Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Характеристика объекта и постановка задачи исследования 9
1.1. Существующее представление о геологическом строении Покурской свиты 9
1.2. Нефтегазоносность отложений Покурской свиты 14
1.3. Уточнение геологической модели 19
1.4. Коэффициент открытой пористости коллекторов продуктивных пластов . 26
1.5. Коэффициент проницаемости 31
1.6. Коэффициент газо- и нефтенасыщенности 33
1.7. Свойства и состав пластовых флюидов 35
1.8. Водорастворенные газы 40
1.9 Температурные условия 41
1.10 Анализ результатов опробования и испытания скважин 42
Выводы к разделу 1 54
Глава 2. Экспериментальное определение коэффициента вытеснения нефти водой, газом и при попеременной закачке газа и воды на керне терригенных отложений покурской свиты самотлорского месторождения 55
Выводы к разделу 2 65
Глава 3. Исследование эффективности нефтевытеснения в режиме циклического заводнения 66
3.1. Особенности применения циклического заводнения для выработки недонасыщенных нефтью коллекторов 66
3.2. Определение условий принципиальной эффективности применения циклического воздействия со стороны нагнетательной скважины при заводнении недонасыщенных нефтью коллекторов 77
Выводы к разделу 3 80
Глава 4. Экспресс-метод определения прогнозных показателей эксплуатации залежей нефти с недонасыщенным коллектором, вводимых в разработку (на примере пласта ПК-13 самотлорского месторождения) 81
4.1. Теоретические предпосылки 81
4.2. Расчет геологических запасов нефти и построение карт плотности начальньк геологических запасов нефти 86
4.2.1 Расчет подвижных запасов нефти и построение карт плотности начальных подвижных запасов нефти 87
4.2.2. Расчет прогнозных показателей эксплуатации скважин пласта ПК-13 Самотлорского месторождения 102
4.3. Математическая модель фильтрации пластовых флюидов в недонасыщенных нефтью коллекторах 104
4.4. Особенности вытеснения из недонасыщенных нефтью коллекторов 108
Выводы к разделу 4 120
Заключение 121
Список использованных источников
- Существующее представление о геологическом строении Покурской свиты
- Экспериментальное определение коэффициента вытеснения нефти водой, газом и при попеременной закачке газа и воды на керне терригенных отложений покурской свиты самотлорского месторождения
- Особенности применения циклического заводнения для выработки недонасыщенных нефтью коллекторов
- Теоретические предпосылки
Введение к работе
Отличительной особенностью строения залежей нефти ряда месторождений Западной Сибири является наличие обширных зон с неоднородным и пониженным нефтенасыщением продуктивных коллекторов с повышенной начальной водонасыщенностью. Такая категория коллекторов, имеющая первичную воду, характеризуется высокой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), причем как по простиранию, так и по разрезу. Опыт разработки таких залежей показывает, что пониженная нефтенасыщенность коллекторов обуславливает повышенную подвижность пластовой воды. Это является одной из причин отбора жидкости с водной фазой с начала эксплуатации добывающей скважины с постепенным нарастанием во времени [16, 21, 32, 38]. Первые серьезные изучения геологического строения таких залежей и опыта их разработки, выполненные Городиловым В.А., Мухаметзяновым Р.Н., Храмовым Г.А., Зарицкой А.Т., Павловым М.В., Сонич В.П., Пияковым Г.Н., Бересневым Н.Ф., Хафизовым Ф.З., Павловым С.Ф., Саниным В.П., Акбашевым B.C. и многими другими [2, 11, 12, 39, 47, 49, 57, 73], позволили уточнить геолого-физические характеристики и установить закономерность изменения-нефтенасыщенности и градиента давления при первичном вытеснении нефти водой с начальной повышенной водонасыщенностью и изменения нефтевытесняющих свойств закачиваемого агента. Особо следует отметить работы института СибНИИНП по изучению литолого-коллекторских свойств продуктивных пластов [57] и изучение ГИС по переточным зонам в интервале По курской свиты для определения начальной нефте- и водонасыщенности [2]. Большое значение имеют для изучения свойств коллекторов с недонасыщенными нефтью залежей вопросы определения смачиваемости (показатель смачиваемости) в НИИ «Нефтеотдача» АН РБ (руководители Овсюков А.В., Хайрединов Н.Ш., Блинов С.А.) последовательно определившие гидрофильность и гидрофобность коллекторов. Было установлено, что породы, имеющие гидрофобный характер смачивания характеризуются проницаемость более 0,1 мкм2, а с проницаемостью менее 0,1 мкм2 имеют четко выраженное гидрофильное состояние поверхности. Как указывается в работах [13, 22, 26, 40] это важное обстоятельство и определяет выбор агента для нефтевытеснения и его технологию. С другой стороны, как указывается в [92] значение коэффициента гидрофобизации позволяет уточнить параметр насыщения. Причем для недонасыщенных нефтью залежей, если оно характеризуется значительной послойной и зональной неоднородностью, то всегда существуют условия для вторичного нефтенасыщения, за счет перетока нефти из низкопроницаемой нефтенасыщенной зоны в высокопроницаемую
