авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ  БИБЛИОТЕКА

АВТОРЕФЕРАТЫ КАНДИДАТСКИХ, ДОКТОРСКИХ ДИССЕРТАЦИЙ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ

Астрологический Прогноз на год: карьера, финансы, личная жизнь


К и не т и ка по р аж е н ия ко л л е кто р с к их с в о йс т в пл а с т а и у ч е т е е в л и я н ия на п о ка з а т е л и р а з р а б о т к и не фт я ны х з а л е же й

На правах рукописи

УДК 622.276.5.001.5:517.977.5

ЧИРКОВ МАКСИМ ВИКТОРОВИЧ

К и не т и ка по р аж е н ия ко л л е кто р с к их с в о йс т в пл а с т а и у ч е т

е е в л и я н ия на п о ка з а т е л и р а з р а б о т к и не фт я ны х з а л е же й

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2009

Работа выполнена в Учреждении Российской академии наук Ин ститут проблем нефти и газа РАН

Научный руководитель доктор технических наук, профессор Михайлов Николай Нилович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Закиров Эрнест Сумбатович кандидат геолого-минерологических наук, ведущий научный со трудник Максимов Михаил Михайлович

Ведущая организация ОАО “ЦГЭ” Защит а состоит ся 21 октября 2009 г. в 15:00 часов на заседании диссертационного совета Д.002.076.01 Учреждения Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН, 119333, г. Москва, ул. Губкина, д.

С диссертацией можно ознакомиться в диссертационном совете Учреждения Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН Автореферат разослан «21» сентября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета к.т.н. Баганова М.Н.

О Б Щ А Я Х А РАК Т Е РИ СТ И К А Р А БО Т Ы.

А кт у а л ь но с т ь р а б о т ы. При разработке нефтяных месторождений в око лоскважинной части пласта и межскважинном пространстве происходят тех ногенные изменения природных фильтрационных свойств и формируются по раженные зоны пласта. Поражение пласта обусловливает значительные потери пластовой энергии и снижение продуктивности по отношению к природному состоянию пласта. Для увеличения продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов разработан широкий набор методов и технологий воздействия на пласт. Однако, эти технологии не учитывают комплексный механизм пораже ния пласта и изменений состояний дренируемых зон в различных геолого технологических условиях, что и обусловливает их низкую эффективность на целом ряде месторождений.

Традиционно при проектировании и анализе разработки месторождений проницаемость рассматривалась, как параметр, зависящий от геологического строения пласта и природы фильтрующихся флюидов. Однако, эксперименты показывают, что проницаемость по целевому флюиду не может быть описана фиксированными коэффициентами, поскольку они меняются в процессе фильтрации флюидов. Следовательно, необходимо рассматривать кинетику поражения пласта. Существующие зависимости падения дебитов скважин в процессе разработки связываются в основном с истощением залежей без учета кинетики проницаемости. Такой подход не является в полной мере научно обоснованным, поскольку не учитывает постоянно действующие механизмы поражения пласта и различия этих механизмов. Поэтому создание способов учета кинетики поражения пласта позволит более обосновано проводить ана лиз разработки месторождений. Понимание кинетики поражения необходимо при обосновании и выборе технологии повышения производительности сква жин за счет согласования процессов поражения и улучшения фильтрационных свойств пласта. Учет кинетики поражения обеспечит более точное прогнози рование показателей разработки. Это и определяет актуальность диссертаци онной работы.

Цель работы. Количественный и качественный анализ иучет влияния кинети ки поражения пласта на показатели разработки залежи и производительности добывающих и нагнетательных скважин.

Объекты исследования: Нефтесодержащие пласты, претерпевающие техно генные изменения природных фильтрационно-емкостных свойств при разра ботке залежей, в том числе сложно построенный заглинизированный нефтяной пласт АВ1(1-2) Самотлорского месторождения (Западная Сибирь).

Основные задачи исследования 1. Анализ и обобщение существующих представлений о закономерностях из менения природных фильтрационных свойств дренируемых зон и способах учета этих закономерностей при гидродинамическом моделировании 2. Изучение совместного и индивидуального влияния различных механизмов изменения фильтрационных свойств пласта на производительность добы вающих и нагнетательных скважин.

3. Создание обобщенной гидродинамической модели влияния поражения пласта на производительность скважин.

4. Разработка количественных и качественных критериев влияния поражения пласта на показатели разработки месторождений.

5. Обоснование методики учета кинетики поражения пласта в современных гидродинамических симуляторах и ее использование при моделировании процесса разработки пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения.

Методы исследования Для решения поставленных задач использовались методы физики нефтяного и газового пласта, нефтегазовой подземной гидродинамики и результаты про мысловых гидродинамических исследований скважин, результаты теоретиче ских, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта.

