CC BY
25НЕФТЬ И ГАЗ (CRUDE OIL & NATURAL GAS)
УДК 622.276
Прокофьева А.С.
магистрант МГГ61-21-01 Уфимский государственный нефтяной технический университет
(г. Уфа, Россия)
МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ГИДРОДИНАМИЧЕСКОМ СИМУЛЯТОРЕ
Аннотация: в работе смоделирована девятиточечная система разработки с добывающими и нагнетательными скважинами. Рассмотрено несколько методов моделирования гидроразрыва пласта в гидродинамическом симуляторе tNavigator. Проведено сравнение, а также сопоставление размеров трещины ГРП и скин факторов и определен оптимальный метод.
Ключевые слова: модель, ГРП, дебит, скин-фактор, моделирование, трещина, гидродинамический симулятор.
В данной статье рассмотрим трёхфазную неоднородную модель с низкой проницаемостью. Целью работы является изучение методов задания трещины ГРП в гидродинамической модели, а также их практическое применение на примере секторная модель.
На рисунке 1 изображена трёхфазная модель типа blackoil, имеющая геометрические размеры: 2000х2000х10, количество ячеек составляет 64000, размерность ячеек:50*50*0,5 м. В модели заданы следующие фильтрационно-емкостные свойства: средняя абсолютная проницаемость равна 1.57 мД, средняя пористость 0,146, средняя начальная нефтенасыщенность 0,52. Модель имеет подстилающую воду и газовую шапку.
Рис. 1. Куб текущей нефтенасыщенности
Латеральная проницаемость в направлении Х и У равны, анизотропия пласта составляет 0,1.
В таблице 1 представлены свойства пластовых флюидов и геолого-физическая характеристика коллектора рассматриваемой модели.
Таблица 1. Свойства пластовфлюидов и геолого-физическая характеристика коллектора.
№п/п Свойства флюида/характеристика коллектора Значение
1 Начальная пластовая температура 80°С
2 Плотность нефти (в поверхностных условиях) 823 кг/м3
3 Вязкость нефти (в поверхностных условиях) 1,2
4 Сжимаемость нефти 7,5е-5
5 Плотность воды 1010 кг/м3
6 Вязкость воды 0,44 сП
7 Начальный объем геологических запасов нефти 3.5 млн. м3
8 Сжимаемость породы 1е-6
9 Начальное пластовое давление 250 атм
10 Глубина пласта 2000 м
11 Толщина пласта 20 м
12 ГНК 2002 м
13 ВНК 2020 м
14 Газосодержание 60 м3/м3
На рисунках 2,3 представлены PVT зависимости для нефти и газа.
Р\Т нефть
Рис. 2. PVT по нефти
Рис. 3. PVT по газу
На рисунках 4,5 изображены относительные фазовые проницаемости в системе нефть-вода и нефть-газ.
Рис. 4. ОФП в системе нефть-вода
Рис. 5. ОФП в системе нефть-газ
Относительные фазовые проницаемости используются в соответствии со второй моделью Стоуна при описании совместного движения фаз. Коллектор модели является гидрофильным.
Изначально в модели задана 9-ти точечная система разработки, имеющая добывающие и нагнетательные скважины, которые запускаются одновременно. Добывающие скважины запускаются на контроле по забойному давлению 50 атм, а нагнетательные - на 350 атм. ГРП с самого начала разработки, 5 лет, считается помесячно (60 месяцев). ГРП проводится на всех девяти скважинах.
В качестве базового варианта рассматривается работа скважин без ГРП (далее - базовая модель).
Рассмотрено несколько методов моделирования ГРП:
1. Моделирование с помощью скин-фактора.
2. Моделирование с изменением коэффициента продуктивности перфорации (множителя продуктивности).
3. Моделирование с использованием виртуальных перфораций.
4. Моделирование ГРП с помощью уменьшения сетки вокруг скважины.
Первый метод (скин-фактор) часто используется, когда малые трещины, которые меньше размера ячеек. Теоретический диапазон скин-фактора заключен в интервале от -7,6 до + бесконечности. При моделировании использовано значение: -3. Влияние скин-фактора на эффект ГРП учитывается в формуле Дюпюи (1.1), которая заложена в основу гидродинамического симулятора и имеет вид:
где Ре - давление на границе пласта (на расстоянии ге от скважины) или на границе зоны дренирования скважины, атм;
- забойное давление в скважине, атм; q - дебит скважины в пластовых условиях м3/ сут; ц - вязкость, сПз;
ч =
кП(Ре-Ру^)
(1.1)
k - проницаемость, мД; h - продуктивная толщина пласта, м;
- радиус скважины, м; ге - расстояние от скважины до границы пласта или до границы зоны дренирования скважины, м;
В - объемный коэффициент, м3/м3; S - скин-фактор.
В результате использования данного метода ГРП получен прирост по стартовому дебиту, более интенсивное пластовое давление, более высокая обводненность, а также увеличение приемистости на нагнетательных скважинах относительно параметров базовой модели. Данный метод прост при расчете, но не описывает геометрию трещины, то есть не учитывает её полудлину, направление, раскрытость, затухание, а также поведение трещины.
В качестве следующего метода моделирования ГРП было использовано изменение коэффициента продуктивности перфорации (множителя продуктивности). Влияние этого параметра также учитывается в формуле Дюпюи: при увеличении значения проводимости повышается дебит.
Недостатки и преимущества описываемого метода аналогичны первому рассмотренному варианту.
Значение дебита схоже с вариантом учета скин-фактора при моделировании, но темп падения дебита выше и снижение пластового давления происходит быстрее. На рисунке 5 показано сравнение результатов моделирования (значений дебита нефти и пластового давления), описанных выше методов.
