НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ...

Открытое акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт

организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности"

(ОАО "ВНИИОЭНГ")

ЛАУРЕАТ ЗОЛОТОЙ МЕДАЛИ SPI

ПАРИЖ ФРАНЦИЯ

НАГРАЖДЕН ПАМЯТНЫМ ЗНАКОМ "ЗОЛОТОЙ ИМПЕРИАЛ" ЗА АКТИВНОЕ УЧАСТИЕ В МЕЖДУНАРОДНЫХ ВЫСТАВКАХ И ЯРМАРКАХ

Научно-технический журнал

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО

11.2013

Scientific-technical journal

OILFIELD ENGINEERING

2

РГАСНТИ 52.47.19.25.29.67.01.11

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО

Ежемесячный научно-технический журнал

Журнал по решению ВАК Минобразова-ния и науки РФ включен в "Перечень ве-дущих рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опуб-ликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученых степе-ней кандидата и доктора наук".

Журнал включен в Российский индекс научного цитирования.

Журнал издается при участии и поддержке: ЗАО "Волновые геотехнологии"

Генеральный директор М.Ю. Ащепков

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ:

Гавура В.Е. (главный редактор),

Галустянц В.А. (зам. главного редактора), Астахова А.Н. (зам. главного редактора), Богатырев А.Г., Валовский В.М., Габибов И.А., Дарищев В.И., Кузнецов Н.П., Лысенко В.Д., Мищенко И.Т., Рамазанова Э.М., Салаватов Т.Ш., Хисамов Р.С. Журнал зарегистрирован в Министерстве Рос-сийской Федерации по делам печати, телера-диовещания и средств массовых коммуника-ций РФ от 04.04.2002 г. Рег. № ПИ 77-12336

СОДЕРЖАНИЕ

Владимиров И.В., Пичугин О.Н., Абилхаиров Д.Т. Влияние струк-турно-механических свойств нефти на эффективность изотермиче-ского и неизотермического нестационарного заводнения ............................. 6 Пичугин О.Н., Соляной П.Н. Влияние водонапорного режима на выработку запасов высоковязкой нефти ........................................................ 13 Владимиров И.В., Дель Торо Фонсека Д.А., Пичугин О.Н. Изуче-ние эффективности применения технологий полимерного заводне-ния и водогазового воздействия на залежи высоковязкой нефти с суперколлектором ............................................................................................ 17 Владимиров И.В., Пичугин О.Н. Исследование процессов неизо-термической фильтрации высоковязкой нефти в коллекторе с вы-сокопроницаемыми каналами ......................................................................... 26 Владимиров И.В., Пичугин О.Н. Исследование выработки запасов высоковязкой нефти из послойно неоднородного по проницаемости коллектора с применением полимерного заводнения и теплового воздействия....................................................................................................... 31 Владимиров И.В., Пичугин О.Н. Влияние типа геологического разреза продуктивного пласта на технологическую эффективность применения технологий теплового воздействия и полимерного за-воднения ........................................................................................................... 40 Владимиров И.В., Пичугин О.Н., Горшков А.В. Опыт применения технологий нестационарного заводнения на залежах высоковязкой нефти месторождения Северные Бузачи........................................................ 46 Родионов С.П., Пичугин О.Н., Соколюк Л.Н., Ширшов Я.В. Ап-гриддинг, апскейлинг и нефтеотдача в гидродинамическом моде-лировании ......................................................................................................... 52 Родионов С.П., Пичугин О.Н., Косяков В.П., Мусакаев Э.Н. На-значение нагнетательных и добывающих скважин в зонально-неоднородных пластах на основе теории оптимального управления ......... 58 Соколюк Л.Н., Филимонова Л.Н. Технология выбора скважин для пароциклической обработки на месторождениях высоковязкой нефти ................................................................................................................ 65 Пичугин О.Н., Прокофьева Ю.З., Александров Д.М. Деревья ре-шений как эффективный метод анализа и прогнозирования ....................... 69

Информационные сведения о статьях ............................................................ 76

ОАО "ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ"

© ОАО "ВНИИОЭНГ", 2013

№ 11 Ноябрь, 2013 г.

ISSN 0207-2331

Журнал основан в 1965 г.

Выходит 12 раз в год

CONTENTS Vladimirov I.V., Pichugin O.N., Abilkhairov D.T. Effect of oil struc-tural-mechanical characteristics on efficiency of isothermic and non-isothermic non-stationary water-flooding............................................................ 6 Pichugin O.N., Solyanoy P.N. Water drive effect on extraction of high-viscous oil reserves ............................................................................................ 13 Vladimirov I.V., Del Toro Fonseka A.D., Pichugin O.N. Study of effi-ciency of application of polymer water-flooding technologies and gas-water effect on deposits with high-viscous oil with a super-collector................ 17 Vladimirov I.V., Pichugin O.N. Study of high-viscous oil non-isothermal filtration in a collector with highly-permeable channels .................. 26 Vladimirov I.V., Pichugin O.N. Study of extraction of high-viscous oil reserves out of layer-by-layer-permeablly-heterogeneous reservoir by implementing of polymer water-flooding and thermal effect ............................ 31 Vladimirov I.V., Pichugin O.N. Influence of the type of a productive layer geological section on technological efficiency of application of thermal effect and polymer water-flooding technologies................................... 40 Vladimirov I.V., Pichugin O.N., Gorshkov A.V. Experience of applica-tion of non-stationary flooding technology at high-viscous deposits of North Buzachi oil field ...................................................................................... 46 Rodionov S.P., Pichugin O.N., Sokolyuk L.N., Shirshov Ya.V. Upgrid-ding, upscaling and oil recovery in hydro-dynamic modeling ........................... 52 Rodionov S.P., Pichugin O.N., Kosyakov V.P., Musakaev E.N. Design mission of injection and production wells in zonal-heterogeneous forma-tions on the basis of optimal control theory ....................................................... 58 Sokolyuk L.N., Filimonova L.N. Technology of wells selection to be subject to cyclic steam treatment at high-viscous oil fields ............................... 65 Pichugin O.N., Prokofeva Yu.Z., Alexandrov D.M. Application of de-cision trees as an efficient method of analysis and prediction ........................... 69 Information on the articles................................................................................. 76

Журнал издает ОАО "ВНИИОЭНГ"

Генеральный директор А.Г. Лачков

Ведущие редакторы: А.Н. Астахова, И.А. Антипова Компьютерный набор В.В. Васина Компьютерная верстка И.В. Смолина Корректоры: Н.В. Шуликина, Н.Г. Евдокимова Зав. производственно-издательским отделом В.И. Черникина Индекс журнала: 58503 — по каталогу Агентства "Роспечать", 10336 — по объединенному 10337 каталогу "Пресса России". Подписано в печать 09.10.2013. Формат 84108 1/16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл. печ. л. 8,40. Уч.-изд. л. 8,6. Заказ № 77. Тираж 1500 экз. Цена свободная. ОАО "ВНИИОЭНГ" № 5911. Адрес редакции: 117420 Москва, ул. Наметкина, д. 14, корп. 2. Тел. редакции: 332-00-35, 332-00-49. Факс: (495) 331-68-77. Адрес электронной почты: [email protected]

При перепечатке материала ссылка на издание обязательна.

