1

На правах рукописи

НИЗАЕВ РАМИЛЬ ХАБУТДИНОВИЧ

РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ

ЗАПАСОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Бугульма – 2010 2

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина.

доктор технических наук,

Научный консультант:

академик АН Республики Татарстан Ибатуллин Равиль Рустамович - доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты:

Золотухин Анатолий Борисович - доктор технических наук Газизов Айдар Алмазович - доктор технических наук Иктисанов Валерий Асхатович Общество с ограниченной ответствен

Ведущая организация:

ностью научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология»

Защита состоится 15 октября 2010 года в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научноисследовательского и проектного института нефти.

Автореферат разослан августа 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук И.В. Львова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы В настоящее время большинство крупнейших месторождений нефти вступило в позднюю стадию разработки, что обуславливает значительное снижение эффективности традиционных методов извлечения нефти из недр.

Увеличивается доля запасов высоковязких нефтей. Именно поэтому в последние годы все большее внимание уделяется проблемам использования различных технологий для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в условиях истощенных объектов и высоковязких нефтей.

Запасы нефти относят к трудноизвлекаемым, если для их разработки необходимо привлекать повышенные финансовые, трудовые и материальные ресурсы, использовать нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и специальные реагенты и материалы. В условиях месторождений Урало-Поволжья этим характеристикам отвечают запасы, заключенные в слабопроницаемых коллекторах (менее 0,05 мкм2); в зонах контакта нефть-вода (водонефтяных зонах); содержащие высоковязкую нефть и т.д.

К категории трудноизвлекаемых относятся также остаточные запасы нефти на месторождениях, выработанные свыше 80 %, поскольку для их дальнейшей разработки требуются капитальные вложения и эксплуатационные затраты, соизмеримые с затратами в период освоения месторождения.

Важной проблемой нефтяной отрасли является освоение месторождений высоковязких нефтей. Интерес к разработке этих месторождений связан, прежде всего, с выработанностью основных запасов маловязких нефтей. Так на месторождениях Татарстана с начала разработки отобрано свыше 80 % начальных извлекаемых запасов нефти. При этом ускоренными темпами вырабатывались активные запасы легких девонских нефтей при одновременном повышении из года в год доли трудноизвлекаемых запасов. Остаточные запасы нефти по РТ в терригенных отложениях составляют 65,1 % (средняя выработанность запасов более 80 %), в карбонатных отложениях – 32,2 % и на долю сверхвязких нефтей (СВН) приходится 2,6 %. На долю запасов нефти по РТ с вязкостью выше 200 мПа*с приходится 8 %, на долю карбонатных отложений – 28,2 %, на долю терригенных отложений – 63,8 %. На Ромашкинском месторождении остаточные запасы нефти в терригенных отложениях составляют 88,3 % (средняя обводненность более 87 %), в карбонатных отложениях – 11,7 %.

Компьютерное моделирование пластовых систем является в настоящее время инструментом для прогнозирования разработки месторождений углеводородов и мониторинга их эксплуатации. Созданы различные программные продукты и накоплен многолетний опыт их использования нефтегазовыми компаниями. Наиболее известные зарубежные программные комплексы созданы фирмами Landmark Halliburton Int, Schlumberger, Roxar Software Solution, Tigers, CMG. Среди отечественных программных продуктов наибольшее распространение получили LAURA, ГЕОПАК, ТЕХСХЕМА, TimeZYXПересвет, ТРИАС. В основе этих моделей – результаты фундаментальных исследований в области общей геологии, гидродинамики и экономики, проводящиеся специалистами различных стран.

На современном этапе развития нефтедобывающей отрасли роль моделирования в повышении эффективности эксплуатации месторождений возрастает в связи с бурным развитием эффективных компьютерных технологий и технических средств, значительным расширением числа технологий и методов, используемых для совершенствования процесса разработки месторождений, а также ухудшением ресурсной базы и состояния разработки месторождений, «старением» объектов обустройства, резким увеличением доли бездействующего фонда скважин, низкими дебитами и высокой обводненностью продукции, неравномерным распределением в объеме продуктивного пласта остаточных запасов нефти и т.д.

Для эффективного применения той или иной технологии необходимо предварительное её теоретическое апробирование. Одним из способов такого апробирования является построение гидродинамической модели процесса разработки.

Тепловые методы разработки месторождений высоковязких нефтей при всей их эффективности требуют значительных энергозатрат и капитальных вложений, что в конечном итоге ведет к повышению себестоимости добычи нефти. Поэтому совершенствование существующих и создание более эффективных и менее энергоемких методов разработки таких запасов является одной из важнейших задач. С учетом все возрастающих объемов добычи высоковязких нефтей актуальность этой проблемы с каждым годом возрастает.

Цель диссертационной работы заключается в развитии технологий для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефтяных месторождений на основе использования методов геологотехнологического моделирования.

Задачи исследований 1. Создание блочно-сеточной гидродинамической модели залежи нефти и оценка результатов воздействия на пласты полимердисперсными системами.

2. Выбор эффективной системы разработки залежи, содержащей высоковязкую нефть, при тепловом воздействии с использованием термогидродинамического моделирования.

3. Обоснование новых промышленных технологий разработки залежей высоковязких нефтей с подстилающим водоносным горизонтом.

4. Оценка зависимости технологических показателей разработки от распределения нефтенасыщенности вдоль ствола нагнетательной горизонтальной скважины при паровом воздействии на залежи высоковязкой нефти.

