Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Влияние снижения забойного давления ниже давления насыщения на эффективность выработки запасов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Влияние снижения забойного давления ниже давления насыщения на эффективность выработки запасов"

004607305

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М.ГУБКИНА

На правах рукописи НЕЧАЕВА ЕЛЕНА ВАДИМОВНА

ВЛИЯНИЕ СНИЖЕНИЯ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВЫРАБОТКИ

ЗАПАСОВ

25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

МсС 1 и^ишДСшм!))

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 6 АВГ 2010

Москва, 2010

004607305

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Мищенко И.Т.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Ермолаев А.И.

кандидат технических наук, Пономаренко Е.М. ОАО «Газпром нефть»

Ведущая организация: ИПНГ РАН

Защита состоится 2010 г. в часов, в ауд. 731 на

заседании диссертационного Совета Д.Я00.0% по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: Москва, В-296 ГСП-1,119991, Ленинский проспект,65.

Автореферат размещен на интернет-сайте Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М.Губкина www.rgu-ng.ru «29» Ш&Ае^ 2010 г.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина

Автореферат разослан «/ -»¿¿¿€>Ае£ 2010 г. Ученый секретарь диссертационного Совета,

с*

д. т. н., проф.

Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

При разработке нефтяных месторождений практикуется эксплуатация скважин при забойных, а иногда и пластовых давлениях ниже давления насыщения, что приводит к переходу режимов пластов на режим растворенного газа. Широко распространенная в нашей стране разработка нефтяных месторождений с применением заводнения часто сопровождается эксплуатацией добывающих скважин с необоснованными снижениями забойных давлений ниже давления насыщения. Автором показано, что снижение забойного давления в рассмотренном интервале ниже давления насыщения приводит к уменьшению конечного коэффициента извлечения нефти (КИН). Разработанная автором методика позволяет количественно оценить уменьшение конечного КИН при различных степенях снижения забойного давления в различных геолого-физических условиях.

Цель работы

Оценка влияния снижения забойного давления ниже давления насыщения на эффективность выработки запасов нефтяных месторождений.

Основные задачи

1. Анализ и обобщение опыта разработки месторождений с забойными и пластовыми давлениями ниже давления насыщения.

2. Исследование влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения и компонентного состава газа на изменение вязкости нефти в пластовых условиях.

3. Анализ влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения на конечный коэффициент извлечения нефти в различных геолого-физических условиях.

Методы решения поставленных задач

1. Гидродинамическое моделирование

2. Аналитический

Научная новизна работы

1. Предложено использовать соотношение подвижностей флюидов «нефть - вода» в качестве геолого-физического критерия для оценки максимально допустимого снижения забойного давления ниже давления насыщения.

2. Впервые предложено использовать соотношение подвижностей флюидов «нефть - вода» для оценки влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения на степень выработки запасов для месторождений с различной вязкостью нефти.

3. При эксплуатации нефтяных скважин со снижением забойного давления до 0,6 Рнас, за расчетный период, принятый равным 30 годам, при поддержании пластового давления, происходит снижение КИН относительно условий эксплуатации скважин с забойным давлением выше или равным давлению насыщения.

Практическая значимость исследования и реализация работы

1. Возможна количественная оценка максимального допустимого снижения забойного давления ниже давления насыщения с использованием соотношения подвижностей флюидов «нефть - вода».

2. Предложенная методика позволяет определять размеры зон с ухудшенными условиями для движения нефти в различных геолого-физических условиях, способствующими формированию в пласте областей с трудноизвлекаемыми запасами.

3. Методика позволяет определять количественное снижение КИН при снижении забойного давления ниже давления насыщения.

Полученные в диссертационной работе результаты были использованы при составлении проектной документации: «Дополнение к технологической схеме разработки залежей нефти Устькутского горизонта Даниловского газонефтяного месторождения» (Протокол ЦКР №4147от 06.12.2007г.) и «Дополнение к технологической схеме разработки залежей нефти Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения» (ТО ЦКР по ЯНАО №43-00 от 16.12.2008).

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

- 60-ой Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ» 2006 г. РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина;

- Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности: Теоретические и прикладные аспекты» - посвященной 20 -летнему юбилею ИПНГ РАН 2007г. Институт проблем нефти и газа РАН;

- «Новые технологии в газовой промышленности» 2007 г. РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина;

а также на научных семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений».

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 6 печатных работ, в том числе 3 статьи - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы

Работа состоит из введения, четырех глав, выводов. Содержание диссертации изложено на 115 страницах, содержит 41 рисунок, 16 таблиц и список использованной литературы из 68 наименований.

Автор выражает искреннюю признательность и благодарность своему научному руководителю зав. кафедрой Р и ЭНМ д.т.н. проф. Мищенко И.Т. идеи которого легли в основу диссертации и научное руководство; Назарову JI.H. за постоянные помощь, внимание, научные консультации при подготовке диссертационной работы. Также автор благодарен коллективу кафедры Р и ЭНМ за помощь и моральную поддержку.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность.

В первой главе представлен обзор работ отечественных и зарубежных исследователей. Основополагающими в теории режима растворенного газа являются работы М. Маскета и М. Мереса. Теория режима растворенного газа (РРГ) получила развитие в трудах многих отечественных и зарубежных ученых, первыми из которых были М.М. Глоговский, А. П. Крылов и М.Д.Розенберг, чьи работы откосятся к 1952г, а так же С.А. Христианович, JI.A. Зиновьева, И.Д. Амелин, Г.П. Гусейнов, С. Пирс, X. Стоун и др.

