Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М. Губкина Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений На правах рукописи Афанаскин Иван Владимирович Вторичное переформирование заводненных нефтяных залежей на примере залежи пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения Ставропольского края 13050.06 – Моделирование разработки нефтяных месторождений Магистерская диссертация на соискание степени магистра техники и технологии Зав. кафедрой д.т.н., проф. Мищенко И.Т. Научный руководитель д.т.н., проф. Жданов С.А. Научный консультант д.т.н. Симкин Э.М. Магистрант Афанаскин И.В. Москва, 2010 г. 2 В работе изложены принципы естественного и искусственного вторичного переформирования заводненных залежей нефти. Рассмотрены методические аспекты моделирования искусственного вторичного переформирования заводненных залежей нефти (сочетание гидравлического разрыва пласта, закачки растворителя в продуктивный пласт и виброволнового воздействия на пласт, как с земной поверхности, так и с забоя скважины). Изучено влияние капиллярных сил на полноту извлечения нефти из пластов, как главный фактор естественного вторичного переформирования нефтяных залежей. Дан краткий анализ разработки Нефтекумского нефтяного месторождения в общем и анализ работы скважин № 27 и № 38, в зоне влияния которых залежь пласта IX1+2 Нефтекумского нефтяного месторождения подверглась естественному вторичному переформированию. На секторных моделях вышеупомянутого месторождения изучена возможность естественного вторичного переформирования залежи нефтяного пласта в условиях латерального, вертикального и латерально-вертикального заводнения при различных коэффициентах вертикальной анизотропии проницаемости и наличии либо отсутствии заколонных перетоков. Рассмотрено влияние трещин гидроразрыва пласта на вторичное переформирование нефтяных залежей и на прирост коэффициента извлечения нефти в результате вторичного переформирования на секторных моделях пласта IX1+2 Нефтекумского нефтяного месторождения при условии проведения гидроразрыва в различные моменты времени (перед началом основной добычи, после окончания основной добычи непосредственно перед началом вторичного переформирования и перед началом вторичной добычи после вторичного переформирования) при ориентации трещины гидроразрыва параллельно и перпендикулярно главной линии тока. 3 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………………… 5 ГЛАВА 1 ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ВТОРИЧНОГО ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ОБОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ)…………………………………………………………............. 7 1.1 Формы залегания остаточной нефти в обводненном пласте…………………… 7 1.2 Постановка проблемы вторичного переформирования нефтяных залежей…... 10 1.3 Возможные пути решения проблемы вторичного переформирования нефтяных залежей……………………………………………………………….... 12 1.4 Существующие модели ГРП……………………………………………………... 17 1.5 Механизм смешивающегося вытеснения нефти растворителями…………….. 25 1.6 Виброволновое воздействие на нефтяные пласты……………………………… 30 ГЛАВА 2 ПРИНЦИПЫ ЕСТЕСТВЕННОГО ВТОРИЧНОГО ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ……................. 2.1 2.2 38 Влияние капиллярных и гравитационных сил на процессы фильтрации флюидов в продуктивных пластах……………………………………………….. 38 Механизм капиллярной пропитки в реальных пластах…………………………. 44 ГЛАВА 3 КОНЦЕПЦИЯ ИСКУССТВЕННОГО ВТОРИЧНОГО ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ЗАВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ…………………. 3.1 Основные положения технологии искусственного вторичного переформирования заводненных нефтяных залежей…………………………… 3.2 51 51 Моделирование разработки нефтяного пласта с трещинами ГРП при помощи ЦФМ………………………………………………………………………………... 52 Моделирование смешивающегося вытеснения при помощи ЦФМ………….… 56 3.3.1 Использование модели растворителя………………………………………….… 56 3.3.2 Модель параметра смешиваемости Тодда-Лонгстаффа………………………… 57 3.3.3 Модель относительной проницаемости…………………………………………. 59 3.3.4 Эффект водонасыщенности…………………………………………………….… 63 3.3.5 PVT модель………………………………………………………………………… 64 3.3.6 Выбор параметра смешиваемости………………………………………………... 68 3.3.7 Зависимость смешиваемости от давления………………………………………. 69 3.3 3.4 Моделирование виброволнового воздействие на нефтегазовые пласты…….… 70 3.4.1 Изменение фазовых проницаемостей среды…………………………………….. 70 3.4.2 Изменения капиллярного давления………………………………………………. 79 4 3.4.3 Внутрипластовое разгазирование нефти и снижение водонасыщенности пласта………………………………………………………………………………. 80 ГЛАВА 4 АНАЛИЗ И МОДЕЛИРОВАНИЕ ЕСТЕСТВЕННОГО ВТОРИЧНОГО ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА СЕКТОРНЫХ МОДЕЛЯХ НЕФТЕКУМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ…………….... 4.1 Геолого-физические характеристики пласта IX1+2 Нефтекумского нефтяного месторождения……………………………………………………………………. 4.2 84 84 Краткий анализ текущего состояния разработки Нефтекумского месторождения……………………………………………………………………. 95 4.2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации в целом по месторождению…………………………………………………………………… 95 4.2.2 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации по пласту IX1+2 Нефтекумкого месторождения……………………………………………... 99 4.2.3 Характеристики отборов нефти и воды………………………………………….. 100 4.3 Анализ работы скважин, вблизи которых залежь подверглась естественному вторичному переформированию…………………………………………………. 105 4.3.1 Анализ работы скважины № 27………………………………………………….. 105 4.3.2 Анализ работы скважины № 38………………………………………………….. 112 4.4 Моделирование естественного вторичного переформирования участка нефтяной залежи после отключения добывающих скважин по достижению предельной обводненностии……………………………………………………... 4.5 119 Изучение влияния трещин ГРП на естественное переформирование заводненных нефтяных залежей с помощью цифровых фильтрационных моделей……………………………………………………………………………... 133 ВЫВОДЫ…………………………………………………………………………………... 138 БИБЛИОГРАФИЯ………………………………………………………………………… 142 5 ВВЕДЕНИЕ Запасы большинства нефтяных месторождений России в значительной мере выработаны, в основном с применением заводнения. Достигнутая при этом нефтеотдача редко превышает 30-40% начальных запасов нефти. В итоге, накопление остаточных запасов нефти в обводненных пластах во многих нефтедобывающих регионах страны идет весьма быстрыми темпами. Накопленный опыт применения и опробования известных методов повышения нефтеотдачи пластов технологической и в ряде (или) случаев свидетельствует экономической об эффективности их недостаточной из-за значительной выработанности (низкой текущей нефтенасыщенности) объектов, истощения пластовой энергии, высокой обводненности пластов, наличия свободного газа в пластах, существенной неоднородности коллекторов, наличия блоков и линз, в различной мере изолированных тектонически или литологически, нехватки и дороговизны материалов, реагентов, оборудования, высокой себестоимости добываемой нефти. В этой связи проблема извлечения из обводненных пластов остаточной нефти требует изучения состояния длительно разрабатываемых залежей, установления характера распределения текущей насыщенности горных пород нефтью, водой и газом, определения основных факторов, влияющих на эффективность извлечения нефти, совершенствования методов воздействия на выработанные пласты для повышения их нефтеотдачи. Поэтому актуальной является проблема естественно и искусственного вторичного переформирования заводненных нефтяных залежей. В процессе образования залежи нефти происходит формирование поля нефтенасыщенности под действием множества различных физико-химических сил в течение длительного времени. Затем, после того, как нефтяной пласт вскрыт добывающими скважинами и запущен процесс добычи нефти, в течение всего времени разработки происходит первичное переформирование залежи. В результате добычи нефти с закачкой воды в добывающие скважины с целью поддержания пластового давления добывающие скважины обводняются и выбывают из эксплуатации, а залежь заводняется, причем неравномерно как по мощности, так и по площади. В дальнейшем, после отключения всех добывающих скважин, начинается процесс вторичного переформирования залежи, обусловленный в первую очередь капиллярными и гравитационными силами. Процесс естественного вторичного переформирования нефтяной залежи может занимать от нескольких лет до нескольких десятков, а в некоторых случаях и нескольких сотен лет. Процесс естественного вторичного переформирования можно ускорить при помощи внешнего воздействия. Такой техногенно ускоренный процесс был назван искусственным вторичным переформированием 6 нефтяной залежи. Данная работа посвящена проблемам изучения процессов естественного и искусственного вторичного переформирования заводненных залежей нефти на примере Нефтекумского месторождения. Типичным примером наличия изложенных выше проблем могут служить геологотехгнологические особенности разработки Нефтекумского нефтяного месторождения. Нефтекумское нефтяное месторождение расположено в Ставропольском крае. Промышленная нефтеносность установлена на пластах IXa и IX1+2. Пласт IXa не разрабатывался. Пласт IX1+2 разрабатывается с 1969 г. Залежь массивная, с активной подошвенной водой, коллектор принадлежит к поровому типу. За всю историю разработки в эксплуатации перебывало 12 скважин. ППД не ведется. В 1995 г. по причине прорыва трубопровода эксплуатация скважин была приостановлена и возобновилась только в 2001 г. После повторного запуска скважин дебиты нефти резко возросли, что позволило сделать вывод о естественном вторичном переформировании обводненного нефтяного пласта за 6 лет простоя скважин. Таким образом, данный объект подходит для изучения особенностей естественного и искусственного вторичного переформирования заводненных нефтяных залежей. Данные о геолого-технологических особенностях разработки Нефтекумского нефтяного месторождения являются коммерческой тайной ОАО «НК «Роснефть» Ставропольнефтегаз». Поэтому вышеупомянутые данные, использованные в данной работе, изменены путем введения коэффициентов, на которые умножаются либо делятся фактические данные, с целью соблюдения федерального закона № 149-ФЗ «Об информации, информатизации и защите информации» от 20 февраля 1995 г. и защиты коммерческой тайны ОАО «НК «Роснефть» Ставропольнефтегаз». 7 ГЛАВА 1 ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ВТОРИЧНОГО ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ) 1.1 Формы залегания остаточной нефти в обводненном пласте Форма и распределение остаточных запасов нефти в залежи после окончания процесса разработки с применением заводнения определяются комплексом естественных (природных) и искусстных (технологических) факторов. В работе [25] было выделено 6 наиболее характерных форм залегания остаточной нефти в пласте после обводнения, изображенных на рис. 1.1 Рисунок 1.1 Формы залегания остаточной нефти в обводненном пласте. Этими формами являются: А – рассеянная нефть в гидрофильном и гидрофобном пластах. Рассеянная нефть – это жидкие углеводороды, находящиеся в виде отдельных капель в порах и пленках на зернах скелета породы. Эта нефть полностью окружена водой, газом и др. Размеры частиц рассеянной нефти сравнимы с размерами поровых каналов, и величина насыщенности ею пласта меньше предела границы подвижности (т.е. фазовая проницаемость равна нулю). При вытеснении нефти водой такая остаточная нефтенасыщенность в промытых зонах обычно в пределах 0,15-0,20. Б – скопления капиллярно-удерживаемой нефти на поверхности контактов. В случае проявления режима растворенного газа остаточная нефтенасыщенность при равной или близкой к нулю относительной проницаемости для нефти может достигать величины 8 0,7. Именно это условие имеется обычно в виду, когда говорят об остаточной или капиллярно-удерживаемой нефти. Максимальные размеры таких “элементарных” скоплений нефти могут достигать нескольких миллиметров. Скопления капиллярноудерживаемой нефти обусловлены концевыми эффектами и неоднородностью. К категории капиллярно-удерживаемой нефти следует, кроме рассеянной, относить отдельные более крупные скопления, образующиеся в неоднородной среде в результате капиллярных концевых эффектов. Характерные размеры таких скоплений могут составлять от десятков сантиметров до нескольких метров при нефтенасыщенности внутри них близкой к первоначальной. В - целики в малопроницаемых линзах и блоках трещиновато-пористых коллекторов. Такие целики образуются в результате недостаточно эффективного вытеснения. Они могут быть различных размеров. Кроме того, может быть различной и их нефтенасыщенность. В качестве примера может служить остаточная нефть в блоках трещиновато-пористой среды. Система трещин может быть хорошо промыта водой, но извлечение нефти из блоков методом капиллярной пропитки происходит слишком медленно, и к моменту практически полного обводнения скважин (прекращения эксплуатации) в блоках остается еще много нефти. Г - целики, образованные из-за неустойчивости фронта вытеснения, вызванной неполнотой охвата заводнением сравнительно однородного коллектора за счет вязкостной или гравитационной неустойчивости. Они носят лентообразный характер и могут иметь большую протяженность в направлении вытеснения (десятки и сотни метров) и небольшую ширину (десятки сантиметров, метры). Д - невыработанные малопроницаемые прослои и линзы. Скопление остаточной нефти в малопроницаемых прослоях, зонах, линзах обусловлено проявлением начального градиента давления при фильтрации нефти или недостаточным временем вытеснения. Эти целики могут иметь большие размеры, а иногда представляют собой целые невыработанные пропластки или участки. Е - целики, образовавшиеся в результате стягивания фронтов вытеснения. К целикам, размеры которых в плане сравнимы с расстоянием между скважинами, относят участки пласта, оставшиеся невыработанными в результате проявления вязкопластичных свойств нефти. Их размеры, а так же размеры целиков, оставшихся вблизи зон выклинивания пласта в так называемых тупиковых зонах, связаны с расстановкой скважин и системой разработки. Можно предположить, что состояние нефтяной фазы в пласте, заполненном водой, на рис. 1.1 является лишь некоторой моментальной фотографией одного из прошлых 9 этапов формирования нефтяной залежи, и, следовательно, после окончания разработки нефтяных месторождений будет происходить естественная ресегрегация нефти и воды и остаточная нефть будет снова аккумулироваться в имеющихся ловушках, образуя вторичные нефтяные залежи [25]. Однако окончательные сроки такой ресегрегации совершенно не ясны, и по мнению некоторых исследователей в естественном процессе для этого требуются геологические времена; другие не менее компетентные ученые оценивают срок окончательного формирования более оптимистически - десятками лет. Систематических промысловых наблюдений за изменениями нефтенасыщенности после окончания разработки, многочисленные, часто насколько мне известно, противоречивые не проводилось. наблюдения Имеются перераспределения нефтенасыщенности в купольных зонах обводненных месторождений, эксплуатация которых прекращалась в силу различных причин. Например, в 1941-1942 гг., когда в результате военных действий на территории Советского Союза возникла угроза оккупации фашистами Грозненского нефтяного района, большая часть скважин была остановлена и законсервирована. Через пять лет эти скважины были расконсервированы и введены в эксплуатацию с существенно более низкой обводненностью, чем до войны. На некоторых промыслах Западного Техаса, которые быстро выработались из-за слишком большой проницаемости (3-4 мкм2) сразу за фронтом закачки были взяты керны, которые показали 20% насыщенности остаточной нефтью, однако 20 лет спустя в кернах, отобранных на тех же участках, насыщенность оказалась равной лишь 5%. Это объяснялось тем, что 15% нефти естественным путем мигрировало обратно в выработанные продуктивные зоны. 10 1.2 Постановка проблемы вторичного переформирования нефтяных залежей Современная нефтедобывающая промышленность характеризуется превалирующим применением метода воздействия на пласты при помощи нагнетания воды. Именно это обстоятельство, наряду с открытием крупных нефтяных месторождений, в первую очередь, обеспечило поразительно быстрое развитие добычи нефти в бывшем Советском Союзе, которая за последние три десятилетия перед его распадом увеличилась почти в 20 раз. Использование этого метода с одной стороны позволяет осуществлять интенсивную разработку нефтяных месторождений с высокими темпами отборов нефти. Однако при этом, с другой стороны, после завершения разработки нефтяного месторождения, когда обводненность эксплуатационных скважин достигает 98%, более половины запасов нефти все еще остается в недрах. Это означает, что уже сейчас ежегодно "в тираж" выходят месторождения с остаточными запасами нефти более 0,5 млрд.т. [25] и такие запасы только в масштабах России исчисляются миллиардами тонн. Аналогичное положение и в США, где оцененные запасы нефти, оставшейся в пластах-коллекторах после их основной разработки, составляют сотни миллиардов баррелей. Необходимо подчеркнуть, что это гигантские запасы нефти, территориально находящиеся в старых обустроенных нефтяных районах. Для того чтобы понять, каким образом эту остаточную нефть можно извлечь из обводненного пласта, обратимся к процессам образования нефтяных залежей. Известно, что современные нефтяные месторождения образовались преимущественно в результате аккумуляции в ловушках мигрирующей нефти. При этом объем пластов, занимаемый современными залежами нефти, первоначально был полностью водонасыщенным и гидрофильным. Следовательно, в период формирования нефтяных залежей происходило вытеснение воды нефтью. Причем образование нефтяных залежей в структурных ловушках, по-видимому, происходило в результате однократного замещения объема воды нефтью, и нефтенасыщенность неоднородного по свойствам объема залежей или водоотдача при вытеснении воды нефтью при этом достигала 90-94%. Даже из наименее пористых и проницаемых слоев пласта нефть вытеснила более 70-80% воды. Для сравнения необходимо заметить, что в процессе разработки нефтяных месторождений нефтеотдача даже в наилучших физико-геологических условиях не превышает 60-65% при условии многократной промывки водой объема залежи. Чем же объясняется такая высокая эффективность вытеснения из гидрофильных неоднороднослоистых пластов воды нефтью и меньшая эффективность вытеснения нефти водой? 11 Почему капиллярные силы не воспрепятствовали гравитационным силам в формировании единых нефтяных залежей в сильно неоднородных и расчлененных пластах? Повидимому, только в условиях нейтрализации или многократного нарушения равновесия капиллярных сил могло происходить заполнение нефтью объема залежей в полном соответствии с проявлением сил гравитации [25]. Нейтрализация или нарушение равновесия поверхностно-молекулярных сил в процессе формирования нефтяных залежей могли обусловливаться различного рода механическими колебаниями пласта, изменениями электрических и магнитных полей и изменениями структуры пористой среды. 12 1.3 Возможные пути решения проблемы вторичного переформирования нефтяных залежей При анализе состояния двухфазной системы для условий естественной сегрегации фаз после окончания разработки можно полагать, что распределение фаз соответствует конечной фазе некоторого динамического процесса сегрегации. Если этот процесс происходит в замкнутом объеме и фазы несжимаемы, то он описывается уравнениями динамики сегрегации Швидлера - Леви [31] x 1 kk s p k 1 s s 1 к 1 0 , 1 . 1 m x k s t 1 2 где k - абсолютная проницаемость, s - насыщенность фазой 1; которая считается несмачивающей; k i s , i и i - относительная фазовая проницаемость, вязкость и объемный вес i -ой фазы; p к - капиллярное давление; 2 1 ; 0 2 1 ; ось Х направлена вертикально вверх. Поскольку при t насыщенность s от времени не зависит, скорость фаз 1.1 стремится к нулю уравнение принимает вид уравнения для статического распределения dp к ds k 1 s k 2 s 0 . 1 . 2 ds dx Вводя функцию Леверетта для капиллярного давления J s и новую независимую переменную x H (где H - мощность пласта) из 1.2 можно получить следующее уравнение, более удобное для анализа k 1 s k 2 s J | s ds C 0 , 1 . 3 d где параметр C определяется равенством C H k cos m . Легко заметить, что C 0 , если смачивающая фаза, например вода, тежелее несмачивающей нефти, т.е. пласт “гидрофилен” и C 0 в случае гидрофобного пласта. В условиях многофазной фильтрации основными силами, действующими на каждую из фаз, являются поверхностные, вязкостные, гравитационные и упругие. Поверхностные или капиллярные силы создают на границе жидких фаз в пористой среде (менисках) давление около 0,01-0,3 МПа. Направления действия и величины 13 поверхностных сил определяются преимущественной смачиваемостью породы одной из насыщающих фаз и микронеодностью пористой среды. Поэтому смачиваемость и микронеоднородность среды - важнейшие характеристики, влияющие на количество, распределение и условия перемещения фаз. Вязкостные силы, или силы гидродинамического сопротивления, пропорциональны вязкости и скорости фильтрации. В очень медленных процессах фильтрации их влияние незначительно. Однако возможные отклонения от закона Дарси при малых скоростях фильтрации, т.е. существование начального градиента давления для фильтрации, может значительно увеличивать силы сопротивления движению. Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент давления, численно равный разности плотностей фаз. Величина этого градиента составляет 0,1-10 мПа/м. Его действие приводит к всплыванию, например, нефти в воде или газа в нефти. Перераспределение фаз за счет упругих сил также может играть определенную роль в перемещении остаточной нефти, однако основным в этом процессе является взаимодействие поверхностных и гравитационных сил. На основе решения уравнений Швидлера-Леви в одномерной постановке Э.М. Симкиным совместно с В.Е. Валюшиным приводились компьютерные исследования влияния абсолютной проницаемости, капиллярного давления, фазовых проницаемостей и вязкости нефти на динамическую и статическую гравитационную фильтрацию нефти и воды. Влияние абсолютной проницаемости. Для компьютерной оценки влияния абсолютной проницаемости на гравитационную фильтрацию нефти и воды проницаемость пласта в [25] варьировалась от 0,01 до 1 мкм2. При этом принималось, что начальная нефтенасыщенность s 0 0,5 , межфазное натяжение =2*10-2 Дж/м2, вязкость нефти H =2 мПа*с, разность плотностей воды и нефти =340 кг/м3, толщина пласта H =15 м, пористость m =0,25. Некоторые из полученных результатов, характеризующих изменения нефтенасыщенности по мощности пласта в статическом равновесии, показаны на рис. 1.2. Кривая 5 характеризует стационарное изменение нефтенасыщенности по толщине пласта проницаемостью 0,01 мкм2 через 100 мес. После окончания разработки. Кривая 4 отражает стационарное изменение нефтенасыщенности по толщин6е пласта с увеличением абсолютной проницаемости в 100 раз через 3 мес. После окончания разработки. Как видно из сравнения этих кривых, в пласте с более высокой проницаемостью естественное гравитационное разделение может идти весьма эффективно. Например в нижней части пласта ( 0,2 ) в условиях естественного 14 гравитационного разделения нефтенасыщенность в пласте с проницаемостью 0,01 мкм2 через 100 мес. Составляет 0,62, а в пласте проницаемостью 1 мкм2 через 3 мес. – 0,82. Соответственно в верхней части пласта ( 0,7 ) в условиях естественного гравитационного разделения нефтенасыщенность в пласте проницаемостью 0,01 мкм2 через 100 мес. Составляет 0,58, а в пласте проницаемостью 1 мкм2 уже через 3 мес. – 0,8. При этом статическое равновесие системы в пласте проницаемостью 1 мкм2 достигается в 33 раза быстрее, чем в пласте проницаемостью 0,01 мкм2 (100 мес. и 3 мес.). Таким образом, увеличение абсолютной проницаемости пласта приводит к увеличению нефтеотдачи при непродолжительной остановке добычи из пласта. Рисунок 1.2 Гравитационная фильтрация при изменениях абсолютной проницаемости и функции капиллярного давления: 1- J s 0,9s 0.2 0,35 ; 2- J s 0,4s 1 ; 32 J s 0,560,7 s 0,24 ; 4- k =1 мкм2; 5- k =0,01 мкм2. 2 Влияние вязкости нефти. Расчеты показывают [25], что качественная сторона процесса сегрегации с изменениями вязкости более или менее сохраняется, т.е. кривые нефтенасыщенности s , в статическом равновесии к моменту перераспределения фаз совпадают независимо от вязкости нефти. Однако количественные отличия в масштабе реального времени весьма значительные. При H 100 мПа*с статическое равновесие достигается через 50 мес., тогда как при снижении вязкости в 20 раз перераспределение фаз происходит уже через 3 мес., т.е. в 16 раз быстрее. 15 Таким образом, снижение вязкости не влияет на стационарное распределение нефтенасыщенности, но приводит к существенному ускорению процесса перераспределения фаз. Влияние капиллярного давления. При фиксированных значениях межфазного натяжения, абсолютной проницаемости и пористости пласта изменение функции Леверетта J s фактически означает изменение капиллярного давления. Стационарные распределения нефтенасыщенности пласта показанные на кривых 1 и 2 рис. 1.2 [25]. Как видно из рисунка, уменьшение капиллярного давления приводит к усилению процесса гравитационной фильтрации. Действительно, при относительной высоте пласта, например 0,5, нефтенасыщенность, соответствующая более высокому капиллярному давлению (кривая 2), равна 0,55, а соответствующая более низкому капиллярному давлению (кривая 1), равна 0,79. Иначе говоря, снижение капиллярного давления приводит к увеличению нефтенасыщенности в верхней части пласта и водонасыщенности в нижней. Проявление естественных процессов аккумуляции указывает, по крайней мере принципиально, на возможность создания таких методов воздействия на пласт, которые ускорили бы естественный процесс вторичной аккумуляции остаточных запасов. В результате применения таких методов может стать возможной повторная разработка залежей спустя сравнительно небольшие сроки. Идея создания технологии искусственного переформирования залежи после ее разработки и первая попытка исследовательских работ в этом направлении принадлежала выдающемуся ученомунефтянику академику Крылову в 1975 г. Исследования проводились во ВНИИнефти в лаборатории вибросейсмического воздействия под руководством автора и в лаборатории физики пласта под руководством А.Г. Ковалева. Результаты исследований были опубликованы в нашей академической печати и легли в основу одной кандидатской диссертации (А.П. Звездова). По-видимому, не зная об этих работах, в начале 80-х годов один из самых авторитетных американских специалистов в области повышения нефтеотдачи проф. Ван Пуллен на семинаре в Денвере, посвященном «Новым методам повышения нефтеотдачи в будущем», заявил, что «уж лучше работать вместе с естественными тенденциями к гравитации и воздействию капиллярных сил, а также нарушениями непрерывности проницаемости для того, чтобы сконцентрировать жидкость в более проницаемых (открытых) частях, откуда более легко можно наладить ее добычу, чем против этих сил». В 1977 г. Э.М. Симкиным совместно с М.Л. Сургучевым, А.Г. Ковалевым и A.M. Курбановым был получен первый в мире патент (авторское свидетельство) на технологию переформирования обводненных залежей с помощью вибросейсмического воздействия. 16 На рис. 1.3 приведены вертикальные изменения нефтенасыщенности, полученные экспериментально [25] на линейных моделях сцементированных, малопроницаемых пластов, насыщенных смесью нефти и воды. Как видно, применение этой технологии может приводить к более чем 2000-кратному ускорению гравитационного разделения нефти и воды в пласте. Проведенные в связи с этим расчеты свидетельствуют, что под действием волнового поля переформирование обводненной залежи в новую при этом происходит в течение 8-12 мес, тогда как в естественных условиях этот процесс занимает от 30 до 100 лет. Ван Пулленом на указанном выше семинаре была предложена другая, в некотором виде фантастическая идея, которая заключалась в том, чтобы закачать в коллекторы, где продуктивные зоны полностью или почти истощены, большие количества растворителей или ПАВ, затем закрыть скважины и выжидать в течение 15-30 лет. За этот период под действием растворителя ускоряются естественные процессы, при которых оставшаяся нефть из малопроницаемых зон пласта перейдет обратно в обводненные уже выработанные части коллектора, и таким образом начнется стадия «второго периода разработки месторождения первичными методами». Рисунок 1.3 Вертикальные изменения нефтенасыщенности обводненного пласта в результате вибросейсмического воздействия. Понятно, что эта идея не получила поддержки нефтяных компаний, которые не хотят закачивать в пласт большое количество дорогостоящих агентов и ждать 30 лет без получения прибыли, хотя в конце этого периода, возможно, произойдет огромное увеличение уровня добычи нефти из скважин, которые ранее были сильно обводнены. Для интенсификации переформирования низкопроницаемых зон плата необходимо создание трещин гидроразрыва. 17 1.4 Существующие модели ГРП В реалистической модели гидроразрыва должны учитываться такие факторы, как: деформации породы при изменении ее механических свойств, вертикальное горное давление, поровое давление, различие в горизонтальных сжимающих напряжениях различных слоев пород; течение жидкости по трубам в скважине через перфорационные отверстия и по трещине; взаимосвязь породы и течения жидкости в трещине и в ее окрестности; распространение трещины с учетом порового давления в ее окрестности; транспорт закрепителя жидкости разрыва, его оседание и конечное распределение в трещине с учетом утечек жидкости разрыва в окружающую породу [6, 7, 9, 11, 13, 14, 16, 28]. Раскрытие и распространение трещины гидроразрыва описываются следующими основными математическими соотношениями: законом сохранения массы для жидкости разрыва с закрепителем; уравнениями для раскрытия трещины, соотносящими ширину раскрытия с длиной трещины, ее геометрией и распределением давления по поверхности трещины в предположении, что под действием давления порода деформируется по законам линейной теории упругости; уравнениями, описывающими реологию жидкости разрыва и ее изменение в зависимости от градиента давления в трещине; уравнениями, описывающими обмен жидкостью между трещиной и окружающей породой (детализирующие закон сохранения массы, упомянутый выше и выражающий лишь то, что объем закачиваемого в трещину раствора равен объему раствора в трещине и объему утечек за счет мгновенной и обычной фильтрации); критериями распространения трещины, определяющими в каждый момент времени направление распространения трещины. Для достижения поставленных целей разработано несколько типов математических моделей процесса гидроразрыва. В простейших из них двумерных моделях полагалось, что зона трещины деформируется независимо от вышележащего и нижележащего для вертикальной трещины слоев, допускается проскальзывание породы по границам слоев (приближение плоских деформаций в горизонтальных сечениях вертикальной трещины гидроразрыва). Высота трещины постоянна, ее ширина постоянна в вертикальном сечении, но постепенно убывает при удалении от скважины. Это сближение, предложенное Христиановичем и Желтовым и развитое затем Гиртсмом и Де Клерком хорошо соответствует распространению вертикальной трещины на стадии, когда ее длина много меньше высоты [28]. 18 В другом двумерном подходе, развитом Перкинсом, Керном и Нордгреном, высота трещины постоянна, но ширина в вертикальном сечении меняется, так как трещина в нем имеет эллиптическую форму [16]. В этом случае уже в вертикальном сечении используется приближение плоских деформаций. Каждое вертикальное сечение при этом формируется как бы независимо от других аналогичных сечений. Данная модель хорошо работает для вертикальных трещин с отношением длины к высоте большим единицы. В следующих по сложности псевдотрехмерных моделях распространение вертикальной трещины в горизонтальном направлении комбинировалось с двумерным моделированием трещины в вертикальном поперечном сечении. Трещина при этом имеет переменную высоту, убывающую при удалении от скважины, и может проникать в соседние слои породы, что определяется напряженным состоянием породы и ее прочностью в вертикальном направлении. В вертикальном поперечном сечении допускается одномерное течение жидкости. В целом псевдотрехмерные модели позволяют дать приближенную оценку реальной геометрии трещины. В полностью трехмерных моделях трещины гидроразрыва используется линейная трехмерная теория упругости, трещины считаются равновесными, и в плоскости вертикальной трещины допускается двумерное течение жидкости. При этом рассматриваются не одномерные как в псевдотрехмерных моделях, а двумерные модели уравнения течения жидкости [14]. Учитывается изменение реологии жидкости с температурой. Трещина распространяется, если коэффициент интенсивности напряжений на ее краю достаточно велик. Распространение происходит с большой скоростью, после чего трещина приходит в новое равновесное состояние. Утечки жидкости в породу описываются с помощью обобщенных коэффициентов утечек. Модель хорошо описывает эффект возможного удержания трещины в границах слоя пласта и ее распространение в соседние слои. Давление в псевдотрехмерных и трехмерных моделях убывает на входе в трещину на ранней стадии роста трещины, пока не прекращается ее интенсивный рост, а затем начинает расти. При одинаковых начальных условиях в режиме закачки жидкости в двумерной модели трещина шире и короче [28]. Существенные различия наблюдались в поведении давления на входе в трещину. На удержание трещины в пласте влияют различия в молекулах упругости пород соседних слоев, их прочности в напряженном состоянии, причем два последних фактора играют главную роль. Вертикальная трещина легко проникает в слои с меньшими модулями упругости и с меньшими сжимающими горизонтальными напряжениями. Экономическая оценка процесса гидроразрыва стала возможной лишь с развитием псевдо- и полностью трехмерных моделей. 19 Трещины ГРП образуются в горных породах за счет деформации пород под действием давления жидкости, закачиваемой в пласт. При этом, как известно, в большинстве случаев происходит не разрушение материала горных пород, а расширение уже имеющихся в них нарушений сплошности, возникших в результате тектонических и иных процессов, происходивших за геологические периоды образования пластов. Мировой опыт гидроразрыва показывает, что в процессе ГРП в большинстве случаев не происходит характерных явлений разрушения пород, пиковых возрастаний и падений давления. Кроме того, многочисленные промысловые сейсмические и иные исследования показывают, что образуются вертикальные трещины из-за того, то горизонтальная составляющая естественного напряженного состояния пород ("боковое горное давление") как правило меньше вертикального давления Pгв , определяемого произведением среднего удельного веса вышележащих горных пород на глубину залегания пласта Н. Рисунок 1.4 Пространственная схема образования вертикальной трещины. 1 – горные породы кровли пласта; 2 – порода продуктивного пласта; 3 – скважина; 4 – вертикальная трещина; 5 – породы подошвы пласта. Последние исследования ГРП, проведенные в США и в других странах мира, показывают, что вертикальные трещины ГРП проникают в кровлю и подошву пласта, горные породы которых в виду повышенной глинистости обладают большей ползучестью и, следовательно, большим боковым горным давлением, чем породы основного пласта [28]. Таким образом, породы кровли и подошвы пласта как бы “зажимают” вертикальную трещину, ограничивая ее распространение по вертикали. На рис. 1.4 показана вертикальная трещина, входящая в породы подошвы пласта и простирающаяся в глубь 20 массива горных пород. По вертикали трещина входит в пределы залегания пород кровли и подошвы пласта. Деформация горных пород при образовании вертикальной трещины является, вообще говоря, 3-мерной, зависящей от координат X, Y и Z (см. рис. 1.4). Для количественного описания деформации горных пород при образовании вертикальной трещины ГРП известны два под хода, представляющих деформацию горных пород при образовании трещины в виде двумерной модели (2D деформации) в отличие от трехмерной (3D деформации). Первая модель (один подход) известная в мире как модель С.А. Христиановича Ю.П. Желтова. Согласно этой модели деформация горных пород при образовании вертикальной трещины происходит только в плоскости X, Y (рис. 1.5). При этом предполагается, что порода кровли и подошвы пласта как бы не участвует в образовании трещины и не влияет на ее параметры, что в принципе неверно [28]. Рисунок 1.5 Схема вертикальной трещины по модели С.А. Христиановича – Ю.П. Желтова (плоская деформация в горизонтальном сечении). 1 – пласт; 2 – вертикальная трещина; 3 – конец трещины; 4 – скважина. Вторая основная модель (второй подход) образования вертикальной трещины ГРП была предложена американскими исследователями Перкинсом и Керном. Согласно этой модели вертикальная трещина по вертикали заканчивается в точках 3, 4 (рис. 1.6) пересечения пласта с кровлей и подошвой [28]. В этих точках по модели Перкинса - Керна возникают бесконечные растягивающие напряжения, что неверно, т.к. реальные вещества, в том числе горные породы, могут противостоять разрушению в какой-либо точке только в том случае, когда в ней напряжения не являются бесконечными. Недостатком модели Перкинса - Керна является также то, что деформация пород в направлении X (см. рис. 1.6) 21 считается происходящей так же, как и в сечении ZY, но пропорциональна давлению в каждом сечении, т.е. считается, что каждое сечение пласта в плоскости (ZY) деформируется независимо от соседних сечений. Недостатки первых моделей образования трещин ГРП давно привели ученых и инженеров во всем мире к пониманию необходимости создания 3-мерной модели (3D модели ГРП). Следует отметить, что до сих пор, несмотря на значительные затраты, например, американских фирм и федерального правительства США, полностью 3-мерная модель ГРП еще не создана [16]. Нужно указать, что известная во всем мире фирма "Фракмастер" до сих пор пользуется моделью Перкинса—Керна. Рисунок 1.6 Схема вертикальной трещины по модели Паркинса и Керна (плоская деформация в вертикальном сечении). 1 – пласт; 2 – вертикальная трещина; 3, 4 – концы трещины. Механизм образования и распространения трещины, а также ее геометрия зависят от напряжений в прискважинной зоне пласта, от свойств породы, характеристик жидкости разрыва и регламента закачки. Упрощенная модель ГРП, разработанная Хубертом и Виллисом, в своей основе дает достаточное представление о процессах, происходящих в пласте при проведении операций разрыва. На рис. 1.7 приведена упрощенная схема распространения вертикальной трещины [28]. В соответствии с упомянутой приближенной теорией образования трещины разрыва эффективные напряжения скелета нефтенасыщенного пласта определяются простейшими зависимостями: h H Pпл ; r 1.4 v h Pпл ; 1 v где h - вертикальное эффективное напряжение; 1.5 22 r - горизонтальное эффективное напряжение; - средний объемный вес вышележащих пород над продуктивным пластом; Pпл - поровое (пластовое) давление; v - коэффициент Пуассона. Рисунок 1.7 Схема вертикальной трещины в плоскости ZY. 1 - горизонтальное эффективное напряжение пород кровли и подошвы пласта; 0 - горизонтальное эффективное напряжение пород продуктивного пласта; h0 - мощность продуктивного пласта; h - высота трещины; P - напряжение, создаваемое жидкостью разрыва. В районах с повышенной тектонической активностью значение r обычно принимается равным [28]: 1 1 r h . 2 3 1.6 После проведения операций по разрыву пласта концентрация напряжений в прискважинной зоне исчезает. При глубине пласта свыше 600 м минимальное напряжение в пласте обычно имеет горизонтальную ориентацию, что вызывает образование вертикальной трещины. В районах с преобладанием нарушений всбросового типа, а также там, где после осадконакопления идет интенсивная эрозия, горизонтальные напряжения могут превышать вертикальное горное давление. Если тензор минимального из главных напряжений направлен вертикально, то трещина образуется в горизонтальной плоскости [28]. На рис. 1.8 представлена схема распределения напряжений и давлений при образовании вертикальной трещины. При этом принимается давление закрытия трещины Pзак равным: 23 Pзак Pпл r min , 1.7 где r min - минимальное эффективное напряжение скелета породы. Для поддержания трещины в раскрытом состоянии необходимо поддерживать давление более высокое, чем Pзак . Под градиентом давления понимается отношение давления закрытия трещины к глубине скважины gradP Pзак / h . Избыточное давление над давлением закрытия трещины действует противоположно упругим силам породы и направлено на раскрытие трещины. Прослеживание изменения избыточного давления Pизб в процессе ГРП является индикатором развития и распространения трещины в пласте. Если скорость возрастания Pизб постоянна, то трещина распространяется в длину; в противоположном случае распространение идет в вертикальной плоскости – вверх и вниз [28]. Падение Pизб указывает на то, что трещина преодолела верхний или нижний барьер. Рисунок 1.8 Давления, напряжения и свойства породы, влияющие на распространение вертикальной трещины ГРП. 1 – горизонтальное напряжение в скелете породы; 2 – вертикальное напряжение в скелете породы; 3 – давление на забое в процессе ГРП; 4 – давление распространения трещины; 5 – давление закрытия трещины; 6 – поровое давление; 7 – давление в залежи; 8 – ширина трещины пропорциональна разности давлений распространения и закрытия трещины, деленной на модуль Юнга. 24 Для определения давления разрыва Ньюберт и Виллис предложили приближенные формулы в предположении, что инфильтрация жидкости разрыва в процессе ГРП не имеет место для образования горизонтальной трещины [28]: 1.8 3 r min r max S r Pпл ; 1.9 Pго Pгв S в Pпл ; Pгв H ; Pво где Pго - давление открытия горизонтальной трещины; Pво - давление открытия вертикальной трещины; S в - предел прочности породы в вертикальном направлении; S r - предел прочности породы в горизонтальном направлении; r min - минимальное главное горизонтальное напряжение; r max - максимальное главное горизонтальное напряжение. В случае фильтрующейся жидкости давление разрыва понижается на 25-40%. На давление разрыва оказывает влияние так же плотность перфорационных отверстий и их расположение. 25 1.5 Механизм смешивающегося вытеснения нефти растворителями Две жидкости, смешивающиеся во всех пропорциях в одну жидкую фазу, являются смешивающимися жидкостями. Следовательно, смешивающиеся агенты смешивались бы во всех пропорциях с растворяемой нефтью, т.е. являлись бы растворителями. Вытеснение нефти растворителями называется смешивающимся вытеснением. Вопросы смешивающегося вытеснения нефти растворителями рассмотрены в работах [2, 8, 10, 17, 18, 20]. Вытеснение нефти растворителями относится к тем методам повышения нефтеотдачи, в которых главная нефтедобывающая функция осуществляется благодаря экстрагированию, растворению, испарению, солюбилизации, конденсации или какомулибо другому фазовому изменению, в котором участвует нефть. В этих методах задействованы другие, иногда очень важные механизмы нефтеотдачи (уменьшение вязкости, увеличение объема нефти вследствие обогащения ее газом, режим растворенного газа), но основным механизмом должна быть экстрагирование. Это экстрагирование нефти может осуществляться многими жидкостями: органическими спиртами, кетонами, очищенными углеводородами, сжиженным нефтяным газом, природным газом и сжиженным природным газом, двуокисью углерода, воздухом, азотом, отработавшим газом, топливным газом и др. На рис.1.9 показан идеализированный вертикальный разрез между нагнетательной и добывающей скважинами. Безусловно, наиболее общее применение методов вытеснения нефти растворителями происходит в режиме вытеснения, как показано на рисунке, но сообщалось также и о закачке и добыче через одни и те же скважины [18]. Закачка растворителей в пласт начинается на какой-то стадии истощения пласта, чаще всего при остаточной нефтенасыщенности или истинных третичных условиях. Большинство процессов вытеснения нефти растворителями проводится в пластах, содержащих легкие нефти (вязкость нефти менее 3 мПа*с), хотя имеется ряд исключений. Растворитель может закачиваться непрерывно, неразбавленным, попеременно с водой в процессе попеременной закачки газа и воды, как показано на рис.1.9, или может закачиваться даже одновременно с водой через парные нагнетательные скважины. Таким способом вода закачивается с растворителем, уменьшая обычно неблагоприятное отношение подвижностей между растворителем и нефтью. Если растворитель полностью (при первом контакте) смешивается с нефтью, процесс дает очень высокий предельный коэффициент вытеснения, т.к. существование остаточных фаз при этом невозможно. Если растворитель только частично смешивается с 26 нефтью, общий состав в зоне смешивания растворителя и нефти может изменяться, образуя или развивая смешиваемость на месте. Независимо от того, является ли вытеснение развиваемым или смешивающимся при первом контакте, растворитель должен несмешивающимся образом вытеснять любую подвижную воду, присутствующую в пласте наряду с пластовыми жидкостями. Рисунок 1.9 Схематическое изображение процесса вытеснения нефти с применением растворителей на примере СО2. 1 – автоцистерна с СО2, 2 – нагнетательная скважина, 3 – водяной насос, 4 – комплекс первичной подготовки нефти, 5 – добывающая скважина, 6 – вода, 7 - СО2, 8 – вода, 9 - СО2, 10 –зона смешиваемости, 11–нефтяной вал, 12–дополнительно добываемая нефть. Экономика процесса обычно не позволяет закачивать растворитель бесконечно. Поэтому, обычно за ограниченным количеством или оторочкой растворителя следует продавочная жидкость, функция которой заключается в вытеснении растворителя в направлении добывающих скважин. Эта продавочная жидкость - N2, воздух, вода и сухой природный газ (наиболее употребительные для этой цели вещества) - сама по себе может не быть хорошим растворителем. Но ее выбор обусловлен совместимостью с растворителем и наличием в больших количествах. Хотя процесс, представленный на рис.1.9, по-видимому, относительно простой, коэффициент вытеснения и объемный коэффициент охвата довольно сложны. Для классификации вытеснения нефти растворителями лучше всего подходят тройные диаграммы. На этих диаграммах обычно смесь растворителя и нефти 27 представлена тремя компонентами: легкий компонент – на верхней вершине, средняя фракция нефти – на правой вершине, а тяжелая фракция – на левой. Точное разделение между средними и тяжелыми компонентами нефти несущественно для общих признаков фазовых равновесий или классификации смешиваемости. Поэтому, ни один из углов этих тройных диаграмм не представляет чистые компоненты, отсюда обозначение – псевдокомпоненты. Вода на диаграммах обычно не бывает показана. Принципиально такая диаграмма представлена на рис. 1.10. Рисунок 1.10 Псевдотройная диаграмма процессов смешиваемости и развившейся смешиваемости. Внутри бинодальной кривой (см. рис 1.10) расположены рабочие линии, чьи концы представляют состав равновесных фаз. Они сокращаются до точки полного смешения частично смешивающихся жидкостей, где свойства двух фаз неразличимы. Точка полного смешения частично смешивающихся жидкостей является критической смесью при этой температуре и давлении. Большое значение в том, что происходит, имеет критическая рабочая линия – воображаемая рабочая линия, касательная к бинодальной кривой в точке полного смешения частично смешивающихся жидкостей [17]. Критическая рабочая линия является предельным случаем подлинных рабочих линий по мере приближения точки полного смешения частично смешивающихся жидкостей. По мере возрастания давления 28 двухфазная область сжимается, т.е. возрастает смешиваемость легкого – тяжелого компонентов. Невозможно в общих чертах высказаться о влиянии температуры, хотя, как правило, двухфазная область увеличивается с повышением температуры. При низком давлении и температуре в двухфазную область может вторгнуться трехфазная область. Эти общие характеристики относятся к растворителям, исключая СО2. Рассмотрим общую классификацию процесса вытеснения нефти растворителями (см. рис. 1.10). Траектория разбавления (I2 – J3), которая не проходит через двухфазную область, представляет собой вытеснение, смешивающееся при первом контакте. Траектория разбавления, полностью находящаяся на двухфазной стороне критической рабочей линии, составляет несмешивающееся вытеснение (I1 – J1). Когда исходные и закачанные составы находятся на противоположных сторонах критической рабочей линии, вытеснение представляет собой процесс, протекающий либо в режиме испаряющегося газа (I2 – J1), либо в режиме конденсирующего газа (I1 – J2). Два последних случая представляют собой развитое или многократно смешивающееся вытеснение. Несмешивающееся вытеснение и процесс вытеснения при режиме испаряющегося газа аналогичны, хотя нефтеотдача (коэффициент вытеснения) в несмешивающемся вытеснении значительно ниже (80%), чем в вытеснении, смешивающемся при первом контакте (97%), или в вытеснении испаряющимся газом (90%). Вытеснения с развитой смешиваемостью могут дать нефтеотдачу, приближающуюся к нефтеотдаче, получаемой в вытеснениях, смешивающихся при первом контакте; несмешивающиеся процессы обычно дают гораздо меньше. Несмешивающиеся вытеснения имеют свои достоинства, т.к. требуемые давления невысоки, растворители, как правило, дешевле, и они могут дать какое-то количество нефти. Основными механизмами добычи для несмешивающихся растворителей являются следующие: 1.) ограниченная степень испарения и экстрагирования, 2.) уменьшение вязкости нефти, 3.) увеличение объема нефти вследствие обогащения ее газом, 4.) режим растворенного газа во время понижения давления, 5.) уменьшение межфазного натяжения. Так как смешиваемость растворителя возрастает с увеличением давления, суммарная нефтеотдача должна также возрастать с увеличением давления. Это происходит в действительности, но существует давление, выше которого дополнительное увеличение давления влечет за собой лишь минимальное увеличение нефтеотдачи. 29 Давление, при котором нефтеотдача выравнивается, является минимальным давлением смешиваемости или минимальным динамическим давлением смешиваемости. Минимальное давление смешиваемости соответствует давлению, при котором критическая рабочая линия проходит через состав нефти. Это давление значительно меньше давления, требуемого для полной смешиваемости или смешиваемости, происходящей при первом контакте. Это начало пологого участка кривой на графике зависимости нефтеотдачи от давления: любое дополнительное увеличение давления не увеличивает нефтеотдачу, т.к. выше минимального давления смешиваемости вытеснение проявляет тенденцию к изменению от развитой смешиваемости к смешиваемости, происходящей при первом контакте. Эти наблюдения подтверждаются также и измерениями состава, при которых свойства фаз (вязкость, плотность и состав), добываемых при давлении ниже минимального давления смешиваемости, приближаются друг к другу по мере достижения минимального давления смешиваемости. Вода не влияет на фазовое поведение углеводородов, а растворимость большинства растворителей в воде мала. Но неизбежное присутствие водной фазы может влиять на характер вытеснения за счет изменения доли фазы в многофазном потоке. Остаточная нефтенасыщенность в вытеснении нефти растворителями может быть вызвана двумя явлениями: (1) локальной неоднородностью (тупиковыми порами) в проницаемой среде и (2) взаимодействием образования языков (в результате разности вязкостей) с фазовым поведением. Определение остаточной нефти в смешивающемся заводнении (парадоксальная величина) несколько отличается от определения, принятого в обычном заводнении. В обычном заводнении остаточная нефть остается позади в виде капель, уловленных капиллярами, и никакое количество агента не вытеснит эту нефть без некоторого изменения локального капиллярного числа. В заводнении, смешивающемся при первом контакте, или с развившейся смешиваемостью, вся нефть, даже «уловленная» под действием какого-либо механизма, будет, в конце концов, добыта за счет экстрагирования, если закачать достаточное количество растворителя. В таком случае под остаточной нефтью в смешивающемся заводнении мы подразумеваем то количество нефти, которое осталось после вытеснения растворителем при какой-то предельной практической величине доли нефти, темпе отбора нефти, ВНО или газовом факторе. По общему признанию здесь не достает точности определения, используемого для случая обычного заводнения, но сточки зрения экономики добычи нефти это различие не существенно. По этому определению нефть, обойденная в результате образования языка за счет разницы вязкостей, является остаточной нефтью. 