Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением методов увеличения нефтеизвлечения на основе математического моделирования

Краткое описание

Содержание
ВВЕДЕНИЕ...4

1. ОБЗОР И ВЫБОР МЕТОДИК ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-

"j ' ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕРОПИРИЯТИЙ...11

1

\ 1.1 Выбор методики оценки эффективности применения методов

увеличения нефтеизвлечения пластов...11

1.2 Отбор множества ГТМ из «Классификатора видов работ» ОАО «Татнефть», эффективность которых можно оценить используя гидродинамическую модель...22

1.3 Принципы расчета прогнозных оценок проведения ГТМ...26

2 ОСНОВНЫЕ АСПЕКТЫ ПОСТРОЕНИЯ ТРЕХМЕРНОЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ МОДЕЛИ НЕФТЯНОГО РЕЗЕРВУАРА...30

2.1 Построение геологической модели...30'

2.2 Построение гидродинамической модели...45

2.3 Выявление зон остаточных запасов нефти, оценка выработки пластов на текущем этапе разработки нефтяного месторождения...52

2.4 Выделение гидродинамически несвязанных участков объекта разработки на момент проведения мероприятий...56

3 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВ. ОБОСНОВАНИЕ НАИБОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНОЙ СИСТЕМЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ...61

1 3.1 Структура текущих запасов по данным ЗД модели...61

j 3.2 Анализ эффективности вариантов разработки перспективных

участков гидродинамическими методами...64

3.3 Оценка эффективности ГТМ при проектировании разработки

нефтяных месторождений...71

3.4 Использование ЗД моделей для анализа эффективности

методов увеличения нефтеизвлечения...74

4 РАЗДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТОВ ОТ МЕРОПРИЯТИЙ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОН ВЛИЯНИЯ СКВАЖИН...90

4.1 Разделение эффектов на основе на основе ЗД геологогидродинамической модели...90

4.2 Определение зон влияния мероприятий по скважинам...95

ЗАКЛЮЧЕНИЕ...102

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ...104
Введение

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время структура сырьевой базы такова, что крупные месторождения находятся на поздней стадии разработки и применение традиционных технологий по вовлечению невыработанных запасов может быть экономически нецелесообразным. Вследствие чего значительные объемы запасов окажутся не вовлеченными в промышленную разработку. Это относится к трудноизвлекаемым запасам, содержащимся в застойных зонах не дренируемых существующей сеткой скважин.

В структуре остаточных извлекаемых запасов нефти в Республике Татарстан активные извлекаемые запасы составляют 20,4%. Трудно извлекаемые - 79,6%, в том числе на высоковязкие приходится 39,5%, в малопроницаемых коллекторах - 20,4%. В водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины - 19,5% (Галеев Р.Г. [1], Хисамов Р.С. [2, 3]).

Эффективность разработки нефтяных месторождений, наряду с геолого-физической характеристикой пластов, определяется и системой размещения скважин, и методами воздействия. В прерывистых и неоднородных по коллекторским свойствам пластах полнота вытеснения нефти достигается путем создания в реализуемой системе разработки геометрии потоков, адекватной геологическому строению. Однако, возможности гидродинамических методов воздействия на пласт в целях повышения нефтеизвлечения и, в целом, для повышения технико-экономической эффективности разработки, ограничены.

Одним из наиболее рациональных направлений улучшения выработки трудноизвлекаемых запасов является переход на принципиально новые системы разработки месторождений с временным применением гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеизвлечения, которые, обеспечивают эффективное дренирование и являются

перспективными методами не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеизвлечения пластов.

Мировой и отечественный опыт применения методов увеличения нефтеизвлечения показывает, что их применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов, а в некоторых случаях - перевести забалансовые запасы нефти в балансовые.

В настоящее время еще не исследованы многие вопросы, связанные с полнотой нефтеизвлечения при разработке месторождения с применением гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеизвлечения, с выбором рациональных систем и режимов разработки. Отсутствуют адекватные геолого-гидродинамические модели, позволяющие моделировать системы разработки с применением методов увеличения нефтеизвлечения.

Настоящая диссертационная работа посвящена решению указанных задач путем математического моделирования гидродинамических процессов в пласте при его разработке с применением методов увеличения нефтеизвлечения.

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ.