Большой вклад в разработку методики экспериментов и обобщения их результатов внесли работы Эфроса Д.А., в которых был разработан «метод динамически подобного моделирования РРГ». Эти работы получили дальнейшее развитие в трудах С.А. Кундина, И.С. Сандахчиева и др.

Сегрегационные явления в мощных и наклонных пластах при разработке месторождений при режиме растворенного газа исследовались в работах JI.A. Зиновьевой, Ф.Я. Зазовского, Э.Б. Чекалюка, A.A. Боксермана,

И.Д. Амелина, A.B. Афанасьевой, А.И. Акульшина, B.C. Орлова, Ю.М. Островского, H.A. Черепахина, В.Ф. Шерстнякова, Э.М. Симкина и др.

Влияние депрессии на темпы отбора пластовой продукции подробно рассмотрено в работах И.Т.Мищенко и А.Т.Кондратюка.

А.П. Крылов и М.М. Глоговский первыми предположили, что пластовая нефть, не является «мертвой», а содержит газ в растворенном состоянии.

В результате проведенного анализа опыта эксплуатации нефтяных месторождений на РРГ в работе представлена классификация подходов к изучению проявлений режима растворенного газа.

Во второй главе проведен анализ влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения и компонентного состава газа на вязкость нефти.

В своих работах Л.С.Лейбензон, Р.Виков, Т.Ботсет, М.Маскет, М.Мерес, М.М.Глоговский, С.А.Христианович, М.Д.Розенберг и другие не учитывали компонентный состав газа, растворенного в нефти. Современное представление о многофазной фильтрации в пористых средах показывает, что растворенный и выделившийся в свободную фазу газ является многокомпонентной системой, состав и свойства которой непрерывно меняются. Изменяющийся в процессе разработки компонентный состав жидкой и газовой фаз и переход различных углеводородов из одной фазы в другую приводит к изменению характеристик пластовых флюидов.

Из вышеизложенного следует необходимость детального изучения влияния состава газовой фазы на процессы, происходящие в пористых средах при снижении пластового давления ниже давления насыщения.

Для исследования эффективности разработки месторождения на режиме растворенного газа была создана композиционная гидродинамическая модель нефтяного месторождения, представленная

слоями, отличающимися по толщине и проницаемости и чередующимися слоями - не коллекторами, с использованием программного пакета VIP компании Landmark. В основу модели заложены зависимости фазовых проницаемостей и PVT-свойства, полученные по результатам исследований, проведенных во ВНИИнефти. Компонентный состав газа получен по результатам разгазирования проб нефтяного месторождения Восточной Сибири. Свойства флюидов и фазовое равновесие в системе описываются обобщенным кубическим уравнением состояния Пенга-Робинсона. Газ в свободной фазе на начальный момент времени отсутствует. Нагнетательные скважины вводятся в работу после снижения пластового давления ниже давления насыщения. Для добывающих скважин снижение забойного давления составляет 30, 45 и 60% от давления насыщения. Исследования проводились для маловязкой нефти при высоком'газовом факторе.

В главе подробно рассмотрено влияние молярных долей метана, диоксида углерода и азота, растворенных в нефти, на её вязкость при движении вблизи нагнетательных и добывающих скважин при различных степенях снижения забойного давления ниже давления насыщения.

На рисунках 1-3 показана динамика изменения молярных долей диоксида углерода, метана и азота вблизи добывающей скважины в жидкой фазе.

Время.годы

Рисунок 1. Изменение молярной доли диоксида углерода

3 «.::«,

:ом :оо; :о)* »и М:; :он

Время.годы

Время.годы

Рисунок 3. Изменение молярной доли азота

Анализ результатов расчетов позволил выявить закономерности изменения вязкости нефти вблизи добывающих и нагнетательных скважин при выделении из жидкой фазы этих компонентов при различном снижении забойного давления ниже давления насыщения.

Снижение забойного давления на 30, 45 и 60% ниже давления насыщения привело к увеличению вязкости нефти на 17, 20 и 28%, соответственно (рисунок 4).

3

?

—

1

—вяз (ОСТЬ нефтк при сниж ?нии

-1 2™ ДсШ -вяз дав (ОСТЬ пенш на 3 нефп на 4 •т; при ;% сниж '.нт

3*........ • вяз дав (ОСТЬ пеню нуфп на 6 при )% сниж ении

7/1/02 7/1/04 6/1/06 6/1/08 5/1/10 5/1/12 4/1/14 4/1/16 3/1/18 3/1/20 2/1/22 2/1/24 1/1/26 1/1/2831/12/2*1/12/330/12/33

Время,годы

Рисунок 4. Изменение вязкости нефти при различных снижениях забойного давления ниже давления насыщения

После ввода в действие нагнетательных скважин вязкость нефти вначале снижается, затем увеличивается и становится постоянной, что связанно с изменением соотношения молярных долей метана, азота и диоксида углерода (рисунок 1 - 3) в растворенном в нефти газе.

Полученные закономерности изменения вязкости нефти были использованы в дальнейших расчетах.

Сделаны выводы, что увеличение снижения забойного давления ниже давления насыщения приводит к росту вязкости нефти, что в свою очередь приводит к уменьшению скорости движения нефти и, соответственно,

уменьшению дебетов скважин. Наличие в растворенном и выделившемся в свободную фазу газе азота и диоксида углерода приводит к изменению вязкости нефти, что сказывается на изменении подвижностей нефти и газа. При реализации режима заводнения с последующим снижением забойного давления ниже давления насыщения происходит изменение компонентного состава флюидов, что неоднозначно влияет на вязкость движущейся нефти.

