Моделирование истощения нефтяной оторочки в режиме безгазовых дебитов

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

МОДЕЛИРОВАНИЕ ИСТОЩЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ В РЕЖИМЕ БЕЗГАЗОВЫХ ДЕБИТОВ
А.Л. Ковалев
Расчеты проводились на модели пласта TWOP (западная нефтяная провинция) месторождения Тролл. Идея расчетов, геометрия расчетного элемента пласта и исходные данные были позаимствованы в пределах возможного из работы [1]. Исходные геологофизические параметры пласта TWOP представлены в табл. 1.
Таблица 1
Исходные геолого-физические параметры пласта TWOP
№ п/п Наименование параметра Единица измерения Величина
1 Проницаемость по латерали мД 6500
2 Проницаемость по вертикали мД 3500
3 Пористость д.е. 0,33
4 Толщина газонасыщенной части залежи м 60
5 Толщина нефтяной оторочки м 22
6 Толщина водонасыщенной части м 119
7 Начальное пластовое давление на газонефтяном контакте (ГНК) бар 158,2
8 Пластовая температура °С 67
В табл. 2 представлены свойства пластовых флюидов — из работы [1] и подобранные для настоящих расчетов. Следует отметить, что в работе [1], очевидно, использовалась модель нелетучей нефти, тогда как в настоящей работе расчеты проводились на композиционной модели из трех углеводородных компонентов. Это обусловило некоторое расхождение в принятых там и здесь свойствах нефти и газа, особенно заметное на вязкости последнего и газосо-держании нефти.
Таблица 2
Свойства пластовых флюидов
№ п/п Наименование параметра Единица измерения Величина Отклонение, %
в работе [1] в настоящих расчетах
1 Давление насыщения нефти газом бар 158,2 158,2 0,0
2 Потенциальное газосодержание нефти м3/м3 74,9 69 -8,6
3 Объемный коэффициент нефти б/р 1,174 1,165 -0,7
4 Плотность нефти в пластовых условиях кг/м3 — 818,2 —
5 Плотность газа в пластовых условиях кг/м3 — 116,5 —
6 Плотность нефти в стандартных условиях кг/м3 909,6 882,7 -3,0
7 Плотность газа в стандартных условиях кг/м3 0,7528 0,75 -0,4
8 Плотность воды в стандартных условиях кг/м3 1030 1030 0,0
9 Вязкость нефти в пластовых условиях сП 1,822 1,82 -0,1
10 Вязкость газа в пластовых условиях сП 0,0156 0,018 13,5
11 Вязкость воды в пластовых условиях сП 0,5 0,5 0,0
Поскольку в работе [1] не приведены зависимости фазовых проницаемостей и капиллярных давлений от насыщенности пор флюидами, эти зависимости были взяты из модели пласта одного нефтегазового месторождения Восточной Сибири.
Элемент пласта, на котором проводились расчеты, сделан аналогично описаннному в работе [1]. Его размеры по осям: X — 1200 м, У — 500 м, Z — 201 м. Задача решалась в трехмерной постановке, размерность сетки — 43×5×37 блоков (в этом отличие от работы [1], где элемент задавался двухмерным, — отсутствовало разбиение на блоки по оси У).
Так же, как в работе [1], по осям X и Z сетка задавалась неравномерной: размеры блоков вдоль этих осей изменялись от 1 до 280 м по оси X и до 59 м по оси ^ Вдоль оси У разбиение принято равномерным.
В рассмотренных вариантах, как и в работе [1], элемент пласта дренируется двумя половинами горизонтальных скважин, горизонтальные стволы которых направлены вдоль оси Y и полностью вскрывают элемент на этом направлении. Относительно оси X по-лускважины расположены в двух крайних колонках блоков, каждая из которых имеет ширину 1 м.
В работе [1] нет абсолютно четкого указания, на какой глубине (отметки вдоль оси Z) расположены скважины в элементе пласта TWOP. В настоящей работе влияние глубины размещения горизонтальных стволов на показатели разработки явилось предметом исследования.
Расчеты выполнялись на симуляторе Eclipse 300. Истощение в режиме безгазовых дебитов моделировалось при помощи следующих средств управления данным симулятором.
Задавался дебит нефти одной полускважины в размере 500 м3/сут. На работу скважин накладывались следующие экономические ограничения: минимальный дебит нефти полускважины — 25 м3/сут, максимальная обводненность продукции — 0,97. После выхода за эти ограничения скважины останавливаются (эти условия, за исключением предельной обводненности, соответствуют вариантам 1−2 из работы [1]- в последней предельная обводненность задана на уровне 0,7).
