Исследование эффективности нестационарного воздействия на коллекторы двойной пористости

Выделившиеся в призабойной  зоне пласта, в канале и отверстиях перфорации пузырьки газа при входе  в полость скважины испытывают воздействие  направленной вверх силы Архимеда и  центростремительной силы инерции  потока. В силу низкой плотности  газа наибольшее влияние оказывает  сила Архимеда, благодаря чему между  стенками обсадной колонны скважины и основным потоком жидкости образуется скопление газовых пузырьков, которые играют роль «газового подшипника» [10], снижающего гидросопротивления на участке потока в пределах нефтенасыщенной части основу механизма. Физический фактор играет роль акселератора гидродинамического механизма, использующего энергию растворенного газа. Физико-химический фактор усиливает воздействие рассмотренного механизма снижением скин-фактора в нефтенасыщенной части пласта при увеличении депрессии.

Обязательным  условием проявления данного механизма  в условиях водоплавающей залежи или ВНЗ является наличие выдержанного непроницаемого раздела между водонасыщенной и нефтенасыщенной частями продуктивного  разреза, тормозящего образование  конусов водонасыщенности.

Следует заметить, что бесконтрольное форсирование отбора жидкости приводит к крупным потерям в текущей добыче нефти и конечной нефтеотдачи пластов.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней  стадии разработки, когда обводненность  достигает более 75%. При этом нефтеотдача  возрастает вследствие увеличения градиента  давления и скорости фильтрации. При  этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти  с поверхности породы.

 

 

 

Исследование эффективности нестационарного воздействия на коллекторы двойной пористости

 

Хорошо известно, что коллекторы с двойной пористостью  характеризуются крайне высокой  неоднородностью фильтрационно - емкостных  свойств. Наличие двух вложенных  друг в друга фильтрационных систем подразумевает применение особых методов  разработки таких месторождений  нефти. Однако до недавнего времени  в разработке карбонатных коллекторов  применялись технологии, хорошо зарекомендовавшие  себя на терригенных коллекторах, но показавшие низкую эффективность при  выработке запасов нефти из трещинно-поровых  пластов. Поэтому запасы нефти, сосредоточенные  в коллекторах с двойной пористостью, традиционно относят к категории  трудноизвлекаемых.

Для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов  необходимо увеличить текущий коэффициент  охвата пласта заводнением за счет внедрения воды в малопроницаемые  нефтенасыщенные пористые блоки  матрицы. Такими возможностями обладает упругокапиллярный циклический  метод разработки — нестационарное заводнение (НЗ).

Несмотря  на положительный промысловый опыт применения нестационарного воздействия  на карбонатные коллекторы, нестационарные технологии редко применяются на практике. Сложились стереотипы, пришедшие из разработки терригенных массивных коллекторов, о том, что для нестационарного воздействия необходимы наличие развитой системы ППД, блочно - замкнутая или рядная система разработки и т. д. Однако, как будет показано далее, для повышения эффективности выработки запасов нефти из коллекторов двойной пористости достаточно периодического воздействия со стороны отдельных нагнетательных скважин на группу близлежащих добывающих скважин. При этом эффект от НЗ заключается не только в дополнительно добытой нефти, но и в сокращении объемов попутно добываемой воды.

Постановка  задачи:

Исследуем процессы нестационарного  воздействия на пласт с коллектором  двойной пористости.. Моделируемый участок пласта имеет геометрические размеры 500x500x5 м. Коллектор пласта имеет  однородную по пористости и проницаемости  матрицу (m_пор = 0,14 доли ед., К_пор = 0,001 мкм²) и систему трещин с пустотностью 0,01 доли ед. и проницаемостью K_тр. = 10 мкм². Параметр интенсивности обмена пластовыми флюидами между системами пор и трещин. Коэффициент сжимаемости поровых блоков - 4,3-10^-5 атм^-1, трещин — 10^-3 атм^-1.

Нагнетательная и добывающая скважины пускаются в работу одновременно с ограничением по забойным давлениям  в зоне отбора — 20 атм, в зоне нагнетания — 200 атм. В качестве базового варианта  рассматривается стационарная работа добывающей и нагнетательной скважин. 

 

1. Нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины (время работы T_w равно времени простоя T_s)

Пусть нестационарное воздействие  осуществляется со стороны нагнетательной скважины с равными периодами  работы T_w и остановки T_s. Рассмотрим следующие значения T_w = T_s = 15 (v3), 30 (vl), 60 (v2) суток . Приёмистость нагнетательной скважины задавалась таким образом, что в среднем за цикл объем закачанной воды равнялся закачанному за такое же время объему при стационарной работе скважины. Расчеты показывают, что, при всех прочих равных условиях, периодическая работа нагнетательной  скважины является более эффективной. При этом наблюдаются увеличение дебита нефти и снижение обводненности добываемой продукции.