30 1.6 Виброволновое воздействие на нефтяные пласты Для возбуждения в пласте акустического поля используются наземные и скважинные вибраторы, акустические излучатели либо устройства, в основе которых лежит импульсный электровзрывной эффект в скважинной жидкости. Рассмотрим воздействие на околоскважинную зону пласта с помощью забойных генераторов акустических волн. Такое воздействие характеризуется интенсивностью и глубиной проникновения волн в системе скважина – пласт. Под глубиной проникновения акустических волн для такой системы будем понимать максимальный линейный размер области, в пределах которой обеспечивается интенсивность акустического поля, достаточная для возникновения тепло- и массопереноса в нефтегазовом пласте. В работе [26] приведены закономерности распространения упругого поля по радиусу от стенки скважины в кусочно-однородной пористой среде с цилиндрическими границами раздела и осевой симметрией свойств. С помощью такой модели имитируется открытая и закрепленная обсадной колонной скважина при импульсном синусоидальном возбуждении. Рассмотрим результаты решения задачи излучения упругих волн из скважины с помощью метода конечных разностей, изложенное в работе [26]. На рис. 1.12 приведена модель скважины, волновые движения в которой описываются векторным уравнением: 1 2 grad divu 2 2 u 2 u t 2 , 1.10 где 1 , 2 - константы Ламэ, u - вектор смещения, - колебательная плотность. Рисунок 1.12 Модель скважины. 0 – скважинный излучатель, N1 и N2 – перфорационные отверстия. 31 Если переписать уравнение (1.12) в компонентах смещения, а затем перейти к их конечно-разностной аппроксимации, то в результате численного решения уравнений можно получить графическое изображение зависимости вектора смещения от координаты и времени. В работе [26] используется конечно-разностная аппроксимация по явной схеме второго порядка точности. На рис. 1.13 показана сеточная модель – разметка скважины. Граница q1 соответствует границе раздела скважинная жидкость (область Q1) – околоскважинная среда (обсадное кольцо) – область Q2. Граница q2 соответствует контакту обсадное кольцо – порода (область Q3). В случае открытой скважины область Q2 отсутствует. Поверхность I имитирует скважинный излучатель. Рисунок 1.13 Сеточная разметка скважины. q1 - граница раздела скважинная жидкость – околоскважинная среда (обсадное кольцо); q2 - граница раздела обсадное кольцо – порода; Q1 – зона, занятая скважинной жидкостью; Q2 – зона обсадного кольца; Q3 – зона, занятая горной породой. С целью выбора оптимального диапазона частот при акустическом воздействии были рассчитаны динамические характеристики упругих волн, излучаемых в радиальном направлении от стенки скважины. В результате анализа результатов расчетов было установлено, что обсадное кольцо существенно искажает форму излучаемого в околоскавжинную среду импульса и уменьшает его амплитуду, а с уменьшением частоты излучения влияние обсадного кольца на амплитуду и форму излучаемого в околоскважинную среду импульса уменьшается. Для изучения влияния величины коэффициента затухания звука в горных породах на амплитудные характеристики волн, излучаемых из скважин, на рис. 1.14 приведено семейство кривых J r , нормированных на величины коэффициентов затухания , в флюидонасыщенных коллекторах. 32 Приведенные палеточные кривые можно использовать при количественных оценках дальности акустического воздействия на заданной частоте упругих волн. Анализ теоретических кривых показывает, что оптимальный диапазон частот для воздействия на околоскважинную часть пласта лежит в пределах 1-20 кГц. Рисунок 1.14 Зависимость интенсивности излучения акустического поля (условные единицы) от радиуса для флюидонасыщенного песчаника. Значения скорости звука в горной среде в м/с: 1-2500, 2-3000, 3-3500, 4-4000, 5-4500, 6-5000. Рассмотрим воздействие на околоскважинную зону пласта с помощью импульсного электрического заряда. Импульсный электрический разряд в скважинкой жидкости представляет собой взрыв в жидкости, сопровождающийся выделением большого количества энергии в малом объеме канала разряда. Канал электрического разряда образуется под действием высокого электрического потенциала между двумя противостоящими электродами (рис. 1.15). Обычно используется диапазон рабочих напряжений от 10 до 70 кВ [5]. 33 Если в паре электродов, помещенных в жидкость, приложить напряжение, большее, чем напряжение пробоя данной среды, происходит пробой. Но прежде чем в межэлектродном пространстве появятся условия инициирования пробоя, необходимо некоторое время, затем в разрядном промежутке появляется электрический ток. Потом проходит еще некоторое время, т.е. стадия формирования разряда, и ток несколько возрастает, напряжение падает, при этом образуется высокопроводящий канал электрического разряда. В образовавшийся канал быстро, за 10—100 мкс, вводится энергия, накопленная батареей конденсаторов. Вещество в канале разогревается до 40*103 К, а давление поднимается до 1,5*103 МПа [5]. Под действием этого давления канал расширяется. В жидкость передается высокое давление, и под его действием она сжимается. Область этого сжатия ограничивается извне движущимся фронтом волны сжатия. Из канала разряда энергия разогретой жидкости передается окружающей среде с помощью волны сжатия. Рисунок 1.15 Канал электрического разряда, возникающий в жидкости между двумя электродами. 1 – анод, 2 – канал электрического разряда, 3 – катод, 4 – внешний разрядный контур. Наибольшее влияние на электрическую прочность жидкости оказывает диэлектрическая проницаемость и электропроводность [5]. В начальных стадиях ток растет и при этом наблюдается некоторый спад напряжения. Эта энергия идет на образование плазмы в виде перемещающихся от анода к катоду молниеобразных разрядов — стримеров в форме кисти. 34 Практической задачей является сведение затрат энергии на стадии формирования разряда к минимуму. Стадия формирования сильно влияет на стадию расширения канала электрического разряда — электрического взрыва. С момента замыкания межэлектродного пространства каналом в него быстро вводится электрическая энергия, и ток резко возрастает. Скорость нарастания тока зависит от параметров разрядного контура индуктивности, емкости, напряжения, длины канала. Мощность современных разрядов составляет 10—100 МВт, токи разряда достигают значений 10—250 кА [5]. При протекании больших токов вещество в канале сильно разогревается, образуется плазма водяного пара с примесью ионизировавшихся частиц вещества электродов. Концентрация заряженных частиц 1*1021 см3. Перенос энергии в таком разряде связан одновременно с переносом массы. Основной энергообмен обусловлен диффузией электронов из центральных горячих зон к внешним поверхностям, где они рекомбинируют. Нейтральные частицы внешних участков проникают в центральную зону и здесь ионизуются. Активное сопротивление высокопроводящего канала разряда определяет эффективность преобразования энергии электрического поля в энергию теплового движения частиц. Основной перенос энергии в плазме осуществляется лучистой теплопроводностью, которая на 2 - 3 порядка больше, чем обычная теплопроводность. Внутри канала устанавливается относительно ровный профиль температур [5]. Эксперименты по изучению электрического разряда в воде показали, что такие величины, как электрический ток в цепи разряда, радиус канала, давление в импульсе сжатия, а также изменение этих величин во времени могут быть определены по четырем заданным параметрам: начальному напряжению на конденсаторе, индуктивности разрядного контура, емкости конденсатора и длине разрядного промежутка. Скорость расширения канала с увеличением тока быстрее, чем скорость ударной волны. Постоянство скорости ударной волны в жидкости объясняется передачей энергии от движущейся стенки канала к фронту посредством малых возмущений. Скорость их превышает скорость ударной волны, и они догоняют формирующийся фронт. Максимальное давление в ударной волне достигается на некотором расстоянии от канала. Для мощного разряда скорость возмущения у поверхности капала составляет 5,8*10*5 см/с, а в ближней зоне 3,5*105 см/с, давление в канале 6*103 МПа, давление на фронте волны сжатия 2*103 МПа. К моменту окончания первой четверти периода разряда ускоренное движение стенок канала электрического разряда прекращается, и ударная волна уходит из ближней 35 зоны разряда. Дальше стенки канала продолжают двигаться замедленно, образуя кавитационную минимального полость. размера, После затем достижения вновь равновесия расширяется и полость смыкается продолжает колебаться до с уменьшающейся амплитудой и периодом. В короткие отрезки времени, когда полость смыкается до минимальных размеров, в жидкости формируются вторичные волны сжатия. Если поток энергии, уносимый с поверхности, значительно меньше потока поступающей энергии, то теплопроводность обрабатываемого вещества изменяется по нелинейному закону. Это приводит к разогреву электронного компонента вещества. Возникают большие термоупругие напряжения под действием значительных температурных градиентов в местах локализации тепла. Это также может эффективно использоваться для обработки вещества. При электрическом разряде в воде можно добиться следующего распределения энергии, %: ударной волны—30; пульсирующей кавитационной полости — 22; излучения—10; потерь энергии при пробое в воде — 10; прочих потерь — 28. Для эффективного преобразования энергии необходимы инициирование и стабилизация разряда. Стабилизация разрядного промежутка сильным импульсным магнитным полем и другими способами позволяет в 1,5—2 раза повысить эффективность преобразования энергии. При прохождении в проводящей жидкости тока и его взаимодействие с собственным или тем более внешним магнитным полем возникает течение жидкости. Эффект усиливается при дополнительном наложении внешнего магнитного поля. Известно, что во внешнем магнитном поле на проводник с током действует пондермоторная сила, перпендикулярная к направлению тока и магнитного поля. Эта сила магнитного давления сжимает проводник с током. Описанные явления позволяют активно влиять на ход протекания предпробойных процессов, управлять ими, а также уровнем потерь энергии в стадии формирования канала. Проведенные опыты показали, что при наличии импульсного магнитного поля наблюдается существенное изменение формы канала. В магнитном поле пробиваются промежутки 3 - 6 см с проводимостью среды 0,5 Ом-1*м-1, без магнитного поля промежуток равен всего лишь 0,3 - 0,6 см [5]. Рассмотрим возбуждение колебаний в нефтяных пластах с дневной поверхности. При возбуждении сейсмоакустических колебаний в нефтяных пластах с помощью внутрискважинных источников воздействию подвергается в основном околоскважинная зона, поскольку продуктивные пласты являются пористыми насыщенными средами с хаотически распределенными пустотами, на которых акустические волны интенсивно 36 рассеиваются. Для целей вторичного переформирования обводненных нефтяных пластов необходимо охватить воздействием значительную часть пласта, что весьма затруднительно сделать с помощью скважинных вибраторов. Сейсмоакустическое воздействие может быть проведено с дневной поверхности земли при помощи существующих виброплощадок и вибраторов (при условии неглубокого залегания продуктивных пластов – до 3000 м). В этом случае при прохождении поля через горную среду вследствие различных диссипативных процессов часть энергии переходит в тепло. При этом интенсивность акустического поля непрерывно затухает в процессе его распространения. Такое затухание волны, связанное с переходом части энергии в тепло, называется поглощением. Основной причиной поглощения акустического поля в горных породах является их сдвиговая вязкость (внутреннее трение) [5]. Зависимость между интенсивностью поля упругих колебаний (плотностью потока колебательной энергии) в данной точке и поглощением определяется из соотношения: J J 0 exp( l ), 1 . 11 где - коэффициент поглощения волновой энергии в горной среде, 1/м; l - глубиная залегания пласта. Коэффициент поглощения следующим образом зависит от свойств горной породы и частоты: 8 2 CP 2 , 3 3 CP C CP 1.12 где CP - средняя сдвиговая вязкость горной среды, которая приблизительно равна 40 Па*с; CP - средняя плотность горной среды, кг/м3; C CP - средняя скорость звука в горной среде, м/с. Если сравнить поглощение энергии горной средой высокочастотного и низкочастотного полей, то нетрудно убедиться в преимуществах низкочастотного поля. Например, при распространении в горной среде высокочастотного поля с частотой 20 кГц коэффициент поглощения составляет около 0,2 1/м, а низкочастотного поля с частотой 20 Гц – 0,2*10-6 1/м [5]. Исходя из этого, в соответствии с приведенной зависимостью для создания в пласте, залегающем на глубине 2 км, высокочастотных колебаний с интенсивностью 1 Вт/м2 от наземного источника требуется интенсивность на много порядков превышающая технические возможности существующих источников. При этом коэффициент передачи энергии (соотношение между полезно используемой и затраченной) не превышает 1-2 %. 37 В то же время, использование низкочастотных колебаний позволяет применить источники, интенсивность которых технически вполне обеспечивается. Коэффициент передачи энергии при этом может составлять до 50 %. Этот пример показывает, что наиболее целесообразным для воздействия на нефтяные пласты с целью интенсификации вторичного переформирования являются низкочастотные вибрационные колебания. В этом случае энергия распространяется в горных средах на километры с небольшим поглощением. Нефтяная сейсморазведка в настоящее время располагает передвижными наземными вибраторами, работающими в диапазоне частот от 5 до 100 Гц с интенсивностью до 1 кВт/м2. Опыт эксплуатации этих вибраторов показывает [5], что при продолжительном воздействии они способны создавать вибрацию осадочного слоя (верхние километры земной коры) при относительных деформациях горной среды до 10-7. При фокуссировании воздействия от нескольких источников, поставленных в элемент или группу, такие вибраторы способны создавать относительные деформации, достигающие 10-5-10-4. Показателем эффективности воздействия на данной частоте может служить радиус охвата, в пределах которого поддерживаются определенные соотношения между пороговыми значениями параметров колебаний – колебательных смещений колебательных ускорений и . Эти параметры определяются через плотность потока колебательной энергии E в данной точке среды и заданную частоту колебаний f в следующем виде: 1 2 f J , C 2 f J , C 1 . 13 где C - волновое сопротивление (акустический импеданс среды). 38 ГЛАВА 2 ПРИНЦИПЫ ЕСТЕСТВЕННОГО ВТОРИЧНОГО ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 2.1 Влияние капиллярных и гравитационных сил на процессы фильтрации флюидов в продуктивных пластах На процессы фильтрации нефти, газа и воды в продуктивных пластах оказывает влияние множество различных сил. С точки зрения изучения естественного вторичного переформирования обводненных нефтяных залежей наибольший интерес представляют гравитационные и капиллярные силы. Характерные особенности многофазной фильтрации связаны с влиянием поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Граница двух соседних фаз в пористой среде разбивается на множество искривленных участков, радиус кривизны которых сопоставим с размером пор. На межфазной границе возникает капиллярный скачок давления p k , определяемый по формуле Лапласа, p k p 2 p1 1 R1 1 R2 , 2.1 где - коэффициент межфазного натяжения; R1 и R2 - главные радиусы кривизны поверхности раздела фаз в данной точке; давление pi (i= 1, 2) в каждой фазе, образующей связную область, понимается как величина, усредненная по элементарному макрообъему. Капиллярное давление, пропорциональное кривизне межфазной границы, согласно (2.1) зависит от структуры порового пространства и от преимущественной смачиваемости скелета породы каждой из фаз. Капиллярные силы, способные создать в поровых каналах достаточно большие градиенты давления по сравнению с внешним перепадом, полностью определяют распределение фаз в поровых каналах [2]. Давление в фазе, менее смачивающей породу ( p 2 ), в формуле (2.1) будет больше на значение капиллярного давления. При медленной совместной фильтрации можно предположить, что при данной насыщенности жидкости распределены так же, как и в условиях гидростатического равновесия. Это один из постулатов теории многофазной фильтрации. Он означает, что при совместном течении жидкостей: 1) разность давлений в двух фазах p 2 p1 равна капиллярному давлению p k , которое считается известной экспериментальной функцией насыщенности, т.е. p 2 p1 p k s cos m k J s , 2.2 39 где - статический краевой угол смачивания между жидкостями и породой (интегральная характеристика смачиваемости в системе жидкость-пористая среда); J s - безразмерная функция Леверетта; 2) капиллярные и гидромеханические силы влияют на распределение фаз в порах; 3) гидравлические сопротивления, а следовательно, относительные проницаемости каждой из фаз являются однозначно определенными функциями насыщенности; 4) закон движения каждой из фаз формулируется как обобщенный закон Дарси. Процессы многофазной фильтрации идут по-разному, в зависимости от характерного времени фильтрационного процесса и от размеров области течения. Капиллярные силы создают в пористой среде перепад давления, величина которого ограничена и не зависит от размеров области фильтрации. Вместе с тем, перепад внешнего давления, создающего фильтрационный поток между двумя точками, пропорционален скорости фильтрации и расстоянию между этими точками. Если размеры области малы, то при достаточно малых скоростях фильтрации капиллярные силы могут превзойти внешний перепад давления. Напротив, если рассчитывается движение в очень большой области (например, в целой нефтяной или газовой залежи), то влияние капиллярных сил на распределение давления незначительно и их действия сказываются через локальные процессы перераспределения фаз. Взаимное торможение фаз, благодаря которому относительные фазовые проницаемости не равны соответствующим насыщенностям, обусловлено, прежде всего, капиллярными эффектами. Простейшей моделью, описывающей совместное изотермическое течение нескольких фаз в однородном недеформируемом пласте без фазовых переходов и химических реакций, но с учетом гравитационных и капиллярных сил является модель Рапопорта-Лиса. Уравнение фильтрации для случая плоско-радиального течения имеет вид: m s q ж t s 1 k * s f ' s k н s p ' k s g sin f s 0, r t r r r r н r 2.3 при условии гидрофобного пласта, обозначения стандартные. Введя безразмерные переменные r 2 2 Rk2 , qt mRk2 при q ж t q const и расстоянии от линии нагнетания до скважины Rk можно получить: s s s f ' s Ng G s N c C s 0. 2.4 40 Здесь G s k 2* s f s , C s G s J ' s , N g Nc 2kg sin Rk - гравитационное число, 2q 2 cos mk - капиллярное число. 2q Уравнение (2.4) представляет собой нелинейное уравнение параболического типа второго порядка. Точные решения этого уравнения получены лишь для некоторых сравнительно простых частных случаев. Получены инвариантные решения (типа волны, движущейся с постоянной скоростью, и автомодельные), а также численные решения на ЭВМ [2]. Безразмерные параметры – капиллярное и гравитационное числа - характеризуют, соответственно, отношение силы тяжести (параметр N g ) и капиллярных сил ( N c ) к силам вязкости. Значимость гравитационных и капиллярных эффектов нетрудно оценить при рассмотрении конкретных процессов. Так, силой тяжести можно пренебречь, если параметр N g мал по сравнению с единицей, что имеет место при следующих условиях для радиального вытеснения: g sin q ж н 2 2khRk Это условие означает, что разность статических градиентов давления фаз g sin должна быть намного меньше гидродинамического градиента давления. Для конкретных условий течения всегда можно определить, на каких расстояниях от добывающей скважины, это выполняется. Для оценки влияния капиллярных сил заметим, что в задачах нефтегазовой подземной гидромеханики размер области течения L достигает сотен метров, перепад давления p на границах залежи достаточно велик (составляет несколько десятков или единиц МПа), тогда как капиллярное давление в нефтяных пластах имеет порядок 10-3 МПа. Поэтому если рассматривается вытеснение в пределах всего пласта и темпы вытеснения достаточно велики, то значения капиллярного параметра N c будет мало, т.е. N c <<1, и капиллярными силами можно пренебречь. Такое приближение называют крупномасштабным. Однако в случае отсутствия работающих скважин или малого значения скорости фильтрации жидкости капиллярные эффекты имеют большое значение. Так же они очень важны при разработке месторождений с сильной слоистой неоднородностью. В неоднородном пласте процесс вытеснения значительно усложняется. В этом случае капиллярные силы могут играть определенную роль при извлечении пластовых 41 флюидов. Явления, при которых капиллярные силы сами по себе вызывают вытеснение одного флюида другим, называют «капиллярной пропиткой». Пусть в неоднородной среде (рис. 2.1) нефть (несмачивающая жидкость) вытесняется водой (смачивающей жидкостью). Очевидно, что вода стремится вытеснить нефть прежде всего из хорошо проницаемых зон пласта. Водонасыщенность s достигает в этих зонах некоторого значения s II , тогда как в малопроницаемых зонах она имеет меньшее значение s I . Для одного и того же значения насыщенности капиллярное давление в среде с меньшей проницаемостью больше, чем в более проницаемой среде (рис. 2.2). Но равновесие между двумя рассматриваемыми средами различной проницаемости осуществляется при равенстве капиллярных давлений. Это может реализоваться только при условии, что насыщенность s в малопроницаемой зоне I возрастает, одновременно убывая в хорошо проницаемой зоне II до тех пор, пока капиллярные давления не уравняются. Таким образом, вода впитывается в плохо проницаемую среду из хорошо проницаемых зон и оттесняет в них нефть. Можно предполагать, что вода впитывается в породу через мелкие поры, а нефть вытесняется в хорошо проницаемые зоны через крупные. Очевидно, что этот механизм увеличивает степень извлечения нефти. Экспериментальные исследования, а также анализ разработки нескольких залежей, сложенных неоднородными гидрофильными породами показывают возможность такого механизма. Рисунок 2.1 Схематизация неоднородного пласта. I – зона малой проницаемости, II – хорошо проницаемая зона. Вместе с тем, если вода является несмачивающей жидкостью, роль пропитки очень ограничена: насыщенность водой в зонах I остается значительно меньше ее значений в зонах II. Результаты исследования пропитки изолированных образцов имеют практическое значение и применяются при моделировании вытеснения в трещиновато-пористых и неоднородных по проницаемости средах. 42 Характерные особенности вытеснения несмешивающихся жидкостей в неоднородных пористых средах можно выявить в результате исследования процесса в пласте, состоящем из пропластков различной толщины, пористости и проницаемости. Рисунок 2.2 Зависимость капиллярного давления от насыщенности для зон I и II (см. рис. 2.1). 1 – смачивающая жидкость (вода), 2 – несмачивающая жидкость (нефть). Большая серия экспериментальных исследований по физическому моделированию таких процессов была выполнена В. Г. Оганджанянцём с сотрудниками. Эксперименты проводились на прозрачных моделях пористых сред. Результаты этих работ были позднее проанализированы и теоретически описаны. Рассмотрим качественное описание явлений, происходящих при вытеснении несмешивающихся жидкостей в двухслойном пласте с различными характеристиками. Если пропластки гидродинамически изолированы и перетоки между слоями с различными проницаемостями отсутствуют, то вытеснение, очевидно, происходит в каждом из них независимо. Расчет такого процесса осуществляется так же, как и в случае однородных пластов. Если пропластки гидравлически связаны, но процесс вытеснения происходит достаточно быстро, то капиллярная пропитка играет незначительную роль до тех пор, пока разбег фронтов вытеснения в пропластках не станет достаточно большим. В этом случае вытеснение происходит с постоянными скоростями в каждом из пропластков, причем скорость вытеснения больше в более проницаемом слое. Но эти скорости не совпадают со скоростями вытеснения в случае изолированных пропластков. Вследствие перетоков флюидов между пропластками с различной проницаемостью (рис. 2.3) скорости фронтов вытеснения в каждом слое меньше отличаются друг от друга, чем в случае изолированных слоев. Вместе с тем, относительное опережение фронтов вытеснения в пропластках увеличивается со временем по линейному закону. 43 Рисунок 2.3 Схематизация капиллярной стабилизации разбега фронтов. Если влияние капиллярных сил на перетоки флюидов становится значительным, то, как установлено в экспериментах, при небольшой толщине пласта в гидрофильных средах (т.