Задана также регулировка дебита жидкости с коэффициентом
0,9 при выходе газового фактора за границы диапазона 50−100 м3/м3. Регулировка осуществляется следующим образом: если на каком-либо расчетном шаге газовый фактор выйдет за верхнюю границу диапазона, то на следующем шаге дебит жидкости будет уменьшен (умножен) на коэффициент 0,9- если газовый фактор выйдет за нижнюю границу, то дебит жидкости будет увеличен (поделен) на указанный коэффициент. Отметим сразу, что во всех расчетах регулировать пришлось лишь выход за верхнюю границу заданного диапазона газового фактора.
Описанный способ задания безгазовых дебитов очевидно более грубый, чем в работе [1]. Однако он позволяет, несмотря на резкое увеличение газового фактора на отдельных расчетных шагах, в среднем удерживать этот показатель в заданном диапазоне.
Были рассчитаны две серии вариантов истощения элемента пласта TWOP в режиме безгазовых дебитов. Серии различаются
пористостью нижнего слоя элемента. В первой серии она принята такой же, как во всем пласте (см. табл. 1), во второй — для нее задано фиктивное значение — 50 единиц.
Внутри серии варианты различаются положением горизонтальных стволов полускважин относительно оси 2. Практически во всех вариантах (за исключением одного, который далее будет рассмотрен отдельно) разработка останавливается из-за снижения дебита ниже заданного минимума. Из первой серии наибольшей суммарной добычей нефти характеризуется вариант, в котором стволы полускважин располагаются на 8,5 м ниже начального ГНК. Динамика показателей этого варианта приведена на рис. 1−3.
По характеру изменения представленные зависимости весьма похожи на показатели аналогичных расчетов из работы [1] (варианты 1, 2). Даже обводненность укладывается в верхний предел, заданный для этих вариантов, — 0,7. Однако накопленная добыча нефти в настоящих расчетах получилась существенно меньшей -более чем в 2,5 раза.
Такое расхождение можно объяснить и некоторым различием в свойствах нефти и газа, принятых в работе [1] и в настоящих расчетах, и более грубым заданием здесь режима безгазовых дебитов.
Рис. 1. Динамика дебита полускважин по нефти и накопленной добычи нефти (серия 1, стволы полускважин на 8,5 м глубже НГНК)
Рис. 2. Динамика дебита полускважин по воде и обводненности продукции (серия 1, стволы полускважин на 8,5 м глубже НГНК)
Рис. 3. Динамика газового (газонефтяного) фактора (серия 1, стволы полускважин на 8,5 м глубже НГНК)
Но основная причина, по мнению авторов, в различиях фазовых проницаемостей.
На рис. 4−7 приводятся зависимости суммарной добычи нефти, максимальной обводненности (достигнутой на каком-либо расчетном шаге) и суммарной добычи воды от расстояния, на котором стволы горизонтальных полускважин находятся ниже начального газонефтяного контакта (НГНК). Синей вертикальной линией на этих рисунках обозначено положение начального водонефтяного контакта (НВНК).
На рис. 8 представлены зависимости коэффициента извлечения нефти в сериях вариантов от положения стволов скважин.
Согласно рисункам максимальная обводненность и суммарная добыча воды монотонно нарастают с удалением стволов скважин от НГНК и приближением НВНК (последняя нарастает практически линейно), что является вполне ожидаемым результатом. Исключение составляет вариант из второй серии расчетов, в котором стволы полускважин помещаются ниже НВНК — здесь расчет останавливается после первого расчетного шага из-за превышения заданного предела обводненности.
Рис. 4. Зависимость суммарной добычи нефти и максимальной обводненности от положения горизонтальных стволов полускважин относительно НГНК (серия 1)
Рис. 5. Зависимость суммарной добычи нефти и воды от положения горизонтальных стволов полускважин относительно НГНК (серия 1)
800-


