Физические процессы, протекающие в околоскважинных зонах

1.

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 фазовых проницаемостей 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;
9) Процессы кольматации и облитерации.

2. Деформационные процессы

Снижение проницаемости и пористости при
увеличении эффективного напряжения

3. Серпообразные индикаторные кривые

Q, м3 /сут
0
2
4
6
8
10
12
14
0
Факт по скв.№1005
Теор. по скв.№1005
2
Факт по скв.№1003
Теор. по скв.№1003
\
6
8
Индикаторные диаграммы скважин
пласта ВК1 Каменной площади
Красноленинского месторождения
PНАС=6 МПа
10
QЖ, м3/сут
0
17
Индикаторная диаграмма
скв. 39 пласта Фм. Озерного
месторождения
15
РС, МПа
ΔР, МПа
4
13
11
9
7
10
20
30
40
50
60

4. Оценка добывных возможностей скважин

ГДИ и мониторинг
Формулы притока
Гидродинамическое
моделирование
Решение обратных
задач

5. Результаты лабораторных исследований кернового материала

k/k0 1
1,2 - экспоненциальная зависимость
проницаемости от изменения
эффективного давления, αk=const.
1
0.8
0.6
0.4
2
0.2
3
4
0
0
10
20
30 σэф, МПа
1
Талинская площадь
Талинская площадь
Талинская площадь
Талинская площадь
Оренбургское месторождение
0.9
0.8
0.7
0.6
k/k0
3,4 – двойная экспоненциальная
зависимость, αk=var
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
10
20
30
Рэфф, МПа
40
50
60

6. 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
0
k ( p ) k 0 exp 0 1 e p p
где k0 – проницаемость системы при начальном пластовом давлении;
α0 - коэффициент изменения проницаемости, 1/МПа;
- коэффициент необратимого изменения проницаемости, 1/МПа.
0

7.

Зависимости проницаемости
от эффективного давления
25
22,5
20
Проницаемость, мД
17,5
15
12,5
k=k0exp{- α/ηexp[η(P0 -P)-1]}
k=k0exp{- α/ηexp[η(P0 -P)-1]}
P0 =18 Мпа
P0 =18 Мпа
k0 =24 мД
k0 =24 мД
α=0.00315
η=0.6
α=0.031
η=0.5
k=k0e xp(-α(P 0-P))
P 0=18 Мпа
k0=24 мД
α =0.2
10
7,5
5
2,5
0
6
8
10
12
Давле ние , МПа
14
16
18

8. Формулы притока

w
gradp w
w
k
w gradp
k
Q A0 p
Q
A0
Q
BQ 2
A0
p
2
Q A0 p p
2
k
Q
p p
B0Q 2
2
A0
2
Q
1 e
BQ
A
1
1 exp( p)
p
2
0
0
PK
e
PC
k p0 p
k *Ж s Ж ( p ) dp
Q
k Н* s k В* s
S Н bН В bВ
2 k 0 h
ln
RK
rC
BQ 2

9. Некорректность использования закона Дарси в случае серпообразных индикаторных диаграмм

k
Закон Дарси:
w
gradp
(1)
Радиальный случай:
2 rhk dp
q
dr
(2)
Пусть k=k(p), тогда решая (2) с условиями:
p r r Pc ,
c
p r R Pk .
(3)
k
Получим:
q
2 h
k ( p )dp
ln Rk r PC
c
PK
(4)
что соответствует средней проницаемости (Христианович, Лебединец и др.)
PK
1
k
k ( p)dp
(5)
PK PC P
C
Откуда следует, что q( Р) – неубывающая функция.

10.

Адаптация гидродинамических моделей
Изменение свойств околоскважинной зоны
при изменении забойного давления
Зависимость
S(Pc)
Зависимость
k СКВ(Рс)
-деформационные процессы в пласте не учитываются
-определяющий фактор – дискретизация модели (размер ячейки)

11.

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

12. Неединственность решения обратной задачи поиска зависимости проницаемости от давления и влияние размерности гидродинамической

сетки вблизи скважины
Параметры «двойной»
экспоненциальной зависимости:
Qж, т
0
2
4
6
8
10
12
14
0
α = 0.093
ΔР, МПа
2
4
η = 0.161
6
8
4.96 %
10
скв. №1005 факт
ΔX=2.5 м
ΔX=5 м
ΔX=10 м
Qж, т
0
2
4
6
8
10
12
14
0
α = 0.067
ΔР, МПа
2
4
η = 0.230
6
8
4.61 %
10
скв. №1005 факт
ΔX=2.5 м
ΔX=5 м
ΔX=10 м
Qж, т
0
2
4
6
8
10
12
14
0
α = 0.081
ΔР, МПа
2
4
η = 0.193
6
8
10
скв. №1005 факт
ΔX=2.5 м
ΔX=5 м
ΔX=10 м
3.93 %

13.