—Множишь провплмосга —Скин-фактор
II О
г11 л? > ^ Л А -в ^ ^ ^ Л * Л А
„V-." Л- Л* .в' -V' Л' ~о* .О' ,«>
¿1? чО' о-,' ч®' ^
Рис. 6. Сравнение дебита нефти и пластового давления по варианту со скин-фактором и множителем проводимости
Третьим вариантом моделирования рассмотрено использование виртуальных перфораций при проведении ГРП. В скважинах задаются обычные перфорации и виртуальные, с помощью которых задается геометрия трещины, а именно полудлина, её направление, раскрытость, угол и затухание трещины.
Плюсом такого варианта является высокая скорость расчета, что позволяет охарактеризовать его как наиболее оптимальный метод моделирования ГРП. Минус: неопределённость параметров (например, подбор множителя проводимости для трещин). Чтобы определить его значение создаётся дизайн трещин, что занимает дополнительное время или подобрать величину по месторождению со схожими характеристиками, что повлияет на достоверность расчётов.
В данном варианте моделирования использовался эффект затухания трещины, который действовал в течение 18 месяцев.
Также рассмотрено моделирование ГРП с помощью измельчение сетки вокруг скважины (рисунок 4).
Рис.7. Измельчение сетки вокруг скважины в гидродинамическом симуляторе tNavigator
Данный метод позволяет смоделировать зону самой трещины и зону её влияния, а также задавать различные формы трещин. Изначально была задана высокая проницаемость в зоне трещины и дальнейшее снижение в зоне влияния трещины.
Достоинства такого варианта являются: описание зоны влияния трещины, возможность учета всех геометрических параметров трещины, а также возможность задания трещин произвольной формы или трещин, которые создаются в симуляторе ГРП.
К недостаткам относятся: маленькая скорость расчета (в связи с увеличением количества ячеек из-за измельчения сетки, в которой становится больше активных ячеек, то есть за счёт этого сложнее считать (появляется больше итераций для сходимости и т.д.). Требуется использование большего количества ключевых слов. Кроме того, «перестроение сетки» на реальном месторождении - долгий процесс.
Рис. 8. Сравнение дебита нефти и пластового давления по варианту с виртуальными перфорациями и измельчением сетки
I*
Длин мефш. м) сут
Ьп 1ТП -Млшюпеп. цюкиюмсл!'—Шфтужзише перфорлшш
-Локашкч' лпм.ачгмк -Скнв-фмюр
Рис. 9. Сравнение методов моделирования ГРП на примере параметра скважины (дебита)
Таблица 2. Сопоставление размеров трещины и скин-факторов
№ опыта Размеры трещины (полудлина), м Скин-фактор
1 55 -2,4
2 75 -2,8
3 95 -3
В ходе проведенных исследований были рассмотрены методы ГРП на примере моделирования в гидродинамическом симулятора 1Кау1§а1:ог. Наиболее оптимальными методами моделирования ГРП определены варианты 3 и 4 (использование виртуальных перфораций при проведении ГРП и с помощью уменьшения сетки вокруг скважины), в связи с тем, что при ГРП происходит увеличение запускного дебита и темпа падения или увеличение коэффициента охвата. Увеличение коэффициента охвата наблюдается на 1,2,4 рассмотренных вариантах, но данный эффект не будет наблюдаться на реальных объектах с аналогичной геологией, так как в модели высокая доля коллектора. В 3 варианте с применением виртуальных перфораций наблюдается эффект увеличения запускного стартового дебита и темпа падения, что характерно для данной геологии пласта. Подобных итогов можно добиться, «усложняя» метод измельчения сетки, что займет продолжительное время.
Также в ходе исследования было проведено сопоставление размеров трещины ГРП и скин-факторов, результаты представлены в таблице, наглядно отображены на рисунке 9 (для опыта №2). Из этого следует, что при увеличении размера трещины скин-фактор уменьшается. Для опыта №2 запускные дебиты нефти примерно равны, далее происходит расхождение, это связано с тем, что в методе виртуальных перфораций используется затухание трещин, а в методе при со скин-фактором это не учитывается. Это также подтверждает преимущество данного метода. Следуя полученным результатам и выводам работы
моделирование ГРП в дальнейших исследованиях необходимо проводить, применяя этот метод.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Мищенко И.Т. // Скважинная добыча нефти. 2003. С. 222-241
2. Нургалиева А.А., Малышев В.Л. Подбор комплекса гидродинамических исследований скважин для достоверного прогноза параметров пласта на Вишневском месторождении// Журнал «Нефтегазовое дело». 2020. № 4. С. 4857.
3. Моделирование ГРП [Электронный ресурс]. URL: https://rfdyn.ru/solutions/modelirovanie-grp/ (дата обращения: 27.04.23).
4. Моделирование гидроразрыва пласта [Электронный ресурс]. URL: http://tm.spbstu.m/Моделирование_гидроразрыва_пласта (дата обращения: 30.04.23).
Prokofeva A.S.
Ufa State Petroleum Technological University (Ufa, Russia)
HYDRAULIC FRACTURING MODELING IN THE HYDRODYNAMIC SIMULATOR
Abstract: a nine-point development system with producing and injection wells is modeled in the work. Several methods of hydraulic fracturing modeling in the navigator hydrodynamic simulator are considered. A comparison was made, as well as a comparison of the fracture sizes of the hydraulic fracturing and skin factors, and the optimal method was determined.
Keywords: model, hydraulic fracturing, flow rate, skin factor, modeling, crack, hydrodynamic simulator.
