Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности разработки нефтяных залежей посредством адаптации гидродинамических моделей к условиям техногенного упруговодонапорного режима

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки нефтяных залежей посредством адаптации гидродинамических моделей к условиям техногенного упруговодонапорного режима"

На правах рукописи

□ОЗ166411

ПУРТОВА ИННА ПЕТРОВНА

Повышение эффективности разработки нефтяных залежей посредством адашации гидродинамических моделей к условиям техногенного упруговодонапорного режима

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

О 3 АПР 2008

Тюмень - 2008

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (1 юмГН1 У) Федерального агентства по образованию

Научный руководитель - кандидат технических наук

Завьялов Владимир Васильевич

Официальные опноненты - доктор геолого-минералогических наук, профессор

Лапердин Алексей Николаевич - кандидат технических наук Соколов Сергей Викторович

Ведущая организация - Федеральное государственное унитарное предприятие

Западно — Сибирский научно исследовательский институт геологии и геофизики (ФГУП ЗапСибНИИГГ)

Защита состоится 16 апреля 2008 г в 16 00 на заседании диссертационного совета Д 212 273 01 при ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул 50 лег Октября, 38

С диссер[ацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу 625039, i Тюмень, ул Мельникайте, 72 а, каб 32

Автореферат разослан 16 марта 2008 г

Ученый секрс1арь

диссертационно1 о совета, доктор технических наук, профессор

Г П Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В настоящее время становится очевидным, что широкое применение традиционной технологии заводнения при разработке нефтяных месторождений не обеспечивает эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов Происходит неуклонное увеличение обводненности добываемой продукции до 7090%, причем по Западной Сибири фонд неработающих добывающих скважин растет в 1 5-2 раза быстрее, чем в других нефтедобывающих регионах России В резулыате проведения трассерных и гидродинамических исследований на многих месторождениях Западной Сибири обнаруживаются фильтрационные каналы с высокой гидро- и пьезопроводностью в зонах между нагнетательными и добывающими скважинами Существует мнение, что это связано с формированием техногенных трещин в процессе нагнетания воды при создании высокого и близкого к давлению гидравлического разрыва пласта давления нагнетания, которое приходится создавать для обеспечения вытеснения нефти и соблюдения материального баланса «отбора-закачки». Как известно, вследствие экономических факюров при проектировании системы заводнения количество нагнетательных скважин проектируем значительно меньшим, чем количество добывающих Несвоевременный относительно этапов разработки ввод в эксплуатацию систем заводнения обусловливает снижение пластового давления в зонах отбора жидкости, что в свою очередь при последующем пуске нагнетательных скважин сиособсшуст распространению трещин от забоев нагнетательных скважин к зонам с низким пластовым давлением Причем ориентация трещин предопредсляс1 характер интерференции скважин, что особенно важно при повышении эффективное!и заводнения Некоторые ученые утверждают, что наиболее всрояпшм направлением развития трещин является направление, совпадающее с расположением СС1СС1 венной трещиноватости

Таким образом, на стадии проектирования разработки продуктивных пластов необходимо учшывать особенности их напряженно-деформированного состояния и техно1еино1о формирования трещинных систем в гидродинамическом моделировании при создании технологических схем разработки нефтяных месторождений, что продолжает оставаться актуальной задачей

Цель работы

Повышение эффект ивнос1 и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири путем адаптация гидродинамических моделей к условиям техногенного упруговодонапорного режима для повышения точности прогнозирования и идентификации состояния разработки с учетом условий образования техногенных каналов высокой гидро- и пьезопроводности

Задачи исследования

1 Анализ опыта и результатов применения отечественных и зарубежных программных продуктов с целью оценки качества отражения реальных условий разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири в существующих численных гидродинамических моделях

2 Предложи 1ь численную модель гидросистем продуктивных пластов в условиях упруговодонапорного режима с учетом факторов динамического развития трещин в результате нагнетания воды и отбора жидкости.

3 Разработать стохастико-аналигическую модель, позволяющую оценить структурную неоднородное хь пласта на основании динамики показателей отбора и закачки

4 Оценить эффективность разработанных решений и рекомендаций

Научная новизна выполненной работы

1 Научно обоснован и уточнен механизм поведения гидросистем продуктивных пластов в условиях упруговодонапорного режима на основе изучения разработанной маюматической модели, учитывающей факторы динамического развития трещин вследствие нагнетания воды

2 Разработана и апробирована стохастико-аналитическая модель, которая позволяет без специальных исследований выявить каналы с высокой пьезопро-водносIыо на основании промысловой информации о динамике режимов работы добывающих и нагнетательных скважин

Практическая ценность и реализация работы

Практическая ценность работы заключается в повышении эффективности эксплуатции нсф1яных залежей за счет применения разработанных моделей для пропкнировешия пока кислей разработки и идентификации структурной

неоднородное ги продуктивных пластов БВ4, БВ6 и ПК19 Ван-Еганского месторождения Речулыагы рабо1Ы реализованы в виде модулей программного расчетного комплекса Hydra' Sym, предназначенных для расчета динамики показателей разработки и автоматизированного поиска показателей интерференции скважин и применены в проектных документах по разработке месторождений СП «Ваньс1 аннефть»

Апробация резулыаюв исследований

Основные положения работы докладывались на Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном эганс» (г Тюмень, 2003 г), Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» (г Москва, ТНК-ВР, 2004 г), на заседаниях ЦКР и 10 ЦКР Роснедра по ХМАОЮгра (г г Москва, Тюмень 2005-2007 1г), научно-технических советах Тюменского научного нефтяного центра ТНК-ВР, CI I «Ваньеганнефть» (i Нижневартовск), института нефти и газа ТюмГНГУ и семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений ТюмГНГУ

Публикации

Основные положения диссертационной работы отражены в 9 печатных работах, из них 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ

Объем и сфуктура диссер1ации

Работа cocroHi из введения, четырех разделов и основных выводов, изложена на 160 с границах, содержит 73 рисунка, 109 формул, список литературы из 86 наименований

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена краткая характеристика работы, обоснована актуальность юмы, сформулирована цель, поставлены задачи исследования, показана научная и пракшческая значимость представленной работы

Первый раздел посвящен анализу методов моделирования нефтяных месторождении рассмо1 рению их наиболее общего и необходимого для дальнейшего изложения млемажческого описания и недостатков существующих численных гидродинамических моделей

В настоящее время существует широкий спектр моделей гидросистем продуктивных пласгов (IПП), которые чаще называются гидродинамическими Наиболее цросхыми матсмашческими модели, широко использовавшимися на практике до начала ра ¡вития численных гидродинамических моделей, являются

аналитические модели, получаемые путем точного решения дифференциальных уравнений с учеюм распределения давления, насыщенностей, фильтрационно-емкостных свойств (Ф1 С) и других факторов в конечном или бесконечном пласте. В этой области хорошо известны работы отечественных ученых МТ Аба-сова, К.С Басниева, Г И Баренблапа, А А. Боксермана, С Н. Бузинова, В Я Булыгина, К Н Джалилова, 11 М Дмитриева, В М Ентова, Ю П. Желтова, Н С Закирова, А А Кочешкова, И I I Кочиной, Б.Б Лапука, В М. Максимова, Р И Медведского, ГД Розенберга, ВМ Рыжика, АП Телкова, ИД Умрихина, И.А Чарного, В II Щелкачева и многих других Однако аналитические модели не являются универсальными Область их применения сужается целым рядом ограничений, связанных с условиями описания граничных условий и факторов моделируемых процессов Они не полностью учитывают произвольную неравномерное^ распределения проницаемостей, насыщенностей, сжимаемостей и других геолого-физических свойств пласта и флюидов, которые для ГПП изменчивы не юлько по объему геологических тел, но и во времени

Ограничения точных анали гических моделей и развитие возможностей ЭВМ стало причиной формирования более универсального подхода к построению численных гидродинамических моделей Большинство из них благодаря ряду допущений и разделению ГПП на конечные элементы, позволяют создать модель месторождения вне зависимости от распределения геолого-физических свойств в С1 о эксплуатационных объектах. Принятые допущения в первую очередь связаны с применением методов конечных элементов или методов конечно-разностных схем Поэтому им также свойственны общие недостатки, обуславливающие погрешность моделирования и, как следствие, снижение точности прогнозирования показателей процессов нефтеизвлечения.

Универсальной моделью ГПП считается математически описанная и алгоритмизированная модель, позволяющая посредством указания ряда исходных величин (факторов модели) адаптировать ее к любой реальной системе геологических объектов, гидравлически объединенных посредством скважин или других геолого-физических условий (например, «окон» слияния, водонасыщенных горизонтов, нласюв с краевой водой и т.п) Факторами модели ГПП обычно являются геолого-физическис свойства элементов пласта, определяемые согласно I соло! ической модели и граничные условия режимы работы скважин и начальные значения насыщенностей, пористостей, давлений, проницаемостей и т п Так как маюмашческис модели, решаемые численными методами вычислительной и дискрепюй матсмашки с применением алгоритмических — условных переходов фебукн реализации в виде программного комплекса, то можно утверждай., чю любая численная гидродинамическая модель является программ-

ным продуктом математического описания процесса разработки месторождения.

Из отечественных программных продуктов, реализующих возможности универсальных моделей Г11Г1, широко известны: Tempest, используемая достаточно широко; 'Гехсхема (Майер В.11.), используемая в ОАО «Сургутнефтегаз»; Sim-Match (Закиров И.С, Закиров С.Н). Из зарубежных продуктов наиболее известным и эффективным является продукт фирмы Shlumberger - Eclipse, входящий в комплекс программ - GeoQuest. Менее известной является модель систем поддержания пластового давления Hydra'Sym, применяется в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

В ходе испытаний моделей Eclipse, Tempest, Техсхема, Hydra'Sym посредством варьирования исходных данных и настроечных параметров моделей выявлено, что погрешности прогнозирования с их использованием связаны со следующими основными факторами.

1. Неточности в исходных данных до 60-80%.

2. Неточности расчета неустановившегося потокораспределения (динамики фильтрационно-емкостных свойств) до 20—40%, включающие:

а) погрешности, связанные с выбором приращения времени (At)-

(1-5%);

б) погрешности, связанные с выбором размеров элементов — ячеек (5-20%).

в) неучет или не достойно адекватный учет факторов возникновения и развития трещин и каналов высокой гидравлической проводимости (10 30%). Проце i п ы показ ы вают

приближенную (согласно вычислительным экспериментам) долю каждой погрешности в общей погрешности iipoi нозирова-

чабойного давления при размере ячеек 50x50 м от расчетного забойного давления при размере ячеек 20x20 м

23 -22.9 22 8 22.7 •! 22 6 < 22.5 -

! р>, «¡m»

Г"

i /

У

t,cyT

О 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6

Рис. I. Расчетная динамика забойного давления при размере ячеек 20x20 м (условно «правильные» результаты)

2.35 • • - -....... - - . ......

23 , 2.25 22 2 15 2 1 2 05 2

0 0.2 0 4 0.6 0.8 1 1.2 Рис. 2. Динамика относительного отклонения расчетного

4.9 47 i

4 5 -4.3 -4.1 3 9 -3.7 3S -

г,'

1\

j \

i

1 -i ■

t.cyr

ния. Логично полагать, что неточности прогнозирования, связанные с погрешностями в исходных данных (пункт 1) не могут быть устранены посредством совершенствования самих моделей. В работе рассматривается простой модели ГПП, представленной одной нагнетательной скважиной с одним пластом, ограниченным прямоугольным параллелепипедом вокруг забоя 1000x1000 м, с размерами ячеек но латерали - 20x20 м, а по вертикали - 1 м и эффективной толщиной пласта 5 м (рис. 1). Показывается, что допущения, заложенные в основу численных моделей ГПП, в которых объем геологических объектов разделяется на элементы - ячейки приводят к возникновению погрешностей прогнозирования (пункт- 2). Результаты прогнозирования будем оценивать на время 1.5 сут при А/=0.005 сут. Предположим в качестве граничного условия работу скважины с приемистостью 500м3/сут. Проницаемость пласта принимается одинаковой для всего пласта и равной 100-10~15 м2. После расчета динамики забойного давления (рис. 1) предполагается, что она является «правильной».

Расчет повторяется при размере ячеек до 50x50 м. В результате регистрируется другая динамика забойного давления. Поделив разность забойных давлений при размере ячеек 50x50 м и 20x20 м на забойное давление при 20x20 м получается относительное отклонение - 8 (рис. 2, 3, 4).

Как следует из данных

рис. 2 011ЮСИ1СЛЫ10е Ol- Рис. 4. Динамика относительного отклонения расчетно-клонение (или условная го забойного давления при Д/=0.005 от Дг=0.001 сут при погрешност ь) несколько размерах ячеек 20x20 м снижается с течением времени, однако стремится к некоторому пределу. Очевидно, что погрешность,

Рис. 3. Динамика относительного отклонения расчетного забойного давления при размере ячеек 50x50 м от расчетного забойного давления при размере ячеек 20x20 м при проницаемости 50 мкм2

0.018 0.016 i

0.01 0.008 -0.006 0 004 О 002

о j

s, %

г н

\

\

i_______-г

: t.cyr

привносимая при увеличении размеров ячеек, практически не устранима. Поэтому известная процедура - «ирвсаП!^» неизбежно ведет к росту погрешности прогнозирования.

Также следует отмстить что, чем больше проницаемость, тем меньше погрешность такого рода. Например, для той же модели, но с проницаемостью в 50-10-15 м2 относительное отклонение больше (см. рис. 3).

Влияние приращения времени - Л/, в течение которого фильтрация подразумевается установившейся на величину погрешности значительно меньше. Например, при сопоставлении динамики забойного давления при размерах ячеек 20x20 м с величиной Аг=0.()05 сут и динамики забойного давления при тех же размерах ячеек, но с величиной Лг=0.001 сут, то получим зависимость на рис. 4. Такого рода погрешность также зависит от размеров ячеек. Как следует из рис.4 и рис. 5 с увеличением размера ячеек погрешность возрастает.

Естественно в данном примере величина относительного отклонения не велика, потому что моделируемая ГПП представлена одной скважиной и одним весьма ограниченным (1000x1000 м) пластом. В более насыщенных элементами моделях IТПI величина погрешности может значительно изменяться, причем в большую сторону.

Очевидно, что чем меньше размеры ячеек и время Д/ тем выше точность таких моделей.