Далее в работе исследовано гравитационное дренирование при разработке месторождений с большими углами падений.

В своих работах М.Маскет предположил, что гравитационное дренирование и расширение газовой шапки, не учитываемые в теоретическом анализе, способствуют увеличению нефтеотдачи.

Образование газовой шапки з повышенных частях нефтяных пластов является доказательством перемещения газа по пласту вверх. Многочисленные промысловые наблюдения указывают на фильтрацию нефти вниз по падению пласта (это справедливо для пластов больших мощностей с большим углом падения) как на механизм поддержания нефтеотдачи (здесь и далее в терминологии М.Маскета) на протяжении длительного времени после того, как истощение пласта при режиме растворенного газа должно было привести к его полной выработке.

Максимальная пропускная способность гравитационного дренирования вниз по падению пласта пропорциональна проницаемости для нефти, плотности нефти и квадрату синуса угла падения пласта, а также обратно пропорциональна вязкости и объемному коэффициенту нефти.

Благоприятными условиями для гравитационного дренирования является большой угол падения пласта, малая вязкость нефти и высокая фазовая проницаемость породы для нее. Важным критерием эффективности гравитационного дренирования является скорость дренирования по сравнению с отбором нефти вниз по структуре. Роль гравитационного дренирования и сепарации жидкостей по удельным весам в пластовых

условиях приобретает большое значение по мере снижения дебитов. Фактическое значение механизма гравитационного дренирования заключается в том, что в области, занятой расширяющейся газовой шапкой, непосредственно следующей за понижающимся газонефтяным разделом, нефтенасыщенность снижается ниже величины, достигаемой при реализации режима растворенного газа.

Гуэрреро Е.Т. проанализировал процесс разработки некоторых месторождений Перу и Венесуэлы, в которых происходит гравитационное разделение нефти и газа при режиме растворенного газа и смешанных режимах, и пришел к выводу, что нефтеотдача на месторождениях с гравитационным разделением может быть в 3 раза больше нефтеотдачи, достигаемой при обычном режиме растворенного газа. При активном гравитационном разделении значения нефтеотдачи колеблются от 50 до 70 % от начальной нефтенасыщенности, а средняя нефтеотдача составляет 60 %.

Н. Кристеа показал, что в случае трещинных месторождений (например, олигоцен из Майонешта, Румыния), газ, выделившийся из раствора, достаточно быстро мигрируют вверх по структуре. Это подтверждается тем, что скважины, расположенные на крыльях, дают нефть с более низким газовым фактором, чем скважины, расположенные выше по структуре.

В работе рассмотрено месторождение, разрабатываемое на режиме растворенного газа. Месторождение было охвачено процессом разгазирования уже через 15 месяцев после ввода в эксплуатацию первой добывающей скважины. Площадь, охваченная процессом разгазирования, составила 66% от площади месторождения. В наиболее удаленной от работающей скважины зоне пласта было отмечено движение нефти не в сторону добывающей скважины, а в сторону угла падения залежи в нижележащие пласты.

Такое поведение пластовых флюидов объясняется преобладающим действием гравитационных сил над гидродинамическим градиентом давления в удаленной части пласта. В данном случае величина градиента давления оказалась недостаточной для продолжения движения более тяжелой нефти к забоям добывающих скважин. Однако для сохранения направления движения газа как более подвижного флюида в сторону добывающих скважин этого градиента оказалось вполне достаточно (месторождения восточной Сибири).

Таким образом, показано, что при разработке месторождений с большими углами падения крыльев структуры движение нефти определяется преобладанием гравитационных сил над гидродинамическими, что приводит к переформировыванию запасов нефти и газа

В третьей главе рассмотрено влияние изменения вязкости нефти на изменение соотношения подвижностей флюидов «нефть - вода».

Сочетание режима заводнения с эксплуатацией добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения приводит к образованию в пласте областей фильтрации с преобладанием насыщенностью какой-либо одной фазой. При исследовании эффективности разработки месторождения в таких условиях возникает проблема учета влияния этих областей вследствие большой разницы между вязкостями нефти и газа.

Несмотря на то, что понятие коэффициента подвижности впервые ввел М.Маскет в 1937году, до сих пор оценка эффективности вытеснения нефти с использованием коэффициента подвижности у нас в стране не нашла широкого применения.

Для повышения эффективности процесса вытеснения нефти водой большое значение имеет величина вязкости нефти. Таким образом, использование в расчетах относительных фазовых проницаемостей (ОФП) означает, что при непосредственном применении закона Дарси коэффициент подвижности определяется соотношением максимальной скорости

вытесняющей фазы (воды) к максимальной скорости вытесняемой фазы (нефти).

Яг /<« (Ь

Если значение соотношения подвижности М<1, процесс вытеснения при линейном заводнении будет протекать стабильно. Нефть вытесняется под действием нагнетаемой воды, но условие М<1 говорит о том, что вода не может перемещаться быстрее, чем нефть. При этом общий объем подвижной нефти равен

V =У

V П.Н »порч1 ^а 3' 9

Где Упор - поровый объем;

52" - остаточная нефтенасыщенность;

- водонасыщенность в области фронта обводнения.

Такой объем нефти можно добыть путем нагнетания равного количества воды. Заводнение в этом случае будет протекать быстро и эффективно.

Вследствие повышенной вязкости нефти, когда соотношение подвижностей М >1, заводнение будет менее эффективным. Вода в этом случае перемещается быстрее, чем нефть, и вытеснение происходит неравномерно.

