РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ МОДЕЛЕЙ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА НЕМЕЗИДА-ГИДРАСИМНА ПЛАСТАХ ВАН-ЁГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.276

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ МОДЕЛЕЙ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОГО

КОМПЛЕКСА НЕМЕЗИДА-ГИДРАСИМ НА ПЛАСТАХ ВАН-ЁГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

RESULTS OF USING MODELS OF THE COMPUTER COMPLEX NEMESIDA-HYDRASIM TO THE FORMATIONS OF THE FIELD VAN-EGAN

А. В. Стрекалов, А. В. Саранча

A. V. Strekalov, A. V. Sarancha

Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Ключевые слова: гидросистема продуктивных пластов; Немезида-Гидрасим Key words: hydraulic system ofproductive formations; Nemesida-Hydrasym

Основной особенностью использования предлагаемой в вычислительном комплексе [1] модели является фактор изменения гидросопротивления в элементах гидросистемы продуктивных пластов (ГПП) (ячейках) в различных направлениях в зависимости от текущего распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

В частности, объективность интерпретации гидродинамических исследований (ГДИ) на неустановившихся режимах отбора обусловлена учетом множества факторов: изменение проницаемости от давления, изменение пористости вследствие деформации породы, раскрытие/смыкание трещин до и после остановки нагнетательной скважины. На рис. 1 показана динамика забойного давления, проницаемости, пористости и насыщенностей зоны воздействия скважины (ЗВС) нагнетательной скв. 306 Ван-Ёганского месторождения на режиме нагнетания с приемистостью 700 куб. м/сут в течение 2 сут., с последующей остановкой.

Отображенные на рис. 1 зависимости получены вычислительным экспериментом на модели ГПП. Вскрытый пласт БВ4 принят ограниченным вокруг забоя скважины радиусом ЗВС :: 1500 м, с начальной проницаемостью 57,1 мД, пластовым давлением 19,2 МПа, средней толщиной 8,7 м и нефтенасыщенностью к моменту пуска 0,07. Коэффициенты сжимаемости пластовой воды — 1,2 1/ГПа, нефти — 3,4 1/ГПа, породы — 0,085 1/ГПа.

Как видно из графика Pз(t) (см. рис. 1), динамика забойного давления соответствует росту давления во время работы скважины и сначала резкому, а затем медленному падению давления, что отражает классические законы подземной гидро-

74

Неф ть и газ % 1, 2016

механики. Вследствие слабой сжимаемости породы, пористость ш(Т) изменяется незначительно: сначала растет, затем уменьшается синфазно с кривой давления.

Рис. 1. Динамика режимов и свойств ЗВС скв. 306 без учета изменения проницаемости и трещинообразования

На рис. 2 показана динамика пластового и забойного давления с учетом изменения проницаемости от давления согласно принятой модели, при коэффициенте изменения проницаемости от давления п = 0,13 1/МПа.

Рис. 2. Динамика режимов и свойств ЗВС скв. 306 с учетом изменения от давления

Как видно из графика Pз(t) (см. рис. 2), забойные давления ниже, чем без учета изменения проницаемости, а скорость восстановления давления больше вследствие большей проводимости ЗВС. На рис. 3 отражена динамика ФЕС и толщин трещин с учетом изменения проницаемости от фактора раскрытия/смыкания трещин в ЗВС. Символами Хи, Х^ Уи и Yd обозначены толщины трещин в направлениях осей X и У от центра ячейки ствола скважины к ее граням: d — вдоль оси, и — против оси. Из динамики толщин трещин видно, что при запуске скважины трещины дискретно раскрываются, а после остановки скважины смыкаются, причем не одновременно по направлениям. Коэффициент раскрытия трещины Б = 8 1/МПа, предельная толщина смыкания ^40 = 2 мм и А1 = 5 мм/д. е. Коэффициент проницаемости трещины ктр = 7750 Д.

Рис. 3. Динамика режимов и свойств ЗВС (скв. 306 пласт БВ4) с учетом изменения проницаемости и с учетом трещинообразования

Приводимые графики — P(t) описывают динамику пластового давления на расстоянии 35 м от забоя скважины.

