Неизотермическая фильтрация двухфазной жидкости в трещиновато-пористых средах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.04.14, кандидат наук Пятков Александр Александрович

• Пятков Александр Александрович
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Пятков Александр Александрович

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ДВУХФАЗНОЙ ЖИДКОСТИ В ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫХ СРЕДАХ

Глава 2 МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ДВУХФАЗНОЙ ЖИДКОСТИ В ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫХ СРЕДАХ

2.1 Математическая модель

2.1.1 Допущения

2.1.2 Уравнения неизотермической фильтрации двухфазной жидкости в трещиновато-пористых средах

2.2 Численный метод решения системы уравнений неизотермической фильтрации двухфазной жидкости в трещиновато-пористых средах

2.2.1 Сеточная модель пласта

2.2.2 Моделирование скважин в сеточной модели пласта

2.3 Тестовые расчеты

Глава 3 РЕЗУЛЬТАТЫ РЕШЕНИЯ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ ЗАДАЧ

3.1 Исследование влияния нестационарности режимов работы скважин на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в пористой среде с отдельными трещинами

3.2 Исследование влияния нестационарности режимов работы скважин (снижение темпа закачки) на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористый средах

3.3 Исследование влияния температуры закачиваемой воды на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористых средах

3.4 Моделирование прорыва горячей воды к добывающей скважине

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Неизотермическая фильтрация двухфазной жидкости в трещиновато-пористых средах»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. В настоящее время происходит истощение легкодоступных запасов углеводородов. Данная проблема актуальна не только для России, но и для других стран. Поэтому в разработку все больше вовлекаются трудноизвлекаемые запасы, характеризующиеся сложной структурой пласта или высокой вязкостью нефти. Сложнопостроенными являются, в частности, пласты с наличием трещин различного масштаба. Месторождения с данным типом коллектора составляют значительное количество разведанных запасов углеводородов (Nelson, 2001).

Трещины имеют высокую проводимость, и, поэтому, оказывают существенное влияние на процесс добычи углеводородов. В (Firoozabadi, 2000) и (Allan, et al., 2003) на основе данных c пятидесяти месторождений отмечается, что коэффициент извлечения нефти (КИН) для трещиноватых пластов находится в интервале от 10% до 70%. Запасы тяжелой нефти и битумов составляют около 70% от общих запасов нефти (Schlumberger, 2006). Коэффициенты извлечения нефти для данных месторождений имеют очень низкие значения. Это связано с большой разницей в подвижностях вытесняющего и вытесняемого агентов (Муслимов, 2002). Для эффективной разработки месторождений с высоковязкой нефтью применяются различные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), такие как нестационарное заводнение, закачка теплоносителя в пласт и др. Данные методы показали свою эффективность в условиях однородных пористых или трещиноватых коллекторов. Однако вопрос об эффективности применения тепловых методов и нестационарного заводнения в коллекторах с развитой сетью мелких трещин или с наличием протяженных уединенных трещин остается слабо изученным (Владимиров, и др., 2013).

Исследование сложных процессов тепломассопереноса, возникающих при разработке трещиновато-пористых коллекторов с применением

термических методов увеличения нефтеотдачи, возможно только на основе численного эксперимента. Прямой учет трещин в численной модели приводит к большим сложностям, связанным с необходимостью локального измельчения ячеек в зоне трещины и, как следствие, использования небольших временных шагов. Поэтому для учета разномасштабных трещин необходимо применять соответствующие модели, такие как модель двойной пористости и двойной проницаемости и дискретная модель трещин. В связи с этим моделирование тепломассопереноса смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористых пластах является актуальным.

Целью диссертационной работы является исследование влияния нестационарности режимов работы скважин и температуры закачиваемой воды на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористых средах.

Основные задачи, решаемые в диссертации:

• Развитие физико-математической модели неизотермической фильтрации двухфазной жидкости в трещиновато-пористых средах путем учета зависимости проницаемости трещин различного масштаба от давления.

• Исследование влияния нестационарности режимов работы скважин на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористых средах с учетом зависимости проницаемости трещин от давления.

• Исследование влияния нестационарности режимов работы скважин на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористых средах. Оценка влияния параметров трещин и их взаимного расположения относительно скважин на исследуемый процесс.

• Исследование влияния температуры закачиваемой воды на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-

пористых средах. Оценка влияния параметров трещин и их взаимного расположения относительно скважин на исследуемый процесс.

• Моделирование прорыва горячей воды к добывающей скважине Предметом исследования является природная система: нефтяной

пласт - трещины различного масштаба.

Методы исследования. Для решения поставленных задач использовались методы математического моделирования, такие как: математическая формулировка задач тепломассопереноса, построение численных алгоритмов, программная реализация алгоритмов, проведение численных экспериментов и анализ полученных результатов.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности Тема диссертационной работы соответствует формуле специальности 01.04.14 - «теплофизика и теоретическая теплотехника» по физико-математическим наукам, так как диссертация посвящена численному моделированию теплофизических процессов (переноса тепла и массы) в природе - изучены процессы тепломассопереноса в природной системе: нефтяной пласт - трещины различного масштаба. На защиту выносятся

• Усовершенствованная физико-математическая модель неизотермической фильтрации двухфазной жидкости в трещиновато-пористых средах, учитывающая зависимость проницаемости трещин от давления.

• Результаты исследования влияния нестационарности режимов работы скважин на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористых средах.

• Результаты исследования влияния температуры закачиваемой воды на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористых средах.

Научная новизна

• Предложена усовершенствованная физико-математическая модель неизотермической фильтрации двухфазной жидкости в трещиновато-пористых средах, учитывающая зависимость проницаемости трещин различного масштаба от давления.

• На основе модели дискретных трещин с учетом зависимости проницаемости трещин от давления выполнено исследование влияния нестационарности режимов работы скважин на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористых средах.

• На основе модели дискретных трещин выполнено исследование влияния температуры закачиваемой воды на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористых средах.

• Исследованы условия быстрого прорыва горячей воды от нагнетательной скважины к добывающей скважине в пористой среде с одиночной трещиной.

Практическая значимость работы заключается в том, что ее результаты могут быть использованы при моделировании и проектировании нефтяных месторождений, а также при создании соответствующих программных продуктов.

Обоснованность и достоверность результатов, представленных в диссертационной работе, определяется использованием законов сохранения, применением современных методов численного моделирования, решением тестовых задач, имеющих известные аналитические решения, а также сравнением результатов моделирования с коммерческим программным пакетом. Полученные результаты согласуются и промысловыми исследованиями.

Личный вклад автора заключается в проведении расчётов, участии в разработке программного кода и его тестировании, участии в постановке

задач и обсуждении полученных результатов, анализе литературных источников.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на 57-й научной конференции МФТИ с международным участием, посвящённой 120-летию со дня рождения П.Л. Капицы (Москва, 2014), конференции компании «ЮНИ-КОНКОРД» «Проблемы разработки нефтяных месторождений в условиях сильных пластовых и флюидальных неоднородностей» (Тюмень, 2015), XI Всероссийском съезде по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механике (Казань, 2015), Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири», посвященной 90-летию со дня рождения А.Н. Косухина (Тюмень, 2015), Международном молодежном научном форуме «Ломоносов» (Москва, 2016), 3-м Всероссийском научном форуме «Наука будущего - наука молодых» (Нижний Новгород, 2017), ХХ Международной научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2018» (Геленджик, 2018).

Основные результаты работы докладывались автором на семинарах Тюменского филиала Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН под руководством д.ф.-м.н., профессора А.А. Губайдуллина, Физико-технического института Тюменского государственного университета под руководством д.т.н. А.А. Вакулина.

