостей от времени накопленных объёмов добываемой нефти и пластовой воды выявило их полную идентичность.
Зависимость от коэффициента динамической вязкости нефти. Результаты выполненных математических экспериментов свидетельствуют о том, что от величины коэффициента динамической вязкости нефти значительно зависят основные показатели разработки. Так, увеличение начального значения вязкости с 1,37 мПа-с до 6,85 мПа-с снижает степень извлечения нефти (КИН) на конец прогнозного периода более чем в 2 раза - с 30,0 % до 14,5 % (в ХІ-ой серии) (рис. 41). Причина данного явления заключается в увеличении сил вязкостного сопротивления, обусловливающих снижение текущего критического безгазового дебита нефти.
Влияния геолого-физических и технологических факторов на показатели разработки
Для оценки влияния геолого-физических и технологических факторов на достигаемые показатели разработки исследуемого элемента водоплавающей нефтяной залежи рассматриваются дополнительные серии вариантов, перечисленные в табл. 16. В них варьируются исходные данные, принятые в базовой расчётной серии. При этом каждая дополнительная серия, также как и исходная, состоит из 12 вариантов, в шести из которых исследуются показатели разработки при истощении пластовой энергии, а в шести - при заводнении.
В табл. 17 и 18 приводятся результаты проведённых математических экспериментов, соответственно, при падении и поддержании на начальном уровне пластового давления.
Зависимость показателей разработки от абсолютной проницаемости пласта. Четырёхкратное снижение проницаемости пласта в латеральном направлении с 0,400 мкм2 до 0,100 мкм2 в Ш-ей серии обусловливает при истощении пластовой энергии повышение темпа падения пластового и забойного давлений, а также более чем 2,5-кратное сокращение продолжительности прогнозного периода большинства расчётных вариантов из-за нарушения условия на минимально допустимое забойное давление. Это приводит к существенному уменьшению суммарного времени работы эксплуатационных скважин.
Следствием этого является значительное снижение конечных значений накопленной добычи нефти, воды и коэффициента извлечения нефти по сравнению с соответствующими вариантами -базовой серии. Так, сопоставление значений КИН 5-го варианта исходной и Ш-ей серии, равных 45,9 и 21,6 пунктов соответственно, демонстрирует более чем двукратное снижение данного показателя разработки (рис. 62). Аналогичные изменения претерпевают величины накопленных объёмов добычи воды (снижение на 71,2%, рис. 63).
Схожее влияние на основные показатели разработки проявляет уменьшение абсолютной проницаемости коллектора и в вариантах, моделирующих поддержание пластового давления. Однако в данном случае оно обусловлено не сокращением продолжительности прогнозного периода в каждом из вариантов, а ухудшением условий дренирования горизонтальными скважинами нефтяной залежи. При заводнении снижение соответствующих характеристик разработки по отношению к базовой серии расчётов выражено слабее. Так, сопоставление значений КИН в 5 варианте Ш-ей и исходной сериях моделирования заводнения выявляет разницу в 5 % между ними. Сказанное оказывается справедливым и по отношению к накопленной добыче воды.
Зависимость показателей разработки от анизотропии пласта. Снижение анизотропии продуктивного пласта способствует созданию более благоприятных условий для формирования и подтягивания конуса подошвенной воды к высотным отметкам эксплуатационных скважин. Более интенсивная кинетика этого процесса приводит к тому, что в серии IV, характеризующейся изотропными свойствами коллектора, в вариантах периодического отбора пластовой жидкости имеет место сокращение промежутков времени работы скважин в каждом из циклов, увеличение суммарного времени их простоя. Следствием этого является снижение прогнозых величин накопленных объёмов добываемой нефти и пластовой воды. Например, сравнение результатов 4-го варианта базовой и IV-ой расчётной серии демонстрирует сокращение конечного КИН на 30,3 % (с 38,7 до 27,0 пунктов), а суммарной добычи воды - на 24,0 % (с 1372,6 тыс. м3 до 1043,6 тыс. м3).
Однако в вариантах непрерывной-и комбинированной эксплуатации скважин характер изменения данных показателей разработки не совпадает, т.е. в этих случаях наряду с падением нефтедобычи отмечается рост отбора попутно добываемой воды. Ибо здесь начинает играть свою роль непрерывная добычи пластовой жидкости.
Аналогичный характер изменения основных показателей разработки при увеличении изотропности продуктивного пласта наблюдается в вариантах заводнения исследуемого элемента разработки.
Влияние водоносного бассейна. Снижение протяжённости примыкающей к выделенному объёму залежи водоносного бассейна с 20 км до 2 км (во 11-ой расчётной серии) существенно отражается как на динамиках, так и результирующих показателях разработки вариантов, в которых обе горизонтальные скважины являются эксплуатационными. Сокращение на порядок объёма водонасыщенной области приводит к резкому уменьшению запаса упругой энергии воды, в значительной мере влияющей на динамику пластового и забойного давлений. Поэтому моделирование процесса разработки в большинстве вариантов 11-ой серии завершается ранее 10-года вследствие нарушения ограничения на минимально допустимое давление на забое эксплуатационной скважины. При этом характер изменения накопленной добычи нефти, воды аналогичен рассмотренному ранее случаю, характеризующейся проницаемостью пласта, равной 0,100 мкм2 (серия III). Это наглядно отражено на рис. 64 и 65.