Из показанных примеров использования предлагаемой модели видно, что давление на забое нагнетательной скважины существенно ниже при учете трещино-образования. А также важно отметить, что при формировании, развитии и раскрытии трещин динамика забойного давления ведет себя нестабильно (см. рис. 3), так как условия формирования трещин имеют некоторую степень дискретизации. То есть трещина образуется в результате превышения на данный момент текущего градиента давления между концами трещины (предполагаемой на данный момент) над критическим gpг в направлении соответствующих граней ячеек. Дискретное изменение m(t) является издержками допущений в модели, то есть в природных условиях наблюдаться не будет.

Градиент разрыва для вышеприведенных примеров принят равным 0,15 МПа/м. Еще раз отметим, что данный критический градиент показывает при каком перепаде давления между центром ячейки и ее гранью по направлению или против выбранной оси происходит мгновенное формирование трещины от центра ячейки до грани. Причем толщина трещины при этом соответствует минимально возможной —А о и не может быть сомкнута до меньшей толщины.

Рассмотрим ряд примеров использования предлагаемой модели ГПП для отражения возможностей модели с учетом факторов динамического развития трещин.

Анализ результатов вычислительных экспериментов на примере Ван-Ёганского месторождения. В связи с тем, что по пласту ПК19 проведены трассер-ные исследования, из результатов которых выявлены каналы с высокой проводимостью, данный пласт в данной работе представляет особенный интерес. Проведем вычислительный эксперимент над моделью данного пласта.

На рис. 4 показана сводная геолого-техническая модель пласта ПК19.

Размеры ячеек модели ГДМ примем 60^40 м, средняя проницаемость

— 1100 мД с нормальным распределением в интервале +12 %, открытая пористость

— 24,7 %, начальная нефтенасыщенность — 68 %, градиент разрыва — 0,098 МПа/м, проницаемость трещины — 350 Д. Сжимаемость породы — 0,076 1/ГПа, сжимаемость нефти — 6,7 1/ГПа, сжимаемость — воды 1,2 1/ГПа. На рис. 5-9 показана динамика пластового давления в модели данного пласта. На рис. 5-9 наи-

Рис. 4. Сводная модель ГПП пласта ПК19

более светлым показано наибольшее давление (MaxP), а наиболее темным — наименьшее (М1пР) давление к данному моменту. Как видно из рис. 9, 10 к моменту 690 сут (от момента пуска первой скважины) в окрестности нагнетательной скважины 702 формируется компактная (практически не сетевая) ассиметричная структура трещин, которые направлены в зоны отбора, то есть пониженного пластового давления.

Рис. 5. Распределение давления в модели ГПП пласта ПК19 по истечении 180 сут с момента пуска первой скважины: MinP = 8, MaxP = 17,4 МПа

Рис. 7. Распределение давления в модели ГПП пласта ПК 19 по истечении

390 сут с момента пуска первой скважины: МтР = 7,4, МахР = 20,6МПа

а

Рис. 6. Распределение давления в модели ГПП пласта ПК19 по истечении 190 сут с момента пуска первой скважины: МтР = 7, МахР = 18,4 МПа

Рис. 8. Распределение давления в модели ГПП пласта ПК19 по истечении 420 сут с момента пуска первой скважины: МтР = 8, МахР = 22,4 МПа

б

Рис. 9. Распределение давления в модели ГПП пласта ПК19: а — по истечении 430 сут с момента пуска первой скважины; б — 690 сут МтР = 8,5, МахР = 21,5 МПа

Дальнейшее развитие трещин не происходит, так как добывающие скважины были остановлены (рис. 11), и давление равномерно распределяется согласно образовавшейся структуре трещин.

В удаленной зоне — ЗВС нагнетательной скважины 669 (см. рис. 9 а) формируется достаточно развитая сеть трещин, что обусловлено равномерным распределением в данной зоне пластового давления. То есть направление трещин инвариантно.

а б

Рис. 10. Распределение давления в модели ГПП пласта ПК19: а — по истечении 430 сут с момента пуска первой скважины в разрезе ячеек, б — по истечении 690 сут с момента пуска первой скважины в разрезе ячеек

Как видно на рис. 10, согласно условиям возникновения трещин в ЗВС добывающих скважин также возникают трещины. Однако в добывающих скважинах их толщина будет равна А0, то есть раскрытия не происходит. Последнее может отражать явление, когда начальная напряженность в пласте направлена на разрыв пласта в этой зоне, например из-за характера залегания коллектора.

