Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Особенности реализации водогазового воздействия в несмешиваемом режиме на примере Верхнечонского месторождения

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Особенности реализации водогазового воздействия в несмешиваемом режиме на примере Верхнечонского месторождения"

На правах рукописи

АНУРЬЕВ ДЕНИС АЛЕКСЕЕВИЧ

ОСОБЕННОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ В НЕСМЕШИВАЕМОМ РЕЖИМЕ НА ПРИМЕРЕ ВЕРХНЕЧОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

5 ДЕК 2013 005542974

Тюмень - 2013

005542974

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Тюменский нефтяной научный центр» (ООО «ТННЦ) и Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный исследовательский Томский политехнический университет» (ТПУ)

Научный руководитель: - кандидат технических наук

Кошовкин Иван Николаевич

Официальные оппоненты: Андреева Наталья Николаевна, доктор технических наук, вице-президент Закрытого акционерного общества «Группа компаний «РусГазИнжиниринг» (ЗАО «ГК «РусГазИнжиниринг»)

Вольф Альберт Альбертович, кандидат физико-математических наук, ведущий научный сотрудник Тюменского отделения открытого акционерного общества «СургутНИПИнефть» (ТО ОАО «СургутНИПИнефть»)

Ведущая организация: - Общество с ограниченной

ответственностью «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

Защита состоится 27 декабря 2013 года в 9.00 часов на заседании диссертационного совета: Д 212.273.01 при Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе ТюмГНГУ по адресу: 625027, г.Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 24 ноября 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

кандидат технических наук, доцент Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

На сегодняшний день, методы водогазового воздействия (ВГВ) получили широкое развитие за рубежом. Зарубежный опыт показывает возможность увеличения КИН относительно заводнения на 6-10 %. В России, в силу ряда причин, опыт масштабного и длительного применения ВГВ отсутствует, проведенные работы носят единичный характер. В то же время, есть все предпосылки изменения ситуации в ближайшие годы. Во-первых, неуклонно возрастает доля разрабатываемых сложноизвлекаемых запасов. На подобных месторождениях зачастую остро проявляется проблема низкой эффективности заводнения, повышается актуальность применения методов увеличения нефтеотдачи. Во-вторых, к настоящему времени постановление Правительства России от 8 января 2009 года № 7 устанавливает целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ) не более 5 %. В нефтедобывающих регионах со слаборазвитой инфраструктурой организация ВГВ является одним из путей использования ПНГ.

По указанным выше причинам, метод ВГВ может рассматриваться как эффективный метод использования ПНГ на месторождениях Восточной Сибири, которые удалены от развитых инфраструктурных сетей. Верхнечонское месторождение - крупнейшее месторождение Восточной Сибири характеризуется уникальными геолого-физическими параметрами. Основной продуктивный горизонт Вч эксплуатируется площадной системой разработки с горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами. Возможность применения метода ВГВ в данных условиях до настоящего времени не рассматривалась.

Цель работы

Повышение эффективности разработки Верхнечонского месторождения путем применения методов водогазового воздействия.

Основные задачи исследований

1. Изучение отечественного и зарубежного опыта реализации водогазового воздействия, с целью его дальнейшего применения в геолого-физических условиях Верхнечонского месторождения.

2. Анализ результатов экспериментальных исследований керна Верхнечонского месторождения, оценка основных параметров, используемых при прогнозах эффективности ВГВ.

3. Анализ факторов, обуславливающих эффективность применения методов ВГВ в условиях Верхнечонского месторождения.

4. Создание численной модели для изучения основных особенностей процесса ВГВ в несмешиваемом режиме при различных геолого-фильтрационных условиях.

5. Оценка эффективности ВГВ и устойчивости полученных результатов к неопределенности входных данных.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение, а предметом - процессы, протекающие в пласте Вч при реализации водогазового воздействия в несмешиваемом режиме.

Научная новизна выполненной работы

1. Определено количественное соотношение влияния факторов, определяющих эффективность ВГВ в несмешивемом режиме (эффект гистерезиса, растворение газа в нефти, сегрегация закачиваемой воды и газа) для горизонта Вч Верхнечонского месторождения.

2. Впервые установлены особенности реализации процесса ВГВ для площадной системы разработки с горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами, при вариации характеристик пласта. Обоснована эффективность метода в данных условиях.

3. Определены оптимальные соотношения длительности нагнетания чередующихся оторочек воды и газа при реализации ВГВ в условиях пласта Вч Верхнечонского месторождения. Они составили: два месяца нагнетание воды и два месяца закачка газа. При этом увеличение нефтедобычи по сравнению с базовым вариантом заводнения составляет 3,5%.

Практическая ценность и реализация работы

1. Создана геолого-технологическая модель для исследования механизма вытеснения нефти при реализации ВГВ на горизонте Вч Верхнечонского месторождения.

2. Проведена количественная оценка неопределенностей геолого-технологических параметров, влияющих на реализацию процесса ВГВ для условий Верхнечонского месторождения.

3. Полученные результаты исследований вошли неотъемлемой частью в проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Верхнечонского месторождения», утвержденный ЦКР Роснедра (протокол от 04.08.2011 №5190).

4. На основании проведенных исследований разработана программа опытно-промышленных работ по реализации метода водогазового воздействия на пилотном участке месторождения. Программа планируется к реализации недропользователем с 2016 г.

Основные защищаемые положения

1. Установленные оптимальные соотношения, длительность и очередность закачек оторочек воды и газа при реализации ВГВ в условиях площадной системы разработки горизонтальными скважинами.

2. Уравнение зависимости дополнительной добычи нефти, которую обеспечивает применение метода ВГВ, от параметров, определяющих эффективность метода в условиях горизонта Вч.

3. Созданная геолого-технологическая модель вытеснения нефти при реализации ВГВ на горизонте Вч Верхнечонского месторождения.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертационная работа Д.А. Анурьева по направленности решаемых задач соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно, пункту 2 «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Апробация результатов исследования

Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались на: 11-м международном научном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2007 г.); 1-й региональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «ТомскНИПИнефть» (Томск, 2008 г.); 5-й межрегиональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «Роснефть» (Уфа, 2008 г.); 8-й научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Небуг, 2008 г.); 2-й региональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «ТомскНИПИнефть» (Томск, 2009 г.);13-м международном научном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2009 г.); научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (Уфа, 2009 г.); технической конференции «Новые технологии при разработке и эксплуатации месторождений. От теории к практике» (Тюмень, 2013 г.); научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (Уфа, 2013 г.); всероссийская научно-практическая

конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии -нефтегазовому региону (Тюмень, 2013 г.).

Публикации

По результатам выполненных научных исследований опубликовано 7 печатных работ, в том числе 3 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, списка используемой литературы из 128 наименований. Диссертация изложена на 142 страницах, содержит 53 рисунка и 13 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена характеристика работы, обоснована актуальность тематики, поставлена цель и основные задачи исследований, а также методы их решения. Показана научная и практическая значимость результатов исследований.

В первом разделе описывается обзор отечественного и мирового опыта по вопросам, касающимся исследования процесса ВГВ и его промышленной реализации. Приоритет идеи использования ВГВ для повышения нефтеотдачи принадлежит отечественным ученым М.А. Капелюшникову, И.Н. Стрижову, М.А. Айрапетяну (1948). Позже, в разные годы исследованием методов ВГВ занимались Г.С. Степанова, Е.И. Лискевич, В.Д. Лысенко, Ю.Е. Батурин, Г.В. Цимлянский, A.C. Трофимов, С.А. Кундин, С.Н. Закиров, H.H. Андреева, зарубежные ученые Л.П. Вартон, К.С. Лэнд, K.P. Холм, К.С. Сорби, Ф.И. Сталкуп, А. Скаудж и ряд других. На основе обзора данных работ можно сделать вывод о том, что степень эффективности ВГВ определяется индивидуальными особенностями месторождения.

Реализация методов ВГВ связана с высокими капитальными затратами и рядом технологических трудностей. Поэтому решение оприменении должно

основываться на тщательных прогнозах технологической и экономической эффективности. Одним из наиболее достоверных инструментов оценки эффективности ВГВ является численное моделирование.

Моделирование ВГВ значительно сложнее моделирования заводнения. Более сложным является сам процесс и его математическое описание. Кроме того, практически всегда не хватает экспериментальных значений параметров, отвечающих за фильтрацию газа, и не всегда есть возможность определить их путем настройки на историю разработки.

Таким образом, оценка эффективности водогазовых методов должна проводиться для условий каждого месторождения индивидуально. В случае нехватки входных данных или их низкой достоверности, необходимо проведение анализа устойчивости полученных результатов.

Во втором разделе приводится анализ результатов лабораторных потоковых экспериментов по вытеснению нефти водой, газом и методом ВГВ из естественного керна пласта Вч. Результаты использованы при дальнейшем численном моделировании процесса ВГВ.

Водогазовое воздействие на Верхнечонском месторождении рассматривается с использованием попутного нефтяного газа, добываемого из пласта Вч. Доля метана в газе составляет около 85 %. Первый вопрос, который был решен — это определение условий смешиваемости данного газа с пластовой нефтью. Для этой цели была проведена серия экспериментов на насыпных моделях длиной 18 м (тонких трубках) по вытеснению нефти газом при различных давлениях. Полученные результаты, показали, что при температуре пласта Вч 12°С, минимальное давление смешивания составит 60 МПа. Данное значение многократно превышает начальное пластовое давление 15,5 МПа. То есть, процесс ВГВ на основе попутного нефтяного газа в условиях пласта Вч будет проходить в несмешиваемом режиме.

В разное время, для пласта Вч проведено 130 исследований по определению коэффициента вытеснения нефти водой. Полученные значения имеют большой разброс: от 0,34 до 0,66 при среднем 0,59. Явной зависимости между остаточной нефтенасыщенностью и пористостью или проницаемостью не наблюдается (рисунок 1).

Так же было проведено всего 3 эксперимента по определению коэффициента вытеснения нефти газом. Эксперименты проводились на коллекциях по группам проницаемости 0,050 мкм2; 0,300 мкм2 и 0,750 мкм2. Для них были получены коэффициенты вытеснения 0,484; 0,621 и 0,652.

оо

а < о ¿U во« П О Ъ в >г о

о о vi ° s ° а> О о

о Oí і О О % „с & Зо О оо 0° О

о О о о

III

— О О ытеснение водой

ытеснение газом

0,001 0,01 0,1 1 ю

Проницаемость, мкм2

Рисунок 1 - Зависимость коэффициентов вытеснения нефти водой и газом от проницаемости

В среднем, полученные коэффициенты вытеснения нефти газом сопоставимы с коэффициентами вытеснения нефти водой. При расчете базовых вариантов на гидродинамической модели принимались равные значения остаточной нефтенасыщенности при вытеснение нефти водой и газом. В то же время, при статистическом анализе результатов по вытеснению нефти газом, широко описанных в литературных источниках, было выявлено, что коэффициент вытеснения нефти нежирным газом может быть как выше, так и ниже чем коэффициент вытеснения нефти водой. Поэтому, соотношение

данных параметров было включено в анализ неопределенностей результатов расчетов.

