Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ имеющихся зависимостей определения производительности горизонтальных скважин 9
1.1 Определение установившегося притока к горизонтальной скважине 9
1.2 Приближенные формулы расчета производительности горизонтальной скважины 12
1.3 Определение установившегося притока к горизонтальной скважине при нелинейных законах фильтрации 15
1.4 Сравнительный анализ производительности горизонтальных и вертикальных скважин 17
1.5 Существующие подходы определения продуктивности горизонтальной скважины в техногенно-измененном пласте 19
1.6 Определение производительности горизонтальной скважины с помощью численных методов 24
Глава 2. Сравнительный анализ техногенного поражения и неоднородности пласта при проводке вертикальных и горизонтальных скважин 27
2.1 Современные методы геостатистики 28
2.2 Определение производительности скважины в среде со случайными неоднородностями 30
2.3 Влияние информации об околоскважинной зоне на точность прогноза дебита скважины 36
2.4 Формирование профилей физических свойств в околоскважинной зоне 38
2.5 Специфика техногенного поражения пласта при его проходке вертикальными и горизонтальными скважинами 41
2.6 Критерии техногенного изменения околоскважинных зон пласта в вертикальных и горизонтальных скважинах 56
2.7 Разработка новых способов анализа состояния околоскважинной зоны на основе геофизической и гидродинамической информации 59
Глава 3. Разработка методов определения производительности горизонтальных скважин в техногенно-измененных и неоднородных пластах 80
3.1 Математические модели притока флюида к горизонтальной скважине в техногенно-измененном пласте 80
3.2 Численные модели притока флюида к горизонтальной скважине в техногенно-измененном пласте 86
3.3 Оценка потерь давления в стволе горизонтальной скважины 94
3.4 Разработка методов моделирования совместного влияния геологической изменчивости и техногенного поражения пласта 101
3.5 Использование стандартных симуляторов для моделирования притока к горизонтальной скважине в техногенно-измененном пласте 103
Глава 4. Исследование производительности горизонтальных скважин в техногенно-измененныхи неоднородных пластах 105
4.1 Исследование фильтрации флюида к необсаженной горизонтальной скважине с измененными параметрами околоскважинной зоны 105
4.2 Фильтрация флюида к необсаженной горизонтальной скважине с учетом полного тензора проницаемости 113
4.3 Нелинейная фильтрация флюида к необсаженной горизонтальной скважине с измененной околоскважинной зоной 114
4.4 Исследование упруго-пластического режима фильтрации флюида к необсаженной горизонтальной скважине в анизотропном пласте 120
4.5 Исследование фильтрации флюида к горизонтальной скважине с вторичным вскрытием пласта 133
4.6 Исследование производительности горизонтальных скважин в техногенно-измененных неоднородных пластах 136
Глава 5. Технико-экономическая схема оптимизации работы горизонтальной скважины и повышения эффективности методов кислотного воздействия на пласт 144
5.1 Обзор технологий кислотного воздействия на пласт, вскрытый горизонтальной скважиной 145
5.2 Определение параметров кислотной обработки пласта 147
5.3 Определение технологической эффективности проведения поинтервальной кислотной обработки околоскважинной зоны горизонтальной скважины 151
5.4 Определение экономической эффективности проведения поинтервальной кислотной обработки околоскважинной зоны горизонтальной скважины 155
5.5 Технико-экономическая схема оптимизации работы горизонтальной скважины и повышения эффективности методов кислотного воздействия на пласт 158
Заключение 161
Литература 163
- Приближенные формулы расчета производительности горизонтальной скважины
- Определение производительности скважины в среде со случайными неоднородностями
- Математические модели притока флюида к горизонтальной скважине в техногенно-измененном пласте
- Исследование фильтрации флюида к необсаженной горизонтальной скважине с измененными параметрами околоскважинной зоны
Введение к работе
Актуальность работы. Большинство основных нефтяных месторождений страны вступили в завершающую стадию разработки, характеризующуюся ухудшением структуры запасов нефти в балансе нефтегазодобывающих предприятий, падением добычи и ростом обводненности добываемой продукции. Разработка новых месторождений, как правило, характеризующихся сложным геологическим строением стандартными методами воздействия с использованием вертикальных скважин (ВС) является, зачастую, не рентабельной и технически неоправданной. В результате поиска путей повышения эффективности разработки месторождений на современном этапе, наиболее перспективным представляется внедрение технологий бурения горизонтальных скважин (ГС).