Рис. 11. Динамика приемистости скважины 702 и дебитов окрестных скважин

Согласно результатам обработки данных проведения трассерных исследований, проведенных С. И. Грачевым, А. С. Трофимовым, на данном пласте обнару-

жены каналы со сверхнизким фильтрационным сопротивлением в направлении скважин 3811, 8036 и 1539.

Данные исследования подтверждают результаты, полученные на предлагаемой модели (см. рис. 9, 10). Однако величины проницаемостей, полученные в результате обработки данных трассерных исследований, по мнению авторов, являются завышенными по причине невозможности учета площади выявленных каналов. По предлагаемой модели трещина в скв. 8036 не формируется. Возможно, последнее связано с тем, что в пласте имели место иные, не учтенные факторы развития трещин.

На рис. 12 показана расчетная динамика забойного давления в скв. 702. Как видно, фактическая и расчетная динамики неплохо коррелируют, что также может являться подтверждением достоверности предложенной модели и качества ее адаптации. Наличие каналов (трещин) с высокой проводимостью в окрестности 702 скважины также подтверждается трассерными исследованиями.

Показанная на рис. 12 динамика толщин трещин по направлениям X, У в непосредственной близости от забоя скважины (до 30-60 м) демонстрирует изменение толщин трещин в зависимости от давления нагнетания и времени. Причем толщины трещин неодинаковы в различных направлениях, что показывает избирательность в направлениях распространения трещины.

В таблице показаны результаты статистического сравнения расчетных и фактических забойных давлений в скв. 702 с учетом и без учета трещинообразования.

Сравнение результатов адаптации моделей ГПП пласта ПК19 по скважине 702

Величина Ед. измерения С учетом образования трещин Без учета образования трещин

Коэффициент корреляции д.е. 0,978 0,603

Коэффициент корреляции Пирсона (х, Х) Су, у) д.е. 0,979 0,604

Xх, х)2 "Су, у)2 ^ ,=1 ,=1

Продолжение табл.

Величина Ед. измерения С учетом образования трещин Без учета образования трещин

Среднеарифм относительное — 1 " 8 = 1 л П 1=1 етическ отклоне X- У,- ое ние д.е. 0,0158 0,289

X

Среднегеометрическое относительное отклонение д.е. 0,0109 0,264

о Ч II п X ,=1 X у,

г х1

Сумма квадратов отклонений МПа2 9,53 2460

Примечание. XI — фактические точки забойного давления, у1—расчетные точки забойного давления

Рассмотрим результаты применения модели ГПП на залежи пласта БВ6. На рис. 13 показана сводная геолого-техническая модель БВ6.

Размеры ячеек модели ГДМ приняты 50^40 м, средняя проницаемость

— 170 мД с нормальным распределением в интервале ±12 %, открытая пористость

— 23,7 %, начальная нефтенасыщенность — 71,3 %, градиент разрыва — 1,21 МПа/м, проницаемость трещины — 1 750 Д. Сжимаемость породы — 0,056 1/ГПа, сжи- маемость нефти — 8,7 1/ГПа, сжимаемость воды — 1,1 1/ГПа. Остальные пара- метры были взяты по результатам ГИС, ГДИ и лабораторных исследований.

Для удобства отображения будем рассматривать наиболее интересный участок модели — в окрестности нагнетательной скв. 3 464.

Рис. 14. Распределение давления в модели ГПП Рис. 13. Сводная модель ГПП пласта БВ6 по истечении 2 800 сут

пласта БВв с момента пуска первой скважины:

МтР = 11,6; МахР = 28,1 МПа

На рис. 14-18 показана динамика распределения пластового давления по площади в модели данного пласта. Наиболее светлым, как и в предыдущем примере, показано наибольшее давление (МахР), а наиболее темным — наименьшее (МтР) давление к данному моменту. Как видно из рис. 14 к моменту 2 800 сут (от момента пуска первой скважины) в окрестности нагнетательной скважины 3 464 формируется трещина в направлении зоны отбора (наиболее темная зона), то есть пониженного пластового давления. Дальнейшее развитие трещины продолжается, и уже к моменту 2 850 сут (см. рис. 15) происходит первый прорыв трещины к забою скважины. Как видно на рис. 14, к моменту пуска скважины 3 464 в ЗВС

скважины 558 уже сформировались тонкие нераскрывающиеся трещины (по модели 0,1 мм), которые также послужили условием для дальнейшего прорыва трещины, идущей от скважины 3 464 (см. рис. 15).

