CC BY
7Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 1(20) 2018 ■ http://oilgasjoumal.ru
ПОСТРОЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ РАДИАЛЬНОЙ МОДЕЛИ СКВАЖИН ОРЕНБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ ПРОЦЕССОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ВМС
П.А. Юфин ИПНГ РАН, e-mail: p.yufin@yandex.ru
1. Постановка задачи
Для корректного моделирования процессов экспериментального нагнетания растворителя и добычи углеводородного сырья на скв. 101 Д, скв. 2062 и скв. 2003 необходимо построение гидродинамической модели и воспроизведение первоначального состояния пластовой флюидной системы в районе этих скважин, которое имело место до начала нагнетания растворителя.
Учитывая, что данные скважины длительное время находятся в эксплуатации, следует ожидать изменение состояния пластовой системы в результате выпадения и накопления ретроградного конденсата в пласте. О накоплении конденсата в призабойной зоне скважин и его подвижности говорят данные промысловых исследований скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ОНГКМ). Значительный интерес представляют результаты исследования скв. 182, проведенные в период 1978-1980 гг.
Скважина расположена в центральной части залежи, отметка забоя на глубине 1763 м. Насосно-компрессорные трубы диаметром 114 мм спущены до глубины 1720 м, эксплуатационная колонна диаметром 178 мм - до глубины 1393 м. Продуктивные горизонты, кровля которых находится на глубине 1419 м, эксплуатируется открытым стволом в интервале 1419-1763 м. Скважина введена в эксплуатацию 31 августа 1975 г. Начальное пластовое давление равно 20 МПа, пластовое давление 30 оС. За период с августа 1975 г. по октябрь 1979 г. пластовое давление снизилось до 17 МПа, дебит скважины снизился с 700 до 500 тыс. м3/сут.
Исследования проводились в широком диапазоне дебитов газа 50-700 тыс. м3/сут посредством специальной полнопоточной сепарационной установки в антикоррозионном исполнении, расположенной в 30 м от скважины. Продолжительность исследований на каждом режиме составляла 10-12 сут. На рис. 1 показана динамика содержания конденсата в 1 м3 газа после пуска скважины 182 в работу с дебитом газа 700 тыс. м3/сут. Перед этим скважина работала с дебитом 200 тыс. м3/сут. Видно, что в первые часы содержание конденсата значительно превышает истинную величину, которая показана
сплошной линией, почти в 2 раза. Постепенно, в течение полутора суток, содержание конденсата снижается и приближается к истинной величине.
Рис. 1. Динамика данных исследования скв. 182 Оренбургского месторождения при дебите газа 700 тыс. м3/сут: 1 - удельный выход сырого конденсата qк, см3/м3; 2 - давление на устье скважины р2, МПа; 3 - температура сепарации °С; 4 - давление сепарации рс, МПа
В процессе исследований был отмечен значительный рост депрессии на пласт при дебите газа 700 тыс. м3/сут. Таким образом, рост содержания конденсата в газе в момент пуска скважины с максимальным дебитом обусловлен выносом ретроградного конденсата из призабойной зоны, который накопился на предыдущих режимах. Вынос конденсата произошел в результате роста депрессии на пласт.
Проведенные исследования на скв. 182 подтверждают, что в призабойной зоне скважины происходит накопление конденсата, который становится подвижным при увеличении депрессии на пласт.
В процессе опытно-промышленных работ на скв. 101 Д, скв. 2062 и скв. 2003 объемы нагнетаемого агента составили 10-60 м3. Поэтому следует ожидать, что воздействию будет подвергаться околоскважинная зона на удалении нескольких метров от ствола скважины. Так, для скв. 101, принимая среднее значение пористости на уровне 0,08, газонасыщенность - 0,9, объем растворителя - 60 м3, получим, что максимальное расстояние продвижения растворителя составит 1,6 м (с учетом всего вскрытого интервала - 92 м). Если считать, что растворитель будет продвигаться по наиболее
проницаемым пластам и принять их суммарную толщу в 20 м, то максимальный радиус в этом случае составит 3,6 м.
Исходя из этих рассуждений, за основу была принята радиальная модель скважины, которая позволяет наиболее адекватно моделировать фильтрационные процессы в околоскважинной зоне пласта [1, 2].
Для учета процесса выпадения и накопления ретроградного конденсата использовалась композиционная модель.
В качестве модели пласта была использована модель матрица-«дренажный пласт», которая позволяет учесть механизм формирования фильтрационных потоков газа в карбонатных коллекторах в общем виде. Многочисленные расчеты на базе данной модели позволили воспроизвести качественный вид кривых восстановления пластового давления для карбонатного коллектора.
Предполагается, что приток газа к скважине происходит по пластам с высоким значением пористости и системе трещин, которые объединяются в «дренажный пласт». Газ из матрицы, которая характеризуется низкими значениями пористости, фильтруется в «дренажный пласт» за счет значительной площади контакта между ними. На рис. 2 показано распределение пористости по пластам в районе скв. 101 Д. Из рисунка хорошо видно, что в продуктивном разрезе скважины четко выделяются пласты с высоким значением пористости, которые могут быть выделены в первом приближении в «дренажный пласт».
0 |ГД[ИГ щ> ±1 II 44 М в » »1 №
® ■1=
1 01 0_9н9_031 22Е : д1оЬа1 : □ □ □□ Н. .г.....г - I I I I...............IN Б НЕАО И I . 1|> . 'III И
Рис. 2. Распределение пористости по пластам в районе скв. 101 Д
2. Исходные данные
Скв. 101 Д, 2062 и 2003 находятся в районе УКПГ-2. Скв. 2062 и 2003 вскрывают продуктивные отложения I эксплуатационного объекта, скв. 101Д - II эксплуатационного объекта. Вид вскрытия для всех скважин - перфорация. Вскрытый интервал для скв. 2062 и 2003 составляет 60 и 70 м соответственно, для скв. 101Д - 92 м. Работа скважин первого объекта характеризуются высокими депрессиями и низкими дебитами - 4,0 МПа и 60-90 тыс. м3/сут. В 1998 г. дебит газа по скв. 101 Д превысил дебит двух других скважин в три раза при близких значениях депрессии - 3 МПа, пластовое давление по скв. 2003 и 101Д в 1998 году составляло 8 МПа, по скв. 2062 - 10 МПа. Такое различие в продуктивности скважин связано с тем, что I объект характеризуется худшими коллекторскими свойствами по сравнению со II объектом.
В табл. 1 приведены параметры радиальной модели для скв. 101 Д. Радиус модели принят равным 750 м. Модель включает три пласта: два, пористостью 7% и толщиной 40 м, моделируют матрицу; третий, толщиной 12 м и пористостью 11%, представляет «дренажный пласт».
Таблица 1
Параметры радиальной трехслойной модели
Параметры Слои
1 (матрица) 2 (дренажн. пласт) 3 (матрица)
Радиус, м 770 770 770
Толщина, м 40 12 40
Пористость 0,07 0,11 0,07
Газонасыщенность 0,9 0,9 0,9
Водонасыщенность 0,1 0,1 0,1
Запасы газа, млн. м3 1195 560 1195
Запасы газа, % 40,5 19 40,5
Состав пластового газа приведен в табл. 2 и включает 14 компонентов, из них 6 фракций конденсата. Для изучения процессов выпадения и распределения в пласте ретроградного конденсата принято, что на начало моделирования пласт насыщен водой и газом, рассеянная нефть и ВМС отсутствуют.
Начальный состав и свойства модели пластового газа на Оренбургском НГКМ
Компоненты Содержание, % мол. Температура кипения, °С Плотность, г/см3 Молярная масса
1 Азот 6,030
2 Двуокись углерода 0,540
3 Сероводород 1,680
4 Метан 83,800
5 Этан 3,810
6 Пропан 1,520
7 н-Бутан 0,720
8 F1 1,141 61,0 0,676 83,9
9 F2 0,249 99,6 0,731 101,3
10 F3 0,229 123,4 0,753 114,0
11 F4 0,112 156,0 0,774 134,0
12 F5 0,0217 190,0 0,791 157,0
13 F6 0,0167 350,0 0,884 343,0
3. Подбор параметров радиальной трехслойной гидродинамической модели
скважины 101 Д
На примере скв. 101 Д проведена адаптация трехслойной гидродинамической радиальной модели. Емкостные параметры модели заданы в соответствии с табл. 1, состав пластового газа приведен в табл. 2. Адаптация модели проводилась по заданной депрессии (3 МПа). Величина критической конденсатонасыщенности составляла 0,3. В качестве изменяемых параметров задавались проницаемость слоев и скин-фактор.