Научная новизна 1. Выявлен характер изменения проницаемости пласта в процессе разра ботки и получена обобщенная модель кинетики поражения 2. Предложена методика учета поражения коллекторских свойств пласта применительно к современным гидродинамическим симуляторам, как инструмент адаптации 3D гидродинамических моделей и прогнозирова ния показателей разработки.



3. Получены формулы производительности скважин, учитывающие кине тику поражения коллекторских свойств пласта 4. Выполненное моделирование процесса разработки заглинизированного пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения с учетом кинетики его поражения, позволило спрогнозировать более реальные изменения пока зателей работы скважин при их дальнейшей эксплуатации.

Практическая значимость 1. Установленные закономерности влияния кинетики поражения свойств пласта позволят избежать завышенных показателей при гидродинамиче ских расчетах производительности скважин.

2. Обобщенная модель кинетики поражения позволяет прогнозировать производительность скважин при различных геолого-технологических условиях.

3. Предложенная методика учета поражения пласта может служить обос нованным инструментом адаптации 3D компьютерных гидродинамиче ских моделей и использоваться при прогнозировании показателей разра ботки с помощью современных симуляторов.

4. Установленные закономерности влияния кинетики поражения свойств пласта на производительность скважин позволят обоснованно выбирать технологии повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи в зависимости от степени и размеров зон поражения.

5. Полученные параметры поражения пласта позволят проводить коррект ное сравнение эффективности различных технологических операций как при заканчивании, интенсификации добычи и капитальном ремонте скважин, а также при анализе вариантов разработки.

6. Учет кинетики поражения свойств пласта обеспечил более корректный прогноз показателей разработки заглинизированного пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения.

Защищаемые положения 1. Обобщенная модель кинетики поражения, в которой проницаемость из меняется в зависимости от времени фильтрации и от радиуса удаления от скважины.

2. Методика моделирования поражения пласта на основе современных гидродинамических программных комплексов, позволяющая получать корректные показатели работы скважин и залежи в целом на объектах склонных к поражению.

3. Результаты моделирования показателей разработки в условиях сложно построенного заглинизированного нефтяного пласта АВ1(1-2).

Апробация работы Основное содержание работы

докладывалось на 1. Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 18-19 сентября 2007) 2. VII международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудно-извлекаемых запасов нефти и газа и по вышения нефтегазоотдачи (Москва, 18-20 марта 2008) 3. 11th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery (Bergen, Norway, 8-11 сентября 2008) 4. Научно-практической конференции «Методы интенсификации добычи углеводородного сырья. Опыт и перспективы» (РГУ нефти и газа им. И.

М. Губкина, 27-28 ноября 2008) 5. II Международном научном симпозиуме «Теория и практика примене ния методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 15-16 сентября 2009) 6. Научных семинарах в ИПНГ РАН 2005-2009 гг.

Объем работы. Работа содержит введение, 5 глав текста, заключение, приложение и список используемой литературы. Общий объем работы состав ляет 159 страниц, в том числе 81 рисунок, 8 таблиц и список литературы из 169 наименований.

Работа выполнена в ИПНГ РАН. Автор выражает глубокую признатель ность зам. директора по научной работе проф. Максимову В.М. за поддержку работы и к.т.н. Зайцеву М. В. за помощь в проведении гидродинамических расчетов. Особую благодарность автор выражает своему научному руководи телю д.т.н., действительному члену РАЕН, проф. Михайлову Н.Н. за постоян ное внимание к данной работе. Автор так же признателен ведущим специали стам ИПНГ РАН докторам технических наук Э. С. Закирову, А. М. Свалову, В.

А. Черных за ценные замечания, сделанные на этапе апробации работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

.

Во введении показана актуальность, цели, взаимосвязь с предыдущими исследованиями, новизна и практическая значимость работы.





Глава 1. В данной главе приводится аналитический обзор по явлениям поражения пласта. В работе представлено общее описание различных меха низмов поражений, с последующим разбором происхождения этих поражений, возникающих как по естественным, так и техногенным причинам.

Под поражением пласта (Formation Damage) будем понимать ухудшение коллекторских свойств пласта в процессе разработки, в результате чего ухуд шаются показатели работы скважин и разработки нефтяной залежи в целом.

Проблемами, связанными со снижением продуктивности скважин зани мались многие ученые, среди которых следует отметить В. И. Азаматова, В. А.

Амияна, О. К. Ангелопуло, А. Т. Горбунова, В. М. Добрынина, Г. И. Баренб латта, Ю. П. Желтова, М. М. Иванову, Ф. И. Котяхова, М. Р. Мавлютова, У. Д.

