Заводнение низкопроницаемых коллекторов тонкослоистого строения

1. Заводнение низкопроницаемых коллекторов тонкослоистого строения

2. Газовые методы увеличения нефтеотдачи

3. Газовые МУН

• 1. Основными причинами низкой эффективности
закачиваемого газа является его малая вязкость, которая в 1015 раз ниже вязкости воды а, следовательно, его высокая
подвижность, которая приводит к быстрому прорыву в
добывающие скважины по высокопроницаемым слоям,
резкому снижению дебитов скважин по нефти и низкому охвату
пласта процессом вытеснения.
• Смешивающее вытеснение происходит в пласте при
последовательном многоконтактном обмене компонентами
между нефтью и газом. При этом нефть отдает часть
компонентов газу, который становится обогащенным
(коэффициенты вытеснения могут достигать значения 0,95 –
0,98).

4. Газовые МУН

• При постоянной температуре существует такое минимальное
давление, при котором газ может неограниченно растворяться
в нефти, это давление называется давлением смешивания.
Давление смешивания зависит от термобарических условий
пласта и от состава нефти. Чем легче нефть и чем больше в ней
ароматических углеводородов, тем меньше значение давления
смешивания.
• Отрицательными факторами, влияющими на эффективность
газовых методов, являются низкая плотность и вязкость газа,
приводящих к вязкостной и гравитационной неустойчивостью.
При применении газовых методов достигаются высокие
значения коэффициента вытеснения при низких значениях
коэффициента охвата.

5. Газовые МУН

2. В заводненных пластах для доизвлечения остаточной
нефти могут применяться методы, использующие рабочие
агенты, которые способны растворяться в нефти, не
образуя границу раздела между рабочим агентом и
нефтью и сводящие до нуля поверхностные силы. К таким
методам могут быть отнесены газовые методы увеличения
нефтеотдачи.
3. Область применения газовых методов:
• - низкопроницаемый коллектор;
• - высокообводненные пласты;
• - глубокозалегающие пласты;
• - вязкие нефти;
• - подгазовые зоны.

6. Классификация газовых методов

• Закачка углеводородных газов (сухой и
обогащенный газ);
• Закачка неуглеводородных газов (диоксид
углерода, азот, продукты сгорания);
• Водогазовое воздействие
(последовательная, попеременная,
совместная закачка).

7. Закачка диоксида углерода (СО2)

• Диоксид углерода растворяется в воде, что приводит к увеличению ее
вязкости примерно на 30%. С увеличением минерализации воды
растворимость в ней диоксида углерода снижается.
• При взаимодействии СО2 с водой образуется угольная кислота Н2СО3,
которая может растворять некоторые виды цемента и карбонатные
породы, что приводит к увеличению проницаемости.
• Диоксид углерода растворяется в нефти, что приводит к уменьшению
ее вязкости, причем тем значительнее, чем больше начальная
вязкость.
• Растворимость диоксида углерода в нефти приводит к увеличению
объемного коэффициента нефти до 1,5 - 1,7.
• 5. На растворимость диоксида углерода в нефти влияет температура,
давление и масса нефти (с уменьшением массы нефти растворимость
СО2 увеличивается). Растворимость диоксида углерода в воде зависит
от содержания солей, с увеличением солености воды растворимость
газа снижается.

8. Закачка диоксида углерода (СО2)

6. При закачке в пласт диоксида углерода применяются
следующие технологии:
• - непрерывная закачка газа;
• - оторочка газообразного СО2;
• - оторочка жидкого СО2 (до пластовой температуры 31°С);
• - циклическая закачка газа и воды (ВГВ).
Механизм увеличения нефтеотдачи:
• Изменение вязкости нефти и воды (улучшение соотношения
• подвижностей);
• Увеличение объемного коэффициента нефти (объемное
вытеснение);
• Снижение межфазного натяжения на границе нефть – вода
(улучшение нефтеотмывающих свойств).

9. Закачка диоксида углерода (СО2)

К недостаткам метода можно отнести:
• - снижение коэффициента охвата;
• - при неполной смешиваемости с нефтью в
газовую фазу переходят легкие фракции
углеводородов;
• - коррозия скважин;
• - проблемы утилизации газа.
• - осаждение асфальтенов в пористой среде
(снижение приемистости).
• - отложение водонерастворимых солей.

10. Схема вытеснения нефти диоксидом углерода

• 1 – нагнетательная скважина; 2 – добывающая скважина;
• 3 – проталкивающая жидкость (вода); 4 – газ (СО2); 5 – вода; 6 – газ;
• 7 – зона смешения; 8 – вал нефти; 9 – зона начального состояния
пласта

11. Критерии применимости закачки диоксида углерода

№ Параметр
Единицы
Критерии применимости
измерения
1
2
Глубина залегания пласта
Тип коллектора
м
>1500
Терригенный
Карбонатный (поровый)
3
Глинистость
%
<10
4
Толщина пласта
м
2.5 - 20
5
Пористость
%
10 - 35
6
Проницаемость
мкм2
0.002 – 0.2
7
Нефтенасыщенность
%
>40
8
Пластовая температура
ºС
10 - 120
9
Вязкость пластовой нефти
мПа·с
1 – 1000
г/л
<350
10 Соленость пластовой воды

12. Закачка азота

• Полная смешиваемость азота с нефтью достигается
при больших давлениях - более 35 МПа.
• Низкая растворимость: в легкой нефти
растворимость азота равна 35-45 м3/м3, в тяжелой
нефти – растворимость составляет 15 – 25 м3/м3.
• К основным недостаткам метода можно отнести
вязкостную и гравитационную неустойчивость. При
совместном применении с ПАВ в пласте образуются
двухфазные пены, снижающие фазовую
подвижность газа. Вместо азота можно применять
дымовые газы, которые на 80% состоят из азота.