5. Оценка влияния на коэффициенты нефтеизвлечения и дебиты скважин с расстоянием по вертикали от основного горизонтального ствола до ВНК, длин стволов разветвлений, направлений разветвлений горизонтального ствола для условий залежей турнейских отложений.

6. Обоснование на базе созданной геологической и гидродинамической моделей траекторий горизонтальных скважин и боковых стволов в пределах участков 1 блока Абдрахмановской площади.

7. Оценка влияния некондиционных значений параметров пласта на величину запасов нефти и технологические показатели разработки на примере модельного участка 1 блока Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения.

Научная новизна 1. На основе интегральных законов сохранения массы создана блочносеточная модель фильтрации двухфазной жидкости на неструктурированной сетке, предназначенная для расчета технологических показателей разработки и оценки выработки запасов нефтяных объектов.

2. С использованием точного решения для давления в круговом пласте радиуса rk со скважиной постоянной интенсивности получены зависимости, связывающие дебиты скважин и забойные давления. На основе интегральных законов сохранения массы получены разностные соотношения, учитывающие переток жидкости между подобластями и оценивающие влияния напора краевых вод на динамику технологических показателей разработки нефтяных месторождений.

3. Для оценки влияния отключения скважин с использованием условия сохранения материального баланса получена зависимость между значением средней насыщенности в блоке (подобласти) и обводненностью скважин.

4. На основе анализа результатов термогидродинамического моделирования карбонатных отложений установлено, что бурение боковых стволов в нагнетательных скважинах в радиальном направлении длиной 0,30-0,35 д. ед.

по отношению к расстоянию между скважинами в сочетании теплового воздействия на пласт с заводнением при закачке оторочки пара в объеме 0,3–0,5 д.

ед. от порового объема, приводит к наиболее экономически эффективному результату при извлечении высоковязкой нефти из залежи при любой сетке скважин.

5. На основании моделирования предложен и обоснован новый метод повышения коэффициента нефтеизвлечения залежи высоковязкой нефти закачкой теплоносителя в подстилающий водоносный пласт через вертикальную нагнетательную с поочерёдным переводом под циклическую закачку теплоносителя вертикальных добывающих скважин.

6. На основе гидродинамических расчетов для условий залежей турнейских отложений месторождений Татарстана получены уравнения, связывающие коэффициенты нефтеизвлечения и дебиты скважин с расстоянием по вертикали от основного горизонтального ствола до ВНК, длинами стволов разветвлений, направлениями разветвлений горизонтального ствола.

7. Разработана гидродинамическая модель процесса вытеснения нефти с применением полимердисперсной системы.

Защищаемые положения 1. Блочно-сеточная модель фильтрации в пласте и оценка результатов воздействия на нефтяные пласты полимердисперсными системами.

2. Способ выбора эффективной системы разработки залежи содержащих высоковязкую нефть при тепловом воздействии в пласт на основе математического моделирования;

3. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с подстилаемой водой путем закачки теплоносителя в подстилающий водоносный пласт на основе математического моделирования.

4. Оценка зависимости технологических показателей разработки от распределения нефтенасыщенности по стволу нагнетательной горизонтальной скважины при паровом воздействии на залежи высоковязкой нефти.

Практическая ценность работы 1. Предложенная блочно-сеточная модель фильтрации применима для расчета технологических показателей разработки и оценки выработки запасов нефти по подобластям и по объекту в целом. Эта модель апробирована для различных систем заводнения. Результаты расчетов технологических показателей разработки на основе блочно-сеточной модели были использованы в проектных документах разработки Ново–Шешминского, Ямашинского, Тавельского, Ильмовского, Чишминской площади Ромашкинского месторождений.

2. С использованием результатов термогидродинамического моделирования пластов северо-восточного бортового склона Мелекесской впадины установлено, что бурение боковых стволов в нагнетательных скважинах в радиальном направлении длиной 0,30-0,35 д. ед. по отношению к расстоянию между скважинами в сочетании теплового воздействия на пласт с заводнением при закачке оторочки пара в объеме 0,3–0,5 д. ед. от порового объема к приводит к наиболее экономически эффективному результату при извлечении высоковязкой нефти из залежи.

3. Для геолого-физических условий залегания объектов (залежей) высоковязких нефтей Мордово - Кармальского и Ашальчинского месторождений рекомендована закачка теплоносителя в подстилающие водоносные пласты, позволяющая значительно увеличить добычу нефти из залежи.

4. Зависимости, связывающие коэффициенты нефтеизвлечения и дебиты скважин с расстоянием по вертикали от основного горизонтального ствола до ВНК, длинами стволов разветвлений, направлениями разветвлений горизонтального ствола, полученные для условий залежей турнейских отложений месторождений, позволяют проектировать разработку месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС) и многозабойных скважин (МЗС).

5. На основании анализа результатов гидродинамического моделирования выбраны траектории горизонтальных скважин и боковых стволов в пределах участков 1 блока Абдрахмановской площади. Прогнозные нефтенасыщенные толщины, рассчитанные по адаптированной до 2000 г. модели I блока Абдрахмановской площади и полученные по фактическим пробуренным с 2000 по 2007 гг. скважинам, в целом подтвердились на 77 %.