На моделях из образцов керна пласта Вч было проведено три эксперимента по довытеснению нефти оторочками воды и газа после заводнения. Эксперименты проводились на составных моделях, со средней проницаемостью 0,050 мкм2; 0,300 мкм2 и 0,750 мкм2. Приросты коэффициентов вытеснения составили 5,5; 9,5 и 7,4 %, соответственно. Полученные результаты согласуются с аналогичными экспериментами, описанными в литературе. На рисунке 2 показаны результаты эксперимента для колонки образцов с проницаемостью 0,300 мкм2.

Объем закачки (об пор)

Рисунок 2 - Зависимость Квыт от объемов закачки, при моделировании заводнения и последующем применение метода ВГВ

Увеличение коэффициента вытеснения при совместной фильтрации воды и газа связано с тем, что газ и вода вытесняют нефть из пор различного диаметра. Кроме того, имеет место защемление газа, наблюдаемое при чередовании процессов пропитки и дренирования, который замещает собой остаточную нефть (эффект гистерезиса).

Величину защемленного газа принято выражать формулой:

Se = .So +_^hrjjcrl_

(1 + С • (Sgm-Sgcr))

' v 1 )

где С - параметр Лэнда; Sgcr - критическая газонасыщенность; Sgm -максимальная газонасыщенность.

Согласно статистике, приведенной в зарубежных литературных источниках, параметр Лэнда. как правило, изменяется в диапазоне 2-10.

В системе нефть-вода было проведено более 20 замеров ОФП. В гидродинамической модели используются осредненные кривые, настроенные на фактическую динамику обводнения скважин. Определение фазовых проницаемостей в системе нефть газ проводилось по результатам трех экспериментов, выполненных с использованием изовискозной модели нефти и азота (рисунок 3).

О 02 04 00 08 _глзонасыщенность- %_

20 40 60 ВО

Водонасыщенность, %

Рисунок 3. - Относительные фазовые проницаемости в системе нефть-вода (а) и нефть-газ (б) для Верхнечонского горизонта

В итоге, в результате анализа всех проведенных лабораторных

экспериментов, для дальнейшего численного моделирования были приняты

следующие параметры:

- относительные фазовые проницаемости в системе вода-нефть, газ-нефть осредненные по керновым экспериментам;

- значения коэффициента вытеснения нефти газом и водой равные 0.59;

- параметр Лэнда равный 5.

Так как последние два параметра были определены с низкой степенью достоверности, неотъемлемой частью расчетов эффективности ВГВ должна быть оценка чувствительности результатов к неопределенности входных данных.

В третьем разделе рассматриваются факторы, обуславливающие эффективность ВГВ при несмешиваемом вытеснении в условиях геологии и системы разработки пласта Вч Верхнечонского месторождения.

Средняя нефтенасыщенная эффективная толщина пласта Вч составляет 7,5 м, средняя проницаемость 0,330 мкм2. Пласт характеризуется высокой степенью неоднородности, - проницаемость изменяется по разрезу и площади от 0,001-0,01 мкм2 до 2-3 мкм2.

Одной из уникальных особенностей разработки Верхнечонского месторождения является применение площадной системы горизонтальных скважин. Скважины размещены по обращенной семиточечной сетке с расстоянием между скважинами 1040 м. Проектная длина ствола ГС в продуктивной части - 500 м.

В общем случае, при несмешиваемом ВГВ имеет место три фактора, влияющих на эффективность метода по отношению к заводнению. Во-первых, защемление части газа водой за счет гистерезиса, которое проявляется в зоне трехфазной фильтрации. Во-вторых, гравитационная сегрегация газа и воды, -газ вытесняет нефть из прикровельных участков пласта, которые были не охвачены вытеснением при заводнении. Последний фактор, процесс

растворения закачиваемого газа в нефти. При этом снижается объемный коэффициент нефти и ее вязкость, что приводит к увеличению нефтеотдачи.

Для оценки степени, в которой влияет каждый из факторов на эффективность ВГВ в условиях Верхнечонского пласта, был проведен ряд расчетов на синтетической ЗЭ модели. Модель включает обращенный семиточечный элемент разработки и скважины ближайшего окружения. ФЕС модели соответствуют средним параметрам пласта Вч. Процесс поочередной закачки воды и газа сопоставлялся с процессом заводнения для систем вертикальных и горизонтальных скважин.

На рисунке 4 отображены разрезы через нагнетательную и добывающие скважины с выделением зон влияния каждого из выше-обозначенных факторов.

Для количественной оценки влияния гистерезиса было оценено суммарное по модели снижение нефтенасыщенности ниже значений, соответствующих заданным коэффициентам вытеснения нефти газом и водой (данные значения задавались равными). Для оценки эффекта сегрегации была рассчитана разница в остаточной нефтенасыщенности модели при реализации ВГВ и заводнении. При этом из полученного значения вычиталось значение ранее определенного влияние эффекта гистерезиса. Разница суммарной добычи нефти в варианте ВГВ и заводнения превышает разницу объемов остаточной нефти в моделях при расчете этих вариантов. Данное расхождение объясняется эффектом разбухания нефти за счет растворения в ней закачиваемого газа. Так как для Верхнечонского месторождения начальное пластовое давление равно давлению насыщения, при ВГВ существенное повышение газосодержания в пластовой нефти наблюдается только в районе нагнетательных скважин, где давление выше пластового.

На рисунке 5 приведены результаты количественной оценки влияния каждого из факторов эффективности ВГВ в условиях пласта Вч для системы вертикальных и горизонтальных скважин.