5 преимущественно фильтрующей водную фазу с изменением градиентов давления в зоне нефтяной и водной фаз [18, 73, 82, 83, 84]. Эффект вторичного нефтенасыщения применительно к недонасыщенным нефтью коллекторам по Пиякову Г.Н. и Владимирову И.В. [27, 28, 75] связан с образованием в коллекторе высоковязких эмульсий нефти и воды и при их определенном соотношении в потоке, преимущественно определяемое численным значением водонасыщенности и скоростью движения, перемешиванием в потоке фаз и ростом вязкости жидкости. С ростом вязкости растет градиент давления. Причем при дальнейшем вытеснении нефти водой эмульсия, обладающая более высокой вязкостью и предельным напряжением сдвига, начинает двигаться только в высокопроницаемой части коллектора, так как в этой зоне предельный градиент сдвига значительно ниже, чем в низкопроницаемой зоне. Этот процесс и приводит по утверждению авторов к явлению вторичного нефтенасыщения. Поэтому, хотя и существует для недонасыщенных нефтью коллекторов достаточно высокая корреляция данных о начальной нефтенасыщенности и обводненности добываемой продукции, с которой начинают давать продукцию скважины, но не всегда по этой зависимости можно определить объем текущей подвижной пластовой воды [6, 43, 46], что не позволяет оценить влияние начальной водонасыщенности продуктивных пластов на эффективность вытеснения нефти водой.
Так или иначе, вытеснение нефти из недонасыщенных нефтью пластов в большей степени относится с одной стороны к задачам оценки и образованию оптимальных фильтрационных потоков в неоднородных по проницаемости коллекторах для прогнозирования показателей разработки, с другой, создание наиболее эффективных технологий нефтевытеснения [14, 15, 22]. При этом наиболее значимыми параметрами состояния разработки нефтяного месторождения выступает оценка нефтенасыщенности продуктивных пластов [23, 30, 41, 46] и определение фильтрационных свойств низкопроницаемых и высокопроницаемых коллекторов [55], а также построение относительных фазовых проницаемостей как расчетных [49, 64, 66, 67], так и в условиях проведенных лабораторных экспериментов на керне изучаемого объекта, в частности определение коэффициента вытеснения [72, 87]. Дискуссионным является и вопрос формирования сетки и размещение единичных скважин в связи с бурным развитием бурения горизонтальных скважин [32, 49]. Дело в том, что размещение горизонтальных скважин особенно для месторождений с недонасыщенными нефтью коллекторами, когда более 50 % продуктивного пласта содержит свободную воду в пластовых условиях, ответ может дать наряду с исследованием изменения технологических показателей, обоснованные технико-экономические показатели с положительным народно-
хозяйственным эффектом. Не менее важным параметром с точки зрения эффективности отбора нефти из недонасыщенных нефтью коллекторов является выбор технологии нефтевытеснения, например, разделенные на физико-химические методы [33, 44, 50, 61], газовые методы [25, 44], заводнение водой [24, 27, 38]. Большинство исследователей склонны применительно к неоднородным коллекторам использовать технологии нестационарного заводнения [29, 48]. Поэтому для индивидуального нефтяного месторождения при выборе технологии нефтевытеснения необходимо, учитывая ранее известные теоретический и промысловый опыт разработки, наиболее оптимальной считать ту технологию, которая обладает наибольшей эффективностью.
Учитывая то обстоятельство, что разработка месторождений с недонасыщенными нефтью и высокой начальной водонасыщенностью недостаточно изучена автор принимает и рассматривает в качестве объекта исследования пласты Покурской свиты Самотлорского месторождения.
Актуальность проблемы.
Указанные причины пониженной эффективности разработки залежей нефтей такой категории недостаточно изучены, в связи с чем в настоящее время высокоэффективные технологии выработки запасов нефти такой категории создаются крайне медленно. Одна из главных причин этого то, что разработка таких месторождений обладает низкой рентабельностью, так как они относятся к категории с трудноизвлекаемыми запасами. Поэтому данная проблема является крайне актуальной задачей.
Представленная работа направлена на решение этой проблемы на примере разработки залежей с недонасыщенными нефтью коллекторами с начальной повышенной водонасыщенностью по пластам ПК1-ПК20 Покурской свиты Самотлорского месторождения.
Цель работы: Повышение эффективности вытеснения из недонасыщенных нефтью и повышенной начальной водонасыщенностью залежей с неоднородными коллекторами путем увеличения коэффициента охвата и интенсификации дренирования жидкости из низкопроницаемого слоя.
Основные задачи исследований.
Изучение геолого-физических характеристик коллекторов и флюидов объекта исследования на примере пластов типа ПК1-ПК20 Покурской свиты.