г-- 0
о
ст

не
со о
. 0

. 0

си


0- 1 0 5
3 і 1 Рас О Н Тй стояние ГС от Н -•-WCMax «5 2 і ГНК, м — Іп^ОК 0 2
Рис. 6. Зависимость суммарной добычи нефти и максимальной обводненности от положения горизонтальных стволов полускважин относительно НГНК (серия 2)
Рис. 7. Зависимость суммарной добычи нефти и воды от положения горизонтальных стволов полускважин относительно НГНК (серия 2)
Рис. 8. Зависимости коэффициента извлечения нефти от положения горизонтальных стволов полускважин относительно НГНК для серий вариантов
Менее очевидна зависимость суммарной добычи нефти от положения стволов скважин относительно НГНК. В обеих сериях расчетов эта зависимость имеет явный оптимум, после которого дальнейшее удаление скважин от НГНК приводит к сокращению суммарной добычи нефти. Понять причину этого эффекта можно, взглянув на рис. 9, на котором показано изменение насыщенности элемента за период разработки для одного из вариантов первой серии расчетов.
Это рисунок показывает, что за время разработки нефть «проваливается» ниже НВНК (наиболее интенсивно в межскважин-ном пространстве). Объяснение этому может быть следующее -отбираемая из порового пространства вода частично замещается нефтью. Чем ближе ствол скважины опускается к НВНК, тем больше отбирают скважины воды (см. рис. 5 и 7), что вполне естественно. Однако тем большее количество нефти идет на замещение добытой воды и тем ниже опускается нефть за НВНК.
В то же время опускающаяся нефть освобождает поры для газа. Таким образом, чем ниже опускается нефть, тем более интенсивно газ прорывается к забоям скважин, в результате чего на скважинах более быстрыми темпами сокращается добыча нефти из-за необходимости поддержания безгазовых дебитов.
Следует отметить, что во второй серии расчетов, где путем задания фиктивной пористости в последнем водонасыщенном слое имитировалась связь элемента пласта со значительной водоносной зоной, суммарные объемы добытой нефти существенно возрастают (примерно на 75%). Это можно объяснить тем, что добываемая вода компенсируется в значительной мере самой же водой, поэтому опускание нефти ниже НВНК не столь велико.
Отметим, что в этом случае разница в суммарной добыче нефти между вариантами с оптимальным размещением горизонтальных стволов и вариантами со смещением стволов к НВНК возрастает как в абсолютном, так и в относительном исчислении.
В завершении были пересчитаны два варианта из второй серии. Первый — с наибольшей суммарной добычей нефти (условно оптимальный) — в нем стволы скважин размещаются на 5,5 м ниже НГНК. Второй — ближе к НВНК, в 17,5 м ниже НГНК. При пересчете изменялось лишь одно условие: скважины при снижении их дебита ниже заданного предела (25 м3/сут по нефти) не останавлива-
Рис. 9. Изменение насыщенности элемента в процессе разработки: а — на начало разработки- б — на конец разработки (серия 1, стволы полускважин на 19,5 м глубже НГНК)
лись окончательно, а ставились на проверку и, если в какой-либо момент их дебит удовлетворял заданному пределу, включались вновь.
В результате указанного пересчета суммарная добыча нефти в условно оптимальном варианте (стволы скважин на 5,5 м ниже НГНК) увеличилась на 55,3 тыс. т (8,05%), добыча воды — на 24,2 тыс. м3 (5,74%). В варианте, где стволы скважин на 17,5 м возросли ниже НГНК, добыча нефти и воды возросла соответственно на 147,4 тыс. т (34,53%) и 63,6 тыс. м3 (1,33%).
Причина полученного результата заключается, очевидно, в двояком механизме сокращения дебита скважин по нефти. Основным фактором, безусловно, является сокращение дебита жидкости для поддержания безгазового дебита. В то же время последний разделяется на дебит нефти и воды, и соответственно, образование конусов воды будет также сокращать дебит по нефти.
После того как скважина будет остановлена из-за снижения дебита по нефти ниже заданного лимита, управляющий дебит жидкости останется для нее неизменным (в силу используемых средств управления скважиной). Но с течением времени будет происходить расформирование водяного конуса, в результате чего дебит скважины по нефти, возможно, снова станет больше заданного лимита и она сможет быть повторно включена в работу.
Очевидно, описанный механизм повторного включения скважин даст наибольший эффект (прирост добычи нефти) там, где больше активность воды. Это и подтверждают результаты пересчета в варианте в котором ствол скважины спущен ближе к НВНК, прирост добычи нефти получился большим как в относительном, так и в абсолютном исчислении. Несмотря на это, суммарная добыча нефти осталась большей в варианте с более высоким расположением стволов скважин (на 5,5 м ниже НГНК) — 742,4 тыс. т (в варианте с размещением стволов скважин на 17,5 м ниже НГНК — 574,1 тыс. т).
Список литературы
1. Закиров С. Н. Новый подход к разработке нефтегазовых залежей / С. Н. Закиров, И. С. Закиров // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: обз. инф. — М.: ИРЦ Газпром, 1996. — 52 с.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой