Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых

Повышение эффективности
разработки трудноизвлекаемых
запасов
при учете комплексного влияния
механизмов извлечения
углеводородов и протекающих
физических процессов
Профессор Михайлов Николай Нилович
доцент Бравичев Кирилл Арсеньевич
(ООО «АНОКО )
Цель НИР
Комплексное исследование механизмов
фильтрации и образования остаточной
нефти для создания новых технологий
повышения нефтеотдачи
трудноизвлекаемых запасов с учетом
техногенных изменений в добывающей
системе
Методы, технологии
Физическое и математическое
моделирование механизмов
извлечения углеводородов
технологии разработки,
направленных на
оптимальное
использование природной
энергии
Гидродинамические,
капиллярные,
гравитационные, упругие
силы и др.
технологий разработки,
направленных на
доизвлечение капиллярнозащемленной остаточной
нефти при обосновании
соотношения капиллярных и
напорных сил
Общие механизмы поражения пласта
(снижения ФЕС)
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Несовместимость флюидов, породы и флюида
(формирование эмульсий, разбухание глин и т.д.)
Изменение эффективного напряжения
Мелкодисперсная миграция
(Проникновение и перенос мелких частиц)
Захват и блокирование фаз
(блокировка воды, нефти)
Адсорбция и изменение смачиваемости
Биологическая активность
(бактерии, заиливание)
Поражение пласта возникает на всех этапах разработки месторождения. В промысловой
практике считается, что источники поражения локализуются лишь в околоскважинной зоне,
однако в процессе нагнетания и при добыче нефти изменение проницаемости происходит
и в межскважинном пространстве в масштабах всего пласта.
4
5
Типичная зависимость проницаемости от времени
(при разных механизмах поражения)
k (t τ )
*
k*
1
или
*
k (V V∞ )
k t = k∞ + (k0 − k∞ ) exp(−t / τ )
k∞*
τ
кt
k =
*
к0
1−
−
к∞
к∞
к0
к0
t
0 ≤ t ≤1
τ
0 ≤ k* ≤ 1
6
Анализ изменения дебита по промысловым данным
2
Давление нагнетания, атм.
Приемистость скв. 503
3
Productivity decline
60
Liquid production rate,
m3/day
Приемистость, м3/сут
1
3
Дебит жидкости
50
Время, сут
1. Безглинистый неуплотненный песчаник,
к=1067 мД, Соленная вода, Рпл=сonst,
Мексиканский залив (M. Sharma, 2000)
2. Вода с примесями 0.2 мг/л, Fфп=6.5 м2
ГРП Time, day
Бавлы (Г.Ф. Требин)
3. Глинистый пласт, К=10 мД,
Сибирь
(М. В. Чирков, 2008)
Кинетика проницаемости обуславливает снижение продуктивности и
приемистости при постоянном значении депрессии
40
30
20
ГКО
3
10
0
0
100
200
300
400
500
600
700
7
Применение методики учета кинетики
поражения
Снижение продуктивности
75
Дебит жидкости, м3/сут
______
70
Замеры
65
60
q = qо*e-0.0006x
55
50
45
40
35
30
0
200
400
600
800
1000
1200
Время, сут
8
39
Применение методики для расчета
показателей разработки для элемента
9
Деформационные процессы
(лабораторные исследования
на образцах керна)
1, 2 – чистые песчаники; 3,4 – глинистые
песчаники
Зависимость k/k0 от внутрипорового
давления
Зависимость k/k0 от эффективного
давления, скв. № 8, образец 222,
месторождения Тенгиз
Лабораторные исследования на образцах керна из
месторождения Мексиканского залива
Результаты гидродинамических исследований
скважин
3
Дебит жидкости, м /сут
0
2
4
6
8
10
12
14
0
Депрессия, МПа
2
4
\
6
8
PНАС=6 МПа
10
Индикаторные диаграммы скважин пласта ВК1 Каменной
площади Красноленинского месторождения:
- факт по скв. № 1005;
- факт по скв. № 1003
Аппроксимация зависимости проницаемости от
эффективного давления
⎡α
⎤
k = k 0 exp ⎢ 0 (1 − exp(η ( p0 − p )))⎥
⎣η
⎦
(1)
где k0 – проницаемость системы при начальном пластовом давлении;
α 0 – коэффициент изменения проницаемости при начальном пластовом давлении,
1/МПа;
η – коэффициент необратимого изменения проницаемости, 1/МПа.