6. Для условий опытного участка Акташской площади НовоЕлховского месторождения показано, что воздействие на нефтяные пласты полимердисперсной системой обеспечивает более равномерный и полный отбор подвижных запасов нефти по сравнению с вариантом без воздействия.

Прогноз применения полимердисперсной системы может позволить увеличить охват пластов заводнением наряду с увеличением объемов отбираемой нефти на 31 тыс.т., а также к снижению темпов обводнения продукции.

7. На основе выполненных исследований автором разработано методическое пособие "Создание геологической и гидродинамической моделей месторождения".

8. Результаты исследований использованы при разработке РД 39Методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии".

Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались на:

- Республиканском совещании по проблеме организации эффективного использования методов математического моделирования и ЭВМ при проектировании и анализе и управлении разработки нефтяных месторождений Татарии (Бугульма, май 1988 г.);

- Региональном семинаре методологии системного анализа проблем разработки нефтяных месторождений (Пермь, ноябрь 1988 г.);

- III Всесоюзном семинаре по современным проблемам теории фильтрации (Москва, май 1989 г.);

- Республиканской научно-технической конференции по математическому и физическому моделированию процессов разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи пластов (Казань, октябрь 1990 г.);

- Итоговой научной конференции КГУ за 1990 г. Секция: Численные методы в подземной гидромеханике (Казань, январь, 1991 г.);

- Всесоюзной научной конференции по краевым задачам теории фильтрации и их приложения (Казань, сентябрь, 1991 г.);

- Заседаниях Ученого совета ТатНИПИнефть;

- Семинаре-конференции главных геологов по вопросам моделирования горизонтальных скважин (Актюба, декабрь, 2001 г.);

- Конференции "Перспективы стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения" (Альметьевск, май, 2007 г);

- Региональной научно-практической конференции «Актуальные вопросы геолого-гидродинамического моделирования и переоценки нефтяных ресурсов Республики Татарстан» (Казань, ноябрь, 2009 г.).

Публикации. Опубликовано 37 работ, в том числе 9 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ, 1 монография, 1 учебно-методическое пособие, 4 патента РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, текст изложен на 223 страницах и 3 приложениях, содержит 21 таблицу, 144 рисунка. Список использованной литературы состоит из 134 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дано обоснование актуальности темы диссертации, определены цель и задачи исследований, сформулированы научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе рассмотрены проблемы создания геологических и гидродинамических моделей нефтяных месторождений, в т.ч. связанные с недостатком информации о месторождении.

Большой вклад в развитие теории и практики геологического и гидродинамического моделирования разработки нефтяных объектов внесли известные ученые и специалисты: З.С. Алиев, В.А. Бадьянов, В.А. Байков, Г.И. Баренблатт, К.С. Басниев, Ю.Е. Батурин, В.Я. Булыгин, Д.В. Булыгин, Г.Г. Вахитов, И.В. Владимиров, А.А. Газизов, В.А. Данилов, Л.Ф. Дементьев, В.М. Ентов, Н.А. Еремин, Ю.П. Желтов, М.Ю. Желтов, Р.Х. Закиров, С.Н.

Закиров, Э.С. Закиров, А.Б. Золотухин, Р.Р. Ибатуллин, В.А. Иктисанов, Р.Д.

Каневская, Р.М. Кац, Б.И. Леви, В.П. Майер, М.В. Мееров, В.З. Минликаев, А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.М. Молокович, Р.И. Нигматулин, А.И. Никифоров, А.М. Рузин, В.М. Рыжик, Л.П. Рыбицкая, В.Б. Таранчук, Р.Т. Фазлыев, К.М.

Федоров, Н.И. Хисамутдинов, М.М. Хасанов, А.Х. Шахвердиев, А.Н. Чекалин, K.Aziz, K.H. Coats, H.B Crichlow, L.J. Durlofsky, H. Kasemi, D.W. Peaceman, А. Settary и др.

Одной из отличительных особенностей мелких месторождений является их многозалежное строение, где залежи разбросаны по площади на большие расстояния. Построение адекватной модели для таких месторождений связано с количеством информации по каждому поднятию. При этом результаты подсчета запасов нефти, выполненные по разным методикам, могут существенно отличаться. В табл. 1 и 2 приведены начальные балансовые запасы нефти Заветного поднятия Заветного и Пинячинского месторождений, числящиеся на балансе в ГКЗ, и рассчитанные по модели. По всей видимости, основная причина таких различий лежит как в способе определения положения водонефтяного контакта (ВНК), так и в способе определения параметров залежи в его окрестности. Недоизученность месторождения приводит к значительным изменениям в подсчете геологических запасов нефти по мере разбуривания залежи, где бурение каждой новой скважины вносит значительную корректировку в распределение запасов нефти по объектам разработки. При этом может существенно поменяться положение водонефтяного контакта у каждого поднятия. На примере построения геологической и гидродинамической моделей Пинячинского месторождения выявилось следующее: часть добывающих скважин по построенной модели оказалась около границ с ВНК и расчетная добываемая продукции получалась сильно обводненной. По промысловым данным эти скважины добывали безводную нефть.

