CC BY
19
32 ДОБЫЧА
УДК 622.276
Влияние капиллярных концевых эффектов на работу скважин различного типа в недонасыщенных коллекторах
Н.В. Шупик
аспирант1
1Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН), Москва, Россия
В статье сделана попытка анализа наблюдаемых особенностей эксплуатации скважин различного типа в низкопроницаемых недонасыщенных нефтяных пластах Западной Сибири на основе гидродинамического моделирования с учетом капиллярного концевого эффекта. Для этого предложен специальный подход к учёту взаимодействия «пласт - ствол скважины / трещина ГРП».
материалы и методы
Моделирование в коммерческом симуляторе со специальной корректировкой формулы притока.
Ключевые слова
капиллярный концевой эффект, многостадийный гидроразрыв, низкопроницаемый коллектор, недонасыщенный коллектор, нестационарные процессы, стабилизированная зона
Проведение массовых математических экспериментов в коммерческих програм-мах-симуляторах обеспечивает возможность обоснования новых технологий извлечения нефти и газа, регулирования процессов разработки с учетом геолого-физических особенностей конкретных залежей углеводородов и без существенной схематизации пластовых процессов. Вместе с тем, в процессе мониторинга разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами инженеры -разработчики как в России, так и за рубежом нередко сталкиваются с ограничениями общепринятых подходов к моделированию. В частности, эта ситуация характерна и для залежей в низкопроницаемых неоднородных терригенных коллекторах Западной Сибири. В результате ряд эффектов, сопровождающих эксплуатацию реальных скважин, не удается адекватно описать в рамках применяемых моделей, что ограничивает возможность их применения для детального описания пластовых процессов.
Одним из таких явлений оказывается капиллярный концевой эффект при работе скважин различного типа в условиях низкопроницаемого неоднородного пласта. Его учет, согласно классическим представлениям, считается значимым только для процессов на лабораторном масштабе при исследовании кернового материала [1]. Однако дальнейшее изучение показало его важность для описания фильтрационных процессов в линзовидных и слоистых коллекторах [2], недонасыщенных пластах [3], характерных для сложного терригенного разреза ачимовских толщ и глубокозалегающих юрских отложений Западной Сибири.
На ряде эксплуатируемых объектов указанного типа наблюдается существенная начальная обводненность скважин в зонах недонасыщения, причем ее характерная величина и динамика зависят от типа скважины — наклонно-направленная скважина (ННС), ННС с трещиной гидроразрыва (ННС с ГРП) или горизонтальная с многостадийным ГРП (ГС с МГРП), но не связаны с обводнением подошвенной или закачиваемой водой. Представляет интерес моделирование и теоретическое исследование указанного явления с учетом капиллярного концевого эффекта для оценки его влияния на технологические параметры работы скважин различного типа.
моделирование капиллярных эффектов при работе скважин
В последние годы в активную разработку вводится все больше залежей с низкопроницаемыми коллекторами и значительными запасами нефти в зонах непредельного насыщения. При размещении скважин в таких зонах обычное предположение о несущественном влиянии капиллярных эффектов на приток пластовых флюидов оказывается неприменимым, так как величины капиллярных
давлений могут достигать единиц атмосфер при значительных их пространственных градиентах [4].
Современные коммерческие симуля-торы разработки месторождений нефти и газа, основанные на моделях многофазной фильтрации, позволяют явным образом учитывать капиллярные эффекты на границах сеточных блоков через учет различия давлений в фильтрующихся фазах. Использование опции гистерезиса капиллярного давления дает возможность различать процессы дренирования, влияющие на формирование начального насыщения залежей, и пропитки, играющие ключевую роль при их разработке.