Организация и проведение лабораторных исследований на естественном керне пласта ПК-13 по оценке и выбору эффективного нефтевытесняющего агента для достижения максимального коэффициента нефтеизвлечения.
Обобщение результатов экспериментальных исследований.
Теоретические исследования по выбору эффективной технологии нефтевытеснения с учетом результатов лабораторных экспериментов.
Численные исследования на математической модели о возможности применения циклического заводнения и водогазового воздействия.
Разработка методики определения прогнозных показателей эксплуатации залежей с недонасыщенными нефтью коллекторами и повышенной начальной водонасыщенностью.
Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на результатах лабораторных и численных исследований на математической модели с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа.
Научная новизна выполняемой работы.
1. Для коллекторов и нефтей Покурской свиты применение газа в качестве
вытесняющего агента в режиме стационарной закачки показали низкую эффективность
как высокоподвижный агент, принятый в чистом виде, а не в виде дисперсной фазы или
чередованием оторочек с менее подвижным флюидом.
Установлено, что при использовании технологии циклического заводнения применительно для пластов типа Покурской свиты циклическое воздействие с длительным периодом повышения давления нагнетания и кратким периодом его снижения не являются эффективным.
Изменение соотношения проницаемостей высоко- и низкопроницаемых пропластков и соотношения вязкостей вытесняющего и вытесняемых агентов на эффективность циклического заводнения влияет незначительно.
В результате обобщения технологии нефтевытеснения из недонасыщенных нефтью пластов разработана новая методика расчета показателей разработки залежей разделенных на две части, первой феноменологической (с помощью аналитических формул) и второй путем использования модельной составляющей, позволяющей описать динамику изменения средней водонасыщенности для послойно-неоднородного коллектора.
Основные защищаемые положения.
Методика оценки эффективности использования в качестве вытесняющего агента газа для недонасьпценных нефтью коллекторов.
Методика расчета эффективности вытеснения нефти из недонасьпценных нефтью залежей циклическим заводнением водой.
Экспресс методика определения прогнозных показателей эксплуатации залежей нефти с недонасыщенными коллекторами.
Достоверность полученных результатов достигалась в результате применения современных методов математического моделировании, анализа и обобщения результатов экспериментальных и модельных исследований на примере залежей ПК-13 Самотлорского месторождения.
Практическая ценность и реализация работы.
Результаты диссертационной работы использованы при составлении «Проекта пробной эксплуатации залежей Покурской свиты Самотлорского месторождения» (г. Уфа, 2008).
При разработке и обосновании уровней добычи нефти и газа на 2005, 2006, 2007, 2008 гг. по ОАО «Самотлорнефтегаз» ТК-ВР.
Научно-методические основы диссертационной работы использованы при формировании текущих годовых и полугодовых геолого-технических мероприятий по ОАО «Самотлорнефтегаз».
Разработки автора по диссертационной работе включены в план подготовки аспирантов и используются в качестве пособий в учебном процессе по НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2008).
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на
Научно-практической конференции «Современные проблемы извлечения вязких и высоковязких нефтей и проблемы разработки трудноизвлекаемых запасов нефти»» (г. Уфа, 2008).
на ежегодных семинарах в ТННЦ «ТК-ВР» по проблемам совершенствования выработки остаточных запасов нефти Самотлорского месторождения (т.- Тюмень, 2006 - 2008 гг.).
Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 12 научных статей, в том числе в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ -10. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения разработанных рекомендаций в промысловых условиях.
Структура и объем работ.
Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка использованной литературы из 101 наименования. Работа изложена на 127 страницах, в том числе содержит 13 таблиц, 51 рисунков.
Существующее представление о геологическом строении Покурской свиты
Отметим, что выбранный нами объект исследован крайне низко. Поэтому изучение объекта и обобщение геологического строения Покурской свиты как объекта исследования ведется на примере пластов ПК-13, ПК-15 и геолого-физической характеристике залежей по данным анализа материалов, опубликованных в отчетах, статьях и публикациях, выполненных сотрудниками ЗапСиб ГеоНАЦ (г.Тюмень), ЗАО «ТННЦ» (г.Тюмень), СибНИИНП (г.Тюмень), РГУ им. И.М.Губкина ВНИИнефть (г.Москва), ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика» [1, 2, 3, 4, 5, б, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 38, 39, 75] и геологических отчетов в фондах ОАО «Самотлорнефтегаз». Обзор и общая характеристика объекта изучения проводится по пластам ПК1-ПК20. Покурская свита залегает на глубинах 886 (скв.1003) - 965 (скв.1002)м. К отложениям покурской свиты относятся континентальные и прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского ярусов. Керн в интервале покурской свиты имеется в 6 скважинах: 20С, 21С, 22С, 2186, 1002Р,3368.
Отложения свиты недостаточно охарактеризованы керном в изучаемом районе, поэтому для более полной характеристики литологического состава пород нами привлекалась информация по Покурской опорной скважине (по данным Дряхлова и др., ВНИГРИ, 1955 г.). Вынос керна по рассматриваемой скважине в интервале покурской свиты составляет 387м, это 51.6% от толщины свиты.
