CC BY
167
УДК 622.276.66:552.578.3.061.43:519.87
РАЗРАБОТКА ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ - ОСНОВНАЯ ЗАДАЧА БУДУЩЕГО
С.М. ДУРКИН, А.И. ХАСАНОВ
Ухтинский государственный технический университет, г. Ухта [email protected], [email protected]
С учетом общемировой статистики приводится распределение трудноизвле-каемых запасов. Рассмотрены карбонатные коллекторы углеводородов и проблемы их разработки, существующие модели течения флюидов в этих коллекторах, а также принципиально новая математическая модель скважины для трещиноватого пласта. Уделено внимание гидравлическому разрыву пласта (ГРП), рассмотрены факторы, влияющие на эффективность данного мероприятия, в т.ч. количество трещин и их раскрытости. Описана краткая методика процесса гидродинамического моделирования в процессе разработки месторождений углеводородов и представлен разработанный программный комплекс для численного моделирования.
Ключевые слова: разработка месторождений углеводородов, трудноизвлекае-мые запасы углеводородов, трещиноватый карбонатный коллектор, гидродинамическое моделирование
S.M. DURKIN, A.I.KHASANOV. DEVELOPMENT OF HARD-TO-RECOVER RESERVES - THE MAIN TASK OF THE FUTURE
The distribution of hard-to-recover reserves in view of global statistics is given. Carbonate hydrocarbon reservoirs and problems of their development, existing models of the fluid flow in these reservoirs, as well as a fundamentally new mathematical model for a fractured reservoir well are considered. The attention is paid to hydraulic fracturing, factors affecting the efficiency of this event, including the number of cracks and their disclosure are considered. The technique of the process of hydrodynamic modeling in the development of hydrocarbon fields is described in brief, the developed software package for numerical simulation is presented.
Keywords: development of hydrocarbon fields, hard-to-recover hydrocarbon reserves, fractured carbonate reservoir, hydrodynamic modeling
К трудноизвлекаемым запасам относят месторождения, для которых характерны следующие признаки: аномальные реологические свойства; сложное пустотное пространство породы-коллектора; суровые климатические условия.
Аномальными реологическими свойствами обладают месторождения высоковязких нефтей (ВВН) и битумов. Наибольшие запасы сверхтяжёлых углеводородов сконцентрированы в Венесуэле и Канаде. Суммарные запасы месторождений бассейна ОппосоВеК в Венесуэле и канадской провинции Альберта составляют свыше 70 % от мировых запасов. К странам, также имеющим крупные запасы ВВН и битумов, относятся США (28 млрд. м3), Россия (10-20 млрд.м3), Индонезия (2,5 млрд.м3) и Китай (1,5 млрд. м3).
В Российской Федерации основные запасы нефти вязкостью более 30 мПас расположены в Волго-Уральском, Западно-Сибирском и Тимано-Печорском регионах. В этих районах сконцентрировано более 93% вязкой нефти. Основные запасы нефти вязкостью более 100 мПас (45%) расположены на территории Тимано-Печорской нефтегазо-
носной провинции (ТПНП) и приурочены к Ярегско-му месторождению в ее южной части и к пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения - в ее северной части.
Сложное пустотное пространство природного резервуара отмечается низкой проницаемостью и наличием естественной трещиноватости. Низкопроницаемые коллекторы - это горные породы, характеризующиеся коэффициентом абсолютной проницаемости менее 10 10-3 мкм2 [1].
Природные резервуары нефти и газа, как правило, приурочены к терригенным и карбонатным породам. Однако в последнее время пристальное внимание нефтегазодобычи уделено сланцевым горным породам. Горючий сланец состоит из преобладающих минеральных (кальцит, доломит, гидрослюды, монтмориллонит, каолинит, полевые шпаты, кварц, пирит и др.) и органических частей (кероген). Последняя составляет 10 - 30 % от массы породы и только в сланцах самого высокого качества достигает 50 - 70 %.
Основные ресурсы - около 52 % сланцевой нефти сосредоточены в США (штаты Колорадо,
Юта, Вайоминг). Большие запасы горючих сланцев есть в Бразилии - 21 %, России - 11 % мировых запасов (849 млрд. т), КНР - 5 %, Австралии - 5 %, меньшие - в Болгарии, на Украине, в Великобритании, ФРГ, Франции, Испании, Австрии, Канаде, Италии, Швеции, Эстонии, на территории бывшей Югославии.
