CC BY
41и.т. Мищенко, проф., д.т.н., т.Б. Бравичева, к.т.н., к.А. Бравичев, к.т.н., л.в. Масленникова, аспирант РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина о.н. сарданашвили, с.н.с., к.т.н. Институт проблем нефти и газа РАН
повышение эффективности выработки карбонатных коллекторов при заводнении
Многообразие фильтрационно-емкостных и физических свойств системы пласт-флюид карбонатных пластов, характерное для нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений шельфа РФ, обуславливает необходимость при выборе технологических решений учета степени реализации механизмов фильтрации на основе гидродинамических, капиллярных, гравитационных сил, а также деформационных процессов, роста газонасыщенности и др. Наиболее полно степень реализации механизмов фильтрации при гидродинамическом моделировании учитывается в моделях двойной пористости/проницаемости. Вместе с тем до настоящего времени указанные модели не находят широкого применения при проведении проектных расчетов показателей разработки. Обычно используются, так называемые, эквивалентные поровые модели (осредненные по пустотному пространству) с модифицированными фазовыми проницаемостями, что приводит к недостаточно полному учету обмена флюидами между матрицей и трещинами.
В статье представлены сравнительные (по обеим моделям) результаты расчетов показателей разработки для выбора и совершенствования технологий разработки и эксплуатации сложнопостро-енных (карбонатных) месторождений Арктического шельфа РФ для широкого диапазона геолого-промысловых условий.
Так, рассмотрены интервалы проницаемости трещин карбонатных кол-
лекторов от 500*10-3 мкм2 до 15*10-3 мкм2 и матриц от 10*10-3 мкм2 до 1*10-3 мкм2 и т.д.
В результате расчетов обоснованы следующие границы применения гидродинамических моделей карбонатных коллекторов с низкопроницаемой гидрофильной матрицей.
1) Для прогнозирования показателей разработки высокопроницаемых коллекторов (более 50 мД) с применением
технологий горизонтальных скважин (ГС) использовать модели, учитывающие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) трещин и матричных блоков. Анализ результатов, приведенных в таблице 1, позволяет сделать вывод о том, что имеет место значительное различие в коэффициента извлечения нефти (КИН), причем по поровой модели расчетный КИН значительно выше, чем по модели двойной пористости.
Таблица 1. Относительное изменение КИН высокопроницаемых карбонатных коллекторов при реализации жестководонапорного режима (матрица смешанного типа, Ркап=1 атм, размер блоков равен 5 м)
показатель разработки относительный КИН, д.е.
кт, мД 500 100 50
тт, % 1 1 1
км, мД 1 тм-5 % 0.7424 0.8154 0.871
5 0.8182 0.8615 0.9032
1 тм-10 % 0.6364 0.7077 0.7581
5 0.8182 0.7692 0.8065
42 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № г \\ февраль \ зооэ
Таблица 2. Относительное изменение КИН низкопроницаемых карбонатных коллекторов при реализации жестководонапорного режима (матрица смешанного типа, Ркап=1 атм, размер блоков равен 5 м)
показатель разработки КИН
кт, мД 35 30 14.5
тт, % 0.2 2 0.2 1 0.2 1
0.5 0.94
1 0,95 0.99
2.7 тм-5 % 1.06 1.28
3.3 1,086
км, мД 5 0.95 1.08
0.5
1 0,85
2.7 тм-10 %
3.3 0,95
5 0.85
Поэтому рекомендуется проводить расчеты по модели двойной пористости. Предлагается в высокопроницаемых коллекторах использование модели двойной пористости. Относительный КИН увеличивается при увеличении проницаемости и уменьшении пористости матрицы (табл.1). В таблице указан параметр - относительный КИН; т.е. отношение КИН по модели двойной пористости к КИН по поровой модели.
2) Для прогнозирования показателей разработки низкопроницаемых коллекторов (менее 50 мД) с применением технологий горизонтальных скважин (ГС) возможно использование эквивалентных поровых моделей для прогнозирования конечных показателей разработки. Анализ результатов расчетов для низкопроницаемых карбонатных коллекторов (таблица 2), позволяет сделать вывод
о том, что при заводнении низкопроницаемых карбонатных коллекторов имеет место значительно меньшее различие КИН. Вместе с тем текущие значения КИН (и других показателей разработки) отличаются существенно, что соответствует промысловому опыту разработки. Поэтому в низкопроницаемых коллекторах для прогнозирования конечных КИН возможно использование обоих моделей карбонатного пласта. Текущие показатели разработки отличаются (рис.1, таблица 3), причем различие КИН уменьшается при уменьшении пористости и увеличении проницаемости матрицы. Прогноз КИН по поровой модели несколько занижен (в пределах точности расчетов).
3) При управлении энергетическим состоянием залежи (ППД) в высокопроницаемых карбонатных коллекторах
(более 50 мД) обеспечивать низкие репрессии на пласт для активизации капиллярной пропитки гидрофильной матрицы и увеличения коэффициента охвата.
Проведен дополнительный комплекс исследований, направленный на обоснование режимов работы нагнетательных скважин при кт=500 мД, км=1 мД:
• забойное давление добывающих скважин поддерживались на уровне, близком к давлению насыщения пластовой нефти газом: Рс=19,5 МПа;
• ограничение по дебиту добывающей скважины соответствуют добычным возможностям, qд = 250 м3/сут;
• забойное давление нагнетательной скважины - на уровне гидравлического разрыва пласта - Рсн = 25 МПа;
• ограничения по закачке ^н) выбирались первоначально из условия
¡2
=
I
а
-
С
О
1
0.9 0.8 07 Об 05 04 03 02 0.1 о
01/01/00 02/03/05 02/03/10 02/07/15 31/03/20
/
{
1 Ґ
[ (
и . *42
Рис. 1. Динамика КИН для трещинно-поровой (верхний график) и поровой модели
Дата, ч/м/г
Рис. 2. Динамика обводненности продукции при реализации жесткого водонапорного режима и при ограничении по закачке (я1 соответствует язак = 250 м3/сут; Я2 - 50 м3/сут; добычные возможности скважины =250 м3/сут)
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ разработка месторождений \\ 43
Таблица 3. Основные показатели разработки
ттр, % к„, мД жестко водонапорный режим ОГРАНИЧЕНИЕ на ПРИЕМИСТОСТЬ 50 м3/сут
КИН, % Qз.нак, ТЫС.М3 tр,год КИН, % Qз.нак, тЫС.М3 tр,год
0.2 5.0 44.7 305.1 4.8 33,18 228.2 13.5
2.7 43.6 364.4 5.5 32,83 262.3 15.8
1.0 41.1 447.5 6.5 31,71 351.5 20.3
0.5 38.9 512.5 7.3 30,52 406.3 23.3
1 2.7 52.9 413.4 6.3 38,99 305.9 17.9
обеспечения жесткого водонапорного режима, цн =250 м3/сут, а в дальнейшем эта величина уменьшалась (ян =200, 150, 100) до величины соответствующей максимальному значению КИН, qн.опт равно 50 м3/сут. При дальнейшем снижении ограничения по закачке КИН практически остается постоянным. Результаты расчетов показателей разработки, приведенные на рис. 2, позволяют сделать вывод о том, что при низких репрессиях (1 атм) достигаются наилучшие показатели разработки за счет увеличения коэффициента охвата: появляется период безводной эксплуатации и увеличивается обмен флюидами между матрицей и трещинами (ступенчатый характер кривой). Относительное изменение КИН увеличивается с 0,63 до 0,71 д.ед. Градиенты давлений в оптимальном режиме составляют 0,003 атм/м, а при обеспечении жесткого водонапорного режима 0,013 атм/м (при максимальном капиллярном давлении 1 атм).
4) Для низкопроницаемых коллекторов предложены рядные системы
разработки с применением горизонтальных добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин, расположенных в шахматном порядке (плотность сетки от 25 до 42 га/скв., профиль скважин - пологий, длина горизонтального участка - 60% от расстояния между скважинами (от 240 до 600 м)).
Технология ГС исследовалась для условий Долгинского нефтяного месторождения, а также для карбонатного коллектора с физическими свойствами пласта и флюидов, близкими к Филип-повской нефтегазоконденсатной залежи Оренбургского месторождения. Высота нефтяной оторочки составляет 30 м (4 слоя по 5 м).