По данным ВНИГРИ покурская свита в этой скважине подразделяется на две толщи: верхнюю - янтареносную и нижнюю - угленосную. Такое деление считается также условным, так как граница между толщами сопоставляется с границей между апт-альбскими и сеноманскими отложениями, проводимой условно. Нижняя угленосная толща является более глинистой, а верхняя более песчанистой. В пределах каждой из толщ по литологическим признакам выделяются отдельные пачки пород.
Граница распространения янтарей проводится на глубине 1370м. Наиболее приемлемым на наш взгляд является описание особенностей пород покурской свиты ШУ ярусам: сеноманскому, альбскому и аптскому Аптские отложения покурской свиты сложены чередование песчаников, алевролитов и аргиллитов более плотных, чем вышележащие породы альба и сеномана, однако переход этот постепенный. Песчаники и алевролиты от светло-серых до грязно-серых. В. отдельных пластах буроватые, реже с зеленоватым и голубоватым оттенком (скв.21С, инт. 1456-1462м), однородные, крепкие, ближе к подошве свиты - с обилием углистого детрита и тонкими субгоризонтальными прослойками угисто-глинистого материала и аргиллита. Мелко- и среднезернистые, слабо- и среднесцементированные глинистым и карбонатно-глинистым цементом. Характерны включения сидерита, трещины, выполненные кальцитом зеленоватого цвета, прослойки и линзочки битуминозного угля толщиной до 5мм (CKB.21C, пл.ПК20). В скв.1002 (инт. 1246.5-1251.5м) и скв.21С (инт. 1495.5-1502.0м) отмечены включения желто-бурого цвета овальной формы размером до 2см.
Ближе, к основанию свиты слабобитуминозные углистые прослойки, встречаются чаще. Аргиллиты в основном темно-серые до черных, плотные, углистые, трещиноватые, хрупкие, с зеркалами скольжения, с различными видами слоистости (включая-нарушенную взмученную).
Для всех пород характерны намывы углисто-слюдистого материала, подчеркивающие горизонтальную и косую слоистость. К данной части покурской свиты приурочены пласты ПК18-ПК-23.
Для альбских отложений покурской свиты характерны аналогичные вышеописанным породы, чередующиеся более часто. Отмечаются частые намывы углисто-слюдистого материала, обуславливающего слоистость пород. Породы сероцветные (от темно- до светло-серых) и зеленоватые, в отдельных пластах буроватые. Степень сцементированности пород различная: от рыхлых до крепкосцементированных. Аргиллиты более плотные, средней крепости, алевритистые, хорошо отмученные, осложненные зеркалами скольжения, со следами взмучивания осадка.
Встречаются бурые пятна ожелезнения от 0.5 до 20мм (скв.20С). Для всех типов пород также характерен растительный детрит, линзы, прожилки, а также тонкие прослои угля, включения сидерита.
Также в скв. 20С в инт. 1134.6-1137.6м отмечено переслаивание песчаника серого, слабосцементированного с конгломератом, состоящим из обломков алевро-песчаного материала, хорошо окатанных, слабосцементированных (размер обломков от нескольких мм до 10-15см). Отмечены редкие гальки бурого цвета, крепкие, хорошо окатанные, размером 3-5см.
К альбской части залежи приурочена группа пластов ПК9-ПК17. Значительная часть сеноманских отложений представлена песками и слабосцементированными песчаниками, в основном светло-серыми, с прослоями плотных и крепких известковистых песчаников темно-серого цвета. Во всех породах отмечаются намывы углисто-слюдистого материала, углистый детрит
Наряду с песчаниками и алевролитами характерны зеленовато-серые алеврито-песчаные рыхлые, легкие на вес, породы, имеющие тонкополосчатую ленточного характера текстуру. Отмечаются: растительный детрит, редкие стяжения пирита. В керне скв.20С отмечены зеркала скольжения в аргиллитах (инт.1068-1071м), следы оползания осадка и ходы илоедов, заполненные алевро-песчаным материалом серого цвета (инт. 1071-1074м). Для песчаных пород характерны тонкие намывы углисто-слюдистого материала черного цвета, линзочки и прерывистые прослойки буровато-черного цвета, подчеркивающие слоистость. В скв.21С (инт.1019.5-1024.7м) отмечены включения глинистого материала в виде галечек серого, темно-серого и бурого цвета размером до2-Зсм. К сеноманской части приурочены продуктивные пласты ПК1-ПК8.
Песчаные пласты Покурской свиты отличаются резкой литолого-фациальной изменчивостью, часто сливаются между собой, не выдержаны по толщине и простиранию. Литологическая неоднородность выражается в частом чередовании разных типов пород по разрезу, их взаимном замещении по простиранию с образованием отдельных линз и участков. В- разрезе свиты отсутствуют четкие репера, что значительно затрудняет корреляцию продуктивных пластов.