Мнение редакционной коллегии не всегда совпадает с мнением автора материала.

Нефтепромысловое дело 11/2013 4

Дорогие читатели!

Работы, которые представлены в этом номере журнала, появились в основном в результате со-

трудничества нашей компании с добывающим предприятием "Buzachi Operating Ltd." в рамках на-

учно-технического сопровождения разработки месторождения Северные Бузачи. Это сложное по

совокупности факторов газонефтяное месторождение расположено в прибрежной части Каспий-

ского моря на территории Республики Казахстан. Нефть месторождения характеризуется высокой

вязкостью, которая в зависимости от зональной локализации имеет диапазон изменения началь-

ных значений от 170 до 350 сП. Более того, существуют данные, указывающие на возможность на-

личия у пластовой нефти структурно-механических свойств. Близость давления насыщения к на-

чальному пластовому, подтверждаемая наличием газовых шапок, обусловливает дополнительные

осложнения, сопряженные с внутрипластовым разгазированием нефти, существенным ростом ее

вязкости и формированием обширных малоподвижных водогазонефтяных зон.

Коллектор представляет собой неоднородный по проницаемости слабосцементированный пес-

чаник, содержащий в себе каналы низкого фильтрационного сопротивления, о чем свидетельству-

ют трассерные исследования и данные по динамике обводнения скважин.

До настоящего времени месторождение разрабатывалось преимущественно в соответствии с

классической схемой площадного заводнения без масштабного применения теплоносителей и по-

лимерных растворов. Вытеснение высоковязкой нефти водой, как известно, является неустойчи-

вым и сопровождается образованием "языков" и прорывов воды, ведущих к раннему обводнению

скважин. Возникающая в процессе разработки существенная пространственно-временная вариа-

бельность насыщенности и физико-химических свойств пластовых флюидов становится ключевым

фактором, определяющим характер выработки запасов. В силу развития неустойчивости вытесне-

ния те особенности коллектора, которые играют ничтожную роль в вытеснении легкой нефти, в

случае высоковязкой нефти становятся значимыми. Таким образом, с одной стороны, все указан-

ные факторы и процессы в значительной степени определяют эффективность выработки запасов,

с другой стороны, они, в силу своей стохастической природы, практически не поддаются прогнози-

рованию. Это является основной проблемой управления разработкой всех месторождений высо-

ковязких нефтей, решение которой видится в комплексном использовании "...целой иерархии мо-делей – от дифференциальных до интегральных, от детерминированных до адаптивных…".

Совместными усилиями добывающей компании и акционеров за последние годы на месторож-

дении выполнен значительный объем работ и исследований, направленных на решение указанных

проблем: начата закачка горячей воды; проводятся ОПР по закачке гелеполимерных составов;

проведены масштабные трассерные исследования; ведутся работы по отбору проб флюида и кер-

на; реализуется технология бурения горизонтальных скважин; широко внедряется технология ОРЗ;

успешно применяется нестационарное заводнение. Еще одним важным шагом, предпринятым ак-

ционерами нефтедобывающей компании, стало решение о привлечении нескольких научно-

исследовательских институтов для научно-технического сопровождения разработки месторожде-

ния Северные Бузачи. Благодаря этому решению, наша компания была удостоена чести осущест-

влять научно-инженерную поддержку разработки месторождения, работая в тесном контакте с ве-

дущими отечественными и зарубежными институтами, а также группами опытных специалистов

нефтедобывающего общества.

Самое время рассказать немного о себе. Не секрет, что в настоящее время, когда практи-

чески все нефтяные компании обзавелись собственными мощными научными центрами, слож-

но сохранять лидирующие позиции на рынке инженерных услуг. Это возможно лишь в случае,

когда потенциал компании позволяет успешно решать проблемы и вызовы, возникающие на

современном, чрезвычайно сложном, этапе эксплуатации месторождений. По справедливому


замечанию С.Н. Закирова – одного из мэтров современной нефтегазовой науки – "…заглянуть под землю и оценить состояние разработки месторождений может лишь ученый с глубокой эрудицией и сердцем патриота страны".

Понимание роли науки в процессе инженерного сопровождения разработки месторождений

привело нас к идее создания единой команды, объединяющей в своем составе квалифицирован-

ных инженеров-прикладников и талантливых ученых-исследователей. В организационном плане

эта идея нашла свое воплощение в виде группы компаний КОНКОРД с офисами в г. Москве

(ЗАО "КОНКОРД") и г. Тюмени ("ООО ЮНИ-КОНКОРД"). За московским офисом было закреплено

направление проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений. Тюменская компа-

ния, одним из соучредителей которой является Тюменский государственный университет, ориен-

тирована на научно-исследовательские и поисковые проекты.

Научный костяк команды состоит из двух докторов и пяти кандидатов наук, общий объем публи-

каций которых на сегодняшний день включает в себя 5 монографий и более 300 научных работ.

Сотрудники компании являются членами экспертной группы ГКЗ, регулярно участвуют с докладами

на международных научно-практических конференциях, публикуются в ведущих изданиях, входят

в состав программных комитетов престижных форумов, приглашаются в качестве лекторов на кур-

сы повышения квалификации.

В копилке нашей команды проекты по крупным месторождениям Западной Сибири, Коми, Ка-

захстана: Ватьеганскому, Покачевскому, Тевлинско-Русскинскому, Поточному, Локосовскому, Усин-

скому (ОАО "ЛУКОЙЛ"); Вынгапуровскому, Суторминскому (ОАО "Газпром нефть"), Алибекмола,

Кожасай, Каракудук, Кумколь, Северные Бузачи (Казахстан).

