Повышение эффективности системы заводнения нефтяных месторождений в условиях техногенного трещинообразования и гидродинамической структурной неоднородности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Грачева, Светлана Камиловна

• Грачева, Светлана Камиловна
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Грачева, Светлана Камиловна

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

РАЗДЕЛ 1. ОБЗОР МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ И АДАПТАЦИИ СИСТЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

1.1 .Методы адаптации системы заводнения в условиях неоднородности геологических объектов

1.2. Косвенный контроль за вытеснением при заводнении с использованием моделей продуктивных пластов

1.3. Факторы образования техногенных макротрещин в продуктивных пластах

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1

РАЗДЕЛ 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ КОНЕЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ ОБРАЗОВАНИЯ НЕОРТОГОНАЛЬНЫХ ТРЕЩИН

2.1. Математическая модель образования трещин в элементах гидродинамической модели

2.2. Методика численного решения задачи о выборе пространственной ориентации и геометрии трещины

2.2.1. Оценка возможности раскрытия трещин

2.3. Гидродинамика пластов с неоднородностью, выраженной в наличии трещин

2.3.1. Гидродинамика неортогональных трещин

2.3.2. Расчет давлений в углах элементов Г ДМ

2.3.3. Перетоки между ячейками с присутствием трещин на смежной

грани

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2

РАЗДЕЛ 3. ОЦЕНКА ТОЧНОСТИ И ДОСТОВЕРНОСТИ НОВОЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ОБРАЗОВАНИЯ ТРЕЩИН

3.1. Обоснование предварительной настройки гидродинамической модели для проведения экспериментов

3.2. Анализ результатов вычислительных экспериментов

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3

РАЗДЕЛ 4. АДАПТАЦИЯ ТЕХНОЛОГИИ ЗАВОДНЕНИЯ В УСЛОВИЯХ ОБРАЗОВАНИЯ СЕТИ ТРЕЩИН

4.1. Анализ работы нагнетательных скважин

4.2. Результаты лабораторных исследований флюидов и двухфазной фильтрации в керне

4.3. Анализ данных гидродинамических исследований

4.4. Комплексный анализ текущего состояния системы выработки запасов

4.4.1. Оценка непроизводительных объемов закачки по результатам ПГИ

4.4.2. Анализ факторов снижения дебита от завышенной обводненности

4.4.3. Расчет распределенных дебитов жидкости/нефти

4.4.4. Анализ распределения непроизводительной закачки

4.5. Технология регулирования системы заводнения с учетом техногенных

трещин

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности системы заводнения нефтяных месторождений в условиях техногенного трещинообразования и гидродинамической структурной неоднородности»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Вследствие известных тенденций проектирования обустройства нефтяных месторождений количество нагнетательных скважин существенно меньше количества добывающих, причем они эксплуатируются на первой стадии разработки в режиме отбора. В связи с этими обстоятельствами после второй стадии разработки создаются высокие значения давления нагнетания. Теоретически и экспериментально доказано многими учеными (A.A. Боксерман, Ю.П. Желтов, А.Н. Дмитриевский, С.Н. Закиров, Р.И. Медведский, A.C. Трофимов, И.П. Пурто-ва, A.B. Стрекалов, К.С. Юсупов), что в результате этого формируется сложная динамическая геолого-промысловая система техногенных трещин. Она оказывает сильнейшее воздействие на распределение давлений и скоростей фильтруемых сред и обуславливает эффективность воздействий на продуктивные коллектора теми или иными средствами.

На поздних стадиях разработки месторождений в них остается высокая доля запасов нефти, извлечь которые возможно только при поддержании энергетики пласта и вытеснении подвижных запасов. Следует полагать, что с этой целью наиболее рационально использовать уже сложившиеся инфраструктуры систем заводнения. Ресурсом к повышению их эффективности является изучение причин «лавинообразного обводнения», прекращения поршневого вытеснения и формирования структурной гидродинамической неоднородности продуктивного пласта.

В этой связи необходимо исследование систем количественных представлений о геолого-физических свойствах трещиноватых коллекторов (модель продуктивного пласта) и о процессе извлечения нефти с применением заводнения (модель процесса разработки). Решение вышеизложенных задач проектирования технологий освоения нефтяных месторождений на основе создания математической модели техногенного трещинообразования является актуальной темой.

Цель работы

Повышение эффективности систем заводнения путем обоснования геолого-технологических мероприятий по рациональному дренированию нефтяных пластов с учетом техногенного трещинообразования и развития структурной гидродинамической неоднородности.

Основные задачи исследования

1. Обзор и анализ известных теоретических подходов и методик прогнозирования техногенного образования и развития трещин в продуктивных коллекторах.

2. Разработка физико-математического метода прогнозирования динамического образования и развития трещиноватой неоднородной структуры в продуктивных коллекторах для интеграции с гидродинамическими симуляторами с целью повышения точности прогнозирования показателей разработки.

3. Исследование процесса образования трещин и сопутствующего возникновения гидродинамических структурных неоднородностей в продуктивных коллекторах для определения физической и природной достоверности разработанного метода.

4. Аналитическая оценка и обоснование гидродинамической ситуации Ем-Еговской площади тестированием разработанного метода прогнозирования трещинообразования с целью разработки мероприятий по совершенствованию технологий заводнения и рационального дренирования залежи.