Размеры ячеек для всех моделей, построенных на основании замены бесконечно-малых приращений конечными величинами, являются основным источником погрешности, так как все допущения связаны именно с тем, что размеры ячеек должны быть весьма малыми. Однако, при уменьшении размеров ячеек, во-первых, резко растет вычислительная нагрузка на ЭВМ, а во-вторых, необходимо, резко снижать параметр А/, так как за большее время, приток или отток из ячейки может не обеспечиваться объемом ячейки и содержащимися в ней флюидами. 11а рис. 6 представлена схема подобной модели пласта.

5,%

г,сут

О 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6

Рис. 5. Динамика относительного отклонения расчетного забойного давления при Лг=0.005 от Д?=0.03 сут при размерах ячеек 50x50 м

Погрешности, связанные с тем, что в рассматриваемых моделях ГПП (за исключением Hydra'Sym) не учитывается образование и развитие трещин, вносят значительный негативный вклад в общую неточность прогнозирования динамики ФЕС. В частности, при адаптации моделей ГПП, в нагнетательных скважинах зачастую возникает большая несходимость фактического давления нагнетания с расчетным: величина расчетного давления на забое нагнетательной скважины при заданной фактической приемистости много выше фактического забойного давления. Это свидетельствует о том, что пласты в призабойных зонах нагнетательных скважин имеют гидравлическую проводимость много выше, чем в остальных частях. Данное обстоятельство, при существенных расхождениях величии фактического и расчетного давлений нагнетания, может свидетельствовать о наличии в окрестности данных скважин сети макротрещин.

В направлении математического описания процессов трещинообразования и фильтрации в трещиноватых коллекторах известны фундаментальные работы таких ученых, как Е.Ф. Афанасьев, IO.E. Батурин, Г.И. ^ Баренблатт, Р.Д. Дияшев Ю.П. Желтой, Ю.А. Кашни-ков, В.П. Майер, К.И. Мику-ленко, Г.Б. Острый, В.П. Со-нич, С.К. Сохошко, A.B. Стрекалов, А.П. Телков, K.M. Федоров, H.A. Черемисин, Ю.В.Щенеткин, Г.А. Щербаков, M.K. Hubbert D.G. Wellie, R. Acharya и J.L. Gidle.

Весь объем научных исследований, связанных с исследованием трещин в коллекторах можно разделить на две большие группы: первая группа направлена на исследование влияния уже образовавшихся трещин на процессы фильтрации и извлечения, а вторая, направлена на исследование процессов формирования трещин. Причем

€

^уги и

в

С **Рхи

^^ Pz}

1-х

Рис. б. Схема модели элемента пласта

последняя ipynna научных работ может быть разделена на исследования, направленные на получение параметров трещин при целенаправленном воздействии на плас г (Р Д Каневская, К М Кац, В Д Лысенко, ГА Малышев, К М Федоров и др ) при i идроразрыве (С И Грачев, А.Н Лапердин, А А Севастьянов) с целью изучения процессов длительного формирования трещин, вследствие широкою спектра факторов, сопутствующих разработке месторождений

В работе рассмофены факюры так называемого «спонтанного» формирования и развижя макротрещип в пласте вследствие техногенного влияния условий работы 1юдопа1 neiaiejibHbix скважин Факты существования каналов высокой гидропроводносш подтверждаются результатами многочисленных трассерных исследований продуктивных пластов нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа (А С Трофимов). Интерпретация данных исследовании выявила наличие каналов с аномально низким фильтрационным сопротивлением, ведущих к непроизводительной закачке воды и снижению ко-эффициен ia охвата пласта ра фаботкой

Во в юром разделе предлагается ряд модификаций модели гидросистем продуктивных пластов, которые позволят снять ряд существенных ограничений и учесть ряд граничных условий динамического формирования и развития макротрещин Здесь же рассматривается модель скважин, одновременно эксплуатирующих или заводняющих несколько геологических объектов. Описанная в данном разделе модель скважин учитывает неравномерность выработки запасов и распределение приемистое i и по разрезу, вскрытых скважиной пластов.

В разделе рассмотрены основные модификации, предлагаемые для численных гидродинамических моделей, основанных на приеме разделения объема геологических объектов на конечные элементы — ячейки.

Вследсшие подобия закона Дарси закону Ома, под гидравлическим сопротивлением ячейки пласта (/) между определенной парой граней принимается отношение (рис 6)

r'5' -Ар*

la й

(1)

<?5,

где 5- ось, вдоль которой рассматривается течение в элементе, qSl - объемный расход флюида вдоль оси Л1 Здесь др = р$ь _ р5к — перепад давления на

противоположных гранях ячеики вдоль оси 5 будет определяться по формуле

Таким образом, замыкающее отношение, соответствующее линейному закону течения Дарси вдоль оси 5 в ячейке г будет определяться по формуле

Л/ч = Л, () = М-ЩТГЧз, = ' (2)

к

где - длина ячеики / вдоль оси - площадь сечения ячейки I перпендикулярно оси 5, /?' ' — гидравлическое сопротивление, ¡л — динамическая вязкость, к'^' - абсолютная проницаемость породы ячейки г вдоль оси 5

Гидравлическое сопротивление с учетом уравнения (2) определяется по формуле

' "V** <3>

Направление фильтрации текучей среды (ТС) в элементах можно принять возможным исключительно вдоль осей X, ¥ и Ъ. Для многокомпонентной фильтрации (например, воды и нефти), согласно относительным проницаемо-стям сопротивление фильтрации компонента Ф вдоль оси 5ячейки г будет

С5о> Ьч,

<4)

где ко:~ относительная проницаемость компонента Ф, ¡Л^- динамическая вязкость компонента Ф в ячейке г

При учехе одновременной фильтрации воды и нефти принимается допущение о невозможности смешивания компонентов и движении этих сред по различным поровым каналам в ячейке Если принять постоянство плотности и вязкости в пределах ячейки для каждого компонента на данный момент, то для определения'сопротивлений необходимо описать зависимости вязкости и плотности 01 давления для каждого компонента относительно давления в центре ячейке в виде функции р^ и р()( р^)

При формировании моделей элементов пласта необходимо установить зависимость массового расхода т1 каждого компонента Ф, истекающего из центра ячейки с давлением через каждую грань С/ в зависимости от давлений на гранях ячейки р^,ь и р5,е '1 акие зависимости следует описывать функциями С? & ' в которых в качес1ве аргумента выступает перепад давления между

давлением в центре ячейки (р,) и давлением на ее грани (р$,и) Здесь {/- имеет два состояния Ь или е, соотегсгвующие граням ячейки противоположным по оси например 1 рань начала - Ь, и грань конца - е

Грани ячеики обозначаю юя через индекс ячейки г, ось 5 и узлы (грани) начала - Ъ и конца ячеики - е противоположные по оси 5 Таким образом, модель ячейки ыруюурно будет сосюять и> 6 шеньев и 7 узлов (см рис 6)

Основными замыкающими омюшениями для ячеек являются зависимости массовой) расхода комнонеша Ф, ис!екающего (или притекающего) с каждой

грани ячейки от перепада давления для каждого направления фильтрации

тТ" =СЬ'(Р,-Р„ (5)

Зависимость для гидравлического сопротивления течению вдоль оси будет иметь вид

о«, 1 я:5о) 1 , . ь

'Л

1а п

еа

(6)

2 ра(р,) 2 ° " ко, ^^^(р,) В формуле (6) гидростатический перепад давления между центром ячейки и гранью определяется следующим образом и - = ^р^ (р, ){г1 - )

При соответствии фильтрации закону Дарси функции С? (Р, ~ Р&и + А^,*"' ) можно, в общем, определить согласно известному сопротивлению, полученному из (6)