Мамаджанова, А. Х. Мирзаджанзаде, И. Т. Мищенко, Н.Н. Михайлова, Г. Т.

Овнатанова, Э. М. Симкина, А. Я. Хавкина, С. А. Христиановича и др., а также иностранных специалистов Barkham, Davidson, Piot, Lietard, Amaefule, Bennion, Tomas, Civan, Fogler, Ohen, Liu и др.

Опираясь на эти исследования, все условия, влияющие на поражение пласта, можно разделить на следующие 4 группы: 1) тип, морфология и лока лизация минералов;

2) cостав пластовых и посторонних флюидов, 3) пласто вые термобарические условия и свойства продуктивного пласта;

4) особенно сти разработки и эксплуатации месторождения К основным факторам, влияющим на поражение пласта, относятся сле дующие: 1) проникновение посторонних флюидов, таких как вода, химикаты для увеличения нефтеотдачи, проникновение бурового раствора и жидкостей глушения;

2) проникновение посторонних частиц и мобилизация пластовых частиц, таких как песок, частицы бурового шлама, бактерии, обломки породы;

3) условия эксплуатации, такие как депрессия на пласт, температура и давле ние околоскважинной зоны;

4) свойства пластовых флюидов и пористой сре ды.

Механизмы поражения пласта связаны с несовместимостью флюидов, несовместимостью породы и флюида, проникновением твердых частиц и мел кодисперсной миграцией, захватом и блокированием фаз, адсорбцией и изме нением смачиваемости, жизнедеятельностью бактерий.

В главе проводится анализ и обзор источников поражения пласта. Вы полненный анализ показал, что поражение пласта возникает практически на всех этапах разработки месторождения. В промысловой практике принято считать, что источники поражения локализуются лишь в околоскважинной зо не. Однако, в процессе нагнетания и при добыче нефти изменение проницае мости происходит и в межскважинном пространстве, в масштабах всего пла ста.

Глава 2. Изучение кинетики поражения пласта. Традиционно при проек тировании и анализе разработки месторождений проницаемость рассматривалась, как параметр, зависящий от геологического строения пласта и природы фильтрую щихся флюидов, но, как отмечено выше, проницаемость изменяется в процессе фильтрации флюидов [2, 7]. Следовательно, необходимо рассматривать кинетику поражения пласта при разработке. Под кинетикой проницаемости понимается характер ее изменения в процессе фильтрации в результате различных причин, таких как миграция и отложение частиц в пласте, взаимодействие фильтрующихся фаз со скелетом, деформация горной породы, формирование осадка и изменение формы пор и капилляров в результате химических реакций, различных способов обработки, адсорбции смоло-асфальтеновых компонентов, термических напряже ний и др.

Для изучения кинетики поражения проанализировано более 120 отечествен ных и зарубежных экспериментов по фильтрации флюидов через искусственные и естественные образцы керна. Рассмотрены эксперименты по поражению пласта с различными фильтрационно-емкостными свойствами, минералогическим составом, различными свойствами флюидов и взвешенными частицами.

В качестве основных факторов, определяющих кинетику поражения, отмече ны минералогический состав коллекторов, тип фильтруемой жидкости, концентра ция солей, размеры частиц и пор, скорость потока, термобарические условия. Если поражение пласта встречается в многофазном потоке, то могут иметь место допол нительные факторы, такие как присутствие органических материалов, смачивае мость частиц и породы, капиллярное давление (Liu и Civan, 1995).

Анализ лабораторных экспериментов кроме многообразия факторов, влияю щих на кинетику, указывает на существенную значимость временного фактора. Он может проявляться в сотнях прокаченных поровых объемов (сотнях и даже тысячах суток), что сопоставимо с периодом разработки участков залежи. Это предопреде ляет необходимость учета кинетики проницаемости при анализе и прогнозирова нии показателей разработки. Поэтому следующим этапом стало изучение кинетики проницаемости по промысловым наблюдениям.

Почти во всех случаях конечным результатом поражения пласта является из менение внутрипорового пространства. И как следствие - изменение проницаемо сти пласта в функции времени и некоторой совокупности различных параметров поражения.

K K0 = f (t ) (k1, k2, k3, k4, k5, k6, k7, k8, k9, k10, k11, k12, k13,...), где к1 - фактор скорости отложения мелких частиц на поверхности пор;

к2 – фактор высвобождения частиц;

к3 - фактор скорости уноса мелких частиц;

к4 - фактор скорости адсорбции жидкости;

к5 - фактор разбухания;

к6 - фактор скорости изменения размеров пор;

к7 – фактор закупорки поровых каналов;

к8 – минералоги ческий состава пористой среды;

к9 – концентрация солей;

к10 – смачиваемость породы;

к11 – смачиваемость дисперсных частиц;

к12 – депрессия на пласт;

к13 – температура и т.д.

