Scientific journal
Modern problems of science and education
ISSN 2070-7428
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,813

THE INFLUENCE OF DEPOSITS GEOPHYSICAL CHARACTERISTICS ON OIL RECOVERY FACTOR DURING THE MULTI-LAYER OIL AND GAS EXPLORATION

Samoylov A.S. 1
1 Federal state budget higher professional educational institution "Tyumen State Oil and Gas University"
Главным вопросом при совместной выработке запасов нефти является синхронность разработки пластов с достижением максимального значения коэффициента извлечения нефти (КИН) в течение проектного периода эксплуатации. При опережающей разработке одного из пластов дебит второго не обеспечит рентабельных дебитов при наличии невыработанных запасов. В этой связи необходимо решать задачу расчета технологических параметров работы скважины, обеспечивающей синхронность выработки пластов за общий проектный период. Ввиду данных вопросов, разработана методика расчета входных дебитов и конструктивных особенностей скважин, обеспечивающая расчет прогнозных показателей на этапе проектирования многопластовых объектов. Для достижения поставленных задач были использованы законы фильтрации жидкостей в пористой среде, а также эмпирические зависимости трубной гидравлики, обеспечивающие детализацию энергетической составляющей процесса. Применение данной методики обеспечивает сокращение временных затрат на выполнение ряда вычислительных экспериментов на цифровой фильтрационной модели за счет оперативного расчета прогнозных показателей на этапе проектного выделения пластов в один эксплуатационный объект.
When simultaneous exploration from several neighboring deposits is taken place, one of the main aims is the accomplishment of maximum oil recovery factor during the field development period. With advanced development of one of the layers, the production rate from the remaining layers might not achieve the required oil recovery factor. In this regard, it is essential to find such technological parameters of the well that might ensure the required synchronized production rate from several layers during the project period. Considering these issues, the innovative method was developed in order to provide the possibility to calculate the most appropriate and efficient input flow rates and select the appropriate wells construction. Moreover, by using this technique the accurate expectable reserves data might be obtained on the simulation stage. In order to achieve the research objectives liquids filtration laws in porous media, as well as pipe hydraulics empirical relationships were utilized providing precise specifics of the energy components included in the proposed methodology. Consequently, application of this method provides a possibility to considerably reduce the time spent on the computational experiments during the filtration modeling stage.
the pressure distribution.
an analytical model
synchronous development of reserves
multi-layer deposits

Задача выделения эксплуатационных объектов относится к классу оптимизационных, поскольку ее решение приходится выбирать из некоторой группы возможных решений, о чем свидетельствуют работы [1-5].

В качестве количественного показателя в работе Каналина В.Г. [6], характеризующего эффект, получаемый при объединении нескольких продуктивных пластов в один эксплуатационный объект, используется коэффициент продуктивности скважин (Ксовм),эксплуатирующих эти пласты совместно.

(1)

Для получения определенной количественной характеристики степени различия пластов, обозначенной как λ, предлагается следующая методика

(2)

где х1—среднее значение какого-либо геолого-промыслового признака первого пласта; x2 — среднее значение этого же признака по второму пласту, то можно записать, что

(3)

где n— число объединяемых пластов; hэф— эффективная мощность; kпр — проницаемость; μ — вязкость нефти; γ — плотность нефти, kp— расчлененность; kn— песчанистость; pпл— пластовое давление; L— расстояние между объединяемыми пластами.

