63398

Управление процессами разработки нефтяных залежей на упругом режиме

Лекция

География, геология и геодезия

Анализ результатов экспериментальных исследований по определению изменения эквивалентных осредненных пористости и проницаемости что особенно характерно для карбонатных пород показывает...

Русский

2014-06-19

1.53 MB

2 чел.

Лекция 5.

Тема: «Управление процессами разработки нефтяных залежей на упругом режиме»

1. Влияние деформационных процессов на добывные возможности скважин.

Анализ результатов экспериментальных исследований по определению изменения эквивалентных осредненных пористости и проницаемости (что особенно характерно для карбонатных пород) показывает:

  1.  С увеличением эффективного давления изменяется коэффициент сжимаемости пористой среды. Качественно это явление объясняется уплотнением среды и возрастанием площади контактов зерен. В первом приближении изменение пористости от давления можно описать экспоненциальной зависимостью:

, (1)

где m0 - пористость системы при начальном пластовом давлении, p0;

- коэффициент изменения пористости, 1/МПа.

  1.  С увеличением эффективного давления может иметь место необратимое изменение пористости (до 60% и более). Необратимое изменение пористости происходит у песчаников при содержании со значительным содержанием обломочного и цементирующего материала, а также у доломитов и известняков.
  2.  Пределы изменения коэффициента изменения пористости  колеблются от 11·10-3 до 0.2·10-3.
  3.  Относительное изменение проницаемости от эффективного давления имеет вид кривых, выпуклых к оси k/k0. Кривые k(p) с большой степенью точности в значительном диапазоне изменения давления описываются экспоненциальной зависимостью:

,  (2)

где k0 - проницаемость системы при начальном пластовом давлении, мД;

- коэффициент изменения проницаемости, 1/МПа.

Средний коэффициент изменения проницаемости составляет 1.1·10-2 1/МПа. Величина коэффициента  возрастает при увеличении трещинности и глинистости пород. Среднее значение  для трещинных образцов составляет 1,7·10-1 1/МПа.

  1.  При малых эффективных давлениях имеют место обратимые деформации, а при превышении некоторой критической величины – деформации частично необратимые и полностью необратимые (область пластических деформаций). Наличие необратимых деформаций зафисировано у песчаников с плохо отсортированными зернами со значительным содержанием обломочного и цементирующего материала, а также у доломитов и известняков.
  2.  В процессе снижения пластового давления в случае пластических или упруго-пластических деформаций происходит увеличение коэффициента изменения проницаемости (после каждого дополнительного снижения пластового давления коэффициент  становится все больше и больше):

, (3)

где  - коэффициент изменения проницаемости в возмущенном пласте при начальном пластовом давлении, 1/МПа;

- коэффициент, учитывающий изменение коэффициента , 1/МПа.

Данная зависимость хорошо согласуется с результатами экспериментальных исследований Горбунова А.Т. и др. (где коэффициент назван коэффициентом необратимых потерь проницаемости), а также с промысловым опытом.

В работах Бана А., Басниева К.С., Николаевского В.Н., Горбунова А.Т. и др. предложено несколько аналитических представлений закона изменения проницаемости от изменения пластового давления.

1. Степенная зависимость:

,    (4)

где  п - показатель степени равный 2, 3, 4, … .

2. Полиномиальная:

, (5)

где  - коэффициенты, определяемые из экспериментов.

На основе анализа данных мониторинга месторождений показано, что при использовании экспоненциальной зависимости проницаемости от давления в ряде случаев имеет место завышенный прогноз добывных возможностей скважин. В зависимости от геолого-промысловых особенностей увеличение депрессии может приводить к снижению, в т.ч. необратимому, фильтрационно-емкостных параметров системы «пласт-флюид», т.е. существует критическое значение депрессии, превышение которого приводит к снижению добывных возможностей скважин. Таким образом, в низкопроницаемых коллекторах учет необратимых изменений проницаемости системы «пласт-флюид» в процессе разработки может быть осуществлен на основе использования зависимости коэффициента изменения проницаемости от давления.