С инженерной точки зрения модель с учетом всех факторов построить про блематично. Поэтому мы обратились к обобщению разнородных эксперименталь ных данных с использованием относительных показателей проницаемости и времени фильтрации. Обобщение проводилось в нормированных координатах k * (t ), где кt к к0 к k* = (1) 1 к к Здесь k0 – начальная проницаемость, kt – проницаемость в момент времени t, к - конечная проницаемость в момент времени, - момент времени, когда проницаемость перестает изменяться.

0 k* 1 и 0 t 1 (2) В итоге получена типичная зависимость проницаемости от времени фильтра ции (или количества прокаченных поровых объемов) (рис 1).

Кинетика поражения, представленная в относительных координатах k (t ), * характеризуется общностью, не смотря на различные механизмы поражения, и может быть описана всего двумя параметрами: к и. В общем случае нормиро ванные зависимости близки к экспоненциальным с различными показателями экспоненты. Исходя из этого, зависимость проницаемости от времени может быть представлена в виде kt = k + (k0 k ) exp(t / ) (3) Рис. 1 - Типичная зависимость проницаемости от времени фильтрации Далее проводится изучение профиля поражения пласта. Анализ эксперимен тов показывает, что основным механизмом поражения является кальматация пор дисперсными частицами. В работе использовалась структурная схема строения зоны кальматации, полученная из экспериментов по поражению керна во время фильтрации (Н.Н. Михайлов, 1987). Важным следствием этой схемы является то, что пораженный пласт имеет зону свободного кальматанта и зону кальматирующей среды. При этом необходимо отметить, что свободный кальматант переходит в кальматирующую среду постепенно, что соответствует кинетике проницаемости.

Если пронормировать изменение проницаемости на размеры зоны кальмата ции, то получаем устойчивую форму профиля проницаемости (рис.2а). Кинетика поражения, в свою очередь, обусловливает формирование профиля проницаемости, который меняется не только по радиусу пораженной зоны, но и во времени фильт рации (рис.2б).

Таким образом, из вышесказанного можно сделать вывод, что радиальный профиль проницаемости зависит от времени и определяется устойчивым видом зависимости в пронормированных координатах.

1 * Профиль k 0. проницаемости 1 час k*0, k*гл 2 часа 0. К/К 3 часа 7 часов 0. Приведенная 14 часов концентрация 0.2 18 часов Время частиц * k 32 часа гл а0 б 0.5 1 х/hзк 0 R, см 4 6 Рис. 2 – а) Радиальный профиль проницаемости зоны кальматации;

шифр кривых – исходная газопроницаемость (Н.Н. Михайлов, 1987);

б) Радиальный профиль измене ния проницаемости в зависимости от времени фильтрации (А. Ohen и F. Civan, 1990) Глава 3. Моделирование влияния кинетики поражения на показатели разработки. В данной главе предлагается комплексная модель влияния поражения пласта на продуктивность скважин. Ранее проведенные исследования показали, что проницаемость в околоскважинной зоне меняется в радиальном направлении и в результате изменения давления. Такой подход не учитывал кинетики, и для учета кинетики рассмотрим изменение проницаемости как функцию радиуса и времени, опираясь на характер изменения профиля проницаемости (рис.2). Проницаемость в околоскважинной зоне можно представит в виде k = k0 A(r, t ) f ( p) (4) где A(r, t) – функция (поражения) изменения проницаемости в зависимости от радиуса и времени, f(p) – функция влияния фильтрационного уплотнения скелета на проницаемость (под действием депрессии).

В отличие от существующих моделей поражение A(r, t) рассматривается как функция времени в соответствии с кинетикой (3).

Исходя из экспериментальных данных в работе функция A(r, t) описывается следующим апроксимационным соотношением Amin, r r sin(r / rc + (t )) + A( r, t ) =, r1 r rd (5) Amax, r rd где, – эмпирические коэффициенты;

(t) – параметр, изменяемый в пределах до 2;

rс – радиус скважины;

r1 – радиус, внутри которого A(r, t) постоянна и принима ет свое минимальное значение;

rd – радиус поражения.

В итоге обосновывается комплексная модель, позволяющая получить функ цию поражения проницаемости, динамику изменения радиуса поражения и про филь изменения проницаемости в зависимости от радиуса и времени (рис.3).