Для определения количественной характеристики различия геолого-физических параметров юрских залежей Южно-Хадырьяхинского месторождения выполнены предложенные решения. Результаты представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Результаты расчета отклонения параметров многопластового объекта

 

µн

Kпр

Ƥн

Pнас

Квыт

Кохв

H

D

ΔР

Кпор

λ12

1

1,934

0,895

1

1,103

1,48756

1,8333

0,5

0,6

1,077

λ23

1,444

0,54

1,27496

0,689

0,89

0,74033

0,5294

1

0,2

0,929

λ34

1

1,965

0,97369

1

1,079

1,06471

0,8293

0,667

0,2

1

гдеλ12 – отношение показателей между первым и вторым пластами;

λ23 – отношение показателей между вторым и третьим пластами;

λ34 – отношение показателей между третьим и четвертым пластами;

µн – вязкость нефти;

Kпр – коэффициент проницаемости;

Ƥн – плотность нефти;

Pнас – давление насыщения нефти газом;

Квыт – коэффициент вытеснения;

Кохв – коэффициент охвата;

H – толщина нефтенасыщенного слоя;

D – расчлененность;

ΔР - разница пластовых давлений объединяемых пластов;

Кпор – коэффициент пористости;

По данным геолого-физических исследований видно, что максимальное отклонение по:

- коэффициенту пористости составляет 0,01;

- коэффициенту нефтенасыщенности составляет 0,13;

- коэффициенту охвата составляет 0,196;

- коэффициенту вытеснения составляет 0,054;

- проницаемости составляет 12,1∙10-3мкм²;

- начальному пластовому давлению составляет 0,6 МПа;

- вязкости нефти составляет 0,08 мПа∙с;

- плотности нефти составляет 133,3 кг/м³;

- давлению насыщения нефти газом составляет 8,5 МПа.

Среднее значение отношения геолого-физических параметров λср = 1,054 (Среднее отклонение не превышает 5,4%) показывает, что пласты Ю11, Ю13, Ю2можно объединить в один эксплуатационный объект. По результатам оценки отличия геолого-физических параметров

Для оценки степени взаимовлияния пластов процессе дренирования совместно проведены вычислительные эксперименты по оценке влияния особенностей геологического строения и совместной разработке залежей на проектное значение КИН.

Как уже было отмечено возможность совместной разработки пластовых систем во многом зависит от степени различия фильтрационно-емкостных свойств разрабатываемых объектов. Основными свойствами, определяющими возможность совместной разработки, являются такие параметры, как проницаемость, плотность, объемный коэффициент, нефтенасыщенность, газосодержание, глубина залегания, пластовое давление, вязкость, давление насыщения, эффективная толщина [7].

Оценка влияния параметров пласта на возможность совместной добычи производилась на секторной модели в гидродинамическом симуляторе EclipseE100. Размерность сектора задавалась по оси X – 50 ячеек, по Y – 50 ячеек, по Z – 100 ячеек. Общие размеры сектора – 1000 на 1000 м.

На примере секторной модели были рассмотрены различные варианты разработки двух пластов единым фондом скважин. По результатам расчетов (таблица2), наиболее влиятельными параметрами явились такие свойства пластовых систем, как проницаемость, вязкость, газосодержание, пластовое давление, давление насыщения, мощность коллектора.

Рассмотрим диапазон возможного изменения проницаемостей пластов для совместной разработки. Оценка вклада добычи пласта осуществлялась путем суммирования накопленной добычи с каждого слоя, принадлежащего одному из пластов. На рисунках1-2 показано распределение накопленной добычи по пластам при реализации 1-го варианта (2). Равенство проницаемостей и остальных свойств пластов, позволяет добиться эффективной разработки объектов.

Рисунок 1 ‑ Распределение накопленной добычи по слоям при разработке двух пластов с равными свойствами

Рисунок 2 ‑ Распределение накопленной добычи по пластам при разработке пластов с равными свойствами

Оценку возможности совместной разработки пластов при различной проницаемости возможно произвести, установив предел процентного вклада одного из пластов в накопленную добычу по скважине не менее 30% или отклонение КИН по пластам.

Основным фактором, оценивающим различие вносимого вклада пластовой системы в работу скважины, является отношение параметров пластов (k1/k2). При равенстве свойств отношение равно 1, (рисунок 3).