Рис. 15. Распределение давления в модели ГПП пласта БВ6 по истечении 2 850 сут с момента пуска первой скважины: МтР = 12,0; МахР = 27,4 МПа

К моменту времени 2 950 сут (см. рис. 16) от забоя нагнетательной скважины формируется вторая (по структуре) трещина, которая достигает забоя скв. 558 к моменту 3 000 сут (см. рис. 17).

На рис. 17 видно, что начинает формироваться трещина от забоя скв. 1 109 к углу основной трещины (идущей от 3 464), при этом воронка депрессии искривляется. К моменту 3 100 сут (см. рис. 18) основная трещина смыкается с трещиной, идущей от скв. 1 109, образуется окончательная сетевая структура трещин. Данная структура при дальнейшем расчете на момент времени 6 000 сут не развивается, и происходит лишь изменение толщин трещин в различных зонах между скважинами (рис. 19).

Рис. 16. Распределение давления в модели ГПП пласта БВ6 по истечении 2 950 сут с момента пуска первой скважины: МтР = 12,4: МахР = 27,0 МПа

Рис. 17. Распределение давления в модели ГПП пласта БВ6 по истечении 3 000 сут с момента пуска первой скважины: МтР = 11,8; МахР = 26,9 МПа

По-видимому, изменение толщин трещин в процессе работы скважин и, как следствие, их проводимостей определяет характер динамики режимов добывающих скважин.

На рис. 20 показано сопоставление расчетных и фактических дебитов жидкости и нефти по добывающей скважине 558 с момента 2 750 сут. Как видно из динамики расчетных дебитов, с момента 2 750 сут возмущение от нагнетательной скважины 3 464 (пуск в 2 710 сут) доходит до забоя скважины 558, что сопровождается постепенным ростом дебитов по жидкости и нефти (начальный участок кривых расчетных дебитов). Прорыв трещины происходит к моменту 3 100 сут (см. рис. 18). Последнее заметно с момента 3 150 сут на рис. 19, когда происходит постепенный рост дебита жидкости и падение дебита нефти. На фактической динамике это выражается в практически мгновенном росте дебита жидкости. Далее как вид-

но из расчетной динамики дебит жидкости дестабилизируется, что, видимо, связано с периодическим изменением проводимости трещины во времени.

Рис. 18. Распределение давления в модели ГПП пласта БВ6 по истечении 3100 сут с момента пуска первой скважины: МтР = 11,3, МахР = 26,7 МПа

На фактической динамике дебита нефти по скв. 558 (см. рис. 19, 20) рост дебита по нефти, не сопровождающийся ростом дебита жидкости, связан с проведением в данной скважине закачки тампонирующего раствора, который снизил проводимость трещины.

Из расчетной динамики ФЕС (см. рис. 19) видно, что с момента 2 850 сут трещина достигает длины 300 м (см. рис. 15), то есть трещина в ячейке, удаленной от забоя скв. 3 464 на 300 м, постепенно раскрывается. Последнее также видно по начальному участку кривой толщины трещины (см. рис. 19).

Рис.19. Расчетная динамика ФЕС

25

20

15

10

Р, [МПа] И,[мм]

/ "Ь

{

... 1 чН

\

0.8

1000 2000

3000

+ 0.6 Ч

а .0

0.5 ь о

0.4 | ^

0.3 о

о

0.2 Ч о т

4000 5000 6000

^сут]

авление на расстоянии 300 м от забоя Толщина трещины на расстоянии 300 м от забоя Водонасыщенность на расстоянии 300 м от забоя

С целью получения максимального соответствия между фактической и расчетной (по предложенной модели ГПП) динамиками давления или расхода жидкости по скважинам в ходе вычислительных экспериментов была проведена адаптация моделей описанных пластов. В частности, величины градиентов разрыва — gpг, коэффициентов раскрытия трещины A0, D, а также проницаемость трещины подбирались исходя из минимизации отклонений фактической динамики забойного давления или расхода жидкости от расчетной.

Так как использование любых численных моделей ГПП (гидродинамических моделей) осложнено процессом их адаптации, а тем более если дополнительными искомыми показателями являются факторы трещинообразования, рассмотрим более простой, с практической точки зрения, путь идентификации трещин или просто каналов высокой гидро- и пьезопроводности.

