CC BY
12Выводы
Волновая обработка пласта позволяет восстанавливать продуктивность скважины после проведения ГРП не только наклонно направленных скважин, но и полого-горизонтальных. При техническом усовершенствовании возможно применение этой технологии на горизонтальных скважинах. В скважинах, обработанных по волновой технологии, в 2,5 раза снизились отказы насосного оборудования.
Технология усовершенствована авторами с проведением замеров по расходу рабочей жидкости, снятием профиля приемистости и проведением гидродинамических исследований. Это позволяет без ГИС оценить работающие интервалы и вовлекать в разработку ранее не работающие интервалы, увеличивая нефтеотдачу пласта.
В результате факторного анализа выявлены причины падения эффективности за 20072008 гг., определены факторы, положительно и отрицательно влияющие на эффективность метода.
В перспективе при определенной доработке существующей технологии и правильном подборе скважин с учетом выявленных факторов, влияющих на эффективность, возможно использование технологии не только как метода интенсификации, но и метода повышения нефтеотдачи в комплексе с современными гидродинамическими методами.
Список литературы
1. Апасов Т.К. Анализ проведения ГРП на примере юрских пластов. Нефть и газ Западной Сибири. Том 1. - Тюмень: ТюмГНГУ, - 2003. - 98 с.
2. Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти: - М.: Наука, 2000. - 414 с.
3. Некрасов В.И. Гидроразрыв пласта: внедрение и результаты, проблемы и решения / Лангепас -Тюмень. ООО «Лукойл Западная Сибирь». - 2001. - 234 с.
Сведения об авторах
Апасов Тимергалей Кабирович, к.т.н., кафедра «Нефтегазовое дело», тел.: 8-912-939-0250, e-mail: apasov-timur@mail.ru ТюмГНГУ
Апасов Гайдар Темиргалеевич, студент, тел.: 9-908-878-1090, e-mail: apasov_gaydar@inbox.ru ТюмГНГУ
Салиенко Николай Николаевич, начальник геологической службы УНП-1, ОАО «ННП», тел.: 8-3466-627463
Апасов Ренат Темиргалеевич, к.т.н., кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», тел.: 8-912-922-8024, e-mail: renat_apasov_zul@mail.ru ТюмГНГУ
Apasov T. K., Candidate of Technical Sciences, Department «Oil and Gas Business», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8-912-939-0250, e-mail: apasov-timur@mail.ru
Apasov G. T., student, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 9-908-878-1090, e-mail: apasov_gaydar@inbox. ru
Salienko N. N., Head of Geological Survey in UNP-1, OJSC «NNP», phone: 8-3466-627463
Apasov R. T., Candidate of Technical Sciences, Department of reservoir engineering and operation of oil and gas fields, Tyumen State Oil and Gas University, phone:8-912-922-8024, e-mail: renat_apasov_zul@mail. ru
УДК 552.578.2:53
ОБРАЗОВАНИЕ ЗОН НЕФТИ С РАЗЛИЧНЫМИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ СВОЙСТВАМИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
А. В. Сорокин, В. Д. Сорокин, М. Р. Сорокина
(ООО «Омега-К, Тюменский государственный университет)
Ключевые слова: подвижная нефть, гидродинамическая модель, градиенты свойств нефти,
массообменные процессы Key words: movable oil, hydrodynamic model, gradients of oil properties, mass-transfer processes
Информация о физико-химических свойствах нефти необходима как для получения подсчетных параметров, используемых в методике расчета запасов нефти и газа, так и при построении гидродинамической модели процесса вытеснения нефти.
В последнее время появились обобщающие работы по этому направлению, применение принципов и методик которых позволяет построить более точные модели физико-химических свойств пластовой нефти и прогнозировать изменения значений свойств подвижной нефти, происходящие в пласте при разработке залежи.
Экспериментальная информация о значениях физико-химических свойств пластовой нефти отсутствует, потому что отбираются и изучаются пробы только подвижной составляющей пластовой нефти. Подробно эта проблема освещена в работах [1, 2].