е. средах, лучше смачиваемых вытесняющей фазой) фронт вытеснения устойчиво распространяется в пропластках различной проницаемости (рис. 2.4); разбег «фронтов» в слоях стабилизируется и не меняется со временем. Это объясняется тем, что в рассматриваемом случае перетоки, вызванные капиллярными силами, еще более значительны, чем в предыдущем случае. Рисунок 2.4 Схема течения при сильном влиянии капиллярных сил. Использование при обработке экспериментов анализа размерностей позволило установить [2], что устойчивое перемещение фронта вытеснения происходит в некотором оптимальном диапазоне значений параметров, определяющих соотношения гидродинамических и капиллярных сил при вытеснении. При определенных допущениях о кинетике перетоков флюидов было установлено, что при малой скорости вытеснения длина стабилизированной зоны в слоистой среде убывает с ростом скорости, а при больших скоростях возрастает. Отсюда следует, что существует некоторая критическая скорость, при которой длина стабилизированной зоны минимальна. 44 2.2 Механизм капиллярной пропитки в реальных пластах На основе экспериментальных и промысловых исследований Сургучевым М.Л. с сотрудниками была сделана попытка выяснить элементы механизма капиллярных процессов в пористых средах - направление линий тока при капиллярной пропитке и условия преодоления прерывистости капиллярных сил в пористой среде. Для выяснения удовлетворительного занимаемые этих вопросов объяснения современными полезно явление. залежами Не нефти, отметить вызывает одно не сомнения, первоначально были имеющее что пласты, полностью водонасыщенными и гидрофильными. В период формирования нефтяных залежей, следовательно, происходило вытеснение воды нефтью, т.е. вытеснение более смачивающей поверхность пор жидкости менее смачивающей. Причем образование нефтяных залежей в структурных ловушках произошло при однократном замещении объема воды нефтью. И тем не менее нефтенасыщенность неоднородного по свойствам объема залежей или водоотдача их при вытеснении воды нефтью достигла 90 - 94%. Даже из наименее, пористых и проницаемых слоев пласта нефть вытеснила более 70 - 80% воды, а слоев, линз и зон, не охваченных «занефтением» (противоположно заводнению), в объеме нефтяных залежей, как правило, не наблюдается, т.е. коэффициент охвата пласта «занефтением» равен единице [27]. В процессе же разработки нефтяных месторождений при вытеснении менее смачивающей жидкости (нефти) более смачиваемой (водой) нефтеотдача в лучших физико-геологических условиях не превышает 0,60 - 0,65 д.ед., в заводненных слоях коэффициент вытеснения не превышает 0,7—0,8 д.ед., а коэффициент охвата заводнением значительно меньше единицы (0,60—0,85 д.ед.) даже при многократной промывке залежей водой. Чем же объясняется высокая эффективность вытеснения из гидрофильных неоднороднослоистых пластов воды нефтью и меньшая эффективность вытеснения нефти водой? Почему капиллярные силы не воспрепятствовали гравитационным силам в формировании единых нефтяных залежей в сильно неоднородных и расчлененных пластах? По-видимому, только в условиях нейтрализации или многократного нарушения равновесия капиллярных сил могло происходить заполнение объема залежей в полном соответствии с проявлением сил тяжести. Нейтрализация или нарушение равновесия поверхностно-молекулярных сил в процессе формирования нефтяных залежей могли обусловливаться различного рода колебаниями пласта и изменениями структуры пористой среды – тектоническими и колебательными процессами в земной коре, 45 динамическим метаморфизмом пластов, пластической необратимой деформацией пористой среды и др. [27]. На основе многочисленных и разнообразных исследований капиллярных процессов от отдельных поровых каналов до реальных продуктивных пластов можно констатировать, что механизм движения воды и нефти в пористой среде под действием внутренней энергии весьма сложен и описать все его признаки для разнообразных реальных условий, по-видимому, невозможно. Вместе с тем доказано, что движение нефти и воды в пористой среде обусловливается не только природными физико-геологическими свойствами системы нефть - вода - порода, но и внешними факторами: величиной давления, скоростью фильтрации, температурой и др. Следовательно, и механизм и активность капиллярных процессов при заводнении нефтеносных пластов не являются неизменными и нерегулируемыми. Наиболее доступно для воздействия на капиллярные процессы в реальных условиях, очевидно, изменение давления и скорости фильтрации, которые поддаются регулированию при разработке нефтяных залежей. Можно опредеить, какое состояние этих внешних факторов - установившееся - или неустановившееся благоприятствует проявлению капиллярных процессов при заводнении. Микроскопическими исследованиями процесса заводнения гидрофильных пород установлено, что вытеснение нефти водой за счет поверхностно-молекулярных сил может происходить в двух формах (видах): 1.) вытеснение нефти, вызванное течением воды по пленке, находящейся на гидрофильной поверхности пор, — пленочное внедрение воды в нефтенасыщенную зону пласта; 2.) вытеснение нефти из мелких поровых каналов, соединенных с крупными порами, движущимися менисками, — менисковое внедрение воды в нефтенасыщенную зону пласта. В послойно заводненном пласте капиллярное движение нефти и воды обоих этих видов обусловливает выравнивание насыщенности заводненных и нефтенасыщенных слоев вследствие взаимного обмена жидкостями и межслойных противотоков нефти и воды. При пленочном внедрении воды встречное движение происходит в пределах отдельных поровых каналов [27]. По поверхности каналов вода внедряется в нефтенасыщенную зону, а по центральной части их нефть движется во встречном направлении в водонасыщенную зону. Менисковое внедрение воды в нефтенасыщенную зону происходит по каналам меньшего диаметра (сечения), нефть из них вытесняется в более крупные каналы, а по ним — в заводненную зону. 46 В реальных условиях нефтеносных пластов, т.е. с четочной структурой и неоднородной внутренней энергетической характеристикой (изменчивой смачиваемостью) поровых каналов, этот процесс капиллярного движения жидкостей значительно усложняется. Наличие гидрофобных участков на поверхности пор и изменяющийся диаметр поровых каналов обусловливают так называемый капиллярный гистерезис и прерывистый характер капиллярного движения нефти и воды. На гидрофобных участках пор и расширениях поровых каналов самопроизвольное пленочное и менисковое движение воды прекращается вследствие изменения формы менисков и величины контактных углов смачивания. Движение жидкости в каналах переменного сечения (рис. 2.5) под давлением, возникающим на мениске, изучалось М. М. Кусаковым и Д. Н. Некрасовым. Было установлено, что самопроизвольное перемещение границы раздела жидкостей продолжается до тех пор, пока приращение потенциальной энергии по высоте (длине) канала не становится равным нулю dU dh 0 , т.е. до отметки, на которой достигается равенство капиллярного давления гравитационному перепаду его. Эти отметки в каналах авторами названы «равновесными высотами». На рис. 2.5 равновесные высоты фиксируются пересечением эпюр капиллярного давления и гравитационного перепада по длине канала. В послойно заводненных пластах капиллярная пропитка происходит вследствие менискового внедрения воды в нефтенасыщенные слои или пористые блоки из заводненных слоев или трещин по бесчисленному множеству сообщающихся четочных поровых каналов. Причем четочный характер каналов, по которым происходит капиллярное внедрение воды, обусловливается пересечением их каналами в направлении, не совпадающем с капиллярной пропиткой. Поэтому даже при избирательной фильтрации жидкости в поровых каналах в процессе пропитки на пути движения менисков будут встречаться расширения каналов случайных размеров. Капиллярное давление по высоте каждого канала является обратной функцией среднего радиуса канала в каждом сечении. Если ограничить радиус сечения на перекрестке каналов суммой радиусов пересекающихся каналов, то распределение капиллярного давления по высоте каналов над плоскостью водонефтяного контакта будет отображаться эпюрой, показанной на рис. 2.6. Как видно, в любой плоскости, параллельной водонефтяному контакту, капиллярное давление в каналах различно. Разница внутренних давлений по высоте каналов будет еще большей при наложении на эпюру капиллярных давлений энергетической неоднородности поровых 47 каналов. Поэтому при наличии сообщаемости между каналами существует перепад капиллярных давлений. За счет этого перепада давления и возможен капиллярный противоток нефти и воды, т. е. менисковое внедрение воды в нефтенасыщенную зону по мелким каналам с вытеснением нефти по наиболее крупным каналам в заводненные слои. Причем в один крупный поровый канал нефть может вытесняться из нескольких каналов меньшего, сечения одновременно или поочередно в соответствии с балансом расхода нефти и воды и замедлением движения менисков в расширениях каналов. Рисунок 2.5 Капиллярное движение жидкости в канале переменного сечения (по М.М. Кусакову и Д.Н. Некрасову). Глубина проникновения или высота подъема менисков в каналах меньшего диаметра будет определяться «равновесными высотами». На рис. 2.6 эти высоты отмечены штриховкой. Теоретически равновесных высот может быть бесконечно много. Для каждого канала высота капиллярного подъема границы раздела нефть - вода (мениска) определяется из соотношений: hpg 2 cos , r f h . r 2.5 48 Исходя из энергетической неоднородности пористой среды, т.е. разнородности смачиваемости поверхности пор, к этим соотношениям следует добавить еще одно: cos h , 2.6 где h - некоторая зависимость смачиваемости поверхности канала от высоты над водонефтяным контактом; f h - зависимость радиуса r канала от высоты над плоскостью контакта заводненных и нефтенасыщенных слоев. Рисунок 2.6 Эпюры капиллярного и гравитационного давления по высоте четочных каналов с псевдослучайным распределением радиусов. 1 – эпюра капиллярного давления, 2 – эпюра гравитационного давления, 3 – необходимая дополнительная энергия для непрерывного капиллярного движения граница раздела в канале переменного сечения. r =0,01-0,1 мм; hcp =8,7 см; hi - равновесная высота поднятия. Расчеты, проведенные по рассмотренной схеме (см. рис. 2.6) и реальные размеры поровых каналов смачиваемости и плотности нефти и воды, показывают, что средняя минимальная равновесная высота подъема менисков в микронеоднородной пористой среде при статических условиях, т.е. за счет лишь внутренней энергии, не превышает 10 15 см [27]. Следовательно, самопроизвольная капиллярная пропитка нефтенасыщенных пористых сред и, в частности, в послойно заводненном пласте происходить может, но глубина ее незначительна. Очевидно, для преодоления менисками в четочных поровых каналах равновесных высот и увеличения глубины капиллярной пропитки необходима некоторая дополнительная внешняя энергия. Затемненные площади рис. 2.6, образованные пересечением эпюр капиллярного давления и гравитационного перепада по высоте каналов, эквивалентны дополнительной внешней энергии (работе), необходимой для преодоления мениском равновесных высот. 49 Видимо, глубокая капиллярная пропитка нефтенасыщенных пористых сред будет происходить при условии, когда равновесные высоты будут, преодолеваться мениском при помощи внешних сил. В условиях прерывистой и разнородной смачиваемости поверхности пор пленочное движение воды также возможно, только оно не обеспечивает существенной пропитки водой нефтенасыщенных слоев. Однако смачиваемость поверхности пор переменна. Под действием внешних факторов может происходить усиление или даже инверсия смачиваемости пористой среды, для чего, очевидно, также требуется дополнительная внешняя энергия. Как показано [27], капиллярная пропитка нефтеносных пластов происходит в самых разнообразных условиях заводнения и может быть довольно существенной и глубокой. Но всем наблюдаемым в реальных условиях заводнения пластов капиллярным явлениям свойственна общая аналогия - капиллярные процессы происходили при наличии избыточного или неустановившегося (переменного по знаку) давления в водонасыщенной среде. По-видимому, именно эти условия в пласте являются благоприятными для активной капиллярной пропитки. Неустановившееся состояние в пласте или избыточное давление в водонасыщенной среде, созданное искусственно при заводнении, очевидно, и представляет ту дополнительную внешнюю энергию, необходимую для преодоления менисками равновесных высот и инверсии смачиваемости гидрофобных участков поверхности пор [27]. Следовательно, капиллярные процессы при заводнении неоднородных нефтеносных пластов регулируемы и воздействовать на ход этих процессов можно обычными технологическими средствами. Это подтверждается многочисленными экспериментальными исследованиями. Установлено, что с повышением гидрофильности пород уменьшается остаточная нефтенасыщенность, т.е. увеличивается полнота вытеснения нефти. Поэтому для повышения степени заводнения нефтенасыщенных слоев и более полной отмывки нефти в послойно обводненных пластах, обладающих разнородной смачиваемостью, следует стремиться к увеличению гидрофилизации пластов. Ряд исследований указывает на то, что гидрофильность пород можно увеличивать искусственно путем повышения давления, температуры и скорости фильтрации, с повышением давления увеличивается поверхностное натяжение на границе нефти с водой, происходят уменьшение избирательного угла смачивания водой поверхности пор и увеличение капиллярного вытеснения. Пористая среда, обладающая разнородной смачиваемостью, не имеет на поверхности пор непрерывного слоя воды, который разорван проникшей нефтью, и на 50 отдельных участках нефть контактирует непосредственно с поверхностью пор. При малых скоростях движения жидкости в пористой среде такая прерывистая пленка воды на поверхности пор сохраняется, однако с увеличением скорости фильтрации происходят отрыв капель нефти от поверхности пор и восстановление сплошного слоя воды [27]. Иными словами, пористая среда, обладающая смешанной смачиваемостью, при высоких скоростях движения жидкости становится гидрофильной. Инверсия смачиваемости обусловливается искусственно созданными градиентами давления. По-видимому, повышением гидрофилизации пласта, а следовательно, и усилением капиллярной пропитки неоднородной пористой среды при высоких скоростях вытеснения объясняется то что с увеличением скорости вытеснения повышается нефтеотдача неоднородной системы за счет более полного заводнения менее проницаемых и застойных зон. Причем в ряде работ отмечается «разрушение» застойных зон, капиллярная пропитка их при высоких скоростях движения жидкости. .Наличие же внешнего перепада давления между водонасыщенной и нефтенасыщенной средами способствует преодолению менисками расширений поровых каналов при четочном строении их. Таким образом, в реальных нефтеносных пластах, обладающих слоистой макронеоднородностью и неоднородностью внутренней структуры пористой среды, происходят капиллярные процессы, направленные на повышение водонасыщенности нефтенасыщенных слоев и увеличение нефтенасыщенности заводненных слоев. Эти процессы сопровождаются встречным движением (противотоками) нефти и воды под действием внутренней энергии пластов. Однако при стационарных условиях в пласте возможности самопроизвольной капиллярной пропитки в послойно заводненных слоях весьма ограничены. Чтобы капиллярные процессы при заводнении пластов имели практическое значение и способствовали повышению охвата пластов заводнением, требуются определенные технологические условия разработки и мероприятия по регулированию их. Для повышения гидрофильности пластов, усиления капиллярного вытеснения нефти водой из слабопроницаемых слоев и зон в заводненные высокопроницаемые, для повышения коэффициента вытеснения и коэффициента охвата заводнением неоднородных пластов необходимо увеличивать скорости движения жидкости и создавать неустановившееся состояние давления в пластах или избыточное давление в водонасыщенных слоях. На практике это осуществимо при импульсном воздействии на пласты или цикличной закачке воды. 51 ГЛАВА 3 КОНЦЕПЦИЯ ИСКУССТВЕННОГО ВТОРИЧНОГО ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ЗАВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 3.1 Основные положения технологии искусственного вторичного переформирования заводненных нефтяных залежей Во второй половине XX века была предложена оригинальная и потенциально эффективная методика повторного ввода в разработку высоко обводненных нефтяных месторождений в результате вторичного переформирования нефтяных пластов. С учетом современных нефтедобывающих технологий первая попытка переформирования обводненной залежи после окончания разработки должна быть предпринята на небольшой истощенной структуре рельефного типа, чтобы имелась наибольшая возможность для проявления результатов гравитационной фильтрации за относительно короткий отрезок времени. Пласт должен быть представлен чистым песком с высокой остаточной нефтенсыщенностью, обусловленной смачиваемостью нефти или незначительным действием капиллярных сил. Процесс переформирования должен происходить в течение 4-5 лет и включать несколько последовательных этапов. 1.) Создание высокой проницаемости пласта в вертикальном направлении, например, путем проведения массовых гидроразрывов. 2.) Снижение капиллярных давлений и межфазных натяжений на границе нефтьвода, например, путем закачки растворителей, ПАВ или щелочей. В условиях современной ситуации с утилизацией попутного газа привлекательным представляется вариант закачки в пласт наиболее вязких компонентов попутного газа (либо ШФЛУ), т.к. они являются хорошими растворителями. 3.) Проведение вибросейсмического воздействия на пласт с целью форсирования гравитационного разделения нефти и воды. В этой главе излагаются методы моделирования процессов искусственного вторичного переформирования нефтяных залежей. 52 3.2 Моделирование разработки нефтяного пласта с трещинами ГРП при помощи ЦФМ На текущем этапе развития нефтяной науки самым популярным методом прогноза показателей разработки и моделирования процесса нефтеизвлечения является построение цифровых фильтрационных моделей (ЦФМ). Именно на основе таких моделей принимаются тактические и стратегические решения по осуществления воздействия на продуктивный пласт с целью добычи нефти. Однако такие модели требуют большого количества разнообразной и весьма точной исходной информации. Строго говоря, при моделировании разработки коллекторов с естественными или искусственными трещинами необходимо использовать модели двойной пористости. Но такие модели требуют еще большего количества исходной информации, которой зачастую просто нет в наличии или ее качество оставляет желать лучшего, а так же значительно увеличивают время счета и потребляемые машинные ресурсы. Вместе с тем, при разработке низкопроницаемых слабодрениеруемых пластов все большую популярность приобретает метод ГРП. В связи с этим, модели коллекторов с трещинами, как правило, строят без использования опции двойной пористости, но вводят разнообразные поправки. Это можно так же объяснить тем, что одновременное моделирование течения в пласте и в трещине конечноразностными методами сопряжено с большими сложностями (вычислительными и методическими), связанными с необходимостью введения расчетных ячеек, размеры которых различаются на несколько порядков, и использованием мелких временных шагов. Подход с одновременным моделированием течения в пласте и в трещине при помощи конечно-разностных алгоритмов обычно применяется при решении задач, которые ставятся для отдельно взятой скважины, например для расчета фильтрации и утечек в пласт жидкости разрыва при моделировании возникновения и распространения трещины или для идентификации параметров пласта и трещины по данным неустановившейся фильтрации. При этом фильтрация в пласте полагается двух- или трехмерной. Трещина считается прямоугольной, течение в трещине одномерное; обмен жидкостью между пластом и трещиной осуществляется только через боковые поверхности. Трещина ориентирована вдоль одной из осей разностной сетки и представлена рядом ячеек малой ширины, высокой проницаемости и пористости. В окрестности скважины и трещины необходимо измельчение разностной сетки. Такие модели могут использоваться как составная часть комплексной модели возникновения и развития трещины и недостаточно эффективны при моделировании процессов разработки 53 месторождений, когда требуется расчет сложных фильтрационных течений в системе скважин с трещинами гидроразрыва. Альтернативными являются полностью расщепленные модели, в которых раздельно рассматриваются трещина и пласт. В модели, рассчитывающей геометрию трещины и перенос пропанта, фильтрацию в пласт учитывают упрощенно, путем введения коэффициента утечек. Для пласта используют обычные фильтрационные модели, в которых эффекты, связанные с наличием трещины, учитываются косвенно, путем модификации каких-либо свойств пласта, приписываемых расчетным блокам, содержащим трещину. Причем эти изменения, как правило, вносятся в фильтрационную модель вручную. Существуют методики, основывающиеся на частичном расщеплении моделей пласта и трещины. При этом разностные сетки для пласта и для трещины независимы, а дополнительный модуль - специальный интерфейс - осуществляет “стыковку” моделей, пересчитывая модифицированные параметры скважин и расчетных блоков, внутри которых расположена трещина. В модели пласта трещина не моделируется отдельными расчетными блоками. Важными преимуществами применения независимых разностных сеток являются возможность использования достаточно крупной разностной сетки в модели пласта и более высокая чувствительность модели при расчете процесса роста трещины [13]. Часто трещину гидроразрыва моделируют с помощью увеличения радиуса скважины. Этот подход дает удовлетворительные результаты только в том случае, когда трещина содержится внутри одной расчетной ячейки. В противном случае такое моделирование трещины не дает возможности исследовать интерференцию скважин с достаточной для практических расчетов точностью и не позволяет адекватно рассматривать задачи обводнения добывающей скважины после гидроразрыва [3]. Такие задачи можно решать только с учетом направления, длинны, раскрытости и проводимости трещины. Только в этом случае возможен оптимальный выбор скважин – кандидатов для проведения ГРП и достоверный прогноз показателей разработки. Решение задачи построения ЦФМ коллектора с трещинами ГРП возможно с помощью модификации свойств пласта и системы пласт-флюид. Этот метод не вызывает затруднений при реализации расчетов и, при этом, имеет достаточную для инженерных задач точность [13]. В случае прямоугольной формы ячеек проводимость блоков ЦФМ определяется следующим образом: 54 3.1 3.2 Txпл NTG K xпл DZ DY ; T yпл NTG K yпл DZ DX ; Tzпл K zпл DX DY ; 3.3 где Txпл , T yпл , Tzпл - проводимости блоков в X, Y и Z направлениях; NTG - песчанистость блоков; K xпл , K yпл , K zпл - проницаемость блоков в X, Y и Z направлениях; DX , DY , DZ - размеры граней блоков. Формулы для межблочной проводимости учитывают проницаемость обоих блоков и сдвиг одного блока относительно другого. Пусть трещина гидроразрыва направлена параллельно оси Y. Тогда проводимость трещины определяется следующим образом: 3.4 3.5 T yтр K тр DZ ; Tzтр K тр DX ; где T yтр , Tzтр - проводимости трещины в Y и Z направлениях; K тр - проницаемость трещины (предполагается одинаковой во всех направлениях); - раскрытость трещины. Для построения модели пласта с трещиной ГРП вводят локальное измельчение сетки в скважиной ячейке и вдоль трещины (на рис. 3.1 приведен пример такого измельчения), после чего становится возможным учет техногенных процессов в пласте в близи трещины гидроразрыва, а так же прорыв воды в скважину по трещине. Проводимостью трещины в X направлении в масштабах ячеек локального измельчения сетки можно пренебречь. Затем преобразовывают проводимости ячеек, через которые проходит трещина: T yмод T yпл T yтр ; Tzмод Tzпл Tzтр . 3.6 3.7 Так же преобразовывают и функции ОФП. В трещине ОФП пропорциональны соответствующей насыщенности. Предположим, что насыщенность в трещине добывающей скважины равна насыщенности в соответствующем блоке модели пласта, а трещина в нагнетательной скважине заполнена нагнетаемым флюидом. Тогда в модели пласта для блоков, через которые проходит трещина, вводятся псевдофункции ОФП: K * i T yпл K i* пл T yтр K i* тр T yмод , 3.8 55 где K i* , K i* пл , K i* тр - псевдофункции ОФП, ОФП пласта и ОФП трещины, индекс i соответствует воде или нефти. Рисунок 3.1. Локальное измельчение сетки ЦФМ пласта с трещиной ГРП. Элемент пятиточечной системы расстановки скважин. 56 3.3 Моделирование смешивающегося вытеснения при помощи ЦФМ 3.3.1 Использование модели растворителя В этой главе описано 4-компонентное расширение модели нелетучей нефти (модели “black oil”) на основе эмпирической модели Тодда-Лонгстаффа. Одним из альтернативных подходов для моделирования смешивающегося вытеснения является модель, использующая поверхностные натяжения, основывающиеся на корреляции Маклеода-Сагдена. Такая модель требует использования композиционного подхода к моделированию, что существенно усложняет и удорожает расчеты, следовательно, модель Тодда-Лонстаффа является предпочтительной. Целью расширения является предоставление возможности моделировать способы добычи из пласта в случае, если нагнетаемые флюиды могут смешиваться с углеводородами пласта. Нагнетаемый флюид обеспечивает смешивающееся вытеснение, если между ним и нефтью пласта отсутствует граница фаз или поверхность раздела. Преимущество смешивающегося вытеснения перед несмешивающимся вытеснением, например заводнением, заключается в обеспечении очень высокого коэффициента вытеснения. В области, занятой смешивающимся флюидом, обычно остается весьма низкая насыщенность остаточной нефти. Такая модель растворителя реализована в блоке ECLIPSE 100 гидродинамического симулятора ECLIPSE SHLUMBERGER нескольких последних версий и позволяет специалисту моделировать нагнетание газа, избегая сложности и затраты, возникающие при использовании композиционной модели. Модель растворителя использует эмпирическую модель Тодда и Лонгстаффа для смешивающихся потоков и является достаточно гибкой для моделирования широкого спектра схем нагнетания газа. 57 3.3.2 Модель параметра смешиваемости Тодда-Лонгстаффа В процессах нагнетания смешивающегося газа полное вытеснение нефти в заполняемых регионах не гарантирует высокую общую эффективность добычи. Это связано с тем, что высокое неблагоприятное отношение подвижностей, присущее нагнетанию газа, означает, что поток неустойчив, и ведет к росту вязких языков, которые оставляют области нефти в пласте при прорыве газа. Гравитационное образование языков также может возникнуть вследствие значительной разности плотностей между нагнетаемым газом и нефтью в пласте. Поток является неустойчивым, и языки образуются при отношении подвижности, большем единицы, или в тех местах, где плотный флюид расположен выше менее плотного флюида, и языки быстро развиваются из небольших флуктуаций однородности пласта. Модели пласта должны учитывать рост языков в случае, если они могут возникнуть. Следующая функция вытеснения смешивающимся флюидом, которую необходимо включить в модель, — смешивание смесимых компонентов. Смешивание компонентов происходит на микроскопическом уровне и возникает из-за молекулярной диффузии и изменений скорости в пористой среде на масштабах порядка размера пор. Процесс смешивания отражается слагаемым диффузии в уравнениях компонентов. Правильный учет эффекта смешивания в модели важен, т.