Сравнительная таблица запасов нефти Заветного поднятия Средний карбон Нижний карбон Итого по месторождению: 13658 (С1+С2) 13374,7 (С1+С2) +6,4 % Сравнительная таблица запасов нефти Пинячинского месторождения разработки нефти, (подсчет нефти, оцененные нефти, % По анализу результатов гидродинамического моделирования, проведенному для одного из опытных участков верхнетурнейских отложений Бавлинского месторождения, можно отметить, что эффективность работы горизонтальной скважины по фактическим данным выше, чем по расчетным. При этом на практике после бурения горизонтальной скважины отмечается рост добычи нефти в окружающих семи вертикальных скважин (ВС), чего не отмечается в расчетах. Этот факт можно объяснить в первую очередь неполнотой и неточностью информации, принятой для построения геологической модели пласта.

Влияние ремасштабирования на результаты гидродинамических расчетов показано на примере расчетов трехмерной геолого-фильтрационной модели тульских и бобриковских продуктивных отложений нижнего карбона Бахчисарайского поднятия Бахчисарайского месторождения.

Как правило, геологическая модель блока имеет очень высокую степень детальности (в среднем от первых десятков до нескольких сотен геологических слоев), что делает практически невозможным ее использование без осреднения (ремасштабирования) в гидродинамических расчетах из-за ограниченности ресурсов машинной памяти и неприемлемого времени расчетов.

С целью определения влияния осреднения на выработку запасов нефти и технологических показателей разработки были просмотрены различные варианты ремасштабирования с гидродинамическими слоями NZ=5, 9, 20 и (NZ - количество гидродинамических слоев в модели) при постоянном количестве расчетных сеток по направлениям X и Y. Для проверки необходимости адаптации параметров фильтрационной модели были проведены гидродинамические расчеты:

а) с адаптацией варианта при NZ=38 и проведением следующих расчетов для NZ=20, 9 и 5;

б) без адаптации параметров модели с теми же вариантами осреднения (NZ=5, 9, 20 и 38).

На рис. 1, 2 приведены поля распределения начальной нефтенасыщенности в разрезе для двух вариантов ремасштабирования.

По результатам исследований с использованием трехмерной геологофильтрационной модели тульских и бобриковских продуктивных отложений нижнего карбона Бахчисарайского поднятия Бахчисарайского месторождения показано, что:

- расхождение между результатами расчетов без адаптации параметров модели и с адаптацией при NZ=38 по накопленной добыче нефти к концу истории составляет 350 %, а на конец разработки - 220 %;

- для случая с адаптацией параметров модели расхождение между вариантами (NZ=38) и (NZ=5) по накопленной добыче нефти на конец разработки составляет 26 %.

Рисунок 1 Распределение начальной нефтенасыщенности в разрезе. (NZ=5) Рисунок 2 Распределение начальной нефтенасыщенности в разрезе. (NZ=38) Для выявления влияния разбуренности залежи на оценку запасов нефти и на технологические показатели разработки проведены численные эксперименты для двух вариантов разработки на примере верейского горизонта участка Курмышского месторождения: в первом варианте геологическая модель построена по информации, полученной по трем пробуренным скважинам (до 1992 г.), а прогнозные гидродинамические расчеты проведены по 27 проектным скважинам (пробуренным после 1992 г.). Во втором варианте геологическая и гидродинамическая модели построены по данным 30 пробуренных скважин к 2008 г. На рис. 3, 4 показано распределение параметров пористости в разрезе по скважинам 8505, 673, 675 по вариантам.

Рисунок 3 Распределение пористости в разрезе по скважинам 8505, 673, 675.

Рисунок 4 Распределение пористости в разрезе по скважинам 8505, 673, 675.

По информации, полученной после бурения 3-х скважин (первый вариант) получено близкое к однородному распределение параметров. Балансовые запасы нефти для этого варианта составили 1099 тыс.т. При построении геолого-технологических моделей продуктивных объектов, разбуренных по редкой сетке скважин, которые оконтурены по одной или нескольким поисково-разведочным скважинам, допускается множество условностей при составлении структурного плана залежи, ее геологического строения, оконтуривания, распределения параметров залежи. Представление о геологическом строении верейского горизонта изменилось по мере разбуривания залежи.

Появилась дополнительная информация о геологическом строении пластов, их литолого-физической характеристике, свойствах насыщающих их флюидов, данных исследований скважин.

Балансовые запасы нефти для второго варианта составляют 2394 тыс.т., то есть на 118 % больше варианта с данными по 3-м скважинам. Наличие этого фактического материала послужило основой для более детального геологического и гидродинамического моделирования. На рис. 5 - 7 приведены результаты гидродинамических расчетов, полученные для двух вариантов разработки поднятия.

Рисунок 5 Распределение текущей нефтенасыщенности к 2030 г.

Рисунок 6 Распределение текущей нефтенасыщенности к 2030 г.

Рисунок 7 Динамика годовой добычи нефти по вариантам Во втором варианте накопленная добыча нефти к 2030 г. разработки больше на 264,1 тыс.т. (или 85 %), чем в первом варианте.

Для достоверного описания энергетического состояния пластов большое значение имеет корректное описание влияния законтурных зон.

При отсутствии информации о влиянии напора краевых вод на процесс вытеснения нефти краевыми и подошвенными водами часто приходится обращаться к аналогичным объектам, имеющим историю разработки. Были рассмотрены проблемы влияния пластовой водонапорной системы на технологические показатели разработки для верейского горизонта участка Курмышского месторождения. Геологическая и гидродинамическая модели построены по данным 30 пробуренных скважин. Численные эксперименты проведены для двух сценариев разработки: в первом сценарии распределение текущей нефтенасыщенности получено на основании адаптации параметров модели по истории разработки данных отложений, во втором сценарии с целью выявления влияния водоносных бассейнов использовались все данные результатов первого сценария, но с исключением пластовой водонапорной системы. Сравнение расчетных данных по двум сценариям (рис. 8, 9) показывает различие в выработке запасов нефти, движении контуров ВНК.