Недостаточно полный учет техногенных процессов, в первую очередь, зависимости проницаемости системы от давления, приводит к низкой надежности оценки показателей разработки при прогнозировании извлекаемых запасов и обосновании технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

Ниже представлены наиболее распространенные формулы для оценки добывных возможностей скважин (формулы притока), полученные при интегрировании закона Дарси с учетом зависимости проницаемости от давления (давление на контуре питания скважины принято равным начальному пластовому). Для установившегося плоскорадиального движения однородной жидкости к единичной скважине имеет место следующая зависимость (при экспоненциальной зависимости проницаемости от давления):

Если принять экспоненциальную зависимость проницаемости от давления, то для дебита единичной скважины получим уравнение:

.                                   (6)

В наиболее общем случае совместного влияния вязкостных и инерционных сил сопротивления фильтрационному потоку и деформации пласта для обработки индикаторных диаграмм может быть использовано следующее уравнение:

                                   (7)

Из анализа формулы (7) следует, что фактически определяет наклон индикаторных кривых и оказывает существенное влияние на добывные возможности скважин. Так как значения величины  могут находиться в достаточно широких пределах, то для прогнозирования добывных возможностей скважин необходимо использовать данные мониторинга (замеры, данные исследований).

Следует отметить, что в некоторых случаях при интегрировании закона Дарси имеет место значительная ошибка в оценке добывных возможностей скважин. В первую очередь это имеет место при оценке добывных возможностей скважин низкопроницаемых коллекторов. Типичный вид зависимостей относительной проницаемости от пластового давления и индикаторных линий представлен на рисунках 1-7.

Рис. 1 . Экспоненциальная зависимость относительного изменения проницаемости от давления при различных значениях

Рис. 2. Индикаторные кривые в случае экспонециальной зависимости k(p) при различных значениях

Рис. 3. Степенная зависимость (n=3) относительного изменения проницаемости от давления при различных значениях

Рис. 4. Индикаторные кривые в случае степенной зависимости k(p) (n=3) при различных значениях

Рис. 5. Степенная зависимость (=0.05) относительного изменения проницаемости от давления при различных значениях n

Рис. 6. Индикаторные кривые в случае степенной зависимости k(p) (=0.05) при различных значениях n

Рис. 7. Индикаторные кривые в случае экспоненциальной (=0.05) и степенной (=0.05, n=3) зависимостей k(p) при различных значениях B

Опыт эксплуатации низкопроницаемых коллекторов позволяет сделать вывод, что с увеличением депрессии выше некоторой величины (критической), дебит скважин начинает падать (т.н. серпообразная индикаторная диаграмма). Следует отметить, что данном случае падение дебита может быть не связанно с выделением газа в околоскважинной области. Серпообразный вид индикаторной диаграммы может быть обусловлен существенным снижением проницаемости системы с ростом эффективного давления из-за влияния техногенных процессов (деформации, кольматации и облитерации). Естественно, что в этом случае оценка добывных возможностей скважин по формулам (1-7) на основе средней проницаемости в области влияния скважины  невозможна.

Оценка добывных возможностей скважин может быть получена на основе адаптации гидродинамических моделей с учетом указанных техногенных процессов. При адаптации могут быть определены оценки параметров указанных выше зависимостей, а также получены новые зависимости проницаемости от эффективного давления.

Так, для низкопроницаемых коллекторов предлагается зависимость проницаемости системы от эффективного давления, которая описывается следующим дифференциальным уравнением:  

, , .  (8)

Тогда, решая дифференциальное уравнение, получаем:

,    (9)

где k0 – проницаемость системы при начальном пластовом давлении;

- коэффициент изменения проницаемости, 1/МПа;

- коэффициент изменения проницаемости в возмущенном пласте при начальном пластовом давлении, 1/МПа;

- коэффициент «необратимого» изменения проницаемости, 1/МПа.

В формуле (9) учтена зависимость коэффициента изменения проницаемости , которая хорошо согласуется с данными исследований кернового материала. Величина указанных параметров , может быть различна и оценивается при адаптации гидродинамических моделей.

Вид зависимости k(р) в соответствии с формулой (9), приведен на рис. 8.

Рис. 8. Зависимость проницаемости системы от давления в виде двойной экспоненты

Наличие критического давления, большего, чем давление насыщения пластовой нефти газом, подтверждается данными замеров динамики дебитов и забойных давлений на скважинах Каменного месторождения Западной Сибири (рис. 3.14). Апробация зависимости была проведена по данным Ем-Ёговского месторождения с геолого-промысловыми параметрами, близким к соответствующим параметрам Каменного месторождения.