= (7)

где Др - перепад давления между давлением в центре ячейки г и давлением на

ее грани 5/ С/ Так как гидростатический перепад имеет место только по оси Z, далее для удобства изложения мы опус гим данный фактор

В рассмафиваемой модели ГПП необходимо описание процессов неустановившегося течения с учетом изменения проницаемостей и насыщенностей во времени и в зависимости от иотокораспределения между элементами пласта и факторов деформации породы и порового пространства Устанавливаются факторы дискрешого изменения фильтрационных свойств в ячейках в зависимости от текущвд о распределения гидравлических параметров

Для учс1а дискретного ишенения гидравлического сопротивления ячеек

применяйся коэффициеш С^' для коррекции замыкающих отношений ^^ (Ар), который отражас! изменение проводимости ячейки в различных направлениях в зависимости от градиентов давления по оси Таким образом, функциями замыкающих отношений Ар) с учетом дискретного изменения проводимости будут (&р) = с^' ^(Ар) Необходимость в такого рода коррекции замыкающих о (ношений ^(Ар), соответствующих

филь фации при равномерном распределении ФЕС по объему ячеек, обусловлена факторами формирования 1ехногенных трещин

С учеюм и итоженного проблема посюпенного формирования трещин и каналов высокой проводимое)и в направлении от нагнетательных скважин к до-

Главный вектор, определяющий направление распространения трещины

Второстепенный вектор, определяющий плоскость распространения трещины

Вектор, определяющий направление раскрытия трещины

бывающим, связана с высоким давлением нагнетания, которое приходится создавать для компенсации 01 бора в на! негательных скважинах, количество которых существенно меньше добывающих Вследствие высоких давлений в элементах пласта, входящих в зоны воздействия нагнетательных скважин, формируются существенные градиенты давлений, предполагающие нагрузку на породы, слагающие пласт в данных зонах В связи с этим, макроэлементы пласта разрушаются из-за высоких перепадов давления между условными поверхностями, геологически отделяющими отдельные части пласта (например, прожилки иных пород, тектонические нарушения, барьеры давления и тп )

Известно, что гидравлически разгруженный образец материала не может быть разрушен, если давление, оказываемое на его поверхности, одинаково и распространяется на

все точки его объема Однако, если снизить давление в одной из точек, то вследствие неравномерного распределения напряженности разрушение образца по трещинам происходит о г юны с высоким давлением в область с низким давлением При равномерном распределении прочностных свойств материала по объему, направление трещины буде1 соответствовать кратчайшему пути от точки наивысшего давления в точку наименьшего давления (рис. 7)

Процесс формирования 1 ретин принимается согласно гипотезе о том, что при равномерном распределении напряженностей скелета и прочностных свойств пласта, обусловленных условиями его залегания, направление разрыва определяется наибольшим градиентом пластового давления, превышающим критичсскии градисп г разрыва

Для мгсмеша пласт с равномерным распределением прочностных свойств, направление распространения фсщины формируется по прямой отточки с наивысшим давлением к ючке с наименьшим давлением, те вектор максимально-

Плоскость распространения X трещины

Рис 7 Модель распространения трещины в элементе пласта с равными длинами сторон

го градиента давления (при одинаковых длинах) При этом плоскость трещины определяется вторым вектором, равным меньшему градиенту давления Раскрытие трещины будет происходить в направлении вектора перпендикулярного предыдущим при условии превышения давления внутри трещины над давлением в объеме элемента пласта насюлько, чтобы деформировать породу

В соответствии с данными на рис 7 наибольшим градиентом давления будет р\-рг>&рг причем р\>рг, что предопределит главный вектор распространения трещины Вторым вектором, формирующим плоскость трещины является градиент давления р4-р3>АрГ Вектором, определяющим раскрытие трещины, является третий вектор-градиен i ps-pe>Apr Если распределение давления на этих стадиях формирования трещины равномерно, то форма трещины будет в виде прямоугольного параллелепипеда при условии, что форма элемента пласта такая же Однако фильтрационный процесс при формировании трещины предопределяют распределение давления внутри трещины (рт) неравномерным Давление от начала трещины снижается к се границе, поэтому степень раскрытия трещины в различных направлениях будет зависеть от градиента давления между давлением внутри трещины и окружающей ее породы - (рт- р) Дальнейшее раскрытии трещины невозможно, если (рт— р)<АрГ, где Дрг — перепад давления, необходимого для гидравлическо1 о разрыва

В предлагаемой модели сделано допущение, что давление в трещине (в пределах ячейки) одинаково по всем направлениям Однако возможность формирования «полу-трещин» и «чсгвсрть-трещин» от центра к периферии (и наоборот) не исключается Учитывая конечные и малые размеры ячеек при моделировании трещинообразования принимаются, что все трещины в ячейке имеют линейно-образующую форму

Принимаются допущения, чю формируются только вертикальных трещин в направлении двух перпендикулярных плоскостей - XZ, YZ и от центра ячейки к одной из ее граней (полутрещины), при выполнении условия для ее формирования вдоль оси S (S-X или S- У) (см рис 8)

I Ч-,ч „ \Р' ~ Ps—e\ /г |

или

gp<r, = 2 \hZlizA>gp<asu

Ls

(9)

где е) ^Р^ Ь>~ соо1ветс1вепио, текущие модули градиентов давления,

определяемые между давлением цетра ячейки / и давлениями на ее гранях,

находящихся по направлению и прошв оси 5, gp{гS) « 2'~ предельный фа-диент разрыва -линейным размер ячейки по оси 5)

а) б)

Рис 8 Вариации образования полутрещин в ячейке вдоль оси X а - полутрещина от центра до грани Ь, б- полутрещина от центра до грани е

Определение значения предельною градиента, выше которого происходит разрыв в направлении какой-либо оси 5, необходимо, т к прочностные свойства породы могут быть неодинаковыми в различных направлениях Величина 8Ра

будет зависеть, как от прочностных свойств породы, так и от напряженностей сформированных литологическими условиями Считается, что модуль градиента давления да. известен для всех направлений и ячеек модели ГПП.

Отмечается, что величина д)^ является как бы модельной, те не физической величиной Поэтому величина gp[S) будет зависеть от линейных размеров

элементов модели ГПП Предлагается данный модельный параметр находить из Р — Р

соотношения гг/5> = _ь-¡_, 1 де Рк - давление гидравлического разрыва пласта

Я

(МПа), достаточное для образования фсщины при целенаправленном ГРП, Я -длина, образовавшейся трещины, полученная по факту (м), Рг - пластовое давление на расстоянии Я от забоя скважины (МПа)

В зависимости от текущих давлений на гранях ячейки - рХе> Рхь' РУе' Руь и выполнения условий (8-9) в ячейке образуются трещины в нескольких комбинациях, ге идущих от цеп фа ячеики к периферии

Для более адекватного моделирования процесса формирования трещин не-

обходимо учитывать, что шменциальное направление трещины будет определяться выбором между смежными ячейками по оси X или У Очевидно, что величины Ь,\ и Ьу в общем случае будут отличаться, поэтому в ходе расчета направление трещин тенденциозно стремится к направлению вдоль одной из осей к той у которой меньше При прочих равных (давлениях в ячейках) градиент давления будет большим при меньшем линейном размере, см (8—9)

В связи с изложенным расчеч текущих градиентов давления, с целью выявления превышения градиеша разрыва по оси 5 производится по следующей формуле

в,«»» . = (10) I V I ^х ¥

V Я- i Ж

Раскрытость трещины в модели определяется в зависимости от текущего перепада давления (Ар3 )> согласно функции Н(Лр5 ,/4,, ДД,)> где О - коэффициент раскрытия трещины, ¡ависящий от характера деформации ячейки и размеров ячейки, 1/Па, А0 - минимальная юлщина трещины, при смыкании, образующаяся вследствие остаточной деформации, м, — коэффициент раскрытия трещины, зависящий от упруюсти породы ячейки, м/д е , Д^ - перепад давления между давлением в цешре ячейки и средним давлением на гранях, противоположных по оси б1) В свя ш с тем, ч то перпендикулярна направлению то

перепад давления определяв 1ся зависимостью- д ^ _ р ~е + ~ь .