Публикации. Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 1 3 печатных работах, в том числе в 2 статьях, входящих в перечень ВАК, и 3 публикациях в изданиях, входящих в международные базы данных (SCOPUS).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы. Общий объем работы составляет 114 страниц, включает 81 рисунок. Список литературы содержит 115 наименований.

Благодарности. Автор выражает глубочайшую благодарность за неоценимую всестороннюю помощь в работе, обсуждение результатов и поддержку при написании диссертации научному руководителю - д.ф.-м.н., профессору С.П. Родионову и к.ф.-м.н., старшему научному сотруднику ИТПМ СО РАН В.П. Косякову.

ГЛАВА 1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ДВУХФАЗНОЙ ЖИДКОСТИ В ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫХ СРЕДАХ

В (Nelson, 2001) Нельсон выделяет четыре типа трещиновато-пористых пластов. Первый тип - пласты, в которых трещины обеспечивают основные фильтрационные и емкостные свойства: пористость и проницаемость. Для второго типа характерна основная трещинная проводимость, но при этом поровая матрица вносит основной вклад в пористость. Третий тип пластов -пласты, в которых проводимыми являются как трещины, так и поры. При этом проницаемость поровой матрицы достаточно высока. Четвертый тип -пласты, в которых трещины заполнены минералами и являются непроводящими, формируя барьеры для потоков жидкости. Согласно разным точкам зрения, можно дать различные определения трещин, но со строго геомеханической точки зрения трещина представляет собой поверхность, по которой произошло нарушение сплошности или потеря сцепления материала (Голф-Рахт, 1986). Трещины можно разделить на микро- и макротрещины. Раскрытие микротрещин составляет примерно от 1 до 100 мкм., в то время как раскрытие макротрещин составляет 1 мм. и больше. Микротрещины оказывают существенное влияние на процесс разработки месторождения в том случае, когда они представляют собой развитую связанную сеть. Макротрещины обычно имеют значительную протяженность в масштабах разрабатываемого пласта и оказывают существенное влияние на процесс фильтрации жидкости в пласте.

Анализ моделей трещиновато-пористых сред

Для описания систем трещин в пласте используются следующие модели: модель двойной пористости и двойной проницаемости и дискретная модель трещин. Выбор конкретной модели зависит от степени раскрытия

трещин, их развитости и протяженности. Так, для сети мелких пересекающихся трещин используется модель двойной пористости и двойной проницаемости, а для уединенных протяженных трещин используется дискретная модель трещин.

Наиболее распространенной моделью для описания трещиноватых

систем является модель двойной пористости и двойной проницаемости.

Впервые модель двойной пористости и двойной проницаемости была

предложена в работах (Баренблатт, и др., 1960), (Warren, et al., 1963). В

дальнейшем данная модель была развита в работах (Blaskovich, et al., 1983),

(Hill, et al., 1985). Трещиновато-пористая среда в данной модели

представляется в виде двух сообщающихся между собой континуумов.

Потоки жидкости в обоих континуумах являются независимыми. Однако

существует возможность задания обмена жидкостью между ними. Данная

модель обладает рядом ограничений: система трещин должна быть хорошо

развита и связанна между собой, характерные размеры трещин должны быть

много меньше характерных размеров расчетных блоков. Это обстоятельство

устанавливает границы применимости данной модели - некорректность

использования для моделирования уединенных протяженных трещин.

Частным случаем модели двойной пористости и двойной проницаемости

является модель двойной пористости. В модели двойной пористости каждый

из континуумов содержит в себе жидкости, но проводящим является только

один из них. Модель двойной пористости хорошо подходит для

моделирования фильтрации жидкости в карбонатных коллекторах. В

карбонатных коллекторах жидкость переносится по системе мелких трещин.

Таким образом, модель двойной проницаемости для моделирования

фильтрации жидкости в карбонатном коллекторе будет выглядеть

следующим образом: проницаемым является только один континуум

(трещины), второй континуум (поры) является непроницаемым, в то же

самое время возможен обмен жидкостью между ними. Подробно модель

двойной пористости и двойной проницаемости рассмотрена в (Баренблатт, и

11

др., 1960), (Желтов, 1986), (Uleberg, et al., 1996). В (Томин, 2011) модель двойной пористости и двойной проницаемости подвергается критике из-за ограниченной области применения последней. Автор предлагает использовать модель одинарной среды с модифицированными функциями фазовых проницаемостей. Разработанная в результате методика построения эффективных функций относительных фазовых проницаемостей справедлива как при малых, так и при высоких скоростях фильтрации. Выводы, приведенные в (Томин, 2011), справедливы лишь при попытках описания уединенных протяженных трещин с помощью модели двойной пористости и двойной проницаемости.

Как правило, распределение трещин в модели двойной пористости и двойной проницаемости представляется идеализированно, а оценка параметров системы трещин редко рассматривается в полном объеме. Данная проблема была рассмотрена в (Cacas, et al., 1990), (Bourbiaux, et al., 1998), (Bourbiaux, et al., 2002). В данных работах были предложены подходы для связи геологической модели трещиноватости с гидродинамической моделью. Например, в (Cacas, et al., 1990) продемонстрирован подход определения параметров модели двойной пористости и двойной проницаемости, основанный на использовании статистических данный о геометрии трещин и данных трассерных исследований. Подобные подходы неплохо коррелируют с геологическими данными, однако приводят существенному усложнению модели из-за сложности сети трещиноватости.

Несмотря на ограниченную область применения, модель двойной пористости и двойной проницаемости широко используется в гидродинамических симуляторах в нефтяной промышленности.

В дискретной модели трещин каждая трещина в пласте моделируется явным образом с использованием структурированных или неструктурированных сеток. Данная модель распространена существенно меньше, чем модель двойной пористости и двойной проницаемости по

причине сложности расчетной сетки, получаемой в процессе ее построения.

12

В большинстве коммерческих продуктов данная модель отсутствует. Вместо нее уединенные протяженные трещины моделируются либо с помощью модели двойной пористости и двойной проницаемости, что не совсем верно, либо локальным измельчением расчетной сетки, что приводит к значительному увеличению расчетного времени и требованию к вычислительной мощности компьютера. С момента своего появления в 1970 году многие исследователи занимались развитием данной модели. В (Baca, et al., 1984) авторы, на основе метода конечных элементов, предложили двухмерную модель для описания однофазного потока в трещиноватых средах, а в работе (Juanes, et al., 2002) - уже трехмерную модель. В данных работах использовались прямоугольные декартовые расчетные сетки. В работах (Heinrich, 1987), (Heinemann, et al., 1989) использовались неструктурированные расчетные сетки и более сложные методы дискретизации. Метод конечных разностей, широко применяемый в таких моделях, как "black oil", композиционная, термическая, не применим в условиях неструктурированных расчетных сеток (Aziz, et al., 1979).

Существует два типа структурированных декартовых сеток, которые

обычно используются для гидродинамического моделирования: блочно-

центрированная сетка и сетка с распределенными узлами (Азиз, и др., 2004),

(Каневская, 2002). Наиболее распространенной является блочно-

центрированная сетка, так как ее реализация проще, чем реализация сетки с

распределенными узлами. Такие структурированные сетки не могут

эффективно представлять сложные геологические образования пласта, такие

как разломы, трещины, неровные границы. Для преодоления данных

трудностей были разработаны различные неструктурированные или гибкие

сетки (Heinrich, 1987). Такие сетки являются локально ортогональными и

известны как сетки Вороного. Основное свойство ячеек Вороного

заключается в том, что линия соединения между двумя узлами ортогональна

грани между ними. Данная сетка имеет тесную связь с триангуляцией

Делоне: при соединении ребрами точек, области ячеек Вороного которых

13

граничат друг с другом, получается граф, который является триангуляцией Делоне. В работе (Palagi, et al., 1992) автор применил данную сетку в гидродинамическом симуляторе на основе модели "black oil" и продемонстрировал снижение ориентационного эффекта по сравнению со структурированной сеткой. Аналогичный вывод был получен в работе (Chong, et al., 2007). Также сетка Вороного была применена для моделирования горизонтальных скважин (Economides, et al., 1991). Минусом сетки Вороного является сложность получаемой матрицы коэффициентов. Для несимметричной матрицы коэффициентов необходимо использовать более эффективные методы решения систем линейных алгебраических уравнений.

Методы увеличения нефтеотдачи

Для повышения экономической эффективности разработки месторождений и снижения капитальных вложений процесс разработки принято разделять на три основных этапа. На первом этапе для добычи углеводородов используется естественная энергия пласта (упругая энергия, потенциальная энергия гравитационных сил, энергия растворенного газа). На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления (ППД), путем закачки в пласт воды или газа. На третьем этапе для повышения эффективности разработки применяются различные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Из-за возрастающего в последние годы интереса к МУН необходимо проводить исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений с трудно извлекаемыми запасами нефти.

Существующие на сегодняшний день МУН в основном характеризуются направленным эффектом и воздействуют на одну - две причины, влияющие на состояние остаточных запасов. Основные МУН

можно разделить на 3 категории: химические методы, методы закачки газа и тепловые методы.

Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Основными объектами применения являются слабопроницаемые карбонатные коллектора с низкой вязкостью нефти. Химические МУН, включающие в себя закачку полимеров и поверхностно-активных веществ (ПАВ) (Zanganeh, et al., 2013), (Eskandari, et al., 2009), как правило, требуют больших объемов закачки активных веществ в пласт для достижения положительного эффекта. Данные МУН направлены на снижение подвижности закачиваемой жидкости (полимеры) и снижение межфазного натяжения (ПАВ) (Raney, et al., 2012). К данной группе также можно отнести и амфифильные эмульгаторы, которые, благодаря возможности образовывать гидрофильную пленку вокруг капельки нефти, положительно влияют на процесс извлечения нефти (Eskandari, 2006), (Nguyen, et al., 2012). В последние годы доля нефти, добытая с применением химических МУН, сильно возросла. Например, в Китае наблюдался почти 10 кратный рост объема нефти, добытой подобными способами (Han, et al., 1999).

В методах закачки газа, в основном, используются углекислый газ и азот. Данный метод применим как для карбонатных, так и для терригенных коллекторов. Он заключаются в следующем: закачанный в пласт газ повышает давление и, таким образом, увеличивает поток сложно извлекаемой нефти (Flanigan, 1995). Также закачка растворенного в жидкости углекислого газа снижает вязкость пластовой нефти. Основными преимуществами данной группы методов являются: использование недорогого агента - воздуха, использование природной энергетики пласта -повышенной пластовой температуры для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования

высокоэффективного вытесняющего агента.

15

Тепловые МУН - это методы увеличения притока нефти и повышения продуктивности скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в пласте и призабойной зоне. Применяются в основном при разработке месторождений с высоковязкими парафинистыми и смолистыми нефтями. К ним относятся (Sarathi, 1999), (Амелин, 1980), (Тер-Саркисов, 2005), (Бурже, и др., 1988):

• Непрерывная закачка пара или вытеснение паром;

• Циклическое нагнетание пара;

• Циклическое воздействие паром на пласт (CSS);

• Нагнетание горячей воды;

• Гравитационный режим закачки пара (SAGD);

• Прогрев затрубного пространства паром (HASD);

• Периодическая закачка пара в горизонтальные скважины;

• Попеременная закачка воды и пара (WASP);

• Экстракция растворителем в паровой фазе (VAPEX);

• Закачка воздуха и внутрипластовое горение (для вязких нефтей);

• Закачка воздуха и низкотемпературное окисление нефти (ТГВ или HPAI);

• Внутрипластовое горение в присутствии воды (Wet In-Situ Combustion);

• Внутрипластовое горение при закачке воздуха в вертикальную скважину и добыче из горизонтальной (THAI - Toe-to-Heel Air Injection);

Другие технологии, в том числе экспериментальные, например микроволновый нагрев.

Выбор конкретного метода определяется совокупностью различных геолого-физических характеристик разрабатываемых объектов и экономическими условиями разработки (Thomas, 2008), (Антониади, и др., 2000), (Малофеев, и др., 2008). Целью любого из представленных тепловых

МУН является повышение температуры пласта и жидкости в нем. Из-за повышения внутрипластовой температуры происходит снижение вязкости нефти. Это приводит к уменьшению разницы в подвижностях воды и нефти, и, как следствие, к интенсификации фильтрационных потоков и увеличению коэффициента извлечения нефти. Метод внутрипластового горения является одним из наиболее сложных по своему механизму, условиям реализации, моделированию и прогнозу возможной эффективности. Суть данного метода заключается в образовании и перемещении по пласту высокотемпературной зоны небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью, содержащейся в пласте нефти, и кислородом, нагнетаемого в пласт воздуха (Donaldson, et al., 1985). Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций. В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти.

Более широкое распространение получили методы закачки горячей

воды и пара в пласт. Наиболее эффективным тепловым МУН является метод

закачки пара в пласт. Водяной пар нагнетается с поверхности в пласты с

низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные

паронагнетательные скважины. Пар обладает большой теплоемкостью,

благодаря чему вносит в пласт значительное количество тепловой энергии,

которая расходуется на нагрев пласта, снижение вязкости и расширение

нефти, воды и газа. Полевые испытания показали, что закачка пара позволяет

существенно увеличить коэффициент извлечения нефти в трещиновато-

пористых коллекторах с низкими значениями проницаемости поровой

матрицы (Kumar, et al., 1995), (Kovscek, et al., 1997). Однако остается не

17

изученным вопрос об отличии основных механизмов увеличения нефтеотдачи трещиновато-пористых коллекторов от обычных изотропных коллекторов. Для того чтобы закачка пара была эффективной, необходимо закачивать его в больших количествах и с большими скоростями. Большая часть исследований была проведена для изотропных коллекторов с простой геометрией. В работах (Baker, 1973), (Myhill, et al., 1978) было показано, что эффективность закачки пара монотонно увеличивается с увеличением скорости впрыска. Однако позже, на основе лабораторной модели, в работе (Ma, et al., 1984) авторы пришли к выводу, что существует некая оптимальная скорость впрыска пара. Данные выводы были подтверждены в работе (Bursell, et al., 1975). В (Farouq Ali, et al., 1979) уже на основе полевых испытаний авторы также пришли к выводу о наличии некой оптимальной скорости закачки пара. Результаты некоторых исследований (Dreher, et al., 1986), (Souraki, et al., 2011) показывают, что существует некоторая оптимальная скорость закачки пара для конкретного пласта и размеров блоков расчетной сетки. Лабораторные исследования (Doscher, et al., 1979), (Shen, 1988) показали, что добыча нефти возрастает с увеличением качества пара. Авторы работы (Gomaa, et al., 1977) на основе численного эксперимента пришли к аналогичному результату - качество пара должно быть максимально высоким для достижения наилучшей нефтеотдачи пласта. В (Chu, 1990) автор показал, что пар, с высоким значением качества, лучше подходит для пластов с малой мощностью продуктивного слоя, в то время как низкокачественный пар, напротив, - для пластов с большой мощностью продуктивного слоя. В ходе исследований (Moughamian, 1982) автор обнаружил прямую зависимость количества извлекаемой нефти от качества закачиваемого пара. Однако, в некоторых случаях, результат был обратный, что противоречило предыдущим исследованиям. Данные противоречия были объяснены влиянием геометрии рассмотренных пластов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Пятков Александр Александрович, 2019 год

/ Ф

У у

/ *

/ - КИН (ур-е Дарси) — — КИН (ур-е Форхгеймера)

/

1 1

I

1

-15 6 7 Время .г од.