Анализ полученных результатов позволяет предложить в качестве наилучшего по величине КИН следующий вариант:
• Рядная система разработки скважин: нагнетательные скважины - вертикальные, добывающие - горизонтальные с длинами горизонтального участка 60 % от расстояния между скважинами (от
240 до 600 м). Профиль скважин представлен на рис. 3;
• Скважина имеет пологий профиль с длиной горизонтального участка 360 м (плотность сетки скважин Sc=36 Га/скв).
Учитывая вышеизложенное, на основе анализа особенностей механизмов фильтрации нефти при заводнении обоснованы границы использования эквивалентной поровой модели и модели двойной пористости карбонатного коллектора в зависимости от фильтрационно-емкостных и физических свойств обеих сред /2,3/. Выявлены качественные и количественные закономерности влияния фильтрационно-емкостных параметров и физических свойств системы пласт-флюид карбонатного коллектора на текущие и конечные показатели разработки при учете особенностей фильтрационных процессов.
Обоснованы рациональные режимы работы добывающих и нагнетательных скважин, которые обеспечивают депрессии, позволяющие наилучшим образом реализовать механизмы фильтрации трещинно-порового пласта с учетом совокупности механизмов фильтрации.
Литература:
1. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. - М.: «Нефть и газ», 2005. - 448 стр.
2. Бравичева Т. Б., Масленникова Л.В. Повышение эффективности выработки карбонатных коллекторов при заводнении.- НТЖ «Бурение и Нефть», №7-8, 2007г.
3. Бравичева Т.Б., Масленникова Л.В. Исследование фильтрационных потоков при разработке водонефтяных и газонефтяных зон карбонатных коллекторов.- НТЖ «Бурение и Нефть» , № 11, 2007г.
44 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 2 \\ февраль \ 2009
ТРУБОПРОВОДНЫЕ
СИСТЕМЫ
16-18 декабря 2
Москва, ЦВК “Экспоцентр”
8-я Российская выставка с международным участием
ТРУБОПРОВОДНЫЕ СИСТЕМЫ
СТРОИТЕЛЬСТВО, ЭКСПЛУАТАЦИЯ, РЕМОНТ, ДИАГНОСТИКА, СВАРКА, ИЗОЛЯЦИЯ
ПРОВОДИТСЯ ПОД ПАТРОНАТОМ КОМИТЕТА ПО ЭНЕРГЕТИКЕ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ДУМЫ РФ
ОСНОВНЫЕ РАЗДЕЛЫ
* Магистральные, технологические и промысловые трубопроводы «Трубопроводы в жилищно-коммунальном хозяйстве и газораспределении
ТЕМАТИЧЕСКИЕ НАПРАВЛЕНИЯ
Законодательная и нормативная база в трубопроводном транспорте;
Новые проекты. Строительный пол ряд; Современные технологии строительства и ремонта трубопроводов;
Машины и оборудование для строительства и ремонта трубопроводов. Сварка, изоляция: Контроль качестаа и техническая диагностика. Внутритрубная диагностика;
Защита трубопроводов от коррозии;
Трубы и труб кое производство;
- Трубопроводы для тепло-водо-газоснабжения. Тепло- и гидроизоляция;
- Производство труб и элементов трубопроводов из полимерных материалов;
- Оборудование для бестраншейной прокладки трубопроводов;
- Трубопроводы энергетических объектов. Внутренние трубопроводы:
- Арматура, насосы, компрессоры;
- Промышленная и экологическая безопасность трубопроводного транспорта, охрана труда;
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ “Современные технологии строительства и ремонта трубопроводов”
ОРГАНИЗАТОРЫ
ЗАО ВК ВВЦ "Промышленность и строительство” Тел./факс: 8 (499) 760-2648; (499) 760-3161; (499) 760*2786 Е-таіІ: bild@bk.ru, екроргот@гатЫег.ги
ООО “ТЭК Сервис" Тел.: (495)411-9130
ОФИЦИАЛЬНЫМ. САЙТ ВЫСТАВКИ
www.trubosystem.ru