Наибольшую известность в области проектирования и анализа работы ГС на нефтегазовых месторождениях получили работы известных ученых: Алиев З.С., Басниев К.С., Бузинов А.М., Булыгин В.Я., Борисов Ю.П., Волков Ю.А, Григорян Н.А., ДженсонР.Г. , Джоши С. Д., Жданов С. А., Закиров С.Н., Золотухин А.Б., КудиновВ.И., Лысенко В.Д., Мищенко И.Т., Муслимов Р.Х., Мусабиров Р.Х., Орлов Г.А, Стокли К.О., Сучков Б.М., Хавкин А.Я., Федоров К.М., Хисамов Р.С., Хисамутдинов Н.И., Экономидес М. Дж. и др.
Работы этих авторов во многом прояснили особенности гидродинамики фильтрации жидкостей и газа к забоям горизонтальных, наклонно-направленных и многозабойных скважин. Позволили сформировать научно-обоснованные методологии бурения, эксплуатации скважин данной конструкции, а также позволили создать основные направления и способы повышения эффективности работы ГС.
С помощью бурения ГС решают ряд важных задач разработки нефтяных и газовых месторождений:
• увеличение охвата пласта воздействием, что приводит к вовлечению в процесс разработки ранее не активных запасов нефти;
• снижение конусообразования в залежах с водо - и газонефтяными зонами;
• увеличение производительности ГС по сравнению с вертикальными за счет большей площади поверхности фильтрации;
• разведка и эксплуатация месторождений в природоохранных зонах и на шельфе.
В Российской Федерации число ГС ежегодно растет [54]. Так в период с 1995 г. по 2007 г. число пробуренных горизонтальных скважин возросло с 50 до 350 единиц.
Однако, несмотря на неоспоримые преимущества, эксплуатация ГС вызывает ряд проблем. Во-первых, зачастую фактическая производительность ГС существенно ниже теоретической, определенной по известным аналитическим зависимостям или в результате гидродинамического моделирования, что приводит к нарушению проектных уровней добычи и к незапланированным экономическим затратам. Во-вторых, данные профилеметрии показывают, что вдоль ствола ГС формируется неравномерный профиль притока флюида, характеризующейся чередованием зон высокой и низкой приточности. Неравномерность профиля притока вдоль ствола ГС является негативным фактором при разработке залежей с водо - и газонефтяными зонами, вызывая прорывы нецелевого флюида в высокопродуктивные интервалы ГС и приводя к неполной выработке запасов.
Причиной довольно низких фактических коэффициентов продуктивности ГС и неравномерности профиля притока является неоднородность коллектора и влияние дополнительных техногенных факторов, проявляющихся в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин и не учитывающихся в теоретических расчетах и при гидродинамическом моделировании. Поэтому разработка способов определения производительности ГС и прогнозирования профиля притока в техногенно-изменненых неоднородных пластах является безусловно актуальной задачей.
Цель работы. Построение физически обоснованных моделей околоскважинной зоны (03) неоднородного пласта, учитывающих специфику техногенного воздействия при бурении, освоении и эксплуатации ГС. Разработка способа определения параметров ОЗ пласта вдоль ствола ГС. Разработка методики определения производительности ГС и прогнозирования профиля притока флюида в техногенно-измененных неоднородных пластах на этапе освоения и эксплуатации скважины. Разработка технико-экономической схемы оптимизации работы ГС и повышения эффективности геолого-технологических мероприятий (ГТМ).
Объект исследования. Неоднородный техногенно-измененный пласт, полностью вскрытый ГС.
Основные задачи исследования.
• Анализ и обобщение существующих методов определения производительности ГС.
• Сравнительный анализ техногенного воздействия и неоднородности пласта при проводке ВС и ГС. Введение
• Создание обобщенных гидродинамических моделей влияния комплексных изменений фильтрационных свойств пласта в ОЗ на производительность ГС.
• Исследование производительности ГС в техногенно-измененных и неоднородных пластах.
• Разработка технико-экономической схемы оптимизации работы ГС и повышения эффективности ГТМ.