Оценка промышленных запасов нефти по основным месторождениям Татарстана показывает, что в разрабатываемых месторождениях все более возрастает доля трудноизвлекаемых запасов. Для стабилизации добычи нефти проводятся мероприятия по стимуляции скважин и повышению нефтеизвлечения пластов. При этом в большинстве случаев мероприятия различного вида проводятся одновременно. Для эффективной разработки месторождений с использованием методов увеличения нефтеизвлечения необходимо учитывать как суммарный эффект от проводимых мероприятий по всему участку воздействия, так и вклад в добычу каждого мероприятия в отдельности. Кроме того, необходимо учитывать взаимовлияние проводимых

мероприятий, возможный синергетический эффект которых невозможно учесть традиционными методиками оценки эффективности.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ.

Исследование и совершенствование методик расчета эффективности геолого-технологических мероприятий (ГТМ) при одновременном их проведении на основе геолого-гидродинамической модели месторождения нефти.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ:

• выделение гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий и выделение зон влияния проводимых мероприятий;

• оценка эффективности применения гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеизвлечения пластов;

• подбор наиболее эффективных геолого-технологических мероприятий.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.

Основным инструментом исследований является математическое моделирование процессов движения флюидов в пласте на основе законов механики сплошных сред. Появление быстродействующей вычислительной техники и сервисных вычислительных программ, реализующих гидродинамические модели вытеснения, создало реальную возможность развития математического моделирования разработки с использованием методов увеличения нефтеизвлечения пластов. Такие модели позволяют выполнить гидродинамические расчеты с использованием всей имеющейся исходной геолого-промысловой информации о продуктивных пластах и насыщающих их флюидах. Важной особенностью трехмерных моделей является возможность учитывать факторы, определяющие сложную картину течения жидкости, такие, как многопластовый характер эксплуатационного объекта, зональную и слоистую неоднородность пластов, интерференцию

скважин, характер перемещения пластовых флюидов при различных режимах работы скважин и залежей нефти.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА ВЫПОЛНЯЕМОЙ РАБОТЫ.

Основные научные результаты, полученные автором, заключаются в следующем:.

1. Произведено группирование геолого-технологических мероприятий с учетом особенностей их механизма воздействия на продуктивный пласт.

2. Установлена зависимость выработки и распределения остаточной нефтенасыщенной толщины от глинистости продуктивных пластов.

3. Установлена зависимость распределения гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий от глинистости и остаточных нефтенасыщенных толщин.

4. Установлена зависимость суммарного и раздельного эффекта от гидродинамического воздействия на продуктивный пласт нефтяного месторождения.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

1. Трехмерная геолого-гидродинамическая модель с оценкой выработки пластов и выявлением зон остаточных запасов нефти при проведении геолого-технологических мероприятий.

2. Определение гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий и зон влияния проводимых мероприятий.

3. Метод оценки эффективности геолого-технологических мероприятий при одновременном применении гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеизвлечения пластов.

ДОСТОВЕРНОСТЬ.

Рассматриваемые в диссертации задачи и проблемы исследованы и решены с позиций современной гидродинамики, с использованием методов численного анализа.

Практическая пригодность методик устанавливалась на основе многочисленных математических экспериментов и сравнения с промысловыми данными. Справедливость алгоритмов совместного решения задачи оценки эффекта одновременного воздействия на пласт гидродинамическими и третичными методами доказана на основе сопоставления результатов расчетов с технико-экономическими показателями, полученными в процессе разработки нефтяного месторождения.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ И РЕАЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ:

1. Предложен метод определения выработки пластов нефтяного месторождения с использованием трехмерной геолого-гидродинамической модели на основе оценки остаточной нефтенасыщенной толщины.

2. Разработан метод выделения гидродинамически «обособленных» участков объекта разработки на момент проведения мероприятий и выделения участков воздействия проводимых мероприятий.

3. Создан метод оценки суммарного и раздельного эффекта от применения гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеизвлечения пластов при одновременном их проведении.

На основе созданных методик разработаны: 1) технологии картопостроения выработки запасов, остаточных нефтенасыщенных толщин, зон влияния геолого-технологических мероприятий; 2) компьютерные программы оценки эффективности мероприятий при их одновременном проведении, которые включены в стандартную технологию составления

проектной документации на разработку нефтяных месторождений в институте ТатНИПИнефть.