300 0. 0. 0. 0.6 Rd A(r) K/K 150 0. 0. Время 0. 0. 0 0 10 20 30 0 50 100 150 200 250 0 10 20 а б в Время Время Радиус Рис. 3 - a) Функция поражения проницаемости;

б) Радиус поражения;

в) Профиль про ницаемости в момент времени t1, t2, t Основываясь на выше сказанном, было получено уравнение для дебита 2hk0 ( pc, pk ) q= (6), µ ( rc, rk, t ) rj pj dr где ( ri, rj ) = f ( p)dp (7) и ( pi, p j ) = (8) A( r, t )r ri pi Относительное изменение дебита во времени по отношению к начальному (q0) определяется следующей формулой ( rc, rk,0) q / q0 = (9) ( rc, rk, t ) Таким образом, была решена задача об изменении во времени дебита скважи ны в результате поражения пласта. При этом решение задачи дает зависимость дебита от времени при постоянном значении депрессии на пласт.

Пусть нам известен характер падения дебита, например, в экспоненциальном (10), или с учетом кинетики qt = q + ( q0 q ) exp(t / ) (11).

at виде qt = q0 e Тогда, используя предложенную модель, можно получить характерное время поражения, исходя из следующих соображений.

Проницаемость вблизи скважины меняется по закону (3). С изменением про ницаемости у забоя скважины меняется функция радиального распределения проницаемости или размеры зоны A(r)=A(r,t). Пространственно-временное измене ние проницаемости определяется формулой k = k c (t ) A( r, t ) (12) Функция А(r1, t1) выглядит, как показано на рис.4, где kс(t) – значение прони цаемости у забоя скважины в момент времени t, k0=kс(0) Рис. 4 – Распределение функции А(r, t) в околоскважинной зоне Тогда и выражение для дебита имеет вид 2hk c (t ) p q( t ) = µ (13) ( rc, rk, t ) с учетом (3) получаем 2h p [ k + ( k 0 k ) exp( t / )] q( t ) = µ ( rc, rk, t ) (14) В общем случае для нахождения вычисляется функцию радиального изме нения проницаемости, после чего из полученного уравнения (14) находится.

Для практически важных случаев уравнение 14 может быть упрощено.

Пусть – среднее значение функции поражения проницаемости A(r) в за грязненной зоне радиуса rвз. (Под средним значением имеется в виду выполнение соотношения (rс, rвз, t) = ln(rвз/rс)/ (t), вне этой зоны функция A(r)=1). Так как сама функция А зависит от времени, то и ее среднее значение изменяется от времени =(t).

Данное осреднение вводится таким образом, чтобы дебит скважины с функ цией загрязнения A(r) равнялся дебиту скважины со ступенчатой функцией загряз нения и ее значением в околоскважинной зоне равным.

Тогда, выражение для удается записать в следующем виде rk rвз r k r r dr dr dr ( rc, rk, t ) = A(r, t )r r r A(t ) rc rвз + = ( ln вз + ln k = (15) A( r, t )r rc rc вз При достаточно большом радиусе контура пласта можно считать, что функ ция практически не зависит от времени, т.е.

( rc, rk,0) 1 (16) ( rc, rk, t ) Тогда, раскрыв выражение 14, получим 2h 2h p p + exp(t / ){ q( t ) k k µ µ ( rc, rk ) ( rc, rk ) 2h p (17) } = q + ( q0 q ) exp( t / ) k µ ( rc, rk ) Или, разделив на начальный дебит, имеем q( t ) / q0 = q / q0 + (1 q / q0 ) exp( t / ) (18) Исходя из (15), тот же результат будет получен в случае малой загрязненности околоскважинной зоны, т.е. при небольшом радиусе загрязнения или малом изме нении функции A(r, t) во времени в ней ((t)/0(t)1).

Приведенные результаты отражают содержательную часть предлогаемой комплексной модели влияния поражения пласта на продуктивность скважин.

Глава 4. Компьютерное моделирование кинетики поражения пласта В настоящее время для анализа и прогнозирования показателей разработки нефтяных и газовых месторождений широкое распространение получило компью терное гидродинамическое моделирование с использованием современных симуля торов (Tempest More, Eclipse и т.д.) Нами [3] предложена методика и алгоритм учета кинетики проницаемости при моделировании процессов разработки пласта на современных гидродинамиче ских симуляторах (рис. 5).

Профиль проницаемости t1 t Профиль 2 t проницаемости Радиус Коэффициенты изменения проницаемости в зависимости от времени и удаления от скважины Показатели эксплуатации a скважины а)без учета кинетики b) с учетом кинетики b Рис. 5 – Схема учета кинетики проницаемости на современных гидродинамических симуляторах Методика заключается в следующем.

1) Определяется профиль проницаемости, который рассчитывается, исходя из зависимости дебита от времени (10) и закона изменения проницаемости по радиусу (5).

2) Полученный профиль проницаемости преобразуется в коэффициенты из менения проницаемости в зависимости от расстояния от ствола скважины и времени. В таком виде профиль проницаемости может быть введен в со временный гидродинамический симулятор (например, Tempest More, Roxar, в котором есть опция модификации проницаемости на интересую щий момент времени) 3) Далее проводится расчет показателей разработки с учетом кинетики пора жения коллекторских свойств.