В настоящее время получение информации о значениях физико-химических свойств пластовой нефти возможно с помощью экспериментально-расчетных методов, основы которых изложены в работе [3].
В научной литературе описаны две модели свойств пластовой нефти: одна декларирует однородность состава и изотропность свойств ее в пласте, другая - основана на неоднородности ее состава и свойств на уровне порового пространства.
Первая модель пластовой нефти основана на лабораторном изучении свойств нефти в свободном объеме без учета особенностей ее взаимодействия с поверхностью порового пространства. Равенство значений подвижной составляющей пластовой нефти, попадающей сначала в скважину, затем в пробоотборник, и пластовой нефти базируется на модели нефти, основанной на предположении однородности состава и изотропности ее свойств в пласте. Тождественность значений физико-химических свойств подвижной составляющей пластовой нефти и пластовой нефти пока никем не доказана.
С точки зрения данной модели нельзя объяснить многочисленные экспериментальные данные о неоднородности начальных значений физико-химических свойств нефти по площади и разрезу залежи, слабую повторяемость результатов исследований свойств нефти на одной и той же скважине, а так же экспериментально наблюдаемые изменения параметров нефти в процессе разработки нефтяной залежи.
Следовательно, возникает вопрос достаточной степени обоснованности подсчетных параметров, используемых при подсчете геологических запасов нефти и газа, которые основаны на свойствах подвижной нефти. Применяемые в практике методики построения гидродинамической модели процесса вытеснения нефти, как правило, не учитывают динамику изменения свойств подвижной нефти, а используют начальные значения ее свойств в виде констант.
Вторая модель пластовой нефти учитывает энергетическое взаимодействие ее отдельных компонентов с поверхностью коллектора. Основные результаты экспериментов лабораторного моделирования структурированных слоев нефти приведены в работе [4], а структура пластовой нефти в рамках данной модели приведена в работах [1, 2].
Избирательное взаимодействие компонентов нефти с поверхностью гидрофобного коллектора приводит к возникновению структурированных слоев нефти (терминология автора [4]), которые расположены вблизи поверхности коллектора.
Нефть, находящаяся в данных слоях, имеет повышенную концентрацию смол и асфаль-тенов в составе, а так же переменные по толщине и более высокие значения следующих показателей: молярной массы, плотности, вязкости и более низкие значения газосодержания, по сравнению с нефтью, находящейся вне структурированного слоя. Чем ближе к поверхности коллектора, тем значения свойств нефти структурированного слоя сильнее отличаются от значений свойств нефти вне его.
Схематично строение слоев нефти, находящейся в крупнопористом и мелкопористом коллекторах, приведено на рис.1 а.
Толщина структурированного слоя нефти зависит от наличия и соотношения компонентов в ее составе и от свойств коллектора (минералогического состава, размеров пор и т.д.) и может достигать 5 мкм, при наиболее характерной толщине в реальных условиях 0,2-1 мкм. На месторождениях Западной Сибири до 50% пор коллектора имеют размер менее 1 мкм. Поэтому доля запасов нефти, находящейся в структурированном слое реального коллектора, лежит в пределах 20-99%.
Данная модель нефти, учитывающая энергию взаимодействия своих отдельных компонентов между собой и с поверхностью коллектора, в статическом состоянии является термодинамически равновесной.
Рис. 1.
а). Строение слоев нефти у поверхности в крупнопористом и мелкопористом коллекторах в статическом состоянии:
1 — поверхность коллектора; 2 — адсорбционный слой нефти; 3 — структурированный слой нефти; 4 — нефть вне структурированного слоя; р, р — динамическая вязкость и плотность нефти при пластовых условиях; Г — газосодержание б). Особенности вытеснения нефти из крупнопористого и мелкопористого коллекторов при внедрении воды: 5 - закачанная вода
Структура пластовой нефти приведена на рис. 2. В процессе разработки нефтяной залежи пластовая нефть разделяется на подвижную и неподвижную составляющие.
Рис. 2. Структура пластовой нефти
Свойства структурированных слоев нефти, находящейся в гидрофобном коллекторе при лабораторных исследованиях изучены достаточно хорошо. Значения ее интегральных характеристик (молярной массы, плотности, вязкости) могут быть оценены расчетными методами. Энергетические связи взаимодействия молекул нефти с поверхностью гидрофильного коллектора к настоящему времени изучены недостаточно. Как известно, в большинстве реальных случаев смачиваемость коллектора водой имеет промежуточные значения, поэтому можно оценить долю нефти и ее свойства в структурированных слоях, а следовательно, получить более обоснованные значения свойств пластовой нефти. Эти знания физико-химических свойств пластовой нефти должны быть учтены при определении ее запасов. По
данным работ [3, 5, 6] учет значений физико-химических свойств нефти структурированных слоев в пластах групп Б и Ю месторождений Западной Сибири приводит к росту геологических запасов нефти, определенных объемным методом, на 10-20%.
С точки зрения второй модели пластовой нефти хорошо объяснимы различия в начальных значениях физико-химических свойств подвижной нефти, и их изменчивость, которая наблюдается на всех месторождениях Западной Сибири в процессе их разработки, основные результаты этих исследований приведены в работах [5, 7].
С началом разработки залежи при приложении гидродинамического воздействия процесс движения пластовых жидкостей выглядит следующим образом. В первую очередь в процесс дренирования вовлекается нефть, находящаяся вне структурированного слоя (в центральной части поры) и нефть, наиболее удаленной от поверхности коллектора части структурированного слоя. Структурированные слои нефти, находящиеся в непосредственной близости от поверхности коллектора при приложении реальных гидродинамических воздействий не переходят в подвижное состояние, тем самым, уменьшая сечение пор (следовательно, ухудшая проницаемость коллектора), по которым фильтруется поток пластовой жидкости, что необходимо учитывать при построении гидродинамической модели процесса вытеснения нефти.
Возникновение градиентов физико-химических свойств пластовых жидкостей и образование зон нефти с разными значениями свойств в процессе разработки нефтяного пласта обусловлено многими причинами. Разделение залежи на зоны в процессе ее разработки, основанное на различиях в них значений физико-химических свойств пластовых жидкостей приведено на рис. 3, где для упрощения представлены только зоны, имеющие наибольшие размеры.
Значения свойств нефти в разных зонах:
- - газосодержание нефти
— — - плотность и динамическая вязкость нефти .... - динамическая вязкость водонефтяной смеси
Рис. 3. Зоны разрабатываемой залежи с различными значениями физико-химических свойств пластовых жидкостей
В процессе дренирования в поровом пространстве движется нефть иного состава (по сравнению со статическим состоянием (см. рис.1б)), что ведет к нарушению термодинамического равновесия пластовой нефти, как в конкретной поре, так и всей пластовой системы в целом. Эта нефть соответствует зоне 1 (см. рис. 3), что приводит к возникновению массо-обменных процессов на микроуровне, которые ведут к изменению значений свойств нефти в структурированных слоях и вне их. Так как процесс дренирования непрерывен во времени, то углеводородная система в течение разработки залежи постоянно неравновесна.
При разработке залежи с использованием вытесняющих агентов: воды или газа (поверхностной закачки и газом горения) взаимодействие пластовых жидкостей еще более усложняется.
При замещении части порового пространства газом или водой на уровне поры, состав содержимого в ней изменяется, а так как вода и газ являются массообменно-активными компонентами, то для установления термодинамического равновесия внутри поровой системы происходят массообменные процессы: часть легких компонентов нефти (неуглеводо-
родные газы, метан, этан, пропан) растворятся в воде, а газы закачки или горения - в нефти, что ведет к изменению компонентного состава и значений ее свойств.