В табл. 3 представлены результаты расчетов для двух вариантов. В первом варианте приток газа в скважину осуществляется только из высокопроницаемого пласта. Во втором приток газа происходит по всему газонасыщенному интервалу. Проницаемость по Z, учитывая наличие малопроницаемых и непроницаемых слоев, задавалась на уровне 0,005 мД. Из сопоставления вариантов видно, что в варианте 2, когда приток газа происходит по всему вскрытому интервалу, даже уменьшение проницаемости до 3 мД не позволяет получить фактического значения депрессии на пласт 3 МПа. Такие значения проницаемости противоречат свойствам коллекторов ОНГКМ.
Параметры адаптированной радиальной трехслойной модели скв. 101 Д
Параметры Слои
1 (матрица) 2 (дренажн. пласт) 3 (матрица)
Вариант 1 (вскрыт высокопроницаемый пласт)
Интервал вскрытия — + —
Проницаемость по X, мД 10 25 10
Проницаемость по Z, мД 0,005 0,005 0,005
Скин-фактор 3 3 3
Расчетная депрессия на пласт, МПа — 2,8 —
Вариант 2 (вскрыты все пласты)
Интервал вскрытия + + +
Проницаемость по X, мД 3 3 3
Проницаемость по Z, мД 0,005 0,005 0,005
Скин-фактор 3 3 3
Расчетная депрессия на пласт, МПа — 2,0 —
Таким образом, проведенные расчеты позволяют сделать вывод о том, что трехслойная гидродинамическая модель продуктивного разреза, в которой приток газа в скважину происходит по высокопроницаемому пласту, корректно описывает гидродинамику фильтрационных потоков в районе скв. 101. Данная модель позволяет корректно проводить анализ распределения ретроградного конденсата в околоскважинной зоне скважин ОНГКМ.
4. Анализ насыщенности пласта ретроградным конденсатом
в районе скв. 101 Д
Размер ячеек радиальной сетки может задаваться в двух вариантах: произвольный размер (табл. 4) и логарифмическое распределение. В последнем варианте размер первой ячейки, в центре которой находится скважина, может быть любым. В данных расчетах было использовано логарифмическое распределение размеров ячеек. Размер первой ячейки был принят в двух вариантах: 1 и 10 м. Величина критической конденсато-насыщенности составляла 0,3.
Анализ насыщенности пласта ретроградным конденсатом в районе скв 101Д
Размер ячейки, м 15,2 23,8 36,7 56,5 87,2 134 207 320 493 760
Насыщенность, % 30 30 14 6,4 3,3 2,1 1,5 1,3 1,2 1,1
В результате проведенных расчетов установлено, что при снижении пластового давления до 8 МПа насыщенности ретроградным конденсатом высокопроницаемого пласта и низкопроницаемых пластов значительно различаются. Насыщенность высокопроницаемого пласта составляет величину порядка 30-14% на расстоянии 30 м от ствола скважины. Насыщенность низкопроницаемой матрицы в околоскважинной зоне практически не отличается от насыщенности удаленной зоны пласта и составляет около 1 %.
Статья написана в рамках выполнения государственного задания (тема «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности», № АААА-А16-116031750016-3).
ЛИТЕРАТУРА
1. Юфин П.А. Построение геолого-математической модели участка месторождения с трудноизвлекаемыми запасами // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2014. № 12. С. 32-42.
2. Юфин П.А. Создание газогидродинамической модели участка месторождения с трудноизвлекаемыми запасами // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 2. С. 62-65.