5

0

0

0

Расчетны й дебит вод ы _Расчетный дебит нефти

п Фактический дебит жидкости ж Фактический дебит нефти

Рис. 20. Динамика расчетных и фактических дебитов добывающей скв. 558

Полученные результаты и анализ вычислительных экспериментов на предложенной модели гидросистемы продуктивных пластов доказывает, в соответствии с высказанным предположением, длительное формирование трещин в зонах воздействия нагнетательных скважин с возможностью при определенных условиях их прорыва к добывающим. Выявленным признаком прорыва трещины является нестабильность дебита жидкости и нефти с одновременным ростом обводненности. Последнее отличает прорыв трещины от прорыва конуса воды, который сопровождается резким, а затем плавным ростом обводненности.

В результате проведенной научно-исследовательской работы были сделаны следующие выводы.

1. При проектировании разработки и прогнозировании показателей процессов эксплуатации большинства месторождений Западной Сибири и особенно месторождений с высокой степенью неоднородности, на которых требуется очаговая система заводнения, в процессе адаптации распространенных гидродинамических численных моделей пластов необходимо учитывать факторы динамического изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, а также формирования структурной трещиноватости вследствие нагнетания воды.

• Известные процедуры адаптации, называемые «History Matching», не будут давать положительного результата для моделей месторождений, где имеют место спонтанные гидравлические разрывы пласта.

• Основным недостатком всех существующих на данных момент гидродинамических численных моделей является использование процедуры «Upscaling», которая усугубляет заложенные в такие модели допущения: замена бесконечно малых размеров элементов конечными.

2. Разработанная и протестированная численная модель гидросистемы продуктивных пластов в условиях упруговодонапорного режима с учетом факторов динамического развития трещин позволяет учесть негативные и позитивные следствия эксплуатации систем заводнения и снять ограничения на количество элементов модели — ячеек, что, безусловно, повысит точность прогнозирования.

• При испытании разработанной модели гидросистемы продуктивных пластов посредством сопоставления расчетных данных модели с данными трассерных исследований установлено, что наиболее характерным критерием формирования трещин является градиент давления, а не абсолютное давление.

• Установлено, что признаком прорыва трещины к забою добывающей скважины является дестабилизация обводненности и дебита жидкости.

3. Выявлены основные условия для формирования и развития трещин в направлении зон отбора жидкости:

• соотношение количества нагнетательных скважин к количеству добывающих меньше 1 или некоторого критического числа от 0 до 1, зависящего от начальных фильтрационно-емкостных свойств пласта;

• достаточно низкая проницаемость пласта, способствующая формированию «неправильных» воронок репрессии вследствие образования трещин и приводящая к передаче давления от забоя до контура нагнетания без существенных потерь;

• радиус влияния нагнетательной скважины, зависящий от проницаемости и толщины пласта;

• пуск нагнетательных скважин с большим запаздыванием, достаточным для формирования в зоне отбора или нагнетания зон с пониженным пластовым давлением, которое предопределяет развитие трещин именно в данные зоны.

Список литературы

1. Стрекалов А. В., Грачев С. И. Программный комплекс гидродинамического моделирования природных и технических систем «Немезида Гидрасим 2014» (Nemesis Hydrasym 2014). Свидетельство о государственной регистрации программы ЭВМ № 2014614505. Заявка № 2014612343. Дата гос. регистрации 28 апреля 2014.

Сведения об авторах Information about the authors

Стрекалов Александр Владимирович, д. т. Strekalov A. V., Doctor of Engineering, profes-

н., профессор кафедры «Разработка и эксплуа- sor of the chair «Development and operation of oil

тация нефтяных и газовых месторождений», and gas fields», Tyumen State Oil and Gas Universi-

Тюменский государственный нефтегазовый уни- ty, Tyumen, phone: 8(3452)416889,

верситет», г. Тюмень, тел. 8(3452)416889, e-mail: e-mail: darlex77@mail.ru darlex 77@mail. ru

Саранча Алексей Васильевич, к. т. н., до- Sarancha A. V., Candidate of Science in Engi-

цент кафедры «Разработка и эксплуатация neering, associate professor of the chair «Develop-

нефтяных и газовых месторождений», Тюмен- ment and operation of oil and gas fields», Tyumen

ский государственный нефтегазовый универси- State Oil and Gas University, Tyumen, phone:

тет», г. Тюмень, тел. 8(3452)416889, e- 8(3452)416889, e-mail: sarantcha@mail.ru mail: sarantcha@mail.ru