В то же время, реализация работы скважин в программах-симуляторах имеет специфические особенности. Интенсивность притока в скважину или закачки в пласт компонентов рассчитывается с использованием так называемых формул притока, типичный вид которых можно представить следующим выражением [5]:
= (Р.-Р,;) (1)
а
где д' — интенсивность притока/закачки компонента ' в ячейке г, вскрытой скважиной; Т— коэффициент сообщаемости "скважина-пласт" в ячейке г, зависящий от проницаемости блока, его геометрии и параметров вскрытия скважиной; Ма — подвижность компонента ' в потоке фазы а в ячейке г, пропорциональная относительной фазовой проницаемости (ОФП) фазы а и ее плотности (или обратно пропорциональная ее объемному коэффициенту), концентрации компонента ' в фазе а и обратно пропорциональная вязкости фазы а; Р1 — пластовое давление в сеточном блоке г, Р — давление на стенке скважины в блоке г.
Специфика записи формулы притока в виде (1) состоит в том, что давление в сеточном блоке Р. принимается одинаковым для всех фаз — обычно равным давлению в нефтяной фазе, принимаемому в качестве одной из основных переменных при решении уравнений. То есть, капиллярное давление в формуле (1) не учитывается. Как следствие, отсутствует возможность непосредственного учета влияния капиллярных явлений, например, капиллярного концевого эффекта на приток к скважине.
В данной статье предлагается способ учета капиллярных эффектов при моделировании притока к скважине с использованием стандартных программ-симуляторов. А также исследуется их влияние на режимы работы скважин различного типа в недонасыщенных по нефти зонах низкопроницаемых пластов.
Далее последовательно приводятся:
• особенности метода моделирования и описание технических характеристик и специфики параметризации серии созданных гидродинамических моделей;
• сравнительная характеристика расчетных вариантов;
• результаты исследования влияния капиллярного концевого эффекта на обводненность скважин различного типа и откликов на сопоставимые динамические изменения технологических режимов;
• результаты исследования влияния зоны проникновения фильтрата технологических жидкостей, гистерезиса капиллярного давления и наличия прослоев с ухудшенными свойствами
в разрезе пласта на технологические показатели работы скважин различного типа;
• общие выводы.
Описание метода моделирования и параметры моделей
Для проведенных численных экспериментов были использованы три типа расчетных областей (моделей), соответствующих трем рассматриваемым типам скважин: ННС, ННС с ГРП (характерны для рассматриваемых объектов) и ГС с МГРП — наиболее интенсивный тип по темпам извлечения продукции и площади дренирования. Для ГС с МГРП для моделирования выбран случай трех поперечных трещин, отражающий основные особенности данного типа скважин, хотя в настоящее время имеется немало скважин в Западной Сибири с реализацией 4-5 стадий (трещин) МГРП и единичные случаи реализации около 10 стадий МГРП, а за рубежом и по несколько десятков. Также аналогично могут моделироваться варианты разветвленных скважин с многозонными гидроразрывами.
Для расчета притока к скважине с учетом капиллярных эффектов использованы секторные модели типа «black oil» (нелетучей нефти). Расчеты проведены в симуляторе tNavigator компании RFD.
Расчетная область в плане представляет собой квадрат со стороной от 1 до 3 км (в разных вариантах), толщина пласта — 6 м. Тип сетки — ортогональный. Шаг сетки по вертикали постоянный и составляет 24 см. По латерали сетка имеет неравномерный шаг, пропорционально возрастающий от центра по обеим горизонтальным осям до
максимального значения 50 м (так называемая сетка тартан, ее рисунок напоминает ткань шотландку; данный вид сетки позволяет моделировать трещины ГРП явно без погрешностей и проблем со сходимостью, свойственных использованию локальных измельчений). При этом центральная ячейка имеет размеры 0.156x0.156 м, что по периметру соответствует окружности радиусом 0,1 м, и играет роль псевдоскважины. То есть, соответствующий столбик ячеек модели рассматривается в качестве ствола скважины со специальным заданием значений свойств «пласта» в ячейках. В случае рассмотрения ННС с ГРП трещина также моделируется заданием специальных свойств для заданного интервала центрального ряда тонких ячеек, соответствующего по протяженности трещине.