Объект и предмет исследования

Объектом является продуктивные пласты нефтяных месторождений, а предметом - анализ и прогнозирование динамики развития сети трещин в продуктивных коллекторах для учета факторов проявления структурной неоднородности и повышения эффективности системы заводнения.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлен механизм образования техногенных трещин, объединяющий распределение механических свойств коллекторов, напряжений и гидродинамических параметров, вызванные реализуемой системой разработки. Обосновано, что

вертикальные трещины имеют максимальную длину распространения в прикро-вельной и приподошвенной областях коллекторов в отличии от классических представлений о формировании трещин гидравлического разрыва.

2. Доказано, что применение нового метода прогнозирования динамики развития структурной неоднородности позволяет своевременно провести адаптивную коррекцию системы заводнения перемещением зон нагнетания на периферию трещинной структуры с одновременным дренированием зон между "ветвями" («графами») сети трещин.

Практическая ценность и реализация

Заключается в применении разработанного метода прогнозирования динамики развития сети трещин в продуктивных коллекторах различного типа неоднородности с произвольной системой заводнения и обосновании наиболее рациональной системы заводнения, адаптированной под текущие гидродинамические условия.

Научные результаты диссертационной работы вошли в отчет ООО «ТЮМЕНСКИЙ НЕФТЯНОЙ НАУЧНЫЙ ЦЕНТР» - «Анализ эффективности системы ПГ1Д. Объект ВК1-3. Красноленинское НТК месторождение.Ем-Еговский+Пальяновский ЛУ» ХМН 01189 НЭ (Договор № 195/ТННЦ-4691/11 от 14.03.2011 г.) и реализованы на исследуемом месторождении.

Основные защищаемые положения

1. Метод и реализующий его алгоритм, интегрированный в гидродинамический симулятор для прогнозирования образования и развития сети неортогональных трещин, сопровождающих разработку месторождений с применением заводнения.

2. Технология адаптации системы заводнения, основанная на прогнозируемой динамической сети трещин и перемещения зон нагнетания на периферию трещинной структуры с одновременным дренированием зон между ветвями сети трещин.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 -Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно: пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мульти-дисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования» и пункту 5 «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-техиологических процессов».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: IV Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2005); Ш-м Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть») - Москва, 2011; Научно-практической конференции «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири» (ОАО «ТомскНИПИнефть», Томск, 2011); УП-й Всероссийской научно-технической конференции посвященной 100-летию Байбакова Николая Константиновича (Тюмень, 2011); научно-техническом совете ООО «ТНК-Нягань» (Нягань, 2011); семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2011-2013 гг.).

Публикации

По результатам исследований по теме диссертации опубликовано 10 печатных работах, из них 4 статьи в изданиях, включенных в «Перечень российских рецензируемых научных журналов» ВАК РФ.

Объем и структура работы

Работа состоит из введения, четырех разделов, содержит 89 рисунков, 12 таблиц, 47 формул. Работа изложена на 155 страницах. Список литературы содержит 98 источников.

РАЗДЕЛ 1. ОБЗОР МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ И АДАПТАЦИИ

СИСТЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

В процессе разработки нефтяных месторождений представление о геологическом строении постоянно уточняется и, как следствие, требует постоянного уточнения проектных решений. Это, по сути, входит в группу задач контроля и регулирования разработки месторождений.

Особенно важным фактором при разработке нефтяных месторождений является регулирование процесса вытеснения нефти, который реализуется наиболее энергоемким методом - методом заводнения.

Основным инструментом регулирования системы заводнения является управление режимами нагнетания, т.е. величинами давления нагнетания или объемами нагнетаемой воды. Главной целью изменения «по-скважинных» режимов нагнетания является равномерность продвижения фронта вытеснения на начальных стадиях разработки в поршневом режиме [1] вытеснения и полнота извлечения нефти на поздних стадиях разработки в режиме струйного вытеснения [2].

Естественно в различных текущих условиях выработки запасов и реализуемых системах заводнения (или просто разработки) требуется индивидуальный подход в регулировании нагнетания, который зависит от информативности данных контроля за динамикой распределения нефтенасыщенности, т.е. остаточных к данному моменту запасов нефти.

Однако существует ряд, так называемых, универсальных подходов, которые, по мнению специалистов помогут в любом случае повысить эффективность технологии заводнения. Известны, например, циклическое заводнение или технология «Дискретных закачек» [3]. Циклическое заводнение приемлемо использовать в пластах с высокой неоднородностью. Считается, что данный метод хорошо изучен и не требует дополнительных затрат при его применении. Сущность метода заключается в периодическом изменении давления нагнетания. Тем не менее, при освоении месторождений углеводородного сырья данная технология не дает

существенного эффекта, так как ее внедрение требует знания гидродинамической обстановки, сложившейся в продуктивном пласте. Последнее требует применение высокоэффективных методов контроля за разработкой и использование высокоточных математических моделей.

1.1. Методы адаптации системы заводнения в условиях неоднородности

геологических объектов

Существует две причины, по которым требуется постоянная адаптация системы заводнения в течение всего периода разработки месторождений:

1. Неоднородность продуктивных пластов, причем, как изначальная, так и возникающая в процессе техногенного воздействия;

2. Гидродинамическая обстановка, т.е. уникальное для любого момента времени распределение потоков, давления и масс флюидов в объеме продуктивного пласта.