Методы исследования. Для решения поставленных задач использовались: методы нефтегазовой подземной гидродинамики; аналитические и численные решения задач стационарной однофазной фильтрации флюида в пласте и в 03; результаты промысловых гидродинамических и геофизических исследований в стволе ГС; результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта в 03. Численные расчеты производились с помощью разработанных автором оригинальных программ в C++, Matlab 7.0, а также с использованием сертифицированных программных пакетов Eclipse 100, Eclipse 300.
Научная новизна.
1. Впервые предложена методика определения профилей изменения проницаемости в 03 интервалов ГС.
2. На основе результатов теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта построены физически обоснованные модели 03 неоднородного пласта, учитывающие специфику техногенного воздействия при бурении и освоении ГС.
3. Впервые получено выражение для «скин-фактора» интервала ГС с учетом специфики распределения проницаемости в ОЗ.
4. Предложен способ прогнозирования профиля притока жидкости к горизонтальному участку ствола ГС в техногенно-измененном неоднородном пласте.
5. Разработана технико-экономическая схема оптимизации работы ГС и повышения эффективности ГТМ.
Практическая значимость.
1. Внедрение разработанных методик на месторождениях позволит оперативно определять параметры 03 неоднородного пласта на этапе его вскрытия ГС с последующим предсказанием профиля притока жидкости на этапе освоения и эксплуатации скважины. Введение
2. Предложенная в работе технико-экономическая схема оптимизации работы ГС позволяет уже на этапе подготовки скважины к эксплуатации определить технологические параметры необходимого комплекса мер по воздействию на пласт и оценить их эффективность.
Степень достоверности выводов и рекомендаций. Достоверность научных положений и вводов следует из того, что они основаны на общих принципах и уравнениях механики сплошных сред и результатах теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта в ОЗ. Использованные в расчетах численные модели верифицированы соответствующими аналитическими решениями с высокой степенью точности.
Защищаемые положения.
1. Производительность ГС определяется спецификой техногенных изменений природных свойств пласта в 03, которая обусловлена изменением степени техногенного воздействия вдоль горизонтального ствола; влиянием фильтрационной неоднородности пласта; изменением геометрии 03 вследствие анизотропии пласта и действия гравитационных сил; близостью непроницаемых границ пласта.
2. Модели изменения природных фильтрационных свойств пласта в околоскважинной зоне ГС, учитывающие специфику техногенного воздействия при бурении и освоении скважины.
3. Численные и аналитические способы прогнозирования профиля притока флюида к горизонтальному стволу и общей производительности ГС в техногенно-измененных неоднородных пластах.
4. Практические рекомендации по повышению эффективности работы ГС и интенсификации притока на этапе пуска скважины в эксплуатацию.
Внедрение результатов исследований. Предложенная методика определения фильтрационных свойств 03 пласта была апробирована в рамках проекта "Пересчет запасов нефти и ТЭО КИН по Западно-Анастасиевскому месторождению" и планируется к использованию в последующих проектах.
Апробация работы. Основное содержание работы докладывалось на: І-П международных научных симпозиумах «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (2007, 2009), VII международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2008), 11th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery (Bergen, Norway, 2008), II научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (Уфа, 2009), VI международной научно-практической конференции «Геофизика-2007» (Санкт-Петербург, 2007), 49-50-й научных конференциях «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук» (МФТИ, 2006-2007), 7-й всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (РГУ им.Губкина, 2007), Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» (ИПНГ РАН, 2007), VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (РГУ имТубкина, 2010). Результаты работы обсуждались на научных семинарах исследовательского центра компании Schlumberger (2009, 2010).
Публикации. По теме диссертационной работы имеется 12 публикации, 4 из которых в журналах, включенных в перечень ВАК.
Объем работы. Работа содержит введение, 5 глав текста, заключение и список используемой литературы. Общий объем работы составляет 172 страниц, включая список литературы из 131 наименования.
Благодарности. Работа выполнялась в период 2007-2008 гг. в магистратуре кафедры "Фундаментальные основы нефтегазового дела" ФАЛТ МФТИ, в период 2009-2010 гг. в аспирантуре ИПНГ РАН. Автор выражает глубокую признательность зав. кафедрой "Фундаментальные основы нефтегазового дела" ФАЛТ МФТИ, зам. директора ИПНГ РАН по научной работе, д.т.н., проф. Максимову В.М. за поддержку работы. Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю д.т.н., проф. Михайлову Н.Н., а так же заведующему лабораторией компьютерного моделирования ФАЛТ МФТИ, к.ф-м.н. Вороничу И.В.
