Борисов А.Г. Учет капиллярно-гидродинамической модели залежи при описании механизмов извления нефти и газа

re11er11 1 ,ана61т11 мест1р11ае11i
УДК622.276.5:001.18
Учет напиллв11но-rи1111011инамичесной
модели залежи пои описании
механизмов извлечения нефти и газа
А. Г. Борисов ( ООО « ТюменНИИгипрогаз»)
-
-· -
-L -
;:.а. -
причем капиллярное давление возрастает
обратно пропорционально радиусу поры.
Таким образом, капиллярные силы играют
важную роль в процессе вытеснения нефти
из низкопроницаемых зон (участки, пропластки, блоки) залежи, где перепады давления
оказывают слабое влияние на движение
флюида, а роль капиллярных сил возрастает.
Зачастую в таких зонах складывается ситуация, когда капиллярное давление в паровом
канале намного выше градиента давления,
создаваемого при разработке. В этом слу­
чае выход нефти из парового пространства
возможен только за счет капиллярных сил.
Однако, несмотря на всю очевидность роли
капиллярных процессов, оценка их вклада в
добычу в условиях неоднородного пласта до
сих пор затруднительна.
Особенностью капиллярных процессов
в пористой среде является их медленное
протекание (дни и месяцы). Лабораторные
эксперименты по определению коэффициента
вытеснения нефти проводятся, как правило,
на образцах с высокой проницаемостью
(10-1 о-з мкм2 и более) за относительно ко­
роткое время (1-5 ч) и при относительно
высоких градиентах давления {О, 1-1 МПа/м),
что не позволяет отследить капиллярные
процессы. К тому же наиболее эффективно
капиллярный вклад проявляется при условии
существования двойной среды, когда взаимодействуют низкопроницаемая непромытая
подпитывающая среда и высокопроницаемая
промытая проводящая среда, что невозможно
смоделировать на отдельных образцах керна.
а
б
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1985
18 000
пыт до6ыч11 нефти свидетельствует о важности учета нап11ллноных с11л по11
сплуатац1111 неФтнных залежей. Автоо считает, что тоад11ц11онные лаliооатооные
спео11менты по вытеснению нефтн водой непо11rодны длн 11зучен11н описанных
оцессов, поэтому в ходе оаliоты 11зучал11сь но11вые падающей до6ыч11 (НЛДJ
о нефтнным II газовым залежам на 3-ii 11 4-ii стад11нх оазоа6отн11. no11 этом
нтывалось существование двойной соеды, нотооое подтвеождено на 6ольш11нme залежей Западной С11611011. Исследован11нм11 автооа 6ыло установлено, что
11 математ11чесном оп11сан1111 нпд неФт11 выделнютсн энспоненц11алыан II по­
m,нннан составлнющ11е. по мнению автооа, энспоненц11алыан составлнющан
1111ажает пооцесс отмывн11 пласта, а постонннан - действие нап11ллноных с11л.
ходе оаliоты 6ыл11 подоliоаны Фоомулы уоавнен11ii, на116олее точно оп11сываю­
е добычу нефти по залежи, нол11чественно оценены дол11 нефти, 11звленаемоii
,а счет поомывн11 пласта II за счет нап11ллноных с11л. Сделаны выводы о нео6тд11мост11 воздеiiств11н на нап11ллноные пооцессы вместо увел11чен11н заначн11
'дЬ1 на 4-ii стад1111 oaзoaliOTHII местооожден11н.
к
апиллярные силы и межфазное натяжение оказывают большое влияние на
формирование нефтяной залежи. Блааря им зерна гидрофильного коллектора
; бы обтянуты пленкой воды, при этом вода
-- имает преимущественно мелкие поры, а
- ть - крупные, что облегчает извлечение
-хледней при разработке. Подтверждением
.::йствия капиллярных сил является подъем
= ды над уровнем ВНК, в результате чего
разуется переходная зона.
Известно, что капиллярные силы вносят
:зой вклад в процесс вытеснения нефти водой
гидрофильных коллекторов. В силу того,
--о адгезия воды к поверхности зерен породы
-амного сильнее, чем у нефти, образуется
ямоточная и противоточная капиллярная
-оопитка нефтенасыщенного коллектора,
-о подтверждено многими лабораторными
- сnериментами. Сила этой пропитки зависит,
:. ервую очередь, от косинуса угла смачива­
- я, межфазного натяжения и радиуса пор,
Он, тыс. т
--1
Он, тыс. т
\
1990
-2
2000
2005
1993
1998
2003
Рис. 1. кпд нефти 11 111 аnnроис11мац1111 по маету Б4 Варьеrансиоrо месторождения faJ II Варье­
rаисиому месторождению в цепом (6}
35
а
б
в
Рис. 2. Виды двойных сред: nроnnастки разной проницаемости (aJ; пористо-трещиноватый мает (6J; наnичие nинз с низкой проницаемостью (вJ
зависящего от добычи жидкости и объемов характер и слабо изменяется во времени.