Адаптацией системы заводнения всегда можно изменить гидродинамическую обстановку в течение определенного времени, тем самым учитывая особенности геологической неоднородности.

Основными методами адаптации системы заводнения являются:

- переход на очаговую систему заводнения;

- периодическое нагнетание;

- перевод скважин под нагнетание или отбор в различные периоды;

- бурение дополнительных нагнетательных скважин;

- реализация автоматических систем регулирования режимов нагнетания;

- методы изоляции продуктивных интервалов заводнения;

- выравнивание профиля приемистости, например, дифференцированием перфорации вдоль продуктивного интервала.

Для выбора того или иного метода всегда требуется знать параметры гидросистемы заводняемого пласта, раскрывающие причины, описанные выше.

В данной работе сделана попытка уточнить представление о взаимосвязи этих двух причин в контексте наиболее сложного вида структурной неоднородности и, как следствие, предложить наиболее эффективный способ адаптации системы заводнения под данные условия. Выполненный обзор литературы показывает, что этому уделялось недостаточно внимания. Например, известны исследования эксплуатации нефтяных залежей со снижением величины пластового давления ниже значения давления насыщения при истощении пласта на режиме растворенного газа с последующим заводнением при постоянном давлении [62, 63, 64]. Кундиным С.А. и Курановым И.Ф. выполнены расчеты на основе известных экспериментальных зависимостей газонасыщенности от начальных фазовых проницаемостей для газо-нефтяных и водо-нефтяных систем при различных содержаниях в пласте свободного газа [64]. Предлагается применять анализируемую технологию площадного заводнения круговых залежей после их истощения при эксплуатации с постоянной депрессией и систему расстановки скважин при которой форма потока близка к радиальной. В работе [65] отмечается, что эксперименты не моделировали специфику структуры продуктивных пластов. Авторы посчитали, что результаты расчетов будут соответствовать натуральным условиям если использовать аналитические методы [66]. Такими зависимостями, например, могут служить функции полученные по методике расчета фазовых констант [67], позволяющая определить объем свободного газа.

Проблема наличия или возникновения структурной неоднородности демонстрируется множеством трассерных и гидродинамических исследований [4, 5, 6], которые показывают (в том числе и теоретически [7]), что большинство месторождений Западной Сибири в объеме своих продуктивных пластов имеют каналы со сверхвысокой проводимостью - до 1000 Дарси и протяженности до 2.5 км.

Безусловно, наличие таких каналов влияет на гидродинамическую обстановку в целом и создает проблемы эксплуатации скважин в частности.

Проблему неравномерности притока вдоль горизонтальных скважин (ГС), а соответственно неполной выработки значительных объемов нефтенасыщенного пласта, нефтедобывающие компании решают часто механическими способами

воздействия, например, гидроразрывом пласта [8-10]. Наиболее оптимальным в условиях неравномерной интенсивности притока из пропластков, вскрытых горизонтальным стволом, является поинтервальный ГРП [11].

Однако в этом случае также потребуется специальная система заводнения, которая должна обеспечить компенсацию отбора в больших объемах и при этом не должна способствовать ускоренному прорыву воды к добывающим скважинам.

Отсутствие достоверной информации о преимущественном направлении техногенных или природных трещин на месторождении увеличивает при эксплуатации ГС вероятность снижения коэффициента извлечения нефти (КИН) в связи с формированием каналов низкого гидравлического сопротивления. Поэтому необходимо применение кросс-дипольного широкополосного акустического каротажа и электрического сканирования, применение которых позволило, например, на меторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» определить значение азимута развития трещиноватости 150° и 330° [12].

По вышеописанной причине горизонтальные скважины не выполняют свое предназначение. Например, на Новогоднем месторождении ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» с целью ввода объекта БВз1 из консервации «Технологической схемой ОГ1Р» 2006 г. было предусмотрено создание нескольких участков для апробации технологии вертикального заводнения. В 2007 году был сформирован первый опытный элемент из двух горизонтальных скважин: добывающей и нагнетательной. Результаты промыслового эксперимента по организации вертикального заводнения оказались существенно хуже ожидаемых. В результате в рамках авторского надзора 2009 г. работам по формированию остальных элементов вертикального заводнения был присвоен статус зависимых мероприятий. В 2007-2009 гг. на объекте KDBi1 было пробурено девять новых скважин, в т.ч. три с горизонтальным окончанием ствола. Их этих скважин относительно «удачной» можно признать лишь скважину №6463, в конце 2009 года она работала с дебитом 28 т/сут и обводненностью 10%. Остальные скважины либо имели низкие дебиты по нефти с высокой обводненностью, либо вообще запустить их в добычу не представлялось возможным.

В работе [13] выполнен анализ влияния расположения боковых горизонтальных стволов, особенностей регионального геологического строения и распределения пластового давления на эффективность разработки Приразломного месторождения. Установлено, что процесс нефтедобычи сопровождается проблемами, обусловленными так и не решенными задачами как на этапах проектирования, так и в последующем, при повышении нефтеотдачи и интенсификации притока нефти из слабодренируемых пропластков, вскрытых ГС.