Приближенные формулы расчета производительности горизонтальной скважины
Степень изменения проницаемости в околоперфорационной области зависит от прочностных свойств коллектора В плотных породах с ухудшенными ФЕС зона уплотнения, как правило, отсутствует, и фильтрационные свойства пласта в зоне перфорации существенно улучшаются. В высокопористых коллекторах с пластическим характером деформации заметного эффекта дилатантного разуплотнения не наблюдается и фильтрационные свойства пласта при перфорации необратимо ухудшаются. Проникновение фильтрата промывочной жидкости на этапе вскрытия пласта бурением может существенно повлиять на прочностные характеристики коллектора в ОЗ. В частности, в результате поверхностных взаимодействий и действия расклинивающего давления существенно снижается прочность цементирующих частиц со скелетом породы. Это в свою очередь влияет на образование уплотненной и дилатантаной зон [95].
В лабораторных экспериментах на толщину и проницаемость околоперфорационной зоны влияют различные факторы: тип кумулятивного заряда, тип пласта и бокового давления, депрессия и условия отчистки скважины. Пакнелл и Берманн установили, что проницаемость в зоне перфорации снижается, потому что микротрещиноватость замещает большие поры меньшими. В практике существует предположение, что при повреждении пласта на 13 мм проницаемость сокращается до 80 - 90%. Однако, результаты проведенных недавно экспериментов говорят о том, что толщина околоперфорационной зоны является функцией размера заряда, типа жидкости в порах и степени сохранения проницаемости при проведении перфорации на депрессии [121].
Вследствие вышеописанных процессов, степень поражения пластов при их вскрытии перфорацией значительно увеличивается, если перфорацию проводят в среде промывочной жидкости при репрессии на пласт. Результаты промысловых исследований показывают, что проницаемость при этом может дополнительно снизиться на 20 - 30% и вплоть до полной закупорки, в зависимости от применяемых промывочных жидкостей и значений репрессии [77].
Альтернативные методы перфорации. Для снижения эффекта загрязнения 03 во время вторичного вскрытия в настоящее время применяются альтернативные методы: перфорация в кислотной среде, перфорация при депрессиях, безкумулятивные способы вскрытия при помощи сверлящих устройств, использование магниевых заглушек и др. Последние нашли широкое применение на месторождениях Татарстана и Удмуртии.
При перфорации на депрессии эффект достигается не только от использования специального оборудования, но и за счет применения очищенной от твердых частиц жидкости, совместимой с пластовыми жидкостями и минералами, что дает возможность сохранять проницаемость коллектора практически на уровне естественной. Для наглядной демонстрации важности применения качественного раствора и депрессии в таблице 2.5.1 приведены данные анализа вторичного вскрытия на одном из месторождений США [77].
Сущность технологии бесперфораторного вскрытия пласта с помощью установки магниевых заглушек заключается в том, что в скважину на обсадной колонне спускается фильтр с магниевыми заглушками, перекрывающими перфорационные отверстия, которые устанавливаются против продуктивного пласта. Одновременно в скважину спускается обсадный разобщитель внутренний (ОРВ), состоящий из внутренней и наружной трубы, в межтрубном пространстве которого находится воздух. Разобщитель служит для защиты от воздействия на колонну при ее опрессовке. Фильтр в комплексе с разобщителем является составным элементом колонны, соединение с нижней частью которой осуществляется с помощью патрубка После заливки колонны цементом, заглушки растворяют соляной кислотой, закаченной через насосно-компрессорные трубы. Основной недостаток - образование отверстий только в обсадной колонне и отсутствие каналов в цементе и ОЗ. Однако его можно преодолеть применением кислоторастворимых цементов. При этом устанавливается связь с пластом и происходит приток жидкости в скважину. Для большего эффекта от использования бесперфораторного способа вскрытия продуктивных пластов в соляную кислоту добавляют водорастворимые ПАВ [77].