10

Рис.29. Обводненность для коллектора проницаемостью 10 мД.

0,3 07 0,6 0:3 ' 0,4 о:з 0,2 0,1 о

— — *" "

*

_ ЕИН (ур-е Дарси) — — ЕИН (ур-е Форхгеймера) —

0 5 1 1,5 2

Прокачанный поронын объем,ед.

2_5

Рис.30. КИН для коллектора проницаемостью 10 мД.

Из рис. 25-30 видно, что значения КИН и обводненности, полученные с использованием уравнения Дарси и уравнения Форхгеймера значительно различаются. Следовательно, при проницаемостях коллектора (трещин) выше значений 10 мД. для расчетов нужно использовать уравнение фильтрации Форхгеймера.

Таким образом, в результате численного эксперимента были получены результаты, полностью согласованные с теорией. Это означает, что уравнение фильтрации Форхгеймера необходимо использовать для

моделирования потока жидкости в трещиноватой среде, так как ее проницаемость значительно выше проницаемости поровой среды. В то же самое время в поровой среде допустимо использовать уравнение фильтрации Дарси.

Выводы

Результаты численных расчетов хорошо совпадают как с результатами аналитических решений, так и с результатами расчетов коммерческого симулятора "tNavigator". Небольшие различия в результатах объясняются использованием различных расчетных сеток - в "tNavigator" используется прямоугольная блочно-центрированная расчетная сетка, а в численных расчетах используется неструктурированная расчетная сетка. Также результаты численных расчетов хорошо совпадают с результатами, приведенными в (КаптьБагё, et а1., 2004). Проведение тестовых расчетов позволило убедиться в корректности получаемых результатов.

ГЛАВА 3 РЕЗУЛЬТАТЫ РЕШЕНИЯ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ ЗАДАЧ

3.1 Исследование влияния нестационарности режимов работы скважин на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в пористой

среде с отдельными трещинами

Эксперименты по вытеснению высоковязкой нефти из трещиновато-пористого коллектора с различной ориентацией трещины (БагеапеЬ, et а1., 2010) показали возрастание КИН при увеличении угла ориентации трещины от 00 до 900 относительно главного направления потока жидкости. Таким образом, изменение направления потока, то есть нестационарное заводнение, может привести к повышению нефтеотдачи. Постановка задачи

Для исследования влияния нестационарности режимов работы скважин на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в пористой среде с отдельными трещинами был проведен ряд численных экспериментов. На рис. 31 приведены синтетические модели пласта с различными вариантами положения трещин под углом 00 относительно главного направления потока жидкости. На рис. 32 приведены синтетические модели пласта с различными вариантами положения трещин под углом 450 относительно главного направления потока жидкости. Базовый вариант (без трещин) используется для сравнения. Под главным направлением потока жидкости понимается прямая линия, связывающая нагнетательную и добывающую скважины, отмеченные черным цветом. Нестационарное заводнение осуществлялось путем отключения нагнетательной и добывающей скважин, выделенных черным цветом и одновременного включения нагнетательной и добывающей скважин, выделенных красным цветом.

а б в

Рис. 31. Различные варианты положения трещин в расчетной области при ориентации трещины О0 относительно главного направления потока жидкости: а, б, в - №№1-3 соответственно

а б в

Рис. 32. Различные варианты положения трещин в расчетной области при ориентации трещины 450 относительно главного направления потока жидкости: а, б, в - №№4-6 соответственно

Нагнетательные скважины обозначены символом ▼, добывающие

скважины обозначены символом •. Для расчетов использовались следующие

значения параметров пласта и флюидов: размеры пласта - 500*500x10 м.; пористость - 0,3; начальная/остаточная водонасыщенность - 0,2; остаточная нефтенасыщенность - 0,2; проницаемость пор -

10 мД.; начальная

проницаемость трещин - 103, 104 мД.; начальное пластовое давление - 50 атм.; отношение вязкостей вода/нефть - 1/100; забойное давление (добывающая скважина) - 20 атм.; забойное давление (нагнетательная скважина) - 100 атм.; начальная температура пласта -

300С; температура

закачиваемой воды - 300С; сжимаемости воды, нефти и пористой среды

равны соответственно 5-10-5, 5-10-4 и 3-10-5 1/атм. Виды относительныех

59

фазовых проницаемостей в области поровой среды представлены на рис. 33 а, в области трещин на рис. 33б.

О 0,2 0,4 0,6 0,8 1 0 (у С,4 С,5 0,В 1

Во.донасышеннос1ь, д.ед. Еодшашщышит^дд.

а б

Рис. 33. Виды относительных фазовых проницаемостей: а - поры, б - трещины

Для моделирования нестационарного заводнения были выбраны следующие режимы работы скважин. Половину времени разработки (50 лет) работали скважины, выделенные черным цветом. Далее скважины работали в следующих режимах: скважины, выделенные черным цветов выключались и до конца периода разработки (100 лет) работали только скважины, выделенные красным цветом; скважины, выделенные черным цветом, и скважины, выделенные красным цветом, попеременно включались и выключались с периодом 1 год; скважины, выделенные черным цветом, и скважины, выделенные красным цветом, попеременно включались и выключались с периодом 6 месяцев; скважины, выделенные черным цветом, и скважины, выделенные красным цветом, попеременно включались и выключались с периодом 1 месяц. Кроме вариантов с нестационарным заводнением для каждого типа пласта были проведены расчеты со стационарным заводнением. Результаты исследования

На рис. 34 приведены зависимости КИН от времени для моделей пласта №№1-6 для случая стационарного заводнения (проницаемость трещин - 10

мД). На рис. 35 приведены зависимости КИН от прокачанного порового объема для моделей пласта №№1-6 для случая стационарного заводнения (проницаемость трещин -

103 мД).

Рис. 34. Зависимости КИН от времени для моделей пласта №№1-6 и пласта без трещин

3

для случая стационарного заводнения (проницаемость трещин - 10 мД.)

Рис. 35. Зависимости КИН от прокачанного порового объема для моделей пласта №№1-6 и пласта без трещин для случа\ стационарного заводнения (проницаемость трещин - 10

мД.)

Из рис. 34, 35 видно, что наиболее существенное влияние на процесс извлечения нефти трещины оказывают, в случае их ориентации вдоль

направления потока жидкости. Наибольшее отличие от базового варианта (модель пласта без трещин) показывает вариант №1 (модель пласта с протяженной трещиной под углом 00 относительно главного направления потока жидкости).

На рис. 36 приведены зависимости КИН от обводненности для моделей пласта №№1-6 для случая стационарного заводнения (проницаемость трещин - 103 мД).

0.7

0.6

0.5

0.4

тГ

0 3

0.2

0.1

О

-КИН(без трещины)

-КИН(Ме1)

-КИН (№2) у

-КИН(МеЗ)

--КИН(Н:г4)

- -КИН(Ней) и/Г*'

--КИН(М?6)

— —• "" * X

г—- > ^^ 1

о

0,2 0.4 0.6 0.8

Об водне н ность, д. ед.