Для ГС с МГРП сетка в целом строится аналогично, с той разницей, что сгущение сетки осуществляется как в районе горизонтального ствола, так и каждой из поперечных трещин ГРП. Ствол горизонтальной скважины расположен в двенадцатом слое, что соответствует середине толщины пласта, его длина ствола составляет 260 м, расстояние между поперечными трещинами 80 м, параметры каждой трещины аналогичны случаю наклонно-направленной скважины с ГРП. Каркас расчетной сетки показан на рис. 1а.
Моделирование работы скважины осуществляется следующим образом. Стандартными средствами симулятора задается скважина и интервал перфорации, вскрывающий столбик ячеек псевдоскважины (для ГС с МГРП — «строку» ячеек). При этом обычная скважина имеет заведомо завышенный коэффициент сообщаемости со вскрытыми ячейками и играет только роль источника/ стока. Взаимодействие с пластом происходит через псевдоскважину. Степень сообщаемости псевдоскважины с пластом (аналог скин-эффекта) регулируется проницаемостью ячеек псевдоскважины в направлении, перпендикулярном «стволу», а распределение давления по «стволу» — их проницаемостью вдоль «ствола». В качестве забойного
давления принимается давление в выбранной ячейке псевдоскважины. В случае ННС с ГРП или ГС с МГРП свойства ячеек, моделирующих трещину, задаются из условия получения эквивалентного порового объема и гидропроводности вдоль и поперек трещины с учетом типичных параметров трещины и соотношения ее раскрытости с шириной соответствующих ячеек модели.
Основные параметры коллектора и пластовых флюидов для случая однородного по разрезу пласта представлены в таб. 1. Отдельно исследовалось влияние наличия в разрезе пропластков с ухудшенными, по сравнению с основным массивом, фильтра-ционно-емкостными свойствами (рис. 1б).
Ключевой особенностью использованных моделей является возможность моделирования капиллярных эффектов на границе «пласт-скважина». Для этого таблицы капиллярного давления и относительных фазовых проницаемостей (ОФП) заданы различными для двух регионов (для трех в случае слоистого пласта).
Первый регион соответствует ячейкам основного массива коллектора и характеризуется параметрами, принятыми по аналогии с некоторыми низкопроницаемыми недонасыщенными залежами Западной Сибири. Учитывается гистерезис капиллярного давления.
Второй регион присутствует в расчетах для случая слоисто-неоднородного пласта и определяет свойства ухудшенных (сильно глинизированных) прослоев. Для них заданы следующие значения параметров: эффективная пористость — 0,09 д.ед., проницаемость — 0,5 мД. Кривая капиллярного давления масштабирована, по сравнению с основным массивом, пропорционально квадратному корню из значения проницаемости.
Кривые ОФП и капиллярного давления для первого и второго регионов показаны на рис. 2 и 3 (нормировка в эффективном поро-вом пространстве — ЭПП [6]).
Третий регион отвечает псевдоскважине и трещинам ГРП. В данном регионе капиллярное давление считается пренебрежимо
Параметр Значение
Пластовая температура, оС 96
Глубина пласта от устья скважины, м 2950
Начальное пластовое давление, бар (10-1 МПа) 260
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 839
Начальная плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 759
Среднее давление насыщения нефти газом, бар 103
Газосодержание, м3/т 84
Объемный коэффициент нефти, д.ед. 1,205
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3 1015
Начальная плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 986
Эффективная проницаемость, миллидарси (0,987»10-15 м2) 4,7
Средняя эффективная пористость, % 10,1
Средняя начальная нефтенасыщенность в долях эффективной пористости 88/84-90 (средняя/мин.-макс.), %
Остаточная нефтенасщенность в долях открытой/эффективной пористости, % 37,8/65,3
Полудлина трещины ГРП, м 87
Фактическая раскрытость (ширина) трещины, м 0,004
(б)
Таб. 1 — Основные параметры пласта и флюидов
Рис. 1 — Каркас расчетной сетки для ГС с тремя поперечными трещинами ГРП (а) и объемный вид распределения начальной нефтенасщенности в модели слоистого пласта (б)