К кровле свиты приурочена сеноманская газовая залежь ПК1 (по расходу газа до 200тыс. м /сут), находящаяся в разработке. С кровлей покурской свиты сопоставляется сейсмоотражающий горизонт Г. Общая толщина покурской свиты на Самотлорском месторождении составляет около 688-723м.
Краткие сведения о литологии свит, их палеонтологической характеристике, возрастной привязке и толщинах, а также о выявленных продуктивных пластах, которые приведены на сводном геологическом разрезе дополненное и переработанное автором (рисунки 1.1, 1.2). Рассматривая рисунки 1.1, 1.2 видим, что геологическое строение Покурской свиты представляет собой сложнейший объект, характеризующийся чрезвычайной неоднородностью коллекторов как послойной, так и зональной, а также хаотичным распределением нефтеводонасыщенности. Поэтому разработка таких объектов до настоящего времени была осложнена ввиду отсутствия с одной стороны достаточно эффективных технологий их выработки, с другой трудностью разделения и выделения границ распространения нефтенасыщения и водонасыщения как по вертикали, так и по горизонтали. Для их выделения нами были использованы рекомендации авторов, приведенных в [4, 5, 41, 56, 74].
Экспериментальное определение коэффициента вытеснения нефти водой, газом и при попеременной закачке газа и воды на керне терригенных отложений покурской свиты самотлорского месторождения
Достижение максимально возможных коэффициентов нефтеотдачи в сжатые сроки при положительном экономическом эффекте является основной задачей при проектировании и разработке всех нефтяных месторождений. Одним из способов достижения высокого значения КИН является увеличение коэффициента вытеснения нефти из породы [17, 20, 28, 31, 45]. В этом направлении весьма перспективным является применение водогазового воздействия на пласты [43, 44, 81, 82]. Этот метод при благоприятных условиях позволяет прирастить коэффициент вытеснения, по сравнению с закачкой воды. Кроме того, в настоящее время остро стоит вопрос об утилизации попутно добываемого газа методами, не идущими в разрез с экологичностью недропользования.
В данном разделе в соответствии с выводами по разделу 1 встает вопрос: чем же вытеснять недонасыщенную нефть с залежи ПК-13, которая имеет сложнейшее геологическое строение и повышенную вязкость нефти. Ответ может быть найден на основании анализа опубликованных работ М.Л. Сургучева [81, 83], а также из работ М.Л. Сургучева, опубликованных совместно с А.Т. Горбуновым, Д.П. Забродиным, Ю.В. Желтовым, Э.М. Симкиным [82, 84]. Не менее полезны рекомендации о выборе вытесняющего агента, опубликованные в [44, 51, 54]. Физико-химические методы вытеснения в последние годы из-за высокой стоимости химреагентов находят все меньшее использование, поэтому более целесообразным как альтернатива может быть газовое воздействие на пласт. Известны различные модификации газового воздействия на пласт когда газ закачивается в пласт в виде оторочки или водогазовой смеси тоже в виде оторочек, а затем продавливается водой [25]. Преимущества водогазового метода от заводнения водой очевиден, так как подвижность водогазовой смеси выше, чем водонефтяной Закачиваемый газ в пластовых условиях растворяется в нефтяной фазе, что приводит к снижению его вязкости. Применительно к пласту ПК-13 было принято решение провести серию фильтрационных опытов с целью оценки изменения коэффициента вытеснения нефти водой, газом и водогазовой смесью на керне, взятом со скважины № 25-оц, интервал отбора 1345,4 м с выносом керна - 5 м. Дегазированная проба нефти Покурской свиты (пласт ПК-13). Подготовка и проведение лаюораторных исследований проводилось в соответствии с ОСТ 39-161-83. Нефть. Метод лабораторного определения абсолютной проницаемости коллекторов нефти и газа и вмещающих пород, а также OCT 39-181-85 Нефть. Метод лабораторного определения пористости углеводородсодержащих пород и ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.
При проведении фильтрационных исследований максимально воспроизводились геолого-физические условия Покурской- свиты Самотлорского месторождения в соответствии с ОСТами: - линейные модели пласта представлены образцами песчаника, отобранными из скв.№25-оц Самотлорского месторождения; - в образцах песчаника, слагающих модели пласта, создавалась остаточная водонасыщенность по данным капилляриметрии; - использовались изовискозная и рекомбинированная модели нефти покурской свиты, которые по своим физическим свойствам не отличается от пластовой нефти; - в качестве вытесняющих агентов использовались рекомбинированная модель попутного газа, состав которой соответствует составу газа после сепарации нефти; - при проведении опытов соблюдались термобарические условия пласта ПК-13 (t = 42 С, Р = 13 МПа) (см. таблицу 1.6 раздела 1); - линейная скорость с движения флюидов в пористой среде составила «около 250 м/год, что соответствовало данным Ван-Еганского месторождения (см.раздел 1)
Изовизкозную модель нефти получали добавлением керосина до получения необходимой вязкости (х=13,5 мПа-с при 42С) и использовали при физическом моделировании процесса заводнения. Рекомбинированная проба нефти готовилась путем растворения в ней индивидуальных газов и использовалась в опытах с газовыми агентами. Подготовка модели к опытам велась согласно ОСТ [71]. Данные фильтрационного эксперимента обрабатывались с помощью специальной оригинальной программы [90, 91]
Ниже представлены результаты опытов по определению коэффициента вытеснения с использованием в качестве вытесняющего агента воды, газа и чередующихся оторочек газа и воды.
