Повышение эффективности разработки нефтяных залежей посредством адаптации гидродинамических моделей к условиям техногенного упруговодонапорного режима

Актуальность проблемы. В настоящее время становится очевидным, что широкое применение традиционной технологии заводнения при разработке нефтяных месторождений не обеспечивает эффективной выработки трудно-извлекаемых запасов. Происходит неуклонное увеличение обводненности добываемой продукции до 70−90%, причем по Западной Сибири фонд неработающих добывающих скважин растет в 1.5−2 раза быстрее, чем в других нефтедобывающих регионах России. В результате проведения трассерных и гидродинамических исследований на многих месторождениях Западной Сибири обнаруживаются фильтрационные каналы с высокой гидрои пьезопро-водностью в зонах между нагнетательными и добывающими скважинами. Существует мнение, что это связано с формированием техногенных трещин в процессе нагнетания воды при создании высокого и близкого к давлению гидравлического разрыва пласта давления нагнетания, которое приходится создавать для обеспечения вытеснения нефти и соблюдения материального баланса: «отбора-закачки». Как известно, вследствие экономических факторов при проектировании системы заводнения количество нагнетательных скважин проектируется значительно меньшим, чем количество добывающих. Несвоевременный относительно этапов разработки ввод в эксплуатацию систем заводнения обусловливает снижение пластового давления в зонах отбора жидкости, что в свою очередь при последующем пуске нагнетательных скважин способствует распространению трещин от забоев нагнетательных скважин к зонам с низким пластовым давлением. Причем ориентация трещин предопределяет характер интерференции скважин, что особенно важно при повышении эффективности заводнения. Некоторые ученые утверждают, что наиболее вероятным направлением развития трещин является направление, совпадающее с расположением естественной трещиноватости.

Таким образом, на стадии проектирования разработки продуктивных пластов необходимо учитывать особенности их напряженно-деформированного состояния и техногенного формирования трещинных систем в гидродинамическом моделировании при создании технологических схем разработки нефтяных месторождений, что продолжает оставаться актуальной задачей.

Цель работы. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири путем адаптации гидродинамических моделей к условиям техногенного упруговодонапорного режима для увеличения. точности прогнозирования и идентификации состояния разработки с учетом условий образования техногенных каналов высокой гидрои пьезопроводности.

Задачи исследования.

1. Анализ опыта и результатов применения отечественных и зарубежных программных продуктов с целью оценки качества отражения реальных условий разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири в существующих численных гидродинамических моделях.

2. Предложить численную модель гидросистем продуктивных пластов в условиях упруговодонапорного режима с учетом факторов динамического развития трещин в результате нагнетания воды и отбора жидкости.

3. Разработать стохастико-аналитическую модель, позволяющую оценить структурную неоднородность пласта на основании динамики показателей отбора и закачки.

4. Оценить эффективность разработанных решений и рекомендаций.

Научная новизна выполненной работы.

1. Научно обоснован и объяснен механизм поведения гидросистем продуктивных пластов в условиях упруговодонапорного режима, учитывающий факторы динамического развития трещин вследствие нагнетания воды.

2. Разработана и апробирована стохастико-аналитическая модель, которая позволяет без специальных исследований выявить каналы с высокой пье-зопроводностыо на основании промысловой информации о динамике режимов работы добывающих и нагнетательных скважин.

Практическая ценность и реализация работы.

Практическая ценность работы заключается в повышении эффективности эксплуатации нефтяных залежей за счет применения разработанных моделей для прогнозирования показателей разработки и идентификации структурной неоднородности продуктивных пластов БВ4, БВ6 и ПК19 Ван-Еганского месторождения. Результаты работы реализованы в виде модулей программного расчетного комплекса Hydra’Sym, предназначенных для расчета динамики показателей разработки и автоматизированного поиска показателей интерференции скважин и применены в проектных документах по разработке месторождений СП «Ваньеганнефть» .

Апробация результатов исследований.

Основные положения работы докладывались на: Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (г. Тюмень, 2003 г.), Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» (г. Москва, ТНК-ВР, 2004 г.), на заседаниях ЦКР и ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югра (г.г. Москва, Тю.

2004 г.), на заседаниях ЦКР и ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югра (г.г. Москва, Тюмень 2005;2007 гг.), научно-технических советах Тюменского научного нефтяного центра ТНК—ВР, СП «Ваньеганнефть» (г. Нижневартовск), института нефти и газа ТюмГНГУ и семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений ТюмГНГУ.

Основные положения диссертационной работы отражены в 9 печатных работах, из них 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура диссертации.

Работа состоит из введения, четырех разделов и основных выводов, изложена на 160 страницах, содержит 73 рисунка, 109 формул, список литературы из 86 наименований.