В США в больших объемах осуществляется добыча сланцевого газа из сланцевых месторождений. Для его выделения из них применяется горизонтальное бурение и гидравлический разрыв. Крупнейшие по количеству добычи месторождения сланцевого газа: месторождение Барнетт (штат Техас), Marcellus, Haynesville, Fayetteville, Eagle Ford [2].
Карбонатные коллекторы занимают второе место после терригенных. Карбонатные породы состоят из низкопроницаемых матричных зон и трещин. На них приходится 42% запасов нефти и 23 - газа. Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных - наличие, в основном, только двух основных породообразующих минералов -кальцита и доломита. Фильтрация нефти и газа обусловлена, в первую очередь, трещинами и кавернами. Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне.
Разработка газовых и нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами характеризуется рядом специфических особенностей, связанных с течением флюида в среде с двойной пористостью и двойной проницаемостью при создании искусственной трещиноватости. Развитие методов математического моделирования течения флюида в данной среде является актуальной задачей.
Сегодня уже нет вопросов о ведущих ролях трещиноватости в фильтрационных свойствах плотных пород-коллекторов. Это естественно, поскольку трещиноватость горных пород резко увеличивает их проницаемость. Таким образом, технологии разработки залежей с данными коллекторами могут эффективно осуществляться только на основе всестороннего изучения механизмов фильтрации в неоднородных трещиновато-пористых коллекторах.
Пространственная фильтрация флюида в реальных пластах к скважинам (вертикальным, горизонтальным) характеризуется сложной конфигурацией траектории движения частиц жидкости. Эти сложные траектории движения могут схематизироваться простейшими одномерными фильтрационными потоками или их различными комбинациями, что позволяет в конечном счете обеспечивать приближенное математическое моделирование фильтрационных течений и их изучение методами математической физики [3]. Простейшими одномерными фильтрационными потоками являются: прямолинейно-параллельный (линейный фильтрационный поток - ЛФП); плоскорадиальный (радиальный -РФП); билинейный фильтрационный поток (БЛФП).
Все рассмотренные модели одномерных фильтрационных потоков встречаются на практике. Описанные модели имеют точные аналитические решения.
В настоящее время большое внимание уделяется выбору технологий совершенствования разработки трещиновато-пористых коллекторов на основе математического моделирования. Трещины представляют собой нарушения сплошности тела горной породы. Геометрически они характеризуются существенным различием размеров в плоскости разрыва (ширина и длина трещин) и в перпендикулярном направлении (раскрытость или высота трещин). Размеры трещин могут изменяться от микрометров до метров [1].
Разработка трещиноватых коллекторов является актуальной задачей, так как по некоторым оценкам в карбонатных породах сосредоточено от 35 до 48% запасов нефти и от 23 до 28% газа в мире [4]. Поэтому для преодоления сложностей увеличивается роль эффективного применения современных методов изучения фильтрационно-ем-костных параметров данных коллекторов. Например, специалисты Французского института нефти (IFP) разработали программу FracaFlow - программная технология для анализа и моделирования систем трещин. Данный программный продукт включает модуль геологического моделирования CobraFlow и модуль гидродинамического моделирования PumaFlow. Многие разработчики программного обеспечения такие западные компании как ROXAR, Shlumberger, CMG, KAPPA в области создания и прогноза технологических показателей разработки месторождений шагнули далеко вперед. Моделирование трещиновато-пористых коллекторов c помощью гидродинамических симуляторов основано на технологии вложенных сред [5]. Качественно иной подход моделирования трещиноватости и фильтрации в неоднородных коллекторах основан на реалистичном представлении трещиноватого пласта [6]. В статье [7] показана принципиально новая модель трещиноватого пласта, основанная на использовании нерегулярной сеточной области.
В настоящее время создание искусственной трещиноватости (гидроразрыв пласта) активно применяется практически на многих нефтяных и газовых месторождениях. Образованные трещины в результате разрыва пласта обеспечивают дополнительные пути фильтрации к скважине. Гидравлический разрыв пласта обеспечивает искусственную трещиноватость продуктивного пласта. Сущность технологии заключается в закачке рабочего и агента и расклинивающего материала. Дизайн трещин ГРП может быть весьма различным. Как правило, в качестве рабочего агента выступает вода в сочетании с различными химическими добавками. Протяженность трещин и проникновение расклинивающего материала вглубь пласта может варьироваться в широких пределах.
Для моделирования процессов, происходящих в трещиноватых, неоднородных, низкопроницаемых коллекторах, разработана и реализована математическая модель скважины в цилиндрических координатах (r, ф, z), принципиальная схема которой состоит из элементов «пласт-скважина-шлейф».