Эффективность использования сверлильных перфораторов была доказана еще в 1986г. Однако в нашей стране не уделяется должного внимания этой безусловно перспективной технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов. В этой связи стоит обратить внимание на достижения зарубежных компаний в области перфорации скважин. На рис.2.5.13 представлена конструкция сверлящего перфоратора канадской компании PENETRATORS CANADA INC. Устройство с помощью гибкого штока и алмазной сверлящей насадки позволяет проделывать отверстия диаметром 20-24 мм в колонне обсадных труб, углубляюсь при этом на 2.5 - Зм в пласт. Гидравлический привод вращения алмазного минидолота исключает отрицательные последствия применения кумулятивных перфораторов [76].
Таким образом, в результате вторичного вскрытия продуктивного пласта (перфорации) наряду с созданием гидродинамической связи пласта со скважиной происходят также и изменения фильтрационных свойств пласта в области, прилегающей к перфорационному каналу. Эти изменения могут оказывать существенное воздействие на производительность скважины.
Определение производительности скважины в среде со случайными неоднородностями
Определение параметров ухудшенной зоны ГС по результатам ГДИС имеет существенные недостатки: Помимо трудности выделения типов потоков к реальным ГС, непродолжительности периода существования радиального потока, искажения начального участка КВД вследствие продолжающегося притока флюида в скважину и недостаточности числа экспериментальных точек следует особо отметить ряд дополнительных факторов (обусловленных неоднородностью пласта и спецификой техногенного воздействия) снижающих информативность ГДИ в ГС. 1. Фактор неравномерности распределения размера и свойств ухудшенной зоны вдоль ГС. Приводит: во-первых, к формированию вдоль ствола областей с различными значениями «скин-фактора» и с различной приточностью после остановки скважины, во-вторых, к вариации времени установления режимов фильтрации вдоль ствола ГС. В этом случае значение «скин-фактора», полученное по ГДИС, будет отражать усредненную характеристику ухудшения фильтрационных свойств наиболее продуктивных интервалов пласта с погрешностью, неподдающейся прямой оценке. Вклад малопродуктивных или вообще неработающих закольматированных, интервалов пласта, являющихся наиболее перспективными для проведения последующих геолого-технологических мероприятий, будет незначительным. 2. Фактор нерадиальности начального потока. В некоторых случаях, например, при исследовании высокопроницаемых тонких пластов или при несимметричном положении ГС относительно центра пласта также следует отметить фактор соизмеримости характерных размеров ухудшенной зоны вокруг ГС и расстояния до непроницаемой границы, что приводит к отклонениям начального потока в 03 от радиального. 3. Фактор вариации проницаемости в ОЗ. Как было показано выше в результате техногенного воздействия на пласт на этапе бурения и освоения скважины в 03 формируются радиальные профили проницаемости, меняющиеся от минимального значения проницаемости на стенке скважины кс = к до проницаемости природного пласта на контуре ухудшенной зоны к0 (-4, 1 - коэффициент восстановления проницаемости на стенке скважины)(рис.1). В работах [17,18,38] показано, что вид профиля проницаемости в 03 оказывает существенное влияние на производительность скважины и на эффективность геолого-технических мероприятий, поэтому его корректное определение может повысить точность прогнозных расчетов.
Заметим, что формула (2.7) выведена в предположении ступенчатого распределения проницаемости в 03, поэтому ее использование при интерпретации данных ГДИС приводит к сильному упрощению реальной ситуации и потере важной информации о состоянии 03.
Усредненное значение «скин-фактора» ГС, полученное по ГДИС является заниженным и малоинформативным с точки зрения дальнейших рекомендаций по оптимизации работы ГС
В 60-ые годы была открыта зависимость между температурой переходного режима и размером зоны с уменьшенной проницаемостью. В работе [71] предложена совместная математическая модель термогидродинамических процессов в стволе скважины и пласте, разработанная для интерпретации термогидрадинамических исследований и позволяющая определять распределение фильтрационных параметров в ОЗ.
В работах Э.Е. Лукьянова и В.В. Стрельченко [55] предложены методики определения свойств пласта посредством использования геолого-технологической информации во время бурения.