В качестве функции Н[&р5, А[, £), А^ | предлагается использовать теоретическую зависимость для каждого пласта, входящего в модель

V

И

/?е

Ь I

-1), (П)

где И'5_и - новая толщина трещины через время Д? при текущем определенном

перепаде давления между давлением в трещине и поровой части > ^-и ~

толщина трещины на предыдущий момент времени, 0 — упругоемкость поровой час1И элемента (ячейки)

Причем должно бьнь больше или равно минимальной толщине трещины (А0) Функцию (11) юлщины фещины см разности давления между трещиной и поровой час 1 ыо записывав!ся в более удобном с точки зрения адаптации моде-

ли виде

Ь8_и =н(АРзгА1,О,А0)=А0 + А1(е°*Р" -1) (12)

Коэффициенты А0, Л\, О могу! бьпь найдены при решении обратной задачи - адаптации модели исходя и 5 набольшего совпадения расчетной и фактической динамики забойных давлений, дебитов нефти и воды и приемистостей скважин

Вследствие возникновения в ячейке трещин в различных направлениях, сопротивление фильтрации каждого компонента также изменится При возникновении в ячейке г трещины толщиной Н15_и в направлении оси 5 к грани С/, сопротивление фильтрации компонента Ф через ячейку от центра до этой грани изменится в соответствии с параллельным соединением поровой части, согласно (4), и сопротивления трещины Причем для нахождения сопротивления трещины следует учитывать направление фильтрации, так как в зависимости от направления сопротивление фещины будет рассчитываться по-разному Например, для притока/опока из цешра ячейки к грани Ь по оси X

°<, 2 к д/ к6д Ь1Х_ьЬг

где ктр - абсолютная проницаемость фещины

Проницаемость трещин будем счить одинаковой во всех направлениях При наличии вертикальных фещин изменится сопротивление фильтрации по оси Z, при этом сопротивление трещины будет складываться исходя из параллельного течения во всех (максимум четыре) полутрещинах по вертикали 11 1 1 1

^г \ ьо> т ^г х-ео> у-ьд) ^гу-еО)

1П<) I,,,} '.*> '(*> 1гк>

(14)

где сопротивление фильтрации в направлениях &,х-ьф) и (гх-еФ) определяется формулами

2 ко, кодИ1Х_ьЬу/ 2

° ' 2ко, кодк1Х_еЬу/2 Для нахождения общего сопротивления фильтрации в ячейке г вместо (4), согласно параллельному соединению определяется сопротивление для каждого направления

Я

(5-1 О ) _ '""_2 '

~ ^-с

2

(16)

где /{ - сопротивления норовой части, полученные согласно (4) Наличие

сомножителя 1/2 обусловлено 1ем, чю сопротивление рассчитанное из (6) соответствует сопротивлению на полный размер ячейки.

В третьем разделе рассмотрена сюхастико-аналитическая модель, которая позволяет комплексно оценить текущее состояние пластовой системы в виде распределения фильтрационных свойс1в пласта(ов) в зонах между скважинами, полученного на основании анализа динамики фактических режимов работы скважин

Рассматривается основная формула динамики пластового или забойного давления относительно заданных режимов работы скважин — где / - ин-

декс скважины, у - индекс замера дебша или приемистости; -у'-й замер расхода жидкости (<0 - дебит, >0 - приемистость) в г-й скважине; -у-й замер времени с начала разработки по г-й скважине

4лк1И1

,=, 4

(17)

где рт(1) - давление в точке наблюдения ко времени I (МПа), Рт(/0) - первый замер давления в точке наблюдения (МПа); N - количество скважин и линий интерференции между точкой наблюдения и скважинами, М, - количество замеров (¿,4 по г-й скважине, Е( - ингрально-показательная функция, т - открытая порисюсть в целом по плас!у (%), к, - проницаемость между точкой наблюдения и 7-й скважиной (м2), /?, - средняя )ффективная толщина пласта между точкой наблюдения и г-й скважиной (м), г, - расстояние между точкой наблюдения и г-й скважиной (м), ¡3ж~ средняя сжимаемость флюидов (МПа"1), /Зп - средняя

сжимаемость коллектора (МПа'1), р - осредненная динамическая вязкость флюидов ((МПа с)

Рассматривав гея (рис 9)расчегная динамика изменения давления на расстоянии 300 м от скважины № 534 Вап-Бганского месторождения Из данного графика следует, что изменение приемистости скважины во времени прослеживается виде импульсов давления плавный рост или падение Возмущения про-

/сут

ходят не мгновенно и распространяются до точки наблюдения с запаздыванием. Вследствие этого, при текущем падении приемистости давление может продолжать расти, но медленнее.

Перемещая точку наблюдения т на забой выбранной нагнетательной скважины (например, с индексом - с) находим целевую функцию, относительно неизвестных проницаемостей в зонах между скважиной с и N-1 остальных скважин.

04

0 35 0 3 О 25 0.2 0.15 0 1

100

400

500

200 300

1суг

Изменение давления Г^иомистость

Рис. 9. Пример расчетной динамики изменения давления на расстоянии 300 м от скважины 534 пласт Б4

пс*,. *„.'•>*,,... А- )=Еке,.,) - р< с..;)]2 =

./=I

(18)

= 1

4 л* А,

о)

-РЛ'с.,)

Как следует из (18) в расчетную динамику забойного давления включается нагнетательная скважина. Принимая 1—с, значение г,- берется как радиус ствола скважины.

С применением (18) достигается наибольшее совпадение теоретической и фактической динамики забойного давления в исследуемой нагнетательной скважине. Так как в приведенных зависимостях преднолага-

4 л* к

2(».()0

4*, ('-',,)

Рис. 10. Сопоставление расчетных динамик забойного давления в нагнетательной скважине 534 с учетом и без учета интерференции скважин

ется постоянство значений динамических вязкостей, открытых пористостей и сжимаемостей жидкости и породы, то найденные коэффициенты проницаемо-стей (к,) будут неизбежно включать в себя возможную неоднородность распределения данных величин по линиям интерференции скважин в окрестности исследуемой. На рис.10 приведен пример сопоставления расчетной динамики забойного давления в скважине 534 с учетом и без учета интерференции скважин.

В четвертой разделе рассматривается практическое применение предложенных моделей (рис.1 1, 12). Обосновываются основные причины формирования каналов с высокой гидо- и пьезопроводностью. Здесь предлагается технология комплексного гидродинамического исследования нефтяных месторождений, посредством централизованного создания гидравлических импульсов со стороны систем поддержания плас тового давления.