Таким способом смоделирована скважина до проведения и после ГРП на основе разработанной
математической модели. Расчеты были произведены для вертикальной газовой скважины. Результаты расчета до и после ГРП представлены на рис. 1. Как видно из данного рисунка, несмотря на то, что рабочий агент загрязняет призабойную зону пласта, но, обеспечив определенную раскрытость и проницаемость трещин, позволяет повысить производительность добывающих скважин. Разработанная таким способом математическая модель скважины показывает свою универсальность как в области интерпретации гидродинамических исследований, так и при создании дизайна искусственной трещи-новатости.
Рис. 1. Влияние искусственной трещиноватости на производительность скважины.
Трещины образуются в тех случаях, когда локальное напряжение превышает градиент давления разрыва пласта. В зависимости от процесса образования трещины могут быть структурного или тектонического происхождения. Пористость, обусловленная системой трещин, обычно невысока; образовавшаяся трещина может в дальнейшем заполниться минералами, которые выпадают из пластовых вод. При этом трещины могут обладать очень высокой проницаемостью, которая объясняется пониженной извилистостью вторичных путей филь-трации пластовых флюидов в этих трещинах. Следовательно, образование естественных трещин часто существенно повышает гидропроводность пласта. Такие трещиноватые пласты являются типичным примером систем двойной пористости, для них характерно неоднородное поведение фильтрационных характеристик, которое может отмечаться при испытании пластов. Как было описано ранее, раскрытость трещин может варьировать в достаточно широких пределах. Для оценки влияния ширины трещин был рассмотрен следующий численный эксперимент с помощью разработанной программы.
Необходимо отметить, что увеличение рас-крытости трещин приводит к повышению давления на забое скважины, что объясняется увеличением дебита скважин (рис. 2). Как видно из представленных рисунков, раскрытость трещин в конечном счете определяет приток флюида к скважине. Следовательно, чем выше раскрытость трещин, тем выше продуктивность скважин. Однако возможно интенсивное обводнение скважины.
Рис. 2. Влияние раскрытости трещин на дебит скважины.
Важным моментом разработанной модели является также тот факт, что трещина не является единственной, как это представлено во многих математических моделях. Количество трещин будет определять продуктивность той или иной скважины. Рассмотрим влияние количества трещин на показатели эксплуатации скважины. Примем раскрытость трещин 100 мкм и проведем следующие эксперименты (рис. 3). Как видно из представленного графика, увеличение числа трещин приводит к повышению давления на забое скважины, что в свою очередь также увеличивает производительность скважины (рис. 4).
Рис. 3. Кривые восстановления давления в зависимости от количества трещин.
Рис. 4. Дебит скважины при различном количестве трещин.
В настоящее время одним из важнейших направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных месторождений является применение постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей месторождений.
Последовательность действий при проектировании месторождений при помощи моделирования такова:
• Построение цифровой модели месторождения;
• Расчет технологических показателей разработки;
• Визуализация результатов расчетов;
• Расчёт экономических показателей;
• Выбор эффективного варианта разработки месторождения.
Математические модели фильтрации основаны на законе сохранения массы, энергии и различных законов течения в пласте. Численные расчеты характеризуются сложными математическими выкладками, интерпретация которых возможна с помощью современных методов визуализации. Актуальным направлением является 3D визуализация с набором вспомогательных функций для удобства
работы с данными (например, послойное отображение модели, а также возможность автоматического построения графиков технологических показателей разработки).
Разработанный нами гидродинамический си-мулятор и визуализатор по формату данных взаимно подходят, т.е. формат выходных данных (результаты расчёта) подходит к визуализатору и корректно счи-тывается. Ниже представлен рис. 5 (распределение давления), на котором показаны на конец разработки тестовые модели с фильтрацией ньютоновской жидкости (справа) и с фильтрацией неньютоновской жидкости с начальным градиентом сдвига (слева).
Условно интерфейс можно разделить на три
части:
• Окно визуализации;
• Панель быстрой настройки и анимации;
• Меню дополнительной настройки.
Окно визуализации - место в окне программы, где непосредственно отображаются визуализированные данные в 2D или в 3D.
Панель быстрой настройки и анимации -панель для быстрой настройки параметров визуализации, работы с анимацией модели (про-смотр по временным шагам).
(ед. изм. - МПа).
Рис. 6. Расстановка скважин (а - линейный закон фильтрации; б - нелинейный закон фильтрации).
Меню дополнительной настройки - для дополнительной настройки параметров визуализации, выбор массива информации для визуализации (пористость, проницаемость и др.) и создание модели по заданным параметрам.