В опыте 1 (вытеснение нефти водой) использовалась линейная модель пористой среды с индексом С1 (табл.2.1) со средневзвешенной проницаемостью: по воздуху 1,020 мкм2, при связанной воде 19,90 % - по керосину - 0,7161 мкм2, по нефти - 0,6751 мкм2. Вытеснение нефти водой осуществлялось при постоянном расходе, равному 5,0 см /час, что обеспечивало скорость движения жидкости V=Q/(F m)=262 м/год. Динамика изменения основных показателей вытеснения нефти водой приведена на рисунке 2.1.
В условиях проведения опыта прорыв воды произошел при закачке воды в количестве 0,374 от объема пор. При этом коэффициент вытеснения за безводный период составил 0,467, а нефтенасыщенность снизилась с 80,10% до 42,70%. К моменту нагнетания воды в количестве, равном 6 объемов пор, поступление нефти из модели пласта прекратилась. При этом коэффициент вытеснения нефти водой достиг значения 0,658, нефтенасыщенность снизилась до 27,38%. Продолжение закачки воды еще в количестве более одного объема пор не привело к росту величины коэффициента вытеснения, в этот период градиент давления стабилизировался (кривая 3, рис.2.1).
В опыте 2 (вытеснение нефти газом) использовалась линейная модель пористой среды с индексом С2 (табл.2.1) со средневзвешенной проницаемостью: по воздуху 0,9510 мкм2, при связанной воде 20,03 % - по керосину - 0,8052 мкм2, по нефти - 0,756 мкм2. Вытеснение нефти газом осуществлялось при постоянном расходе, равному 5,0 см /час, что обеспечивало скорость движения жидкости V=Q/(F m)=249 м/год. Динамика изменения основных показателей вытеснения нефти водой приведена на рисунке 2.2.
В условиях проведения опыта прорыв газа произошел при его закачке к количестве 0,2 от объема пор. При этом коэффициент вытеснения составил 0,191, а нефтенасыщенность снизилась с 79,97 % до 64,69 %. К моменту нагнетания газа в количестве, равном 0,6 объемов пор, поступление нефти из модели пласта прекратилась. При этом коэффициент вытеснения нефти газом достиг значения 0,196, нефтенасыщенность снизилась до 64,27%. Продолжение закачки газа еще в количестве более одного объема пор не привело к росту величины коэффициента вытеснения, в этот период градиент давления стабилизировался (кривая 2).
В опыте 3 (вытеснение нефти при попеременной закачке газа и воды) в модель пласта С2 (табл.2.1) с начальной нефтенасьпценностью 79,97% попеременной закачивались оторочки газа и воды при постоянном расходе 5,0 см /час, что обеспечивало скорость движения жидкости в пористой среде V=Q/F-m=249 м/год. Размер оторочки газа был равен 2,5 см3 в пластовых условиях, что составило 3,24 % от объема первоначальных нефтенасыщенных пор, размер оторочки воды - в два раза больше, т.е. 5,0 см . Динамика изменения основных показателей вытеснения нефти приведена на рисунке 2.3.
В условиях проведения опыта прорыв закачиваемого газа из модели пласта произошёл на момент закачки агентов в количестве 0,42 объёма пор. При этом коэффициент вытеснения нефти составил 0,408 (кривая Достаточная нефтенасыщенность 47,33 % (кривая 2). Всего было закачано по 28 оторочек газа и воды.
Особенности применения циклического заводнения для выработки недонасыщенных нефтью коллекторов
Как было отмечено в разделе 2, применение водогазового воздействия для вытеснения из недонасыщенных нефтью коллекторов уступает по эффективности заводнению. Хотя в условиях активного заводнения во многих нефтедобывающих регионах нестационарное заводнение показывает высокую эффективность [20, 27, 29]. В ряде работ (например, [19, 61, 62]) отмечалась хорошая взаимосвязь начальной обводненности продукции скважины с начальной нефтенасыщенностью коллектора в режиме стационарного заводнения. По динамике изменения этой зависимости удается оценить эффективность закачки воды для нефтевытеснения.
В настоящее время основным способом разработки нефтяных месторождений такого типа является заводнение нефтяных пластов. Хорошо известно, что эффективность такого способа разработки во многом зависит от геологического строения коллектора. При благоприятных геолого-физических условиях при заводнении конечная нефтеотдача не превышает 40 - 50 % от начальных запасов нефти, а при неблагоприятных условиях — 20 - 30 %. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением. Для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов необходимо увеличить текущий коэффициент охвата пласта заводнением за счет внедрения воды в малопроницаемые нефтенасыщенные участки. Такими возможностями обладает упруго-капиллярный циклический метод разработки (нестационарное заводнение - НЗ) [16, 29, 63, 83].