Альтернативой керновым исследованиям и аналитическим моделям, описанным в пункте 2.5 являются фильтрационные методики (гидродинамические, каротажные) определения состояния ОЗ в процессе бурения на основе измерений физических параметров циркуляционной системы. Преимуществом этих методик является тот факт, что они позволяют определять профили физических свойств по всей зоне проникновения, а не только в области, ограниченной размером образца керна. Однако зачастую информационный уровень исследования ГС оказывается недостаточным для идентификации ОЗ и фильтрационных параметров пласта Неопределенности в оценке ФЭС в ГС обусловлены множеством факторов, однако одним из основных, вызывающих различия в показаниях каротажных приборов в ВС и ГС, является то, что большинство приборов ГИС сконструировано для модели ВС в условиях горизонтально-слоистой среды, методики интерпретации так же разработаны для подобной модели. При интерпретации ГИС в ГС необходимо учитывать следующие факторы [36,120]: геометрическое расположение ствола скважины и геологических объектов (кровли, подошвы пласта); влияние анизотропии свойств объекта исследования; нестандартные профили проникновения; гравитационную сегрегацию промывочной жидкости и накопление шлама в нижней части горизонтального ствола; эксцентриситет приборов в скважине. В работе [126] определение профилей свойств в зоне проникновения производится с помощью интерпретации каротажных данных во время бурения и гидродинамической модели проникновения фильтрата бурового раствора в пласт (Semmelbeck, Holditch,1995). Однако авторы пренебрегают анизотропией коллектора и влиянием гравитации, что делает предложенную методику ограниченно применимой для определения параметров зоны проникновения ГС. Поэтому создание методики определения размера и формы ОЗ вокруг ГС, а так же распределения проницаемости в ней является актуальной задачей. Для определения вышеуказанных параметров и зависимостей в диссертационной работе предлагается использовать данные многозондового бокового поинтервального каротажа (например, электрического БК) в необсаженном стволе скважины в комплексе с петрофизической моделью зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт (Н.Н.Михайлов).
В общем случае для определения отклика среды на сигнал каротажного зонда необходимо решить уравнение Лапласа для электрического потенциала в 03 и в остальной части пласта Аналитические решения этой задачи существуют только для узкого круга простейших задач. Для решения сложных практических задач необходимо использовать численные методы. Однако, несмотря на то, что скорость расчета в последнее время резко возросла, она все еще недостаточна для быстрого получения результатов во время каротажа Поэтому в случае, когда число параметров, подлежащих определению, ограничено для интерпретации данных каротажа целесообразно использовать метод "прямого" моделирования (Forward Modeling). При этом величина отклика может быть связана со свойствами окружающей среды и конструктивными особенностями зонда Величины сигналов, полученные по средством моделирования, сравниваются с реально замеренными и с помощью процедуры инверсии (т.е. решения обратной задачи) определяются параметры среды, в условиях которой производились измерения.
Математические модели притока флюида к горизонтальной скважине в техногенно-измененном пласте
В главе 1 было показано, что при использовании стандартных гидродинамических снмуляторов минимально возможные размеры сеточных блоков при расчете по методу Писмана сопоставимы с размерами ухудшенной зоны, что делает невозможным ее корректное моделирование. Однако коммерческие симуляторы имеют ряд неоспоримых преимуществ: возможность моделирования многофазных потоков, учет реальной геометрии пласта, высокая скорость расчетов и т.д. Поэтому создание методики корректного моделирования техногенного изменения пласта с помощью стандартных снмуляторов позволит существенно расширить круг решаемых задач и приблизиться к реальным промысловым условиям.
В первую очередь необходимо отказаться от принятой в симуляторах модели притока к скважине (модель Писмана). В данной работе предлагается альтернативный метод моделирования притока, основанный на создании регионов (регионов запасов и равновесия) конечного размера с различными свойствами. Далее на примере моделирования стационарного притока к ГС, расположенной в прямоугольной области, продемонстрирована суть предлагаемой методики.