к. соответствующее слагаемое оказывает существенное заглушающее воздействие на рост вязких и гравитационных языков. Моделирование несжимаемого смешивающегося вытеснения изначально было основано на непосредственном решении конвективно-диффузионных уравнений для локальных концентраций каждого из участвующих в смешении компонентов. Однако такие модели ненадежны, если не удается определить мелкомасштабную структуру языков: эффекты смешивающихся ячеек будут тормозить скорость роста языков и приведут к оптимистическому прогнозу добычи. Численная диффузия, присущая конечноразностным схемам, также скрывает истинное смешивание смесимых компонентов, если только сетка не является достаточно мелкой. Количество ячеек сетки, необходимое для правильного расчета смешивающегося вытеснения, оказывается неприемлемо большим, а время расчета — слишком значительным. Модель Тодда-Лонгстаффа может представлять собой 4-компонентную систему, состоящую из воды, нефти, газа пласта и нагнетаемого растворителя, 3-компонентную систему, состоящую из воды, нефти и газа-растворителя или систему нефть/растворитель. 58 В областях пласта, где находится только растворитель и нефть пласта (возможно, содержащая растворенный газ), компоненты растворителя и нефти предполагаются смесимыми в любых пропорциях; следовательно, в пласте существует только углеводородная фаза. Требования модели к относительным проницаемостям такие же, как и для двухфазной системы (вода/углеводород). В областях пласта, содержащих только нефть и газ пласта, компоненты газа и нефти будут несмешивающимися, и будут вести себя как обычно в случае нелетучей нефти. В областях, содержащих сухой газ и растворитель предполагается промежуточное поведение. Моделирование несмешивающегося/смешивающегося перехода описано ниже. Модель Тодда-Лонгстаффа является эмпирическим методом учета эффектов физической дисперсии между смешиваемыми компонентами в углеводородной фазе. Модель использует эмпирический параметр , значение которого лежит в диапазоне между 0 и 1, и который описывает размер дисперсной зоны в каждой ячейке сетки. Таким образом, значение управляет степенью смешивания флюидов в каждой ячейки сетки. Значение =1 соответствует случаю, когда размер дисперсной зоны много больше характерного размера ячейки, и углеводородные компоненты можно считать полностью перемешанными в каждой ячейке. В этом случае участвующие в смешении компоненты имеют одинаковое значение вязкости и плотности, заданное соответствующими формулами правила смешивания. Значение =0 соответствует случаю пренебрежимо тонкой дисперсной зоны между газовым и нефтяным компонентами; при этом смешиваемые компоненты должны иметь вязкость и плотность чистых компонентов. В практическом применении для моделирования неполного смешивания смесимых компонентов требуется использовать промежуточные значения параметра . Обычно вязкость и плотность рассчитываются с использованием одного и того же параметра смешиваемости. Однако если этот параметр служит параметром для приведения в соответствие с историей, то иногда бывает полезно указать два отдельных параметра смешиваемости, один для вязкости, другой — для плотности. 59 3.3.3 Модель относительной проницаемости Относительные проницаемости несмешивающейся газовой фазы В областях пласта, в которых насыщенность растворителя мала, например, в области, заполненной бедным очищающим газом, вытеснение является несмешивающимся. В обычных моделях нелетучей нефти относительные проницаемости для трех фаз воды, нефти и газа — задают следующим образом: K rw K rw S w - как функцию водонасыщенности. K rg K rg S g - как функцию газонасыщенности. K ro K ro S w , S g - как функцию и водо- и газонасыщенности. При наличии двух газовых компонентов делается предположение, что полная относительная проницаемость газовой фазы представляет собой функцию полной газонасыщенности: K rg K rg S gas S sol . 3.9 Тогда относительная проницаемость каждого из газовых компонентов считается функцией локальной доли растворителя в газовой фазе: доля растворителя Fsol доля газа пласта Fgas S sol , S gas S sol S gas S gas S sol , 3.10 3.11 K rsol K rg K rfs Fsol , 3.12 K rgas K rg K rfg Fgas . 3.13 Как правило, функции K rfs K rsol K rg и K rfg K rgas K rg уравнения (3.12), (3.13) оказываются «прямолинейными» функциями, такими, что: K rfs 0,0 0,0; K rfs 1,0 1,0; K rfg (0,0) 0,0; K rfg 1,0 1,0. 60 Однако в некоторых случаях относительные проницаемости газа-растворителя задаются отдельно. Относительная проницаемость газ-нефть в областях смешивания В областях, где растворитель вытесняет нефть, и насыщенность газа в пласте мала, вытеснение углеводородов является смешивающимся. Тем не менее, необходимо учесть двухфазный характер водно-углеводородного вытеснения. Относительные проницаемости описываются выражениями: S oil K rn S n , Sn K roil K rsg S sol S gas Sn 3.14 K rn S n , 3.15 где K rsg - полная относительная проницаемость газа и растворителя, S n S gas S sol S oil , K rn n - относительная проницаемость для углеводородов в системе с водой. Тогда: K rsol K rsg K rfs Fsol , 3.16 K rgas K rsg K rfg Fgas , 3.17 с использованием кривых относительных проницаемостей газ-растворитель. Относительные представляются в фазовые виде проницаемости прямых. Можно растворитель-нефть смоделировать обычно модифицированные смешивающиеся относительные проницаемости (в виде кривых) с помощью определения множителей M kro и M krsg . Полные относительные проницаемости нефти и газа тогда описываются формулами: K roil M kro K rsg M krsg S oil K rn S n , Sn S sol S gas Sn 3.18 K rn S n . 3.19 61 Переход между смешивающимся и несмешивающимся режимами Описанные выше случаи представляют собой предельные ситуации, в которых вытеснение является либо полностью смешивающимся, либо полностью несмешивающимся. На практике существуют переходные области, в которых характер вытеснения изменяется с смешивающегося на несмешивающийся. Обычно это происходит, когда бедный газ прорывается через пробку растворителя. В методе Тодда-Лонгстаффа считается, что вытеснение будет смешивающимся, пока насыщенность растворителя не станет весьма малой (порядка 0,01). Однако этот переход может быть разным в разных ситуациях. Можно обрабатывать переход с помощью «функции смешиваемости». Эта функция зависит от доли растворителя в газовой фазе. Значения функции задаются таблицей и лежат в диапазоне между 0 и 1, причем 0 соответствует несмешивающемуся вытеснению, а 1 — смешивающемуся. Переходный алгоритм состоит из двух шагов: 1. Масштабирование концевых точек относительных фазовых проницаемостей с помощью функции смешиваемости. Например, остаточная нефтенасыщенность равна: S or S orm M S ori 1 M , где 3.20 S orm - насыщенность смешиваемой остаточной нефти, S ori - насыщенность несмешивающейся остаточной нефти, M - функция смешиваемости. Аналогично, для газа-растворителя: S sgr S sgrm M S sgri 1 M , 3.21 где S sgrm - насыщенность смешиваемого остаточного газа и растворителя, S sgri насыщенность несмешивающегося остаточного газа и растворителя. 2. Расчет смешивающейся и несмешивающейся относительной проницаемости и их масштабирование для новых конечных точек. Тогда относительная проницаемость будет получена интерполяцией между двумя значениям с смешиваемости: K r K rm M K ri 1 M , 3.21 использованием функции 62 где K rm - масштабированная несмешивающаяся Kr , K ri - масштабированная смешивающаяся K r . Трехфазный случай В случае отсутствия собственного газа пласта в качестве самостоятельной фазы вытеснение нефти растворителем всегда является смешивающимся в той или иной степени в зависимости от давления, следовательно, расчет переходов не применяется. Относительные проницаемости описываются выражениями: где S n S sol S oil . K rsol S sol K rn S n , Sn 3.23 K roil S oil K rn S n , Sn 3.24 63 3.3.4 Эффект водонасыщенности Еще одно свойство процессов нагнетания смешивающегося газа, которое нужно смоделировать, - это экранирующий эффект высокой водонасыщенности на поверхности контакта между смешивающимся газом и нефтью в пласте в каждой ячейки сетки. Эффективная насыщенность остаточной нефти при вытеснении газом увеличивается с ростом водонасыщенности; важно корректно смоделировать данный эффект, т.к. он может уменьшить эффективность смешивающегося вытеснения. Данный процесс описывается путем введения эффективной насыщенности остаточной нефти, S or , которая зависит от водонасыщенности S or S or S w . Тогда насыщенность подвижной нефти рассчитывается по формуле S o* MAX S o S or ,0.0. 3.25 Для полноты системы определяется соответствующая насыщенность подвижного газа, в которой критическая газонасыщенность S gc S gc S w задается для смешивающегося вытеснения. S g* MAX S g S gc ,0.0 . 3.26 Насыщенности подвижной нефти и газа S o* S g* используются для определения относительных проницаемостей компонентов, а также эффективных вязкостей и плотностей в каждой ячейке сетки. 64 3.3.5 PVT модель 4-фазная модель вязкости Тодд и Лонгстафф предложили следующую форму описания эффективной вязкости нефти и растворителя для использования в модели без смешивания: oeff o1 mos , seff s1 m , , geff 1g msg 3.27 3.28 3.29 где o , g , s — несмешанные вязкости нефти, растворителя и газа, mos — полностью смешанная вязкость системы нефть + растворитель, msg — полностью смешанная вязкость системы растворитель + газ, m — полностью смешанная вязкость системы нефть + растворитель + газ, — параметра Тодда-Лонгстаффа. Вязкости смеси mos , msg и m определяются с помощью правила “в степени 1/4” смешивания рабочей жидкости следующим образом: mos m o s So Ss s1 / 4 o1 / 4 So S s So S s 4 , 3.30 o s g S o 1/ 4 1/ 4 S s 1/ 4 1/ 4 S g 1/ 4 1/ 4 s g o g o s Sn Sn Sn msg s g Ss Sg 1g / 4 s1 / 4 S S Sg Ss s g 4 , 4 , 3.31 3.32 где S n S oil S sol S gas . Случай =1 описывает зону высокой дисперсии системы нефть-растворитель. Модель Тодда-Лонгстаффа рассматривает этот случай как замещение отношения подвижностей в локальном объеме. 65 Если =0, то o oeff и s seff , т.е. эффективная вязкость каждого компонента равна своему «чистому» значению. Этот случай соответствует локальному высокому отношению подвижностей и описывает пренебрежимо тонкую зону дисперсии системы нефть-растворитель. Подход, использующий параметр смешиваемости, позволяет моделировать случай зоны частичного смешивания с помощью выбора промежуточного значения . Расчет полного 4-компонентного смешивания можно представлять себе как два отдельных вытеснения со смешиванием: газ/растворитель и растворитель/нефть. 4-компонентная модель плотности Учет эффективных плотностей нефти и растворителя основан на законе 4-й степени для эффективных вязкостей. Обычно расчет плотности основывается на том же параметре смешиваемости, что и расчет вязкости; однако можно использовать и отдельный параметр смешиваемости для вычисления эффективной плотности. Плотности определяются с помощью следующей процедуры. Вначале с помощью уравнений (3.27) – (3.32) рассчитываются частично смешанные или эффективные вязкости. Затем значение эффективной вязкости каждого компонента подставляется в уравнения (3.30) – (3.32) для нахождения доли эффективной насыщенности, которую следует использовать при расчете плотности нефти и растворителя. Доли эффективной насыщенности, используемые для расчета плотности, таковы: So Sn oeff 1 / 4o 1 / 4 o1 / 4s oeff o s oe 1/ 4 1/ 4 3.33 , 1/ 4 o s g S gf o s 1 / 4 S of o g So seff , 1/ 4 o g S of 1 S gf o s 1 / 4 S n se 1/ 4 So Sn geff s s g /4 1geff s1 / 4 1g / 4 ge 1/ 4 где Sof Soil Soil S gas и S gf S gas Soil S gas . 1/ 4 , 3.35 3.34 66 Эффективные плотности нефти, газа и растворителя ( oeff , geff и seff ) вычисляются с учетом долей эффективной насыщенности из уравнений (3.33) – (3.35), и плотностей чистых компонентов ( o , g и s ) — с помощью следующих формул: S s 1 o S n oe S oeff o o Sn S seff s o Sn g S gf se So 1 S n S geff g o Sn , oe o S of se S s 1 o S n ge 3.36 So 1 S n . ge , se 3.37 3.38 Трехфазная модель Для трехкомпонентного (в отсутствие свободного пластового газа) описанная выше модель вязкости принимает упрощенный вид: m oeff 01 m , 3.39 seff s1 m . 3.40 o s S s 1/ 4 S o 1/ 4 o s S S n n , 4 3.41 где S n S o S s . Модель плотности также упрощается: So Sn 1/ 4 1/ 4 oeff 0 1s / 4 o1 / 4 , 1/ 4 oeff o1 / 4 s1 / 4 oe 3.42 So Sn 1/ 4 1/ 4 seff 0 s1 / 4 o1 / 4 , 1/ 4 seff o1 / 4 1s / 4 se 3.43 S oeff o o Sn S s 1 o S n oe , oe 3.44 67 S seff o o Sn S s 1 o se S n . se 3.45 В трехкомпонентном случае можно задать для газа растворителя поверхностную плотность, отличную от поверхностной плотности растворенного газа. В уравнениях (3.44) и (3.45) чистая плотность растворителя при пластовых условиях s вычисляется на основе поверхностной плотности растворителя. Плотность нефти при пластовых условиях o рассчитывается на основе поверхностных плотностей товарной нефти и растворенного газа. 68 3.3.6 Выбор параметра смешиваемости Использование модели параметра смешиваемости должно быть ограниченным, кроме случаев, когда удается смоделировать параметр смешиваемости на широком диапазоне условий работы. Значение =1 приводит к поршневому вытеснению нефти нагнетаемым растворителем. Если =0, то вытеснение аналогично несмешивающемуся вытеснению (за исключением расчета относительной проницаемости). Промежуточное значение приводит к непрерывному росту насыщенности растворителя за фронтом растворителя. В модели Тодда-Лонгстаффа эффект образования вязких языков в двумерном случае учитывается путем задания =2/3 независимо от отношения подвижностей. Для моделирования в масштабе месторождения предлагается задавать =1/3 . Однако в общих задачах обеспечения соответствия с историей параметр смешиваемости можно рассматривать как полезную переменную, позволяющую учесть процессы в пласте, которые не были адекватно смоделированы. 69 3.3.7 Зависимость смешиваемости от давления Для многих случаев смешивающегося вытеснения растворитель является смесимым только при высоком давлении в пласте. Как правило, капиллярное давление в системе растворитель/нефть уменьшается с ростом давления, и только когда оно становится равным нулю два флюида можно считать смешивающимися. Зависимость смешиваемости от давления можно описать с помощью задания функции смешиваемости M p зависящей от давления. Она используется для интерполяции между значениями PVT, относительной проницаемости и капиллярного давления, соответствующими смешивающемуся и несмешивающемуся случаям. PVT-свойства интерполируются следующим образом (в качестве примера рассмотрен случай газа): 1 1 1 1 M p , Mp B g B gm B gi 3.46 1 1 1 1 M p , Mp B g B gm B gi где Bg — объемный коэффициент газа, Bgi 3.47 — объемный коэффициент несмешивающегося газа, Bgm — объемный коэффициент смешивающегося газа, B g — объемный коэффициент газа*вязкость, B gi — объемный коэффициент газа*вязкость (несмешивающийся случай), B gm — объемный коэффициент газа*вязкость (смешивающийся случай), M p — функция смесимости, зависящая от давления. Интерполяция относительной проницаемости осуществляется аналогичным образом как переход от несмешивающегося вытеснения к смешивающемуся в зависимости от концентрации растворителя. (cм. главу 3.3.3 “Модель относительной проницаемости”). Капиллярное давление рассчитывается следующим образом: Pcog Pcog S g M p Pcog S g S s 1 M p , 3.48 где S g - насыщенность бедного газа, S s - насыщенность растворителя. 70 3.4 Моделирование виброволнового воздействие на нефтегазовые пласты 3.4.1 Изменение фазовых проницаемостей среды Принято считать, что в основе механизма влияния колебаний на фильтрацию двухфазного потока вода-нефть (смачивающая фаза – несмачивающая фаза) лежат процессы, в соответствии с которыми капли нефти в поле колебаний становятся подвижными в водном потоке. Это может произойти либо из-за кластеризации – слияния капель в “ручейки”, либо из-за появления капель с размерами значительно меньшими, чем радиусы поровых каналов [15]. Колебания такой водонефтяной системы приводят изменениям динамики фильтрации главным образом дисперсной (диспергированной) фазы. При этом наибольшее воздействие со стороны поля колебаний испытывают крупные капли и конгломераты, форма которых отличается от сферической. Вибрационные ускорения, которые приобретает скелет пласта, движущийся синфазно с дисперсионной средой, и дисперсная фаза в поле колебаний, зависят от соотношения плотностей фаз: 1 / 2 a 1 a2 , 3 . 49 здесь 1 и 2 – соответственно плотности дисперсионной среды и дисперсной фазы, a1 и a 2 – соответственно ускорения, которые получает скелет пласта, движущийся синхронно с дисперсной средой, и дисперсная фаза в поле колебаний. Как видно, более легкая по плотности дисперсная фаза имеет более высокое значение ускорения по сравнению с дисперсионной средой, т.е. дисперсная фаза перемещается относительно дисперсионной среды в том же направлении. Такая динамика поведения дисперсной фазы в условиях подвижной смачивающей пленки на поверхности поровых каналов препятствует ее адгезионному взаимодействию с поверхностями поровых каналов, которое действует через смачивающую пленку и пропорционально продолжительности контакта. В результате этого при наличии градиента внешнего давления эффективность вытеснения дисперсной фазы должна быть существенно выше по сравнению с тем случаем, когда колебания отсутствуют. На ряду с этим, под действием колебаний дисперсной фазы появляются специфические гидродинамические микротечения, которые становятся причиной появления между каплями и конгломератами дисперсной фазы так называемых сил притяжения Бьеркнесса, приводящих к их сиянию с образованием кластеров. Если же капли нефти имеют размеры меньше размеров пор, то силы напряжения между ними невелики и может наблюдаться их дробление на еще более мелкие частицы из-за сильного 71 понижения межфазного натяжения. Помимо указанных колебательных перемещений дисперсной фазы относительно своих центров и друг друга капли и конгломераты совершают объемные пульсации, которые сопровождаются гидродинамическими микротечениями и сносом диффузионных подслоев вокруг них. В результате этого происходит утоньшение поверхности адсорбционных слоев вокруг дисперсной фазы. Источниками таких пульсаций являются микронеоднородности пористой среды, а так же поверхности раздела фаз. В случае неподвижной смачивающей пленки между дисперсной фазой и поверхностью порового канала движение дисперсной фазы в канале не происходит, пока не будут преодолены капиллярные силы. Движение дисперсной фазы в первом полупериоде колебаний соответствует режиму пропитки, т.е. градиенты колебательного и капиллярного давления совпадают друг с другом. Во втором полупериоде градиент колебательного давления изменяется и становится противоположным по направлению градиенту капиллярного давления, т.е. движение дисперсной фазы соответствует режиму дренирования. При этом в силу наличия капиллярного гистерезиса градиент капиллярного давления возрастает и частично либо полностью “гасит” движение дисперсной фазы. Если направления градиентов капиллярного и колебательного давлений совпадают, то ускорения капель и конгломератов дисперсной фазы направлены в сторону дисперсионной среды и способствуют уменьшению радиуса менисков поверхности раздела фаз. Очевидно, что в этом случае происходит уменьшение угла смачивания и, поскольку градиент капиллярного давления при этом возрастает, соответственное усиление режима пропитки. В случае насыщения пористой среды двумя несмешивающимися жидкостями (нефть и вода) и достижения предельной остаточной насыщенности по одной из них, фазовая проницаемость для жидкости, достигшей предельной насыщенности, обращается в нуль. Фактически это означает разбиение остаточной жидкости на отдельные, несвязанные капли и скопления, окруженные со всех сторон противоположной фазой и неподвижные при фильтрации в равновесных условиях. Объемное содержание остаточной неподвижной жидкости в порах пласта при этом может быть довольно высоким. Это явление во многом определяет предельную остаточную нефтенасыщенность полностью обводненных пластов и снижение продуктивности добывающих скважин вследствие блокирующего действия попадающей в пласт воды. Колебательное воздействие восстанавливает связность и фильтрационное течение остаточной фазы. Экспериментальные данные свидетельствуют о возможном продвижении изолированных включений нефти в природных материалах в условиях повышенной скорости фильтрации, 72 обусловленной гидродинамическим напором. Этот эффект объясняют исходя из развитых в теории перколяции соображений о том, что в горной среде имеются распределения изолированных включений по размерам и с увеличением гидродинамического напора достаточно большие включения изолированной фазы – ганглии – становятся подвижными. Исходя из того факта, что колебания приводят к возникновению инерционных эффектов, можно оценить подвижность изолированных капель остаточной фазы в поровом канале, представленном системой поровых расширений, соединенных поровыми сужениями [15]. Подобная модель порового канала характерна, например, для хаотической упаковки шаров или для уплотненного кварцевого песка. Устойчивость межфазной границы (между нефтью и водой) в сужении порового канала определяет положение защемленной фазы и зависит от свойств жидкостей, межфазного натяжения жидких фаз и адгезии жидкостей к твердой фазе. Поскольку нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, существует гистерезис смачивания для воды. Статический угол избирательного смачивания при том превышает / 2 и является неравновесным. На контуре смачивания нефть-вода создается сила адгезионного натяжения, действующая со стороны твердого тела на единицу длины контура смачиваемости и препятствующая продвижению воды вглубь сужения. Если преодолеть энергетический барьер адгезионных сил сцепления нефти с твердой фазой, то угол избирательного смачивания становится острым и, вследствие реализации капиллярных сил, вода выталкивает нефть из сужения в более широкую часть порового канала. При наложении на систему колебательного поля появляются добавочные инерционные силы F , пропорциональные разности плотностей фаз и колебательному ускорению среды. Если задавать при этом значения колебательных смещений соизмеримым с эффективным радиусом поровых каналов в среде, т.е. ~ rэф , то величину этих добавочных сил можно оценить как [15]: F ~ 2 r эф2 в ** н , 3 . 50 ** где в , н - плотности соответственно воды и нефти, - колебательное ускорение пористой среды. Тогда условие вибрационного преодоления адгезионного барьера смачивания и нарушения метастабильности системы можно записать в виде: 2 r эф2 в ** н тв тн 2 r эф , 3 . 51 где тв , тн - соответственно межфазные натяжения на границах твердое тело – вода и твердое тело – нефть. 73 Адгезионное натяжение можно записать в виде: тв тн W нв , где W 2Ф тв нв - работа сил адгезии, 3.52 Ф - безразмерный коэффициент, характеризующий свойства контактирующих фаз. Для контакта нефти с водой Ф ~0,5-0,6. Учитывая (3.51) и (3.52), получаем условие для оценки пороговой величины колебательного ускорения при условии, что колебательные смещения соизмеримы с радиусами поровых каналов среды: ** нв 2Ф тв нв . rэф2 в н 3.53 В попытке учесть физические эффекты воздействия классическая теория двухфазного течения Маскета-Леверетта наталкивается на принципиальные трудности, связанные с неопределенностью эмпирических функций фазовых проницаемостей f i S и капиллярного давления pi S , которые замыкают фазовые уравнения сохранения масс и обобщенный закон Дарси. Фазовые проницаемости могут быть функциями не только насыщенности S, но и некоторых параметров внешнего физического воздействия. При этом задача определения даже качественных свойств этих функций, которые требуются для теоретических расчетов, существенно осложняется. В такой ситуации проявляются преимущества нетрадиционного направления – микромеханики двухфазного течения, которая дополняет существующую макроскопическую теорию детальными механизмами движения на уровне поровых каналов и ансамблей пор пористой среды. Она включает физический и математический эксперименты на моделях пористой среды и перколяционное описание многофазной фильтрации. Подобные исследования дают достаточно информативные результаты, и использование этой методики представляется перспективным для моделирования влияния колебательного поля. Чтобы получить условие мобилизации остаточной фазы в пористой среде под действием поля колебаний, рассмотрим пористую среду в виде регулярной трехмерной решетки капилляров с известным координационным числом. Каждый капилляр соединяет соседние i-й и j-й узлы и характеризуется своим радиусом rij и проницаемостью k ij rij2 8 . Радиус капилляра считается случайной величиной, распределенной согласно числовой функции распределения пор по радиусам r r , удовлетворяющей условию нормировки: r dr 1. 