Основные характеристики пласта ВК1
Каменной площади Красноленинского свода
Свойства геологической модели пласта
№
слоя
Коллектор /
Неколлектор
Толщина
Нефтенасыщенность
Пористость
Проницаемость
горизонтальная
Проницаемость
вертикальная
м
д.е
д.е.
мД
мД
1
Коллектор
0,77
0,26
0,22
2,6
1,82
2
Неколлектор
1,6
0,05
0,01
0,1
0,10
3
Коллектор
1,27
0,33
0,23
4,27
2,99
4
Неколлектор
2,6
0,05
0,01
0,1
0,10
5
Коллектор
2,73
0,51
0,26
23
16,10
Свойства пластовых флюидов
Пластовое давление, МПа
14,5
Давление насыщения, МПа
6
Пластовая температура, С
70
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3
790
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3
840
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с
2,12
Газовый фактор, м3/т
Объемный коэффициент нефти, д.е.
36
1,09

14.

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

15.

Геолого-гидродинамическая модель участка ГС520
Ем-Еговской площади
Параметр
Значение
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
10,2
Средний коэффициент пористости, доли ед.
0,245
Средняя начальная нефтенасыщенность, доли ед.
0,413
Средняя проницаемость, мкм2
0,04

16.

Сопоставление расчётной и фактической накопленной добычи жидкости по
скважине 520 Ем-Еговского месторождения
12
Накопленная добыча жидкости, тыс.м
3
Расчёт 1
Расчёт 2
Факт
10
8
6
4
2
0
0
100
200
Время, дни
300
400

17.

Относительное снижение эквивалентной проницаемости для исследуемых
скважин Каменного и Ем-Еговского месторождений
1
Относительное снижение эквивалентной
проницаемости
0.33
0.45
0.9
0.55
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0
4
8
Забойное давление, МПа
12
16

18. Характеристика пласта Фм Озерного месторождения

Пласт
Фм
Пределы значений
нефтенасыщенной
толщины по
скважинам, м
от
до
ср.взв.
0.6
58.2
12.35
Абсолютная
отметка
залегания
пласта в
своде, м
Абсолюная
отметка
ВНК, м
Площадь
водонефтяной
зоны в % от
общей
Тип залежи
-1576.4
1699
100
Массивная
Наименование
Пласт
Фм
Давление насыщения, МПа
10.28
Пластовое давление, МПа
18.2
Газосодержание, м3/т
136.7
Пластовая температура, оС
29.8
Плотность нефти, кг/м3
- в пластовых условиях
727
- в стандартных условиях
831
Вязкость динамическая, мПа*с
1.02

19. Геолого-промысловая характеристика пласта Фм Озерного месторождения

в
Г ,тм
3
Геолого-промысловая характеристика пласта Фм Озерного
месторождения
г
м П а с
см
3
Г
1 30
1 .3 0
1 .2 5
1 .2 0
1 20
1 1 0 0 .8 3
6 .0
1 0 0 0 .8 2
5 .5
90
0 .8 1
5 .0
80
0 .8 0
4 .5
70
0 .7 9
4 .0
1 .1 5
60
0 .7 8
3 .5
50
0 .7 7
3 .0
1 .1 0
40
0 .7 6
2 .5
30
0 .7 5
2 .0
20
0 .7 4
1 .5
1 .0 5
1 0 0 .7 3
1 .0 0
0
в
Зависимость
давления
пластовой
нефти
от
1 .0
0 .5
0 .7 2
2 .0
4 .0
8 .0
6 .0
1 0 .0
1
Относительная фазовая
прницаемость, доли ед.
свойств
P, м Па
1
0.9
0.9
0.8
0.8
0.7
0.7
0.6
0.6
0.5
0.5
0.4
0.4
0.3
0.3
0.2
0.2
0.1
0.1
0
0
0
0.23
0.3
0.4
0.48 0.52 0.61
0.7
Водонасыщенность, доли ед.
0.8
1
kв
kн
Зависимость фазовых проницаемостей от
водонасыщенности для пласта Фм по керновому
материалу

20.

Модель пласта Озерного месторождения скважина 39
Распределение давления

21. Алгоритм моделирования околоскважинных зон при комплексном влиянии деформационных процессов и изменении газонасыщенности пласта

Зависимость k(p), полученная в результате
лабораторных исследований керна или в
результате решения обратной задачи
закладывается в скважинную ячейку
При РС<РНАС дополнительное снижение
дебита
моделируется
снижением
абсолютной проницаемости:
k*(PC) : QР(k*(PC) )=QФ(PC)
По отн. фазовым проницаемостям системы
нефть-газ по коэффициенту k(PC)/k*(PC)
определяется SГ(PC)

22. Апробация алгоритма для скв. 39 пласта Фм. Озерного месторождения

QЖ, м3/сут
0
10
20
30
40
50
60
17
РС, МПа
15
13
11
9
1.00
k/k 0
0.80
0.60
0.40
0.20
0.00
7
8
9
10
11
12
13
p, МПа
14
15
16
17
18
Относительная фазовая проницаемость,
доли ед.
7
1.0
0.9
0.8
Р=8 МПа, Sг=9.0%
Р=7 МПа, Sг=10.0%
Р=6 МПа, Sг=10.5%
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.35
0.40
0.45
Газонасыщенность, доли ед.
Отн. фазовая проницаемость по нефти
Отн. Фазовая проницаемость по газу

23.

Оценка добывных возможностей скважин в случае зависимости
коэффициента подвижности от градиента давления
III
II
I
rm
rД
RK
p1
p2
pK