CC BY
35Бурение скважин и разработка месторождений
УДК 622.276
О ВЛИЯНИИ ПРОЦЕССА АВТО-ГРП НА ВЕЛИЧИНУ НАКОПЛЕННОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ
IMPACT OF INJECTION INDUCED FRACTURING ON CUMULATIVE
OIL PRODUCTION
Д. В. Балин, Т. В. Семенова
D. V. Balin, T. V. Semenova
Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Ключевые слова: эффект авто-ГРП; накопленная добыча нефти; синтетическая секторная модель; соотношение подвижностей по нефти и воде; неоднородность по проницаемости; оценка наличия и размеров трещин Key words: injection-inducedfracturing; cumulative oil production; synthetic sectorflow-model; oil and water mobility ratio; permeability heterogeneity; estimation of occurrence and geometry of fractures
Процесс «авто-ГРП» принято считать негативным в силу того, что при появлении трещины в пласте возникает существенная неоднородность по проницаемости, обусловленная спецификой зависимости размеров образующейся трещины от величины давления нагнетания, что приводит к уменьшению коэффициента охвата пласта заводнением, и, следовательно, потерям в накопленной добыче нефти.
Однако всегда ли эффект авто-ГРП приводит к негативным последствиям при разработке?
Для изучения данного вопроса с помощью гидродинамического симу-лятора tNavigator компании Rock Flow Dynamics был создан ряд синтетических секторных моделей, обладающих свойствами, аналогичными свойствам одного из изучаемых месторождений, осложненных эффектом авто-ГРП (табл. 1).
Для нивелирования эффектов на границе сектора (учета симметрии потоков) в модели задавалась пятиточечная система, состоящая из 145 скважин, из них 64 добывающих и 81 нагнетательная. Трещина авто-ГРП задавалась на всех нагнетательных скважинах. Анализ накопленных показателей производился только для центрального элемента сектора созданной модели (рис. 1). Для нагнетательной скважины был установлен контроль по забойному давлению (начальное — 300 атм.) и ограничение по приемистости в 1 000 м3/сут., а для
Рис. 1. Схематическое изображение вариации трещины авто-ГРП на синтетической секторной модели
добывающих были заданы коэффициент эксплуатации — 0,9 д.ед., контроль по забойному давлению (начальное — 50 атм.), ограничение по обводненности — 97 %, приводящее к закрытию скважины, а также нижний экономический предел
по дебиту нефти — 2 м3/ сут.
Для оценки влияния эффекта
Таблица 1
Основные параметры модели и трещины
авто-ГРП на показатели разработки рассматривалась трещина, характеризующаяся параметрами, представленными в табл. 1.
Существуют различные варианты развития техногенной трещины, например с неравноплечим развитием или образованием звездчатой структуры. Однако в рамках данного исследования используемая модель трещины базировалась на классических представлениях — рассматривались одинаковые длины крыла, раскрытость и проводимость в двух противоположных направлениях. Моделирование было выполнено с использованием специализированных опций гидродинамического симулятора tNaviga-tor [1, 2].
По результатам выполненных расчетов построены зависимости накопленной добычи нефти от безразмерного параметра hl/r (отношение полудлины трещины к расстоянию от нагнетательной до добывающей скважины) при фиксированном безразмерном параметре alpha (соотношение подвижностей по нефти и воде) (рис. 2) и от параметра alpha при фиксированном значении параметра hl/r (рис. 3).
Параметр Значение
Сеточная область
Кол-во ячеек (в центральном секторе) 10125 (45х45х5)
Размер ячеек, м 25х25х3
Плотность воды, кг/м3 1010
Плотность нефти, кг/м3 875
Начальное пластовое давление, атм 200
Начальная пластовая температура, 0С 80
Проницаемость, мД 35,4
Трещина авто-ГРП
Ширина, м 0,02
Кол-во ячеек, вскрываемых по вертикали 5
Азимутальный угол, 0 45
Зенитный угол, 0 0
Проницаемость, мД 5000
Зависимость Проницаемости трещины от потока воды f(s) = max{1+3*s,0}, где f(s) — функция безразмерного потока (отношение накопленного потока из блока к поровому объему блока)
Вариация полудлины трещины, м 0/25/50/75/100
0,00 0,02 alpha. д.ед.:
---5,33 ~
0,06 0,0 Ы/г, д.ед
■ 6,46 ----7,02
Рис. 2. Зависимость накопленной добычи нефти от параметра hl/r
Для оценки влияния исходной неоднородности по проницаемости на накопленные показатели был создан ряд моделей, для которых проницаемость среднего (3-го из 5-ти) пропластка принималась равной 100 мД, в то время как для осталь-
ных пропластков — 8,5 мД. Данные значения были подобраны с целью обеспечения одинаковых с однородной моделью входных дебитов добывающих и начальной приемистости нагнетательных скважин, а соотношение подвижностей по нефти и воде в этом случае полагалось равным 7,58 д.ед., так как именно при этом значении ранее наблюдался наиболее заметный эффект.
Рис. 3. Зависимость накопленной добычи нефти от параметра alpha
Таким образом, были установлены зависимости накопленной добычи нефти от параметра hl/r при alpha = 7,58 д. ед. для однородной и неоднородной моделей (рис. 4).
Рис. 4. Сравнение зависимостей накопленной добычи нефти от параметра hl/r при alpha = 7,58 д. ед.
Анализ зависимостей, полученных по результатам моделирования в условиях наличия исходной неоднородности по проницаемости, показывает, что наличие неоднородности в условиях отсутствия трещины приводит к потере 17,2 % накопленной добычи нефти. Появление трещины улучшает накопленные показатели для однородной и неоднородной моделей. Позволяет сократить потери в накопленной добыче нефти до 13,2 % за счет фильтрации воды по высокопроницаемой трещине и роста пластового давления (рис. 5).