СТЕПЕНЬ ВНЕДРЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ:

Основные рекомендации, полученные по результатам математического моделирования, использованы в технологической схеме разработки (TCP) Чеканского (2001 г.), Сарапалинского месторождения (2003 г.), технико-экономическом обосновании бурения скважин под санитарную зону на Альметевской площади Ромашкинского месторождения (2003 г.), опытное применение технологий методов увеличения нефтеизвлечения (МУН) на участке 2-го блока Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения (2004г.).

В работах произведен расчет показателей разработки с одновременным внедрением различных мероприятий.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ.

Основные результаты диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции: «Прогрессивные технологии поисков, разведки, доразведки и контроля за разработкой- нефтяных месторождений. Нетрадиционные направления» (п. Джалиль, 11 апреля 2000 г.), научно-практической конференции «Новые идеи в поиске, разведке и разработке нефтяных месторождений», посвященной 300-летию Горно-геологической службы России и 50-летию ОАО «Татнефть» (г. Казань, 5-8 сентября 2000 т.), республиканской молодежной- научно-практической конференции «Мы геологи XXI века» (г. Казань, 29 марта 2001 г.), научно-практической конференции «Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения», посвященной 10-летию Академии Наук РТ (г. Казань, 28-30 ноября 2001 г.),.технической ярмарке «Ярмарка идей ОАО Татнефть» (г. Альметевск, 30 ноября 2001 г.), республиканской молодежной научно-практической конференции «Мы геологи XXI века» (г. Казань, 20 мая 2002 г.), 12-й Европейском симпозиуме

9

EAGE «Повышения нефтеотдачи пластов» (г. Казань, 08-10 сентября 2003 г.), «Московском форуме информационных технологий компании Landmark» (г. Москва, 16-18 сентября 2003 г.), научно-практическом семинаре журнала «Нефтяное хозяйство» «Использование информационных технологий при разработке месторождений» (р.п. Карабаш, 18-19 августа 2004 г.), IV открытой молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть», (р.п. Джалиль, 24-25 сентября 2004 г.).

СТРУКТУРА И ОБЪЕМ РАБОТЫ.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения, содержит 116 страниц машинописного текста, 52 рисунка, 5 таблиц, ПО библиографических ссылок, в том числе 6 иностранных источников.

Автор выражает благодарность за постоянную помощь и внимание своему научному руководителю Абдулмазитову Р.Г., а также глубокую признательность сотрудникам института «ТатНИПИнефть» Фазлыеву Р.Т., Рамазанову Р.Г., Низаеву Р.Х, Хакимзянову И.Н., Бакирову И.М., Насыбуллину А.В., Латифуллину Ф.М. за обсуждение и ценные советы при работе над диссертацией.

10

1. ОБЗОР И ВЫБОР МЕТОДИК ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕРОПИРИЯТИЙ

1.1 Выбор методики оценки эффективности применения методов увеличения нефтеизвлечения пластов

В силу экономической независимости современной нефтяной компании правильный учет и планирование затрат на добычу нефти является решающим фактором в эффективности ее хозяйственной деятельности. Для осуществления этого необходимо получение технологической оценки от проведения мероприятия. Все изменения текущей технологии извлечения нефти из пласта в дальнейшем будем называть мероприятиями.

В настоящее время технология извлечения нефти в компании «Татнефть» располагает достаточно большим набором мероприятий, которые перечислены в регламентном документе «Классификатор видов работ» [4]. Эти мероприятия условно можно разделить на две группы. Первая группа содержит мероприятия, необходимые для поддержания добычи нефти на рассматриваемый год, определяемые либо проектными показателями, либо планом предыдущего года. Вторая группа содержит мероприятия, интенсифицирующие добычу нефти, которые позволяют либо увеличить добычу нефти, либо уменьшить темп падения добычи предыдущего года. В свою очередь технологические оценки мероприятий можно разделить на технологические оценки «по факту» и «планируемые». Как следует из самого названия, первые оценки начинаются с момента проведения мероприятия в предположении, что имеется фактическая информация о технологических показателях реальной разработки. Вторые оценки должны быть получены как плановые в естественном предположении, что фактической информации о технологических показателях разработки нет. Отметим наиболее полное методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеизвлечения пластов среди

11

опубликованных методик РД. 153-39.1 -004-96 [5], монографии Муслимова Р.Х. [6, 7], направлены на получение оценок «по факту». Все эти методики основаны на получении так называемых базовых зависимостей, использующих фактические данные из истории разработки. Базовые зависимости можно разбить на две группы. Первую составляют зависимости, полученные'на основе кривых падения, [8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19]. Кривые падения это фактические зависимости от времени QH(t) - добыча нефти, Qx(t) - добыча жидкости, F(t) — обводненность жидкости. Вторую группу составляют зависимости, полученные на основе кривых вытеснения Qui = Ф(tM, где tM — время проведения очередного мероприятия.