Применение НЗ на недонасыщенных нефтью коллекторах имеет свои особенности [94]. Это, прежде всего, наличие с самого начала разработки подвижной пластовой воды. Рассмотрим, как влияет эта характеристика коллектора на эффективность нестационарного воздействия.
Рассмотрим процессы вытеснения нефти водой на математической модели фильтрации флюидов в пласте, коллектор которого состоит из слоев с различной начальной водонасыщенностью. Такое допущение считается общепринятым и им пользуются многие исследователи,- например, опубликованные в работах [45, 48]. Пусть процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения,нефти газом, т.е. в условиях применимости модели "black oil". Применяемая, ниже математическая модель описана в работе [28].
В зависимости от строения реальных пластов с неоднородным распределением, фильтрационно-емкостных параметров можно рассмотреть ряд гидродинамических.задач о притоке флюидов к забою добывающей скважины в условиях гидродинамического воздействия, частично которые изучались и опубликованы в работах [26, 33, 53, 58].
В отличие от указанных работ, гдродинамическое воздействие на послойно-неоднородный по проницаемости недонасыщенный нефтью коллектор промоделируем -периодическим изменением давления нагнетания воды через нагнетательную скважину. Согласно принципу циклического воздействия периодическое повышение и снижение давления нагнетания воды является предпосылкой для возникновения внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями (участками) разной проницаемости. При этом в полуцикл повышения давления нагнетания вода из слоев с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые слои, а в полуцикл снижения давления нефть из малопроницаемых прослоев перемещается в высокопроницаемую часть коллектора [81, 82]. Для исследования эффективности циклического воздействия остановимся на двумерной профильной модели послойно неоднородного по проницаемости и недонасыщенного нефтью пласта. Отметим, что такие подходы в методическом плане широко используются многими исследователями, например, приведенными в работах [27, 28, 31, 47, 48]. На рисунке 3.4 приведена изучаемая профильная модель. Модель представлена слоями песчаника с различными значениями ФЕС и показателя нефтенасыщенности коллектора. Так показатели пористости и проницаемости изменяются от 12 до 24% и от 10 до 1000 мД, соответственно, нефтенасыщенность - от 52 до 68%.
Согласно полученным данным для исследуемой модели пласта видно, что около 5 % от начальных геологических запасов нефти добываются при постоянной начальной обводненности в 80% (рисунок 3.6). Затем наблюдается плавный рост обводненности за счет опережающего притока пластовой воды к забою добывающей скважины и затем более быстрое обводнение за счет заводнения высокопроницаемого прослоя закачиваемой водой. Высокая послойная неоднородность ФЕС коллектора и наличие подвижной воды обусловили невысокое значение конечного (при 95 % обводненности) КИН. Он составляет для данной модели 0.235 д.ед. (рисунок 3.7). Основные остаточные запасы нефти сосредоточены в низкопроницаемых зонах пласта.
Теоретические предпосылки
Обобщение результатов научно-теоретических исследований автора на основе материалов, изложенных в разделах 1, 2, 3 (а также данных по рисунку 2.6) с учетом изучения работ изложенных в публикациях [8, 31, 54, 55, 66, 67, 94] позволило автору дать оценку прогнозных показателей эксплуатации залежей нефти с недонасыщенными нефтью коллекторами путем разработки экспресс-метода.
Экспресс-методы определения прогнозных показателей эксплуатации нефтяных залежей создавались в течение нескольких десятилетий. Из существующих ныне методик можно выделить методику В.Д. Лысенко [61], которая успешно развивается и поныне. В упомянутой методике все основные положения базируются на данных многочисленных промысловых наблюдений, подчиняются законам сохранения, что и обусловило четкое логическое построение законов изменения технологических показателей эксплуатации залежей нефти. Данная, методика очень популярна и в настоящее время и широко применяется многими проектными институтами (например, ТатНИПИнефть). Различные варианты расчета технологических показателей экспресс-методом разработаны в СИБНИИНП, СургутНИПИнефть, ВНИИнефть, НПО «Нефтегазтехнология». Автором на основе их изучения и обобщения приведенных работ усовершенствована экспресс-методика определения прогнозных показателей эксплуатации месторождения, выполненная применительно к месторождениям с терригенными и карбонатными коллекторами.
В основу разработки автора положены новые зависимости определения коэффициента вытеснения от проницаемости для керна из пластов ПК с недонасыщенными нефтью залежей, плотность НИЗ как объемная, так и площадная, а также разделенные на две части феноменологическую с использованием формул, описывающих динамику изменения технологических показателей, и модельную составляющую, позволяющую описать изменение средней водонасыщенности. Суть этого условия заключается в том, что при разработке недонасыщенного нефтью послойно неоднородного пласта параметр удельной проводимости для нефти и воды определяется также и изменением результирующей неоднородности по проницаемости коллектора (см.раздел 1, рисунок 1.3). Покажем последовательно обоснование и методику построения экспресс-метода, которая излагается ниже.