Рис. 11. Распределение давления в рИс. 12. Схема каналов с высокой проницае-модели ГПП пласта БВЙ по истече- мостью результатам применения стохастико-ние 3100 сут с момента пуска пер- аналитической модели пласт БВ6 вой скгтжины

В частности, при моделировании 1 1111 Ван-Еганского месторождения выявлено наличие третий между нагнетательной скважиной 534 и добывающими 341, 346, 332 пласта ЬВ,|, нагнетательной скважины 702 и добывающими 1539, 381 1, 8036 пласта ГЖщ, нагнетательной скважиной 3464 и добывающими 558, 1109 пласта БВ6 (рис.1 1). Расчеты по пласту ПК19 подтверждены трассерными

исследованиями и результатами использования предложенной стохастико-анали гической модели (рис 12)

В разделе приведен сравнительный анализ сходимости фактической и расчетной динамики некоторых ФЕС по модели без учета развития трещин и с учетом В табл 1 отражены основные сравнительные показатели

Таблица 1. Сравнение результатов адаптации моделей ГПП пласта ПК19

по скважине 702

Величина Ед. измерения С учетом образования трещин Без учета образования трещин

Коэффициент корреляции Д е 0 978 0 603

Коэффициент корреляции Пирсона £(*,-*) (у, - V) Jz(*,-x)2I>, -5bJ V i-i i.i Д е 0 979 0 604

Среднеарифмети1 тельное от» и м ческое лонени х.-У, ШЮСИ-е де 0 0158 0 289

Среднегеометри1 тельное ото Чй геское с .лонени х, тноси-е де 0 0109 0.264

Сумма квадратов отклонений МПа2 9 53 2460

х, - фактические точки забойного давления, у, - расчетные точки забойного давления

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Анализ гидродинамических численных моделей пластов показал, что при их адаптации в достаточной степени не учитываются факторы динамического изменения фильтрационно-емкосшых свойств коллекторов, а также формирования структурной трещиноваюсти, поэтому известные процедуры, называемые «HistoryMatching» не дают положительною результата для моделей месторождений, где имеют место «спон ганные» гидравлические разрывы пласта

2 Разработана, протестирована и опробированна численная модель гидросистемы продуктивных пластов в условиях упруговодонапорного режима с учетом факторов динамического развития трещин, которая позволяет учесть негативные и позитивные следствия эксплуатации систем заводнения и снять ограничения на количество элементов модели - ячеек, что безусловно повысит точность прогнозирования

3 Предложена стохастико-аналитическая модель, позволяющая оценить наличие структурной неоднородности и трещиноватости в области воздействия нагнетательных скважин, что в свою очередь позволит оценить эффективность системы заводнения и скорректировать комплексную технологию воздействия на плас г

4 Выявлены основные условия и признаки формирования и развития трещин в направлении зон отбора жидкости

- соотношение количества нагнетательных скважин к количеству добывающих меньше 1 или некоторого критического числа от 0 до 1, зависящего от начальных фильтрационно-емкостных свойств пласта;

- низкая проницаемость пласта, способствующая формированию «неправильных» воронок репрессии, вследствие образования трещин и приводящая к передаче давления от забоя до контура нагнетания без существенных потерь,

- пуск нагнетательных скважин с большим запаздыванием, достаточным для формирования в зоне отбора или нагнетания зон с пониженным пластовым давлением, которое предопределяет развитие трещин именно в данные зоны,

- установлено, что признаком прорыва трещины к забою добывающей скважины является дестабилизация дебита жидкости (попеременный рост и падение), сопровождающаяся ростом обводненности.

5 Результаты исследований, выводы, методические рекомендации и технологические решения были использованы при составлении «Технологической схемы разработки Ван-Еганского месторождения». В результате построения геолого-технологических моделей для объектов БВ4 и БВб рекомендовано при-конгурное заводнение с сочетанием очаговым, а для объекта ПК19 предложено приконтурное заводнение Утверждена программа бурения 909 нагнетательных скважин по всем объектам Ван-Ьганского месторождения Проектный максимальный коэффициент извлечения нефти составит 0,31 доли ед

По теме диссер1ации опубликованы следующие работы:

1 Карнаухов М Л Моделирование движения жидкости к скважине при наличии трещины, полученной при 1 идрорафыве пласта / И П. Пуртова, П Ю Казанцев, Е М Пьянкова, А В Таловиков // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современ-

ном этапе Тез. к международной научн -техн конф, посвященной 40-летию Тюменского государственного университета -Тюмень, 2003 -Том 2 -С. 181-184.

2 Пуртова И П Анализ и интерпретация динамики режимов работы скважин / М Ю Савастьин, А В Стрекалов // М ВНИИОЭНГ Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2007 - Вып 6 - С. 34-36

3 Пуртова И.П. Проблемы учета совместной эксплуатации гидравлически изолированных пластов /А В Стрекалов// М ВНИИОЭНГ Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2007 - Вып 6. - С 36—40

4 Саунин В И Определение эффективности ГРП по данным замеров забойного давления на скважинах Самотлорского месторождения (пласт АВ{"2 «рябчик»)/ И П Пуртова, А К Ягофаров// М Нефтепромысловое дело, 2007 -Вып 10 - С 22-24

5 Смит М Основные направления оптимизации разработай месторождений ОАО ТНК-ВР/ Красневский Ю С, Заболотнов А Р, И П Пуртова// Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений Тез к международному технологическому симпозиуму — Тюмень, 2004 — С 76-78

6 И П Пуртова Интенсивная разработка низкопродуктивных объектов на примере пласта АВ1(1—2) Самотлорского месторождения / М.А Шаламов// Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений Тез к международному технологическому симпозиуму -Тюмень, 2004 -С 236-241

7 Гапонова Л М Создание базы данных по истории разработки месторождения/ А Т Нагиев, И П Пуртова, М Н. Неджеров// Современные методы изучения пластов и скважин при решении задач разработки газовых и газоконденсатных месторождений Сб тр кафедры Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений -Тюмень,2004 -Вып 1 -С 122-131

8 И.П Пуртова Моделирование горизонтальных и многозабойных скважин на начальной стадии разработки на примере Северо-Тарховского месторождения / МА Шаламов//М Нефтепромысловое дело, 2004 -Вып 1 -С 9-12

9 Карнаухов М Л Современные методы ГДИ, направленные на решение задач нефтяных и газовых месторождений /ЕМ Пьянкова, И.П Пуртова, И К Николаиди // Современные методы изучения пластов и скважин при решении задач разработки газовых и газоконденсатных месторождений Сб тр кафедры Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождении - Тюмень, 2004 -Вып 1 -С 152—

Соискатель

И П. Пуртова

Подписано к печати И 03 о/ Заказ № S0 Формат 60x84 '/16 Отпечатано на RISO GR 3750

Бум писч № 1 Уел изд л 1,2 Уел печ л 1,2 Тираж 100 экз

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Пуртова, Инна Петровна

ВВЕДЕНИЕ.

РАЗДЕЛ 1. АНАЛИЗ МЕТОДОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ДИНАМИКИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ИХ МОДЕЛЕЙ.

1 I I : '

1.1. Анализ известных моделей гидросистем продуктивных пластов.

Некоторые особенности использования численных моделей гидросистем продуктивных пластов.

Факторы образования техногенных макротрещин в продуктивных пластах.

Теоретические основы механизма образования вертикальных трещин.

1.2. Описание Ван-Еганского месторождения.