С целью анализа влияния кинетики поражения на показатели разработки, в четвертой главе исследованы модельные примеры (6 случаев) с различной локали зацией пораженных зон и различной кинетикой поражения. Расчеты проводились на простейшей 3D секторной модели. Случай 1 - моделировалась ситуация без поражения пласта в процессе фильтрации. Случай 2 - моделировалось поражение проницаемости по всему объему модели, согласно кинетике, показанной на рис. 7.

Случай 3 - моделировалась ситуация, аналогичная случаю 2. Отличие состояло в том, что кинетика поражения характеризовалась более резкими темпами падения (рис. 2). Случай 4 - Кинетика поражения аналогична случаю 3, с той разницей, что пласт разбивается на 2 пропластка одинаковой мощности, и поражению подвернут только нижний пропласток. Случай 5 – Моделировалось поражение линзы в межскважинном пространстве. Кинетика поражения аналогична случаю 3. Случай 6 – Моделировалось поражение 2-ух линз в межскважинном пространстве. Линзы направлены перпендикулярно друг к другу. Кинетика поражения аналогична случаю 3.

На рис.6 показан общий вид модели. Горизонтальная проницаемость равна мД, вертикальная проницаемость равна 0.1 мД, пористость составляет 14%. В модели рассматривается случай однофазной фильтрации. Отбор флюида произво дится с помощью одной добывающей скважины. Поддержание пластового давления осуществляется одной нагнетательной скважиной.

В главе приводятся примеры влияния кинетики (рис.7) на дебиты (рис. 8) и приемистости скважин, накопленную добычу (рис.9) и накопленную закачку, депрессии на пласт и пластовые давления, а также распределение линий тока (рис.10). Согласно графикам, обширность поражения и его кинетика явно влияют на скважинные показатели разработки. Неучет кинетики поражения может приво дить к значительным погрешностям при прогнозировании показателей разработки.

k/k Мес.

Рис. 6 – Общий вид модели Рис. 7 – Примеры кинетики проницаемости Рис. 8 – Дебит жидкости с учетом кинетики поражения (случаи 1-6) Рис. 9 – Накопленная добыча жидкости (случаи 1-6) Сравнение линий тока на момент максимального поражения пласта, показы вает, что их распределение зависит в большей степени от площади пораженной зоны и в меньшей степени от кинетики поражения. Если поражение пласта неодно родно по площади, то наблюдается переориентация линий тока, а, следовательно, и перераспределение потоков в пласте.

Рис. 10 – Распределение линий тока в зависимости от геометрии поражения (прямо угольниками показаны пораженные зоны) Глава 5. Учет кинетики поражения пласта при моделировании разработ ки пласта АВ1(1-2) типа «Рябчик». Данная глава посвящена использованию полученных закономерностей и решений по кинетике поражения на реальном эксплуатационном объекте - нефтяном пласте АВ1(1-2) типа «Рябчик». Необходи мость учета кинетики поражения пласта АВ1(1-2) следует из следующих геологи ческих особенностей.

• Хаотическое слоисто-линзовидное чередование глинистых и песчано алевролитовых пород.

• Неравномерное распределение глинистого цемента в песчано алевролитовых прослоях.

• Тип цементации, в основном, плёночный и поровый, редко базальный.

• Среднее значение глинистости составляет 27,4%.

• Более 43% глин приходится на хлорит и монтмориллонит, которые отли чаются высокой набухаемостью в пресной и слабоминерализованной воде.

В состав цемента также входит каолинит.

• С опесчаниванием "рябчика" содержание гидрослюды уменьшается, а со держание каолинита и хлорита увеличивается.

• Средняя проницаемость 14,2 мд, пористость 21,4–27,6% В главе проанализированы особенности разработки пласта АВ1(1-2) «Ряб чик». Из анализа можно сделать вывод, что дебиты и приемистости скважин характеризуются значительными темпами падения (рис.11).

Коэффициент снижения дебита Коэффициент снижения жидкости приемистости 1. jt j qt q j0 j j* = 0. q0 q0 0. q= * 1 j q 0. j 0. J* q* q 0.4 0. 0.2 0. 0.0 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 t/t t/t Рис. 11 - Коэффициент снижения дебита жидкости (а) и приемистости (б) скважины Подобная динамика показателей эксплуатации скважин связана c процессами поражения пласта.