Основным источником финансирования для всей Группы КОНКОРД являются заказы нефтедо-

бывающих компаний, однако уровень развития собственных интеллектуальных продуктов уже сей-

час позволяет привлекать целевые гранты как на региональном (Тюменский технопарк), так и на

государственном уровнях (фонд Бортника).

Возникший таким образом коллектив сотрудников: талантливых ученых, исследователей, инже-

неров и программистов, объединенных единой целью, – позволил нам выйти на качественно но-

вый уровень решения научно-технических задач, включающий в себя развитие новых подходов,

технологий, моделей и программных продуктов.

Весь научный потенциал компании, включая богатейший опыт и профессионализм сотрудников,

уникальные знания, собственные модели и программные продукты, был в полной мере использо-

ван для решения вопросов, связанных с научно-техническим сопровождением разработки место-

рождения Северные Бузачи. Некоторыми результатами, достигнутыми в процессе этой интересной

работы, мы делимся на страницах этого уважаемого журнала. Генеральный директор

ЗАО "КОНКОРД" и ООО "ЮНИ-КОНКОРД" к.ф.-м.н. О.Н. Пичугин

ЗАО "КОНКОРД"

г. Москва, ул. Дмитровский проезд, 10, стр. 3,

e-mail: [email protected]

ООО "ЮНИ-КОНКОРД"

г. Тюмень, ул. Республики, 142, офис 309,

е-mail: [email protected]


УДК 622.276.1/.4.001.57

ВЛИЯНИЕ СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИЗОТЕРМИЧЕСКОГО И НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОГО

НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

И.В. Владимиров, О.Н. Пичугин, Д.Т. Абилхаиров (ЗАО "КОНКОРД", г. Москва))

Приведенные в ряде работ [1–3] результаты ана-

лиза нестационарного заводнения в условиях раз-личных месторождений продемонстрировали техно-логическую эффективность применения цикличе-ской закачки воды в коллектор.

Однако многие вопросы остаются открытыми. В частности, это проблемы влияния высокопроница- емых фильтрационных каналов на эффективность нестационарных технологий, эффективность неизо-термического нестационарного заводнения (горячей водой), вопросы, связанные с влиянием структурно-механических свойств (СМС) нефти на результаты циклического воздействия со стороны нагнетатель-ных скважин и др. Ниже попытаемся ответить на данные вопросы.

Рассмотрим задачу о вытеснении нефти, обла-дающей СМС, из коллектора, содержащего высоко-проницаемые фильтрационные каналы. Здесь необ-ходимо более детально остановиться на типе рас-сматриваемого коллектора. Исследования, проводи-мые на ряде месторождений [4], показали, что кол-лектор эксплуатационных объектов содержит высо-копроницаемые каналы – трещины. Объем пустот-ности трещин невелик, но их транспортные возмож-ности существенны. Поэтому при выборе типа кол-лектора для модельной залежи остановимся на кол-лекторе с двойной проницаемостью. При этом пла-стовые флюиды движутся независимо по двум, как бы вложенным друг в друга, системам пустотностей с разными скоростями. Между системами происхо-дит процесс обмена флюидами, зависящий как от свойств поровых блоков, так и от разницы давлений в поровых блоках и трещинах. Предположим, что трещины не содержат связанной нефти или воды, т. е. вся нефть в трещинах является подвижной. В отличие от трещин поровые блоки имеют мелкопо-ристое (капиллярное) строение и на границе трещи-на – поровый блок капиллярное давление способст-вует проникновению воды в поры матрицы и вытес-нению оттуда нефти.

Если размеры поровых блоков таковы, что за счет капиллярной пропитки из них вытесняется вся подвижная нефть, то показатель выработки таких коллекторов, несмотря на высокую проницаемост-ную неоднородность, может достигать больших значений и приближаться к коэффициенту вытесне-ния для поровой матрицы. Действительно, из систе-мы трещин нефть вырабатывается практически поршневым вытеснением. Заводненное трещинное

пространство становится резервуаром для воды, что инициирует капиллярную пропитку и вытеснение нефти в трещины.

Однако на практике наблюдаются более низкие значения КИН при разработке сильно неоднородных по проницаемости коллекторов. Общепринятым фактом считается первоочередная выработка тре-щинной системы, в то время как заводнение поро-вых блоков и вытеснение нефти из них происходят в меньшей степени.

Причин низкой выработки поровых блоков кол-лектора может быть несколько. Отметим следу- ющие:

1. Размеры поровых блоков превышают возмож-ности вытеснения нефти за счет капиллярной про-питки и сил гравитации.

2. Между системой поровых блоков и трещина-ми затруднен обмен жидкостью [5].

3. Коллектор поровых блоков не является гидро-фильным.

4. На процессы нефтеизвлечения влияют струк-турно-механические свойства нефти.

Остановимся на последнем положении более подробно. Хорошо известно, что особенность, принципиально отличающая фильтрацию с пре-дельным градиентом, заключается в отсутствии движения жидкости при неоднородном распределе-нии давления в пласте, если только градиент давле-ния не превосходит по модулю некоторое предель-ное значение [6]. При фильтрации вязкопластичных жидкостей в пористой среде предельный градиент давления, при котором скорость движения жидкости отлична от нуля, определяется как свойствами жид-кости, так и проницаемостью коллектора.

Наличие у нефти СМС приводит к снижению уровня добычи нефти на залежи, уменьшению ко-эффициента конечной нефтеотдачи, более быстрому обводнению скважин и увеличению себестоимости добычи нефти.

Такое отрицательное влияние СМС пластовой нефти на разработку нефтяных месторождений объ-ясняется аномалиями вязкости, которые выражают-ся в том, что при низких скоростях фильтрации вяз-кость нефти резко возрастает в десятки и даже сотни раз [7, 8]. Эти аномалии вязкости пластовой нефти обусловлены существованием пространственной структуры в нефти, образованной высокомолеку-лярными соединениями: парафинами, смолами и асфальтенами.

При работе системы нагнетательных и добыва- ющих скважин в пласте возникают градиенты давления


с максимальными величинами в области отборов и за-качки и минимальными – на удаленных от скважин участках. На участках с минимальными градиентами давления происходит образование областей практиче-ски неподвижной нефти – застойных зон. При завод-нении пластов эти зоны окружаются водой и образуют целики остаточной нефти. Данные запасы нефти отсе-каются от разработки, что приводит к уменьшению из-влекаемых запасов нефти и снижению КИН.