І

- 0.00

Снижение остаточнойнефтенасыщенности за счет гистерезиса

Вертикальные скважины Горизонтальные скважины

Схема реализации процесса ВГВ

сторочки

гаа

•ыт.«

•ни* «одой

Бо

7 0.25

0.05

0.00

1-0.05

Снижение остаточной нефтенасыщенности за счет сегрегации

Вертикальные скважины Горизонтальные скважины

Рисунок 4 - Зоны влияния факторов гистерезиса, гравитационной сегрегации и растворения газа на эффективности ВГВ

120.0 у 100.0 со" юо

со ° 60.0 та т л Ю 40.0 О сТ § 20.0 с* ■

Эффект гистерезиса Сегрегация газа и воды Растворение ■ вертикальные скважины ■ горизонтальные скважины газа в нефти

Рисунок 5 - Степень влияния различных факторов эффективности ВГВ по сравнению с заводнением

Эффект гистерезиса и растворение газа в нефти повышают КИН за счет увеличения коэффициента вытеснения, в то время как сегрегация воды и газа увеличивают коэффициент охвата. Согласно полученным результатам, видно, что эффективность ВГВ в системе горизонтальных скважин в большей мере обеспечивается за счет увеличения коэффициента вытеснения, в то время как в системе вертикальных скважин большую роль играет увеличение коэффициента охвата.

Следующим шагом был анализ работы ВГВ в системах вертикальных и горизонтальных скважин для различных пластовых условий. Во-первых, рассматривались модели с различной неоднородностью по разрезу. Во всех случаях, средняя проницаемость по разрезу составляла 0,300 мкм2. Но при этом, в верхней или нижней части разреза задавался пропласток с проницаемостью 0,500 и 0,900 мкм2. Следует отметить, что в нижней части разреза пластов Вч прослеживается пачка высокопроницаемых гравелитов. Поэтому за базовый случай принимался разрез с соотношением проницаемостей верхней и нижней части 0,100 мкм2и 0,500 мкм2.

Во-вторых, рассматривалась различная анизотропия по проницаемости в диапазоне 0,1-0,01. В данном диапазоне лежат практически все значения геолого-технологической модели реального пласта, которые учитывают

керновые эксперименты, результаты интерпретации МЭТ и настройку на историю работы скважин.

Третий варьируемый параметр, - это степень влияния гистерезиса, которая определяется параметром Лэнда. Диапазон задавался по литературным данным от 2 до 10 при базовом значении 5.

Четвертый варьируемый параметр-вязкость воды. В поровом пространстве пласта Вч содержатся соли галита, минерализация пластовой воды составляет 300-400 г/л. Поэтому, при проходе пресной воды ППД по пластуее минерализация существенно повышается, что приводит к увеличению вязкости воды. Результаты расчетов приведены на рисунке 6.

100:900 100:500 }00:300 500:100 900:100 Неоднородность разреза

0,05 0,02 0,01

Вертикальная анизотропия

1 1.7

Вязкость воды, м П а * с

гисгер. не 10 5

у™*™ Параметр Лэнда

- вертикальные скважины

-горизонтальные скважины

Рисунок 6 - Степень влияния различных факторов на увеличение добычи за счет ВГВ относительно заводнения

Видно, что эффективность ВГВ в случае горизонтальных скважин сходна с эффективностью в случае вертикальных скважин. При этом есть и различия. Первой отличительной чертой является меньшая чувствительность к параметру Лэнда, что объясняется более низкой относительной долей влияния данного параметра для системы горизонтальных скважин. Вторым отличием является большая чувствительность к вязкости воды.

Таким образом, для геологических условий пластов Вч предпосылками эффективного применения ВГВ являются эффект гистерезиса, гравитационная сегрегация воды и газа, эффект разбухания нефти за счет растворения газа. При этом, выявлено, что эффективность ВГВ в условиях горизонтальных скважин в большей степени связана с увеличением коэффициента вытеснения, в то время как для системы вертикальных скважин большую роль играет увеличение коэффициента охвата.

В четвертом разделе описывается расчет эффективности ВГВ на месторождении. Для проведения расчетов была создана трехмерная геолого-гидродинамическая модель реального пласта с детальной настройкой на данные истории эксплуатации скважин.

Первая решаемая задача была определение оптимального соотношения времени закачки оторочек воды и газа на секторной модели участка пласта, где планируется ОПР по ВГВ. Все рассмотренные варианты приведены в таблице 1. Рассматривались три группы расчетов, в каждой из которых оторочка газа закачивалась в течении 1, 2 и 3 месяцев. При этом, в каждой группе рассматривалось по четыре варианта, где длительность закачки оторочек воды и газа соотносятся как 1:2, 1:1, 2:1 и 3:1.

Согласно расчетам, эффективность водогазового воздействия растет при стремлении соотношения длительности закачки воды и газа к 1, а так же при увеличении размера оторочек. Максимальные приросты получены при соотношении воды и газа 1:1 и для размеров оторочек 2 и 3 месяца. При этом, в

случае закачки оторочек воды и газа 3 через 3 месяца ГФ добывающих скважин существенно выше чем при оторочках 2 через 2 месяца. Более высокий газовый фактор связан с прорывами газа к добывающим скважинам, что приводит к циркуляции газа и снижении эффективности его закачки. Так как разница в добыче нефти по этим вариантам не велика, в качестве рекомендуемого варианта был выбран вариант закачки воды и газа 2 через 2 месяца.