Приведенные методики обладают двумя следующими недостатками:

1. Невозможно учесть интерференцию скважин. Это приводит к большим трудностям при разделении эффектов от проведения одновременных мероприятий.

2. Методику нельзя применять для оценки планируемых мероприятий. Поэтому для учета интерференции скважин и планируемых

мероприятий предлагается использование гидродинамической модели течения нефти и воды в пористой среде нефтяного резервуара. Для этого необходимо связать множество мероприятий из «Классификатора вида работ» с необходимыми граничными условиями и параметрами в

12

гидродинамической модели и на основе проведенного анализа выбрать мероприятия, эффективность которых целесообразно оценивать с помощью модели.

Выпишем математические модели, которые предполагается использовать для оценки эффективности мероприятий [20, 21, 22].

Модель трехфазного изотермического течения жидкости и газа (модель нелетучей нефти, или черной нефти) успешно используется при решении вопросов разработки месторождений при различных режимах эксплуатации.

В модели нелетучей нефти предполагается наличие трех фаз (нефть -вода - газ). Вода и нефть не смешиваются и не обмениваются массами. Газ предполагается растворимым в воде и нефти, т.е. вода и нефть состоят из двух компонентов, соответственно, вода — растворенный газ и нефть — растворенный газ.

Модель нелетучей нефти базируется на уравнении неразрывности или сохранения массы флюидов и уравнении движения (закон Дарси), которым описывается скорость течения для каждого из флюидов.

Закон Дарси устанавливает зависимость между скоростью движения и градиентом давления для каждой фазы.

Закон Дарси распространяется только на ньютоновские жидкости, когда высокоскоростные к низкоскоростные эффекты достаточно малы.

Предполагается, что при изотермическом течении флюиды в пласте находятся при постоянной температуре и в состоянии термодинамического равновесия. В этом случае зависимости PVT (давление — объем — температура) представлены как функции зависимости объемных коэффициентов от давления:

Bo=(Vo+VgQ)rc/(Vo)stc=f(Po), (1)

BW=(VW+ ГрЮ)гс/(Г^с=/(Р„), (2)

^=

Массообмен между нефтяной и газовой фазами, между водяной и газовой фазами описывается через коэффициент растворимости:

13

Rso=(VgjVo)stc=f(Po), (4)

R™=(Vgv/V.)s,c=f(PJ, . . (5)

Плотность флюидов и поровый объем выражаются как функции

давления с помощью уравнений состояния в явном или неявном виде.

Предполагается, что тензор абсолютной проницаемости - к имеет

диагональный вид:

0 0

0 0

0 0 к.

Если кх=ку=к:, то пласт считается изотропным.

Предполагается, что начальным условием для пласта являются условия равновесия давлений. Поэтому между двумя соседними сеточными блоками 1-2 должны реализовываться следующие уравнения.

Р78, (6)

g, (7).

К*Р*2. (8)

В уравнениях (1-8) приняты следующие обозначения:

/— индекс фазы (о — нефти, w — воды, g — газа);

Pf— давление в/-ой фазе;

Bf- объемный коэффициентной фазы;

V/ — объем, занятый фиксированной массой компонента нефти, воды, газа;

Vgf— объем, занятый фиксированной массой компонента растворенного газа в воде или нефти;

Д?,_2 - разность глубины двух соседних точек 1 и 2;

stc - нормальные (стандартные) условия на поверхности;

гс - пластовые условия;

Rs0 - коэффициент растворимости газа в нефти;

Rsw — коэффициент растворимости газа в воде;

t — время.