Вместе с тем, при реализации заводнения исследуемого элемента энергия прилегающей водоносной области не оказывает никакого влияния на эффективность выработки запасов нефти. Ибо в данном случае определяющее воздействие на динамику отбора нефти оказывает нагнетательная горизонтальная скважина. Так, сопоставление результатов соответствующих вариантов базовой и П-ой расчётных серий показывает полную идентичность как динамик, так и конечных значений основных показателей разработки.
Зависимость показателей разработки от продолжительности периода простоя скважин. Выполненные математические эксперименты выявили слабую зависимость технологических показателей от вариации продолжительности периода простоя эксплуатационных скважин. Увеличение в V-ой серии в каждом цикле времени простоя скважин с 30 суток до 60 суток приводит к незначительному снижению КИН во всех, кроме первого, вариантах истощения пластовой энергии. Так, КИН в варианте 5 уменьшается с 45,9 пунктов в исходной расчётной серии до 44,3 пункта. При этом суммарный объём отобранной пластовой воды претерпевает уменьшение на 10,1 % - с 2044,0 тыс. м3 до 1825,6 тыс. м3. Данный факт объясняется малым различием динамик оседания водяных конусов и, следовательно, изменения относительной фазовой проницаемости для воды при изменении времени простоя скважин.
Схожий характер изменения основных показателей разработки наблюдается и в вариантах поддержания пластового давления.
Влияние дебита жидкости. Увеличение дебита эксплуатационных скважин по жидкости в Vl-ой серии расчётных вариантов с 400 м3/сут до 600 м3/сут предопределяет ускорение процесса образования и подтягивания конусов воды к стволам добывающих горизонтальных скважин. В свою очередь это приводит к возрастанию темпа роста обводнённости добываемой продукции в каждом цикле и, как следствие, увеличению количества остановок скважин и сокращению суммарного времени их эксплуатации на протяжении 10 лет прогнозного периода.
Однако увеличение дебита скважины в конечном итоге позволяет в той или иной степени прирастить накопленную добычу нефти в каждом из 6 вариантов истощения пластовой энергии. Сопоставление значений КИН в вариантах базовой и Vl-ой серий свидетельствует об увеличении значения данного показателя разработки, например, в 5-ом варианте на 10,7 % - с 45,9 до 50,8 пунктов. В то же время вариант 4 демонстрирует крайне небольшой прирост КИН (менее, чем на 0,5 пункта или 1,1 %) по отношению к соответствующему варианту базовой серии. .
С другой стороны, повышение извлекаемых объёмов нефти сопровождается увеличением и накопленных объёмов попутно добываемой воды. Причём если в варианте 4 периодического дренирования элемента залежи рост суммарного отбора воды составляет 71,0 тыс. м3, то при реализации комбинированного режима эксплуатации добывающих скважин (5-ый вариант) - уже 1288,4 тыс. м3.
Сказанное выше справедливо и применительно к случаям поддержания пластового давления при увеличении дебита добывающей горизонтальной скважины. В вариантах заводнения повышение дебита отбора жидкости приводит к большему наращиванию накопленного объема добытой нефти. Так, варианты 4 и 5 демонстрируют увеличение прогнозных значений КИН на 7,2% и 27,9 %, соответственно, что кратно превышает относительную разницу значений данного показателя при истощении пластовой энергии в вариантах 4 и 5 расчётных серий I и VI. Это объясняется тем, что в вариантах истощения, вследствие снижения пластового давления ниже давления насыщения, происходит образование свободной газовой фазы, которая в некоторый момент времени приобретает подвижность. Появление свободного газа и его совместный с нефтью и подошвенной водой приток к добывающим скважинам обусловливает снижение относительной фазовой проницаемости для нефти и уменьшение её доли в объёме добываемой продукции. В случае же поддержания пластового давления в каждом из вариантов Vl-ой серии имеет место только двухфазный фильтрационный поток в пласте.
Зависимость показателей разработки от расстояния между скважинами. Для залежей нефти с подошвенной водой расстояние между скважинами является одним из важных параметров. Так, при сокращении расстояния между эксплуатационными скважинами в VII расчётной серии с 600 до 400 м объём нефти, добываемой в каждом из рассмотренных вариантов, уменьшается. Например, в 4-ом варианте накопленная добыча нефти падает с 535,8 тыс. м3 до 437,6 тыс. м3 , т.е. на 18,3 % (рис. 66). Это объясняется изменением удельных запасов нефти, приходящихся на.одну скважину, и улучшением условий дренирования менее протяжённого элемента продуктивного коллектора.
Поэтому снижение накопленных объемов добываемой нефти при уменьшении в 1,5 раза расстояния между скважинами характеризуется возрастанием КИН, например, в 4-ом варианте с 38,7 до 47,7 пунктов (рис. 67).
В то же время, уменьшение расстояния между скважинами оказывает неоднозначное влияние на объёмы попутно добываемой воды. Так, в вариантах 1, 5 и 6, в которых моделируется, соответственно, непрерывный и периодический режим работы эксплуатационных скважин, наблюдается прирост накопленной добычи воды. Например, в 5-ом расчётном варианте VII-ой серии прогнозная добыча воды превышает соответствующее значение, достигнутое в базовой серии, на 5,1% (106,0 тыс. м3) В остальных же вариантах (2, 3 и 4), исследующих только периодическую эксплуатацию скважин, характер изменения накопленных объёмов добываемой воды совпадает с изменением накопленной добычи нефти, т.е. она падает. Например, в варианте 4 выявлено снижение данного показателя на 23,4 % (321,0 тыс. м3) по отношению к соответствующему значению базовой серии (рис. 68).