Для оценки эффективности разработки месторождений с применением заводнения, и при последующем переводе добывающих скважин на работу с забойными давлениями ниже давления насыщения, разработана методика, основанная на использовании величины соотношения подвижностей:

1. Задаются условия снижения забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения на 30, 45 и 60%. Для каждого вычислительного варианта проводится серия расчетов с получением поля вязкости нефти.

2. Выбирается временной шаг в зависимости от начальной вязкости нефти и значений проницаемости, на который просматриваются поля вязкости.

3. Определяются зоны с измененной вязкостью нефти.

4. По имеющимся зависимостям ОФП, полученным по керновому материалу для различных значений вязкости, проводится корреляция относительных фазовых проницаемостей.

6. Полученные новые ОФП задаются в ячейках с соответствующими значениями вязкости нефти.

7. При изменении значений вязкости нефти в полтора раза для этих зон проводятся промежуточные расчеты, в которых соответствующие ОФП задавались в качестве исходных данных.

8. По полученным расчетам определяются соотношения подвижностей для двух пар флюидов: «нефть - вода» и «нефть - газ».

9. Количество циклов устанавливается опытным путем для различных значений вязкости нефти и проницаемости пласта.

Данная процедура повторяется до тех пор, пока соотношение подвижностей не становится постоянным.

Предложенная методика позволяет провести количественную оценку максимально допустимого снижения забойного давления ниже давления насыщения с использованием соотношения подвижностей флюидов «нефть -вода»; определять размеры зон с ухудшенными условиями для движения нефти в различных геолого-физических условиях, способствующими формированию в пласте областей с трудноизвлекаемыми запасами.

Весь диапазон значений вязкости нефти условно разбит на 3 группы:

- маловязкая нефть - ниже 5 мПа*с;

- средняя вязкость - 5 - 10 мПа*с;

- высоковязкая нефть - 25 мПа*с, т.к. эта величина является максимальным значением вязкости нефти, когда рекомендуется применение метода заводнения (в России).

Для всех диапазонов вязкости нефти рассмотрено изменение соотношения подвижностей «нефть - вода».

Соотношение подвижностей «нефть - вода» и «нефть - газ» существенно увеличивается, так как уже в первый месяц при снижении забойного давления ниже давления насыщения растет вязкость нефти. Затем соотношение подвижностей продолжает изменяться незначительно. Поэтому анализ изменения подвижности необходимо проводить в период, соответствующий первым месяцам работы скважин после снижения забойного давления ниже давления насыщения.

Рассматриваемая добывающая скважина находится в зоне пласта со средней проницаемостью.

Для оценки изменения соотношения подвижностей при снижении забойного давления ниже давления насыщения было предварительно определено значение соотношения подвижностей для условия Рзаб>Рнас-

Для всех рассмотренных диапазонов вязкости нефти снижение забойного давления ниже давления насыщения приводит к увеличению соотношения подвижностей «нефть-вода» (таблица 1) и увеличению зон с максимальным значением соотношения подвижностей, что в свою очередь приводит к увеличению суммарных фильтрационных сопротивлений.

Таблица 1

Соотношение подвижностей «нефть-вода» для нефтей различной вязкости

Вязкость нефти

Снижение забойного низкая средняя высокая

давления, % Соотношение подвижностей/ радиус зоны двухфазной фильтрации, м

Начальное значение

соотношения 1 6 8.5

подвижностей, при Рзаб>Рнас

При ■Рзаб^Рнас 30% 3.9/50 9.5/45 45/31

45% 4.2 / 63 26.8/58 46/50

60% 4.3/110 28.8 /100 47/87

| ;

I

Сравнение размеров области с максимальным значением соотношения подвижностей, полученной в гидродинамической модели, с размерами зоны

Рисунок 5. Распределение соотношения подвижности для месторождения маловязкой нефти

двухфазной фильтрации, полученными по аналитической методике Мищенко - Нурумовой показало незначительное (не более 6%) отличие.

По результатам расчетов были построены карты (рисунок 5) распределения соотношения подвижностей для нефтей различной вязкости.

Выявлено, что основное увеличение соотношения подвижностей происходит при снижении забойного давления ниже давления насыщения на 30%; при дальнейшем снижении забойного давления ниже давления насыщения не происходит значительного увеличения соотношения подвижностей.

Дальнейшее снижение забойного давления ниже давления насыщения приводит к увеличению радиуса зоны с максимальным значением соотношения подвижностей и приводит к увеличению суммарных фильтрационных сопротивлений.

В четвертой главе выполнен анализ влияния вязкости нефти на конечный коэффициент извлечения нефти в различных геолого-физических условиях.

Для изучения влияния степени снижения забойного давления в добывающих скважинах ниже давления насыщения на степень выработки запасов (конечный коэффициент извлечения нефти КИН) использована гидродинамическая модель, аналогичная по строению, описанной в главе 2.

Начальное пластовое давление выше давления насыщения. Газ в свободной фазе на начальный момент времени отсутствует, т.е. забойные давления выше давления насыщения. Значение начального пластового давления задано на границе водонефтяного контакта. Месторождение неоднородно по проницаемости, как по площади, так и по толщине.

Заводнение применяется с начала разработки месторождения. Оценка влияния снижения забойного давления ниже давления насыщения на эффективность выработки запасов проводится для условий установившегося процесса разработки месторождения методом заводнения и при

последующем снижении забойного давления в скважинах на 15,30,45 и 60% от давления насыщения. В качестве базового варианта принят вариант разработки месторождения с забойными давлениями выше давления насыщения.