14

Уравнения нелетучей нефти представляют собой систему уравнений, объединяющей уравнение движения Дарси и уравнения сохранения массы флюидов. Уравнение движения (скорость фильтрации) описывается законом Дарси:

M) (9)

Исходная система дифференциальных уравнений сохранения массы с учетом уравнения (9), описывающая трехфазное трехмерное течение жидкости в поровой среде, имеет вид:

нефть У[Я. (VP -у У/»)]= VY ° o/ + go; (Ю)

вода VMVP.-Y,VA)J= "vy""' w.+ g,,.; (11)

газ

dt krfk

где Ху =

Для замкнутости системы (10. - 12) вводятся три дополнительных соотношения

S0+Sw+Sg=l, (13)

PCow=Po-Pw=F(Sw,SQ), (14)

Обозначения в (9 - 15):

/- индекс фазы {о — нефти, w — воды, g — газа);

к — тензор абсолютной проницаемости пористой среды;

k,f- относительная проницаемость для/-й фазы;

"kj - динамическая вязкость флюида;

Bf- объемный коэффициент; . yf = pfg — удельный вес;

h — глубина относительно уровня моря, отсчет вниз по вертикали;

15

qf— дебит (расход) /-ой фазы, добываемый с единичного объема пласта в единицу времени;

Sf— насыщенность пласта/-ой фазой;

RS0(RSw) - коэффициент растворимости газа в нефти (воде);

Pf— давление в ./-ой фазе;

Pcgo - капиллярное давление в системе нефть-газ;

Pcow - капиллярные давления в системе нефть-вода;

Wf- скорость течения/-ой фазы;

ф-пористость;

Pj - плотность /-й фазы;

t — время.

Для полной формулировки математической модели исходная система уравнений (9 — 15) должна быть дополнена уравнениями состояния (данными PVT), о которых сказано выше, а также начальными и краевыми условиями.

Под начальными условиями понимается начальное распределение искомых значений давления и насыщенностей на момент времени t=0.

Под краевыми условиями понимаются граничные условия (режимов работ) на границе моделируемой области и на каждом из источников и стоков, представляющих скважины.

В системе уравнений (9 - 15) 17 неизвестных: Ро, Pw, Pg, So, Sw, Sg, Bo, Bw, Bg, p0, p,,, pg, kro, kw, krg, Rso, Rsw, для которых требуется 17 уравнений:

- 3 уравнения состояния или таблицы (PVT), позволяющие вычислить

Ро, Pw, Pg =ЛРУ

- 3 уравнения или таблицы PVT, задающие Во, Bw, Bg =j(P);

- 2 уравнения или таблицы PVT, задающие Rso, Rsw -j{P)',

- 3 таблицы относительных проницаемостей, задающие kr0=J[So),

1 уравнение для насыщенностей, дающее, Sg=l—S0 — Sw;

2 таблицы капиллярных давлений, дающие Pw=Po-Pcom P-w=Po-Pcow\

16

Таким образом, для нахождения оставшихся переменных: Ро, Sw, So требуются 3 уравнения (10-12).

Для решения системы уравнений (9 — 15) используется общий подход, подробнее вычислительные аспекты описаны в работах Голф-Рахта Т.Д.[23], Желтова Ю.П. [24], Кричлоу [25], Максимова М.М., Рыбицкой Л.П. [26, 27], Одеха А.С. [28], Писмана Д.В. [29, 30].

Наиболее распространенным подходом представления скважин при численном моделировании является метод описанный Максимовой М.М., Рыбицкой Л.П. [26], Коастом К.Г. [31], Писманом Д.В. [29], Вахитовым Г.Г. [32, 33] учитывающий связь между стволом скважины и связанными с ним блоками сетки.

Используя понятие постоянной части коэффициента продуктивности (PID), уравнение дебита фазы в анизотропном пласте для вертикальной скважины представляется в виде

(16)

4KKAL lnfc/rJ+S' V }

jAx\lkv/kx+Ay\lkJkv

Обозначения в (16 - 18):

i,j, к- индекс блока со скважиной;

Рук - давление в блоке;

Pbh - забойное давление на скважине;

Tf— коэффициент подвижности;

кх, ку, к2 - абсолютная проницаемость пласта по оси X, У, Z (для изотропного пласта кх=ку—к^)\

AL -длина вскрытия скважиной блока i,j, к;

Дх, Ду, Az - размеры блока;

rw - радиус скважины;

17

Список литературы