Таблица 1 - Варианты различной длительности закачки оторочек газа и воды

Длительность Длительность закачки оторочек воды для различных

закачки газа, соотношении воды и газа, месяцы

месяцы 1:2 1:1 2:1 3:1

1 0,5 1 2 3

2 1 2 4 6

3 1,5 3 6 9

Результаты расчетов приведены в таблице 2 в качестве дополнительного прироста добычи нефти по сравнению с базовым вариантом заводнения.

Таблица 2 - Результаты расчетов различных вариантов соотношения

длительности закачки оторочек воды и газа

Длительность закачки газа Дополнительная добыча по вариантам реализации ВГВ относительно добычи при заводнении

1:2 1:2 1:2 1:2

1 2,4% 2,4% 2,4% 2,4%

2 2,8 % 2,8% 2,8% 2,8%

3 2,9 % 2,9 % 2,9% 2,9 %

Среднегодовая закачка газа составила 28 млн.м3 в год. Исходя из проведенных расчетов, объема добываемого ПНГ и мощности компрессора, технология ВГВ может быть масштабирована на участок месторождения, включающий около 40 скважин. Данный участок был выбран по критериям отсутствия газовой шапки и близости расположения кустов к компрессорному оборудованию. За период реализации ВГВ с 2018 по 2038 г. прогноз эффективности составил 2,2 млн.т. дополнительной добычи относительно варианта заводнения.

Следующая решаемая задача - оценка устойчивости полученных результатов к неопределенности входных данных. Ранее был определен перечень параметров, которые могут варьироваться в заданном диапазоне и в то же время могут сильно влиять на полученные результаты:

- соотношение коэффициентов вытеснения нефти газом и водой;

- параметр Лэнда;

- вязкость воды;

- вертикальная анизотропия.

Помимо вышеперечисленных параметров, существенную неопределенность составляет приемистость водогазонагнетательной скважины. В условиях низкой температуры пласта Вч при контакте газа и воды высокие риски выпадения гидратов. В случае реализации данных рисков возможно существенное снижение приемистости скважины. Были рассмотрены варианты снижения приемистости на 20 и 40 %.

Оценка неопределенностей проводилась на секторной модели, вырезанной по линиям тока и включающей 7 нагнетательных и 10 добывающих скважин. Полученные результаты приведены на диаграмме торнадо на рисунке 7. В базовом варианте дополнительная добыча нефти по участку составила 290тыс.т. За исключением вертикальной анизотропии, все рассматриваемые параметры существенно влияют на прогнозы эффективности в сопоставимых диапазонах.

Но для оценки рисков проекта представляет интерес не столько степень влияния каждого параметра на результат, сколько вероятностная оценка прогноза дополнительной добычи, учитывающая все неопределенности. Для выполнения данной оценки необходимо проведение множества расчетов при одновременном варьировании всех значимых параметров. Выполнение достаточного количества гидродинамических расчетов проблематично, так как потребует значительного количества машинного времени. Исходя из

достаточности данных для построения линейной регрессии, была выполнена ограниченная серия расчетов (в количестве 35), где неопределенные параметры задавались в обозначенных ранее диапазонах произвольным образом. По полученным результатам было построено уравнение линейной регрессии, которое в дальнейшем использовалось как прокси-модель для реализации множественных расчетов.

Np = -16С - 44mw - 843Sogcr + 179/w , (2)

где Np - дополнительная добыча нефти, тыс.т.; С - параметр Лэнда; mw -вязкость воды, мПа*с; Soger - остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти газом; Iw — снижение приемистости скважин, %.

Рисунок 7 - Диапазон оценки эффективности ВГВ в зависимости от неопределенности входных данных

Ч-/ * в

>00 Х0

О» 500

Расчет по модели

Рисунок 8 - Сопоставление расчетов дополнительной добычи нефти от ВГВ по модели и по уравнению регрессии

Для вероятностной оценки рисков проекта на вход прокси-модели подавался массив данных с различным распределением входных параметров. По полученным результатам, наиболее вероятная дополнительная добыча за счет применения метода ВГВ в рамках секторной модели составляет 245 тыс.т, в то время как вероятность достижения дополнительной добычи, рассчитанной без учета неопределенностей входных данных (290 тыс.т) составляет только 20 % (рисунок 9).

Уровни дополнительной яобычи. тыс.т

Рисунок 9 - Вероятностная оценка эффективности проекта (на участке секторной модели)

При переносе полученных результатов на расчеты эффективности ВГВ в рамках всего пласта, дополнительная добыча относительно заводнения по прогнозам PIO, Р50 и Р90 составили 1,3; 1,9 и 2,4 млн.т. соответственно.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Результаты лабораторных экспериментов показывают, что поочередная закачка оторочек воды и газа имеет большую эффективность вытеснения нефти по сравнению с вытеснением нефти водой. Увеличение коэффициента вытеснение для керна пласта Вч составляет 0,05-0,10, несмотря на то, что процесс будет проходить в несмешиваемом режиме.

2. Создана геолого-технологическая модель для исследования механизма вытеснения нефти при реализации ВГВ в условиях пласта Вч Верхнечонского месторождения.

3. На основе численных исследований, проведена количественная оценка факторов, обуславливающих эффективность ВГВ в условиях пласта Вч: эффект гистерезиса 20 %, растворение газа в нефти 31 % и гравитационная сегрегация газа и воды 49 %.

4. Установлено, что эффективность ВГВ на площадных системах разработки с горизонтальными скважинами сопоставима с эффективностью в условиях вертикальных скважин. При этом среди факторов, обуславливающих эффективность ВГВ в условиях горизонтальных скважин, существенно вырастает роль фактора растворения газа в нефти.

5. Установлено оптимальное соотнощение оторочек воды и газа - это закачка 2 через 2 месяца на протяжении всего расчетного периода. При этом увеличение нефтедобычи по сравнению с базовым вариантом заводнения составляет 3,5%. Полученные результаты используются при формировании программы опытно-промышленных работ по реализации метода ВГВ на пилотном участке месторождения.

6. Для площадной системы разработки с горизонтальными скважинами при условии оптимальных режимов закачки оторочек воды и газа, построено уравнение зависимости дополнительной добычи нефти от параметров, определяющих эффективность метода в условиях пласта Вч.

7. С учетом неопределенности ряда входных параметров, построено вероятностное распределение прогнозной эффективности применения ВГВ. В масштабах всего месторождения дополнительная добыча нефти за 20 лет по оценкам PIO, Р50 и Р90 составляет 1,3; 1,9 и 2,4 млн.т. соответственно.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ: 1.Анурьев Д.А. Влияние приемистости нагнетательных скважин на положение зарезки бокового ствола / Н.Г. Главное, A.B. Лихтарев, Д.А. Анурьев, П.В. Молодых, А.Ю. Чикишев // Нефтяное хозяйство. - 2008, -№11.-С. 42-44.

2. Анурьев Д.А. Анализ неопределенностей при моделировании водогазового воздействия на нефтяной пласт с применением нейронных сетей / И.Н. Кошовкин, Д.А. Анурьев, А.Л. Дейнеженко // Известия Томского политехнического университета. -2010, - Том 36. -№1. - С. 113-118.

3. Анурьев Д.А. О применимости водогазового воздействия для разработки юрских пластов / И.Н. Кошовкин, А.Л. Дейнеженко, А.Г. Скрипкин, Д.А. Анурьев // Нефтяное хозяйство. - 2011, -№3. - С. 36-40.

В других изданиях:

4. Анурьев Д.А. Оценка параметров влияющих на результаты гидродинамического моделирования процесса ВГВ / Д.А. Анурьев // материалы 13-го международного научного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр». 2009, - С.

5. Анурьев Д.А. Анализ неопределенностей методом нейронных сетей при моделирование процесса / И.Н. Кошовкин, Д.А. Анурьев, А.Л. Дейнеженко //

моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений». 2009, - С. 27.

6. Анурьев Д.А. Численно-аналитический метод расчета работы нефтяной скважины в условиях образования газового конуса на примере Верхнечонского месторождения / C.B. Степанов, A.B. Степанов, В.А. Гринченко, Д.А. Анурьев // материалы научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений». 2013,-С. 32.

7. Anuryev D.A. Development History Case of a Major Oil-Gas-Condensate Field in a New Province / V.A. Grinchenko, D.A. Anuryev, A.V. Miroshnichenko, Y.I. Gordeev, A.N. Lazeev. SPE Paper. 2013, - 17 c.

423-425.

материалы научно-практической конференции «Математическое

Соискатель

Анурьев Д.А.

Тираж 100. Заказ 256

ООО «Вектор Бук». 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Анурьев, Денис Алексеевич, Тюмень

04201455626

Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский нефтяной научный центр», Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Национальный исследовательский

Томский политехнический университет»

«ОСОБЕННОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ В НЕСМЕШИВАЕМОМ РЕЖИМЕ НА ПРИМЕРЕ ВЕРХНЕЧОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ»

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

На правах рукописи

Научный руководитель: канд. техн. наук КошовкинИ.Н.

Тюмень - 2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение...........................................................................................................4

ГЛАВА I. Обзор мирового опыта...................................................................10

1.1. Современное представление о вытеснении нефти водой и газом................14

1.2. Классификация методов водогазового воздействия....................................24

1.3. Результаты керновых экспериментов..........................................................28

1.4. Численное моделирование водогазового воздействия.................................44

1.5. Обзор промышленного применения............................................................47

1.6. Выводы к главе............................................................................................61

ГЛАВА II. Анализ лабораторных экспериментов по оценке эффективности вгв на керне пласта Вч..........................................................................................63

2.1. Вытеснение нефти попутным газом в тонкой трубке..................................63

2.2. Коэффициенты вытеснения нефти водой, газом, ВГВ.................................67

2.2. Кривые ОФП................................................................................................75

2.4. Выводы к главе............................................................................................77

ГЛАВА III. анализ факторов, обуславливающих эффективность ВГВ в условиях Верхнечонского месторождения....................................................................79

Введение к главе.................................................................................................79

3.1. Общие сведения о месторождении и состоянии разработки.......................80

3.2. Факторы, обуславливающие эффективность ВГВ при несмешиваемом вытеснении и их работа в условиях Верхнечонского месторо>вдения...............90

3.3. Выводы к главе..........................................................................................100

ГЛАВА IV. оценка эффективности ВГВ для пласта Вч верхнечонского месторождения.............................................................................................102

4.1. Анализ участка ОПР по ВГВ.....................................................................102

4.2. Построение геолого-технологической модели..........................................111

4.3. Определение длительности оптимальных периодов закачки газа.............115

4.4. Анализ чувствительности расчетов к неопределенностям входных данных ..........................................................................................................................124

4.5. Выводы к главе..........................................................................................127

Заключение...................................................................................................129

Список используемой литературы...............................................................131

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

На сегодняшний день, при разработке нефтяных месторождений самой распространенной технологией поддержки пластового давления и вытеснения нефти является заводение. Применение заводнения позволяет достичь коэффициента извлечения нефти 30-40%, - т.е. более половины запасов нефти остается не извлеченными. Нефтяные компании активно работают над разработкой методов, которые могли бы повысить КИН. Экспериментальные и теоретические исследования, а также мировая практика показывают, что одними из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи являются газовые и водогазовые методы. Согласно опубликованным материалам применение водогазовых методов позволяет добиться увеличения КИН на 6 -10 % относительно заводнения [86]. Увеличение КИН обеспечивается как за счет увеличения коэффициента вытеснения, так и за счет увеличения охвата воздействием.