Таким образом, для извлечения нефти из низко-проницаемого коллектора необходимо создавать больший градиент давления, чем для высокопрони-цаемого коллектора при прочих равных условиях. Это принципиальное положение лежит в основе хорошо известных проблем разработки неоднородных по фильтрационно-емкостным характеристикам коллек-торов [9] и определяет геолого-технические причины формирования невырабатываемых зон коллектора.

Моделирование течения с предельным гради-ентом сдвига в коллекторах двойной пористости

В "Tempest-More" (v. 6.7.1) неньютоновское те-чение нефти моделируется множителем, изменяю-щим динамическую вязкость нефти (или скорость ее движения) в заданных границах изменения градиен-та пластового давления. При этом данный множи-тель изменяется согласно приведенной на рис. 1 за-висимости. Ниже значения градиента давления DPпред. множитель F имеет постоянное значение Fo (может быть равным 0 – случай бесконечной вязко-сти нефти). Выше DPпред. и до значения DPньют. мно-житель F изменяется от Fo до 1. Выше DPньют. тече-ние нефти имеет ньютоновский характер [10].

Рассмотрим модель коллектора, содержащего высокопроницаемые фильтрационные каналы (тре-щины), насыщенного нефтью, обладающей струк-турно-механическими свойствами.

Пусть участок залежи имеет размеры 250 250 10 м. Коллектор залежи состоит из двух систем: поровые блоки, однородные, с пористостью m = 0,3 доли ед. и проницаемостью Kп = 0,1 мкм2 и трещины – однородные по своим свойствам во всем объеме залежи, с пустотностью 0,05 доли ед. и проницаемо-стью Kт = 10 мкм2. Начальная нефтенасыщенность порового коллектора S0 = 0,9 доли ед., трещин – 1,0 доли ед. Начальные пластовые давление и темпера-тура – P0 = 4 МПа, T0 = 30 °С.

Плотность и вязкость воды в пластовых условиях составили 1,04 г/см3 и 0,95 сП, соответственно.

а б

Рис. 2. Относительные фазовые проницаемости модельного пласта для нефти, воды: а – для поровых блоков; б – для трещин

Рис. 1. Зависимость коэффициента F, определяющего

неньютоновский характер течения нефти, в разных диапазонах значений градиента давления

0

0,1

0,2

0.3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Водонасыщенность, доли ед.

0

1

2

3

4

5

Krw

Krow

Pcow

0

0,1

0.2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Водонасыщенность, доли ед.

Krw

Krow

K rw, K

row, доли ед

.

K rw, K

row, доли ед

.

Р cow

, атм

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

DPпред.. DPньют.

Градиент давления, Па/м

Множи

тель

, отн

. ед.

Fo


Рис. 3. Куб текущей нефтенасы-щенности пространства трещин модели двойной проницаемости с расположением скважин

Плотность нефти в поверхностных условиях

0,925 г/см3. В пластовых условиях вязкость нефти – 170 сП, газосодержание – 16 м3/м3. Давление насы-щения нефти газом – 2,2 МПа.

Начальный объем геологических запасов нефти составляет 196,1 тыс. м3.

Относительные фазовые проницаемости для по-ровой матрицы и системы трещин представлены на рис. 2.

На участке залежи работают 2 скважины: добы-вающая и нагнетательная (рис. 3). Во всех вариантах задач период расчетов устанавливается в 10 лет.

Для выяснения роли неньютоновского характера течения нефти в коллекторе нефтяной залежи рас-смотрим несколько вариантов задачи вытеснения нефти закачиваемой водой из коллектора двойной проницаемости.

Влияние структурно-механических свойств нефти на выработку запасов из коллектора двой-ной проницаемости

Зафиксируем верхнюю границу области ненью-тоновского течения нефти в пластовых условиях DPньют. = 0,1 атм/м. Величина градиента динамиче-ского давления сдвига (ГДДС) меняет свое значе-ние от 0 до 0,09. Расчет ведется до конца расчетно-го периода.

Рассмотрим различные варианты задачи. Базовый вариант предусматривает ньютоновское течение неф-ти. Нулевой–четвертый варианты задачи отличаются только величиной ГДДС, при этом для нулевого вари-анта ГДДС равен 0,0 атм/м, для первого варианта – 0,01 атм/м, для второго – 0,05 атм/м, для третьего – 0,08 атм/м, для четвертого – 0,09 атм/м.

Сравнивая динамики полей нефтенасыщенности поровой и трещинной систем коллектора для базо-вого и четвертого вариантов, можно заметить, что течение нефти в неньютоновском режиме сущест-венно снижает область подвижности нефти [11–13], что приводит к образованию застойных недрени-руемых зон коллектора. Особенно хорошо это видно при больших значениях ГДДС (четвертый вариант).

Снижение эффективности нефтеизвлечения с ростом ГДДС продемонстрировано на рис. 4. Здесь представлена зависимость КИН на конец расчетного

периода от величины ГДДС. Увеличение ГДДС приводит к возрастанию темпов обводнения добы-ваемой продукции при снижении темпов отборов запасов нефти.

Таким образом, изучение неньютоновского те-чения нефти в коллекторе двойной проницаемости показало:

1. Наличие СМС нефти приводит к снижению объемов подвижной нефти и тем самым влияет на текущие и конечные показатели разработки залежи.

2. Изменение (снижение) КИН на конец расчет-ного периода в зависимости от величины ГДДС в рассмотренном диапазоне значений имеет зависи-мость, близкую к линейной.

3. Для повышения эффективности нефтеизвлече-ния в условиях проявления СМС нефти необходимо увеличивать градиент давления между системами трещин и поровых блоков, а также в целом по пла-сту. Такую ситуацию можно создать при нестацио-нарном воздействии на нефтяной коллектор.

Рис. 4. Зависимость КИН на конец расчетного

периода от ГДДС

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10ГДДС, атм/м

КИН

, в долях

КИН

базового варианта

, отн

. ед.

1,00

1,02

1,04

1,06

1,08

1,10

Накопленные отборы

воды

в долях

базового

варианта

, отн

. ед.