Основным мероприятием по увеличению нефтеотдачи пласта АВ1(1-2) явля ется гидроразрыв. Скважины без ГРП могут работать продолжительное время, но в силу низких дебитов эксплуатация скважин не является рентабельной. После ГРП дебиты скважин увеличиваются до 5 раз. Однако, срок их эксплуатации в среднем составляет 4-5 лет, скважины характеризуются резким падением дебитов и ростом обводненности. Причины связаны с тем, что трещины ГРП уходят вниз за пределы целевого пласта АВ1(1-2) Рябчик и попадают в обводненный пласт АВ1(3). Пресная вода от закачки в пласт АВ1(3), попадая в Рябчик, приводит к диспергированию и разбуханию глинистых минералов Рябчика. Поскольку ее минерализация отлична от собственной воды Рябчика. Это одна из причин низкой продуктивности скважин пласта АВ1(1-2) Рябчик. Следующая причина связана с низким пластовым давлени ем. В настоящее время в рамках существующей системы ППД в пласт закачивается 90% пресной воды и 10 % попутно добываемой. Закачка пресной воды опять же является причиной поражения пласта и является не вполне эффективной.

Также в данной главе проанализированы лабораторные эксперименты по из менению проницаемости при фильтрации различных флюидов через образцы породы пласта АВ1(1-2), которые показали сильное поражение пласта.

Проведенный анализ подчеркивает целесообразность учета кинетики пора жения пласта АВ1(1-2) Рябчик при прогнозировании показателей разработки в зависимости от проводимых геолого-технических мероприятий.

В рамках данной работы была построена секторная гидродинамическая мо дель пластов группы АВ (АВ1(1-2) Рябчик, АВ1(3), АВ2-3). Адаптация расчетных показателей к фактическим проводилась по предлагаемой методике учета кинетики поражения пласта (главе 4). Ниже приводится сравнение фактических и расчетных показателей по скважинам (рис.12).

Расчеты с учетом поражения показали хорошее совпадение с фактическими показателями, что позволяет использовать предложенную методику учета пораже ния для адаптации гидродинамических моделей, а также для прогнозирования показателей разработки. Так, например, кинетика поражения использовалась для обоснования бурения скважин на пласт АВ1(1-2). При этом степень падения дебитов проектной скважины оценивалась по коэффициентам падения дебитов окружающих фактических скважин (рис.13) 80 Дебит жидкости, м3/сут Факт Забойн. давление, атм Расчет Фактические замеры Расчет без учета кинетики Расчет с учетом кинетики 0 200 400 0 300 600 900 Время, сут Время, сут Рис. 12 – а) Дебит жидкости скважины пласта АВ1(1-2) Рябчик после ГРП с учетом ки нетики поражения. б) Сравнение забойного давления скважины пласта АВ1(1-2) после ГРП с учетом и без учета кинетики поражения пласта Показатели работы проектной скважины с учетом кинетики поражения пла ста АВ1(1-2) показаны на рис.14 Полученные результаты на основе технико экономических расчетах позволяют сделать выводы о целесообразности бурения скважины.

Рис. 13 – Распределение коэффициентов падения дебитов жидкости всех скважин эле мента разработки Накоп.добыча, тыс.м Дебит ж-ти, м3/сут Накоп. Доб.ж-ти Дебит нефти, м3/сут Накоп. Доб.нефти Дебит, м3/сут 0 01.03.2009 04.01.2016 08.11.2022 01.03.2009 04.01.2016 08.11. Рис. 14 – Проектные показатели скважины с учетом кинетики поражения а) дебиты;

б)накопленная добыча Далее зная, причины поражения пласта АВ1(1-2) были проанализированы возможности увеличения его нефтеотдачи, главным образом направленные на предотвращение диспергирования и разбухания глинистых минералов. Для увеличения эффективности системы ППД необходимо использовать соответст вующие агенты закачки. Для этого использованы результаты лабораторных экспе риментов по влиянию минерализации раствора на проницаемость образцов породы Рябчика (Закиров И. С., 2006) (рис.15). Согласно экспериментам большинство агентов закачки снижает проницаемость пласта АВ1(1-2), за исключением 5%-го водного раствора CaCl2.

Для увеличения эффективности работы скважин после ГРП необходимо пре дотвратить приток воды из нижних обводнившихся пластов. Поэтому нельзя допускать распространение трещины ГРП ниже пласта АВ1(1-2).

Чтобы оптимизировать процесс разработки ведущие специалисты ТНК-BP предложили проводить ремонтно-изоляционные работы (РИР) перед ГРП. Суть предлагаемой технологии РИР заключается в установке блокирующего экрана (рис.16). В качестве основного водоизолирующего состава предлагается применить жидкое стекло с добавлением структурообразователей, таких как эфиры и амиды карбоновых кислот (данные составы успешно применяются в России для проведе ния РИР). Применение технологии РИР снизит риск поражения пласта в результате разбухания глинистых минералов и позволит производить более массивные ГРП без ухода трещины за пределы разрабатываемого пласта.