При реализации методов ВГВ в качестве газового агента часто рассматривается попутный нефтяной газ. Данный фактор позволяет рассматривать ВГВ так же как метод утилизации попутного нефтяного газа, что особенно актуально для месторождений, расположенных в районах с отсутствием инфраструктуры и невозможностью транспортировки и переработки ПНГ.

На сегодняшний день, методы водогазового воздействия (ВГВ) получили широкое развитие за рубежом. В России, в силу ряда причин, опыт масштабного и длительного применения ВГВ отсутствует, проведенные работы носят единичный характер. В то же время, есть все предпосылки изменения ситуации в ближайшие годы. Во-первых, неуклонно возрастает доля разрабатываемых сложноизвлекаемых запасов. На подобных месторождениях зачастую остро проявляется проблема низкой эффективности заводнения,

повышается актуальность применения методов увеличения нефтеотдачи. Во-вторых, к настоящему времени постановление Правительства России от 8 января 2009 года № 7 устанавливает целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ) не более 5 %. В нефтедобывающих регионах со слаборазвитой инфраструктурой организация ВГВ является одним из путей использования ПНГ.

По указанным выше причинам, метод ВГВ может рассматриваться как эффективный метод использования ПНГ на месторождениях Восточной Сибири, которые удалены от развитых инфраструктурных сетей. Верхнечонское месторождение - крупнейшее месторождение Восточной Сибири характеризуется уникальными геолого-физическими параметрами. Основной продуктивный горизонтВч эксплуатируется площадной системой разработки с горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами. Возможность применения метода ВГВ в данных условиях до настоящего времени не рассматривалась.

Цель работы

Повышение эффективности разработки Верхнечонского месторождения путем применения методов водогазового воздействия.

Основные задачи исследований

1. Изучение отечественного и зарубежного опыта реализации водогазового воздействия, с целью его дальнейшего применения в геолого-физических условиях Верхнечонского месторождения.

2. Анализ результатов экспериментальных исследований керна Верхнечонского месторождения, оценка основных параметров, используемых при прогнозах эффективности ВГВ.

3. Анализ факторов, обуславливающих эффективность применения методов ВГВ в условиях Верхнечонского месторождения.

4. Создание численной модели для изучения основных особенностей процесса ВГВ в несмешиваемом режиме при различных геолого-фильтрационных условиях.

5. Оценка эффективности ВГВ и устойчивости полученных результатов к неопределенности входных данных.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение, а предметом - процессы, протекающие в пласте Вч при реализации водогазового воздействия в несмешиваемом режиме.

Научная новизна выполненной работы

1. Определено количественное соотношение влияния факторов, определяющих эффективность ВГВ в несмешивемом режиме (эффект гистерезиса, растворение газа в нефти, сегрегация закачиваемой воды и газа) для горизонта Вч Верхнечонского месторождения.

2. Впервые установлены особенности реализации процесса ВГВ для площадной системы разработки с горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами, при вариации характеристик пласта. Обоснована эффективность метода в данных условиях.

3. Определены оптимальные соотношения длительности нагнетания чередующихся оторочек воды и газа при реализации ВГВ в условиях пласта Вч Верхнечонского месторождения. Они составили: два месяца нагнетание воды и два месяца закачка газа. При этом увеличение нефтедобычи по сравнению с базовым вариантом заводнения составляет 3,5%.

Практическая ценность и реализация работы

1. Создана геолого-технологическая модель для исследования механизма вытеснения нефти при реализации ВГВ на горизонте Вч Верхнечонского месторождения.

2. Проведена количественная оценка неопределенностей геолого-технологических параметров, влияющих на реализацию процесса ВГВ для условий Верхнечонского месторождения.

3. Полученные результаты исследований вошли неотъемлемой частью в проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Верхнечонского месторождения», утвержденный ЦКР Роснедра (протокол от 04.08.2011 № 5190).

4. На основании проведенных исследований разработана программа опытно-промышленных работ по реализации метода водогазового воздействия на пилотном участке месторождения. Программа планируется к реализации недропользователем с 2016 г.

Основные защищаемые положения

1. Установленные оптимальные соотношения, длительность и очередность закачек оторочек воды и газа при реализации ВГВ в условиях площадной системы разработки горизонтальными скважинами.

2. Уравнение зависимости дополнительной добычи нефти, которую обеспечивает применение метода ВГВ, от параметров, определяющих эффективность метода в условиях горизонта Вч.

3. Созданная геолого-технологическая модель вытеснения нефти при реализации ВГВ на горизонте Вч Верхнечонского месторождения.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертационная работа Д.А. Анурьева по направленности решаемых задач соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно, пункту 2 «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Апробация результатов исследования

Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались на: 11-м международном научном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2007 г.); 1-й региональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «ТомскНИПИнефть» (Томск, 2008 г.); 5-й межрегиональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «Роснефть» (Уфа, 2008 г.); 8-й научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Небуг, 2008 г.); 2-й региональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «ТомскНИПИнефть» (Томск, 2009 г.); 13-м международном научном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2009 г.); научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (Уфа, 2009 г.); технической конференции «Новые технологии при разработке и эксплуатации месторождений. От теории к практике» (Тюмень, 2013 г.); науч.но-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (Уфа, 2013 г.); всероссийская научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону (Тюмень, 2013 г.).