КИН

вода


Рис. 5. Динамика дебита нефтипо варианту (базовому) и егоотносительные изменения прициклической изотермической(вариант 2) и неизотермической(вариант 3) закачке воды дляслучая ньютоновского течениянефти

1

Рис. 6. Распределение пластовойтемпературы вдоль сеченияпласта, проходящего через стволыдобывающей и нагнетательнойскважин (вариант 3,ньютоновское течение нефти)

Рис. 7. Динамика измененияприроста накопленной добычинефти в долях от базовоговарианта для циклическойизотермической (вариант 2) инеизотермической (вариант 3)закачки воды. Ньютоновскоетечение нефти

Изм

енен

иеде

бита

неф

тиот

носи

тель

ноба

зово

гова

риан

та, %

0

2

4

6

8

10

6

8

10

12

–10

–6

–4

–2

Время, декады

0

2

4

дебит нефти (база)

–8

вариант 2

вариант 3

Деб

итне

фти

базо

вого

вари

анта

, м/с

утот

носи

тель

ноба

зово

гова

риан

та,%3

–0,2

–0,1

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

1 25 49 73 97 121 145 169 193 217 241 265 289 313 337 361

Время, декады

При

рост

вна

копл

енно

йдо

быче

неф

тиот

носи

тель

ноба

зово

гова

риан

та, %

вариант 2

вариант 3

Нефтепромысловое дело 11/201310

Рис. 8.

:

, – 0,0; , – 0,05 атм/м

Динамики дебита нефти по базовому варианту и его относительные изменения (а, в); динамики измененияприроста накопленной добычи нефти в долях от базового варианта (б, г) при циклической изотермической

(вариант 2) и неизотермической (вариант 3) закачке воды для значений ГДДСа б в г

Рис. 9. Зависимости КИН на конец расчетного периода для стационарного и нестационарного вариантовразработки (а) и относительного прироста КИН за счет нестационарного заводнения (б) от ГДДС

0,50

0,55

0,60

0,65

0,70

0,75

0,80

0,85

0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,100

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10

заводнение

НЗ

неизотермическое НЗ

КИН,в

дол

яхКИНба

зово

гова

риан

та, о

тн. е

д.

ГДДС, атм/м ГДДС, атм/м

изотермическое НЗ

неизотермическое НЗ

Относител

ьныйпр

иростКИНза

счет

НЗ, о

тн. е

д

а б

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

1 37 73 109 145 181 217 253 289 325 361

0

2

4

6

8

10

12

–1,0

–0,5

0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

1 37 73 109 145 181 217 253 289 325 361

-50

0

50

100

150

200

250

300

1 37 73 109 145 181 217 253 289 325 361

0

2

4

6

8

10

12

–2

–1

0

1

2

3

4

5

6

7

1 25 49 73 97 121145169 193217 241265289 313337 361

вариант 2вариант 3дебит нефти (база)

Изм

енен

иедеб

итане

фти

отно

сительноба

зово

гова

риан

та, %

Время, декады Время, декады

Изм

енен

иедеб

итане

фти

отно


зово

гова

риан

та, %

Время, декады Время, декады

При

рост

вна

копл

енно

йдоб

ыче

нефти

отно


зово

гова

риан

та,%

При

рост

вна

копл

енно

йдоб

ыче

нефти

отно


зово

гова

риан

та,%

вариант 2вариант 3дебит нефти (база)

вариант 2

вариант 3

вариант 2

вариант 3

Деб

итне

фти

базово

гова

риан

та,м

/сут

3

а б

гв

Деб

итне

фти

базово

гова

риан

та,м

/сут

3


Влияние изотермического и неизотермическо-го нестационарного заводнения на выработку за-пасов нефти в условиях проявления структурно-механических свойств нефти в коллекторах двойной проницаемости

Хорошо известно, что коллекторы с двойной про-ницаемостью характеризуются крайне высокой неод-нородностью фильтрационно-емкостных свойств. На- личие двух вложенных друг в друга фильтрационных систем подразумевает применение особых методов разработки таких месторождений нефти. Для повы-шения эффективности процесса заводнения сильно неоднородных по проницаемости коллекторов при-меняют упругокапиллярный циклический метод раз-работки (нестационарное заводнение (НЗ)).

Ниже рассмотрим влияние НЗ на выработку за-пасов нефти в условиях проявления СМС нефти в коллекторах двойной пористости. Для этого исполь-зуем рассмотренную выше модель.

Для моделирования нестационарного воздейст-вия на коллектор двойной пористости переведем на-гнетательную скважину в периодический режим эксплуатации. Для всех рассмотренных вариантов задачи (при разных значениях ГДДС) по истечении 2 лет работы нагнетательной скважины в стацио-нарном режиме, данная скважина начинает работать в периодическом режиме с временем работы (про-стоя), равным 10 сут. При этом в период работы в нестационарном режиме приёмистость скважины увеличивается в 2 раза. Это необходимо для того, чтобы накопленные объемы закачанной воды для стационарного и нестационарного вариантов разра-ботки совпадали. Все остальные положения модели полностью совпадали с параметрами рассмотренной ранее модели.

Кроме изотермического нестационарного заводне-ния был рассмотрен вариант с циклической закачкой горячей воды (T = 90 C). При решении данной задачи предполагалось, что вязкость нефти при росте темпе-ратуры от начальной до 90 C снижается на порядок.

Была рассмотрена серия фильтрационных задач при разных значениях ГДДС. Для каждого значения ГДДС рассчитывались технологические показатели разработки по трем вариантам. Вариант 1 (базовый) предусматривает изотермическое заводнение в ста-ционарном режиме. Вариант 2 предусматривает ста-ционарное изотермическое заводнение в течение 2 лет, затем осуществляется переход на цикличе-скую закачку воды. Вариант 3 совпадает с вариан-том 2, за исключением циклической закачки горячей воды (T = 90 C).

На рис. 5 представлены результаты расчетов ди-намики дебита нефти по варианту 1 (базовому) и его изменения в результате изотермической и неизотер-мической циклической закачки воды для случая ньютоновского течения нефти.

Хорошо видно, что применение циклической за-качки воды в начальный момент сопровождается

кратковременным снижением дебита нефти, что связано с падением пластового давления при пере-воде нагнетательной скважины в циклический ре-жим работы. В дальнейшем происходит рост дебита нефти в максимуме на 6…7 %. При этом наблюда-ются циклическое возрастание и снижение дебита нефти, причем тенденция повышения дебита преоб-ладает над тенденцией снижения.

Сравнивая изотермическую и неизотермическую циклическую закачку воды, можно отметить сле-дующее. Эффективность неизотермической цикли-ческой закачки в начальный период применения НЗ выше, чем у изотермической. Но по мере продвижения температурного фронта в область отборов (рис. 6) эф-фективность неизотермической циклической закач-ки начинает снижаться, что связано с повышением подвижности закачиваемой воды в области отборов. Так как вода занимает все высокопроницаемые фильтрационные каналы в зоне отбора, то повыше-ние подвижности воды приведет к увеличению об-водненности и снижению дебита нефти при заданном дебите жидкости. Отметим, что эффективность изо-термической циклической закачки воды сохраняется до конца расчетного периода.