Под продолжительностью эффекта понимается период работы скважины с превышением дебита по нефти по сравнению с базовым вариантом. При сравнении вариантов за время окончания разработки принято время, когда обводненность составила 80 %. В качестве критерия эффективности принята величина нефтеотдачи, полученная на тот же момент времени.

Для решения поставленной задачи проведено несколько серий вычислительных экспериментов, различающихся вязкостью нефти, насыщающей пласт, и проницаемостью призабойной зоны скважин (ПЗС). Диапазон изменения вязкости представлен в главе 3.

Для анализа величины и продолжительности эффекта от снижения забойного давления ниже давления насыщения выделено 3 группы нроницаемостей, исходя из значений средней проницаемости призабойной зоны скважин, полученных по керновому материалу.

• 1 группа - низкая проницаемость

З0*10"3мкм2- 60*10"3мкм2

• 2 группа - средняя проницаемость

60* 10"3мкм2 - 160* 10'3мкм2

• 3 группа - высокая проницаемость

160*10"3мкм2 - 300* Ю-3 мкм2

Скважины, вскрывающие низко-, средне- и высокопроницаемый коллектор, находятся в разных частях месторождения.

Проведенный анализ показывает, что, несмотря на временное увеличение дебитов скважин по нефти (рисунок 6), снижение забойного давления ниже давления насыщения для всего рассмотренного диапазона

значений вязкости и проницаемостей всегда приводит к снижению конечного КИН.

Рисунок 6. Динамика дебитов по нефти и продолжительность эффекта по вариантам (низкая проницаемость ПЗС); 2- базовый вариант

При этом наименьшее снижение КИН (таблица 2) относительно базового варианта составило 7% для месторождения, насыщенного маловязкой нефтью при снижении забойного давления на 30% ниже давления насыщения. Максимальное снижение КИН относительно базового варианта составило 45% для месторождения, насыщенного высоковязкой нефтью при снижении забойного давления на 60% ниже давления насыщения.

Таблица 2

Снижение КИН для нефтей различной вязкости_

Снижение забойного давления, % Вязкость нефти

низкая средняя высокая

Снижение конечного КИН, %

30% 7 18 30

45% 9 22 37

60% 10 28 | 45

Максимальный прирост дебитов по нефти (на момент снижения Р3аб<РНас) Для месторождений всех диапазонов вязкости нефти был получен для скважин, эксплуатирующих высокопроницаемый коллектор при снижении забойного давления на 60% (месторождение маловязкой нефти) и на 30% (месторождения средней и высоковязкой нефти) ниже давления насыщения. В то время как минимальный прирост дебитов по нефти был получен для скважин вскрывающих низкопроницаемый коллектор.

Для всего рассматриваемого диапазона изменения значений вязкости нефти существуют скважины (рисунок 7), для которых снижение забойных давлений ниже давления насыщения не приводит к увеличению дебита. Эти скважины находятся в зонах с пониженным по сравнению со средним пластовым давлением. По этой причине снижение забойного давления ниже давления насыщения не приводит даже к кратковременному эффекту.

Время,месяцы

Рисунок 7. Динамика дебитов по нефти во времени; 2 - базовый вариант

Анализ проведенного гидродинамического моделирования позволяет сделать вывод, что увеличение степени снижения забойного давления ниже давления насыщения с увеличением вязкости нефти приводит к большему снижению конечного КИН.

С точки зрения получения максимального конечного КИН эксплуатация скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения не эффективна.

Основные выводы

1. При разработке нефтяных месторождений с забойными давлениями в скважинах ниже давления насыщения необходимо использовать композиционные модели, позволяющие учитывать изменение состава и свойств растворенного в нефти газа, определяющих вязкость нефти в пластовых условиях.

2. Эксплуатация скважин при забойном давлении ниже давления насыщения приводит к формированию техногенных (вторичных) трудноизвлекаемых запасов за счет образования зон, насыщенных частично дегазированной, более вязкой нефтью.

3. При разработке месторождений с большими углами падения крыльев структуры движение нефти определяется преобладанием гравитационных сил над гидродинамическими, что приводит к переформировыванию запасов нефти и газа.

4. Разработана методика для оценки влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения на величину коэффициента извлечения нефти, учитывающая соотношение подвижностей флюидов.

5. На степень изменения дебита и продолжительность работы скважины с повышенными значениями дебита при снижении забойного давления ниже давления насыщения влияет величина текущего пластового давления, вязкость нефти и проницаемость призабойной зоны скважины.

6. При определенной степени снижения забойного давления ниже давления насыщения в различных геолого-физических условиях может происходить уменьшение конечного КИН.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Мищенко И.Т., Назарова Л.Н., Нечаева Е.В. О возможности перераспределения запасов нефти в процессе разработки месторождения на режиме растворенного газа // Нефть, газ и бизнес. - 2008. -12. - С.72 - 76.

2. Стрижов И.Н., Пятибратов П.В., Михайлов А.И., Нечаева Е.В. Фазовые проницаемости, используемые при расчете дебитов скважин, эксплуатируемых с забойными давлениями ниже давления насыщения //Нефтяное хозяйство. - 2006. - 11. - С. 80 - 81.

3. Нечаева Е.В. Использование параметра соотношение подвижностей нефть - вода при исследовании условий движения нефти //Газовая промышленность. - 2009. - 11. - С. 41 - 42.

4. Нечаева Е.В. Проблемы моделирования режима растворенного газа в комплексе VIP - LANDMARK // 60-ая Межвузовская студенческая научная конференция «нефть и газ». Тезисы докладов. Секция «Разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение скважин». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. — 2006.