Значение этапа проектирования и связанного с ним моделирования систем разработки с использованием ГС очень высоко. Невозможно просто ограничиться моделированием вариантов разработки с применением пакетов программ («Eclipse», «ТехСхема», «VIP», «Tempest-More» и др.), основанных на решении численных уравнений фильтрации. Необходимо обоснование проектных решений по размещению горизонтальных стволов и способов заканчивания в сложнопо-строенных залежах путем математического, гидродинамического моделирования и экспериментальных исследований на основе принципов разработки залежей углеводородного сырья, предложенных А.П. Крыловым, С.Н. Закировым и В.Д. Лысенко, при освоении месторождений скважинами сложного профиля [14, 15].

Таким образом, использование системы природных и техногенных трещин для повышения эффективности разработки весьма перспективно в условиях неравномерной интенсивности притока из пропластков, вскрытых горизонтальным стволом [16].

1.2. Косвенный контроль за вытеснением при заводнении с использованием

моделей продуктивных пластов

Известно, что математические модели являются наиболее эффективными методами контроля и регулирования системы разработки в целом и в частности системы заводнения. Однако для получения такой эффективности требуется:

- учет большинства гидродинамических, механических и природных факторов моделируемой системы;

- высокая степень изученности распределения геолого-физических характеристик по всему объему разрабатываемых продуктивных пластов.

Для получения математических уравнений при моделировании гидросистемы продуктивных пластов потребуется ряд допущений. Это позволит в рамках поставленной цели исследования найти решения специальных задач:

1. Почему в условиях гидродинамической структурной неоднородности объекта исследования (пласт, месторождение) процесс его разработки не соответствует результатам проектного документа?

2. Какая технология позволит увеличить компонентоотдачу залежи углеводородного сырья? На какой стадии разработки ее осуществлять?

3. Какая оптимальная схема расстановки эксплуатационных скважин?

В направлении адаптации систем заводнения и разработки известен ряд работ С.Н. Закирова, С.А. Кундина, И.Ф. Куранова, В.Д. Лысенко. Их анализ показал необходимость изучения проблемы прогнозирования техногенного трещино-образования вследствие работы систем заводнения (работы И.И. Вафина, JI.M. Кочеткова, A.B. Кузнецова, А.Р. Латыпова, Р.И. Медведского и др.). Результаты исследований направления развития техногенных трещин Г.Н. Артамонова, Г.А. Борисова, Д.М. Кардомона, И.Д. Латыпова, В.В. Мальцева, А.Н. Никитина, A.C. Трофимова, A.M. Хайдара показали, что они обуславливают эффективность применяемых геолого-технологических мероприятий (ГТМ).

Изучение работ И.П. Пуртовой, М.Ю. Савастьина и A.B. Стрекалова [4] выявило актуальность решения проблем идентификации текущей структурной гидродинамической неоднородности, обусловленной наличием сети трещин. В этой связи проведен анализ научных разработок в области физических и детерминированных математических моделей гидросистем продуктивных пластов (ГПП) и возможности использования их для прогнозирования техногенного трещинообра-зования. Известно, что в развитии задач и методов моделирования одним из этапов являлось построение физических моделей пластов (Рапопорт 1955г., Гиртсма 1956г., Перкинс и Коллинз 1960г., Редфорд 1976г., Ботсет 1946г., Карплюс 1958г., Н. К. Корсакова, В. И. Пеньковский, М. И. Эпов). Однако, в настоящий момент

наиболее эффективными являются математические модели ГПП, применение которых в области разработки месторождений углеводородного сырья изучены отечественными учеными: М.Т. Абасов, К.Н. Джалилов [26, 27], Г.И. Баренблатт,

B.М. Ентов, В.М. Рыжик [28], К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Г.Д. Розенберг [29, 30], A.A. Боксерман, Ю.П. Желтов, A.A. Кочешков [32], В.Я. Булыгин [25],

C.И. Грачев, А.П. Телков [24], И.С. Закиров [33, 34], И.Н. Кочина, В.М. Максимов [31], Б.Б. Лапук [20], Р.И. Медведский [2], И.А. Чарный [21, 22], В.Н. Щелкачев [18, 19, 20] и других исследователей.

Особым направлением в математическом моделировании являются численные детерминированные математические модели ГПП, называемыми гидродинамическими моделями (ГДМ). Из отечественных программных продуктов, реализующих возможности ГДМ широко применяются: Техсхема (В.П. Майер), Т-Navigator (Компания "Rock Flow Dynamics"), TimeZYX (Группа компаний «ТАЙМЗИКС»), HydraSym (A.B. Стрекалов). Из зарубежных продуктов наиболее эффективными являются продукты фирм Roxar и Shlumberger: Eclipse, Tempest More.

Основной причиной снижения точности ГДМ являются погрешности, граничащие с недостоверностью и обусловленные тем, что в большинстве ГДМ (кроме Hydra'Sym) не учитывается образование и развитие сети трещин в процессе разработки месторождения в зависимости от той или иной гидродинамической ситуации и механических свойств коллекторов. Учет самого факта образования трещин так же не достаточено для повышения точности косвенного контроля за разработкой, так как наличие сети трещин в продуктивных пластах оказывает сильнейшее воздействие на перераспределение гидродинамических параметров.