Рисунок 8 Распределение текущей нефтенасыщенности к 2008 г. Сценарий с исключением пластовой водонапорной системы. На базе информации по Рисунок 9 Распределение текущей нефтенасыщенности к 2008 г. Сценарий с пластовой водонапорной системой. На базе информации по 30 скважинам На рис. 10 приведена динамика среднего пластового давления залежи с учетом и без учета водонапорной системы.

МПа Рисунок 10 Влияние водонапорной системы на динамику среднего пластового давления. На базе информации по 30 скважинам Во второй главе описывается созданная блочно-сеточная модель фильтрации жидкости, предназначенная для расчета технологических показателей разработки и оценки выработки запасов нефтяных объектов на неструктурированной сетке.

При этом были приняты следующие допущения:

а) пласт и насыщающие его нефть и вода слабосжимаемы;

б) жидкости в пласте не смешиваются, не взаимодействуют между собой и с коллектором;

в) процесс движения нефти и воды изотермический и подчиняется линейному закону Дарси;

г) действие капиллярных и гравитационных сил пренебрегается.

Справедлива следующая система уравнений В приведенных выше уравнениях t – время; m – коэффициент пористости; P – пластовое давление; коэффициенты So, Sw – нефте- и водонасыщенности (индексы “o” и “w” соответствуют нефти и воде); k – коэффициент абсолютной проницаемости пласта; fo, fw – функции относительных фазовых проницаемостей; o, w – коэффициенты динамических вязкостей нефти и воды; o, w – коэффициенты плотностей нефти и воды; Bo, Bw – коэффициенты объемного расширения нефтяной и водной фаз.

В зависимости от геологических условий залегания коллектора и его свойств, от системы размещения скважин область течения в плане разбивается на М подобластей, ограниченных ломаными линиями (рис.11). В качестве начальных условий задаются распределения давления, нефтенасыщенности (или водонасыщенности). Внешняя граница предполагается: а) либо непроницаемой; б) либо на внешней границе за счет напора краевых вод поддерживается постоянное давление; в) либо на одной ее части заданы условия а) на другой – в).

Граничные условия на скважинах задаются следующим образом: на нагнетательных скважинах задаются условия отсутствия нефти в нагнетаемой жидкости, либо давление, либо скорость истечения воды в пласт через поверхность скважины. На добывающих скважинах - либо забойные давления, либо скорость притока жидкости в скважину через ее поверхность.

Скважины: - добывающие; - нагнетательные;

G0– внешняя граница; Gi – граница между блоками; i – i-ая подобласть.

Сетка может быть структурированной – составленной из треугольных или четырехугольных ячеек, или неструктурированной – составленной из ячеек диаграммы Вороного, построенной на основе триангуляции Делоне.

При разбиении объекта (месторождения, залежи) на блоки рекомендуется учитывать следующие факторы:

• Литологическое строение объекта.

• Изменчивость коллекторских свойств в выделенных подобластях минимальная, т.е. коллекторские свойства в них характеризуются минимальной неоднородностью.

• Систему расположения скважин и заводнения нефтяных пластов, стремясь к минимальному перетоку жидкости между выделенными участками, например, разбиение по разрезающим рядам нагнетательных скважин.

В зависимости от способов разбиения объекта скважины можно располагать как в узловых точках, так и внутри подобластей. Внутри каждой подобласти может быть размещено любое количество скважин.

Предположим, что в каждой подобласти i пласт представлен одним пропластком и характеризуются однородными свойствами, т.е. постоянными значениями толщины Hi и абсолютной проницаемости ki, а распределения давления, нефте- и водонасыщенности в этих подобластях зависят только от времени.

Проинтегрируем систему уравнений (1), (2) по подобласти i. (i=1,M) После интегрирования получим:

где n – внешняя нормаль к границам подобласти и скважин;

Ni – число отрезков, составляющих границу i-ой подобласти;

N iГ0 – число отрезков в i, составляющих внешнюю границу области течения;

Niдоб, Niнаг – количество добывающих и нагнетательных скважин в i.

Интегралы по контурам скважин G и G в подобласти имеют вид:

где qi,, – дебит - ой добывающей скважины; qзак.i, – закачка воды - ой нагнетательной скважиной; i,, i, – доли отборов добывающей и нагнетательной скважин, приходящиеся на подобласть i (i, = i, =1, если скважина находится внутри подобласти i).

С использованием точного решения для давления в круговом пласте радиуса rk со скважиной постоянной интенсивности получены формулы, связывающие дебиты скважин и забойные давления:

Коэффициенты А, В и С учитывают, упругие свойства породы и жидкости.

Формула (7) получена при следующих предположениях (рис.12, 13):

а) течение в окрестности каждой скважины – плоскорадиальное, т.е.