Наряду с массообменными процессами между элементами пластовой системы с внедренными извне в пору вытесняющими агентами, происходят и пограничные массообменные процессы, обусловленные диффузионным движением массообменно-активных компонентов по зонам дренирования.
При внедрении воды в поровое пространство происходит «смыв» части структурированного слоя нефти и формирование перед фронтом закачанной воды волны нефти из этого слоя (см. рис.1 б). Плотностно-вязкостные характеристики нефти зоны 2 имеют более высокие значения, по сравнению с этими же характеристиками подвижной нефти, расположенной в центральной части поры до начала ее движения. Движение фронта происходит в направлении от нагнетательной к добывающей скважине. Этот фронт разграничивает зоны 1 и 2, на границе которого значения физико-химических свойств нефти скачкообразно изменяются.
Экспериментальное подтверждение этого факта изложено в работе [7]. В результате крупномасштабных экспериментов, которыми были охвачены исследования свойств нефти более 100 скважин в течение 7 лет, установлено, что перед фронтом воды в скважину вытесняется нефть, значения плотности которой в разгазированном состоянии на короткое время увеличиваются, в большинстве случаев, на 15-35 кг/м3. После появления воды в продукции скважины значения плотности нефти снижаются, но не достигают значений, предшествующих появлению воды. Установлено, что величина скачка плотности нефти не связана с динамикой обводненности продукции скважины, а является только результатом факта появления закачанной воды в добываемой продукции.
Далее расположен фронт пассивной воды, которая движется в зоне 3 совместно с нефтью, так как вода, ранее пройдя через зону 4, частично насытилась легкими углеводородными компонентами нефти, то она в массообменных процессах участвует слабо, а мас-сообменными компонентами здесь являются нефть с незначительным содержанием легких компонентов, пришедшая с водой из зоны 4 и нефть зоны 3 (см. рис. 3).
Затем движется фронт активной воды, разделяющий газонасыщенную и недонасыщен-ную нефтяным газом закачанную воду. На границе этого фронта значения физико-химических свойств нефти и воды различаются: газонасыщенная вода (в зоне 3) имеет меньшие значения динамической вязкости, так как в ней растворен определенный объем нефтяного газа по сравнению с водой, движущейся по зоне 4. Плотность и вязкость подвижной и неподвижной нефти в зоне 3 имеют более высокие значения, по сравнению со значениями этих параметров в зоне 1. Переход газовых компонентов из нефти в воду на границе этого фронта приведет к различиям в значениях свойств подвижной и неподвижной нефти по разные стороны этого фронта. В зоне 3 определяющим фактором гидродинамического сопротивления является динамическая вязкость смеси воды и нефти на порядок превышающая собственные значения динамической вязкости воды и подвижной нефти по отдельности.
Позади фронта активной воды в зоне 4 подвижная и неподвижная нефти почти не содержат легких водорастворимых компонентов, значения ее свойств (плотности и вязкости) приближаются к значениям свойств разгазированной нефти при данных термобарических условиях. Разница в значениях плотности нефти до и после этого фронта для нефти месторождений Западной Сибири составляет 30-50 кг/м3, а динамической вязкости - в 4-8 раз.
Таким образом, в разные периоды разработки нефтяной залежи в ней возникают обширные зоны с различными значениями физико-химических свойств вмещающих жидкостей, которые не только имеют существенную разницу значений, но которые скачкообразно меняются на границе соответствующего фронта. Это приводит к нестационарности параметров процесса гидродинамического воздействия. Более подробная информация с оценкой размеров зон в разрабатываемой нефтяной залежи приведена в работе [3].
Для построения постоянно действующей гидродинамической модели вытеснения нефти из пласта, учитывающей особенности процесса вытеснения, важно определить размеры этих зон и значения физико-химических свойств, движущихся по ним жидкостей, потому что характер вытеснения смесей из каждой зоны различен.