5. Нечаева Е.В. Эффективность реализации систем поддержания пластового давления при разработке месторождения на режиме растворенного газа // Всероссийская конференция «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности: Теоретические и прикладные аспекты» - посвященная 20 -летнему юбилею ИПНГ РАН. Тезисы докладов. - М. Институт проблем нефти и газа РАН. - 2007.

6. Нечаева Е.В. Использование композиционной модели для решения задач разработки при эксплуатации скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения И Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина. - №3/256. - 2009. — С. 48 — 56.

Подписано в печать:

26.05.2010

Заказ № 3845 Тираж - 100 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Нечаева, Елена Вадимовна

Введение.

1. Современное состояние теории и практики разработки залежей при значениях пластового и забойных давлений ниже давления насыщения.

1.1. Основы разработки месторождений на режиме растворенного газа.

1.2. Механизм вытеснения нефти газом.

1.3. Разработка нефтяных залежей на РРГ.

1.3.1. Вклад М.Маскета в теорию разработки нефтяных залежей при РРГ.

1.3.2. Эффективность закачки газа в пласты, разрабатываемые на РРГ

1.4. Методики расчета технологических показателей.

1.4.1. Изменение реологических свойств нефти в процессах пред фазовых переходов.

1.4.2. Определение основных технологических показателей разработки при реализации РРГ.

1.4.3. Гидродинамические расчеты вытеснения газированной нефти водой.

1.4.3.1. Определение дебитов при заданных забойных давлениях.

1.4.3.2. Определение забойных давлений при заданных дебитах.

1.4.3.3. Вытеснение газированной нефти водой при давлении на контуре питания, равном давлению насыщения.

1.4.3.4. Поршневое вытеснение газированной нефти водой.

1.4.3.5. Вытеснение газированной нефти водой с учетом двухфазности потока в переходной зоне.

1.4.3.6. О сведении расчетов по вытеснению газированной нефти водой к расчетам по вытеснению водой несжимаемой жидкости.

1.5. Влияние различных факторов на эффективность РРГ.

1.6. Классификация подходов к изучению проявлений режима растворенного газа.

1.7. Выводы.

2. Анализ влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения и компонентного состава газа на вязкость нефти

2.1. Когда режим истощения лучше режима заводнения.

2.2. Использование композиционной модели для решения задач разработки нефтяных месторождений при эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения.

2.2.1. Изменение молярной доли метана.

2.2.2. Изменение молярной доли диоксида углерода.

2.2.3. Изменение молярной доли азота.

2.3. Выводы.

3.4. Гравитационное дренирование.

2.4.1. Формирование вторичных трудноизвлекаемых запасов при разработке месторождений с большими углами падений.

2.5. Выводы.

3. Влияние изменения вязкости нефти на изменение соотношения подвижностей флюидов «нефть - вода».

3.1. Использование параметра соотношения подвижностей для оценки влияния технологических режимов работы скважин на условия движения нефти.

3.2.Методика оценки влияния подвижности на условия фильтрации нефти.

3.3. Изменение соотношения подвижностей «нефть - вода» для месторождения маловязкой нефти.

3.4. Изменение соотношения подвижностей «нефть - вода» для месторождения нефти средней вязкости.

3.5. Изменение соотношения подвижностей «нефть — вода» для месторождения высоковязкой нефти.

3.6. Выводы.

Глава 4. Анализ влияния вязкости нефти на конечный коэффициент извлечения нефти в различных геолого-физических условиях.

4.1. Месторождение с низкой вязкостью нефти.

4.2. Месторождение со средней вязкостью нефти.

4.3. Месторождение с высокой вязкостью нефти.

4.4. Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Влияние снижения забойного давления ниже давления насыщения на эффективность выработки запасов"

В последнее время при разработке нефтяных месторождений компаниями практикуется эксплуатация скважин на так называемых «форсированных отборах». Это может привести и приводит к переходу режимов пластов на режим растворенного газа. Поэтому представляется актуальным исследование влияния различных геолого-технологических параметров на основные показатели разработки при режиме растворенного газа (РРГ).

Разработка месторождений, с применением заводнения, при последующем переводе добывающих скважин на работу с забойными давлениями ниже давления насыщения так же широко распространена, что делает необходимым изучение влияние степени снижения забойных давлений на степень выработки запасов. Основные задачи

1. Анализ и обобщение опыта разработки месторождений с забойным давлением ниже давления насыщения.

2. Исследование влияния степени снижения давления ниже давления насыщения и компонентного состава газа на изменение вязкости нефти в пластовых условиях.

3. Анализ влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения на конечный коэффициент извлечения нефти в различных геолого-физических условиях.

Научная новизна

1. Предложено использовать соотношение подвижностей флюидов «нефть — вода» в качестве геолого-физического критерия для оценки максимально допустимого снижения Рзаб < Рнас.

2. Впервые предложено использовать соотношение подвижностей флюидов «нефть — вода» для оценки влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения на степень выработки запасов для месторождений с различной вязкостью нефти.

3. При эксплуатации нефтяных скважин со снижением забойного давления до 0,6 Рнас, за расчетный период, принятый равным 30 годам, при поддержании пластового давления, происходит снижение КИН относительно условий эксплуатации скважин с забойным давлением выше или равным давлению насыщения.

Практическая ценность

1. Возможна количественная оценка максимального допустимого снижения забойного давления ниже давления насыщения с использованием соотношения подвижностей флюидов «нефть — вода».

2. Предложенная методика позволяет определять размеры зон с ухудшенными условиями для движения нефти в различных геолого-физических условиях, способствующими формированию в пласте областей с трудноизвлекаемыми запасами.