На рис. 7 представлена динамика изменения прироста накопленной добычи нефти (т. е. величи-

ны, равной ς 100 % ,t ti b

tb

Q Q

Q

где Qi

t – текущие на-

копленные отборы по i-му варианту; Qbt – текущие

накопленные отборы по базовому варианту) для циклической изотермической (вариант 2) и неизо-термической (вариант 3) закачке воды при ньюто-новском течении нефти. Видно, что к концу расчет-ного периода эффективность неизотермической циклической закачки достигает своего максимума. Эффект от изотермической циклической закачки продолжает нарастать.

Таким образом, можно сделать вывод, что при-менение циклической закачки горячей воды имеет смысл на начальном этапе, когда фронт воды с по-вышенной температурой не достигнет зоны отбора. Далее наблюдается снижение эффекта.

Рассмотрим, как влияют СМС нефти на эффек-тивность циклической закачки воды.

На рис. 8 представлены динамики дебита нефти по базовому варианту и его относительные измене-ния, а также динамики изменения прироста накоп-ленной добычи нефти в долях от базового варианта при циклической изотермической (вариант 2) и не-изотермической (вариант 3) закачке воды для раз-ных значений ГДДС.

Видно, что при нулевом значении ГДДС (напом-ним, что верхняя граница области неньютоновского течения нефти в пластовых условиях DPньют. отлич-на от нуля) сохраняются особенности изменения прироста в добыче нефти, наблюдаемые при ньюто-новском движении нефти (сравните рис. 7 и 8, б). Однако эффективность изотермической закачки во-


ды в конце рассматриваемого периода при этом вы-ше, чем для неизотермической. При больших значе-ниях ГДДС картина меняется значительно. В этом случае циклическая закачка горячей воды всегда имеет меньшую эффективность, чем изотермиче-ское нестационарное заводнение.

Полученные в результате расчетов зависимости КИН на конец расчетного периода от ГДДС при изотермическом и неизотермическом НЗ представ-лены на рис. 9. На рис. 9, а показаны зависимости КИН от ГДДС для стационарного и нестационарно-го вариантов работы скважин. Видно, что любое не-стационарное воздействие характеризуется большей эффективностью во всем рассмотренном интервале значений ГДДС. При этом отмечается характерная особенность – чем выше значение ГДДС, тем выше абсолютный и относительный прирост КИН за счет НЗ (см. рис. 9, б).

Данный результат подтверждает основной прин-цип эффективности нестационарного воздействия, сформулированный в работе [3], для условий кол-лектора двойной проницаемости при проявлении структурно-механических свойств нефти. Действи-тельно, чем выше ГДДС, тем больше запасов нефти переходит в категорию недренируемых для данной системы разработки. Однако создание знакопере-менных перепадов давления в результате НЗ приво-дит к локальным увеличениям градиента давления, что позволяет увеличить дренируемый объем нефти. И хотя при высоких значениях ГДДС КИН залежи на конец расчетного периода невысокий, нестацио-нарное воздействие позволяет существенно увели-чить КИН. Если ввести относительное изменение КИН как величину, равную

нс с

с

КИН КИНε ,

КИН

где КИНнс – конечный КИН при НЗ; КИНс – конечный КИН при стационарном заводнении, то можно уви-деть, что для максимальных значений ГДДС из рас-смотренного интервала относительное увеличение КИН может достичь 9 %, т. е. КИНнс = 1,09КИНс (см. рис. 9, б).

Сравнивая же изотермическое и неизотермиче-ское НЗ, можно отметить следующее. Во всем рас-смотренном диапазоне значений ГДДС циклическая закачка горячей воды имеет меньшую конечную эффективность. При низких значениях ГДДС неизо-термическое заводнение имеет большую эффектив-ность только в начальный период применения тех-нологии, затем ее эффект снижается в сравнении с изотермическим НЗ. Для нефти с ярко выраженны-ми СМС циклическая закачка горячей воды неэф-фективна.

Отметим, что условия задачи не включали в себя эффекты, связанные с повышением коэффициента вы-теснения при закачке горячей воды, с изменением кри-вых ОФП и с изменением структурно-механических свойств нефти при повышении пластовой темпера-

туры. Данные явления, к сожалению, находятся вне возможностей современных гидродинамических симуляторов.

Таким образом, нестационарное воздействие в условиях проявления СМС нефти является хорошей альтернативой применения физико-химических МУН. При этом стоимость самой технологии НЗ ничтожна, по сравнению, например, с полимерными технологиями.

Выводы Полученные в работе результаты позволяют

сформулировать следующее: 1. Наличие СМС нефти приводит к снижению

объемов подвижной нефти и тем самым влияет на текущие и конечные показатели разработки залежи. При этом снижение КИН в зависимости от ГДДС в рассмотренном диапазоне значений имеет зависи-мость, близкую к линейной.

2. Для повышения эффективности нефтеизвлече-ния в условиях проявления СМС нефти необходимо увеличивать градиент давления между системами трещин и поровых блоков, а также в целом по пла-сту. Такую ситуацию можно создать при нестацио-нарном воздействии на нефтяной коллектор.

3. Показано, что применение НЗ позволяет зна-чимо увеличить эффективность вытеснения нефти из коллектора с двойной проницаемостью за счет увеличения градиента давления между системами трещин и поровых блоков при циклической закачке воды. При этом чем выше значение ГДДС, тем выше абсолютный и относительный приросты КИН.

4. Установлено, что в случае ньютоновского ре-жима течения нефти применение циклической за-качки горячей воды имеет смысл только на началь-ном этапе, пока фронт воды с повышенной темпера-турой не достигнет зоны отбора. Затем эффектив-ность неизотермического НЗ снижается.

5. Для нефти с ярко выраженными СМС (большие значения ГДДС) циклическая закачка горячей воды неэффективна в сравнении с изотермическим НЗ.