3.54 r 0 74 Пусть pi - значение локального поля давления в рассматриваемой дискретной среде. Тогда поток вещества I ij через отдельный капилляр пропорционален градиенту давления: k ij p i p j I ij rij2 l , 3 . 55 или, в виде аналогичном закону Ома, I ij qij Vi V j , 3.56 где под проводимостью понимается q ij rij2 k ij l 4 1 k ij , 8 l 3 . 57 а Vi V j - разность потенциалов (в данном случае – локальных давлений). Для локальных потоков I ij справедливы уравнения Кирхгофа: r V ij i V j 0, 3 .58 j где суммирование производится по всем узлам соседним с i-м. Уравнения (3.55)-(3.58) по сути являются конечно-разностными представлениями закона Дарси и уравнения неразрывности x I 0 . Предположим, что в поровом объеме диспергированы две фазы: нефть и вода (несмачивающая фаза и смачивающая фаза). Нефтенасыщенность ниже порога перколяции, т.е. нефтяная фаза разбита на отдельные несвязанные кластеры (капли) и равновесных условиях является неподвижной фазой и не извлекается. Поры, заполненные нефтью, непроницаемы для воды в связи с проявлением капиллярных и других сил имеют нулевую проводимость. Пусть S – объемная доля пор, заполненных водой, тогда S н 1 S - объемная доля нефтяных пор или нефтенасыщенность. Предположим, что поры, заполненные водой, и поры, заполненные нефтью, распределены в решетке капилляров хаотическим образом. При этом вероятность заполнения произвольно выбранной поры одной из фаз не зависит от того, какой фазой заполнены соседние поры, и равна доле пор, занятых этой фазой, т.е. насыщенности [15]. Пусть нефтью заполнены все поры с радиусом r fI r r fII , тогда: S r fI r max r min r fII r dr r dr , 3.59 75 r fII S н r dr. 3.60 r fI Для оценки эффективных коэффициентов переноса по фазам в рассмотренной случайной решетке капилляров используем метод самосогласованного поля. Преимущество этого метода перед другими способами определения эффективных коэффициентов состоит в том, что в нем качественно учитывается эффект разрыва связности фазы при достаточно малой насыщенности, приводящего к прекращению массопереноса. Метод самосогласованного поля состоит в замене рассматриваемой случайной среды некоторой эффективной средой, представляющей собой решетку из одинаковых элементов. Проводимость элемента в эффективной решетке выбирается из условия согласования: разность потенциалов на одном элемента со случайной проводимостью, окруженном эффективной средой, должна иметь среднее значение, характерное для исходной решетки. Метод самосогласованного поля дает уравнение для определения эффективного радиуса rэф однофазной среды [15]: r r r dr 0, 3.61 r r Z 2 1r 4 эф 2 4 4 4 эф 0 где Z – координационное число решетки, описывающее число поровых каналов, сходящихся в одном узле, и определяющее структуру пористой среды. Структура терригенного типа коллектора (среда гранулярного вида) описывается кубической решеткой капилляров с координационным числом Z=6, а структура коллектора карбонатного типа (среда с трещиноватой пористостью) характеризуется координационным числом Z=4. Для определения эффективных радиусов rв* , rн* при двухфазной фильтрации соответственно воды и нефти в рассмотренной случайной решетке капилляров с учетом (3.14) и (3.15) получаем следующие уравнения [15]: r fI r fII F r , r dr F r dr F r , r dr 0, 3.62 * в * в 0 r fI 0 r fI r fII 0 r fI r fII * F0 r dr F rн , r dr F0 r dr 0, r fII где F0 r r , r Z / 2 1 2 3.64 3.63 76 F ri* , r r r 4 r . r 2 r 4 Z / 2 1ri*4 *4 i 3.65 Относительная проницаемость пористой среды для рассматриваемых фаз будет определяться следующим образом: fв rв*4 , 4 rэф 3.66 fн rн*4 , rэф4 3.67 где rэф - эффективный радиус однофазной среды, определяемый из (3.61). Абсолютная проницаемость определяется как: k mrэф2 / 24, 3.68 где m - коэффициент пористости. Воздействие внешнего колебательного поля обуславливает повышение подвижности и перераспределение капель и кластеров остаточной фазы, локализованных в достаточно узких порах. В рамках описанной перколяционной модели это явление I можно описать приращением r f r fI r в уравнениях (3.62) и (3.63), положительным для гидрофильной пористой среды и отрицательным для гидрофобной. В предположении II неизменности за малый промежуток времени насыщенности S, возмущенное значение r f при этом будет определяться из выражения (3.60). I II Решение уравнений (3.62) и (3.63) со значениями r f и r f дает возмущенные значения эффективных радиусов rв* и rн* , по которым с учетом (3.66) и (3.67) можно оценить изменения фазовых проницаемостей среды для нефти и воды. В качестве функции распределения капилляров по радиусам часто используют функцию вида: r b br K K! exp br , 3.69 где b и K - параметры распределения. Различия на кривых относительных фазовых проницаемостей при виброволновом воздействии и без него наиболее существенно проявляются в области пороговых значений соответствующих нефте- и водонасыщенностей. Приращения фазовых проницаемостей для нефти и воды меняют знак с изменением насыщенностей, причем минимум изменения относительных проницаемостей под влиянием колебаний соответствует точке пересечения кривых относительных проницаемостей для нефти и воды. Эта точка пересечения определяет некоторое критическое значение нефте- и водонасыщенности 77 пористой среды по отношению к колебательному воздействию. Эффективный радиус среды rэф , а следовательно и абсолютная проницаемость в построенной модели определяются функцией распределения (3.69). С изменением абсолютной проницаемости характер влияния колебаний меняется. С уменьшением проницаемости величина критической нефтенасыщенности снижается, причем более резко для среды с трещиноватой пористостью. С уменьшением абсолютной проницаемости пористой среды эффективность воздействия возрастает. Влияние вибровоздействия на процессы двухфазной фильтрации наиболее существенно в области преобладания насыщенности одной фазы жидкости над другой. В этом случае фильтрация одной из фаз отсутствует или мала из-за накопления разрывов связности в крупных порах и образования застойных областей “малой” фазы в мелких порах среды. Колебания мобилизуют жидкость в мелких порах, способствуют восстановлению связности ”малой” фазы и ее течению в пористой среде. Если водонасыщенность в точке пересечения кривых фазовых проницаемостей нефти и воды равна S 0 , то в начальном интервале изменения водонасыщенности 0 S S 0 , когда нефтяная фаза еще является дисперсионной средой, а дисперсной фазой служит вода, фазовая проницаемость для воды в поле колебаний больше, чем без воздействия рис. 3.2 В то же время фазовая проницаемость для нефти в этом интервале водонасыщенности не испытывает серьезных изменений. В точке S S 0 , где обе жидкости взаимодиспрегированны, фазовые проницаемости для нефти и воды равны друг другу. При дальнейшем росте водонасыщенности S 0 S 1 , когда нефтяная фаза становится дисперсной, а вода – дисперсионной средой, фазовая проницаемость для нефти в поле колебаний выше, чем без воздействия. Фазовая проницаемость для воды в этом интервале остается практически той же, что и без воздействия, т.е. не испытывает значительного влияния колебаний. Необходимо указать еще на одну особенность картины фазовых проницаемостей, связанную с поведением дисперсной фазы в поле колебаний. Точка обращения фазовой проницаемости для диспергированной нефти в нуль определяет пороговую водонасыщеноость, выше которой нефть неподвижна. При большей водонасыщенности нефтяные струйки в системе пор разрываются на отдельные блокированные капли и, следовательно, нефтеотдача обводненного пласта имеет физический предел, обусловленный пороговой водонасыщенностью выше которой нефть неподвижна. Пороговая подвижность имеется и для воды, когда она является дисперсной фазой. При воздействии колебаний значения пороговой водонасыщенности для нефти смещаются вправо, а для воды – влево. 78 Рисунок 3.2 Относительные проницаемости пористой среды для нефти и воды без воздействия (соответственно кривые 2 и 1) и при виброволновом воздействии (соответственно кривые 4 и 3). Если в пласте фильтруется нефтеводяная смесь, то появление третьей фазы (свободного газа), объем которой не достигает некоторого предельного значения (1015%), приводит к снижению водонасыщенности. При этом характер зависимости фазовых проницаемостей для нефти и воды от водонасыщенности в поле колебаний остается таким же, как и при двухфазной фильтрации. 79 3.4.2 Изменения капиллярного давления Ускорения, возникающие в результате колебаний каждой из насыщающих фаз, в соответствии со вторым законом Ньютона, приводят к появлению в них сил инерции и соответствующих колебательных давлений, которые направлены в ту же сторону, что и колебательные ускорения. Поскольку плотность смачивающей жидкости (например, воды) обычно больше плотности несмачивающей, большее давление развивается в смачивающей жидкости. Если принять, что в течение каждого полупериода колебаний колебательные ускорения остаются постоянными и равными максимальным амплитудным значениям, то в соответствии с определением капиллярного давления, как разности давлений в несмачивающей и смачивающей фазах, нетрудно определить возникающий при этом градиент капиллярного давления как [15]: p 0 1 н в p к 2 A c , x x 1 2 н в 3 .70 где p 0 и p к - капиллярные давления – соответственно начальное (без воздействия) и в поле колебаний, x - линейная координата, - частота, A - максимальная амплитуда смещения, н - плотность нефти, в - плотность воды, с - плотность нефтеводяной смеси. Величину, стоящую справа от знака плюс-минус в выражении (3.70) можно назвать градиентом акустического капиллярного давления p ак . Движение нефтяной фазы в первом полупериоде колебаний соответствует режиму пропитки, т.е. p 0 и p ак совпадают по направлению. Следовательно, общее капиллярное давление в первом полупериоде в целом возрастает и ускорение, получаемое нефтяной фазой, направлено в сторону водяной фазы. Во втором полупериоде акустическое капиллярное давление изменяется и становится противоположным по направлению начальному капиллярному давлению, т.е. движение нефтяной фазы соответствует режиму дренирования. При этом из-за капиллярного гистерезиса начальное капиллярное давление возрастает и “гасит” встречное движение нефтяной фазы. В результате этого капиллярное давление во втором полупериоде колебаний может быть либо ниже, либо оставаться неизменным по сравнению с первым полупериодом. В целом за один период колебаний капиллярное давление будет выше, чем в начальных условиях (без воздействия). А поскольку капиллярное давление является однозначной функцией водонасыщенности, его возрастание в поле колебаний приводит к снижению водонасыщенности. 80 3.4.3 Внутрипластовое разгазирование нефти и снижение водонасыщенности пласта При воздействии колебаний на нефтяной пласт характер внутрипластового появления газовых пузырьков зависит от соотношения между текущим пластовым давлением, амплитудой колебательного давления и давлением насыщения нефти газом [15]. Происходящий при этом процесс разгазирования иллюстрируется схемой, показанной на рис. 3.3. Как видно, в фазе разряжения, когда переменное колебательное давление опускается ниже давления насыщения, происходит расгазирование нефтяной фазы. Но в фазе сжатия, сопровождающейся повышением колебательного давления выше давления насыщения, полного обратного растворения газовой фазы в жидкости не происходит в силу известного явления гистерезиса растворимости. Рисунок 3.3 Схема изменения акустического давления при пластовом давлении выше давления насыщения. Для постороннего наблюдателя, который не замечает “быстрых движений”, этот процесс будет выглядеть как эффект внутрипластового повышения давления насыщения нефти газом в поле колебаний. Давление насыщения в поле колебаний может увеличиваться на 20-30% от первоначального значения. После прекращения воздействия давление насыщения постепенно возвращается к исходному значению, существовавшему до воздействия. В пластовой нефти на поверхности газовых пузырьков происходит адсорбция органических (поверхностно-активных) веществ, которая приводит к снижению межфазных натяжений на границе с жидкостью и препятствует их коалесценции. По этим 81 причинам пузырьки газа, образующиеся в поле колебаний в реальных жидкостях, сохраняются стабильными даже при очень малых размерах, близких к зародышевым, не увеличиваясь более в размерах. Выделившиеся пузырьки рассеяны по всему массиву нефти. Если доля порового объема, занимаемая газовой фазой в пласте, не превышает определенной доли порового объема, то нефтяная фаза не дегазируется и газ остается неподвижным относительно нефтяной фазы. Исходя из анализа трехфазной диаграммы фазовых проницаемостей, М.Л. Сургучев определил, что доля порового объема плата, занимаемая в этом случае газовой фазой, не должна превышать 15-20%. При более высокой газонасыщенности эта фаза начинает двигаться самостоятельно. Состояние нефтегазовой смеси, когда пузырьки газа, рассеянные по объему нефти, остаются неподвижными относительно нефтяной фазы, было охарактеризовано в.д. Лысенко как “разгазирование нефти без ее дегазации”. Исходя из предположения, что распределение газовых пузырьков по массиву нефти носит равномерный случайный характер, он показал, что упомянутая доля порового объема пласта близка к 33%. Эта величина была принята им за критерий разгазирования нефти без ее дегазации. Иначе говоря, возникающая в результате воздействия колебаний газированная нефтяная фаза в пласте теоретически может годами оставаться стабильной, если доля порового объема, занимаемая в пласте газовой фазой, не будет превышать 1533% порового объема пласта. Объем такой газированной нефтяной фазы будет зависеть от величины амплитуды колебательного давления, текущего пластового давления и давления насыщения нефти газом. Чтобы доказать это, обозначим долю нефти в объеме газированной нефтяной фазы, возникающей по действием колебаний, через: U 0 U 0 U Г 3.71 где U 0 - объем чисто нефтяной фазы, U Г - объем газовой фазы. При падении давления ниже уровня давления насыщения на величину dp происходит следующее [15]: 1. расширение нефти, в которой растворен газ, на величину dp , где const ; 2. расширение свободного газа на величину 1 dp p (примем изотермический режим); 3. выделение газа из нефтяной фазы, в которой он растворен, по закону Генри на величину C / dp (здесь - плотность свободного газа, C - постоянная закона Генри). 82 p , и в итоге получаем В силу изотермического уравнения состояния локальное изменение доли нефти в объеме газированной нефтяной фазы: C 1 d 1 , dp p p 3 . 72 где - постоянная, определяемая из уравнения состояния. Из определения доли нефти в объеме газированной нефтяной фазы следует, что: d U 0 dU Г U 0 U Г 2 , 3.73 и в результате имеем: d 1 C dp . p 3.74 Пусть 1 C b1 , тогда получим: d dp . 1 b1 p 3.75 Постоянная интегрирования определяется из условия =1 при p p 0 (здесь p 0 давление насыщения). В данном случае b1 является известной функцией начальной растворимости газа в нефти и коэффициента объемного расширения нефти. После интегрирования находим следующую зависимость между относительным изменением объема газированной нефтяной фазы и текущим колебательным давлением p : 1 b1 p , p0 1 b1 p ак p пл p 0 , 3 . 76 где p пл - пластовое давление, p ак - амплитуда колебательного давления. Отсюда определяется соотношение между амплитудой колебательного давления и увеличением объема нефтегазовой смеси в результате воздействия [15]: p пл p ак 1 b1 , p0 b1 3.77 где 1 / - относительный объем газированной нефтяной фазы (отношение объема газированной нефтяной фазы к объему чисто нефтяной фазы в потоке). Соотношение между плотностями чисто нефтяной, газированной нефтяной и газовой фазами имеет вид [15]: нг н 1 1/ , 3.78 где нг - плотность газированной нефтяной фазы, н - плотность чисто нефтяной фазы. 83 После раскрытия параметра b1 имеем следующую характеристическую зависимость для определения амплитуды акустического давления, при которой в пласте еще сохраняется состояние разгазирования нефти без ее дегазации [15]: p 2G0 p ак пл , p пл p ак p 0 , p0 p0 p 0 2G0 3.79 где давления имеют размерность кгс/см2, G0 - растворимость газа в нефти до начала воздействия в (м3*кгс/см2)/м3. На рис. 3.4 приведены расчетные зависимости увеличения объема нефтегазовой смеси от амплитуды акустического давления, текущего пластового давления и давления насыщения. Здесь b - коэффициент объемного расширения нефти, U нг - объем нефтегазовой смеси в м3. Как видно, объем нефти, газированной в результате воздействия колебаний, существенно больше аналогичного объема без воздействия. Рисунок 3.4 Увеличение объема нефтегазовой смеси с ростом амплитуды акустического давления в поле колебаний. В пределах фиксированного размера порового пространства пласта увеличение объема газированной нефтяной фазы в поле колебаний приводит к соответствующему вытеснению из залежи водяной фазы и, следовательно, к снижению водонасыщенности пласта. 84 ГЛАВА 4 АНАЛИЗ И МОДЕЛИРОВАНИЕ ЕСТЕСТВЕННОГО ВТОРИЧНОГО ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА СЕКТОРНЫХ МОДЕЛЯХ НЕФТЕКУМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 4.1. Геолого-физические характеристики пласта IX1+2 Нефтекумского нефтяного месторождения Геолого-физические характеристики пласта IX1+2 Нефтекумского нефтяного месторождения приведены в таблице 4.1. Нефть парафинистая, смолистая, маловязкая. Пласт глубоко залегающий, с малой нефтенасыщенной толщиной. Нефть характеризуется высоким газосодержанием. Геологические запасы пласта невелики (таблица 4.2). Текущий КИН 0,127. Работающих скважин на 01.01.2010 г. нет. Таблица 4.1 Геолого-физические характеристики пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения. Показатели Средняя глубина залегания, м (а. о.) Тип залежи Тип коллектора IX1+2 3397 массивная поровый Площадь нефтенасыщенности, тыс.м2 9166 Средняя общая толщина, м Средняя нефтенасыщенная толщина, м Пористость, доли ед. Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед. Проницаемость, 10 -3 мкм2 Коэффициент песчанистости, д. ед. Коэффициент расчлененности 18,2 5.6 0.22 0.71 64.0 0,62 3,6 Пластовая температура, 0С Пластовое давление, МПа Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 Объемный коэффициент нефти, д. ед. Содержание серы в нефти, % Содержание парафина, % Давление насыщения нефти газом, МПа Газосодержание, м3/т Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 Начальные геологические запасы нефти, тыс.т. (ПЗ 2008 г.) 147 33.9 0.397 655 0.815 1.55 0.05 17.10 18.8 203.5 1.054 4247 85 ТАБЛИЦА 4.2. Запасы.+ 86 Средняя пористость по пласту составляет 22 %. Начальная нефтенасыщенность 0,71 д.ед. начальные геологические запасы нефти составляют 4247 тыс.т. Пласт подстилается подошвенной водой. Все запасы расположены в ВНЗ. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин представленная на рис. 4.1. Геологический разрез пласта представлен на рис. 4.2. Карты начальной насыщенности, пористости и проницаемости представлены на рис. 4.3 - 4.5 (по результатам апскейлинга геологической модели). Гидродинамические исследования скважин Нефтекумского месторождения проводились в процессе разведки и эксплуатации месторождения. Сводная таблица результатов гидродинамических исследований скважин по пласту IX1+2 представлена в таблице 4.3. Гидродинамические исследования скважин Нефтекумского месторождения проводились в процессе разведки и эксплуатации месторождения. Индикаторные диаграммы строились по данным исследований на разных режимах работы скважины. По наклону индикаторной диаграммы определялся коэффициент продуктивности. В большинстве случаев исследования проводились на трех режимах. Индикаторные диаграммы имеют вид прямых линий, рис. 4.6. Искривления диаграмм не наблюдаются. Для анализа разработки и построения гидродинамической модели месторождения составлена таблица 4.4, содержащая информацию о средних фильтрационных характеристиках продуктивного пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения. С начала разработки месторождения изменение среднего пластового давления оценивается как незначительное, из этого следует, что залежь разрабатывается на упруговодонапорном режиме (рис 4.7). 87 Таблица 4.3. Сводные ГДИ Рисунок 4.1 Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения (зеленый цвет – категория запасов С1, голубой цвет – категория запасов В). Рисунок 4.2 Геологический разрез пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения. Рисунок 4.3 Распределение начальной нефтенасыщенности (д.ед.) пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения. 91 Рисунок 4.4 Распределение пористости (д.ед.) пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения. 92 Рисунок 4.5 Распределение проницаемости (мД) пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения. 93 Забойное давление, кг/см2 400 350 300 250 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Дебит, м3/сут Рисунок 4.6 Индикаторные диаграммы скважин пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения. Таблица 4.4 Результаты исследований скважин и пластов. Пласт IX1+2. Количество Наименование 1 Продуктивность, м3·10 Сут·МПа Удельная продуктивность, м3·10 сут·МПа·м Гидропроводность, мкм2·см мПа·с Пьезопроводность, см2 с Проницаемость, мкм2 Среднее значение по пласту скважин измерений Интервал изменения 2 3 4 5 4 9 0,2 – 52 8,2 4 9 0,023- 6,5 0,98 11 16 0,7 – 272,0 104 11 16 26 - 17750 4357 11 16 0.0004– 0.268 0,064 94 360 Пластовое давление, кг/см2 340 320 300 280 260 240 220 200 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 Календарное время Рисунок 4.7 Динамика пластового давлений во времени по пласту IX1+2 Нефтекумского месторождения. 95 4.2. Краткий анализ текущего состояния разработки Нефтекумского месторождения 4.2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации в целом по месторождению Всего на Нефтекумском месторождении была пробурено 31 скважина, из них 12 скважин давали нефть. Ликвидировано без ввода в эксплуатацию 19 скважин. На 01.01.2010 г. в фонде добывающих скважин числится 1 добывающая скважина №27, которая на данный момент находится в бездействии. Добыча на пласте IX1+2 приостановлена в связи с аварией. Пласт IXa3 не эксплуатировался. Характеристика фонда скважин по пластам приведена в таблице 4.5. Максимальное число скважин (11) работало в 1981 году. Динамика числа скважин месторождения представлена на рис. 4.8. В 1999 - 2000 г.г. месторождение не разрабатывали, в 2001 г. в повторную эксплуатацию были введены 3 скважины, 2 из которых выбыли до конца 2004 года, после чего до июля 2007 года в действующем добывающем фонде числилась только скважина № 27. С начала эксплуатации месторождения было ликвидировано 6 добывающих скважин (№№ 2, 7, 30, 37, 39, 40). Основной причиной во всех случаях послужило снижение дебита нефти. Из разведки и эксплуатационного бурения скважины вводили в основном в период с начала разработки до 1981 года. Ликвидация осуществлялась до 1993 г. Скважины выбывали как из-за низкого дебита и высокой обводненности (98% и более), так и по причинам, связанным с аварийностью. Назначение скважин и состояние эксплуатационного фонда скважин на 01.01.2010 г. приведено в таблице 4.6. Толщина вскрытых в скважинах интервалов изменяется от 4 м до 11 м, в среднем составляет 6 м по большей части скважин. Карта накопленных отборов по объекту IX1+2 Нефтекумского месторождения представлена на рис. 4.9. 96 Таблица 4.5 Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2010 г. Число скважин Характеристика фонда скважин IX1+2 IXa3 Всего Всего пробурено 31 31 Ликвидировано без ввода в эксплуатацию Перебывало в эксплуатации Фонд добывающих скважин на 01.01.2010 г. в том числе: действующие ЭЦН бездействующие ЭЦН В консервации Ликвидированные эксплуатационные 19 12 1 19 12 1 1 5 6 1 5 6 12 11 10 8 7 6 5 4 3 2 1 0 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Количество скважин 9 Года Рисунок 4.8 Динамика количества действующих добывающих скважин на Нефтекумском месторождении. 97 Таблица 4.6 Эксплуатационный фонд скважин Нефтекумского месторождения на 01.01.2010 г. № скв Пласт Дата ввода в эксплуатацию Категория Состояние скважины Интервал перфорации, м 2р IX1+2 Октябрь 1967 добывающая ликвидирована 3335 - 3343 3399-3410 4р IX1+2 Декабрь 1969 добывающая в консервации после эксплуатации 7р IX1+2 Май 1970 добывающая ликвидирована 3416 - 3425 3403-3407 26 IX1+2 Май 1981 добывающая в консервации после эксплуатации 27 IX1+2 Февраль 1981 добывающая бездействующая с прошлого года 3401-3409 добывающая в консервации после эксплуатации 2594-2601 3405-3409 28 IX1+2 Ноябрь 1980 29 IX1+2 Январь 1975 добывающая в консервации после эксплуатации 30 IX1+2 Май 1973 добывающая ликвидирована 3402 - 3405 37 IX1+2 Август 1973 добывающая 3400 - 3408 38 IX1+2 Май 1973 добывающая 39 IX1+2 Март 1974 добывающая ликвидирована в консервации после эксплуатации ликвидирована 40 IX1+2 Ноябрь 1981 добывающая ликвидирована 2756-2762 3403-3409 3410 - 3422 Рисунок 4.9 Карта накопленных отборов нефти и воды по объекту IX1+2 Нефтекумского месторождения на 01.01.2010 г. (синий цвет на круговой диаграмме – доля воды в накопленном отборе жидкости, оранжевый цвет – доля нефти). 