оно моделируется течением в круговом пласте, ограниченном контурами скважины и питания;

б) область фильтрации состоит из зон движения нефти и воды и “чистой” нефти для добывающей скважины и зон движения нефти и воды и воды для нагнетательной скважины;

Рисунок 12 Схема вытеснения в окрестности нагнетательной скважины:

1 - зона движения нефти и воды ; 2 - зона движения "чистой" нефти";

Sсв - коэффициент связанной водонасыщенности;

Smax - коэффициент максимальной водонасыщенности Рисунок 13 Схема вытеснения в окрестности добывающей скважины:

1 - зона движения нефти и воды; 2 - зона движения "чистой" нефти в) фронт, разделяющий эти зоны – окружность, радиус которой rf определяется из условия равенства объема воды, находящейся в зоне движения нефти и воды, и объема воды, вычисленного по средней водонасыщенности;

г) насыщенность в зоне смеси считается постоянной по радиусу зоны.

Используя разностный аналог для членов, учитывающих перетоки жидкости между подобластями в (8), (9), получены:

где di,l - длина отрезка, отделяющего i и l; Ri, Rl - характерные размеры i и l ; среднее (...)imid вычисляется по правилу:

oi,l, wi,l – поправочные коэффициенты перетоков жидкости между i и l (oi,l > 0, wi,l>0).

Характерный размер Ri,l определяется как расстояние между центрами смежных подобластей i и l.

Используя разностный аналог для членов, учитывающих напор краевых вод, в (4) имеем:

где Р0 - давление напора краевых вод; Ri, – удвоенное расстояние от центра подобласти до внешней границы.

Выражение для определения значения нефтенасыщенности Soi, (или значения водонасыщенности Swi), выберем в виде:

где k, t - значение абсолютной проницаемости и время работы – -ой добывающей скважины.

Параметры а, b, и с в формуле (8) определяются из следующих условий:

в) условие сохранения материального баланса, в котором учтено влияние на величину средней нефтенасыщенности участка нагнетательных скважин, выбывших и невведенных в разработку добывающих скважин.

Заменим производные по времени в (4) их разностными аналогами и учтем, что в каждой подобласти i, вязкости, пористость, коэффициенты объемного расширения зависят только от давления, а распределения насыщенности и давления – от времени. Значения абсолютной проницаемости и толщины пласта для каждого рассматриваемого участка i считаются постоянными. Тогда К системе уравнений (15 –17) добавим следующие соотношения:

Система уравнений (9 –12) относительно искомых переменных Soi, Swi, Р и параметров mi, µoi, µwi, Вoi, Вw является замкнутой.

Предложенная блочно-сеточная модель фильтрации использована при определении технологических параметров разработки в проектных документах Ново–Шешминского, Ямашинского, Тавельского, Чишминской площади Ромашкинского месторождений.

Третья глава посвящена выбору системы разработки для залежей высоковязких нефтей при тепловом воздействии на пласты, обоснованию технологии разработки залежи с подстилающим водоносным горизонтом, совершенствованию технологии разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах месторождений Татарстана с применением горизонтальных скважин, оценке зависимости технологических показателей разработки от распределения нефтенасыщенности вдоль ствола нагнетательной горизонтальной скважины при паровом воздействии на залежи высоковязкой нефти.

Выбор эффективной системы разработки залежи при тепловом воздействии с использованием термогидродинамического моделирования В качестве исходной информации для проведения расчетов использовались следующие характерные величины параметров для карбонатных отложений (табл.3).

Соотношение добывающих скважин к нагнетательным, д. ед.

Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях, мПа.с Значение начального пластового давления, МПа Отношение длины радиальных стволов к расстоянию между скважинами, д. ед.

Количество гидродинамических слоев (продуктивных пластов), ед.

Задача выбора эффективной системы разработки решалась последовательно. На начальном этапе осуществлялся выбор эффективного варианта извлечения высоковязкой нефти из залежи для отдельного пяти-, семи- и девятиточечного обращенного элемента разработки, включающих закачку теплоносителя. В целях совершенствования методов теплового воздействия в нагнетательной скважине для увеличения эффективного радиуса воздействия дополнительно по пласту разместили равноудаленно от двух соседних добывающих скважин боковые стволы.

Анализ результатов, полученных с использованием термогидродинамических расчетов, показал следующее:

1. Максимальный темп отбора от геологических запасов высоковязкой нефти и высокие значения коэффициентов нефтеизвлечения достигаются при закачке пара с дополнительным бурением в нагнетательных скважинах боковых стволов в пятом (нижнем) гидродинамическом слое. При этом соотношение длины бокового ствола к расстоянию между соседними скважинами равно 0,30–0,35 д. ед. Такая тенденция наблюдается для всех проведенных расчетов с различными расстояниями между скважинами (150, 200, 300 м).

Максимальные значения темпа достигаются при расстояниях между скважинами 150 и 200 м.

2. С увеличением расстояния между скважинами в 1,5 раза максимальный темп отбора снижается в 2 раза, что ведет к увеличению срока разработки в раза.

Далее термогидродинамические расчеты проводились на укрупненных элементах с расстояниями между скважинами 150, 200 и 300 м. При этом учитывались ранее полученные результаты расчетов для элементов, где было применено бурение боковых стволов по пятому (нижнему) гидродинамическому слою длиной соответственно 45-53, 60-70 и 90-105 м.

Были проведены численные эксперименты по закачке ненагретой воды и пара отдельно и в комбинации друг с другом, а также с учетом и без учета дополнительного бурения в нагнетательных скважинах боковых стволов. С целью обоснования и изучения методов комбинированного воздействия на пласт выполнены термогидродинамические расчеты для разных объемов закачки (0,1, 0,3, 0,5 д. ед. от порового объема) оторочек пара с последующей закачкой воды и циклической паротепловой обработкой призабойной зоны добывающих скважин до достижения тепловым фронтом от закачки теплоносителя нагнетательной скважины. На рис. 14 приведена динамика темпа отбора от начальных балансовых запасов нефти по годам для укрупненного обращенный элемент воздействия с расстоянием между скважинами 200 м.

