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

28528. Основное преобразование алгоритма ГОСТ 28147–89 25.13 KB
  На самом верхнем находятся практические алгоритмы предназначенные для шифрования массивов данных и выработки для них имитовставки. В ГОСТе ключевая информация состоит из двух структур данных. Основной шаг криптопреобразования по своей сути является оператором определяющим преобразование 64битового блока данных. Определяет исходные данные для основного шага криптопреобразования: N преобразуемый 64битовый блок данных в ходе выполнения шага его младшая N1 и старшая N2 части обрабатываются как отдельные 32битовые целые числа без знака.
28529. Режим простая замена ГОСТ 28147–89 20.97 KB
  Зашифрование в данном режиме заключается в применении цикла 32З к блокам открытых данных расшифрование цикла 32Р к блокам зашифрованных данных. Это наиболее простой из режимов а 64битовые блоки данных обрабатываются в нем независимо друг от друга. Размер массива открытых или зашифрованных данных подвергающихся соответственно зашифрованию или расшифрованию должен быть кратен 64 битам: Tо = Tш = 64n; после выполнения операции размер полученного массива данных не изменяется. Блок данных определенной размерности в нашем случае 4бит...
28530. Режим гаммирования ГОСТ 28147–89 РГПЧ 77.46 KB
  В данных режимах шифрование информации производится побитовым сложением по модулю 2 каждого 64битного блока шифруемой информации с блоком гаммы шифра. последовательности элементов данных вырабатываемых с помощью некоторого криптографического алгоритма для получения зашифрованных открытых данных. Для наложения гаммы при зашифровании и ее снятия при расшифровании должны использоваться взаимно обратные бинарные операции например сложение и вычитание по модулю 264 для 64битовых блоков данных. Гаммирование решает обе упомянутые проблемы:...
28531. Гаммирование с обратной связью 16.05 KB
  Данный режим очень похож на режим гаммирования и отличается от него только способом выработки элементов гаммы очередной элемент гаммы вырабатывается как результат преобразования по циклу 32З предыдущего блока зашифрованных данных а для зашифрования первого блока массива данных элемент гаммы вырабатывается как результат преобразования синхропосылки по тому же циклу 32З. Как видно из соответствующего уравнения при расшифровании блока данных в режиме гаммирования с обратной связью блок открытых данных зависит от соответствующего и...
28532. Выработка имитовставки к массиву данных 15.64 KB
  Ранее мы обсудили влияние искажения шифрованных данных на соответствующие открытые данные. Мы установили что при расшифровании в режиме простой замены соответствующий блок открытых данных оказывается искаженным непредсказуемым образом а при расшифровании блока в режиме гаммирования изменения предсказуемы. Означает ли это что с точки зрения защиты от навязывания ложных данных режим гаммирования является плохим а режимы простой замены и гаммирования с обратной связью хорошими Ни в коем случае.
28533. Криптографические средства 24 KB
  Они имеют своей задачей защиту информации при передаче по линиям связи хранении на магнитных носителях а так же препятствуют вводу ложной информации имитостойкость. Основные задачи криптографии Криптографические методы защиты информации используются как самостоятельно так и в качестве вспомогательного средства для решения задач не имеющих на первый взгляд отношения к криптографии. Интересы криптографии сосредоточены на двух задачах: обеспечение конфиденциальности при хранении и передаче информации когда никто кроме владельца...
28534. Характер криптографической деятельности 68.5 KB
  Вместе с тем большую если не центральную роль в защите информации играет ранее сверх засекреченная область деятельности криптография. Криптография в переводе с греческого означает тайнопись как систему изменения правил написания текстов с целью сделать эти тексты непонятными для непосвященных лиц не путать с тайнописью основанной на сокрытии самого факта написания текста например симпатическими чернилами и т. Шифровались религиозные тексты прорицания жрецов медицинские рецепты использовалась криптография и в государственной сфере....
28535. Защита данных с помощью шифрования 44.5 KB
  Защита данных с помощью шифрования одно из возможных решений проблемы безопасности. Зашифрованные данные становятся доступными только тем кто знает как их расшифровать и поэтому похищение зашифрованных данных абсолютно бессмысленно для несанкционированных пользователей. Основные направления использования криптографических методов передача конфиденциальной информации по каналам связи например электронная почта установление подлинности передаваемых сообщений хранение информации документов баз данных на носителях в...
28536. Требования к криптосистемам 29 KB
  Независимо от способа реализации для современных криптографических систем защиты информации сформулированы следующие общепринятые требования: стойкость шифра противостоять криптоанализу должна быть такой чтобы вскрытие его могло быть осуществлено только решением задачи полного перебора ключей и должно либо выходить за пределы возможностей современных компьютеров с учетом возможности организации сетевых вычислений или требовать создания использования дорогих вычислительных систем; криптостойкость обеспечивается не секретностью...