Относитеольное изменение
проницаемости, k /k 0
1
Результат аппроксимации предложенной
зависимостью (1) экспериментальных
исследований:
0.75
- эксперимент скв. №290 (Хасси-Мессауд);
0.5
0.25
0
0
10
20
30
40
Внутрипоровое давление, МПа
50
60
- эксперимент скв. №8 (Тенгиз);
- аппроксимация зависимостью (1)
с параметрами α=0.0039, η=0.151;
- аппроксимация зависимостью (1)
с параметрами α=0.0003, η=0.443
Результаты моделирования
Относительное снижение
проницаемости, k /k 0
1
1
0.8
α0 =0.008 МПа-1
η=0.55 МПа-1
0.6
Зависимости проницаемости от пластового давления для
пласта ВК1 Ем-Ёговской площади Красноленинского
месторождения
(1)
и
пласта
Фм
Озерного
месторождения (2)
2
α0=0.012 МПа-1
η=0.46 МПа-1
0.4
0.2
0
Накопленная добыча жидкости, тыс.м
3
5
7
9
11
13
Давление, МПа
15
17
12
Сопоставление расчётной и фактической накопленной
добычи жидкости по скважине 520 Ем-Еговского
месторождения:
10
8
6
4
2
0
0
50
100
150
200
Время, дни
250
300
350
400
- фактическая динамика наколенной добычи
жидкости по скв. № 520,
- расчетная динамика наколенной добычи
жидкости
с
использованием,
зависимости
СургутНИПИнефть,
- расчетная динамика наколенной добычи
жидкости
с
использованием
«двойной»
экспоненциальной зависимости
Результаты моделирования
120
20
18
100
80
12
60
10
8
40
6
4
Результаты воспроизведения индикаторной кривой:
3
Давление, МПа
14
Дебит жидкости, м /сут
16
- забойное давление;
- пластовое давление;
- дебит жидкости
20
2
0
0
0
3
6
Забойное давление
9
Время, сут
12
Пластовое давление
15
Дебит жидкости
3
Дебит жидкости, м /сут
0
10
20
Забойное давление, МПа
15
7
50
60
- фактические данные,
- расчетные данные с использованием зависимости
(1) и модифицированных ОФП,
13
9
40
Расчетные и фактическая индикаторные диаграммы скв.
№39 пласта Фм:
17
11
30
Давление насыщения - 10.2 МПа
- расчетные данные при Рзаб<Pнас при начальных
ОФП
Динамика показателей разработки Талинской
площади Красноленинского месторождения
(расчетный участок)
ОБЛАСТИ И ГРАНИЦЫ ПРИМЕНИМОСТИ МОДЕЛЕЙ ДВОЙНОЙ И
ОДИНАРНОЙ ПОРИСТОСТИ
Относительное изменение КИН в высокопроницаемых
и низкопроницаемых карбонатных коллекторов при реализации
жестководонапорного режима
(матрица смешанного типа, Ркап=1 атм, размер блоков равен 5 м)
Параметр
Относительный КИН, д.е.
kт, мД
500
100
50
35
30
mт, %
1
1
1
2
1
0.5
0.7424
0.8154
0.871
0,95
1
0.99
0.99
mм=5 %
3.3
kм, мД
0.2
0.94
1
2.7
14.5
0.99
0.99
5
0.8182
0.8615
0.9032
0.95
0.6364
0.7077
0.7581
0,85
0.99
0.5
1
2.7
mм=10 %
3.3
5
0,95
0.8182
0.7692
0.8065
Модели
двойной пористости
0.85
Поровые
модели
РГУ нефти и газа им.
им.И.М.Губкина,
Губкина, 2009
Технология – управляемый
упругий режим – модификация
циклического заводнения
1. Может применяться с начала заводнения
2. Полуцикл закачки (1-3 мес.): сжатие пласта,
капиллярно-гравитационная пропитка,
снижение эффективного давления в пласте,
снижение газонасыщенности в
околоскважинной зоне и др.
3. Полуцикл добычи (9-11 мес.): активизация
обмена нефтью между низкопроницаемыми и
высокопроницаемыми областями,
увеличение дебита скважин по нефти,
снижение обводненности продукции.
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ РЕЗКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ
Общий вид расчетного участка (куб нефтенасыщенности)
на участке расположено 43 добывающих скважины и 17
нагнетательных
РГУ нефти и газа им.
им.И.М.Губкина,
Губкина, 2008
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ РЕЗКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ
Локализация суперколлектора в модели расчетного участка
коллектор повышенной проводимости выделен в отдельный регион для
которого заданы иные функции ОФП (след. слайд)
РГУ нефти и газа им.
им.И.М.Губкина,
Губкина, 2008
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ РЕЗКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ
диапазоны фильтрационно-емкостных свойств рассмотренного участка
РГУ нефти и газа им.
им.И.М.Губкина,
Губкина, 2008
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ РЕЗКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ
РГУ нефти и газа им.
им.И.М.Губкина,
Губкина, 2008
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ РЕЗКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ
РГУ нефти и газа им.
им.И.М.Губкина,
Губкина, 2008
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ РЕЗКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ
РГУ нефти и газа им.
им.И.М.Губкина,
Губкина, 2008
Оценка эффективности
управляемого упругого режима
1. Существенно большей эффективностью обладает
управляемый упругий режим (цикл добычи – 11 мес., цикл
нагнетания 1 мес.) увеличение ЧДД=11 млн. руб. на 47 доб. скв.
2. Проведена оценка рыночного потенциала.
3. Подана заявка на патент.
4. Разработано ТЗ на ОКР по разработке технологии.
Механизм вытеснения остаточной нефти в
зависимости от соотношения
гидродинамических и капиллярных
градиентов
Доизвлечение капиллярнозащемленной остаточной нефти.
Скорость фильтрации воды, мм3/сек
Доизвлечение капиллярнозащемленной остаточной нефти.
Скорость фильтрации воды, мм3/сек
Исследование взаимосвязи остаточной нефти с нарушением
системы расстановки скважин. Пятиточечная схема
а)
б)
а) схема без нарушений
Кно средний 21,83%
б) закрыта
нагнетательная
скважина
Кно средний 23,51%
в)
г)
в) закрыта добывающая
скважина
Кно средний 23,63%
г) закрыты две
добывающие скважины
Кно средний 24,65%
Научно-методические основы технологии доизвлечения
остаточной нефти.
1. Даны критерии и обоснована методика
технологической структуризации остаточной нефти.
2. Развиты представления об условно – подвижной
остаточной нефтенасыщенности – определен порог
подвижности, создана динамическая модель, определены
условия полного вытеснения.
3. Предложены методы моделирования распределения
остаточной нефти.
4. Установлена взаимосвязь между значениями
остаточной нефтенасыщенности и технологиями добычи.
Основные результаты НИР
•
•
•
•
•
•
•
•
Зависимости изменения фильтрационно-емкостных и
физических свойств пластовой системы от изменения
эффективного давления
Зависимости влияния физических свойств системы на
формирование остаточной нефти
Физические модели процесса вытеснения нефти водой.
Методика моделирования разработки пластов с
трудноизвлекаемыми запасами;
Методы моделирования разработки пластов с анизотропным
коллектором, системами горизонтальных скважин
Математические модели, учитывающая техногенные изменения
пластовой системы
Гидродинамические методы моделирования распределения
остаточной нефти.
Научные основы новой технологии нестационарного
заводнения- управляемый упругий режим.
Выполненные индикаторы
Число завершенных проектов научноисследовательских работ по Программе,
перешедших в стадию опытно-конструкторских работ
с целью разработки конкурентоспособных технологий
для последующей коммерциализации – 1.
Число публикаций в ведущих научных журналах,
содержащих результаты интеллектуальной
деятельности, полученные в рамках выполнения
НИР– 5.
Число патентов на результаты интеллектуальной
деятельности, полученные в рамках выполнения
НИР– 1.