Распределение текущей нефтенасыщенности в зависимости от времени для укрупненных обращенных элементов (системы) с расстоянием между скважинами 200 м и бурением в радиальном направлении боковых стволов по пятому (нижнему) гидродинамическому слою длиной 60 м представлены на рис. 15, 16.

В работе на основе результатов моделирования установлено:

1. Бурение в нагнетательных скважинах боковых стволов в радиальном направлении длиной равной 0,30-0,35 д. ед. по отношению к расстоянию между скважинами, которые размещают равноудаленно от двух соседних добывающих скважин, ведет к повышению темпа отбора от запасов и конечного нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта воздействием, создания единого технологического процесса теплового воздействия на нефтяной пласт через нагнетательные и добывающие скважины.

Темп от НБЗ,% Рисунок 14 Изменение темпа отбора от начальных балансовых запасов нефти по годам (укрупненный обращенный элемент воздействия с расстоянием между скважинами 200 м) Рисунок 15 Распределение текущей нефтенасыщенности к 4 году разработки Рисунок 16 Распределение текущей нефтенасыщенности к 18 году разработки 2. Увеличение расстояния между скважинами более 200 м заметно сказывается на падении темпа отбора, на снижении коэффициента нефтеизвлечения и на увеличении срока разработки пласта.

3. При закачке оторочек пара в объеме 0,3–0,5 д.ед. от порового объема результаты основных технологических показателей разработки близки между собой.

При любой сетке скважин наиболее экономически эффективным является способ извлечения высоковязкой нефти из залежи при сочетании теплового воздействия на пласт с заводнением при закачке оторочки пара в объеме 0,3 – 0,5 д.ед. от порового объема.

Моделирование разработки залежей высоковязких нефтей с подстилающим водоносным горизонтом Для моделирования разработки был выбран элемент вертикальных скважин, пробуренных на Северном куполе Мордово - Кармальского месторождения высоковязких нефтей с подстилающим пласт водоносным горизонтом.

Вертикальная скважина 97 (рис. 17), пробуренная в центре этого элемента, является нагнетательной и в эту скважину запланирована закачка горячей воды. Остальные скважины рассматриваемого элемента (102G, 105, 117, 129, 118, 119, 98, 88, 87, 86, 57, 174) являются добывающими.

Температура закачиваемой воды принята равной 80 °C. Использование для условий этого месторождения горячей воды с более высокой температурой или пара недопустимо, так как это может привести к разрушению цементного камня крепления скважин, обсаженных по проекту нетермостойким Рисунок 17 Модель элемента с подстилающим водоносным горизонтом.

цементным камнем. Первоначально был просчитан вариант разработки, предполагающий работу лишь одной центральной нагнетательной скважины и постоянную работу остальных добывающих скважин в режиме отбора продукции. Однако этот вариант разработки оказался не эффективным в силу отставания фронта прогрева, инициированного закачкой теплоносителя в центральную нагнетательную скважину, от продвижения фильтрационного потока закачиваемого вытесняющего агента от нагнетательной скважины к стволам добывающих. С целью выравнивания скорости продвижения фронта прогрева и скорости продвижения фильтрационного потока был предложен вариант, предусматривающий на начальной стадии разработки залежи перевод добывающих скважин под циклическую закачку теплоносителя в водоносный пласт. Период времени, в течение которого добывающая скважина переводится под закачку теплоносителя, равен двум неделям. Цикл организован так, что в начале каждого месяца под закачку переводятся две добывающие скважины, затем, по истечении 14 дней, закачка прекращается, и скважина вновь переводится под добычу продукции. В начале следующего месяца переводу под нагнетание подвергаются следующие две скважины. И, с течением времени эксплуатации объекта, такой процедуре перевода под нагнетание подвергаются все работающие добывающие скважины.

Смоделированы варианты, при которых перевод добывающих скважин под циклическую закачку теплоносителя в подстилающий водоносный пласт, был осуществлён в течение 1, 3, 5 первых лет разработки залежи.

Применение перевода добывающих скважин под циклическое нагнетание теплоносителя в подстилающий водоносный пласт позволяет существенно повысить добычу высоковязкой нефти уже в начальной стадии разработки залежи (рис. 18).

Дебит нефти, м^3/сутки Дебит нефти, м^3/сутки Дебит нефти на конец первого года разработки по предлагаемому варианту, связанному с переводом вертикальных добывающих скважин под циклическое нагнетание теплоносителя в пласт, больше дебита нефти, полученного при расчёте варианта разработки, не предусматривающего применение циклического перевода скважин под нагнетание, в 10 раз (рис. 18).

Результаты промысловых исследований Закачка горячей воды в нагнетательную скважину согласно технологической схемы разработки (ТСР) должна производится при устьевой температуре не менее 80 С, режим закачки стационарный, объём закачиваемого теплоносителя рассчитывался с помощью гидродинамической модели пласта CMG STARS, адаптированной к конкретным геолого-физическим и теплофизическим свойствам пласта.