Рис. 9. Фактические и расчетные индикаторные кривые скважин Каменного месторождения, построенные на основе мониторинга

Для апробации зависимости проницаемости системы от эффективного давления в виде двойной экспоненты (9) использовался пакет гидродинамического моделирования VIP. При оценке добывных возможностей скважин в зависимости (9) вместо эффективного давления использовано средневзвешанное пластовое давление в ячейке. Расчеты проводились для группы горизонтальных и вертикальных скважин Ем-Ёговского месторождения, по которым имелись данные фактических замеров дебитов и забойных давлений (мониторинг). По данным пробуренных скважин геологическая характеристика участка имеет следующие средние параметры: эффективная толщина – 10.2 м; пористость – 24.5 %; проницаемость – 0.05 мкм2; нефтенасыщенность – 0.413.

Показано, что при использовании зависимости проницаемости от давления по данным СургутНИПИнефть, получен завышенный прогноз добывных возможностей ГС. Вместе с тем, при использовании двойной экспоненциальной зависимости проницаемости имеет место достаточная точность оценки динамики накопленной добычи жидкости (рис. 10). Получено значение параметра, учитывающего необратимые потери коллекторских свойств (η), равное 0,55. МПа-1 и коэффициента изменения проницаемости (), равное 0.008 МПа-1 (рис. 11).

Рис. 10. Динамика расчётной и фактической накопленной добычи жидкости: Расчет 1 – использована зависимость проницаемости от давления СургутНИПИнефть; Расчет 2 – использована двойная экспоненциальная зависимость проницаемости от давления

Рис. 11. Адаптированная зависимость проницаемости от эффективного давления по данным скв. 520 Ем-Ёговского месторождения

Следует особо подчеркнуть, что полученное минимальное забойное давление оказалось выше давления насыщения пластовой нефти газом.

Оценка влияния деформационных процессов
на эффективность разработки на упругом режиме

В данном разделе приведены результаты математического эксперимента по расчету динамики показателей разработки на упругом режиме при существенной зависимости  пористости и проницаемости от внутрипорового пластового давления и без таковой.

Цель математического эксперимента – оценка количественного влияния деформационных процессов на показатели разработки.  

При проведении расчетов использовалась секторная гидро-динамическая модель, включающая одну скважину (что воз-можно в случае режима истощения). Размер модели 25 га/скв. Рассматривался элемент карбонатного пласта с геолого-промысловыми особенностями, близкими к особенностям карбонатного пласта Фм Озерного месторождения  (табл.3.1). Фильтрационно-емкостные параметры осреднены по пустот-ному пространству (поры, каверны, трещины). Связь с законтурными областями (ВНК, ГНК) отсутствует.

Таблица 1 - Исходные данные для моделирования

Тип залежи

Массивная (подошвенные воды не активны)

Тип коллектора

Карбонатный

п/п

Параметры

Значение

Размерность

1

Глубина кровли пласта

1576

м

2

Средняя эффективная толщина пласта

40

м

3

Коэффициент пористости (осредненный по поровому пространству)

0.16

доли ед.

4

Средняя начальная нефтенасыщенность

0.77

доли ед.

5

Средняя проницаемость по простиранию

(kx=ky)

30

мкм2

6

Средняя проницаемость в вертикальном направлении  (kz)

3

мкм2

7

Коэффициент расчлененности

8

доли ед.

8

Коэффициент песчанистости

0,56

доли ед.

9

Плотность пластовой воды при стандартных условиях

1063

кг/м3

10

Объемный коэффициент воды

1,01

доли ед.

11

Вязкость воды при пластовых условиях

0,71

мПас

12

Коэффициент сжимаемость воды

-при пластовых условиях

4,6*10-5

1/МПа

13

Коэффициент сжимаемость нефти

-при пластовых условиях

-при давлении насыщения

8,9*10-5

12*10-5

1/МПа

1/МПа

14

Коэффициент сжимаемости коллектора

1*10-4

1/МПа

15

Начальная пластовая температура

30

0С

16

Глубина замера пластового давления

1576

м

17

Давление насыщения пластовой нефти газом

10,28

МПа

Свойства пластовой и дегазированной нефти

18

Плотность нефти

-при начальных условиях

-при стандартных условиях

727

831

кг/ м3

19

Газосодержание

-при давлении насыщения

-при стандартных условиях

137

0

м3/ м3

20

Объемный коэффициент нефти

-при начальных условиях

-при давлении насыщения

-при стандартных условиях

1,21

1,225

1

доли ед.

21

Коэффициент сверхсжимаемости газа

-при давлении насыщения

-при стандартных условиях

0,75

1

доли ед.