Публикации

По результатам выполненных научных исследований опубликовано 7 печатных работ, в том числе 3 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, списка используемой литературы из 128 наименований. Диссертация изложена на 142 страницах, содержит 53 рисунка и 13 таблиц.

Автор благодарит своего научного руководителя Кошовкина И.Н.,а так же выражает глубокую признательность сотрудникам

ОАО «ТомскНИПИнефть» Дейнеженко А.Л., Гончарову И.В. и сотрудникам ООО «ТННЦ» Соколову C.B., Ручкину A.A., Земцову Ю.В., Черемисину H.A. за ценные идеи, которые были использованы при подготовке диссертационной работы.

ГЛАВА I. ОБЗОР МИРОВОГО ОПЫТА

Введение к главе

Большая часть нефтяных месторождений эксплуатируются при помощи заводнения. Многолетний опыт применения показал, что данный метод воздействия на пласт можно считать высокоэффективным. Тем не менее, коэффициент нефтеотдачи при заводнении находится в диапазоне 0,3-0,4 в зависимости от физико-геологических условий. То есть более половины балансовых запасов нефти остаются в пласте. Образование обширных промытых зон в нефтенасыщенном коллекторе на поздней стадии разработки месторождений не позволяет эффективно использовать энергию закачиваемой воды для дальнейшего повышения отбора нефти. Эффективность заводнения существенно снижается в условиях значительной неоднородности, низкой проницаемости пласта и высокой вязкости нефти. В связи с постоянным ростом доли трудноизвлекаемых запасов следует ожидать дальнейшее снижение эффективности заводнения (рисунок 1.1) [92]. В этих условиях, возрастает интерес нефтяных компаний к различным методам увеличения нефтеотдачи (МУН).

Все МУН подразделяются на следующие виды: физико-химические, тепловые, газовые, прочие. К газовым видам МУН относят и водогазовое воздействие. Согласно мировой статистике, около половины проектов применения МУН составляют тепловые виды, вторую половину - газовые, прочие виды составляют незначительную часть. Основная часть, около 70 проектов по водогазовому воздействию, реализована в США, Канаде, Северном море. Большая часть из них признана успешными (рисунок 1.2).

0,50

60%

0,45

. 0,40

0,35

0,30

0,25

50%

40%

30%

в

X

о

20% 5

*-КИН в России ■•-КИН в США

□ Доля трудноизвлекаемых запасов

-1-1-1-1-1-1-1-1-1-

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

10%

0%

о С*

Рисунок 1.1. - Динамика доли трудноизвлекаемых запасов и КИН в России и США

□ Успешные

□ Обещающие

■ Рано судить

■ Неуспешные

Рисунок 1.2. - Оценка эффективности проектов по применению

водогазового воздействия

В это же время, в России практически все МУН это применение потокоотклоняющих технологий [73]. Опыт масштабного и длительного применения ВГВ отсутствует, проведенные работы носят единичный характер.

Но есть все факторы, позволяющие ожидать их развитие в будущем. Более того, появились дополнительные предпосылки развития газовых МУН в России. По данным, полученным с помощью спутникового оборудования, Россия занимает одно из первых мест по объемам сжигания попутного нефтяного газа [70]. Применение газовых и водогазовых методов воздействия на пласт позволило бы повысить степень утилизации ПНГ [39, 74]. Согласно постановлению Правительства Российской Федерации № 7 от 08.01.09 с 2012 г. вступил в силу целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках не более 5 % объема его добычи. При превышении данного уровня, нефтедобывающие компании подвергаются штрафным санкциям, а так же несут лицензионные риски. Особенно остро, проблема утилизации попутного нефтяного газа встает для месторождений, расположенных в удаленных районах с отсутствием развитой инфраструктуры. В работе [22] проведен анализ возможных вариантов утилизации газа и показано их сопоставление с точки зрения экономической эффективности. По результатам сопоставления, водогазовое воздействие рассматривается как наиболее эффективный вариант утилизации. При этом не учитывалась дополнительная добыча нефти, которую может обеспечить реализация ВГВ.

Коэффициент нефтеотдачи можно представить в виде произведения двух коэффициентов - коэффициента вытеснения и коэффициента охвата. При этом, закачка воды, в случае благоприятного соотношения подвижностей воды и нефти, позволяет достичь высоких значений охвата пласта воздействием. Но коэффициент вытеснения нефти водой относительно не высокий. В то же время, вытеснение нефти газом в ряде случаев позволяет достичь высоких значений коэффициента вытеснения [32]. Но, в силу невысокой вязкости последнего, коэффициент охвата залежи по площади и по вертикали оказывается ниже, чем при классическом заводнении. Как следствие, КИН при закачке газа может быть ниже, чем при заводнении. Водогазовое воздействие на пласт как метод повышения нефтеотдачи возник в результате объединения

методов вытеснения нефти газом и разработки залежи нефти заводнением, с целью комбинирования преимуществ каждого из этих методов. Закачка в пласт и воды и газа может повысить как коэффициент вытеснения так и коэффициент охвата относительно закачки каждого из агентов в отдельности.

Процесс водогазового воздействия реализуется путем чередующейся или одновременной закачки объемов газа и воды. При этом, на фронте вытеснения газ-нефть происходят те же массообменные процессы, что и при чисто газовом воздействии, но за счет того, что продвижение этого фронта осуществляется за счет закачки воды, коэффициент охвата значительно улучшается. Одним из условий эффективного применения водогазового воздействия является равномерное распределение нагнетаемого газа и воды по объему залежи, т.е. одновременный прорыв газа и воды к добывающим скважина