На рис. 6 приведена динамика дебитов нефти и обводненности для стационарной и периодической работы нагнетательной скважины. Видно, что дебит нефти при нестационарном воздействии в начальный период всегда выше базового варианта, а обводненность — ниже.         

 

Рис. 6. Динамика технологических показателей (а) и характеристики вытеснения (б) для вариантов нестационарного воздействия и базового варианта.

 

Рис.7. Зависимости текущего КИН от обводненности (а) и конечные КИН (б) для разных вариантов разработки

Динамика кубов насыщенности показывает, что при нестационарном воздействии  в область порового пространства внедряется больший объем закачиваемой воды. При этом движение флюидов отражает периодичность нестационарного воздействия: в период работа нагнетательной скважины наблюдается внедрение воды в поровые блоки матрицы, в период ее остановки — отток нефти из пористых блоков в трещинную систему.

Интересно, что величина эффекта  практически не зависит от длительности периода работы и остановки, хотя абсолютный максимум соответствует значению T_W = T_s = 30 сут. Для базового варианта на конец расчетного периода КИН достигает величины 0,306, для нестационарного воздействия с периодом Т_s - Т_w = 15 сут — 0,317, для T_s = T_w= 30 сут — 0,318, T_W = T_S = 60 сут — 0,316 доли ед. (рис. 7).

С другой стороны, при более длительных периодах простоя и работы уменьшается объем добываемой воды. При этом характеристика вытеснения для варианта с Т_w = T_s = 60 суток лежит выше остальных кривых, т. е. на равные объемы добываемой жидкости для данного варианта приходятся  большие объемы нефти (см. рис. 6, б).

В качестве итога приведем зависимости  относительного снижения объемов добываемой воды (в долях от базового варианта) и прироста КИН (на конец расчетного периода) от продолжительности времени  работы (простоя) нагнетательной скважины в цикле (рис. 8). Видно, что эффективность от применения циклического воздействия максимальна при продолжительности полупериода в 30 сут. Очевидно, что данное значение зависит от множества параметров, включая фильтрационно-емкостные данные, и определяется для каждого конкретного случая.

 

 

 

2. Нестационарное  воздействие со стороны нагнетательной скважины (T_W = T_S)

Пусть нестационарное воздействие  осуществляется со стороны нагнетательной скважины с неравными периодами работы Т_w и остановки T_s.

Предположим, что время работы меньше времени простоя. Пусть время работы нагнетательной скважины в цикле равно 15 сут. Рассмотрим следующие значения Т_s= 30 (vl), 60 (v2), 90 (v3) сут. Приёмистость нагнетательной скважины задавалась таким образом, что в среднем за цикл объем закачанной воды равнялся закачанному за такое же время объему при стационарной работе скважины.

Проделанные расчеты показали следующее. При несимметричных циклах, когда  время остановки нагнетательной скважины больше времени ее работы, для сохранения условия по объемам закачиваемой воды необходимо увеличивать амплитуду воздействия со стороны нагнетательной скважины. Возрастание амплитуды (т. е. приёмистости нагнетательной скважины в период ее работы) приводит к интенсивному обмену между матрицей и трещинами, что в свою очередь повышает эффективность выработки запасов.

На рис. 9 представлены результаты расчетов для разных соотношений времен простоя и работы нагнетательной скважины. Применение нестационарного воздействия с несимметричными периодами работы и простоя позволяет повысить эффективность нефте- извлечения, причем чем больше соотношение T_s / T_w (при равных накопленных объемах закачанной воды), тем выше эффект от нестационарного воздействия.

Рис.9. Характеристики вытеснения (а) и зависимости текущего КИН от обводненности (б) для базового варианта и вариантов нестационарного применения нестационарного воздействия

 

Рассмотрим случай, когда период простоя равен или меньше периода  работы нагнетательной скважины. Пусть T_s = 15 (v4), 10 (v5) сут. При периодах простоя, меньших периода работы нагнетательной скважины, эффективность от применения нестационарного воздействия снижается, но, тем не менее, остается выше базового варианта (стационарная работа скважины). При этом необходимо отметить возрастающие объемы попутно добываемой воды, а для варианта v5 объем накопленной добычи воды превышает аналогичный показатель базового варианта. Применение нестационарного воздействия с периодом остановки, меньшим периода работы нагнетательной скважин снижает эффективность технологии.