Результаты гидродинамические исследования скважин.

Краткий анализ работы системы поддержания пластового давления Ван-Еганского месторождения.

1.3. Выбор типа модели гидросистемы продуктивных пластов для условий учета формирования и развития техногенных трещин.

Формализация задачи прогнозирования показателей гидросистем продуктивных пластов с учетом трещинообразо-вания в условиях упруговодонапорного режима.

1.4. Математическое описание задачи потокораспределения в общем виде безотносительно к свойствам элементов.

РАЗДЕЛ 2. МОДЕЛЬ ГИДРОСИСТЕМ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ УЧЕТА ТЕХНОГЕННОГО ГИДРОРАЗРЫВА.

2.1. Модели скважин, эксплуатирующих более одного пласта на основе решения задачи потокораспределения.

2.2. Модели элементов гидросистемы продуктивных пластов

2.3. Математическое описание модели гидросистемы продуктивных пластов с учетом формирования и развития техногенных трещин.

2.4. Проблема адаптации модели гидросистемы продуктивных пластов с учетом трещинообразования.

РАЗДЕЛ 3. СТОХАСТИКО-АНАЛИТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ГИДРОСИСТЕМЫ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

3.1. Метод косвенного определения ФЕС.

3.2. Стохастико-аналитическая модель гидросистем продуктивных пластов.

РАЗДЕЛ 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ МОДЕЛЕЙ НА ПЛАСТАХ ВАН-ЕГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1. Применение модели гидросистемы продуктивных пластов с учетом формирования и развития техногенных трещин.

Анализ результатов вычислительных экспериментов на примере Ван-Еганского месторождения.

4.2. Применение стохастико-аналитической модели для идентификации состояния гидросистемы продуктивных пластов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности разработки нефтяных залежей посредством адаптации гидродинамических моделей к условиям техногенного упруговодонапорного режима"

Актуальность проблемы. В настоящее время становится очевидным, что широкое применение традиционной технологии заводнения при разработке нефтяных месторождений не обеспечивает эффективной выработки трудно-извлекаемых запасов. Происходит неуклонное увеличение обводненности добываемой продукции до 70-90%, причем по Западной Сибири фонд неработающих добывающих скважин растет в 1.5-2 раза быстрее, чем в других нефтедобывающих регионах России. В результате проведения трассерных и гидродинамических исследований на многих месторождениях Западной Сибири обнаруживаются фильтрационные каналы с высокой гидро- и пьезопро-водностью в зонах между нагнетательными и добывающими скважинами. Существует мнение, что это связано с формированием техногенных трещин в процессе нагнетания воды при создании высокого и близкого к давлению гидравлического разрыва пласта давления нагнетания, которое приходится создавать для обеспечения вытеснения нефти и соблюдения материального баланса: «отбора-закачки». Как известно, вследствие экономических факторов при проектировании системы заводнения количество нагнетательных скважин проектируется значительно меньшим, чем количество добывающих. Несвоевременный относительно этапов разработки ввод в эксплуатацию систем заводнения обусловливает снижение пластового давления в зонах отбора жидкости, что в свою очередь при последующем пуске нагнетательных скважин способствует распространению трещин от забоев нагнетательных скважин к зонам с низким пластовым давлением. Причем ориентация трещин предопределяет характер интерференции скважин, что особенно важно при повышении эффективности заводнения. Некоторые ученые утверждают, что наиболее вероятным направлением развития трещин является направление, совпадающее с расположением естественной трещиноватости.

Таким образом, на стадии проектирования разработки продуктивных пластов необходимо учитывать особенности их напряженно-деформированного состояния и техногенного формирования трещинных систем в гидродинамическом моделировании при создании технологических схем разработки нефтяных месторождений, что продолжает оставаться актуальной задачей.

Цель работы. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири путем адаптации гидродинамических моделей к условиям техногенного упруговодонапорного режима для увеличения.точности прогнозирования и идентификации состояния разработки с учетом условий образования техногенных каналов высокой гидро- и пьезопроводности.

Задачи исследования

1. Анализ опыта и результатов применения отечественных и зарубежных программных продуктов с целью оценки качества отражения реальных условий разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири в существующих численных гидродинамических моделях.

2. Предложить численную модель гидросистем продуктивных пластов в условиях упруговодонапорного режима с учетом факторов динамического развития трещин в результате нагнетания воды и отбора жидкости.

3. Разработать стохастико-аналитическую модель, позволяющую оценить структурную неоднородность пласта на основании динамики показателей отбора и закачки.

4. Оценить эффективность разработанных решений и рекомендаций.

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обоснован и объяснен механизм поведения гидросистем продуктивных пластов в условиях упруговодонапорного режима, учитывающий факторы динамического развития трещин вследствие нагнетания воды.

2. Разработана и апробирована стохастико-аналитическая модель, которая позволяет без специальных исследований выявить каналы с высокой пье-зопроводностыо на основании промысловой информации о динамике режимов работы добывающих и нагнетательных скважин.

Практическая ценность и реализация работы

Практическая ценность работы заключается в повышении эффективности эксплуатации нефтяных залежей за счет применения разработанных моделей для прогнозирования показателей разработки и идентификации структурной неоднородности продуктивных пластов БВ4, БВ6 и ПК19 Ван-Еганского месторождения. Результаты работы реализованы в виде модулей программного расчетного комплекса Hydra'Sym, предназначенных для расчета динамики показателей разработки и автоматизированного поиска показателей интерференции скважин и применены в проектных документах по разработке месторождений СП «Ваньеганнефть» .

Апробация результатов исследований

Основные положения работы докладывались на: Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (г. Тюмень, 2003 г.), Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» (г. Москва, ТНК-ВР, 2004 г.), на заседаниях ЦКР и ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югра (г.г. Москва, Тю

2004 г.), на заседаниях ЦКР и ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югра (г.г. Москва, Тюмень 2005-2007 гг.), научно-технических советах Тюменского научного нефтяного центра ТНК—ВР, СП «Ваньеганнефть» (г. Нижневартовск), института нефти и газа ТюмГНГУ и семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений ТюмГНГУ.

Основные положения диссертационной работы отражены в 9 печатных работах, из них 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура диссертации

Работа состоит из введения, четырех разделов и основных выводов, изложена на 160 страницах, содержит 73 рисунка, 109 формул, список литературы из 86 наименований.

Во введении представлена краткая характеристика работы, обоснована актуальность темы, сформулирована цель, поставлены задачи исследований, показана научная и практическая значимость представленной работы.

Первый раздел посвящен анализу существующих методов моделирования нефтяных месторождений и рассмотрению их наиболее общего, и необходимого для дальнейшего изложения математического описания. Здесь также показан ряд существенных недостатков существующих численных гидродинамических моделей.

Во втором разделе предлагается ряд модификаций модели гидросистем продуктивных пластов. Данные модификации позволят снять ряд существенных ограничений при использовании модели и позволяют учесть ряд условий динамического формирования и развития макротрещин. Здесь же рассматривается модель скважин одновременно эксплуатирующих или заводняющих несколько геологических объектов. Описанная в данной главе модель скважин позволяет учесть неравномерность выработки запасов и распределение приемистости по разрезу, вскрытых скважиной пластов. Предложенная здесь модель скважин используется при формировании модели гидросистемы продуктивных пластов.