Также необходимо устранять негативные последствия мелкодисперсной ми грации в условиях пласта АВ1(1-2). Миграция мелких фракций связана с отслаива нием частиц каолинита и их транспортировкой в пласте, что приводит к закупорке поровых каналов;

это негативное явление устраняется при изменении направления потоков.

Реализация указанных мероприятий позволит обеспечить достижение про ектных показателей разработки пласта АВ1(1-2) и предупредить возможные осложнения, обусловленные особенностями геологического строения объекта.

Рис. 15 - Изменение проницаемости образцов породы рябчика в зависимости от мине рализации прокачиваемого раствора Рис. 16 - Технология закачки жидкого стекла для изоляции обводненных пластов Основные выводы и результаты работы 1. Проницаемость в зависимости от свойств пласта и фильтрующихся флюи дов не является постоянной величиной, а меняется в процессе разработки. Измене ние проницаемости может протекать в течение длительного времени. Характер кинетики проницаемости описывается убывающей экспоненциальной зависимо стью, как правило, с выходом на постоянное значение проницаемости.

2. Нормированные зависимости снижения проницаемости, несмотря на раз нообразие поражающих механизмов, характеризуются общностью и близки к экспоненциальным. Установлен характерный вид профиля изменения проницаемо сти в зависимости от радиуса и времени процесса фильтрации.

3. Обоснована обобщенная модель кинетики поражения свойств пласта в процессе разработки залежи. Кинетика проницаемости зависит от промысловых операций и условий взаимодействия скелета пласта и флюидов 4. Для корректного прогнозирования показателей разработки необходимо учитывать кинетику проницаемости. Предлагаемая новая модель поражения пласта учитывает ее влияние на продуктивность скважин.

5. Предложена методика учета кинетики проницаемости, которая может ис пользоваться при прогнозировании показателей разработки с помощью компьютер ных гидродинамических симуляторов (Тempest More, Roxar). Эту методику целесо образно использовать при адаптации гидродинамических моделей. Методика адаптации и прогнозирования показателей разработки применена на реальном объекте разработки – пласт АВ1(1-2) Список работ, опубликованных по теме диссертации 1. Михайлов Н. Н., Чирков М. В. Кинетика поражения пласта в процессе раз работки залежи //Нефтяное хозяйство, 2009, №7.-c.100- 2. Михайлов Н. Н., Чирков М. В. Обобщенная модель кинетики поражения пласта в процессе разработки залежи //Бурение и нефть, 2009, №2.-с.32- 3. Михайлов Н. Н., Чирков М. В. Моделирование влияния кинетики пораже ния пласта на показатели разработки месторождений //Вестник ЦКР Рос недра, 2009, №9.- c.10- 4. Михайлов Н. Н., Чирков М. В. Кинетика поражения пласта и ее влияние на показатели разработки. «Теория и практика применения методов увеличе ния нефтеотдачи пластов»: Мат. междунар. науч. Симпозиума. В 2т. –Т.2 – М.: ОАО «Всерос.Нефтегаз. науч.-исслед. институт», 2009. -c.91- 5. Михайлов Н. Н., Чирков М. В. Влияние кинетики изменения проницаемо сти при разработке сложнопостроенных заглинизированных пластов. «Но вые технологии освоения и разработки трудно-извлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи»: Труды VII международного техно логического симпозиума. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2008. с.286- 6. М. Chirkov Effect of Kinetics of Permeability Alteration on Development of Clayey Oil Formation. 11th European Conference on the Mathematics of Oil Re covery, September 2008, P 7. Чирков М. В., Михайлов Н. Н. Учет кинетики изменения проницаемости при разработке заглинизированного пласта АВ1(1-2) («Рябчик») Самотлор ского месторождения. Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». Мат. ме ждунар. науч. Симпозиума. В 2т. – Т.2 – М.: ОАО «Всерос.Нефтегаз. науч. исслед. институт», 2007. – с.315- 8. Чирков М.В. Особенности моделирования сложно-построенных коллекто ров на примере отложений АВ1(1-2) – «Рябчик». Научно-практическая конференция «Геофизические исследования скважин», посвященная 100 летию промысловой геофизики, тезисы докладов, Москва, 2006.

9. Чирков М. В., Михайлов Н. Н. Учет кинетики изменения проницаемости при разработке заглинизированного пласта АВ1(1-2) («Рябчик») Самотлор ского месторождения. Тезисы доклада Международного научного симпо зиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». – М.: ОАО «Всерос.Нефтегаз. науч.-исслед. институт», 2007. – с. Соискатель Чирков М.В.

e-mail mvchirkov@mail.ru

 

Похожие работы:





 
2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.