нагнетания, говорит о наличии каких-либо Равномерность и стабильность процесса
медленно изменяющихся процессов, которые капиллярной пропитки также подтверждается
содействуют выходу нефти из пласта. По экспериментами, проведенными Л.Л. Хэнди
мнению авторов, данное явление может быть на образцах песчаника Бойсе [5]. Наличие та­
обусловлено только капиллярной пропиткой кого квазистационарного процесса в сумме с
низкопроницаемых областей, которые в силу завершающейся отмывкой проводящей среды
низких ФЕС не были промыты нагнетаемой объясняет стабилизацию добычи нефти на 4-й
водой. Существование этих областей порож­ стадии разработки.
Для количественной оценки вклада капил­
дает уже упомянутую двойную среду, которая
лярных сил было проведено математическое
описана в работах [2, З].
На рис. 2 показаны различные виды двой­ описание КПД при помощи различных зави­
ных сред. Общая их особенность заключается симостей, предложенных в [1-4, 6]:
1) универсальный закон
в наличии относительно высокопроницаемой
(проводящей) среды, которая соединяет
qo )п+1;
(1)
между собой добывающие и нагнетательные q{t)
f
o
q
скважины, и относительно низкопроницаемой
1+
среды (подпитывающей среды), которая нахо­
пор
дится в контакте с проводящей. Отмывка про­
2) логарифмическая зависимость
водящей среды от нефти происходит в основ­
ном на 3-й стадии, когда идет падение добычи,
(2)
при этом промывки подпитывающей среды q(t) = q0 ln (at);
практически не происходит, поскольку линии
3) экспоненциальная зависимость
тока жидкости огибают области с высоким
фильтрационным сопротивлением. К началу
(3)
4-й стадии проводящая среда оказывается q(t) = q0exp(лt);
почти полностью промытой, а подпитывающая
4) многоэкспоненциальная зависимость
практически полностью окружена водой, что
создает наиболее благоприятные условия
для работы капиллярных сил, в то время как q(t) = А1 ехр(л/) + А2ехр(лi) + ... +
Таблица 1
(4)
гидродинамические силы почти полностью + А"ехр(лi);
Коэффициенты апп роксими­ исчерпали свою эффективность.
рующих функций для залежей
5) экспоненциальная зависимость с постаВ этих условиях поступающая из про­
Варьеганского месторождения водящей среды вода начинает вытеснять янным членом
нефть из мелких пор, которые находятся
Пласт
А
Ь
л.
А/Ь
(5)
преимущественно в подпитывающей среде, q(t) = Аехр(лt) + Ь.
53,94
22,21
0,90
1198
Б4
а нефть отходит в крупные каналы, которые
22,55
1103
48,92
0,70
Б5
Аппроксимация проводилась по методике,
находятся преимущественно в проводящей
23,17
0,56
216,51
5016
Б6
среде. Прокачиваемая через проводящую описанной в [7]. Результаты аппроксимации
60,28
3679
61,04
0,53
Б7
среду вода выносит капли нефти к забоям показали, что наиболее точно падение добычи
23,13
241,62 0,63
БВ/2
5588
добывающих скважин. Поскольку вытеснение с одного объекта на 3-4-й стадиях описывает­
405,56
0,35
7,63
БВ/0-1
3093
нефти при капиллярной пропитке происходит ся экспоненциальной зависимостью с постоян­
44,38
0,46
55,53
2464
Б9
во много раз медленнее, чем при промывке, ным членом (см. рис. 1, а), что соответствует
27,14
0,25
Б10
833
30,69
то этот процесс носит квазистационарный теоретическим представлениям, при этом
Поэтому автором сделана попытка оценить
эту роль путем анализа падающей добычи
нефти и газа по залежи на 3-й и 4-й стадиях
разработки.
В ходе работы были проанализированы
КПД нефти и газа за всю историю разработки
месторождений. Особое внимание было уде­
лено стабилизации добычи нефти на низком
уровне на 4-й стадии разработки (рис. 1).
Анализ КПД показал, что на 3-й стадии
разработки при отсутствии серьезных изме­
нений в схеме разработки (активное разбу­
ривание новых участков, проведение ГРП и
т.д.) падение добычи описывается универ­
сальным законом падения, адаптированным
для двойной среды, который подробно описан
в [1-3]. Однако на 4-й стадии наступает ква­
зистабилизация темпов добычи нефти, при
которой темпы падения добычи замедляются,
а темп добычи нефти стремится к некоторому
постоянному значению, что также является
широко известным фактом. Объяснить та­
кую стабилизацию темпа добычи с помощью
традиционных представлений о вытеснении
нефти водой, описанных в [4], или с помощью
универсального закона не представляется
возможным. Факт квазипостоянного, медлен­
но снижающегося темпа добычи нефти, не
36
=[
газовая nромыwпенность
№ 11, 2 о о 9
reDRDFIB 1 •азраlотка M8CT8PDIA8Hli
экспоненте соответствует вклад промывки в
обычу нефти, а постоянному члену - вклад
капиллярных сил.
Коэффициенты аппроксимирующих функ­
-,,,1й для залежей Варьеганского месторож­
;:;ения приведены в табл. 1. Примечательно
-о, что, несмотря на разный объем залежей,
.:екременты затухания имеют один порядок.