3. Методика позволяет определять количественное снижение КИН при снижении забойного давления ниже давления насыщения.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Нечаева, Елена Вадимовна

Основные выводы

1. При разработке нефтяных месторождений с забойными давлениями в скважинах ниже давления насыщения необходимо использовать композиционные модели, позволяющие учитывать изменение состава и свойств растворенного в нефти газа, определяющих вязкость нефти в пластовых условиях.

2. Эксплуатация скважин при забойном давлении ниже давления насыщения приводит к формированию техногенных (вторичных) трудноизвлекаемых запасов за счет образования зон, насыщенных частично дегазированной, более вязкой нефтью.

3. При разработке месторождений с большими углами падения крыльев структуры движение нефти определяется преобладанием гравитационных сил» над гидродинамическими, что приводит к переформировыванию запасов нефти и газа.

4. Разработана методика для оценки влияния степени снижения забойного давления ниже давления насыщения на величину коэффициента извлечения нефти, учитывающая соотношение подвижностей флюидов.

5. На степень изменения дебита и продолжительность работы скважины с повышенными значениями дебита при снижении забойного давления ниже давления насыщения влияет величина текущего пластового давления, вязкость нефти и проницаемость призабойной зоны скважины.

6. При определенной степени снижения забойного давления ниже давления насыщения в различных геолого-физических условиях может происходить уменьшение конечного КИН.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нечаева, Елена Вадимовна, Москва

1. Абрикосов И.Х. Нефтеносность Пермской области. Гостоптехиздат. 1963.

2. Акименко М.А., Малец О.Н., Турдыматов А.Н. Реализация повторной разработки ликвидированных- месторождений кинзебулатовского типа. / /Нефтяное хозяйство. 2007, №4

3. Амелин И.Д. Определение фиктивной вязкости для расчетов вытеснения газированной нефти краевой водой по данным исследования скважин. Нефт. хоз., №3, 1956.

4. Амелин И.Д., Шмыгаля П.Т. Методика гидродинамических расчетов совместной разработки 5 и 6 горизонтов Анастасиевско-Троицкого нефтяного месторождения. Новости нефт. техн., сер.: нефтепромысловое дело, №5, 1958.

5. Афанасьева A.B., Раковский H.JL, Суворов Н.И. Использование растворителей и газа высокого давления в целях повышения нефтеотдачи пласта. Материалы всесоюзного совещания в г. Баку, ноябрь 1963. ЦНИИТЭ нефтегаз, 1964.

6. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М. «Недра», 1992, 272 с.

7. Богомолова А.Ф., Кочешков A.A., Крылов А.П. Процесс перемещения погребной воды при вытеснении нефти водой. Нефтяное хозяйство, №8, 1961

8. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М. «Грааль», 2002, 575 с

9. Бузинцев С.А., Чарный И.А. О движении скачков насыщенности при фильтрации двухфазной жидкости, Изв. АН СССР, Отн. № 7, 1957

10. Ю.Великовский A.C., Терзи В.П., Нагнетание жирного газа в пласт для повышения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство №11,1956.

11. Волосков C.B. «Методология проектирования и оптимизации эксплуатации скважин». М.:2006,120с.

12. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, проектирование разработки. М. «Недра», 1983,463 с.

13. Глоговский М.М., Розенберг М.Д. Методы гидродинамического расчета разработки месторождений при смешанном режиме. Труды совещания по развитию научно исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. Изд. АН Азерб. ССР, 1953.

14. Глоговский М.Н. К расчету дебитов при РРГ. Труды ВНИИ, вып. 9, Гостоптехиздат, 1960.

15. Дегтярев Н.М. О состоянии и составе переходной зоны при вытеснении нефти газом высокого давления. Труды ГРОЗНИИ, вып. 10. Гостоптехиздат 1961.

16. Добровольский Я.И., Скира Л.Я., Мирончук A.B., Городеева Л.П. перспективы нефтегазоносности Битковского района в свете новых представлений о геологическом строении глубинной складки. Труды УКРНИГРИ, вып. 7. Гостоптехиздат. 1963.

17. Доленко Г.Н. Геология нефти и газа Карпат. Изд. АН УССР , 1962.

18. Дунюшкин И.И. Разгазирование нефти, составы равновесных нефти и газа. М. МИНХ и ГП им. И. М. Губкина. 1982, 51 с.

19. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. М. МИНХ и ГП им. И. М. Губкина. 1982, 80 с

20. Желтов Ю.П., Розенберг М.Д. О фильтрации многокомпонентных смесей. НТС по добыче нефти ВНИИ, № 18, 1962.

21. Желтов Ю.П., Христианович С. А. О гидравлическом разрыве нефтяного пласта. Изд. АН СССР, ОТН №5,1955.

22. Забродин; ГЬИ. К вопросу о механизме процесса вытеснения при заводнении нефтяных залежей. НТС по добыче: нефти, ВНИИ, №7, 1959.

23. Забродин П.И., Кундин С.А., Курбанов Л.К. Исследование вытеснения нефти высоковязкой водой; Теория и практика добычи нефти. Ежегодник. Издательство Недра, 1966.

24. Зиновьева JI.A. Анализ вытеснения некоторых реальных свойств пластовой нефти на? процесс фильтрации! в условиях режима растворенного газа. Труды ВНИИ, вып. 6, Ростоптехиздат 1954.

25. Зиновьева JI.A. Методика гидродинамических расчетов' газового; фактора? нефтяных месторождений, эксплуатирующихся в условиях растворенного газа. Труды ВНИИ, вып. 7, Ростоптехиздат 1956.