4.2.2 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации по пласту IX1+2 Нефтекумкого месторождения В течение всего периода разработки в эксплуатации перебывало 12 скважин (№№ 2, 4, 7р, 26, 27, 28, 29, 30, 37, 38, 39, 40). Работа эксплуатационного фонда скважин характеризуется неустойчивостью и низким коэффициентом эксплуатации, что связано как с повышенным содержанием в нефти парафина и, соответственно его отложениями на внутрискважинном и поверхностном оборудовании, так и высокой температурой пласта. Скважина №4р введена в эксплуатационный фонд пласта IX1+2 в 1968 году, в феврале следующего года начала давать нефть, эксплуатировалась фонтанным способом, со средним дебитом 16 т/сут до 1980 года. С 1992 года скважина №4р находится в консервации. Скважина №2р введена в разработку в 1969 году, давала дебиты нефти 5 - 89 т/сут до 1979 года и 2 - 14 т/сут до 1991 года, затем была ликвидирована из-за аварии с НКТ. Скважина №26 была введена в эксплуатацию в 1981 году и находилась в эксплуатации до 1995 года, способ эксплуатации – ЭЦН. С 1995 года скважина №26 – в консервации. Скважина №27была введена в эксплуатацию в 1981 году и находилась в эксплуатации до 1995 года, способ эксплуатации – ЭЦН. С 1995 по 2001 гг. скважина находилась в консервации, с 2001 г. по 04.2007 г. введена в эксплуатацию ЭЦН, максимальный дебит – 13,6 т/сут., был достигнут в январе 2006 года. На 01.01.2010 г. скважина находится в бездействии в связи с обрывом НКТ. Скважины №29 и 38 были введены в эксплуатацию в 1975 году, до 1980 года давали приток нефти с обводненностью около 85%. С 1995 года скважины находились в консервации. Введенная из консервации в 2001 г. скважина №38 по 2004 год давала нефть со средним дебитом нефти 5 т/сут., жидкости – 31 т/сут. С середины 2004 года эти скважины находятся в консервации, причина остановки - авария ЭЦН. Скважины №№ 7р, 37, 40 ликвидированы по причине высокой обводненности. Скважины №№ 30, 37 ликвидированы в связи с аварией с НКТ. Всего за период разработки на месторождении на 01.01.2010 г. отобрано 539 тыс.т. нефти, 1640 тыс.т. жидкости. Текущий КИН составляет 0.127. За 2007 год (последний год работы эксплуатационных скважин) отобрано 695 тонн нефти. Результаты анализа причин обводнения скважин представлены в таблице 4.8. По данным, представленным ОАО «НК «Роснефть-Ставропольнефтегаз», системных мероприятий по интенсификации добычи нефти (ИДН) и повышению нефтеотдачи пластов (ПНП) не проводилось. 100 4.2.3 Характеристики отборов нефти и воды Максимальный уровень добычи нефти – 58 тыс.т, был получен в 1975г., когда в работе находилось 7 скважин. В 1980 – 1993 г.г. прослеживалась тенденция падения уровней добычи нефти, что обусловлено как сокращением отборов жидкости, так и ростом обводненности. С 1996 г. по август 2001 года месторождение не разрабатывали по причине аварий на нефтепроводе. В таблице 4.7 представлена динамика основных технологических показателей разработки с 2001 г. по 2007 г. Динамика показателей разработки Нефтекумского месторождения за весь срок разработки приведена на рисунке 4.10. Проектными решениями закачка воды с целью поддержания пластового давления на месторождении не предусматривалась и данные о фактической закачке отсутствуют. Месторождение разрабатывается на естественном упруговодонапорном режиме. Падение пластового давления не зафиксировано. 101 Таблица 4.7 (1 из 2) 102 Таблица 4.7 (2 из 2) 103 Динамика технологических показателей Нефтекумское месторождение тыс.т 140 120 шт. добыча воды, тыс.т добыча нефти, тыс. число действующих скважин 100 12 10 8 80 6 60 4 40 2 0 0 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 20 т/сут Динамика технологических показателей Нефтекумское месторождение % 100 100 90 90 80 80 70 дебит воды, т/сут 70 60 дебит нефти, т/сут 60 50 обводненность,% 50 40 30 30 20 20 10 10 0 0 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 40 Рисунок 4.10 Динамика основных технологических показателей разработки Нефтекумского месторождения. 104 Таблица 4.8 105 4.3 Анализ работы скважин, вблизи которых залежь подверглась естественному вторичному переформированию 4.3.1 Анализ работы скважины № 27 Скважина № 27 пласта IX1+2 Нефтекумского нефтяного месторождения была пущена в эксплуатацию в 1981 г. с начальной обводненностью продукции 28,2 %, начальным дебитом по нефти – 68,2 м3/сут, жидкости – 95,1 м3/сут. Скважина вскрыла перфорацией 7,5 м. эффективной нефтенасыщенной толщины. При этом остались невскрытыми интервалы 1,8 м. при подошве и 3,3 м. при кровле. Изменения продуктивных свойств пласта по разрезу скважины указаны на рис. 4.11. Средневзвешенная проницаемость по ГИС составляет 140 мД. Проницаемость по ГДИ 118 мД. Скважина эксплуатировалась ЭЦН с 1984 г. В 1995 г. скважина была остановлен в связи с аварией на трубопроводе, затем в 2001 г. скважина была вновь запущена. В 2007 г. скважина остановлена в связи обрывом НКТ и на 01.01.2010 г. не эксплуатируется. В результате повторного запуска скважины после длительного простоя в 2001 г. дебит по нефти возрос с 1,4 до 2,6 м3/сут при увеличении дебита по жидкости с 20,0 до 56,9 м3/сут. Обводненность на дату остановки скважины в 1995 г. составила 92,8 %. Обводненность на дату запуска скважины в эксплуатацию в 2001 г. составила 87,1%. При этом производились промывка скважины, смена НКТ и насоса. Типоразмер ЭЦН не меняли. Динамика технологических показателей работы скважины представлена на рисунке 4.12. Дебит скважины по жидкости в течение всей истории эксплуатации нестабилен, сильно изменяется коэффициент эксплуатации скважины. Накопленная добыча нефти на 1 м. вскрытой эффективной нефтенасыщенной толщины на 01.01.2010 г. составляет 7,5 тыс.м3/м. Причина обводнения скважины № 27 – прорыв законтурной воды со стороны скважины №29. Накопленная добыча нефти по скважине № 27 на 01.01.2010 составляет 71,8 тыс.м3, жтдкости – 298,7 тыс.м3. Характеристика вытеснения обводненностьнакопленная добыча нефти представлена на рис. 4.13. Технологический эффект от простоя скважины № 27 в течение 6 лет с последующим повторным вводом ее в эксплуатацию оценивался по характеристикам вытеснения Пирвердяна А.М., Камбарова Г.С. и Сазонова Б.Ф. (таблица 4.9). 106 Рисунок 4.11 Продуктивные свойства пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения по разрезу скважины №27. 107 Динамика технологических показателей по скважине №27 м3/сут % 100 90 90 80 80 70 70 60 60 50 50 40 40 30 30 20 20 10 10 0 0 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 100 Дебит нефти Дебит жидкости Обводненность Динамика технологических показателей по скважине №27 тыс.м3 д.ед. 300 1.0 0.9 250 0.8 0.7 200 0.6 150 0.5 0.4 100 0.3 0.2 50 0.1 Накопленная добыча нефти Накопленная добыча жидкости 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 1990 1989 1988 1987 1986 1985 1984 1983 1982 0.0 1981 0 Коэффициент эксплуатации Рисунок 4.12 Динамика технологических показателей работы скважины № 27 пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения. 100 Обводненность, % 95 100 90 85 80 75 70 65 90 60 60 Обводненность, % 80 61 62 63 Накопленная добыча нефти, тыс.м 64 65 3 70 60 50 40 30 20 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 Накопленная добыча нефти, тыс.м3 Рисунок 4.13 Характеристика вытеснения обводненность – накопленная добыча нефти по скважине № 27. 70 75 Таблица 4.9 Характеристики вытеснения, использованные для анализа работы скважины № 27. Характеристика Автор Оценка НИЗ вытеснения Vнб a Пирвердян А.М. b НИЗ a ( 2b f нк ) 2 Vжб Камбаров Г.С. VнбVжб aVжб b Сазонов Б.Ф. Vнб a b ln Vжб НИЗ a (b f нк ) НИЗ a b ln 1 3 1 2 b f нк Технологический эффект от простоя скважины № 27 в течение 6 лет с последующим повторным вводом ее в эксплуатацию на 01.01.2008 г. (на момент повторной остановки) оценивался построением характеристик вытеснения по аппроксимационному интервалу до 01.01.1995 г. (рис. 4.14) с последующей их интерполяцией на 01.01.2008 г. Затем вычислялась разница между фактической и базовой накопленной добычей нефти на 01.01.2008 г., которая и являлась искомым технологическим эффектом (таблица 4.10). Среднее значение эффекта составляет 4,5 тыс.м3. После чего строились характеристики вытеснения с аппроксимационным интервалом до 01.01.2008 г. Затем, после получения двух семейств характеристик вытеснения, вычислялись НИЗ по ним и потенциальный технологический эффект от естественного вторичного переформирования пласта в зоне скважины № 27 рассчитывался как разница НИЗ двух семейств характеристик вытеснения (таблица 4.10). Среднее значение эффекта составляет 23,1 тыс.м3. По результатам анализа работы скважины № 27 можно с уверенностью сказать, что данная скважина является хорошим примером для иллюстрирования естественного вторичного переформирования залежи после латерального ее обводнения. Vн*Vж, где Vн и Vж в тыс.м 3 110 22000 21000 20000 19000 18000 17000 16000 15000 14000 13000 12000 11000 180 200 220 240 260 280 300 3 Vж, тыс.м Первый аппроксимационный интервал Vн, тыс.м 3 Второй аппроксимационный интервал 72 71 70 69 68 67 66 65 64 63 62 61 0,057 0,059 0,061 0,063 0,065 0,067 0,069 0,071 0,073 0,075 1/Корень(Vж), где Vж в тыс.м3 Первый аппроксимационный интервал Второй аппроксимационный интервал 74 Vн, тыс.м3 72 70 68 66 64 62 60 5,2 5,3 5,4 5,5 5,6 lnVж, где Vж в тыс.м 5,7 5,8 3 Первый аппроксимационный интервал Второй аппроксимационный интервал Рисунок 4.14 Построение первого и второго аппроксимационных интервалов для характеристик вытеснения Камбарова Г.С., Пирвердяна А.М. и Сазонова Б.Ф. соответственно по скважине № 27. 111 Таблица 4.10 Технологический эффект от естественного вторичного переформирования залежи в зоне скважины № 27. Характеристика вытеснения Множественный Множественный коэффициент коэффициент корреляции 1, % корреляции 2, % Технологический эффект на 01.01.2008 г., тыс. м 3 Потенциальный технологический эффект, тыс. м3 Камбарова Г.С. 99,99 99,97 5,2 18,3 Пирвердяна А.М. 99,58 99,76 4,4 24,8 Сазонова Б.Ф. 99,73 99,42 3,8 26,1 Среднее - - 4,5 23,1 112 4.3.2 Анализ работы скважины № 38 Скважина № 38 пласта IX1+2 Нефтекумского нефтяного месторождения была пущена в эксплуатацию в 1973 г. с начальной обводненностью продукции 36,0 %, начальным дебитом по нефти – 28,2 м3/сут, жидкости – 44,1 м3/сут. Скважина вскрыла перфорацией 4,5 м. эффективной нефтенасыщенной толщины и 0,5 м. подошвенной воды. При этом остались невскрытыми интервалы 6,0 м. при кровле. Изменения продуктивных свойств пласта по разрезу скважины указаны на рис. 4.15. Средневзвешенная проницаемость по ГИС составляет 70 мД. ГДИ на скважине не проводились. Скважина эксплуатировалась ЭЦН с 1979 г. В 1995 г. скважина была остановлен в связи с аварией на трубопроводе, затем в 2001 г. скважина была вновь запущена. В 2005 г. скважина законсервирована при обводненности продукции 75 % и на 01.01.2010 г. не эксплуатируется. В результате повторного запуска скважины после длительного простоя в 2001 г. дебит по нефти возрос с 1,7 до 2,4 м3/сут при увеличении дебита по жидкости с 10,3 до 22,6 м3/сут. Обводненность на дату остановки скважины в 1995 г. составила 83,3 %. Обводненность на дату запуска скважины в эксплуатацию в 2001 г. составила 74,8%. При этом производились промывка скважины, смена НКТ и насоса. Типоразмер ЭЦН не меняли. Динамика технологических показателей работы скважины представлена на рис. 4.16. Дебит скважины по жидкости в течение всей истории эксплуатации нестабилен, сильно изменяется коэффициент эксплуатации скважины. Накопленная добыча нефти на 1 м. вскрытой эффективной нефтенасыщенной толщины на 01.01.2010 г. составляет 3,2 тыс.м3/м. Причина обводнения скважины № 38 – подъем конуса подошвенной воды Накопленная добыча нефти по скважине № 38 на 01.01.2010 составляет 17,4 тыс.м3, жидкости – 117,4 тыс.м3. Характеристика вытеснения обводненность-накопленная добыча нефти представлена на рис. 4.17. Технологический эффект от простоя скважины № 38 в течение 6 лет с последующим повторным вводом ее в эксплуатацию оценивался по характеристикам вытеснения Пирвердяна А.М., Камбарова Г.С. и Сазонова Б.Ф. (см. табл. 4.9). Необходимо отметить замедление роста обводненности после длительного простоя скважины в течение 6 лет (рис. 4.17). 113 Рисунок 4.15 Продуктивные свойства пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения по разрезу скважины №38. 114 м3/сут Динамика технологических показателей по скважине № 38 % 100 90 40 35 30 80 70 60 25 20 15 10 50 40 30 20 5 0 10 0 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 50 45 Дебит нефти тыс.м3 Дебит жидкости Обводненность Динамика технологических показателей по скважине №38 д.ед. 120 1.0 0.9 100 0.8 80 0.7 60 0.5 0.6 0.4 40 0.3 0.2 20 0.1 0.0 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 0 Накопленная добыча нефти Накопленная добыча жидкости Коэффициент эксплуатации Рисунок 4.16 Динамика технологических показателей работы скважины № 38 пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения. Обводненность, % 90 80 70 60 100 10 11 12 13 14 15 3 Накопленная добыча нефти, тыс. м Обводненность, % 90 80 70 60 50 40 30 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 3 Накопленная добыча нефти, тыс. м Рисунок 4.17 Характеристика вытеснения обводненность – накопленная добыча нефти по скважине № 38. 17 18 Технологический эффект от простоя скважины № 38 в течение 6 лет с последующим повторным вводом ее в эксплуатацию на 01.01.2005 г. (на момент повторной остановки) оценивался построением характеристик вытеснения по аппроксимационному интервалу до 01.01.1995 г. (рис. 4.18) с последующей их интерполяцией на 01.01.2005 г. Затем вычислялась разница между фактической и базовой накопленной добычей нефти на 01.01.2005 г., которая и являлась искомым технологическим эффектом (таблица 11). Среднее значение эффекта составляет 6,1 тыс. м3. После чего строились характеристики вытеснения с аппроксимационным интервалом до 01.01.2005 г. Затем, после получения двух семейств характеристик вытеснения, вычислялись НИЗ по ним и потенциальный технологический эффект от естественного вторичного переформирования пласта в зоне скважины № 38 рассчитывался как разница НИЗ двух семейств характеристик вытеснения (таблица 4.11). Среднее значение эффекта составляет 17,6 тыс. м3. По результатам анализа работы скважины № 38 можно с уверенностью сказать, что данная скважина является хорошим примером для иллюстрирования естественного вторичного переформирования залежи после вертикального ее обводнения. 117 2100 Vн*Vж, где Vн и Vж в тыс.м 3 1900 1700 1500 1300 1100 900 700 80 85 90 95 100 105 110 115 120 3 Vж, тыс.м Второй аппроксимационный интервал Первый аппроксимационный интервал 18 17 16 Vн, тыс.м3 15 14 13 12 11 10 9 0.092 0.094 0.096 0.098 0.100 0.102 0.104 0.106 0.108 0.110 3 1/Корень(Vж), где Vж в тыс.м Первый аппроксимационный интервал Второй аппроксимационный интервал 18 17 Vн, тыс.м 3 16 15 14 13 12 11 10 9 4.40 4.45 4.50 4.55 4.60 4.65 4.70 4.75 4.80 3 lnVж, где Vж в тыс.м Первый аппроксимационный интервал Второй аппроксимационный интервал Рисунок 4.18 Построение первого и второго аппроксимационных интервалов для характеристик вытеснения Камбарова Г.С., Пирвердяна А.М. и Сазонова Б.Ф. соответственно по скважине № 38. 118 Таблица 4.11 Технологический эффект от естественного вторичного переформирования залежи в зоне скважины № 38. Характеристика вытеснения Множественный Множественный коэффициент коэффициент корреляции 1, % корреляции 2, % Технологический эффект на 01.01.2005 г., тыс.м 3 Потенциальный технологический эффект, тыс.м3 Камбарова Г.С. 99,51 99,26 4,7 14,8 Пирвердяна А.М. 98,38 99,00 6,3 18,9 Сазонова Б.Ф. 99,16 98,69 7,2 19,2 Среднее - - 6,1 17,6 119 4.4. Моделирование естественного вторичного переформирования участка нефтяной залежи после отключения добывающих скважин по достижению предельной обводненностии С целью изучения влияния ряда факторов на процесс естественного вторичного переформирования нефтяной залежи для условий пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения было проведено секторное гидродинамическое моделирование с помощью гидродинамического симулятора Eclipse 2005А компании Schlumberger. При выборе модели фильтрации руководствовались общим правилом, согласно которому для моделирования вытеснения нефти водой при давлениях выше давления насыщения используется модель "черная нефть" в двухфазной постановке. Как показывает история разработки IX1+2 пласта Нефтекумского месторождения, объект эксплуатируется при давлении выше давления насыщения, что позволило вести расчеты в системе нефть-вода с растворенным в нефти газом. Необходимо отметить, что свободный газ, появляющийся в пласте в результате эксплуатации рабочих скважин на давлении ниже давления насыщения либо подтянутый из газовой шапки в виде конуса существенно замедляет процесс естественного вторичного переформирования нефтяного пласта. Под действием капиллярных и гравитационных сил флюиды разделяются. Условие, определяющее гидростатическое распределение давления в общем случае записывается, как: pi i g , z где i- индекс фазы (o - нефть, w - вода, g - газ), В переходных зонах, где фазы подвижны, распределение насыщенностей определяется из условия капиллярно-гравитационного равновесия: на ВНК ( p0 pw ) pow ( o w ) g , z z на ГНК ( p g po ) z pog z ( g o ) g . Пласт остается в состоянии капиллярно-гравитационного равновесия, пока на внутренней (в скважинах) и на внешней границах не будет приложено некоторое 120 возмущение. После завершения разработки пласта и остановки добывающих скважин гравитационное равновесие со временем восстанавливается. В зависимости от ряда факторов (вертикальная проницаемость, наличие заколонных перетоков, функции ОФП, функции капиллярных давлений, прерывистость пласта, направление обводнения залежи) время естественного переформирования может составлять от 5-10 лет до десятков, а в некоторых случаях и сотен лет. При построении секторных моделей была использована блочноцентированная неравномерная прямоугольная сетка (различная глубина и толщина каждого слоя), при которой задают число ячеек по осям координат X, Y, Z и размеры ячеек по координатам в виде текстового файла. Были рассмотрены две модели. На модели №1 изучалось вертикальное заводнение пласта (параметры сетки указаны в таблице 4.12; область пласта, являющаяся прототипом модели, указана на рис. 4.19). На модели №2 изучалось латеральное и вертикально-латеральное заводнение пласта (параметры сетки указаны в таблице 4.13; область пласта, являющаяся прототипом модели, указана на рис. 4.19). Для лучшей аппроксимации забойного давления в скважинных ячейках проведено локальное измельчение сетки в плоскости XY. Размеры измельченной ячейки 1*1 м. Построенные модели являются слоисто-неоднородными каждому слою сетки ЦФМ присвоено значение параметра: -общей толщины; -эффективной толщины; -эффективной пористости; -тензора проницаемости; -насыщенности нефтью, водой; -абсолютной глубины кровли. Таблица 4.12 Размерности сетки. Объект NX DX, м NY DY, м NZ DZ, м Модель №1 30 10 30 10 15 пререм. Таблица 4.13 Размерности сетки. Объект NX DX, м NY DY, м NZ DZ, м Модель №2 20 10 45 10 15 пререм. 121 Рисунок 4.19 Области пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения, прототипами которых являются модели №1 и №2. Значения мощности в направлении оси Z по слоям моделей №1 и №2 одинаковы и составляют соответственно 1,4 м. для слоев 1, 3, 7, 10-15 и 0,9 м. для слоев 2, 4-6, 8, 9. Общая мощность пласта в каждой из моделей составляет 24,4 м., эффективная мощность – 13,8 м. Общий вид моделей представлен на рис. 4.20 и 4.21. В модели №2 для моделирования латерального заводнения используется нагнетательная скважина. Распределения параметров начальной нефтенасыщенности, пористости, проницаемости и доли коллектора по слоям для моделей №1 и №2 одинаковы. На рисунках приведены распределения этих параметров на примере модели №1. Распределение начальной нефтенасыщенности приведено на рис. 4.22. Среднее значение параметра по залежи, соответственно, составляет 0,65 д.ед. Распределение пористости приведено на рис. 4.23. Среднее значение параметра по залежи, соответственно, составляет 0,24 д.ед. Распределение проницаемости по нефти при остаточной водонасыщенности приведено на рис. 4.24. Среднее арифметическое значение параметра по залежи, соответственно, составляет 67,6 мД. Коэффициент вариации проницаемости 81%. 122 Распределение доли коллектора приведено на рис. 4.25. Среднее значение параметра по залежи, соответственно, составляет 0,71 д.ед. Свойства флюидов были введены в гидродинамические модели в виде таблиц, как зависимости параметров от давления. Для моделей №1 и №2 свойства флюидов одинаковы. При моделируемой изотермической фильтрации заданы зависимости вязкости нефти, воды, газа, объемных коэффициентов, газосодержания, сжимаемости недонасыщенной нефти от давления при пластовой температуре. Кроме того, были заданы плотность нефти, воды, газа в стандартных условиях. Данные по основным свойствам флюидов (PVT) представлены в таблице 4.14. Относительные фазовые проницаемости и капиллярные давления задаются в виде таблиц, в которых определены критические точки насыщенности, при которых моделируется как совместная фильтрация пластовых флюидов, так и однофазная. Относительные фазовые проницаемости для пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения на кернах не исследовались. В основу расчетов коэффициента вытеснения и фазовых проницаемостей этого объекта взяты фазовые проницаемости близлежащего Величаевского месторождения. Капиллярная кривая так же принята по данным Величаевского месторождения. Насыщенность пласта связанной водой составляет 0,305 д.ед., остаточная нефтенасыщенность – 0,25 д.ед. Коэффициент вытеснения нефти водой, соответственно, составляет 0,64 д.ед. при средней начальной нефтенасыщености пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения 0,71 д.ед. Вид кривых модифицированных относительных фазовых проницаемостей представлен соответственно на рис. 4.26, а капиллярной кривой – на рис. 4.27. При адаптации фильтрационных моделей по данным истории разработки, имеющих законтурные водоносные области, необходимо правильно учитывать и определять их объемы, активность и степень воздействия на нефтяную часть залежи. Учет влияния водоносной области продуктивных горизонтов был выполнен аналитическим способом моделирования. При аналитическом моделировании выполняется ряд приближенных расчетов по выявлению влияния водоносного пласта. Затем вычисленный поток воды учитывается в качестве источника питания для ячеек, непосредственно контактирующих с пластом. При создании фильтрационной модели использовался аналитический метод Картера-Трэси. 123 Рисунок 4.20 Общий вид модели №1. Рисунок 4.21 Общий вид модели №2. 124 Рисунок 4.22 Распределение начальной нефтенасыщенности для модели №1, д.ед. Рисунок 4.23 Распределение пористости для модели №1, д.ед. Рисунок 4.24 Распределение проницаемости по нефти при остаточной водонасыщенности для модели №1, мД. 125 Рисунок 4.25 Распределение доли коллектора для модели №1, д.ед. Таблица 4.14 Свойства флюидов. Показатели IX1+2 Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,815 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с 0,397 Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,55 Газосодержание, м3/т 203,5 Пластовое давление, МПа 33,9 Давление насыщения, МПа 18,8 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с 0,36 Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 1,054 Коэффициент сжимаемости нефти, 10-4 /МПа 23,3 Объемный коэффициент воды, доли ед. 0,991 Модель №1 (рис. 4.20) представлена двумя половинками добывающих скважин, которые расположены в торцевых ячейках модели (плоскость XY модели квадратная). Расстояние между ними составляет 300 м. На каждой из них задан дебит по жидкости, равный 50 м3/сут. В качестве ограничений на добывающих скважинах заданы забойные давления, равные давлению насыщения пластовой нефти газом (188 атм.), дебиты по нефти - 1 м3/сут, обводненности – 98%. Плотность стеки 90000 м2 (9 га) на скважину. 126 Кпр.ср.= 78.6 мД 1,0 0,9 Кн Относительная проницаемость 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 Кв 0,3 0,2 0,1 0,0 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Водонасыщенность, доли ед. Рисунок 4.26 Кривые относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде. Кпр.ср.= 78.6 мД, mср=0,22 доли ед. 9 8 Pcow Давление, атм. 7 6 5 4 3 2 1 0 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Водонасыщенность, доли ед. Рисунок 4.27 Капиллярная кривая системы нефть-вода, принятая для пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения. 1,0 127 Модель №2 (рис. 4.21) представлена одной добывающей скважиной и латеральным источником питания, роль которого выполняет половинка нагнетательной скважины. Плоскость XY модели имеет прямоугольную форму, размеры ее 200*450 м. Добывающая скважина расположена на расстоянии 350 м. от нагнетательной скважины, играющей роль источника питания. На добывающей скважине задан дебит по жидкости в размере 100 м3/сут. Ограничения на добывающей скважине модели №2 те же, что и на добывающих скважинах модели №1. На нагнетательной скважине задана закачка воды с расходом 100 м3/сут. В качестве ограничения на нагнетательной скважине задано забойное давление 490 атм. Плотность сетки 60000 м2 (6 га) на скважину или 90000 м2 (9 га) на 1 добывающую скважину. Суммарно для моделей №1 и №2 рассмотрено 18 вариантов расчетов (таблица 15). Во всех вариантах скважинам давали проработать до отключения по экономическим ограничениям (достижение либо максимальной обводненности, либо минимального дебита нефти). Затем скважины простаивали и происходил процесс естественного вторичного переформирования участка нефтяного пласта (естественное разделение нефти и воды под действием капиллярных и гравитационных сил). Процесс считался завершившимся, когда насыщенности ячеек в околоскважинной зоне почти переставали изменяться. В некоторых случаях процесс сегрегации не происходил по причине высокой водонасыщенности ячеек модели. Рассмотрим расчетные варианты разработки: 1.) Варианты с 1 по 6 составляет вертикальное обводнение скважин модели №1 при условии хорошей связи ВНЗ с подошвенной водой. Предполагается, что водяной бассейн обширен и залежь активно подпирается снизу водой, что моделируется с помощью аквифера. Скважины скрывают пласт перфорацией в блоках 1-7. Рассмотрено три варианта значения коэффициента вертикальной анизотропии проницаемости: 0,1; 0,5 и 0,9. Для каждого из них рассмотрены варианты с наличием либо отсутствием заколонных перетоков по всему стволу скважины от кровли до “подошвы”. Кавычки здесь поставлены потому, что предполагается активная подпитка модели водой снизу. Заколонные перетоки моделировались посредством увеличения в 100 раз вертикальной проницаемости скважинных ячеек локального измельчения сетки. Данные варианты фактически являются расчетом конусообразования, усложненным заколонными перетоками. Максимальный итоговый КИН получен при отсутствии заколонных перетоков и коэффициенте вертикальной анизотропии проницаемости равном 0,1 (вариант 1). Он составляет 0,246 д.