Рис. 5. График потерь в накопленной добыче нефти по сравнению с однородной моделью
Однако, как следует из описанного выше, наличие исходной неоднородности по проницаемости имеет более значительный эффект, нежели возникновение техногенной трещины.
В условиях отсутствия трещины величина накопленной добычи нефти линейно зависит от соотношения подвижностей по нефти и по воде: при этом, чем выше значение коэффициента alpha, тем ниже значение накопленной добычи нефти. Тем не менее, нельзя утверждать, что появление трещины негативно сказывается на накопленных показателях. При анализе полученных результатов удалось установить, что максимальное значение накопленной добычи нефти 309,6 тыс. м3 достигается при hl/r = 0,03 и alpha = 7,58, в то время как минимальное достигаемое значение составляет лишь 227,1 тыс. м3, что соответствует тому же значению alpha, но в условиях отсутствия трещины. Тем самым удается подтвердить тот факт, что наличие техногенной трещиноватости может оказывать положительное влияние на накопленные показатели разработки, в частности обеспечить прирост накопленной добычи нефти для условий тестовой модели до 36 %.
Также стоит отметить, что чем ниже значение параметра alpha, тем менее значителен положительный эффект, связанный с образованием трещины авто-ГРП.
Для повышения точности моделирования влияния трещин авто-ГРП на накопленную добычу предложена комплексная методика оценки вероятности наличия трещин авто-ГРП и алгоритм расчета их геометрических параметров.
Сущность методики заключается в анализе нескольких косвенных признаков (например, графиков Холла, трассерных исследований, ГДИ) и вычислении итогового коэффициента «подтвержденности» наличия трещин. В случае подтверждения наличия трещины авто-ГРП по одному из признаков, ему сопоставлялось значение равное «1», в случае отсутствия трещины — «0», а в случае отсутствия данных исследования — «0,5». Итоговый коэффициент «подтвержденности» в силу независимости полученных значений рассматривается как их сумма. В таблице 2 приводится выдержка по результатам применения данной методики.
Таблица 2
Степень «подтвержденности» наличия трещины авто-ГРП в окрестности нагнетательных скважин месторождения N
Признак существования трещин Расчет коэффициента «подтвержденности»
Номер скважины ГДИ Трассерные исследования График Холла ГДИ Трассерные исследования График Холла Коэффициент «подтвержденности»
1 * - - 0,5 0 0 0,5
2 * * - 0,5 0,5 0 1
3 * - + 0,5 0 1 1,5
4 * * + 0,5 0,5 1 2
5 + * + 1 0,5 1 2,5
6 + + + 1 1 1 3
При расчете геометрических параметров длина трещины авто-ГРП принимается согласно данных ГДИ при допущении о ее неизменности.
Следующим геометрическим параметром трещины, подлежащему обязательному определению, является раскрытость, рассчитываемая по формуле (1), отражающей ее зависимость от известной по результатам ГДИ длины
W =
4-(1-2
к пуле) (1 к
3 ■ Е
П7Ж) ■ (Р,6 Pp.) • L,
где кпуас — коэффициент Пуассона, д.ед.; Е — модуль Юнга, атм; Рзаб — забойное давление, атм; Рраз — давление разрыва породы, атм; Ь — длина трещины, принятая по результатам ГДИ, м.
Но также существует иная аналитическая формула, определяющая раскрытость трещины в зависимости от ее высоты [3],
(2)
где Н — общая высота трещины, м; Рсмык — давление смыкания трещины, атм.
Однако при допущении о том, что давление смыкания трещины равно давлению ее образования, то есть давлению разрыва породы, формула принимает вид
W =
2 • H ■ (l k2nyac) • (P3aö Рраз)
(3)
Приравняв между собой два имеющихся соотношения (1) и (3) для раскрыто-сти, становится возможным определить аналитическую зависимость высоты существующей трещины авто-ГРП от ее длины
(4)
Исходя из этого, возможно говорить о проектировании дизайна частичной кольматации участков трещины авто-ГРП для достижения тех ее геометрических параметров, при которых будет наблюдаться увеличение коэффициента охвата пласта заводнением, и, следовательно, прирост в добыче нефти.
Список литературы
1. Михалева М. Ю. tNavigator 3.3. Руководство пользователя. - Rock Flow Dymanics, 2012 г.
2. Программа для моделирования процессов разработки нефтегазовых месторождений tNavigator (версия 4.0). Техническое руководство. - Москва, 2013. - 1179 с.
3. Жидкова Н. А., Захарова А. А. Математическое обеспечение программного модуля PWRI-FRAC для прогнозирования параметров трещины в нагнетательных и поглощающих скважинах при давлениях закачки выше давления гидроразрыва пласта // Известия Томского политехнического университета. - 2009. - № 1. - Т. 314.
Сведения об авторах
Балин Даниил Валерьевич, магистрант Национального исследовательского Томского политехнического университета, г. Томск, e-mail: danilbalin@bk. ru
Семенова Татьяна Владимировна, к.г-м.н., доцент кафедры «Геология месторождений нефти и газа», Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390346, e-mail: t_v_semenova@list. ru
Information about the authors Balin D. V., Master Student, National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, e-mail: danil-balin@bk.ru
Semenova T. V., Candidate of Geology and Mineralogy Science, associate professor of Department Geology of Oil and Gas fields Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)390346, e-mail: t_v_semenova@list.ru