Во введении представлена краткая характеристика работы, обоснована актуальность темы, сформулирована цель, поставлены задачи исследований, показана научная и практическая значимость представленной работы.

Первый раздел посвящен анализу существующих методов моделирования нефтяных месторождений и рассмотрению их наиболее общего, и необходимого для дальнейшего изложения математического описания. Здесь также показан ряд существенных недостатков существующих численных гидродинамических моделей.

Во втором разделе предлагается ряд модификаций модели гидросистем продуктивных пластов. Данные модификации позволят снять ряд существенных ограничений при использовании модели и позволяют учесть ряд условий динамического формирования и развития макротрещин. Здесь же рассматривается модель скважин одновременно эксплуатирующих или заводняющих несколько геологических объектов. Описанная в данной главе модель скважин позволяет учесть неравномерность выработки запасов и распределение приемистости по разрезу, вскрытых скважиной пластов. Предложенная здесь модель скважин используется при формировании модели гидросистемы продуктивных пластов.

В третьем разделе описана стохастико-аналитическая модель, которая позволяет комплексно оценить текущее состояние пластовой системы в виде распределения фильтрационных свойств пласта (ов) в зонах между скважинами, полученного на основании анализа динамики фактических режимов работы скважин.

В четвертом разделе рассматривается ряд примеров использования предложенных моделей, и показываются основные причины формирования каналов высокой пьезопроводности.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

Полученные результаты и анализ вычислительных экспериментов на предложенной модели гидросистемы продуктивных пластов доказывает в соответствии с высказанным предположением, длительное формирование трещин в зонах воздействия нагнетательных скважин с возможностью при определенных условиях их прорыва к добывающим. Выявленным признаком прорыва трещины является нестабильность дебита жидкости и нефти с одновременным ростом обводненности. Последнее отличает прорыв трещины от прорыва конуса воды, который сопровождается резким, а затем плавным ростом обводненности.

Адаптация емких моделей гидросистем продуктивных пластов в автоматизированном режиме с позиции практического применения невозможна, так как требует больших вычислительных ресурсов ЭВМ. В данной работе предлагается использовать разработанную стохастико-аналитическую модель.

В результате проведенной научно-исследовательской работы были сделаны следующие выводы.

1. Установлено, что при использовании гидродинамических численных моделей пластов в достаточной степени не учитываются факторы динамического изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, а также формирования структурной трещиноватости. При проектировании разработки и прогнозировании показателей процессов эксплуатации большинства месторождений Западной Сибири и особенно месторождений с высокой степенью неоднородности, на которых требуется очаговая система заводнения, в процессе адаптации распространенных гидродинамических численных моделей пластов необходимо учитывать факторы динамического изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов[87], а также формирования структурной трещиноватости, вследствие нагнетания воды.

1.1. Известные процедуры адаптации, называемые «№Б1:огуМа1:сЫ炙 не будут давать положительного результата для моделей месторождений, где имеют место спонтанные гидравлические разрывы пласта.

1.2. Основным недостатком всех из существующих на данных момент гидродинамических численных моделей является использование процедуры «ирзсаНп§-», которая усугубляет заложенные в такие модели допущения: замена бесконечно малых размеров элементов конечными.

2. Разработанная и протестированная численная модель гидросистемы продуктивных пластов в условиях упруговодонапорного режима с учетом факторов динамического развития трещин позволяет учесть негативные и позитивные следствия эксплуатации систем заводнения и снять ограничения.

2.1. При испытании разработанной модели гидросистемы продуктивных пластов посредством сопоставления расчетных данных модели с данными трассерных исследований установлено, что наиболее характерным критерием формирования трещин является градиент давления, а не абсолютное давление;

2.2. Установлено, что признаком прорыва трещины к забою добывающей скважины является дестабилизация обводненности и дебита жидкости.

3. Применение предложенной стохастико-аналитической модели позволит оценить наличие структурной трещиноватости в области воздействия нагнетательных скважин, что в свою очередь позволит оценить эффективность системы заводнения и скорректировать комплексную технологию воздействия на пласт.

4. Выявлены основные условия для формирования и развития трещин в направлении зон отбора жидкости:

— соотношение количества нагнетательных скважин к количеству добывающих меньше 1 или некоторого критического числа от 0 до 1, зависящего от начальных фильтрационно-емкостных свойств пласта;

— достаточно низкая проницаемость пласта, способствующая формированию «неправильных» воронок репрессии, вследствие образования трещин и приводящая к передаче давления от забоя до контура нагнетания без существенных потерь;

— радиус влияния нагнетательной скважины, зависящий от проницаемости и толщины пласта;

— пуск нагнетательных скважин с большим запаздыванием, достаточным для формирования в зоне отбора или нагнетания зон с пониженным пластовым давлением, которое предопределяет развитие трещин именно в данные зоны.