ЛИТЕРАТУРА 1. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газо-нефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 496 с. 2. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разра-боткой нефтяных месторождений с применением завод-нения: учеб. пособ. – Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2002. – 596 с. 3. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефте-добычи (этапы развития, современное состояние и пер-спективы). – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2004. – 216 с. 4. Выполнение трассерных исследований на 33 нагнета-тельных скважинах месторождения Северные Бузачи. Договор № SC12/467 от 17.07.2012 г.: сводный отчет. АО "НИПИНЕФТЕГАЗ". – Актау, 2012. – 630 с. 5. Владимиров И.В., Андреев Д.В., Егоров А.Ф. Влияние взаимодействия между системами матричных блоков и трещин на выработку запасов нефти карбонатных тре-


щиновато-поровых коллекторов // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2011. – № 5. – С. 9–12. 6. Мирзаджанзаде А.Х. О теоретической схеме явления ухода раствора // ДАН АзССР. – 1953. – Т. 9. – № 4. – С. 203–205. 7. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. – 208 с. 8. Гидродинамические особенности разработки слоистых пластов с проявлением начального градиента давления / Р.Ш. Мингареев, А.В. Валиханов, Г.Г. Вахитов, А.Х. Мир-заджанзаде, Ю.В. Зайцев, В.М. Ентов, В.И. Грайфер, Р.Н. Дияшев. – Казань: Татарское книжное изд-во. – 1972. – 162 с. 9. Владимиров И.В. Проблемы выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов при их заводнении // Сб. науч. тр. / ВНИИнефть Вып. 144: Про-блемы разработки месторождений с трудноизвлекаемы-

ми запасами нефти / ОАО "ВНИИнефть": под ред. Д.Ю. Крянева, С.А. Жданова. – М.: ОАО "ВНИИнефть", 2011. – 158 с. 10. MORE 6.7 Technical Reference. ROXAR, 2011. – 152 p. 11. Аржиловский А.В. Исследование выработки запасов нефти из залежи с учетом предельного градиента сдвига // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2012. – № 4. – С. 5–11. 12. Велиев М.М., Владимиров И.В. Влияние структурно-механических свойств нефти на выработку запасов из трещиновато-поровых коллекторов двойной пористости // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: науч.-техн. журн. – Уфа: ИПТЭР, 2013. Вып. 1 (91). – С. 5–13. 13. Лысенко В.Д., Буторин О.И. Временное методическое руководство по проектированию разработки месторож-дений аномальных нефтей / ТатНИПИнефть. – Бугульма, 1976. – 53 с.

УДК 622.276.21

ВЛИЯНИЕ ВОДОНАПОРНОГО РЕЖИМА НА ВЫРАБОТКУ ЗАПАСОВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

О.Н. Пичугин, П.Н. Соляной (ЗАО "КОНКОРД", г. Москва)

Выбор стратегии разработки месторождений не-

обходимо осуществлять на основе представлений о пласте как о сложной динамической системе, со-держащей в себе природные элементы, которые из-начально генетически предопределяют оптималь-ную технологическую схему разработки. При этом максимального эффекта можно достичь лишь при ус-ловии ориентации системы внешних воздействий на использование природного потенциала пластовой сис-темы. В условиях разработки месторождений с высо-ковязкой нефтью (ВВН) этот "принцип айкидо" при-обретает еще большее значение. Действительно, про-блемы добычи легкой нефти в основном определяются геологическими факторами: литолого-фациальной не-однородностью, структурно-гравитационной изменчи-востью, трещиноватостью, прерывистостью, наличием газоводонефтяных зон и т. д. В случае тяжелой нефти, в дополнение к вышеперечисленным аспектам воз-никают проблемы устойчивости фронта вытеснения [1]: каналообразование и так называемые "вязкие пальцы", которые приводят к кинжальному обвод-нению скважин и характеризуются крайне низкой степенью прогнозируемости. Известно, что одним из факторов, существенно повышающих устойчи-вость вытеснения, является гравитация, стабилизи-рующая роль которой проявляется при реализации вертикального вытеснения нефти, например, за счет активности подошвенной воды.

Рассмотрим влияние водонапорного режима на эффективность разработки на примере одного из месторождений тяжелой нефти Западного Казахста-

на. На рис. 1 представлена динамика пластового давления и компенсации по основному эксплуата-ционному объекту месторождения. Из рис. 1 видно, что в период с 2007 по 2009 г. наблюдается стабили-зация пластового давления на фоне низкой компен-сации отборов закачкой (55…70 %). Очевидно, именно такое поведение кривой пластового давле-ния М. Маскет в своей книге [2] охарактеризовал словами: "... во всех пластах с водонапорным режи-мом ... вначале должно наблюдаться некоторое па-дение давления для создания достаточной скорости поступления воды с целью задержки падения пла-стового давления и его полной конечной стабилиза-ции". В этой же книге М. Маскет назвал такого рода стабилизацию пластового давления достаточным условием наличия водонапорного режима.

Понятно, что активность водоносного горизонта не может проявлять себя равномерно по всей зале-жи, поэтому следующим шагом анализа стала де-композиция объекта разработки на участки, сфор-мированные с учетом системы расстановки скважин и непроводящих разломов.

На рис. 2 представлена карта текущего КИН по элементам разработки основного объекта. Из карты видно, что текущий КИН по участкам имеет доста-точно широкий диапазон изменения. В дальнейшем будет предпринята попытка найти связь текущего КИН по участкам с активностью водоносного го-ризонта.

Рассмотрим динамику фактического пластового давления по участку 7N (рис. 3).


Из рис. 3 видно, что в 2008–2009 гг. здесь также наблюдается стабилизация пластового давления при текущей компенсации на уровне 30 % в условиях рас-тущего отбора жидкости. Заметим, что дальнейший значительный рост отборов в период 2009–2010 гг. обусловил резкое падение пластового давления на 8 атм. Очевидно, это объясняется тем, что пита- ющий водоносный горизонт достиг ограничений по собственной продуктивности и не смог поддержи-вать пластовое давление на том уровне, который на-блюдался в 2009 г. Аналогичная динамика наблюда-ется и по многим другим участкам.

Таким образом, характер поведения пластового давления как в целом по объекту, так и по отдель-ным участкам явно свидетельствует о проявлении водонапорного режима.

С целью получения количественной оценки ак-тивности водоносного горизонта был использован подход, описанный в работе [3]. Суть этого подхода состоит в идентификации параметров уравнения ма-териального баланса, записанного в следующем виде:

Vpor C (Pn+1 – Pn) = = (k WI – Wp) Bw – Np Bo + (Paq – Pn+1),

где Vpor – поровый объем; С = o o w wS C S C

1f

mC

m

– эффективная сжимаемость; Pn,

Pn+1 – давление на n, (n + 1) шагах, соответственно; k – коэффициент потерь закачки (вычисляется); WI – объем закачки за n год; Wp – объем добычи за n год; Bw – объемный коэффициент воды; Np – объем добычи нефти за n год; – продуктивность пласто-вой воды, тыс. м3/МПа/год (вычисляется); Paq – дав-ление водоносного горизонта; Sо – средняя нефтена-сыщенность порового объема; Co – сжимаемость нефти; Sw – средняя водонасыщенность порового объема; Cw – сжимаемость воды; m – пористость.