На основании опытных промысловых испытаний закачек теплоносителя (пар, горячая вода), термогидродинамических и физико-химических исследований, сделан следующий вывод: начальная приёмистость продуктивного пласта, насыщенного сверхвязкой нефтью, очень низкая и не позволяет без предварительной обработки и циклического дренажа закачать достаточные объёмы теплоносителя (пар, горячая вода) в пласт без его разрыва.

Термогидродинамические расчеты показали эффективность циклической обработки не только нагнетательной, но и добывающих скважин. Анализ результатов показал, что без предварительной обработки и циклического дренажа закачать достаточные объёмы теплоносителя (пар, горячая вода) в пласт невозможно.

По результатам рекомендаций, полученных на основе моделирования, была установлена эффективность циклической обработки пар скважин – нагнетательной и добывающей. Проведенные обработки ускорили образование гидродинамической связи между добывающими и нагнетательной скважиной. Это позволило продолжить работы по закачке горячей воды в этот элемент разработки и получить объем добычи битума в количестве 181 т. на 01.01.2010.

Совершенствование технологии разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с применением горизонтальных скважин Одной из успешных технологий разработки запасов карбонатных отложений следует считать использование горизонтальных скважин.

Возможно дальнейшее усовершенствование горизонтальной технологии путем использования многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин. С целью оптимизации использования данной технологии для условий залежей малоэффективных запасов в турнейских отложениях была исследована эффективность различных вариантов размещения многозабойной скважины с использованием геологической и гидродинамической модели реального участка турнейской залежи Ново-Елховского месторождения.

Была поставлена задача определения оптимального расстояния по вертикали от водонефтяного контакта до горизонтального ствола скважины, определения длины и более благоприятного направления разветвлений горизонтальной скважины. Расчеты проводились для следующих трех вариантов:

с расстоянием по вертикали от основного горизонтального ствола от ВНК – 5, 10 и 15 м. При этом рассматривались подварианты с направлением разветвлений в сторону кровли пласта, в сторону ВНК и параллельно ВНК (рис.19-21).

Рисунок 19 Профиль разветвленной скважины с основным условногоризонтальным участком ствола (разветвления направлены вверх). Вид сбоку Рисунок 20 Профиль разветвленной скважины с основным условногоризонтальным участком ствола (разветвления направлены вниз). Вид сбоку На рис. 22 приведена зависимость коэффициента нефтеизвлечения от доли отборов жидкости к величине балансовых запасов по вариантам. Самое большое влияние на эффективность процесса вытеснения оказывает расстояние от ВНК до основного горизонтального ствола (hВНК). По вариантам с расстоянием hВНК=15 м при относительном отборе жидкости 200 % достигается Рисунок 21 Профиль разветвленной скважины с основным условногоризонтальным участком ствола (разветвления в горизонтальной плоскости) Коэффициент нефтеизвлечения, д.е.

Рисунок 22 Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от доли отборов нефтеизвлечение от 19,5 до 24,5 %, тогда как по всем вариантам с hВНК =5 м нефтеизвлечение не выше 10,5 %, т.е. практически нефтеизвлечение в два раза ниже. Влияние других факторов в вариантах с hВНК=5 м становится несущественным из-за высокой весовой значимости последнего параметра.

Такие факторы, как длина стволов в разветвлениях и направления этих стволов, оказывают значимое влияние только в тех вариантах, когда (hВНК) больше критического значения (10 м).

Так, в вариантах, отличающихся между собой направлением разветвлений (направление разветвлений к кровле - 1 вариант, параллельно ВНК - вариант и направление разветвлений к ВНК - 3 вариант), нефтеизвлечение при относительном отборе жидкости 200 % (отношение накопленного отбора жидкости к балансовым запасам нефти) изменяется от 19,5 до 24,5 % (соответственно 1, 2 и 3 варианты: 24,5 %; 22,5 и 19,5 %).

Длины стволов разветвлений (l) также оказывают существенное влияние на нефтеизвлечение, по вариантам с длиной (l), равной 50 и 150 м, нефтеизвлечение соответственно 20,5 и 24,5 %. На дебит нефти самое большое влияние оказывает также параметр (hВНК ). Влияние рассмотренных параметров (длина разветвлений горизонтального ствола (l), расстояние от горизонтального ствола до ВНК (hВНК), направление разветвлений горизонтального ствола (Кнап ) на коэффициент нефтеизвлечения ко времени достижения % отбора жидкости от балансовых запасов нефти изучены методом многофакторного корреляционного анализа. В качестве исходных данных для анализа использованы результаты расчетов моделирования.

Анализировалось также и влияние вышеназванных факторов на начальный дебит скважин. Необходимо отметить, что полученные выводы и количественные характеристики справедливы в большей степени для условий залежей турнейских отложений месторождений Татарстана, поскольку моделировался процесс на примере этих залежей.

В результате анализа получены следующие уравнения регрессии:

Кин=0,021+0,00012. l +0,00953. hВНК +0,02.Кнап с коэффициентом корреляции r=0,978, qо=5,5+0,023. l +1,1.hВНК +2,27.Кнап с коэффициентом корреляции r=0,978, где Кин – коэффициент нефтеизвлечения, д. ед; l – длина разветвлений, м;

hВНК – расстояние от горизонтального ствола до ВНК, м; Кнап –коэффициент, учитывающий направление разветвлений: 0,5 – параллельно, 1 – вверх, 0 – вниз; qо – начальный дебит скважины, т/сут.