Рис. 36. Зависимости КИН от обводненности для моделей пласта №№1-6 и пласта без трещин для случая стационарного заводнения (проницаемость трещин - 10 мД)

Из рис. 36 видно, что характеристики вытеснения в среде с одной трещиной и в среде с двойной пористостью-проницаемостью имеют похожее поведение.

На рис. 37 представлены интегральные графики отношения КИН (нестационарное заводнение) к КИН (стационарное заводнение) в моменты времени, соответствующие достижению предельной обводненности добываемой жидкости для проницаемостей трещин 10 мД.

Рис. 37. Отношение значений КИН (нестационарное заводнение) к КИН (стационарное заводнение) в моменты времени, соответствующие достижению предельной обводненности добываемой жидкости 0.97. Проницаемость трещин равна 103 мД.

На рис. 38 представлены интегральные графики отношения КИН (нестационарное заводнение) к КИН (стационарное заводнение) в моменты времени, соответствующие достижению предельной обводненности добываемой жидкости для проницаемостей трещин 104 мД.

Рис. 38. Отношение значений КИН (нестационарное заводнение) к КИН (стационарное заводнение) в моменты времени, соответствующие достижению предельной обводненности добываемой жидкости 0.97. Проницаемость трещин равна 104 мД.

Наибольший эффект от нестационарного заводнения наблюдается для

модели пласта №1 с проницаемостью трещины 104 мД., в то время как

63

наименьший - для базового варианта (без трещин). Также заметное влияние нестационарного заводнения наблюдается для модели пласта №3. Для остальных рассмотренных моделей эффект от нестационарного заводнения слабо отличается от эффекта, оказываемого на пласт без трещин.

Полученные результаты можно объяснить, анализируя поля нефтенасыщенности, представленные на рис. 39-44. На рис. 39 представлено поле нефтенасыщенности на конечный момент времени для модели пористого пласта без трещин для случая стационарного заводнения. На рис. 40 представлено поле нефтенасыщенности на конечный момент времени для модели пористого пласта без трещин для случая нестационарного заводнения (однократное переключение скважин в момент времени 50 лет).

Рис. 39. Поле нефтенасыщенности на конечный момент времени для модели пористого пласта без трещин для случая стационарного заводнения

Нагнетательная скважина обозначена символом ▼, добывающая скважина обозначена символом •.

Рис. 40. Поле нефтенасыщенности на конечный момент времени для модели пористого пласта без трещин для случая стационарного заводнения (однократное переключение скважин в момент времени 50 лет)

Нагнетательная скважина обозначена символом ▼, добывающая

скважина обозначена символом •. Из рис. 39, 40 видно, что, в процессе

вытеснения нефти водой из однородного пористого пласта застойные зоны нефти в пласте не образуются, вследствие чего применение нестационарного заводнения не может привести к существенному увеличению нефтеотдачи.

На рис. 41 представлено поле нефтенасыщенности на конечный момент времени для модели №1 (проницаемость трещин равна 104 мД) для случая стационарного заводнения. На рис. 42 представлено поле нефтенасыщенности на конечный момент времени для модели №1 (проницаемость трещин равна 104 мД) для случая нестационарного заводнения (однократное переключение скважин в момент времени 50 лет).

Рис. 41. Поле нефтенасыщенности на конечный момент времени для модели пласта №1 (проницаемость трещин равна 104 мД) для случая применения стационарного заводнения

Нагнетательная скважина обозначена символом ▼, добывающая скважина обозначена символом •.

Рис. 42. Поле нефтенасыщенности на конечный момент времени для модели пласта №1 (проницаемость трещин равна 104 мД) для случая нестационарного заводнения (однократное переключение скважин в момент времени 50 лет)

Нагнетательная скважина обозначена символом ▼, добывающая скважина обозначена символом •. Из рис. 41 видно, что в случае стационарного заводнения трещиновато-пористого пласта с уединенной

протяженной трещиной (модель №1) в пласте происходит образование застойных зон нефти. Из-за чего применение нестационарного заводнения приводит к существенному увеличению нефтеотдачи. Застойные зоны нефти вовлекаются в процесс разработки (см. рис. 42).

На рис. 43 представлено поле нефтенасыщенности на конечный момент времени для модели №4 (проницаемость трещин равна 104 мД) для случая стационарного заводнения. На рис. 44 представлено поле нефтенасыщенности на конечный момент времени для модели №4 (проницаемость трещин равна 104 мД) для случая нестационарного заводнения (однократное переключение скважин в момент времени 50 лет).

Рис. 43. Поле нефтенасыщенности на конечный момент времени для модели пласта №4 (проницаемость трещин равна 104 мД) для случая стационарного заводнения

Нагнетательная скважина обозначена символом ▼, добывающая скважина обозначена символом •.

Рис. 44. Поле нефтенасыщенности на конечный момент времени для модели пласта №4 (проницаемость трещин равна 104 мД) для случая нестационарного заводнения (однократное переключение скважин в момент времени 50 лет)

Нагнетательная скважина обозначена символом ▼, добывающая

скважина обозначена символом •. Из рис. 43, 44 видно, что трещина,

расположенная под углом 450 относительно главного направления потока жидкости слабо влияет на процесс извлечения нефти. Как и в случае пористого пласта без трещин, в пласте не образуются застойные зоны нефти (см. рис. 39, 40). Что объясняет слабый эффект от применения нестационарного заводнения в условиях данного коллектора. Выводы

В случае стационарного заводнения наличие трещин в пласте приводит к быстрому прорыву воды в добывающие скважины и, как следствие, к снижению коэффициента извлечения нефти. Значительное влияние на добычу нефти оказывает ориентация трещин относительно направления основного потока движения жидкости. Нефтеотдача принимает минимальное и максимальное значение при ориентации трещин соответственно параллельно и перпендикулярно относительно главного направления потока жидкости.

Нестационарное воздействие на трещиновато-пористый пласт в виде изменения направления фильтрационных потоков позволяет значительно увеличить добычу нефти. Эффективность применения нестационарного заводнения сильно зависит от проницаемости трещин и их ориентации относительно скважин. В обычном пористом пласте применение нестационарного действия не приводит к значительному увеличению нефтеотдачи. Наличие сильного эффекта от применения нестационарного заводнения может служить одним из признаков наличия трещин в пласте (Пятков, и др., 2018), (Яоёюпоу, е1 а1., 2018).

3.2 Исследование влияния нестационарности режимов работы скважин (снижение темпа закачки) на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористый средах

Одной из основных проблем при разработке трещиноватых месторождений является быстрый прорыв воды от нагнетательных скважин к добывающим. В значительной степени это происходит из-за высокой проводимости трещин в совокупности с существенной разницей вязкостей нефти и воды. Как следствие образуются слабо охваченные воздействием участки залежи (целики нефти, см. рис.45). Красный цвет на карте соответствует максимальной нефтенасыщенности, голубой - минимальной.

Рис.45. Модель трещиновато-пористого пласта (поле нефтенасыщенности)

Нагнетательная скважина обозначена символом ▼, добывающая скважина обозначена символом •. Для вовлечения слабо дренируемых зон предлагается использовать механизм, который основывается на зависимости проницаемости трещин от пластового давления. Кроме того, из практики известны случаи положительного, с точки зрения нефтеотдачи, эффекта от снижения темпа закачки воды.

Исследование влияния нестационарности режимов работы скважин (снижение темпа закачки) на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористый средах с использованием дискретной модели трещин

Постановка задачи

Для исследования влияния нестационарности режимов работы скважин (снижение темпа закачки воды) на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористых средах была выбрана У симметричного элемента пятиточечной схемы разработки. Дискретная трещина проходит через нагнетательную скважину (см. рис. 46). Красный

цвет на карте соответствует максимальной нефтенасыщенности, голубой -минимальной.

Рис. 46. Модель трещиновато-пористого пласта (поле нефтенасыщенности)

Нагнетательная скважина обозначена символом ▼, добывающая

скважина обозначена символом •. Зависимость проницаемости трещины от

пластового давления описывается формулой (11). Для расчетов использовались следующие значения параметров пласта, флюидов и режимов работы скважин: размеры пласта - 500x500x10 м.; пористость - 0,2; начальная/остаточная водонасыщенность - 0,2; остаточная нефтенасыщенность - 0,2; проницаемость пор -

10 мД.; начальная

проницаемость трещин - 106 мД.; начальное пластовое давление - 50 атм.; отношение вязкостей вода/нефть - 1/300; забойное давление (добывающая скважина) - 10 атм.; приемистость (нагнетательная скважина) - 120 м /сут.; параметр в/ принимал значения 0,1 и 0,01 1/атм.; начальная температура пласта - 300С; температура закачиваемой воды - 300С; сжимаемости воды, нефти и пористой среды равны соответственно 5-10-5, 5-10-4 и 3-10-5 1/атм. Виды ОФП приведены на рис. 47.

0,9

0,3

0,7

5 0,6

-"0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

---•вода —

-нефть

4 / /

*

\ ! Г /

0,2

0,4

0,6

0,3

Водонас ышенность. д

а

(Я-

Епдшашшшппъ. б

Рис. 47. Виды относительных фазовых проницаемостей: а - поры, б - трещины

В процессе исследования для каждого значения параметра в/ было проведено несколько серий расчетов: с постоянным темпом закачки воды (120 м /сут) и с переменным (переключение в первые 5, 20, 40 и 60 лет - 120

3 3 3

м /сут, далее - 80 м /сут. Вариант А1 - переключение с 120 м /сут до 80

3 3 3

м /сут на 10-м году и с 80 м /сут до 60 м /сут на 20-м. Вариант А2 - с 120

3 3 3 3

м /сут до 80 м /сут на 10-м году и с 80 м /сут до 60 м /сут на 40-м). Относительные фазовые проницаемости рассчитывались по формулам (3-4). На графиках, представленных ниже, приведены зависимости основных параметров разработки при в/ - 0,1 1/атм., так как демонстрируемый эффект проявляется наиболее ярко. Результаты исследования

Для оценки эффективности применения снижения темпа закачки воды на динамику добычи нефти были выполнены расчеты, представленные на рис. 48, где приведены значения КИН в моменты времени, соответствующие достижению 4, 6, и 8 прокачанных поровых объёмов пласта, а также значения КИН в моменты времени, соответствующие достижению обводнённости 0,97. С помощью представленных на рис. 48 численных расчетов можно оценить влияние на КИН момента времени, в который

произошло снижение темпа закачки воды, а также приёмистости нагнетательной скважины (на столбцах отмечен прирост КИН).

4 прок. пор. об. □ 6 прок. пор. об. □ 8 прок. пор. об. □ Обводнённость 0,97 д.ед.

0,6 0,5 0,4

<и ч

ж 0,3 Рн

в

ьг

0,2 0,1 0

0,037 0,030

лг; ** 0,064 0,063

4е" 0,083 4— 0,081

0,292 0,308

0,043

0,260

0,047

0,061

0,051

0,260

0,031

0,058

0,069

0,260

Ю,020

0,056

0,066

0,278

0,055

0,065

0,282

Базовый вар. 60 лет 40 лет 20 лет 5 лет Вар. А2 Вар. А1

Вариант расчёта (время переключения 120 =>80 и 120 =>80=>60)

Рис. 48. Значения и изменение КИН для различных вариантов времени снижения темпа закачки воды

Наилучшим вариантом разработки является вариант А1, подразумевающий быстрейшее снижение темпа закачки воды до значения 60 м /сут (по сравнению с другими рассмотренными вариантами).

На рис. 49 представлена зависимость значения текущего КИН от прокачанного порового объема. В качестве опорного значения чёрной пунктирной линией нанесена зависимость КИН для постоянной закачки 120 м3/сут (без ограничения по обводнённости добываемой продукции).

Рис. 49. Зависимость КИН от прокачанного порового объема для в/- 0,1 1/атм.

Видно, что после снижения темпа закачки происходит "излом" линии, то есть зависимость КИН от прокачанного порового объёма становится более "крутой". Это отражает увеличение эффективности процесса разработки: на каждый закачанный кубометр воды мы получим большее количество добытой нефти. При эксплуатации месторождения до момента достижения обводнённости 97% КИН увеличивается на 14-15%. На рис. 50 представлена зависимость обводнённости от времени для всех вариантов расчетов.

0.98-

0,96 0.94-

5 0.92-

Ё 0.9 □

I

¥ 0.88ч

3

§ 0.86

0.84 0820.8

; 1 ; 1

- 120=?80 мЗЛуг, 5 лет (обв. 0.97) 120=>80 мЗ/сут, 20 лет (обв. 0 97)

г 120=>80 мЗйут, 40 лет (обв. 0.97) 120=>80 мЗ/оут 60 лет (обв. 0.97)

120 мЗ/сут (обв. 0.97) моменты переключений

50

100

Период.год.

Рис. 50. Зависимость обводненности от времени для в/ - 0,1 1/атм.

Видно, что снижение темпа закачки воды до значения 80 м /сут. приводит к снижению обводнённости добываемой жидкости на ~2%.

На рис. 51 представлено поле нефтенасыщенности для варианта А1 на конечный момент времени. Красный цвет на карте соответствует максимальной нефтенасыщенности, голубой - минимальной.

Рис. 51. Поле нефтенасыщенности для варианта А1 на конечный момент времени

Нагнетательная скважина обозначена символом ▼, добывающая

скважина обозначена символом •. Видно, что снижение темпа закачки воды

приводит к существенному уменьшению застойных зон нефти (см. рис. 46), и, следовательно, к увеличению нефтеотдачи. Однако для оценки общей эффективности снижения темпа закачки воды необходимо использовать экономические критерии, так как с увеличением объёма добытой нефти возрастает "период разработки" пласта, то есть время, за которое достигается предельная обводненность добываемой жидкости. Выводы

На примере синтетической модели трещиновато-пористого пласта на основе модели дискретных трещин был продемонстрирован положительный эффект, с точки зрения нефтеизвлечения, от снижения темпа закачки воды (Родионов, и др., 2016). Установлено, что снижение темпа закачки позволяет

снизить обводнённость продукции и повысить конечный коэффициент извлечения нефти. Для оценки общей эффективности снижения темпа закачки необходимо использовать экономические критерии, так как с увеличением объёма добытой нефти возрастает период разработки.

Таким образом, исследование зависимости поведения трещин от пластового давления является актуальной задачей, так как в использовании этого механизма скрыт значительный потенциал повышения нефтеотдачи трещиновато-пористых пластов. Отличительной особенностью рассмотренного метода является его дешевизна и простота в реализации.

Исследование влияния нестационарности режимов работы скважин (снижение темпа закачки) на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористый средах с использованием модели двойной пористости и двойной проницаемости

Постановка задачи

Исследование проводилось на примере синтетической модели трещиновато-пористого пласта, разрабатываемого рядной схемой разработки. Ввиду использования модели двойной проницаемости и двойной проницаемости, считаем, что весь пласт покрыт связанной сетью мелких трещин. При пластовом давлении Р меньшем начального давления Р0 трещины смыкаются, и их проницаемость становится равной 0,1 от проницаемости пор. При пластовом давлении Р большем начального давления Р0 проницаемость трещин определяется по формуле (11). Параметры пласта, флюидов и режимов работы скважин принимали следующие значения: размеры пласта - 1000x1000x10 м.; пористость - 0,16; начальная/остаточная водонасыщенность - 0,2; остаточная нефтенасыщенность - 0,2; проницаемость пор -

103 мД.; начальная

проницаемость трещин - 106 мД.; начальное пластовое давление - 35 атм.;

отношение вязкостей вода/нефть - 1/300; забойное давление (добывающие скважины) - 30 атм.; забойное давление (нагнетательные скважины) - 40, 60 атм.; параметр в/ принимал значения 0,1 и 0,01 1/атм.; начальная температура пласта - 300С; температура закачиваемой воды - 300С; сжимаемости воды, нефти и пористой среды равны соответственно 5-10-5, 5-10-4 и 3-10-5 1/атм. Виды относительных фазовых проницаемостей приведены на рис. 47.

На рис. 52 представлена схема трещиновато-пористого пласта, разрабатываемого рядной схемой разработки.

Рис. 52. Схема трещиновато-пористого пласта, разрабатываемого рядной схемой разработки

Ряд нагнетательных скважин располагается слева и обозначен символом ▼, ряд добывающих скважин расположен справа и обозначен

символом •. Эпюры пластового давления, представленные на рис. 53, будут

использованы для пояснения полученных результатов.

-Начальное пластовое давление Р0 -Пластовое давление при Р»\|=60 атм. -Пластовое давление при Рт]=40 атм.

■ ■ 1 1

1 \ 1 '

Гч 1 I ■

I ; III ] [I

• ■ • •

О 100 200 300 400 500 600 700 300 900 1000

Расстояние, м.

Рис. 53. Эпюры пластового давления

Для первого варианта расчета (забойное давление нагнетательных скважин - 60 атм.) в пласте условно образуются 2 зоны. Первая зона (I) представляет собой область, в которой пластовое давление Р выше начального пластового давления Р0. Трещины раскрыты, и их проницаемость находится согласно формуле (11). В данной области фильтрация преимущественно осуществляется по трещинам. Вторая зона (II) - область, в которой пластовое давление меньше начального пластового, трещины сомкнуты. В данной области фильтрация осуществляется как по порам, так и по трещинам.

Для второго варианта расчёта через 200 сут. после начала разработки происходит смена режима (снижение забойного давления на нагнетательной скважине с 60 атм. до 40 атм.) профиль давления будет иметь вид, представленный на рис. 53 зелёной линией. Из рис. 53 видно, что после смена режима разработки, область II увеличилась, и дополнительная часть пористого коллектора (III) вовлеклась в разработку. Результаты исследования

На рис. 54 представлены коэффициенты извлечения нефти и обводнённость продукции для 2-х вариантов расчёта в зависимости от прокачанного порового объёма.

Рис. 54. Коэффициенты извлечения нефти и обводненности для 2-х вариантов расчёта

Красной кривой на рис. 54 обозначен коэффициент извлечения нефти, полученный без смены режима разработки (с постоянным забойным давлением на добывающих и нагнетательных скважинах). Синей кривой обозначен коэффициент извлечения нефти, полученный со сменой режима разработки (в процессе разработки забойное давление на добывающей скважине было снижено с 60 до 40 атм.). Фиолетовой кривой обозначена обводненность добывающих скважин, полученная без смены режима разработки. Зелёной кривой обозначена обводненность добывающих скважин, полученная со сменой режима разработки. Из рис. 54 видно, что, вариант разработки, предполагающий смену режима разработки, имеет конечный коэффициент извлечения нефти выше, чем вариант разработки с постоянным режимом разработки. Это объясняется тем, что после снижения забойного давления на ряду нагнетательных скважин в разработку вовлекается дополнительная часть пористого коллектора (область III), что способствует снижению обводненности на добывающих скважинах (зеленая и фиолетовая кривые на рис. 54). Выводы

На примере синтетической модели трещиновато-пористого пласта на основе модели двойной пористости и двойной проницаемости был

79

продемонстрирован положительный эффект от снижения темпа закачки воды (с точки зрения нефтеизвлечения). Установлено, что снижение темпа закачки позволяет снизить обводнённость продукции и повысить конечный коэффициент извлечения нефти. Результаты, полученные с использованием модели двойной пористости и двойной проницаемости, подтверждаются также на модели дискретных трещин (Косяков, и др., 2015).

3.3 Исследование влияния температуры закачиваемой воды на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-

пористых средах

Исследование влияния температуры закачиваемой воды и расположения трещин относительно скважин на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористых средах

Постановка задачи

Исследование проводилось с использованием синтетических моделей трещиновато-пористых пластов. Модель пласта без трещины представлена на рис. 55а, модели пласта с трещиной - на рис. 55б-е.

где

Рис. 55. Синтетические модели пласта: а - модель №1(без трещины), б - модель №2, в -модель №3, г - модель №4, д - модель №5, е - модель №6

Нагнетательная скважина обозначена символом ▼, добывающая

скважина обозначена символом •. Параметры пласта, флюидов и режимов

работы скважин принимали следующие значения: размер пласта -500x500x10 м.; пористость - 0,3; начальная водонасыщенность - 0,2;

2 5

проницаемость пор - 10 мД.; начальная проницаемость трещин - 10 мД.; начальное пластовое давление - 50 атм.; отношение вязкостей вода/нефть -1/100; забойное давление (добывающая скважина) - 20 атм.; забойное давление (нагнетательная скважина) - 300 атм.; начальная температура пласта - 300С; температура закачиваемой воды - 300С и 1000С; сжимаемости воды, нефти и пористой среды равны соответственно 5-10"5, 5-10"4 и 3-10"5 1/атм.

На рис. 56 показаны виды относительных фазовых проницаемостей для поровой матрицы и трещин. На рис. 57 представлена зависимость вязкости нефти от температуры.

0,9

0,8

0,7

: орб

■ 0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

---•вода —

-нефть

1 / /

*

\ / г /

ф*1\

___ г'

0,2

0,4

0,6

0,3

Водонасышенность, д

а

ад.

Епшнатшшплъ. двд. б

Рис. 56. Виды относительных фазовых проницаемостей: а - поры, б - трещины

Рис. 57. Зависимость вязкости нефти от температуры

Результаты исследования

Для исследования влияния температуры закачиваемой воды на процесс фильтрации смеси высоковязкой нефти и воды в трещиновато-пористых средах была проведена серия численных расчетов. Для каждой из 6 моделей был рассчитан вариант с изотермическим заводнением (температура

закачиваемой жидкости равна начальной температуре пласта 30 С) и с неизотермическим заводнением (температура закачиваемой жидкости равна 1000С).

На рис. 58 приведены значения КИН для всех моделей (температура закачиваемой воды - 300С).

Рис. 58. Значения КИН для моделей пласта №№1-6 (температура закачиваемой воды -300С)

Для всех рассмотренных вариантов расположения трещин в пласте конечный коэффициент извлечения нефтеотдачи ниже, чем в пористом пласте без трещин. Наихудшим вариантом разработки является модель №2 (самый низкий конечный КИН). Из рис. 59 видно, что плохие показатели модели №2 обусловлены быстрым прорывом воды от нагнетательной скважины к добывающей, и, как следствие, быстрым ростом обводненности.

Рис. 59. Обводненность добывающей скважины для моделей пласта №№1-6 (температура закачиваемой воды - 300С)

На рис. 60 приведены значения КИН для моделей пласта №№1-6 при неизотермическом заводнении.

Рис. 60. Значения КИН для моделей пласта №№1-6 (температура закачиваемой воды -1000С)

При закачке горячей воды конечный КИН для моделей пласта с трещинами превышает конечный КИН для модели изотропного пласта, кроме модели №2. Однако при малых временах разработки (10 - 20 лет) данная модель лучше других реагирует на закачку горячей воды. Из рис. 61 видно, что плохие показатели модели №2 обусловлены быстрым прорывом

84

воды от нагнетательной скважины к добывающей, и, как следствие, быстрым ростом обводненности.

Рис. 61. Обводненность добывающей скважины для моделей пласта №№1-6 (температура закачиваемой воды - 1000С)

Для оценки эффекта от применения закачки горячей воды на рис. 62 представлены значения КИН (Т - 300С) и значения КИН (Т - 1000С) для моделей пласта №№1-6 в моменты времени, соответствующие предельной обводненности добываемой жидкости.

Рис. 62. Значения КИН (Т - 300С) и значения КИН (Т - 1000С) для моделей пласта №№1-6 в моменты времени, соответствующие предельной обводненности добываемой жидкости

Для оценки эффективности применения закачки горячей воды на рис. 63 представлены значения КИН/количество прокачанных поровых объемов для моделей пласта №№1-6 в моменты времени, соответствующие предельной обводненности добываемой жидкости.

■ КЛН(изотермич. завод. )/прокач. пор. объем.

■ ЮШ(неизотермич. завод.)/прокач. пор. объем

0.35

№1 №2 №3 №4 №5 №6

Рис. 63. Значения КИН/прокач. пор. объем (Т - 300С) и значения КИН/прокач. пор. объем (Т - 1000С) для моделей пласта №№1-6 в моменты времени, соответствующие предельной обводненности добываемой жидкости

Видно, что наибольший эффект от закачки горячей воды наблюдается для моделей №3, №4 и №6. Для моделей №1 и №2 значения прироста КИН минимальны, но, с точки зрения эффективности воздействия, модель №2 значительно уступает модели №1. Это связано с тем, что, в данном случае, трещина выполняет роль шунта, по которому горячая вода перетекает от нагнетательной скважины к добывающей скважине, не выполняя «полезной работы», т.е. слабо вытесняет нефть из пористой среды и не прогревает, в достаточной мере, пласт. В значительно меньшей степени подобная ситуация наблюдается для модели №6. Наибольшей эффективности закачка горячей воды достигает в случае модели №1. Данное обстоятельство можно объяснить различной степенью прогрева пласта для моделей №1 и №2. На рис. 64 представлены поля температуры для моделей №1 и №2 на конечный момент времени. Коричневый цвет на карте соответствует температуре 1000С, сиреневый - 300С.

Рис. 64. Поля температур на конечный момент времени для моделей: а - №1, б - №2

Нагнетательная скважина обозначена символом ▼, добывающая скважина обозначена символом •. Динамика изменения температуры добываемой жидкости представлена на рис. 65.

100

О 50 100 150

Период, год.

Рис. 65. Динамика изменения температуры добываемой жидкости для моделей пласта №№1-6

Видно, что для модели №1 (без трещины) тепловой фронт медленнее всего доходит до добывающей скважины. Это связано с относительно низким темпом закачки горячей воды из-за относительно высокого гидродинамического сопротивления пласта без трещин. Низкий темп закачки

не позволяет достаточно быстро прогревать пласт, что иллюстрирует рис. 66, где темп роста средней температуры пласта самый низкий из всех моделей (исключая №1).

Период,

Рис. 66. Динамика изменения среднепластовой температуры для моделей пласта №№1-6

Для модели №2 характерен быстрый рост как температуры на скважине, так и средней температуры пласта в начальный период времени, что положительно сказывается на динамике коэффициента извлечения нефти (см. рис. 60).

Выводы

Несмотря на значительный прирост в добыче нефти, эффективность от нагнетания горячей воды в трещиновато-пористом пласте, в большинстве рассмотренных случаев, ниже, чем в однородном пористом пласте без трещин. Эффективность применения данного метода увеличения нефтеотдачи сильно зависит от длины и направления распространения трещин. Конфигурация трещин оказывает решающее значение на степень прогрева пласта. Так, для модели №2 область прогрева пласта минимальна, а для модели №4 максимальна.

На примере модели №2 применение неизотермического заводнения привело к быстрому прорыву горячей воды к добывающей скважине. Горячая вода в данном случае выступает в роли трассера, по добыче (выносу)

88

которого можно судить о гидродинамической связи между скважинами (Пятков, и др., 2017).

Исследование влияния длины трещины на эффективность неизотермического заводнения

Постановка задачи

Из практики известны случаи быстрого прорыва горячей воды от нагнетательных к добывающим скважинам. В однородном изотропном коллекторе такая ситуация невозможна. Для оценки зависимости времени прихода теплового фронта ? к добывающей скважине в пласте с уединенной протяженной трещиной от ее длины I были проведены расчеты с использованием модели №2 (рис. 55б) с различной длиной трещины: 566 м., 424 м., 283 м., 141 м. Температура закачиваемой воды Т - 1000С. Расстояние между добывающей и нагнетательной скважиной Ь - 679 м. Синтетическая модель трещиновато-пористого пласта представлена на рис. 66а-г.

а б в г

Рис. 66. Синтетическая модель пласта: а - модель №1 (длина трещины - 566 м.), б - модель №2 (длина трещины - 424 м.), в - модель №3 (длина трещины - 283 м.), г - модель №4 (длина трещины - 141 м.)

Нагнетательные скважины обозначены символом ▼, добывающие

скважины обозначены символом •. Параметры пласта, флюидов и режимов

работы скважин принимали следующие значения: размер пласта -500x500x10 м.; пористость - 0,3; начальная водонасыщенность - 0,2;

2 5

проницаемость пор - 10 мД.; начальная проницаемость трещин - 10 мД.;

начальное пластовое давление - 50 атм.; отношение вязкостей вода/нефть -1/100; забойное давление (добывающая скважина) - 20 атм.; забойное давление (нагнетательная скважина) - 300 атм.; начальная температура пласта - 300С; температура закачиваемой воды - 300С и 1000С; сжимаемости воды, нефти и пористой среды равны соответственно 5-10-5, 5-10-4 и 3-10-5 1/атм.

На рис. 67 показаны виды относительных фазовых проницаемостей для поровой матрицы и трещин. На рис. 68 представлена зависимость вязкости нефти от температуры.

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 о Щ 5,4 С.£ № 1

Водонасыщенность, д.ед. Ешшашшшпггъ. д«.

а б

Рис. 67. Виды относительных фазовых проницаемостей: а - поры, б - трещины

Рис. 68. Зависимость вязкости нефти от температуры

Результаты исследования

На рис. 69 приведена зависимость КИН от прокачанного порового

объема для моделей №№1-4. о,5

о.4

Э=о.з

0.2

0.1

/ -Модель N»1 -Модель №2 Модель ЫеЗ

/ -Модель №4

1/

/

О 5 Ю 15

Прокачанный поровый объем, ед.

Рис.69. Зависимость КИН от прокачанного порового объема для моделей №№1-4

Как и следовало ожидать, эффективность разработки трещиновато-пористого пласта уменьшается с увеличением длины трещины. Для модели №1 наблюдается быстрейший рост обводненности и температуры добываемой жидкости (рис. 70 и рис. 71 соответственно).

О 50 100 150

Период, год.

Рис. 70. Обводненность для моделей №№1-4

100

О 50 100 150

Период, год.