13. Критерии применимости закачки азота

№ Параметр
Единицы
Критерии применимости
измерения
1
Глубина залегания пласта
2
Тип коллектора
м
2000 - 5200
Терригенный
Карбонатный (поровый)
3
Пластовое давление
МПа
30 - 56
4
Толщина пласта
м
4.8 - 240
5
Пористость
%
4 - 33
6
Проницаемость
мкм2
0.01 – 2
7
Нефтенасыщенность
%
-
8
Пластовая температура
ºС
68 - 125
9
Вязкость пластовой нефти
мПа·с
1 – 10
10
Соленость пластовой воды
г/л
<350

14. Закачка углеводородных газов (С2 – С4)

• При закачке газа высокого давления часть газа растворяется в
нефти, а часть нефтяных компонентов испаряется в газовую
фазу. Составы и свойства фаз меняются, в пласте образуется
смесь углеводородов переменного состава.
• Закачка сухого газа – метана применяется на месторождениях с
маловязкой нефтью. Давление нагнетания изменяется в
пределах 25 – 45 МПа.
• При закачке жирного газа (С4 – С5) – газ, содержит более 20%
пропана, давление закачки должно превышать 15 МПа.
• Добавка в сухой газ промежуточных углеводородов позволяет
получить обогащенный газ и достичь полного смешивания с
нефтью при давлении от 10 до 20 МПа.
• Чем выше пластовое давление, тем более дешевый газ
рекомендуется применять.

15. Применение растворителей

• Растворители – это сложные углеводородные жидкости,
состоящие из углеводородных газов, бензина, конденсата и т.д.
В качестве растворителя обычно используются пропан-бутановые
смеси, доля которых в ШФЛУ составляет не менее 60%.
• На границах раздела нефть-растворитель и сухой газрастворитель должно происходить неограниченное смешивание.
Процесс вытеснения происходит без образования двухфазной
области. Для выполнения этого условия углеводородные газы
должны находиться в пластовых условиях в жидкой фазе.
Значение пластовой температуры должно быть ниже значения
критической температуры, а пластовое давление должно быть
выше давления упругости пара закачиваемого углеводорода.

16. Применение растворителей

• Применение ШФЛУ направлено на увеличения коэффициента
вытеснения. Оторочка растворителя в основном состоит из
пропана и бутана. Технология предусматривает закачку
оторочки с последующим проталкиванием углеводородным
газом. Объем оторочки составляет не менее 0,05 Vпор.
• В области контакта с газом вязкая нефть, содержащая
значительное количество природных ПАВ, “вспенивается”, т.е.
происходит процесс насыщения газом, который находится в
виде микропузырьков. В пласте формируется мелкодисперсная
смесь. Благодаря вспениванию нефти значительно снижаются
силы поверхностного натяжения на границе газ-нефть и,
следовательно, увеличивается коэффициент вытеснения.

17. Водогазовое воздействие (ВГВ)

• Метод водогазового воздействия предусматривает
закачку в пласт в различных сочетаниях воды и газа.
Газ может применяться как углеводородный, так и
неуглевородный. К первым технологиям
водогазового воздействия относится
карбонизированное заводнение – попеременная
закачка диоксида углерода и воды.
Технологии водогазового воздействия:
смешивающееся вытеснение;
несмешивающееся вытеснение;
попеременная закачка оторочек воды и газа;
сочетание ВГВ с пенообразующими полимерами.

18. Водогазовое воздействие (ВГВ)

• Технологии по месту образования водогазовой смеси можно
разбить на три группы:
• совместная закачка воды и газа с образованием водогазовой
смеси на устье скважины;
• совместная закачка воды и газа с образованием водогазовой
смеси в стволе скважины;
• совместная закачка воды и газа с образованием водогазовой
смеси в пласте.
• При реализации метода водогазового воздействия можно
применять сухой (метановый) и обогащенный
промежуточными компонентами (С2-С6) углеводородный газ, а
также диоксид углерода (СО2), азот (N2), дымовые и другие газы
или их смеси. При совместной закачке газ и вода нагнетаются в
пласт, образуя водогазовую смесь.

19. Водогазовое воздействие (ВГВ)

Эффект от применения ВГВ:
• выравнивание профиля вытеснения;
• увеличение коэффициента охвата.
ВГВ обеспечивает увеличение коэффициента
охвата по толщине при вытеснении нефти
водой и уменьшение остаточной
нефтенасыщенности при вытеснении газом.

20. Водогазовое воздействие (ВГВ)

Продолжительность эффекта от применения ВГВ связано с
размерами и длительностью сохранения двухфазной области:
вода и газ, которая обеспечивает проявление комбинированного
эффекта.
В гидрофильной среде газ движется по наиболее крупным
порам, в то время как вода будет стремиться занять более мелкие
поры и вытеснять из них нефть.
При ВГВ должно быть обеспечено равномерное распределение
газа по пласту, с тем, чтобы движение газа и воды шло с
одинаковой скоростью.
При реализации ВГВ необходимо контролировать подвижность
газа, препятствуя формированию сплошной газовой фазы.
Газ должен находится в виде микропузырьков, которые частично
могут адсорбироваться на стенках поровых каналов и увеличивать
подвижность нефти (эффект газовой смазки).
Наличие микропузырьков газа в воде приводит к увеличению ее
вязкости, что также увеличивает коэффициент охвата.

