Полный текст

Введение При высокой расчлененности горных пород-коллекторов, существенном отличии проницаемости пропластков, наличии сети трещин возможны прорывы нагнетаемой в пласты воды через отдельные пропластки или систему трещин к добывающим скважинам [1, 2]. Данный процесс может снизить охват пласта воздействием системы разработки, что в итоге приведет к снижению коэффициента нефтеизвлечения [3-5]. Наиболее часто такие характеристики залежей встречаются в карбонатных коллекторах. Для более полного охвата пласта воздействием на трещинно-поровом коллекторе возможно использование различных методов, связанных с закачкой геле- и осадкообразующих агентов [6-13], использование волновых технологий [14-19] и др. Волновое воздействие на залежи можно реализовать следующими способами [20-23]: 1) циклическое заводнение путем существенного изменения темпов закачки воды (снижение или прекращение закачки) в течение определенного времени с последующим ее возобновлением; 2) изменение направления фильтрационных потоков путем перераспределения закачки воды и отборов жидкости по различным участкам залежи; 3) очаговое заводнение путем осуществления дополнительно закачки воды на участках, слабо реагирующих на ранее внедренную систему заводнения; 4) форсированный отбор жидкости по скважинам или группам скважин высокообводненных участков залежи и др. Использование перечисленных выше способов приходится в основном на период, когда добыча нефти из залежи начинает снижаться. Хороший эффект от гидродинамических методов воздействия достигается на карбонатных коллекторах [20] ввиду того, что они представлены в основном трещинно-поровым коллектором. Более половины добычи нефти в Пермском крае приурочено к карбонатным коллекторам [24]. Существуют различные методики определения оптимального времени закачки и остановки скважин для создания волны перераспределения давления [25-29]. В данной работе предлагается рассмотреть возможность комплексного циклического воздействия на объект разработки через как нагнетательные, так и добывающие скважины. Проектирование волнового воздействия Волновое воздействие в залежах создается за счет волны перераспределения давления. Скорость перераспределения давления в пласте будет существенно зависеть от его фильтрационных характеристик, которые численно выражаются через значение коэффициента проницаемости. В Пермском крае эффективные нефтенасыщенные толщины в основном не превышают 10 м, а проницаемость по керну более 60 % коллекторов не превышает 0,1 мкм2. В таких условиях даже маловязкая нефть может оказать существенное влияние на фильтрацию в пласте [30]. Приведенные в специальной литературе материалы показывают [31-32], что использование волнового воздействия комплексного вида (на добывающих и нагнетательных скважинах) приводит к перетоку нефти в обводненные каналы, что сразу отражается на результатах гидродинамических исследований и позволяет увеличить охват воздействием неоднородного коллектора. Обработка кривых восстановления показывает, что изменение свойств призабойной зоны пласта скважины (ПЗП) в сторону их ухудшения приводит к замедлению восстановления давления на забое остановленной скважины, что можно объяснить уменьшением размеров зоны влияния скважины и замедлением притока флюидов к ее забоям (рис. 1) [33]. Рис. 1. Восстановление давления в скв. 772 турнейского объекта: 1 - kпзп = 0,0197 мкм2; 2 - kпзп = 0,0544 мкм2 При создании на забое скважин изменения давления в период положительных импульсов давления увеличивается раскрытость трещин пласта [34] и формируется угасающая фильтрационная волна. Данную волну можно представить как гармоническое колебание. С течением времени в результате процессов перераспределения давления установятся определенные значения депрессии в каждой точке пласта. При создании волны давлений в нескольких скважинах каждая из волн вызовет обмен жидкости между блоками и трещинами, пропорциональный величине депрессии в конкретной точке. Поскольку волна представляет собой гармоническое колебание, то в течение одного полупериода жидкость будет поступать из блоков в трещины, в течение другого - из трещин в блоки. При создании на забоях скважин волн давления различной правильно подобранной частоты можно создать результирующее колебание с максимально возможными депрессиями в различных точках пласта. Величину амплитуды и частоты волны следует подбирать исходя из состояния призабойных зон скважин. В [35] показано, что при больших промежутках времени давления в блоках и трещинах практически выравниваются и перетоки прекращаются. Там же предлагается определять время окончания взаимодействия блоков с трещинами при выходе кривой восстановления давления скважины в логарифмических координатах на прямую линию. На основе гидродинамического моделирования в [36] отмечено, что наилучший технологический эффект от остановки и включения скважин с точки зрения снижения обводненности возможен при соотношении времени работа/простой у нагнетательной скважины один к трем. С учетом вышесказанного оценим возможность использования кратковременных остановок скважин для создания волн фильтрации и повышения эффективности разработки залежи на турнейском карбонатном объекте с высоковязкой нефтью