В третьем разделе описана стохастико-аналитическая модель, которая позволяет комплексно оценить текущее состояние пластовой системы в виде распределения фильтрационных свойств пласта(ов) в зонах между скважинами, полученного на основании анализа динамики фактических режимов работы скважин.

В четвертом разделе рассматривается ряд примеров использования предложенных моделей, и показываются основные причины формирования каналов высокой пьезопроводности.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Пуртова, Инна Петровна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Полученные результаты и анализ вычислительных экспериментов на предложенной модели гидросистемы продуктивных пластов доказывает в соответствии с высказанным предположением, длительное формирование трещин в зонах воздействия нагнетательных скважин с возможностью при определенных условиях их прорыва к добывающим. Выявленным признаком прорыва трещины является нестабильность дебита жидкости и нефти с одновременным ростом обводненности. Последнее отличает прорыв трещины от прорыва конуса воды, который сопровождается резким, а затем плавным ростом обводненности.

Адаптация емких моделей гидросистем продуктивных пластов в автоматизированном режиме с позиции практического применения невозможна, так как требует больших вычислительных ресурсов ЭВМ. В данной работе предлагается использовать разработанную стохастико-аналитическую модель.

В результате проведенной научно-исследовательской работы были сделаны следующие выводы.

1. Установлено, что при использовании гидродинамических численных моделей пластов в достаточной степени не учитываются факторы динамического изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, а также формирования структурной трещиноватости. При проектировании разработки и прогнозировании показателей процессов эксплуатации большинства месторождений Западной Сибири и особенно месторождений с высокой степенью неоднородности, на которых требуется очаговая система заводнения, в процессе адаптации распространенных гидродинамических численных моделей пластов необходимо учитывать факторы динамического изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов[87], а также формирования структурной трещиноватости, вследствие нагнетания воды.

1.1. Известные процедуры адаптации, называемые «№Б1:огуМа1:сЫ炙 не будут давать положительного результата для моделей месторождений, где имеют место спонтанные гидравлические разрывы пласта.

1.2. Основным недостатком всех из существующих на данных момент гидродинамических численных моделей является использование процедуры «ирзсаН炙, которая усугубляет заложенные в такие модели допущения: замена бесконечно малых размеров элементов конечными.

2. Разработанная и протестированная численная модель гидросистемы продуктивных пластов в условиях упруговодонапорного режима с учетом факторов динамического развития трещин позволяет учесть негативные и позитивные следствия эксплуатации систем заводнения и снять ограничения

2.1. При испытании разработанной модели гидросистемы продуктивных пластов посредством сопоставления расчетных данных модели с данными трассерных исследований установлено, что наиболее характерным критерием формирования трещин является градиент давления, а не абсолютное давление;

2.2. Установлено, что признаком прорыва трещины к забою добывающей скважины является дестабилизация обводненности и дебита жидкости.

3. Применение предложенной стохастико-аналитической модели позволит оценить наличие структурной трещиноватости в области воздействия нагнетательных скважин, что в свою очередь позволит оценить эффективность системы заводнения и скорректировать комплексную технологию воздействия на пласт.

4. Выявлены основные условия для формирования и развития трещин в направлении зон отбора жидкости:

- соотношение количества нагнетательных скважин к количеству добывающих меньше 1 или некоторого критического числа от 0 до 1, зависящего от начальных фильтрационно-емкостных свойств пласта;

- достаточно низкая проницаемость пласта, способствующая формированию «неправильных» воронок репрессии, вследствие образования трещин и приводящая к передаче давления от забоя до контура нагнетания без существенных потерь;

- радиус влияния нагнетательной скважины, зависящий от проницаемости и толщины пласта;

- пуск нагнетательных скважин с большим запаздыванием, достаточным для формирования в зоне отбора или нагнетания зон с пониженным пластовым давлением, которое предопределяет развитие трещин именно в данные зоны.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Пуртова, Инна Петровна, Тюмень

1. Толстов Ю.Г. Применение метода электрического моделирования фи-зических явлений к решению некоторых задач подземной гидравлики // Журнал техн. физики, том XII, вып. 10, 1942, с. 20-25.

2. Щелкачев В.Н. Избранные труды, т. I и П. — М., Недра, 1990.

3. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом водонапорном режиме. — М.: Гостоптехиздат, 1959. — 358 с.

4. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. — М.: Гостоптехиздат, 1949. — 523 с.

5. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. — М.: Гостоптехиздат,1963. —346 с.

6. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. — М.: Гостоптехиздат, 1948.196 с.

7. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. — М.: Недра, 1964. — 270 с.

8. А.П. Телков, С.И.Грачев, И.Б. Дубков, Т.Л. Краснова, С.К. Сохошко.

9. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. Тюмень. 2001.346 с.

10. Булыгин В.Я. Гидродинамика нефтяного пласта. — М.: Недра, 1974.230 с.

11. Медведский Р.И. Концепция струйного вытеснения нефти водой. Вестник Удмуртского университета. Ижевск: 2002, №9, с. 121-129.

12. Абасов М.Т., Джалилов К.Н. Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных и газовых месторождений Баку. — Азернефт-нешр, i960.—255 с.

13. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. — Изд. Недра, 1984. — 207 с.

14. Басниев К.С, Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. — Москва-Ижевск, 2005. — 544 с.

15. Дмитриев Н.М., Максимов В.М. Обобщенный закон Дарси. Фазовые и относительные проницаемости для фильтрационных течений в анизотропных пористых средах / Сб. Моделирование процессов фильтрации и разработки нефтяных месторождений. Казань, 1992.

16. Басниев К.С, Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. — М.: Недра, 1993. — 415 с.

17. Боксерман A.A., Желтов Ю.П., Кочешков A.A. О движении несмешивающихея жидкостей в трещиновато-пористой среде // ДАН СССР, т. 155, № 6, 1964, с. 1282-1285.

18. Абасов М.Т., Закиров С.Н., Коноплев В.Ю. Влияние капиллярных и гравитационных сил на конфигурации контактов в залежах нефти и газа//ДАН СССР, т. 312, № з, 1990, с. 668-671.

19. Дмитриевский А.Н., Закиров С.Н., Шандрыгин А.Н. Вытеснение газа водой из трещиновато-пористых коллекторов // ДАН СССР, т. 310, №6, 1990.

20. Закиров И.С. Уточнение модели пласта по фактическим данным разработки месторождения // Геология нефти и газа, №11, 1997, с. 4348.

21. Закиров С.Н., Закиров Э.С, Индрупский И.М. Новое видение проблем 3D моделирования месторождений нефти и газа. / Труды IV Международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи». Москва, 15-17 марта, 2005.

22. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я., Палатник Б.М., Юфин П.А. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. — Изд. Недра, 1988.—335 с.

23. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. — М: изд. Дом "Грааль", 2001. — 302 с.

24. В.П. Майер. Гидродинамическая модель трехмерной трехфазной фильтрации "Техсхема". 04/2003 «Нефтяное хозяйство». 2003.

25. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. —Изд. Недра, 1982. — 407 с.

26. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. — Изд. Москва-Ижевск, 2004. — 407 с.

27. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. — Москва, Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. — 140 с.

28. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. — Изд. Недра, 1965.

29. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. — Изд. Недра, 1976. —264 с.

30. Вахитов Г.Г. Решение задач подземной гидродинамики методом конечных разностей. / М.: Труды ВНИИнефть, вып. 10, Гостоптехиздат, 1957, с. 53-88.

31. Стрекалов A.B. Математические модели гидравлических систем для32.33,34.