23

Вязкость газа

-при давлении насыщения

-при стандартных условиях

0,0236

0,0122

мПа*с

Зависимости пористости и проницаемости (осредненных по пустотному пространству) от внутрипорового пластового давления приведены на рис. 3.12.

Секторная модель представлена элементом симметрии площадью 500*500 м, с одной вертикальной добывающей скважиной, которую представляют 4 скважины с долей   1/4  (4*1/4) (рис. 3.20). Для учета изменения ФЕС от внутрипорового пластового давления рассмотрена секторная модель с большим количеством ячеек (п.2). В соответствии с обозначениями, принятыми при компьютерном моделировании (п.2) характеристика секторной модели следующая: NX=100; NY=100; NZ=2; DX=DY=5 м; DZ=20 м.

При решении данной задачи локальное измельчение сетки не применялось, т.к. забойное давление выше давления насыщения пластовой нефти газом.

В пакете DESKTOP_VIP имеется возможность задать зависимости пористости и проницаемости от внутрипорового пластового давления. Эта возможность реализуется при использовании процедуры COMPACT REVERSE или COMPACT (если деформации носят необратимый характер, раздел 2). В данном математическом эксперименте таблица относительного изменения пористости и проводимости соответствует данным, приведенным на рисунке 3.12.

Результаты расчетов, приведенные на рис. 3.14,  показывают, что вследствие протекания деформационных процессов удается дополнительно получить 12 тыс. м3 нефти; срок разработки на упругом режиме существенно увеличивается. Таким образом, количественно оценено влияние деформационных процессов, что необходимо учитывать в дальнейшем при обосновании рациональной технологии разработки залежи. Естественно, что при снижении пластового давления нельзя допускать необратимых изменений пористости и проницаемости, в т.ч. переуплотнения пласта (пункт 3.2.).

Рис. 12 - Зависимость относительного изменения пористости и проницаемости от внутрипорового пластового давления

Рис. 13 - Динамика накопленной добычи нефти, м3

PAGE  1


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

13752. Развитие дизайна и его значение в жизни современного общества 1.31 MB
  Развитие дизайна и его значение в жизни современного общества Формирование красивой и комфортной предметной среды всегда привлекало внимание людей. На рубеже ХIХ ХХ вв. вместе с развитием промышленного производст...
13753. Художественный образ – стиль – язык 2.33 MB
  Художественный образ – стиль – язык. У каждого времени свое лицо свой образ свои мелодии и ритмы. Когда мы видим величественные египетские пирамиды храм Василия Блаженного рассматриваем полотна Рембрандта Репина слушаем музыку Баха Моцарта Чайковского читаем...
13754. Наука и искусство. Универсальный гений эпохи Возрождения Леонардо да Винчи 1.38 MB
  Наука и искусство. Универсальный гений эпохи Возрождения Леонардо да Винчи. Наука и искусство – две области деятельности человечества на протяжении всего существования. Культуре в равной мере нужны и наука и искусство. Для того чтобы наука приносила людям пользу и рад
13755. Декоративно-прикладное искусство 2.81 MB
  Декоративноприкладное искусство Декоративноприкладное искусство сложное и многогранное явление культуры. Оно охватывает многие виды народных промыслов связанных с созданием художественных изделий имеющих практическое назначение в быту
13756. Красота Земли в искусстве (поэтический пейзаж) 2.23 MB
  Красота Земли в искусстве поэтический пейзаж А.С.Пушкин называл искусство магическим кристаллом сквозь грани которого поновому видны окружающие нас люди предметы явления привычной жизни. Во все времена живописцы композиторы и писатели отражают в своих...
13757. Музыка в быту 1.54 MB
  Музыка в быту Трудно представить жизнь современного человека без музыки. Она окружает его повсюду. Музыка звучит с экранов телевизоров с мониторов компьютеров. Она сопровождает праздники развлечения и т. п. У каждого наверняка есть своя фо...
13759. Импрессионизм. Клод Моне 1.06 MB
  Импрессионизм. Клод Моне. Имрессионизм зародился в 1860 годах во французской живописи. Э. Мане О. Ренуар Эдгард Дега внесли в искусство свежестьизображение мгновенныхкак бы случай ных движений и ситуацийфрагментарность композиций ракурсы срезы фигур.В 18701880го
13760. Массовые, общедоступные искусства. Фотография 760.5 KB
  Массовые общедоступные искусства. Фотография. Огромную популярность в XX в. приобрели виды искусства связанные с техническим прогрессом. Фотография кино телевидение продукция полиграфической промышленности книги журналы газеты стали символами времени.