Результаты расчетов на секторе показали верность предполагаемого утверждения, так, при отношении проницаемостей в 100 раз, случай, когда проницаемость по первому пласту 1 мД, а по второму – 100 мД, а также, когда проницаемость соотносится 10 к 1000 мД показывают разную эффективность разработки, т.е. величина процентного отклонения КИН по пластам в первом случае составляет 89%, во втором 88% (см. табл. 2).

При увеличении отклонения (соотношения однотипных параметров) одного из параметров по пласту увеличивается и отношение. В результате определена область возможного отклонения проницаемости (см. рис. 3).

Рисунок 3 ‑ Диапазон различного отношения проницаемости для эффективной совместной разработки

Как показано на рисунке 3, для эффективной разработки пластов необходимо, чтобы отношение проницаемости пластов не превышало 7 раз. Т.е. при проницаемости одного из пластов в 7 мД, проницаемость другого не должна быть менее 1 мД. При более высоких значениях разностный диапазон проницаемостей увеличивается, так, к примеру, при проницаемости в 100 мД проницаемость второго пласта может достигать 700 мД.

Ввиду того, что остальные параметры пласта, влияющие на совместную разработку, будь то мощность коллектора, либо вязкость пластовой системы, входят в формулу Дюпюи, описывающую величину притока к скважине, то и диапазон варьирования по ним идентичен диапазону по проницаемости. Из формулы Дюпюи:

(4)

можно определить степень влияния параметров на дебиты из пластов. Очевидно, что отношение дебитов во многом будет определять взаимовлияние пластов. Приняв доверительный интервал отношения свойств до 7 раз, можно сказать, что параметры пласта во многом компенсируют суммарное отношение. Так, к примеру, если по 1 пласту наблюдается увеличение проницаемости в 5 раз по отношению ко второму пласту, но при этом мощность пласта в 5 раз меньше, объекты будут разрабатываться равномерно.


Таблица 2 ‑ Оценка степени влияния параметров пластовых систем на возможность совместной разработки


Выводы. Выделение эксплуатационных объектов должно производиться на основе учета четырех групп факторов: геологических, технологических, технических и экономических.

В качестве показателя эффективности объединения пластов принимается показатель Kсовм.

В качестве основных параметров можно выделить: эффективную мощность пласта, проницаемость, расчлененность, песчанистость, вязкость нефти, пористость

Выбор осуществляется по наиболее сходным характеристикам. Однако даже при самых благоприятных условиях совместный коэффициент продуктивности будет меньше, чем сумма коэффициентов продуктивности при раздельной добычи.

В результате выполнения многовариантных экспериментов по изучению и количественной оценке геолого-физических параметров на эффективность совместной добычи получены затабулированные значения, которые позволяют дать оценку эффективности одновременного дренирования нескольких пластов одной скважиной.

В поисках наилучшего варианта разработки многопластовых залежей по ходу исследования в данной работе был разработан следующий алгоритм. На первой стадии выбора оптимального варианта разработки предлагается производить расчеты на секторной модели при дренировании залежей наклонно-направленными скважинами. Данные варианты при реализации различных технологических режимов, выбора интервала перфорации позволят выявить оптимальный вариант согласно геологическому строению по каждому из объектов. Вторая серия расчетов направлена на выбор способа эксплуатации – совместная и раздельная добыча. Третьим этапом является применение для пластов с низкими ФЕС ГТМ, позволяющих синхронизировать и интенсифицировать разработку залежей, получив тем самым в короткие сроки необходимый темп отбора запасов. На данном этапе рассматриваются варианты с ГРП и бурением многоствольных ГС. Четвертый этап работы позволяет определиться с необходимостью интенсификации притока, типом заканчивания, ГТМ и режимом работы. В результате расчетов по данной последовательностибудет получен технологически-эффективный вариант.

Работа выполнена при поддержке РФФИ (№ 14-05-31503).

Рецензенты:

Кузнецов В.Г., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;

Cохошко С.К., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.