Модель процесса вытеснения нефти еще более усложняется при учете различий коллек-торских свойств пласта. Если скорости движения жидкостей по пропласткам различны, то по каждому из них и скорости движения фронтов будут разными и неизбежно возникнет массообменный диффузионный перенос подвижных компонентов нефти через границы
пропластков, это повлияет на значения свойств нефти во всех зонах, что необходимо учитывать при построении модели процесса вытеснения нефти из пласта.
Различия в значениях физико-химических свойств нефти после формирования всех зон между нагнетательными и добывающими скважинами для месторождений Западной Сибири составят: плотности нефти при пластовых условиях - 50-90 кг/м3, динамической вязкости - 10-30 раз, газосодержания - 5-20 раз. Снижение фильтрационных возможностей коллектора, возникших по причине наличия структурированного слоя, учет фактических значений физико-химических свойств нефти в каждой зоне разрабатываемой залежи, вне всякого сомнения, окажет влияние на коэффициент вытеснения нефти водой. В каждой зоне залежи значения этого коэффициента будут различными, что необходимо учитывать при определении величины КИН залежи в целом.
Основной объем информации о подвижной нефти характеризует ее свойства в безводный период разработки залежи (нефть 1 зоны) и определяется только организационными особенностями исследовательской деятельности. На месторождениях Западной Сибири 50-90% нефти добывается в водный период разработки (нефть из 3 и 4 зон), а во времени разработки залежи эта доля еще больше, следовательно большая часть процесса разработки залежи не обеспечивается объективной информацией о физико-химических свойствах нефти, что и отражается на качестве гидродинамического моделирования и не позволяет решить задачу создания постоянно действующей гидродинамической модели.
Относительные фазовые проницаемости в конкретной точке пласта зависят от долей подвижной нефти и воды и от соотношения значений их свойств. В каждом конкретном случае, если результат расчета вытеснения нефти по гидродинамической модели не совпадает с фактом, то следует признать, что это можно объяснить только разницей значений физико-химических свойств подвижной нефти, принятых в модели и значений фактических свойств подвижной нефти, так как параметры коллектора неизменны, а свойства воды хорошо изучены и их значения данной точке пласта могут быть смоделированы достаточно точно. Таким образом, для создания постоянно действующей гидродинамической модели необходимо использовать фактические значения свойств движущихся пластовых жидкостей, находящиеся в различных зонах залежи.
Наиболее слабым местом многочисленных методик расчета изменений значений физико-химических свойств пластовых жидкостей, обусловленных изменением термобарических условий пласта, является неточность информации о значениях термических и барических коэффициентов. Причиной этого являются отсутствие детальных представлений о фактических значениях свойств пластовых жидкостей в той или иной точке пласта. Так как значения физико-химических свойств нефти в каждой зоне отличаются между собой, то и получать барические и термические коэффициенты необходимо отдельно для нефти каждой зоны.
Как показывает практический опыт авторов в области исследований физико-химических свойств нефти в процессе разработки залежи, изменения значений ее свойств, обусловленные внутрипластовой структурой нефти и внутрипластовыми массообменными процессами, на порядок выше, чем изменения значений свойств нефти, связанные с изменением давления и температуры в залежи во время ее разработки.
С помощью существующих экспериментальных методов исследования физико-химических свойств нефти и методов расчета значений ее свойств, приведенных в цитируемых выше работах, имеется возможность получения значений физико-химических свойств:
• пластовой нефти (с учетом долей и значений свойств всех ее составляющих) для более обоснованного результата подсчета ее запасов;
• подвижной нефти с учетом динамики изменения ее свойств на период разработки для каждой зоны залежи с целью построения более обоснованной и постоянно действующей гидродинамической модели процесса вытеснения нефти;
• остаточной нефти каждой зоны залежи для более обоснованного выбора технологии ее извлечения.
Выводы
1. Необходимо менять нормативную базу и методики по изучению физико-химических свойств нефти из-за имеющихся принципиальных отличий в методах исследования жидких углеводородов в поровом пространстве и в свободном объеме.