Примем следующее выделение регионов: регион 1 - область скважины (окружность радиуса гев 2D, цилиндр длинной/, в 3D), регион 2 - остальная часть пласта(рис.3.5.1). моделирования процессов техногенного поражения необходимо использовать сетку размеры ячеек которой выбираются из критерия 10 ячеек на радиус скважины. В ячейках региона 1 (скважина) задается постоянное давление (забойное) и значительный поровый объем для его поддержания во время разработки. В ячейках региона 2 задаются фильтрационные свойства пласта в каждой расчетной ячейке и начальное пластовое давление. На границе расчетной области задаются соответствующие граничные условия непротекания на кровле и подошве пласта и постоянного давления в ячейках на контуре питания. После запуска симуляции флюид начнет перетекать из области большего давления в область меньшего при этом с помощью встроенных в симулятор опции необходимо определять переток между регионами в каждый момент времени. После необходимого периода времени между регионами установится постоянный переток, который будет искомым стационарным дебитом скважины. Сравнение результатов расчетов по предложенной методике с численными моделями, рассмотренными выше, и известными аналитическими решениями, показывает корректность предложенного подхода. Однако предлагаемая методика не позволяет решать фильтрационные задачи с зависимостью проницаемости от давления. Таким образом, с помощью предложенной методики возможно решать различные задачи (многофазные, трехмерные, нестационарные, и т.д.) притока к скважине в техногенно-измененном пласте. Для решение задач притока флюида к ГС с техногенно-измененной ОЗ в анизотропном пласте были созданы специальные фильтрационные модели, отличительной чертой которых является использование подробной расчетной сетки в высоко градиентной области около скважины. С практической точки зрения потери давления в горизонтальном стволе нефтяной скважины значительно меньше приложенной депрессии и поэтому могут не учитываться при определении ее производительности и профиля притока. Предложена методика решения трехмерной задачи по определению профиля притока флюида к ГС, полностью вскрывшей неоднородный пласт, основанная на ее представлении в виде суперпозиции двумерных задач в плоскости перпендикулярной оси скважины. В главе 2 было показано, что в результате техногенного воздействия на пласт вокруг ГС образуется сложнопостроенная 03, размер и параметры которой могут существенно меняться вдоль ствола скважины, обуславливая при этом формирование неравномерного профиля притока флюида. Также было отмечено, что существующие модели определения производительности ГС не учитывают особенностей распределения 03 вдоль ствола скважины, поэтому могут быть использованы лишь для грубых оценок. В главе 3 были предложены математические и численные модели притока флюида к ГС с измененными параметрами 03. В данной главе на основании этих моделей исследуется производительность ГС в техногенно-измененных и неоднородных пластах. В данном разделе рассмотрена задача о стационарном фильтрационном течении несжимаемого однофазного флюида в окрестности ГС (с необсаженным горизонтальным участком) с техногенно измененными параметрами 03. На основе уравнения фильтрации с использованием закона Дарси численно исследована зависимость производительности ГС от различных параметров 03. Показано, что влияние ряда факторов (размер зоны загрязнения, степень загрязнения, профиль проницаемости) весьма существенно. Предложена аналитическая аппроксимация для производительности ГС с учетом основных параметров зоны загрязнения (33). Рассмотрено понятие «скин-фактор» и предложено выражение для его вычисления.
Основой модели фильтрации является уравнение неразрывности для стационарного течения однофазного несжимаемого флюида по закону Дарси в двумерном случае (3.1.1), (3.1.2) в области Q (рис.3.1.1) с граничными условиями (3.1.11). Компоненты проницаемости в формуле (3.1.1)
Исследование фильтрации флюида к необсаженной горизонтальной скважине с измененными параметрами околоскважинной зоны
Основными параметрами зоны загрязнения, обуславливающими снижение производительности ГС, являются размер зоны загрязнения и степень загрязнения. Профиль распределения относительной проницаемости и несимметричность зоны загрязнения могут в некоторых предельных случаях оказывать существенное влияние на производительность ГС. Вариация направления главных осей тензора проницаемости может оказывать существенное влияние на производительность ГС в техногенно измененном пласте. Поэтому при прогнозировании производительности ГС необходимо проводить специальные исследованию по определению направления главных осей тензора проницаемости и их вариации в пласте. Неучет нелинейности потока при фильтрации газа к ГС с техногенно измененной ОЗ пласта может приводить к существенным ошибкам при определении ее производител ъност и. Результаты расчета производительности горизонтальной скважины при упруго-пластическом режиме фильтрации