21. Принципиальная схема водогазового воздействия

22. Водогазовое воздействие (ВГВ)

• Механизм увеличения нефтеотдачи:
• - уменьшение неоднородности
фильтрационного потока, увеличение
коэффициента охвата (по сравнению с
газовыми методами) и коэффициента
вытеснения (по сравнению с заводнением).

23. Недостатки ВГВ

• К основным недостаткам метода можно отнести:
• - существенное уменьшение приемистости нагнетательных скважин,
как по воде, так и по газу за счет снижения фазовой проницаемости в
призабойной зоне. Для газа приемистость скважины сокращается в 8
– 10 раз, по воде – в 4 – 5 раз;
• - гравитационная сегрегация. Гравитационное разделение газа и воды
в пласте может снижать эффективность вытеснения нефти и охвата
пласта процессом на 10-20 % в зависимости от неоднородности пласта
и соотношения вязкостей нефти и воды;
• - трудности в регулировании и контроле скорости фильтрации газовой
фазы;
• - гидратообразование в призабойной зоне нагнетательных скважин
(Газовые гидраты — кристаллические соединения, образующиеся при
определённых термобарических условиях из воды и газа);
• - высокая стоимость компрессорного оборудования.

24. Недостатки ВГВ

• При реализации метода ВГВ на месторождениях с
высоковязкой нефтью, содержащей природные
ПАВ, возможно образование пен (снижение
приемистости скважин).
Закачиваемая вода должна иметь температуру 50 –
60 ºС.
• Образование пены также приводит к улучшению
условий вытеснения нефти водогазовой смесью за
счет снижения фазовой проницаемости для газа и
сохранения фазовой проницаемости для нефти, что
приводит к улучшению соотношения подвижностей
газа и воды.

25. Схема вытеснения нефти водогазовым воздействием

1 – нагнетательная скважина; 2 – добывающая скважина;
3 – водогазовая зона; 4 – газ (СО2); 5 – водогазовая зона; 6 – газ;
7 – зона смешения; 8 – вал нефти; 9 – зона начального состояния пласта

26. Критерии применимости водогазового воздействия

№
Параметр
Единицы
Критерии применимости
измерения
1
Глубина залегания пласта
м
>1800
Терригенный
Карбонатный
2
Тип коллектора
3
Пластовое давление
МПа
15 - 18
4
Толщина пласта
м
2 - 19
5
Пористость
%
10 - 35
6
Проницаемость
мкм2
0.02 – 0.8
7
Нефтенасыщенность
%
>40
8
Пластовая температура
ºС
>50
9
Вязкость пластовой нефти
мПа·с
1 – 10
10
Содержание
%
<10
веществ
асфальто-смолистых

27. Критерии применимости водогазового воздействия с пенообразованием

№
Параметр
1
Глубина
Единицы измерения
залегания м
Критерии применимости
Нет ограничений
пласта
Терригенный
Карбонатный
2
Тип коллектора
3
Пластовое давление
МПа
Нет ограничений
4
Толщина пласта
м
2 - 20
5
Пористость
%
10 - 35
6
Проницаемость
мкм2
0.004 – 0.8
7
Нефтенасыщенность
%
>40
8
Пластовая температура
ºС
<100
9
Вязкость
нефти
пластовой мПа·с
5 – 100

28. Разработка низкопроницаемых коллекторов

• Месторождения: Рябчик (Самотлор), Емеговская,
Талинская, Каменная площади Красноленинского
месторождения, Фаинское месторождение и т.д.
Характеризуются:
• Переслаиванием большого числа песчано-слоистых
пропластков
• Содержанием глинистого материала в продуктивных
песчаных прослоях (объемная глинистость от 2 до
5%). Содержание глины от 8% и выше делает
кварцевый песок непроницаемым.
• Низкой проницаемостью, слоистой
неоднородностью, низкой продуктивностью
(приемистостью).

29. Разработка низкопроницаемых коллекторов

Опыт разработки свидетельствует, что при заводнении не учитывается наличие
глинистых минералов в продуктивном коллекторе. Это приводит к режиму
разработки при истощении пластовой энергии – приемистость нагнетательных
скважин резко снижается во времени. Это связан с разбуханием глинистых
компонент при закачке в пласт пресных и сточных вод.
При закачке пресных и сточных вод имеет место адсорбция нефтяных компонент
на поверхности глинистых минералов в присутствии воды -ГИДРОФОБИЗАЦИЯ
коллектора. Это приводит к увеличению пленочной остаточной нефти –
снижение КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ.
Коллектора обладают низкими прочностными свойствами. При изменении
эффективного давления наряду с упругими деформациями происходит
разрушение глинистого цемента и попадание твердых взвешенных частим (ТВЧ)
в поток.
Для предотвращения снижения приемистости возможно закачивание: пластовой
воды или 5% раствора хлористого кальция.
Необходима тонкая очистка воды от мех. примесей. Соизмеримость размеров
поровых каналов и ТВЧ является высокой (всего в 5-7 раз меньше размеров пор),
что может привести к кольматации сужений поровых каналов.

30. ВЛИЯНИЕ ТЕХНОГЕННЫХ ПРОЦЕССОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

31.

Основные физические процессы, протекающие в
околоскважинных зонах
1) проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе
подземного ремонта и освоения скважины;
2) проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов
при глушении или промывке скважины;
3) деформация пород на забое скважины при бурении;
4) снижение проницаемости и пористости при увеличении эффективного
напряжения;
5) снижение фазовой проницаемости по жидкости (нефти) при снижении
забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом;
6) снижение фазовой проницаемости по нефти от водонасыщенности пласта
при разработке месторождения (с использованием заводнения, в случае
образования водяных конусов и др.);
7) набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при
насыщении его пресной водой;
8) выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих
нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении
термобарических условий.