ед. При этом КИН до переформирования равен 0,224 д.ед., длительность первичной разработки – 12 лет и 11 месяцев, срок переформирования – 19 128 лет и 1 месяц, длительность работы скважин после переформирования – 2 года и 1 месяц, прирост КИНа в результате естественного вторичного переформирования обводненного участка нефтяного пласта составляет 0,022 д.ед. На рис. 4.28 представлена динамика изменения куба нефтенасыщенности на протяжении численного эксперимента на первых 40 метрах от скважины. Минимальный итоговый КИН получен в присутствии заколонных перетоков и коэффициенте вертикальной анизотропии проницаемости равном 0,9 (вариант 6). Он составляет 0,168 д.ед. При этом КИН до переформирования равен 0,149 д.ед., длительность первичной разработки – 9 лет и 1 месяц, срок переформирования – 8 лет и 12 месяцев, длительность работы скважин после переформирования – 2 года и 1 месяц, прирост КИНа в результате естественного вторичного переформирования обводненного участка нефтяного пласта составляет 0,019 д.ед. 2.) Варианты с 7 по 12 составляет латерально-вертикальное обводнение добывающей скважины модели №2 при условии хорошей связи ВНЗ с подошвенной водой. Добывающая скважина обводняется как латерально так и вертикально за счет воды, закачиваемой в пласт нагнетательной скважиной, моделирующей приток воды из вне в горизонтальной плоскости, аквифера нет. Добывающая скважина вскрывает пласт перфорацией в ячейках с 1 по 7, нагнетательная скважина – с 1 по 15. Рассмотрено три варианта значения коэффициента вертикальной анизотропии проницаемости: 0,1; 0,5 и 0,9. Для каждого из них рассмотрены варианты с наличием либо отсутствием заколонных перетоков по всему стволу скважины от кровли до “подошвы”. При наличии заколонных перетоков сегрегацию нефти и воды смоделировать не удалось. Максимальный итоговый КИН получен при отсутствии заколонных перетоков и коэффициенте вертикальной анизотропии проницаемости равном 0,9 (вариант 9). Он составляет 0,337 д.ед. При этом КИН до переформирования равен 0,327 д.ед., длительность первичной разработки – 27 года и 8 месяцев, срок переформирования – 15 лет и 2 месяца, длительность работы скважин после переформирования – 1 год и 6 месяцев, прирост КИНа в результате естественного вторичного переформирования обводненного участка нефтяного пласта составляет 0,01 д.ед. Минимальный итоговый КИН получен при отсутствии заколонных перетоков и коэффициенте вертикальной анизотропии проницаемости равном 0,1 (вариант 7). Он составляет 0,226 д.ед. Рисунок 4.28 Куб нефтенасыщенности на первых 40 метрах от добывающей скважины в процессе естественного вторичного переформирования нефтяного пласта (сегрегации). Вариант 1. Красным прямоугольником выделена зона активной сегрегации. 1 – начальное состояние, 2 – состояние после отключения добывающей скважины по достижению критической обводненности, 3 – куб нефтенасыщенности после сегрегации, 4 – состояние после окончания добычи. 130 1 2 3 4 Рисунок 4.29 Куб нефтенасыщенности вблизи добывающей скважины в процессе естественного вторичного переформирования нефтяного пласта (сегрегации). Вариант 13. Зеленым овалом выделена зона активной сегрегации. 1 – начальное состояние, 2 – состояние после отключения добывающей скважины по достижению критической обводненности, 3 – куб нефтенасыщенности после сегрегации, 4 – состояние после окончания добычи. 131 Таблица 4.15 132 При этом КИН до переформирования равен 0,219 д.ед., длительность первичной разработки – 20 лет и 7 месяцев, срок переформирования – 22 года и 3 месца, длительность работы скважин после переформирования – 2 года и 1 месяц, прирост КИНа в результате естественного вторичного переформирования обводненного участка нефтяного пласта составляет 0,007 д.ед. 3.) Варианты с 13 по 18 составляет латеральное обводнение добывающей скважины модели №2 при условии отсутствия связи ВНЗ с подошвенной водой. Добывающая скважина обводняется латерально за счет воды, закачиваемой в пласт нагнетательной скважиной, моделирующей приток воды из вне в горизонтальной плоскости, аквифера нет. Добывающая скважина вскрывает пласт перфорацией в ячейках с 1 по 12, нагнетательная скважина – с 1 по 15. Рассмотрено три варианта значения коэффициента вертикальной анизотропии проницаемости: 0,1; 0,5 и 0,9. Для каждого из них рассмотрены варианты с наличием либо отсутствием заколонных перетоков по всему стволу скважины от кровли до “подошвы”. При отсутствии заколонных перетоков и значениях коэффициента вертикальной анизотропии проницаемости равных 0,5 и 0,9 сегрегацию нефти и воды смоделировать не удалось. Максимальный итоговый КИН получен при отсутствии заколонных перетоков и коэффициенте вертикальной анизотропии проницаемости равном 0,1 (вариант 13). Он составляет 0,437 д.ед. При этом КИН до переформирования равен 0,432 д.ед., длительность первичной разработки – 18 лет и 2 месяца, срок переформирования – 10 лет и 10 месяцев, длительность работы скважин после переформирования – 1 год и 3 месяца, прирост КИНа в результате естественного вторичного переформирования обводненного участка нефтяного пласта составляет 0,005 д.ед. На рис. 4.29 представлена динамика изменения куба нефтенасыщенности на протяжении численного эксперимента вблизи добывающей скважины. Минимальный итоговый КИН получен в присутствии заколонных перетоков и коэффициентах вертикальной анизотропии проницаемости равном 0,1 и 0,5 (варианты 16 и 17). Он составляет 0,409 д.ед. При этом КИН до переформирования равен 0,404 (0,405*) д.ед., длительность первичной разработки – 21 год и 6 месяцев (21 год и 11 месяцев), срок переформирования – 11 лет и 6 месяцев (12 лет и 1 месяц), длительность работы скважин после переформирования – 1 год и 4 месяца (1 год и 5 месяцев), прирост КИНа в результате естественного вторичного переформирования обводненного участка нефтяного пласта составляет 0,005 (0,004) д.ед. * - здесь и далее до конца страницы в скобках указаны значения для варианта 17. 133 4.5 Изучение влияния трещин ГРП на естественное переформирование заводненных нефтяных залежей с помощью цифровых фильтрационных моделей В результате проведения гидроразрыва пласта все пропластки залежи становятся хорошо сообщающимися между собой, увеличиваются дебиты скважн по жидкости. В неоднородных пластах при удачном расположении направления распространения трещин в добывающих скважинах относительно источников обводнения может увеличиваться коэффициент охвата пласта и как следствие коэффициент нефтеотдачи. Для изучения влияния трещин ГРП на процесс естественного вторичного переформирования обводненных нефтяных залежей был проведен ряд расчетов на цифровой фильтрационной модели. В модель № 2, описанную в разделе 4.4 данной работы, были добавлены трещины, расположенные параллельно (рис. 4.30) и перпендикулярно (рис. 4.31) главной линии тока (прямой, соединяющей добывающую и нагнетательную скважины). Трещина ГРП моделировалась с помощью приема, изложенного в разделе 3.2 данной работы. Полудлина трещины составляет 40 м., проводимость трещины 1000 мД*м. Функции относительных фазовых проницаемостей для трещины в системе нефть-вода представлены на рис. 4.31. Капиллярное давление в трещине принято равным нулю. Коэффициент вертикальной анизотропии проницаемости составляет 0,1. Рисунок 4.30 Трещина ГРП, параллельная главной лини тока. 1 – добывающая скважина, 2 – нагнетательная скважина, синим цветом обозначены блоки модели, через которые проходит трещина ГРП, красным цветом обозначены остальные блоки модели. 134 Рисунок 4.31 Трещина ГРП, перпендикулярная главной лини тока. 1 – добывающая скважина, 2 – нагнетательная скважина, синим цветом обозначены блоки модели, через которые проходит трещина ГРП, красным цветом обозначены остальные блоки модели. 1,0 Относительная проницаемость 0,9 0,8 Кн Кв 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Водонасыщенность, д.ед. Рисунок 4.32 Кривые относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде для трещины ГРП. 135 Результаты расчетов представлены в таблице 4.16. Было рассмотрено 7 вариантов комбинаций расположения трещины и времени проведения ГРП. Рассмотрим расчетные варианты разработки подробнее: 1.) Первый вариант предполагает латеральное обводнение добывающей скважины модели №2 при условии отсутствия связи ВНЗ с подошвенной водой. Добывающая скважина обводняется латерально за счет воды, закачиваемой в пласт нагнетательной скважиной, моделирующей приток воды из вне в горизонтальной плоскости, аквифера нет. Добывающая скважина вскрывает пласт перфорацией в ячейках с 1 по 12, нагнетательная скважина – с 1 по 12. По остальным 6 вариантам вышеперечисленные характеристики совпадают. Отличие варианта 1 от вариантов 2-7 состоит в том, что трещина ГРП отсутствует в варианте 1, он является сравнительным и соответствует варианту 13 расчетов, изложенных в разделе 4.4 (см. таблицу 4.15). Итоговый КИН по варианту 1 составляет 0,437 д.ед. При этом КИН до переформирования равен 0,432 д.ед., длительность первичной разработки – 18 лет и 2 месяца, срок переформирования – 10 лет и 10 месяцев, длительность работы скважины после переформирования – 1 год и 3 месяца, прирост КИНа в результате естественного вторичного переформирования обводненного участка нефтяного пласта составляет 0,005 д.ед. 2.) Варианты 2 и 3 предполагают проведение ГРП перед началом первичной эксплуатации добывающей скважины с последующим поддержанием проводимости трещины до конца вторичной эксплуатации (эксплуатации после вторичного переформирования залежи). Вариант 2 предполагает развитие трещины ГРП параллельно главной линии тока, а вариант 3 – перпендикулярно. Итоговый КИН по варианту 2 составляет 0,438 д.ед. При этом КИН до переформирования равен 0,432 д.ед., длительность первичной разработки – 8 лет и 1 месяц, срок переформирования – 7 лет и 5 месяцев, длительность работы скважины после переформирования – 9 месяцев, прирост КИНа в результате естественного вторичного переформирования обводненного участка нефтяного пласта составляет 0,006 д.ед. Итоговый КИН по варианту 3 составляет 0,454 д.ед. При этом КИН до переформирования равен 0,445 д.ед., длительность первичной разработки – 9 лет и 3 месяца, срок переформирования – 8 лет и 6 месяцев, длительность работы скважины после переформирования – 11 месяцев, прирост КИНа в результате естественного вторичного переформирования обводненного участка нефтяного пласта составляет 0,009 д.ед. 136 Таблица 4.16 трещина 137 3.) Варианты 4 и 5 предполагают проведение ГРП после окончания первичной эксплуатации добывающей скважины перед началом естественного вторичного переформирования. Вариант 4 предполагает развитие трещины ГРП параллельно главной линии тока, а вариант 5 – перпендикулярно. Итоговый КИН по варианту 4 составляет 0,440 д.ед. При этом КИН до переформирования равен 0,432 д.ед., длительность первичной разработки – 18 лет и 2 месяца, срок переформирования – 7 лет и 1 месяц, длительность работы скважины после переформирования – 8 месяцев, прирост КИНа в результате естественного вторичного переформирования обводненного участка нефтяного пласта составляет 0,008 д.ед. Итоговый КИН по варианту 5 составляет 0,444 д.ед. При этом КИН до переформирования равен 0,432 д.ед., длительность первичной разработки – 18 лет и 2 месяца, срок переформирования – 7 лет и 3 месяцев, длительность работы скважины после переформирования – 10 месяцев, прирост КИНа в результате естественного вторичного переформирования обводненного участка нефтяного пласта составляет 0,012 д.ед. 4.) Варианты 6 и 7 предполагают проведение ГРП перед началом вторичной эксплуатации добывающей скважины (эксплуатации после вторичного переформирования залежи). Вариант 6 предполагает развитие трещины ГРП параллельно главной линии тока, а вариант 7 – перпендикулярно. Итоговый КИН по варианту 6 составляет 0,440 д.ед. При этом КИН до переформирования равен 0,432 д.ед., длительность первичной разработки – 18 лет и 2 месяца, срок переформирования – 10 лет и 10 месяцев, длительность работы скважины после переформирования – 7 месяцев, прирост КИНа в результате естественного вторичного переформирования обводненного участка нефтяного пласта составляет 0,008 д.ед. Итоговый КИН по варианту 7 составляет 0,441 д.ед. При этом КИН до переформирования равен 0,432 д.ед., длительность первичной разработки – 18 лет и 2 месяца, срок переформирования – 10 лет и 10 месяцев, длительность работы скважины после переформирования – 9 месяцев, прирост КИНа в результате естественного вторичного переформирования обводненного участка нефтяного пласта составляет 0,009 д.ед. 138 ВЫВОДЫ В данной работе рассмотрены процессы естественного и искусственного вторичного переформирования заводненных нефтяных залежей. Приведен обзор литературы по физическим основам процессов вторичного переформирования обводненных нефтяных залежей (глава 1), изложены принципы естественного вторичного переформирования обводненных нефтяных залежей, основанные на изучении влияния капиллярных и гравитационных сил на распределение флюидов в пласте (глава 2), предложена концепция искусственного вторичного переформирования заводненной нефтяной залежи на основе проведения ГРП, закачки растворителей и организации вибровоздействия на нефтяную залежь (глава 3), дан краткий анализ разработки пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения (глава 4). В диссертации проведен анализ работы скважин № 27 и № 38 пласта IX1+2 Нефтекумского месторождения, вблизи которых пласт подвергся процессу естественного вторичного переформирования в результате длительного простоя этих скважин (6 лет). По характеристикам вытеснения оценен фактический и потенциальный технологический эффект от такого переформирования для данных скважин. В процессе работы построены две секторные модели для проведения численного исследования процесса естественного вторичного переформирования участка обводненного нефтяного пласта после отключения добывающих скважин по достижению критической обводненности. На этих моделях рассмотрено 18 расчетных вариантов (см. таблицу 4.15) при условии наличия и отсутствия связи нефтяного пласта с подошвенной водой, при вертикальном, латерально-вертикальном и латеральном обводнении залежи, при различных коэффициентах вертикальной анизотропии проницаемости, а так же при наличии и отсутствии заколонных перетоков. Необходимо отметить, что в ряде случаев смоделировать процесс сегрегации нефти и воды не удалось. Данный процесс необходимо моделировать с использованием максимально мелких ячеек, поскольку в этом случае точнее аппроксимируется водонасыщенность пласта и процесс интенсифицируется. Однако при задании размеров ячеек меньше 10 м. очень сильно возрастает время расчетов. При больших размерах ячеек для некоторых геолого-технологических условий процесс сегрегации нефти и воды в модели может вообще не начаться. Это не значит, что он не происходит в природе. Численное фильтрационное моделирование является наиболее точным инструментом моделирования процессов, происходящих в газо-нефтяных пластах, однако оно основано на ряде допущений, принятых при записи уравнений фильтрации, а так же ошибок, появляющихся при численном их решении. Нельзя забывать, что модель является 139 инструментом анализа, который может давать большую погрешность. Однако более совершенных инструментов у современных специалистов-нефтяников пока нет. При наличии связи нефтяного пласта с подошвенной водой, вертикальном заводнении залежи для различных коэффициентов вертикальной анизотропии проницаемости в присутствии или отсутствии заколонных перетоков (варианты с 1 по 6, см. таблицу 4.15) наилучшим (позволяющим достичь максимальный КИН) является вариант с минимальным коэффициентом вертикальной анизотропии проницаемости равным 0,1 и отсутствием заколонных перетоков, а наихудшим – вариант с максимальным коэффициентом вертикальной анизотропии проницаемости равным 0,9 и наличием заколонных перетоков, что для вертикального обводнения скважин вполне естественно и понятно. При наличии связи нефтяного пласта с подошвенной водой, вертикальнолатеральном заводнении залежи для различных коэффициентов вертикальной анизотропии проницаемости в присутствии или отсутствии заколонных перетоков (варианты с 7 по 12, см. таблицу 4.15) наилучшим является вариант с максимальным коэффициентом вертикальной анизотропии проницаемости равным 0,9 и отсутствием заколонных перетоков, а наихудшим – вариант с минимальным коэффициентом вертикальной анизотропии проницаемости равным 0,1 и отсутствием заколонных перетоков, что для случая вертикально-латерального обводнения скважин может объяснятся тем, что при данных геолого-технических условиях латеральное заводнение играет не меньшую (может и большую) роль, чем вертикальное. При латеральном заводнении увеличение коэффициента вертикальной анизотропии проницаемости ведет к межслойным перетокам и выравниванию фронта вытеснения. Так же при этом интенсифицируется процесс сегрегации нефти и воды в пласте во время простоя скважин. Необходимо отметить, что в вариантах с 10 по 12 при наличии заколонных перетоков сегрегацию нефти и воды в пласте во время длительного простоя скважин смоделировать не удалось. При отсутствии связи нефтяного пласта с подошвенной водой, латеральном заводнении залежи для различных коэффициентов вертикальной анизотропии проницаемости в присутствии или отсутствии заколонных перетоков (варианты с 13 по 18, см. таблицу 4.15) наилучшим является вариант с минимальным коэффициентом вертикальной анизотропии проницаемости равным 0,1 и отсутствием заколонных перетоков, а наихудшими – варианты с минимальным и средним коэффициентом вертикальной анизотропии проницаемости (0,1 и 0,5) и наличием заколонных перетоков. При латеральном заводнении заколонные перетоки приводят к снижению КИНа, причем в этом случае значение коэффициента вертикальной анизотропии проницаемости в пределах 140 0,5-0,9 д.ед. большой роли не играет. Необходимо отметить, что в вариантах 14 и 15 при отсутствии заколонных перетоков и значениях коэффициента вертикальной анизотропии проницаемости равных 0,5 и 0,9 д.ед. сегрегацию нефти и воды в пласте во время длительного простоя скважин смоделировать не удалось. Это связано с тем, что при данных условиях разработки фронт вытеснения достаточно однороден и вытеснение достаточно полное (КИН равен 0,434 и 0,437 д.ед., коэффициент охвата вытеснением равен 0,678 и 0,683 д.ед.). По результатам численного эксперимента можно сказать, что в залежах с вертикальным обводнением где нефтяная зона имеет хорошую связь с подошвенной водой после остановки добывающих скважин активно идет процесс естественного вторичного переформирования участка залежи. При благоприятных условиях срок переформирования может составлять менее 10 лет, а прирост КИНа в результате повторной эксплуатации скважин может составлять несколько процентов. При латерально-вертиакльном и латеральном обводнении залежи этот процесс может занимать десятки лет и давать прирост КИНа в десятые доли процента. Опираясь на результаты численного эксперимента по изучению влияния трещин ГРП на процесс вторичного переформирования обводненной нефтяной залежи (см. главу 4) можно сделать следующие выводы: 1.) Трещины ГРП оказывают существенное влияние на процесс естественного вторичного переформирования обводненной нефтяной залежи. 2.) Максимальный прирост КИН дает проведение ГРП сразу после окончания первичной эксплуатации добывающей скважины перед началом естественного вторичного переформирования (абсолютный прирост КИН 0,012 д.ед., увеличение относительного прироста КИН по сравнению с вариантом без ГРП составляет 2,4 раза) при условии ориентации трещины ГРП перпендикулярно главной линии тока. 3.) Максимальный конечный КИН дает вариант с проведением ГРП перед началом первичной эксплуатации добывающей скважины с последующим поддержанием проводимости трещины до конца вторичной эксплуатации (эксплуатации после вторичного переформирования залежи) при условии ориентации трещины ГРП перпендикулярно главной линии тока (конечный КИН 0,454 д.ед., относительный прирост КИН по сравнению с вариантом без ГРП составляет 1,04 раза или 0,017 д.ед.). 4.) Проведение ГРП перед началом основной добычи и проведение ГРП перед началом естественного вторичного переформирования дают уменьшение времени вторичного переформирования в 1,5 раза (с 10 лет и 10 месяцев до 7 (8) лет и 1 (6) месяцев в зависимости от ориентации трещины). При этом с точки зрения ускорения процесса 141 вторичного переформирования предпочтительным является проведение ГРП после окончания основной добычи. 5.) Минимальный конечный КИН и минимальный прирост КИН дает проведение ГРП перед началом основной добычи с последующим поддержанием проводимости трещины до конца вторичной эксплуатации (эксплуатации после вторичного переформирования залежи) при условии ориентации трещины параллельно главной линии тока (конечный КИН - 0,438 д.ед., прирост КИН – 0,006 д.ед.). В целом можно утверждать, что трещины ГРП могут благотворно влиять на процесс естественного вторично переформирования обводненной нефтяной залежи уменьшая его продолжительность и увеличивая прирост КИН при условии благоприятной ориентации трещины относительно источника обводнения. В явлении естественного вторичного переформирования обводненных нефтяных залежей кроется значительный потенциал дополнительной добычи нефти. Учитывая размеры остаточных запасов нефти в обводненных и покинутых залежах России увеличение КИН даже на 0,5% дает очень значительную цифру добычи нефти в тоннах. Большего прироста КИН и еще более значительного увеличения дополнительной добычи можно добиться развивая и применяя методики искусственного вторичного переформирования заводненных нефтяных залежей, часть из которых рассмотрена в главе 3 данной работы. В частности, в состав таких технологий может входить виброволновое воздействие на пласт, закачка в пласт растворителей, проведение гидроразрыва пласта. 142 БИБЛИОГРАФИЯ 1.) Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. – М.: Недра, 1994. – 308 с. 2.) Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М.. Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993. – 416 с. 3.) Бравичева Т.Б., Бравичев К.А., Палий А.О. Компьютерное моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. – Н.Новгород: Вектор ТиС, 2007. – 352 с. 4.) Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. – М.; Недра, 1970. – 288 с. 5.) Вахитов Г.Г., Симкин Э.М. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов. М.:, Недра, 1985. – 231 с. 6.) Желтов Ю.П. Деформация горных пород. – М.: Недра, 1966. – 182 с. 7.) Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. – М.: Недра, 1975. – 237 с. 8.) Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1998. – 365 с. 9.) Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта. – Изв. АН СССР, ОТН, № 5, 1959. 45-52 с. 10.) Забродин П.И., Раковский Н.Л., Розенберг М.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителем. – М.: Недра, 1968. – 224 с. 11.) Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонетоотдачи пласта. Телков А.П.,Ланчаков Г.А.,Кучеров Г.Г. и др.Тюмень: ООО “НИПИКБС-Т”, 2002. – 284 с. 12.) Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: ИКИ, 2002. – 140 с. 13.) Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта.Москва,Недра, 1999. – 195 с. 14.) Краткий отчет “Создание методик и компьютерных программ расчеты технологических параметров и эффективности гидравлического разрыва пласта (ГРП) применительно к условиям нефтяных месторождений АООТ “Сургутнефтегаз” – 1994. Научный руководитель – д.т.н., проф. Желтов Ю.П. – 130 с. 15.) Кузнецов О.Л., Симкин Э.М., Дж. Чилингар. Физические основы вибрационного и акустического воздействия на нефтегазовые пласты. М.: Мир, 2001. – 260 с. 16.) Кучумов Р.Я., Занкиев М.Я., Кучумов Р.Р. Моделирование эффективности гидравлического рарыва пластов в условиях Западной Сибири. Тюмень, “Вектор БУК”, 1998. – 185 с. 143 17.) Ленчакова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. – М.: Недра, 1998. – 394 с. 18.) Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1993. 310 с. 19.) Манырин В.Н., Швецов И.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Самара: Дом печати, 2002. - 392 с. 20.) Методические указания по созданию постоянно действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 2. Фильтрационные модели). Утв. Заместителем Министра энергетики РФ Шелеповым В.В. 22.01.2002 г. – М.: ОАО “ВНИИОЭНГ”, 2003. – 228 с. 21.) Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Нефть и газ, 2003. – 816 с. 22.) Повышение продуктивности и реанимация скважин с применением виброволнового воздействия/ Дыбленко В.П., Камалов Р.Н., Шариффулин Р.Я., Туфанов И.А. М.: Недра, 2000. - 382с. 23.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. В 2 т./ Под редакцией Гиматудинова Ш.К. – М.: Недра, 1983. – т. 2, Проектирование разработки - 463 с. 24.) Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с. 25.) Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М.: Недра, 1984 – 330. с. 26.) Сургучев М.Л., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М.. Гидродинамическое, акустическое, тепловое циклические воздействия на нефтяные пласты. – М.: Недра, 1975. – 184 с. 27.) Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1968. – 301 с. 28.) Телков А.П., Ланчаков Г.А., Кучеров Г.Г, Ткачев А.Е., Пазин А.Н. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонетоотдачи пласта. Тюмень, ООО НИПИКБС-Т, 2002. – 240 с. 29.) ТЭО КИН Нефтекумского месторождения, т.1. – М.:ВНИИнефть, 2007. – 253 с. 30.) Уточненный проект разработки Нефтекумского месторождения, т. 1. – М.: ВНИИнефть, 2009. – 322 с. 31.) Швидлер М.И., Леви Б.И., Одномерная фильтрация несмешивающихся жидкостей, М., Недра, 1970. – 170 с.