показали, что в зависимости от величины приложенной депрессии, значений критических деформационных параметров и степени анизотропии в околоскважинной зоне уменьшение производительности скважины относительно недеформируемого пласта может достигать 80%. Вследствие эффектов техногенного поражения пласта на этапе его вторичного вскрытия кумулятивным перфоратором использование сверлильных перфораторов предпочтительнее с точки зрения повышения производительности ГС. Однако количественная оценка производительности ГС после проведения вторичного вскрытия пласта кумулятивным методом осложнена отсутствием информации о параметрах околоперфорационной зоны. Использование упрощенных моделей околоскважинной зоны может приводить к существенным ошибкам при определении профиля притока флюида к горизонтальной скважине. В ходе разработки нефтегазовых месторождений одной из основных проблем является низкая производительность скважин, что ухудшает экономические показатели проекта. Низкая производительность скважин может быть обусловлена многими факторами: несовершенство вскрытия пласта, кольматация 03, деформационные процессы в 03, выпадение парафинов и смолоасфальтенов на забое и др. Для восстановления и увеличения производительности скважин разработаны различные методы воздействия на 03, среди которых получил широкое распространение метод соляно-кислотной обработки (СКО) пласта Однако очень часто фактический прирост добычи после проведения воздействия оказывается существенно ниже ожидаемого, что негативно влияет на экономические показатели и может привести к нерентабельности процесса обработки 03. Эффективность воздействия на 03 пласта связана с пониманием процессов, происходивших при ее формировании, и оценкой их влияния на производительность скважины. Возможность описания явлений в 03 пласта позволяет сформулировать основные требования и рекомендации к различным технологиям воздействия и сделать их адекватными для каждой конкретной скважины.
Основными признаками, определяющими необходимость проведения работ по улучшению фильтрационных характеристик 03, являются результаты гидродинамичесюгх исследований скважин, интегрально характеризующие ФЕС 03 пласта. Однако в главе 4 было показано, что в случае ГС интегральные и средние добывные характеристики скважины являются малоинформативными, давая общие представления о степени ухудшения фильтрационных свойств, и поэтому могут быть использованы лишь при выборе скважины-кандидата для проведения воздействия. При этом они не позволяют идентифицировать наиболее пораженные низкопродуктивные зоны ствола ГС, являющиеся перспективными для проведения воздействия и зоны повышенной приточности, которые могут быть оснащены устройствами по выравниванию профиля притока Поэтому для оптимизации работы ГС и повышения эффективности воздействия на ОЗ пласта необходимо знать профили распределения дебита и фильтрационных характеристик (природных и техногенных) вдоль ствола ГС, методика определения которых изложена в предыдущих главах диссертационной работы. В данной главе на основе представленной выше модели определения профиля притока флюида вдоль ствола ГС предложена технико-экономическая схема оптимизации работы ГС и повышения эффективности поинтервального кислотного воздействия на пласт.
Общие кислотные обработки. Применяются для обработки всего открытого ствола ГС при мало отличающейся проницаемости по его длине. Для создания благоприятных условий реакции кислоты с породой, т.е. наиболее равномерного распределения кислотного раствора по длине горизонтального участка рекомендуется применение комплекса гибких НКТ с перфорированной нижней частью на длину обрабатываемого интервала Причем плотность перфораций и диаметры отверстий увеличиваются по направлению к забою скважины. Однако технологическая и экономическая эффективность данного метода резко падает при значительной вариации проницаемости вдоль ствола ГС. В этом случае кислота будет проникать в наиболее проницаемые интервалы, создавая тем самым еще более неравномерный профиль притока флюида, что может в свою очередь приводить к нежелательным прорывам подстилающей воды, газа из газовой шапки и формированию невыработанных зон.
Поннтервальные кислотные обработки. Поскольку ГС пересекают протяженные интервалы продуктивных пластов, очистная обработка всего горизонтального ствола может потребовать больших объемов химреагентов. Стоимость обработки становится недопустимо высокой, если стимулирующие флюиды поглощаются в основном в нескольких проницаемых участках неоднородного коллектора Во избежание указанных нежелательных последствий в практике разработки месторождений применяются методы поинтервальных кислотных обработок. Наиболее распространенными являются два метода поинтервальной кислотной обработки горизонтального ствола скважины [77].
Первый основан на применении специальных гидравлических пакеров, разобщающих обрабатываемый интервал пласта; второй - на использовании вязкоупругих составов, играющих роль разобщителя.