В настоящей работе мы применим некоторые положения методики [61] в сочетании с данными численного моделирования для определения прогнозных показателей эксплуатации недонасьпценных нефтью коллекторов залежей нефти пласта покурской свиты ПК-13 Самотлорского месторождения.
Геологическое строение залежей нефти пластов ПК-13. Детализация строения залежей. Геологические, подвижные и извлекаемые запасы нефти. Ниже мы рассмотрим геологическое строение залежей с точки зрения раскрытия I основных положении предлагаемого экспресс-метода, используя подходы И.В.Владимирова [28, 29, 93].
Для оптимизации системы разработки залежи, основой анализа выработки запасов должны быть точные данные о геологическом строении месторождения, распределении балансовых, подвижных и начальных извлекаемых запасов нефти по пластам и по площади. Все это требует дальнейшей детализации геологического строения залежи до уровня "скважина-пропласток". Современное состояние разбуренности пласта ПК-13 Самотлорского месторождения позволяет построить подробную, хорошо детализированную геологическую модель, опирающуюся на данные ГИС.
Современные методы вычислительной математики позволяют с удовлетворительной точностью описывать интерполяцию двух- и трехмерных табличных функций. Геофизические данные о свойствах пласта представляют собой такие табличные функции. При рассмотрении сложных геологических объектов (например, нефтенасыщен-ные многопластовые зонально-неоднородные коллектора) описание и детализация их свойств начинается с выделения некоторого элемента, в пределах которого свойства объекта достаточно однородны и могут быть описаны гладкими функциями (например, двумерными сплайнами). В таких случаях часто применяются разбивка объекта на основе триангуляции Делани на элементарные треугольники, в вершинах которых располагаются скважины (см. рисунок 4.2), и на не перекрывающиеся многоугольники (области Вороного) (см. рисунок 4.2). При наличии зон замещения область Вороного разделялась на "коллектор" и "не коллектор" линией замещения. Параметры пласта (абсолютные отметки кровли и подошвы пласта, толщина, пористость, проницаемость, глинистость, нефтенасыщенность и др.) являются функциями пространственных координат. Отметим, что это табличные функции, так как они заданы только в определенных точках координатной плоскости (в точках расположения скважин). Далее используем разработанный в НПО "Нефтегазтехнология" алгоритм построения карт послойной и зональной неоднородностей на основе разбиения объекта на элементарные непересекающиеся объемы (области Вороного). При этом коэффициенты зональной и послойной неоднородностей становятся функцией пространственных координат и определяются для каждого узла сетки Делани по выше приведенным формулам, в которых N - количество скважин, области Вороного которых граничат с областью Вороного выбранной скважины. Т.е. показатель зональной неоднородности коллектора определяется локально по группе соседних скважин.
Для характеристики неоднородности коллектора в данной точке пласта в целом вводится понятие результирующей неоднородности, определяемой как (V +1) = (У,2 + 1)(F/ +1), где V2/ - послойная неоднородность и V2Z - зональная неоднородность.
На основе полученных полей физических параметров пласта численным интегрированием (объемный метод) определяются геологические запасы нефти, содержащиеся в области Вороного данного пласта, и находятся средние для области значения пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также рассчитывается площадь коллектора в области Вороного. Знание средних параметров и площади коллектора области Вороного позволяет отнести запасы нефти этой области к определенной категории типов коллекторов и рассчитать площадную плотность запасов.
По описанной выше процедуре рассчитываются и строятся карты плотности геологических запасов нефти пластов месторождения (рисунок 4.4) с учетом данных, полученных автором в разделах 1, 2. Ранее были приведены основные положения детализации строения объекта и построения карт плотности запасов нефти, неоднородности коллектора. Ниже остановимся на алгоритме расчета и построения карт начальных подвижных запасов нефти.
Задачи расчета начальных извлекаемых запасов и их объемное распределение в теле нефтеносной залежи для проектируемой системы разработки являются составной частью процесса математического моделирования. При этом качество результатов моделирования зависит во многом от качества и количества представляемой модели информации. Во многих случаях выгоднее заменить детерминированную модель на статистическую и использовать методики, оперирующие статистическими величинами.
Кроме величины НИЗ и КИН, значительную важность имеет характер пространственного распространения начальных извлекаемых запасов, т.е. плотность (объемная, площадная) НИЗ в пределах нефтяной залежи.
Таким образом, возникает задача перехода от глобальных показателей разработки залежи к локальным, в частности, к показателям пространственной плотности начальных подвижных и извлекаемых запасов. Ниже мы приведем порядок построения карт начальных подвижных и извлекаемых запасов нефти.