32. Зависимости проницаемости от эффективного давления

1. Степенная зависимость:
k k0 [1 k ( p0 p)]n 1
где - коэффициент изменения проницаемости;
п - показатель степени равный 2, 3, 4, … .
2. Полиномиальная:
k k0{[1 k1 ( p0 p)] [1 k 2 ( p0 p)]2 [1 k 3 ( p0 p)]3 ...}
где k1 , k 2 , k 3 ,- коэффициенты, определяемые из экспериментов.
3. Экспоненциальная:
k p k0 e p p
где k0 - проницаемость системы при начальном пластовом давлении, мД;
αк - коэффициент изменения проницаемости, 1/МПа;
4. «Двойная экспонента»
k ( p ) k0 exp 0 1 e p p
где k0 – проницаемость системы при начальном пластовом давлении;
α0 - коэффициент изменения проницаемости при р0, 1/МПа;
- коэффициент изменения коэффициента α, 1/МПа.
k
0
0

33. Виды индикаторных кривых

Q, м3/сут
1
2
3
ΔP, МПа
1 – линейная; 2 – нелинейная; 3 - серпообразная

34.

Вывод формулы притока
в случае зависимости приведенного радиуса скважины
от депрессии на пласт
Rпр ( P) Rc e
Исходная гипотеза:
Формула притока:
C
2 hK
( Р )n
, где n 1, 0.
С P
q( P)
,
п
( P)
,
ln( Rк / Rc ).
1
п
.
(п 1)
Оптимальная депрессия: Р*
n=0
0<n<1
n=1
n>1
- линейная индикаторная кривая
- неограниченная нелинейная индикаторная кривая
- ограниченная нелинейная индикаторная кривая
- серпообразная индикаторная кривая

35. Линейные индикаторные кривые

1) проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости в
процессе подземного ремонта и освоения скважины;
2) проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов
при глушении или промывке скважины;
3) деформация пород на забое скважины при бурении;
Эквивалентные параметры
Скин-фактор
S
Параметры ПЗС
kПЗС и RПЗС

36.

Связь эквивалентных параметров
K ПР
RПЗС
qЖ
p
2 h
1
k
Ж b Ж ln
R
RК
1
ln ПЗС
RПЗС k ПЗС
rC
rC
k
2
kh
b
K
ln
ПЗС
Ж Ж ПР
RK
rC exp
Ж bЖ K ПР k k ПЗС
S
k 0 k ПЗС RПЗС
ln
k ПЗС
r
C

37.

Снижение проницаемости и пористости при увеличении эффективного
напряжения
Результаты опытов изменения относительной
проницаемости
k/k 0 1
1
0.8
0.6
0.4
2
0.2
3
4
0
0
10
20
30 р эф , МПа

38.

Индикаторные диаграммы скважин пласта ВК1 Каменной
площади Красноленинского месторождения
Q, м3
0
2
4
6
8
10
12
14
0
Факт по скв.№1005
Теор. по скв.№1005
Факт по скв.№1003
Теор. по скв.№1003
2
ΔР, МПа
4
\
6
8
10
PНАС=6 МПа

39.

Обоснование забойного давления (Рзаб<Рнас)
Изменение критического забойного давления в добывающих скважинах Рз.крит в зависимости от
G0 Pнас/Рпл: 1 - месторождения Урало-Поволжья, 2 - Вынгапуровское месторождение, 3 Северо-Варьеганское месторождение, 4 - Варьеганское месторождение, 5 - Талинское
месторождение
Pз.крит
68.33 10 3 G 0 Pнас
3.5
Р пл

40.

Индикаторная диаграмма скв. №14047 Абдрахмановской
площади Ромашкинского месторождения (Рнас=9 МПа)

41.

Индикаторная диаграмма скв. №883/78 Варьеганского
месторождения (Рнас=16 МПа)

42.

Индикаторная диаграмма скв. №1357/74 Вынгапуровского
месторождения (Рнас=18 МПа)

43. Индикаторная диаграмма скв. № 39 пласта Фм Озерного месторождения

3
Дебит нефти, м /сут.
0
5
10
15
20
25
0
Депрессия, МПа
1
2
Расчет
3
Факт
4
5
6
7
8
9
10
РНАС =10.28

44.

Индикаторные диаграммы.
230.0
Давление, атм
210.0
190.0
170.0
150.0
130.0
110.0
90.0
0
50
100
150
200
250
3
Дебит, м /сут
Скв.8
Скв.16
Скв.14ИД1
Скв.14ИД2
Скв.22
Скв.24
Скв.61
Скв.64ИД1
Скв.64ИД2
Скв.72
Скв.1046
300

45. Индикаторные диаграммы по скважине № 8

Q, куб.м/сут
0
20
40
0
Перепад давлений, МПа
1
2
3
Факт
4
5
6
7
8
Расчет с
использов анием
трещинной опции
Расчет на
осредненных
параметрах
60
80
100
120
140
160
180

46. Изменение относительной проницаемости от давления

С использованием трещинной опции
1.2
1.2
1
1
0.8
0.8
k/k 0
k/k0
На осредненных данных
0.6
0.6
0.4
0.4
0.2
0.2
0
0
0
50
100
150
P, МПа
200
250
0
50
100
150
P, МПа
200
250

47.

Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов
с учётом техногенных процессов
(на примере викуловских отложений Красноленинского месторождения)
Цель работы
Разработка методики адаптации гидродинамической модели с учёт техногенных процессов
для выбора системы разработки низкопроницаемых коллекторов горизонтальными скважинами
Задачи
1. Анализ фильтрационно-емкостных особенностей низкопроницаемых коллекторов.
2. Анализ технологий разработки низкопроницаемых коллекторов.
3. Оценка добывных возможностей скважин с использованием программного комплекса VIP “Landmark” на
основе гидродинамического моделирования фрагментов участков месторождения.
4. Оценка фильтрационно-емкостных свойств коллектора от эффективного давления на основе решения
обратных задач.
5. Проведение вычислительных экспериментов по обоснованию системы разработки с использованием ГС.
6. Выбор системы разработки с использованием ГС на основе методов многокритариальной оптимизации.

48.

Особенности геологического строения НПК
- низкая песчанистось и высокая расчленнёность пласта
- высокое содержание глинистой составляющей
- высокая начальная водонасыщенность
- низкая фазовая проницаемость по нефти
- ухудшение упруго–механических свойств приводящие к упруго-пластичеким
деформации коллектора в процессе разработки
Техногенные процессы:
- Ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора (снижение проницаемости
и пористости) с ростом эффективного давления.
- Кольматация (засорение) призабойной зоны пласта глинистыми частицами в следствии
фильтрационного разрушения и диспергирования глинистых частиц потоком
добываемого флюида.
- Заиливание щелевого фильтра и отключение из работы части ГС.
- Скопление вынесенного осадка в нижней части ГС и отключение части ствола
из работы.
- Концевой эффект (рост связанной воды в призабойной зоне)

49.

Зависимость коллекторских свойств от пластового давления
(СургутНИПИнефть).
Knp Kп 4 / 3 * [1 ( * H ) * Kп ( * H ) * Kп 2 ] ,
(1)
Knp - отношение текущего значения к начальному значению проницаемости
{Knp.тек / Кпр}
Kn - отношение текущего значения к начальному значению
пористости {Kn.тек / Кп}
Knp.тек , Кпр - проницаемость текущая и начальная.
Kn.тек , Кп - пористость текущая и начальная
а коэффициент, зависящий от литологической группы пород,
равный 1.38, 0.616, 2 соответственно для 1,2,3 группы.
- коэффициент, зависящий от литологической группы пород,
равный 1.38*10-3, 9*10-4, 8*10-4 соответственно для 1, 2, 3 группы.
H H 1750 м
- для 1, 2 группы.
H H 1500 м
- для 3 группы.
H - глубина пласта, м
p
ln( эфф0 ),
a
Pэфф
Kп * (1 )
t
pэфф - эффекктивное давление, МПа
pэфф - эффективное давление в исходном состоянии, МПа
aкоэффициент зависящий от литологической группы пород.
0.733, 0.675, 0.603 соответственно для 1, 2, 3 группы
bкоэффициент зависящий от литологической группы пород.
- 0.1505, 0.147, 0.138 соответственно для 1, 2, 3 группы
tвремя воздействия дополнительной нагрузки, час
1группа – средне-мелкозернистые слабоглинистые песчаники с
содержанием глинистого материала менее 10%.
2группа – мелкозернистые глинистые песчаники содержанием
глинистого материала 10-15%; алевролиты слабоглинистые менее 10 %.
3группа- мелкозернистые глинистые песчаники содержанием глинистого
материала более 15%; алевролиты глинистые 10-20 %.
Kп 1
b
(2)

50.

Зависимость проницаемости от давления в виде “двойной экспоненты”
k p k 0 e k p p0 p
(3)
k p k 0 e k p0 p
k ko exp k 0 / k (1 e ( p p )
k
o
(4)
(5)
k - коэффициент снижения проницаемости зависящий от давления
k - коэффициент учитывающий необратимое снижение проницаемости
1.2
СургутНИПИнефть
Относительное снижение проницаемости, д.е
Двойная экспонента (0.33)
Двойная экспонента (0.45)
1
Двойная экспонента (0.55)
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0
2
4
6
8
10
12
14
Пластовое давление, МПа
Рис.1 Зависимость относительного снижения проницаемсти от пластового давления
16

51.

Дебит жидкости, м3/сут
0
2
4
6
8
10
0
Депрессия, МПа
2
1003
1005
4
6
8
10
Рис.2 Индикаторные кривые скважин 1003 1005 Каменной площади
12
14

52. Анализ данных бурения горизонтальных скважин Таблица 1

53. Рис.3 Геолого-гидродинамическая модель участка ГС520 Ем-Еговской площади

Методика адаптации гидродинамической модели с учётом техногенных процессов
1. Локальное измельчение скважиной ячейки.
2. Задание зависимостей проницаемости от давления и связанной водонасыщенности от проницаемости в
измельчённой области.
3. Определение параметров зависимостей учитывающих техногенные процессы путём решения обратной
задачи по данным мониторинга фактических данных.
4. Оценка интервалов изменения параметров зависимости.
Решение обратных задач на основе гидродинамического моделирования фрагментов месторождений с
использованием программных комплексов
Рис.3 Геолого-гидродинамическая модель участка ГС520 Ем-Еговской площади

54.

Свойства пластовых флюидов
Таблица 4
Пластовое давление, Мпа
13.50
Давление насыщения, Мпа
5.00
Пластовая температура, С
60.00
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3
0.82
Плотность нефти вповерхностных условиях, г/см3
0.86
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с
3.60
Газовый фактор, м3/т
25.70
Объемный коэффициент нефти, д.е.
1.08
150
Добыча жидкости
Накопленная добыча, тыс.м3
120
Закачка воды
90
60
30
0
09-91
12-91
04-92
07-92
10-92
01-93
05-93
08-93
Время, год
Рис.4 График накопленной добычи жидкости и закачки по участку ГС 520
11-93
03-94

55.

12
12
Расчёт 2
8
6
4
2
Расчёт 1
Факт
10
Расчёт 2
8
тыс.м3
Накопленная добыча жидкости,
Накопленная добыча жидкости, тыс.м3
Расчёт 1
10
Факт
6
4
2
0
0
100
300
200
400
Время, дни
0
0
50
100
150
200
250
300
Время, дни
Рис.5 График сопоставления расчётной и фактической накопленной добычи жидкости
350
400

56.

Результаты решения обратной задачи при оценке параметров зависимости
“двойной экспоненты”
для вертикальных скважин изменяется
для горизонтальной скважины изменяется
1.2
0.33 0.45
k
0.33 0.55
k
0.33
0.45
Относительное снижение проницаемости, д.е.
1
0.33
0.55
1
0.45
0.55
0.8
0.8
0.6
0.6
0.4
0.4
0.2
0.2
0
0
4
8
12
16
Давление, МПА
Рис.6 Зависимость относительного снижения проницаемости от пластового давления “двойной экспоненты”

57.

Проведение вычислительных экспериментов с ГС для
условий викуловских отложений Каменной площади.
Совокупность факторов
-
геолого-промысловые особенности
размещение скважин и плотность сетки
длина горизонтального участка
поддержание пластового давления (ППД)
вертикальными и горизонтальными скважинам
Технико-экономические критерии для сравнения и выбора
системы разработки
- Капитальные вложения систем ГС равны капитальным вложениям
базовой системы с ГРП
- Чистый дисконтированный доход
- Время разработки
- Количество скважин
- Стоимость технологии
- Коэффициент извлечения нефти

58. Свойства геологической модели пласта ВК1 Таблица 5

Коллектор /
Неколлектор
Толщина
Пористость
Проницаемость
горизонтальная
Проницаемость
вертикальная
м
д.е.
мД
мД
1
Коллектор
0,77
0,22
2,6
1,82
2
Неколлектор
1,6
0,01
0,1
0,10
3
Коллектор
1,27
0,23
4,27
2,99
4
Неколлектор
2,6
0,01
0,1
0,10
5
Коллектор
2,73
0,26
23
16,10
№ слоя
0.40
0.35
0.30
0.25
Относительная
проницаемость, д.е
Относительная
проницаемость, д.е
0.35
воды
нефти
0.20
0.15
0.10
воды
нефти
0.25
0.20
0.15
0.10
0.05
0.05
0.00
0.00
0.30
0.20
0.40
0.60
0.80
0.00
0.00
1.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
Водонасыщенность, д.е
Водонасыщенность, д.е
б)
а)
0.45
Относительная
проницаемость, д.е
0.40
0.35
0.30
воды
нефти
0.25
0.20
0.15
0.10
0.05
0.00
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
Водонасыщенность, д.е
в)
Рис.7 Графики зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности:
а - для слоя 1, б -для слоя 3, в -для слоя 5

59.

Системы разработки
Cистема разработки
№
Доб / Нагн /
Схема
Длина Длина
размещения
(ГРП) (ГРП)
скважин
Системы ГРП
1.1
семиточечная
обращённая
1.2
девятиточечная
обращённая
ГРП
Таблица 6
Расстояние Расстоян
между
ие между Плотность
скважинами рядами
сетки
А
В
м
м
ГРП
1.3
рядная
1.4
трёхрядная
га/скв
500
22
600
700
500
600
700
500
600
700
500
600
700
31
43
25
36
49
25
36
49
22
31
42
Системы ГС
2.1
2.2
2.3
2.4
3.1
3.2
3.3
3.4
ГС300
ГС450
ГС700
ГС1000
ГС300
ГС450
ГС700
ГС1000
ВС
ВС
150
300
ВС
ВС
150
300
однорядная с
шахматным
расположением
скважин
однорядная с
линейным
расположением
скважин
700
800
1000
1200
700
800
1000
1200
600
600
42
48
60
72
42
48
60
72
Рис.8 Расчетный элемент системы ГС с шахматным
размещением (а) и системы ГС с линейным
размещением скважин (б)

60.

0.35
6
0.320
0.319
0.318
0.30
0.25
4
3.53
КИН, д.е
3.42
0.20
3
2.66
0.15
2
0.10
0.05
Чистый дисконтированный доход,млн.долл
5
1
КИН
ЧДД
0.00
0
25
36
49
Плотность сетки ГРП, га/скв
Рис.9 График зависимости коэффициента извлечения нефти и дохода от плотности сетки системы с ГРП
1.4
3.0
1.27
Относительное увеличение/снижение КИН, д.е
1.2
2.5
1.05
1.0
0.94
0.96
0.97
0.92
1.04
0.931
0.913
0.909
0.878
2.0
0.8
1.65
1.61
1.62
1.60
1.57
1.58
1.5
0.6
Текущий КИН 10 лет
1.0
Текущий КИН 20 лет
0.4
0.84
0.71
0.76
0.91
0.77
0.92
Конечный КИН
Чистый дисконтированный доход 10 лет
0.2
0.5
Относительное увеличение/снижение дохода, д.е
1.26
Чистый дисконтированный доход 20 лет
Чистый дисконтированный доход весь срок
разработки
0.0
0.0
ГС300/42
ГС450/48
ГС700/60
ГС1000/72
Система ГС (длина доб.скв)/ Плотность сетки(га/скв)
Рис.10 График относительного КИН и дохода за 10, 20 лет и весь срок разработки по отношению к базовой системе с ГРП

61.

Вычилительные эксперименты по влиянию
геолого-промысловых условий на показатели
систем разработки с использованием ГС
- расчленнёность пласта (1, 2, 3)
- толщина пласта (7.5 и 12 метров)
- проницаемость (20 и 30 мД)
Однорядная система разработки ГС с шахматным расположением
скважин
- длина добывающих ГС (400, 600, 700 метров)
- вертикальные нагнетательные скважины для горизонтальной
добывающей длиной 400 метров
-горизонтальные нагнетательные скважины для горизонтальной
добывающей длиной 600, 700 метров

62.

20
1_н7.5_к20
2_н7.5_к20
15
Увеличение/снижение добычи нефти ГС
по отношению к ГРП, %
3_н7.5_к20
1_н7.5_к30
2_н7.5_к30
10
3_н7.5_к30
5
0
300
350
400
450
500
550
600
650
700
-5
-10
-15
-20
длина добывающей ГС, метров
Рис. 11 График увеличения/снижения добычи нефти системой ГС по отношению к системе с ГРП
(толщина 7.5 метров проницаемость 20 и 30 мД) от длины ГС
750

63.

40
1_н12_к20
35
2_н12_к20
3_н12_к20
30
Увеличение/снижение добычи нефти ГС
по отношению к ГРП, %
1_н12_к30
2_н12_к30
25
3_н12_к30
20
15
10
5
0
300
350
400
450
500
550
600
650
700
-5
-10
-15
-20
длина добывающей ГС, метров
Рис.12 График увеличения/снижения добычи нефти системой ГС по отношению к системе с ГРП
(толщина 12 метров проницаемость 20 и 30 мД) от длины ГС
750

64.

Выводы
1. Показано что адаптация гидродинамической модели реализованной в пакете
VIP может быть проведена путём изменения зависимости ФЕС от эффективного
давления и связанной воды в прискважиной зоне .
2. Обоснована величина максимальной депрессии и критического забойного
давления с учётом техногенных процессов на основе решения обратной задачи
с использованием программного комплекса.
3. На основе проведённых расчётов для исследуемых условий показано:
- система ГС с шахматным расположением скважин при длине горизонтального участка
700 метров для добывающей скважины и нагнетательной ГС с длиной горизонтального
участка 150 метров имеет лучшие технико-экономические показатели по сравнению с
системой ГРП
- система ГС с длиной горизонтального участка 700 метров для добывающей скважины
и с длиной горизонтального участка 150 метров для нагнетательной ГС имеет большее
текущее значение КИН за 10, 20 лет, но меньший конечный КИН по сравнению с
базовой системой ГРП.
4. Выявлены границы эффективного применения ГС:
- с увеличением расчленённости снижаются добывные возможности добывающих
горизонтальных скважин используемые совместно с вертикальными добывающими
скважинами.
- влияние расчленённости снижается с увеличением проницаемости и толщины пласта
- в расчленённом пласте с невысокой проницаемостью и толщиной использование
нагнетательных горизонтальных скважин позволяет повысить добычу нефти
добывающими ГС.
- с увеличением проницаемости и невысокой толщине эффективность использования
нагнетательных ГС снижается.
- с увеличением толщины пласта и проницаемости эффективность использования ГС
совместно с нагнетательными ГС увеличивается на 27% по отношению к системе
разработки с гидравлическим разрывом пласта.

65. Обоснование режимов работы добывающих скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом

66. Индикаторная линия

1.
Зависимость дебита от депрессии имеет подковообразный
(серпообразный) вид:
При депрессии меньше критической с ростом депрессии прирост
дебита по нефти уменьшается – индикаторная линия выпуклая к
оси дебитов;газовый фактор скважины можно считать постоянным.
При депрессии больше критической с ростом депрессии дебит по
нефти уменьшается.
Обычно минимальное забойное давление составляет (0.8-0.75)Рнас. Это
связано с изменением ФЕ и физических свойств нефти при
выделении из нее компонент нефтяного газа - растут плотность и
вязкость нефти, снижается объемный коэффициент нефти, а также
увеличивается доля остаточной нефти.

67. ОФП системы нефть-газ

1.0
Относительная проницаемость, д.ед.
0.9
0.8
0.7
Газ
0.6
Нефть при Р>Рнас
0.5
Нефть при Р=0.5Рнас
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
Газонасыщенность, д.ед.
0.8
0.9
1.0

68. Динамика газового фактора при различных депрессиях

69. Приток газированной жидкости (нефти) - Го=const (1-ая область индикаторной линии)

Pк
k *н ( Р )
2 k h
dP
( Р) bн ( Р)
Рз н
qн
,
Rк
ln
rпр
где (интеграл) – депрессия, выраженная в функциях
Христиановича.

70. Приток газированной жидкости (нефти)

Pк
qн
2 π k h kн*(P) dP
Рз
RK
μ н b н ln
rпр
где k, h – соответственно проницаемость пласта в объеме дренирования и
нефтенасыщенная толщина пласта;
RK– половина расстояния между скважинами;
*
н
k ( p) – относительная фазовая проницаемость по нефти.
Это допустимо, т.к. диапазон изменения давления от насыщения
незначительный.

71. Результаты гидродинамических исследований скважин при забойном давлении ниже давления насыщения пластовой нефти газом (промыслов. опыт)

Рзаб минимальное
По экспериментальной зависимости может
приближенно оцениваться минимальное
забойное давление – область
рациональной депрессии.
Исходные данные для построения
эмпирической зависимости – это
фактические подковообразные и
серпообразные индикаторные линии.

72. Экспериментальная зависимость для определения критического забойного давления

Построение прогнозных индикаторных диаграмм методом
ПССС
1.
Задается шаг по депрессии (на практике обычно 0.5 МПа). Шаг
задается таким, чтобы PVT свойства и ФЕС можно было определять
при среднем давлении. Например, при Рпл=15 МПа рассчитывается
kн от 14.75 МПа, далее от 14,25 и т.д
2. Для каждого среднего давления рассчитываются проницаемость по
нефти или (если необходимо) относительная фазовая проницаемость
по нефти (по предварительно полученным зависимостям).
3. При каждом приращении депрессии рассчитывается приращение
дебита по формуле Дюпюи. Естественно, что приращение дебита на
каждом шаге приращения депрессий снижается (выпуклая к оси
дебитов индикаторная линия.).
Рассмотрим этот метод при построении прогнозной индикаторной
диаграммы при забойном давлении ниже давления насыщения
пластовой нефти газом.

73. Рзаб минимальное

Методика построения индикаторной диаграммы в рациональной области
методом ПССС
1. Задается шаг по депрессии, например, 0.5МПа.
2. Определяются средние условия по давлению на каждом шаге.
На первом шаге среднее давление равно (Рнас-0.25);
На втором шаге среднее давление равно (Рнас-0.75) и т.д.
3. Оценивается значение ОФП по нефти при соответствующем среднем давлении.
*
н
k (P 1ср)
Для этого используется формула для газового фактора. При каждом среднем
давлении в области рациональной депрессии изменяется отношение фазовой
проницаемости по газу к фазовой проницаемости по нефти, причем газовый
фактор остается постоянным по условию.
4. Рассчитывается дебит скважины при каждой депрессии по формуле Дюпюи.
5. Оценивается размер области двухфазной (жидкость-газ) фильтрации - (радиус
насыщения).
6. Депрессия увеличивается на шаг по депрессии и расчеты в соответствии с поз. 25 повторяются.

74. Построение прогнозных индикаторных диаграмм методом ПССС

Постоянный газовый фактор на каждом
i-ом шаге по давлению
q г0
Г0
q нд
P i T0
k *г (s н (P i )) μ н (P i )
Г0 *
b н (P i )
Vгр 0 (P i )
k н (s н (P i )) μ г (P i )
P0 T z( P i , T)
где P0, T0 – соответственно давление и температура при нормальных условиях;
qг0 (qнд) – производительность скважины по газу при нормальных условиях
(дебит нефти дегазированной).
z(Р, Т) – коэффициент сверхсжимаемости газа.
Г0
Vгр 0 (P i )
Pi
Pнас

75. Методика построения индикаторной диаграммы в рациональной области методом ПССС

Примечания
Примечание 1:
Формула для газового фактора получена с учетом метода
ПССС, при котором для каждого шага по депрессии
дебиты рассчитываются по формуле Дюпюи.
Примечание 2:
Метод ПССС эквивалентен осреднению относительной
фазовой проницаемости по давлению в области
рациональных забойных давлений (формулы для расчета
дебита с интегралом).
Примечание 3:
Исходными данными для расчетов являются ОФП системы
“нефть-газ”.

76. Постоянный газовый фактор на каждом i-ом шаге по давлению

Размер области двухфазной фильтрации
R нас σ к r
A
А
с пр
1
А 1
Pк Pнас
Pнас
μ н (Pнас ) b н (Pнас ) k (P) dp
*
н
Pс
Формула выводится на основе материального баланса:
приток жидкости к изобаре с давлением насыщения под
действием депрессии (Рк-Рнас) должен быть равен притоку
жидкости (нефти) к забою под действием депрессии (Рнас-Рс).

77. Примечания

Пример расчетов

78. Размер области двухфазной фильтрации

ОФП системы “нефть-газ”
Sн
kг/kн
Kн*
1
0
1
0,98
0,000495
0,93766
0,96
0,002114
0,87782
0,94
0,00509
0,82041
0,92
0,0097
0,76541
0,9
0,01628
0,71274
0,88
0,02521
0,66236
0,86
0,03702
0,61422
0,84
0,05226
0,56826
0,82
0,07166
0,52445
0,8
0,09613
0,48272
0,78
0,1267
0,44302
0,76
0,1649
0,40532
0,74
0,2122
0,36953
0,72
0,271
0,33564

79. Пример расчетов

Зависимость kн*(Sн) – по ОФП
Kн*
Kн*(Sн)
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
Kн*
0
0,2
0,4
0,6
Sн
0,8
1

80.

Зависимость пси от нефтенасыщенности
(по ОФП)
Зависимость пси от нефтенасыщенности
0.6
0.5
0.4
0.3
Пси=kг/kн
0.2
0.1
0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1

81. Зависимость kн*(Sн) – по ОФП

Расчеты
1.
2.
Задается шаг по депрессии -1МПа
Рассчитывается значение
по
формуле
1 P1 , P1 9,5МПа
P T0
k (s н ) μ н (P)
Г
b н (P)
о Р
k (s н ) μ г (P)
P0 T z(P, T)
*
г
*
н
3.
4.
(Sн)=0.011852
При найденном значении 0.011852 с помощью рис.2
определяется нефтенасыщеность при Р=9.5МПа и
ОФП по нефти (построить по исх. данным kн(sн)по
ОФП (рис.1)).
Эти зависимости целесообразно аппроксимировать по
МНК (полиномом).