При создании модели образуется коллекция ячеек, где каждой ячейке присвоены координаты ее расположения и фильтрационно-емкостные свойства.
Реализована удобная функция расстановки добывающих или нагнетательных скважин (см. рис. 6), с возможностью прокладки ствола скважины с помощью мыши и установление режима их работы (давление, дебит). Для удобства прокладки скважины прямо в модели пласта реализована функция - придание прозрачности ячейкам.
Для того, чтобы рассмотреть что же скрывается внутри многослойной модели просмотра реализована функция послойного расчленения модели по j, к осям (рис. 7).
стности, характерные для трещиновато-пористых коллекторов линейный и билинейный фильтрационный поток;
- гибкость собственного программного кода позволяет учитывать дополнительные механизмы фильтрации, присущие конкретному, а в некоторых случаях -уникальному месторождению углеводородов;
- представленная постановка фильтрации в трещиновато-пористом коллекторе позволяет спрогнозировать гидроразрыв пласта. Установлено, что протяженность образованных трещин напрямую влияет на продуктивность скважины;
- реализованные математические модели как в декартовых, так и в радиальных координатах основаны на современных численных методиках.
В дальнейшем планируется расширение средств визуализации по функциональности до уровня современных коммерческих гидродинамических симуляторов.
Слои:
о
а
¿J
Я
707 667 628 589 549 F 5101 4.71 I 431 I 392 I 3531
Рис. 7. Разрез модели.
Наряду с этим имеется возможность анимации, прокрутка состояний поля значений параметров на каждый момент времени. Визуализатор отображает данные, которые представлены в виде массивов чисел, расположенных в текстовых файлах.
Заключение
При выполнении настоящей работы получены следующие предварительные итоги и перспективы:
- создана трехмерная математическая модель скважины, дренирующий трещиновато-пористый коллектор в принципиально новой постановке задачи для изучения процессов дренирования флюида в залежи круговой формы, позволяющая более точно рассчитывать фильтрационно-емкост-ные параметры неоднородных пластов. Оформлено свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ;
- на основе разработанной модели выявлены все основные типы фильтрационных потоков, в ча-
Литература
1. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. 608 с.
2. Сланцевый газ: зона неопределенности/Центр изучения мировых энергетических рынков ИНЭИ РАН // ТЭК. Стратегии развития. 2010. №2 (02). С. 24-33.
3. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука, 1998. 304 с.
4. Шпильман А.В., Натчук Н.Ю. Моделирование трещиноватых резервуаров с использованием технологий Французского института нефти (IFP) // Бурение и нефть. 2012. №5. С. 22-23.
5. Азиз Х, Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982. 406 с.
6. Ding Y., Jeannin L. New Numerical Schemes for Near-Well Modeling Using Flexible Grids, SPE 87679, March 2004 SPE Journal.
7. Karimi-Fard M., Durlofsky L.J., Aziz K. An Efficient Discrete-Fracture Model Applicable for General-Purpose Resrvoir Simulators, June 2004 SPE Journal.
References
1. Golf-Rakht T.D. Osnovy neftepromislovoi geolo-gii i razrabotki treschinovatikh kollektorov [Fundamentals of oilfield geology and development of fractured reservoirs]. Moscow: Ned-ra, 1986. 608 p.
2. Slancevii gas: zona neopredelennosti / Centr izucheniya mirovykh energeticheskikh rynkov ERA RAS [Shale gas: a zone of uncertainty, the Center for International Energy Markets ERI RAS] // FEC. Development strategy. April №2 (02) 2010. P. 24-33.
3. Shagiev R.G. Issledovanie skvazhin po KVD [Investigation of wells by HPC]. Moscow: Nauka, 1998. 304 р.
4. Spielmann A.V., Natchuk N.Y. Modelirovanie treschnovatykh rezervuarov s ispol'zovaniem tekhnologii Franzuzskogo instituta nefti (IFP) [Modeling of fractured reservoirs using techniques of the French Petroleum Institute (IFP)]// Drilling and Oil. №5. 2012. Р. 22-23.
5. Aziz Н., Settary E. Matematicheskoe modeliri-vanie plastovykh sistem [Mathematical modeling of reservoir systems]. Moscow: Nedra, 1982. 406 p.
6. Ding, Y, Jeannin, L. New Numerical Schemes for Near-Well Modeling Using Flexible Grids, SPE 87679, March 2004. SPE Journal.
7. Karimi-Fard M, Durlofsky LJ, Aziz K, An Efficient Discrete-Fracture Model Applicable for General-Purpose Resrvoir Simulators, June 2004. SPE Journal.
Статья поступила в редакцию 08.04.2015