-акже интерес представляет соотношение
ффициентов А/Ь, которое согласно опи­
::анным представлениям отражает начальное
:{)()Тношение вкладов гидродинамических и
-;апиллярных сил, которое также имеет один
рядок, за исключением объекта БВ/0-1.
На основании этих данных были рассчи­
-зны абсолютные и относительные значения
=, ада обоих процессов в добычу нефти для
-�ого объекта. На рис. 3 и в табл. 2 приве­
:е ы результаты вычислений для пласта Б4
�ьеганского месторождения, из которых
= щно, что до 1992 г. большая часть нефти
:обывалась за счет отмывки пласта, после
392 г.- за счет капиллярных сил, а с 1996 г.
= i1ад отмывки становится ничтожным.
Падение добычи нефти по многопластово­
. месторождению в целом наиболее точно
-- сывается суммой нескольких экспонент и
:&Jбодного члена (см. рис. 1, 6), что подтвер­
-"ает представление об индивидуальном
.,, ктере отмывки каждого из пластов, при
..м в каждом из них экспонента сопровож�;гся постоянным членом.
Дnя проверки правильности данных пред­
-авлений о степени влияния капиллярных
- была также аппроксимирована падающая
-- ыча газа по объектам месторождения
:двежье (рис. 4). Результаты аппрокси­
: и показали, что падение добычи газа
- сывается экспоненциальной зависимо- млрд м3/квартал
--1
--2
"': ro "'! ro а, � а, а, с
-i
,..; � со ,ri
о о
со LI}
r..: о
00 о � С! о q
с,;
со
,ri со -i
-i
� r..:
(\j (\j
(\j
(\j
о ;;; со
а,
(\j
st
-
r--
о
С?
LI}
ro
st
С! о
с-i о
-
•· Аnпрокс11мацмн добыч11 rаза по vкnr-&
рождеи11н Медвежье (А = 1,27, л = 0,024,
=01
а
б
Он,%
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Он, тыс. т
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
- -1 • •
,, ,
,
;
,,_
......
-2 .а• -3
Р11с. 3. Абсоnютныii {а} 11 отиос11ПJ1ьиыii ffiJ вкnад процессов в добычу нефти
Таблица2
Вклады процессов в добычу нефти
Вклад процесса
Отмывка:
11,IC. т
%
КalllUUlll\lllbl8 CIUU,r,
тыс. т
%
1988
1992
-
1996
.
2000
.
843,17
97,43
138,62
86,19
22,79
50,64
3,75
14,43
0,62
2,70
0,10
0,45
0,02
0,07
0,00
0,01
22,21
2,57
22,21
13,81
22,21
49,36
22,21
85,57
22,21
97,30
22,21
99,55
22,21
99,93
22,21
99,99
стью либо двумя-тремя экспонентами, при Список литературы
этом ни в одном случае свободный член в 1. Медведский Р.И. Универсальный закон изменения
описании не выделяется. Данный факт еще дебита скважин в период его падения: Технико-экономи­
раз подтверждает сделанные предположения ческие кондиции месторождений Западной Сибири: Тр.
и говорит о том, что при извлечении газа ЗапСибНИГНИ. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1987.
незначителен капиллярный эффект, который 2. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Оценка потен­
проявляется при вытеснении нефти, поскольку циально извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней
добычи. - Тюмень: Недра, 2004.
на извлечение газа главным образом влияет З. Медведский Р.И., Севастьянов А.А., Коровин К.В.
его расширение, а не гидродинамические и Прогнозирование выработки запасов из пластов с
капиллярные силы.
двойной средой// Вестник недропользователя Ханты­
Подводя итог, можно сделать следующие Мансийского автономного округа. - Тюмень, 2004.
4. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.,
выводы:
1. На 4-й стадии подавляющие объемы Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»,
Институт компьютерных исследований, 2006.
добываемой нефти вытесняются из парового 5. Handy L.L. SPE 1361-G Determination of Effective
пространства низкопроницаемых областей Capillary Pressures for Porous Media from lmblbltion Data. капиллярными силами и выносятся из пласта California Research, 1960.
6. Баренблатт Г.И., Желтов ЮЛ., Кочина И.Н. Об ос­
потоками воды.
2. Увеличение дебита нефти на 4-й стадии новных представлениях теории фильтрации в трещино­
разработки путем увеличения депрессии на ватых средах// Изв. АН СССР. Прикладная математика
пласт и градиента давления..ыалоэффективно и механика. - 1960. - Т. 24. - № 5. - С. 58-73.
7. Медведский Р.И., Борисов А.Г. Опыт аппроксимации
и приводит в основном к дополнительным и анализ кривых падающей добычи нефти на месторож­
затратам.
дениях с двойной средой // Тр. 11 Всерос. науч. конф.
3. Закачку воды в пласт необходимо свести «Трофимуковские чтения- 2008».- Новосибирск, 2008.
до оптимального минимума, который обеспе­
чит стабильную работу насосов и промывку
проводящей среды.
4. Основное внимание на 4-й стадии сле­
дует уделять капиллярным силам с целью
увеличения нефтеотдачи.
37