2. Наличие неподвижной части структурированного слоя нефти на поверхности порового пространства ведет к уменьшению его фильтрационного сечения, что необходимо учитывать при гидродинамическом моделировании процесса вытеснения нефти.
3. Экспериментальное определение коэффициента вытеснения нефти водой необходимо проводить с использованием физической модели нефти, соответствующей нефти каждой зоны залежи.
4. При гидродинамическом моделировании процесса вытеснения нефти необходимо использовать зональные значения свойств пластовых жидкостей.
5. Для создания постоянно действующей гидродинамической модели вытеснения нефти необходимо использовать функциональные зависимости изменения свойств подвижной нефти.
Список литературы
1. Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Учет физико-химических свойств составляющих пластовой нефти в методиках подсчета запасов и расчета процессов нефтеизвлечения. // Известия вузов. Нефть и газ. -Тюмень, - 2005. - № 6. - С. 34-40.
2. Sorokin A. V., Sorokin V. D. Information structure of in-situ oil. //ROGTEC, 2007, №8. - pp.12-20.
3. Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Исследование процесса изменчивости физико-химических свойств пластовой нефти при разработке месторождений Западной Сибири. - Тюмень: Вектор-Бук, 2004. - 237 с.
4. Мархасин И. Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1977. - 214 с.
5. Сорокин А. В., Сорокин В. Д., Сорокина М. Р. Влияние изменчивости свойств нефти на методику и результаты подсчета запасов углеводородов. // Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень, - 2005. -№ 5. - С.45-50.
6. Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Методика расчета физико-химических свойств пластовой нефти при использовании в подсчете запасов углеводородов. // В сб. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: Вектор-Бук, 2005. № 5. - С.93-95.
7. Сорокина М. Р. Расчет значений физико-химических свойств подвижной нефти для моделирования процессов нефтевытеснения. // В сб. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений». - Тюмень: Вектор-Бук, 2005. - С.114-116.
8. Сорокин А. В., Сорокин В. Д., Терешина Т. В. Механизмы изменения плотности газонасыщенной нефти в процессе разработки залежи. // В сб.: «Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири». - Тюмень: СибНИИНП, 1999. - С.122-130.
Сведения об авторах
Сорокин Александр Владимирович, заместитель директора по научной работе, ООО «Омега-К», тел. (3452) 30-16-89
Сорокин Владимир Дмитриевич, генеральный директор, ООО «Омега-К», тел.:(3452) 30-16-89 Сорокина Марина Рашидовна, к.т.н., доцент, начальник отдела аспирантуры и докторантуры, Тюменский государственный университет, тел. (3452) 46-18-31
Sorokin A. V., Deputy Director in scientific work, Limited Liability Company «OMEGA-K», phone: + 7(3425) 30-16-89
Sorokin V. D., Director General, Candidate of Technical Sciences, Limited Liability Company «OMEGA-K», phone: +7(3425) 30-16-89
Sorokina M. R., Candidate of Technical Sciences, assistant professor, Head of Postgraduate Education and Doctoral Training Department, Tyumen State University, phone: +7(3452) 46-18-31
УДК 622.27
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Е. В. Паникаровский, В. В. Паникаровский
(ООО «ТюменНИИгипрогаз»)
Ключевые слова: коллектор, фильтрационно-емкостные свойства, проницаемость Key words: reservoir, filtration-and-capacity characteristics, permeability, depression
На месторождениях севера Западной Сибири установлены трещинно-поровые коллекторы в нижневаланжинских продуктивных отложениях, в горизонтах БУ16, БУ17 и БУ18, которые состоят из нескольких меридионально вытянутых пластов клиноформного строения, сформировавшихся в условиях некомпенсированного осадконакопления.
Трещиновато-поровые коллекторы ачимовской толщи считаются пока мало изученными и на большинстве месторождений залежи в этих пластах не разрабатываются. Исключение составляет Уренгойское месторождение, где ведется пробная эксплуатация опытного участка ачимовской толщи и накоплен фактический материал по разработке этого объекта.