Пермского края (рис. 2). Рис. 2. Участок залежи, выделенный для оценки возможности использования волн фильтрации Основные параметры залежи представлены в табл. 1. Объект обладает пониженными значениями проницаемости, низким газосодержанием пластовой нефти, высоким значением плотности нефти и коэффициентом расчлененности. Таблица 1 Геолого-физическая характеристика турнейского объекта Характеристика Березовское месторождение Средняя нефтенасыщенная толщина, м 5,3 Пористость, % 15 Проницаемость по керну, мкм2 0,035 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,38 Коэффициент расчлененности, доли ед. 3,56 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 87,08 Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,914 Давление насыщения нефти газом, МПа 8,9 Газосодержание, м3/т 6,6 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с 1,44 Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1,179 Обводненность добывающих скважин на участке залежи изменяется от 26 до 98 %, дебит скважин по нефти варьируется в пределах 1,1-8,1 т/сут. Время окончания взаимодействия блоков и трещин (Tо) при изменении давления в точках пласта можно грубо оценить по началу прямолинейной части кривой восстановления давления в трещинно-поровом коллекторе (рис. 3). По скважинам участка получены следующие значения времени То: 747 - 95 ч; 750 - 119 ч; 905 - 46 ч; 909 - 132 ч; 912 - 83 ч; 913 - 25 ч; 926 - 105 ч; 941 - 63 ч. Гидродинамическое моделирование волнового воздействия В программном комплексе Tempest More смоделированы следующие варианты создания волн фильтрации: вариант 1 - периодическая работа только нагнетательных скважин участка; варианты 2-4 - установка на всех скважинах участка одного времени работы и остановки скважин на постоянном уровне (вариант 2 - минимальное время (25 ч); вариант 3 - среднее время (84 ч); вариант 4 - максимальное время (132 ч), вариант 5 - установка на каждой скважине индивидуального постоянного времени работы и остановки (То). Результаты гидродинамического моделирования представлены в табл. 2. Рис. 3. Оценка времени окончания взаимодействия блоков и трещин по скв. 913. Рзаб(t) и Рзаб(о) - забойное давление в момент времени t после остановки скважины и в момент остановки скважины соответственно Таблица 2 Результаты гидродинамического моделирования волнового воздействия в течение первого года Вариант Время работы/остановки скважин, ч Накопленная добыча жидкости, тыс. м3 Накопленная добыча нефти, тыс. т Обводненность, % Базовый Работа скважин при действующем режиме 426,72 162,839 0,83 1 25/25* 430,833 163,798 0,80 2 25/25 430,343 163,435 0,80 3 84/84 430,253 163,268 0,80 4 132/132 424,172 162,413 0,83 5 Индивидуальные То 430,451 163,663 0,81 Примечание: * - только нагнетательные скважины. В результате моделирования установлено, что практически во всех вариантах происходит увеличение накопленной добычи нефти по сравнению с базовой величиной, при этом наблюдаются стагнация и некоторое снижение значений обводненности участка. Отрицательный технологический эффект получен в случае длительной остановки добывающих и нагнетательных скважин. Наибольший технологический эффект определен при периодической работе только нагнетательных скважин (циклическое заводнение по варианту 1) (рис. 4). Суммарный дебит скважин участка по нефти на конец первого года периода моделирования при базовом варианте составил 13,8 м3/сут, в остальных вариантах - 31-35 м3/сут, это значит, что эффект от проведения циклического воздействия даже в течение года даст длительный положительный импульс для разработки залежи. В случаях комплексного воздействия наибольший эффект Рис. 4. Результаты моделирования достигается при разночастотной работе скважин, когда время работы и остановки подбирается индивидуально исходя из параметров призабойных зон. В [37-40] получен вывод, что при комплексном волновом воздействии с одинаковой частотой эффективность технологии с течением времени снижается. При оценке результатов моделирования стоит отметить, что темп роста дополнительной добычи нефти снижается и, соответственно, необходимо вносить коррективы в параметры воздействия для поддержания высоких технологических показателей. Выводы Представленные материалы позволяют делать следующие выводы: 1. Волновые технологии могут являться эффективным способом улучшения показателей разработки залежей нефти. 2. При планировании комплексного воздействия (на добывающие и нагнетательные скважины) подбирать время работы и остановки каждой скважины необходимо исходя из характеристик их призабойных зон. 3. Для поддержания высоких технологических показателей от волнового воздействия необходимо менять время работы и остановки скважин.

Об авторах

Владимир Валерьевич Поплыгин

Автор, ответственный за переписку.
Email: poplygin@bk.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

доцент кафедры нефтегазовых технологий

Мариан Уирсигроч

Email: poplygin@bk.ru
Центр исследования прикладной динамики, Королевский колледж, AB24 3UE, Абердин, Соединённое Королевство Великобритании и Северной Ирландии

профессор Инженерной школы

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 288

PDF (Russian) - 95

PDF (English) - 48

Ссылки

• Ссылки не определены.