26. Зиновьева JI.A. Приближенный метод расчета притока газированной нефти к скважинам с учетом реальных свойств пластовых нефтей. Труды ВНИИ, вып. 6, Ростоптехиздат, 1954.

27. Кристеа Н. Подземная гидравлика. Т.2, Гостоптехиздат,1962.

28. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П., Глоговский М.М. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений.

29. Г.Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Москва Ижевск, Институт компьютерных исследований. 2004, 424 с.

30. Лебедеа В.В., Спринц Э.А. Фильтрация и теплообмен в политермической системе. М. Недра. 1975

31. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М; «Недра»,2000, 516 стр.

32. Маскет М. Физические1 основы технологии добычи нефти. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 606 стр

33. Мирзаджанзаде А.Х., Багиров Ф.М., Степанова Г.С., Разамат М.С., Прикладная геохимия нефти и газа. Баку: Азерб. гос. изд-во,1985

34. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами/ М: «Нефть и газ», 1996, 190 с

35. Мищенко И.Т.,. Сагдиев Р.Ф. Установление режима эксплуатации добывающей скважины при забойном давлении ниже давления насыщения/ М: «Нефтяное хозяйство», 2003, №4, с. 104-106

36. Мищенко И.Т., Назарова Л.Н., Нечаева Е.В. О возможности перераспределения запасов нефти в процессе разработки месторождения на режиме растворенного газа // Нефть, газ и бизнес. — 2008.- 12.-С.72-76.

37. Молчанова А.Г., Назарова Л.Н. Основы нефтегазового дела. Под редакцией проф. И.Т. Мищенко. М. ГАНГ, 1998, 78 с.

38. Нечаева Е.В. Использование параметра соотношение подвижностей нефть вода при исследовании условий движения нефти //Газовая промышленность. — 2009. -11.-С. 41-42.113

39. Пирсон Д.С. Учение о нефтяном пласте. 1961.

40. Розенберг М.Д. и др. Фильтрация газированной жидкости и других многокомпонентных смесей в нефтяных пластах. / М; Недра, 1969, 277с.

41. Розенберг М.Д. О неустановившейся фильтрации газированной жидкости в пористой среде. Изв. АН СССР, ОТН, № 10, 1952.

42. Розенберг М.Д. О радиальном вытеснении газированной нефти водой. ДАН СССР, т.112, №4, 1957

43. Розенберг М.Д., Кундин С.А., Курбанов А.К., Суворов Н.И., Шовкринский Г.Ю. Фильтрация газированной жидкости и других многокомпонентных смесей в нефтяных пластах. М. «Недра». 1969, 456 с.

44. Степанова Г.С. Газовые и- водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. М. «Газойл пресс». 2006. 199с.

45. Степанова Г.С. Изменение реологических свойств нефти в условиях предфазовых переходов. / Газовая промышленность. 1989, №4.

46. Степанова Г.С. Механизм вытеснения нефти газом. / Газовая промышленность. 2001, №11.

47. Стрижов И.Н., Кочкин С.Е., Михайлов А.И. Влияние деформации продуктивных пластов на показатели их разработки при режиме растворенного газа/ М: «Нефтяное Хозяйство» №4, 2004, с. 52-54.

48. Стрижов И.Н., Пятибратов П.В., Михайлов А.И., Нечаева Е.В. Фазовые проницаемости, используемые • при расчете дебитов скважин, эксплуатируемых с забойными давлениями ниже давления насыщения //Нефтяное хозяйство. 2006. -11. — С. 80 — 81.

49. Сургучев M.JL, Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М., Недра, 1984.

50. Усачев В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлении ниже давления насыщения. М.: Недра, 1967

51. Царевич К.А., Приближенный способ расчета притока нефти и газа к скважинам при режиме растворенного газа. Труды МНИ, вып. 5, Гостоптехиздат, 1947.

52. Чарный И.А. Основы подземной гидромеханики. Гостоптехиздат. 1956.

53. Юстер С.П., Калун Д.С., Расслоение пород при флудинге ЦИМТ нефть. Гостоптехиздат, 1947.

54. Arnold C.W., Stone H.L., Luffel D.L. Displacement of oil by Rich-Gas Banks. J. Petrol, Technol, vol 12, № 12, 1959

55. Blackwell K.L. Factors Influencing the Efficiency of Miscible Displacement. J. Petrol, Technol № 1, 1959.

56. Carr N.L. Kobayashi R., Burrows D.B. Viscosity of Hydrocarbon Gases Under Pressure. Trans AIME vol 201, 1954

57. Guerrero E.T. What energy sources cause the primary drive. Petroleo interamerican, vol.22, № 2, 1964.

58. HalLH.N. How to Analyze Waterflood Injection Well Performance, World Oil (Oct 1963) 128- 130.

59. Kazemi Hossein, Merrill L.S. and Jargon J.R. Problems in Interpretation of Pressure Fall Off Tests in Reservoirs With and Without Fluid Banks; J. Pet. Tech. (Sept. 1972) 1147- 1156.

60. Merrill L.S. Jr., Kazemi Hossein and Gogarty W. Barney Pressure Falloff Analysis in Reservoirs With Fluid Banks, J. Pet. Tech. (July 1974) 809 -818; Trans., AIME, 257.

61. Muskat M.:The production Histories of Oil Producing Gas-Drive Reservoirs, Journal of Applied Physics, 194568.0deh A.S. Flow Test Analysis for a Well With Radial Discontinuity, J.Pet.Tech (Feb. 1969) 207-210; Trans. AIEME, 246.