В качестве итоговых приведем зависимости  при роста КИН и относительного снижения добычи вода (относительно базового варианта) от соотношении периодов простоя и работы нагнетательной скважин в цикле (рис. 10). Видно, что при продолжительности периодов работы, больших, чем периоды простоя варианты нестационарного воздействия характеризуются большими (чем при стационарном заводнении) объемами добываемой воды, что соответствует отрицательным значениям анализируемого параметра. Прирост КИН при любых рассмотренных вариантах нестационарного воздействия всегда положителен.

Рис 10. Зависимости прироста КИН и относительного снижения добычи воды (относительно базового варианта) от соотношения периодов простоя и работы нагнетательной скважины в цикле:

1 – прирост КИН;  2- снижение добычи

Выводы

1. Нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины на коллекторы с двойной пористостью является всегда эффективным. Эффективность нестационарного воздействия незначительно зависит от продолжительности полупериода работы (остановимся) нагнетательной скважины. Однако объемы попутно добываемой воды значительно зависят от T_w = T_s, и чем выше длительность полупериода работы (остановки), тем ниже объемы попутно добываемой воды.
2. Применение нестационарного воздействия с нессимметричными периодами работы и простоя позволяет повысить эффективность нефтеизвлечения, причем чем больше соотношение Тs / Тw (при равных накопленных объемах закачанной воды), тем выше эффект от нестационарного воздействия. При периодах простоя Тs меньших периода работы T_w нагнетательной скважины, эффективность от применения нестационарного воздействия снижается, а объемы попутно добываемой воды возрастают.

 

 

Заключение

 

В XXI в. для поддержания  уровня добычи во многих районах необходимо эффективно использовать имеющиеся  месторождения, большинство которых  из числа разрабатываемых находится  на стадии исчерпания активных рентабельных запасов. Их доля может еще уменьшится в связи с неожиданным падением цен на нефть, что может случиться  в любое время. К сожалению, имеется  ряд негативных последствий сверх  интенсивного освоения нефтегазовых ресурсов. Форсированная разработка как нефтяных, так и газовых месторождений  привела к тому, что текущий коэффициент нефтеотдачи даже на завершающей стадии активного освоения составляет всего лишь 25-30 %, а в юрских отложениях - 15 %. Обводненность добываемой продукции в среднем составляет 82 %. Есть разрабатываемые месторождения, где в добываемой жидкости из скважин нефть составляет менее 10 %.

Среднесуточный  дебит нефти одной скважины сегодня 7,4 т, и только высокая цена на нефть  позволяет временно считать такие  дебиты рентабельными. Кстати, и скважинный среднесуточный дебит газа немного  превышает 6000 м³. Флюидодинамические процессы в газовых месторождениях более мобильны, и чрезмерно форсированный отбор ведет не только к быстрой потере пластовой энергии, но и снижению ресурсного потенциала, что можно наблюдать на газовых гигантах. Следовательно, без ввода в разработку новых месторождений на добыча газа будет снижаться.

Обладая мощной нефтегазовой индустрией во всей совокупности, приходится решать сложные задачи. Видимо, в  новой стратегии развития нефтегазовой промышленности определяющим должно быть усиление роли государственных рычагов  управления. По мнению российских ученых и независимых экспертов необходимо учитывать и постоянно корректировать такие важные параметры, как: экспортное и внутреннее потребление; оперативное  регулирование финансовыми и  инвестиционными потоками; налоговую систему; наличие резервных объемов нефти и газа, в т.ч. в подземных нефтяных и газовых хранилищах, которые можно использовать в качестве залогового инструмента; восполнение рентабельных разведанных запасов за счет открытия собственных крупных и высокодебитных месторождений, а также приобретения лицензионных участков (концессий) за рубежом; эффективное освоение имеющегося фонда месторождений и скважин с трудноизвлекаемыми запасами, предусматривая выборочную реабилитацию залежей нефти и газа; новейшие научные достижения и эффективное использование новых технологий.

Объективная оценка ситуации заключается в том, что  очень мала возможность ввода  в разработку новых крупных и  высокодебитных (еще даже не выявленных) месторождений на территории в ближайшие 20-25 лет, так как поисково-разведочные  работы, как правило, не ориентированы  на новые объекты, а привязаны  к уже освоенным месторождениям и проводятся в очень малых  объемах. Возможно в ближайшие два-три  десятилетия в нефтяной промышленности России основными объектами будут  уже разрабатываемые месторождения.