Стрекаловым A.B. впервые была предложена численная ГДМ, позволяющая исследовать процесс образования трещин внутри элементов модели. Однако основным ее недостатком являет учет только ортогональных трещин. Данная работа была взята в качестве прототипа, так как является наиболее близкой к решению поставленных в диссертации задач и дает возможность включения в нее оригинальных разработок - программных блоков. В связи с поставленной целью

работы важными факторами исследуемой модели являются геолого-физические характеристики всех контрольных объемов продуктивных пластов, определяемые по геологической модели [48, 49] и граничные условия в виде динамики режимов работы скважин и характеристики притока водоносных горизонтов.

1.3. Факторы образования техногенных макротрещин в продуктивных пластах

Не учет структурной гидродинамической неодноднородности сводит к нулю результаты ГДМ при прогнозировании динамики распределения фильтрационно-емкостных свойств таких, как насыщенность флюидов, давление, скорости.

Основной объем исследований, связанных с моделированием трещин в коллекторах можно разделить на две группы:

- первая группа направлена на исследование гидродинамического действия уже образовавшихся трещин на процессы фильтрации,

- а вторая, направлена на исследование процессов и механизмов образования трещин. Причем последняя группа может быть разделена на исследования, направленные на расчет параметров трещин при целенаправленном гидроразрыве пласта и исследования, направленные на изучение процессов длительного формирования и развития трещин, вследствие множества факторов, сопутствующих разработке месторождений.

Факты существования каналов высокой гидропроводности, которые наиболее вероятно являются следствием развития макротрещин, подтверждаются результатами многочисленных трассерных исследований, проведенных A.C. Трофимовым [5] на продуктивных пластах нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО). В научно-исследовательских работах [61, 90] рассматриваются вопросы адекватного учета факторов техногенного воздействия на пластовую систему при анализе и прогнозирования ее состояния.

Предпосылкой к дополнительным исследованиям по данной тематике стало определение в ходе анализа фактических замеров приемистостей и устьевых давлений нагнетательных скважин Северо-Покурского месторождения. В более 70 % случаев обнару-

жены противоречия классическим законам гидромеханики пласта: рост приемистостей, сопровождающийся снижением забойного и устьевого давлений. Индикаторные линии показали, что в большинстве случаев точки режимов хорошо аппроксимируются (с малой дисперсией) линейной или квадратичной зависимостью. Однако полученные коэффициенты приемистости, равные величине обратной первой производной функций Рзаб(()с) (Рзаб ~ забойное давление, МПа; (2С - приемистость, м3/сут), меньше нуля. Такие результаты показывают наличие явления, связанного, скорее всего с интенсивным изменением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) призабойных зон или динамическим трещинообразованием.

Приведем результаты простого вычислительного эксперимента на той же модели с учетом изменения проницаемости и фактора раскрытия/смыкания трещин в ЗВС скв. 641 Северо-Покурского месторождения (рисунок 1.1). Из динамики толщин трещин видно, что при запуске скважины трещины дискретно раскрываются, а после остановки скважины смыкаются, причем не одновременно по направлениям.

Характер развития трещин в зоне воздействия нагнетательных скважин, а также между ними согласно принятой гипотезе показывает, что направление трещины определяется превышением текущего градиента давления над критическим, зависит от проницаемости трещин и градиента разрыва: чем выше эти параметры, тем более крупные трещины будут образовываться. При малых градиентах разрыва и проницаемости трещин вокруг нагнетательных скважин образуется сеть мелких трещин с относительно небольшими толщинами. Это происходит из-за того, что давление в зоне воздействия скважины (ЗВС) при таких условиях распределяется практически равномерно в зонах между образовавшимися трещинами. При больших проницаемости трещин (более 0,1 мкм2) и градиентах разрыва (более 0,1 МПа/м) давление в окрестности трещин и ЗВС распределится таким образом, что в трещинах оно будет наибольшим, так как в них потери давления на сопротивление фильтрации наименьшие. Поэтому крупные трещины больше склонны к длительному развитию - удлинению при создании следующих условий: низкого пластового давления в окрестности концов трещин и невысокой проницаемости в зонах между трещинами.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Грачева, Светлана Камиловна, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. - М.: Гостоптехиздат.

- 1949.- С. 523.

2. Медведский Р.И. Концепция струйного вытеснения нефти водой. // Вестник Удмуртского университета. - Ижевск. - 2002. - № 9. - С. 121-129.

3. Пальянов А.П. Технология дискретных закачек в системах поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений [Текст]: Дисс. канд. техн. наук: 25.00.17. ТюмГНГУ. - Тюмень. - 2001. - С. 164.

4. Пуртова И.П. Анализ и интерпретация динамики режимов работы скважин / И.П. Пуртова, М.Ю. Савастьин, A.B. Стрекалов // ВНИИОЭНГ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, М. - 6/2007 - С. 34-36.

5. Трофимов A.C. Разработка рекомендаций по регулированию процесса заводнения пласта ЮВ) Ершового месторождения на основе закачки трассера [отчет]. / A.C. Трофимов, Г.Н. Артамонова // Нижневартовск-НИПИнефть. -Нижневартовск. - 1992. - С. 240.

6. Грачев С.И., Стрекалов A.B., Савастьин М.Ю. Отчет-IV о проведенной научно-исследовательской работе по договору 06/06/306ММ от 28.02.2005 г. «Внедрение и адаптация программного комплекса (Hydra'Sym) имитации гидросистем к системе поддержания пластового давления Северо-Покурского месторождения». Тюмень. - 2007. - С. 410.

7. Стрекалов A.B. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. Тюмень: ОАО Тюменский дом печати. - 2007. - С. 664.

8. Кочетков Л.М. Применение «струйного» ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Л.М. Кочетков, В.Н. Журба, Г. А. Малышев, A.B. Желудков // Бурение и нефть. - № 1. - 2009. - С. 110-112.

9. Ушаков A.C. Особенности ГРП в горизонтальных скважинах Быстринского месторождения / А.С Ушаков, A.C. Самойлов // Oil & Gas Journal. - 2010.

- №4. - С. 39-41.

10. Латыпов А.Р. Испытание технологий гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» / А.Р. Латыпов, A.M. Хайдар, И.И. Вафин, A.B. Кузнецов // Нефтяное хозяйство. - 2009.

- № 5,- С. 58-61.

11. Самойлов A.C. Анализ результатов ГРП в горизонтальных скважинах месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» / A.C. Самойлов, A.C. Ушаков // Проблемы геологии и освоения недр: Тр. Междунар. симпозиума им. академика Усова, Томск: ТПУ. - 2010. - С. 337-341.

12. Мальцев В.В. Опыт применения специальных ГИС на месторождениях ООО

«PH-Юганскнефтегаз» для задач оптимизации ГРП / В.В. Мальцев, А.Н. Никитин, Д.М. Кардымон, И.Д. Латыпов, А.М. Хайдар, Г.А. Борисов // Территория нефтегаз. - 2010. - №11 - С. 52 - 56.

13. Винтовский A.B. Анализ эффективности зарезок боковых стволов с провдением гидроразрыва пласта в скважинах Приразломного месторождения / A.A. Винтовский, A.B. Свешников // Нефтяное хозяйство.

- 2009.-№11.-С. 57-59.

14. Закиров С.Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа: Монография / С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.С. Закиров, М.Н. Баганов, A.B. Спиридонов. - М.: ИПНГ РАН. -2004. - С. 520.

15. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, - 1987. - С. 247.

16. Грачева С.К., Самойлов A.C. Принципы повышения эффективности работы горизонтальных скважин // Геология и нефтегазоносность ЗападноСибирского мегабассейна: Мат. VII Всероссийской науч.-техн. конф. -Тюмень: ТюмГНГУ. - 2011. - С. 109-112.

17. Толстов Ю.Г. Применение метода электрического моделирования физических явлений к решению некоторых задач подземной гидравлики // Журнал техн. физики. - Т. XII. - 1942. - № 10. - С. 20-25.

18. Щелкачев В.Н. Избранные труды. - М.: Недра. - 1990. - Т. I-II. - С. 100.

19. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом водонапорном режиме. - М.: Гостоптехиздат. - 1959. - С. 358.

20. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. - М.: Гостоптехиздат.

- 1949. - С. 523.

21. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.:Гостоптехиздат. - 1963.

- С. 346.

22. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. - М.: Гостоптехиздат. - 1948. -С. 196.

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

24. Телков А.П. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. / С.И. Грачев, И.Б. Дубков, Т.Л. Краснова, С.К. Сохошко // Тюмень: НИПИКБС-Т.

- 2001. - Т.1. - С. 328.

25. Булыгин В.Я. Гидродинамика нефтяного пласта. - М.: Недра. - 1974. - С. 230.

26. Абасов М.Т., Джалилов К.Н. Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие. - Баку: Азернефт-нешр, - 1960. - С. 255.

27. Абасов М.Т., Джеваншир Р.Д., Иманов A.A., Джалалов Г.И. О влиянии пластового давления на изменение фильтрационно-емкостных свойств терри-генных пород-коллекторов в процессе разработки месторождений нефти и

газа // Геология нефти и газа. - 1997. - № 5. - С. 34-39.

28. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в * природных пластах. - Изд. Недра. - 1984. - С. 207.

29. Басниев К.С, Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика.

- Москва-Ижевск. - 2005. - С. 544.

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

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

32. Боксерман A.A., Желтов Ю.П., Кочешков A.A. О движении несмешиваю-щихся жидкостей в трещиновато-пористой среде. - ДАН СССР.

- Т. 155. - 1964. - № 6. - С. 1282-1285.

33. Абасов М.Т., Закиров С.Н., Коноплев В.Ю. Влияние капиллярных и гравитационных сил на конфигурации контактов в залежах нефти и газа.

- ДАН СССР. - Т. 312. - 1990. - № 3. - С. 668-671.

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

35. Закиров И.С. Уточнение модели пласта по фактическим данным разработки месторождения // Геология нефти и газа. - 1997. - №11. - С. 43-48.

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

37. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я., Палатник Б.М., Юфин П.А. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. - Изд. Недра. - 1988.

- С. 335.

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

39. Батурин Ю.Е., Майер В.П. Гидродинамическая модель трехмерной трехфазной фильтрации "Техсхема". // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 3.

- С. 38-42.

40. Грачев С.И., Стрекалов A.B. Опыт в решении задач моделирования и оптимизации разработки месторождений нефти и газа. // Вестник ЦКР Роснедра. -2012,-№2.-С. 56-62.

41. Бахтий Н.С. Некоторые аспекты моделирования многофазной многокомпонентной фильтрации и тестирования вычислительных алгоритмов, индуцированные программным комплексом Техсхема [Текст]: Дисс. канд. техн. наук:

05.13.18. ТюмГУ. - Тюмень. -2012.-С. 156.

42. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -Изд. Недра, - 1982. - С. 407.

43. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -Изд. Москва-Ижевск. - 2004. - С. 407.

44. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. - Москва, Ижевск: Институт компьютерных исследований. - 2004. - С. 140.

45. Gidley J.L. Recent Advances in Hydraulic Fracturing. ATME. SPE. - 1980.

46. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. - Prentice Hall. N I. - 1989.

- pp. 430.

47. Свидетельство № 2002611864 о регистрации программы для ЭВМ. Комплекс универсального моделирования технических гидравлических систем поддержания пластового давления (Hydra'Sym). - М. - 2002.

48. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений.

- Изд. Недра. -1965.

49. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. - Изд. Недра. - 1976. - С. 264.

50. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. ПММ. - Т.24.

- 1960. - Вып. 5.

51. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. - М.: Недра. - 1968. - С. 197.

52. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта. - Изв. АН СССР, ОТН. - 1959. - № 5.

53. Микуленко К. И., Острый Г. Б. Типы трещиноватости и их влияние на кол-лекторские свойства пород осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. ДАН СССР, - Т. 165, - 1965. - № 3.

54. Щепеткин Ю. В., Острый Г. Б. Микротрещиноватость пород мезозойского чехла Западно-Сибирской низменности. // Нефтегазовая геология и геофизика. Текущая информация. - М., - 1968. - Вып. 1.

55. Hubbert M.K. and Wellis D.G. Mechanics of Hydraulic Fracturing. // Trans. A. J. M. E. - 1957. - v. 210. - pp. 153-166.

56. Acharya R. Hydraulic fracture treatmebt design simulation. // J. Petrol. Techn.

- 1988. - v. 40, - № 2, - pp. 139-142.

57. Телков А.П., Ланчаков Г.А., Кучеров Г.Г., Ткачев А.Е., Пазин А.Н., Гаврилов Е.И. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пласта. - Тюмень: ОО НИПИКБС - Т. - 2003. - С. 320.

58. Афанасьев Е.Ф., Шурыгина И.Г., Щербаков Г.А. Методы расчета системы вертикальных магистральных трещин в плотных коллекторах с целью

интенсификации притока флюида к скважине. - М.: ВНИИЭГазпром. - 1990.

- С. 28.

59. Кучумов Р.Я. Занкиев М.Я., Кучумов P.P. Исследование факторов, влияющих на образование трещин при ГРП // Научно-технические проблемы ЗападноСибирского нефтегазового комплекса: Межвуз. CHT. - ТюмГНГУ. - 1997.

- С. 181-189.

60. Занкиев М.Я. Классификация и диагностирование эффективности технологии гидравлического разрыва пластов в условиях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» [Текст]: Дисс. канд. техн. наук: 05.15.06. ТюмГНГУ. - Тюмень. - 1998.

61. Грачев С.И., Стрекалов A.B., Савастьин М.Ю. Отчет-IV о проведенной научно-исследовательской работе по договору 06/06/306ММ от 28.02.2005 г. «Внедрение и адаптация программного комплекса (Hydra'Sym) имитации гидросистем к системе поддержания пластового давления Северо-Покурского месторождения». - Тюмень. - 2007. - С. 410.

62. Кундин С.А. К расчетам процесса вытеснения газированной нефти водой при постоянном пластовом давлении. ВНИИ, НТС по добыче нефти. - ВНИИ: Гостоптехиздат. - 1961. - Вып. 13.

63. Кундин С.А., Куранов И.Ф. О степени снижения пластового давления, обеспечивающей наибольшую нефтеотдачу. Труды ВНИИ. - 1961. - Вып. 32.

64. Куранов И.Ф., Кундин С.А. Некоторые методические вопросы расчетов вытеснения нефти водой в присутствии свободного газа. НТС по добыче нефти.

- ВНИИ: Гостоптехиздат. - 1959. - Вып. 25.

65. Кундин С.А., Куранов И.Ф. Гидродинамические характеристики процесса вытеснения нефти водой в присутствии свободного газа // Добыча нефти, ежегодник. - Тр. ВНИИ: изд-во «Недра». - 1964.

66. Гуревич Г.Р., Ширковский А.И. Аналитические методы исследования паро-жидкостного состояния природных углеводородных газов: обзор зарубежной литературы. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 1957. - С. 135.

67. Леонтьев С.А., Яковлева М.С., ФомиНых О.В., Грачева С.К. Исследование методов расчета констант фазового равновесия (статья,) // Нефтепромысловое дело.-2010.-№ 8.-С. 37-39.

68. Губанов Б.Ф., Желтов Ю.П., Шовкринский Г.Д. Физические основы интенсификации разработки нефтяных месторождений и увеличения их нефтеотдачи при повышенных давлениях нагнетания // Теория и практика добычи нефти, ежегодник. Труды ВНИИ. - М.: изд-во «Недра». - 1971.

- С. 236-245.

69. Бучин А.И., Дорохов О.И. Об увеличении и выборе перепада давления между зоной нагнетания и забоями эксплуатационных скважин. // Нефтяное хозяйство. - 1960. - № 1.

70. Губанов Б.Ф., Желтов Ю.П. Регулирование процесса разработки с применением повышенный давлений нагнетания. // Труды ВНИИ. - М.: изд-во «Недра». - 1968. - Вып. IV.

71. Крылов А.П. и др. О возможности повышения добычи и снижения капитальных затрат при разработке нефтяных месторождений. // Нефтяное хозяйство. - 1957. - № 5.

72. Ентов В.М. О некоторых двумерных задачах теории фильтрации с предельным градиентом. - М.: изд-во АН СССР. - Т. 31. - 1967. - Вып. 5.

73. Телков А.П., Грачева С.К., Каширина К.О. Обоснование модели макро- и микротрещиноватопористого пласта для сеноман-неокомских отложений месторождений Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 5. - С. 11-15.

74. Мори В., Фурменто Д. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи. - Москва: Мир. -1994. - С. 416.

75. Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи нефти.

- Москва: «Недра». - 1967. - С. 381.

76. Боярских Г.К. Материалы по геологическому строению и нефтеносности неокомских и частично аптских отложений Сургутского и Нижневартовского нефтегазоносных районов Тюменской области (Труды). - Тюмень. - 1969. -Вып. XIII.

77. Глухманчук Е.Д., Василевский А.Н. Закономерности структур разрушения (трещиноватости) эволюции тектонических деформации на месторождениях Западной Сибири. Сборник докладов 8-й научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». - Ханты-Мансийск. -2005.-Т. 2.-С. 67-77.

78. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. Москва: «Недра».

- 1965. - С. 952.

79. Экономидис М.Д., Нольте К.Г. Воздействие на нефтяные и газовые пласты (пер. с англ. А.И. Булатова, Е.Н. Грачевой, И.П. Есиповой). - Т. 2. -Краснодар. - 1972. - С. 538.

80. J. Petrol Technol. - 1975. - № 27. - pp. 1433-1438.

81. Ser. Rock and Soil Mech. - 1977. - Vol. 2 - № 3. - pp. 309-339.

82. SIMERAC - Method for Surveying Direction and Propagation of Hydrualic Fractures // Institut Français du Petrole. - 1988. - № IX. - pp. 1-12.

83. Elbel J.L. Considerations for optimum fracture geometry design // SPE Production Engineering. - 1988. - № VIII. - Vol. 3. - № 8. - pp. 323-327.

84. Эфрос Д.А. Расчеты нефтеотдачи при вытеснении газированной нефти водой. // Труды ВНИИ. - М.: Гостоптехиздат. - 1959. - Вып. 25.

85. Меренков А.П., Хасилев В.Я. Теория гидравлических цепей. - М.: Наука.

- 1985. - С. 276.

86. Стрекалов A.B. Системный анализ и моделирование гидросистем поддержания пластового давления. Тюмень: ИФ «Слово». - 2002. - С. 324.

87. Пуртова И.П., Стрекалов A.B. Проблемы учета совместной эксплуатации гидравлически изолированных пластов. - М., ВНИИОЭНГ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, - 2007. - № 6. - С.36-40.

88. Саунин В.И. Определение эффективности ГРП по данным замеров забойного давления на скважинах Самотлорского месторождения (пласт AB i1-2 «рябчик»). / В.И. Саунин, И.П. Пуртова, А.К. Ягофаров // Нефтепромысловое дело. - Москва. - 2007. - № 10. - С 22-24.

89. Стрекалов A.B. Модель гидросистемы поддержания пластового давления. Известия Томского политехнического университета. - 2011. - Т. 318. - № 1: Науки о земле. - С. 123-127.

90. Грачева С.К., Стрекалов A.B. Влияние неустановившегося изменения филь-трационно-емкостных свойств на режимы эксплуатации пластовой системы // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 1. - С. 58-60.

91. Стрекалов A.B., Грачева С.К., Ярославцев К.В. Теоретические основы гидродинамической модели конечных элементов в условиях образования неортогональных трещин // Известия ВУЗов. Нефть и Газ. - 2012. - № 2. -С. 65-70.

92. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров (перевод с англ.) // Институт компьютерных исследований. - Ижевск - 2001. - С. 668.

93. Уиллхайт Г. Пол. Заводнение пластов // Институт компьютерных исследований. - Ижевск. - 2009. - С. 787.

94. Уолкотт Дот. Разработка и управление месторождениями при заводнении [Текст] : 2е изд., дополненное [Текст] // М.: Издательский центр «Шлюбер-же», - 2001. - С. 143.

95. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. - 2002.

96. Ситдикова Д.Ф., Надыров А.Р., Токарева Н.М. Анализ влияния системного изменения технологии на конечные показатели разработки по группе нефтяных месторождений // Нефтегазовое дело. - 2006.

97. Савельев В.А., Токарев М.А., Чинаров A.C. Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи / Учебное пособие. - Ижевск, УдГУ. - 2008. - С. 147.

98. Грачева С.К., Стрекалов A.B., Хусаинов А.Т. Моделирование образования сети трещин при ГРП // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. -2013. - № 2. - http://www.ogbus.ru/authors/ GrachevaSK /GrachevaSK_l.pdf