Параметрическая идентификация осуществлялась путем минимизации квадрата отклонений расчетного пластового давления от фактического давления при варьировании коэффициентов уравнения С, k и . Здесь параметр k, имеющий диапазон изменения от 0 до 1, включен в модель с целью оценки потерь закачи-ваемой жидкости; – коэффициент, имеющий физиче-ский смысл продуктивности водоносного горизонта; С – коэффициент эффективной сжимаемости.

При использовании данного уравнения были приняты следующие упрощающие допущения:

1) давление водоносного горизонта принималось равным гидростатическому и считалось не завися-щим от времени;

2) коэффициент потерь закачки принимался не зависящим от времени;

3) объемы перетоков пластовых флюидов между участками считались незначительными.

В итоге по всем участкам были получены коэф-фициенты полезной закачки и продуктивности во-

доносного горизонта. В качестве примера на рис. 4 представлены результаты применения описанного подхода для участков 26, 7N и 6151.

По участку 26 продуктивность водоносного го-ризонта составила 80 тыс. м3/год/МПа, а коэффици-ент полезной закачки – 1. По участку 7N продуктив-ность пластовой воды оказалась самой высокой – 110 тыс. м3/год/МПа, коэффициент полезной закач-ки – 0,7. Соответствующие показатели были полу-чены по всем элементам разработки.

На рис. 5 представлена карта распределения на-копленных объемов активной пластовой воды в до-лях от нефтенасыщенных поровых объемов участ-ков. Отметим, что объем пластовой воды, затрачен-ный на вытеснение нефти по участкам, был также рассчитан с использованием уравнения материаль-ного баланса. На первый взгляд результат оказался несколько неожиданным, так как более привычным выглядело бы распределение участков с повышен-ной активностью водоносного горизонта в непо-средственной близости от внешнего контура ВНК. Однако детальный анализ гидрогеологических усло-вий, а также сейсмогеологических особенностей строения пласта позволил удостовериться в непро-тиворечивости полученного результата.

Рассмотрим, как же влияет водоносный горизонт на эффективность выработки запасов. На рис. 6 представлена зависимость текущего КИН от доли нефтенасыщенного порового объема участка, заме-щенного подошвенной водой.

Из рис. 6 видно, что текущий КИН по участкам имеет прямую зависимость от доли нефтенасыщен-ного порового объема участка, замещенного подош-венной водой. Это свидетельствует о том, что водо-напорный режим выработки запасов проявляет себя на данном объекте достаточно эффективно. Так, на-пример, несколько участков с высокой активностью водоносного горизонта имеют текущий КИН более 15 %, что приближает их по степени эффективности к показателям разработки, характерным для место-рождений легкой нефти.

Следует отметить, что значительная активность водоносного горизонта была зафиксирована как в зонах с высокой контактностью запасов, так и в об-ластях, имеющих глинистые перемычки, отделя- ющие нефтенасыщенную часть пласта от водона-сыщенной. Возможное объяснение данному факту дано в работе [4], где обосновывается возможность активного режима фильтрации минерализованной воды через глины. В частности, в данной статье ав-торы указывают на наличие связанной воды в глине, которая ведет себя аналогично неньютоновской жид-кости, т. е. становится подвижной после достижения некоторого предельного градиента давления. Этот факт следует признать весьма важным для понимания механизма водонапорного режима, реализация которо-го контролируется перепадом давления между нефте-насыщенной и водонасыщенной частями коллектора. В подтверждение этому рассмотрим рис. 7, где пред-ставлена осредненная по участкам зависимость теку-щего КИН от накопленной компенсации.


0

10

20

30

40

50

60

70

0

150

200

250

300

350

450

500

2004 2006 2008 2010 2012 2014

Год

Дав

лен

ие,а

тм;к

омпе

нсац

ия, %

Доб

ыча

жид

кост

и,ты

с.т

Рпл. факт

компенсация

добыча жидкости, тыс. т

Рис. 1. Динамика пластового давления икомпенсации по первому объекту

Рис. 2. Карта текущего КИН по участкам основного объекта по состоянию на декабрь 2012 г.

Рис. 3. Динамика пластового давления,добычи жидкости, компенсации поучастку 7N

400

100

50

Рис. 4. Примеры решения обратной задачи с использованием уравнения материального баланса по участкам:26 (а), 7N (б) и 6151 (в)

а б в

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Пл

асто

вое

дав

лен

ие, а

тм.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

Нак

опл

енна

яко

мпе

нсац

ия, д

оли

ед.

пластовое давление

накопленная компенсация

Год


0,25

0,20

0,15

0,10

0,05

0

у х= 0 564 + 0,037,

= 0,717R2

0 0,1 0,2 0,3 0,4

Доля нефтенасыщенного порового объема,замещенного подошвенной водой, доли ед.

Текущ

ийКИНпо

учас

ткам

, дол

иед

.

Рис. 6. Зависимость текущего КИН от долинефтенасыщенного порового объема участка,

замещенного подошвенной водой

Рис. 5. Карта распределения долей нефтенасыщенных поровых объемов участков, замещенных подошвенной водой

0,10

0,08

0,06

0,04

0,02

0

0 40...60 60...80 80...100 100...120

Накопленная компенсация, %

Текущ

ийКИНпо

учас

ткам

, дол

иед

.

Рис. 7. Зависимость текущего КИН от накопленнойкомпенсации по участкам

Пластовое давление по замерам , МПаRFT

0 2 4 6

Ю1

Ю2

3,0

4,2

5,8

5,8

Рис. 8. Пластовое давление по данным исследования RFT

70

60

50

40

30

0 1998 2000

Год

Плас

тово

едав

лен

ие, а

тм

20

10

0

2002 2003 2006 2008 2010 2014

Рис. 9. Динамика среднего пластового давленияв подстилающем водонасыщенном пласте


Хорошо видно, что участки с пониженной компен-сацией имеют более высокие значения текущего КИН. Очевидно, это связано с тем, что для запуска и реали-зации механизма водонапорного режима необходим достаточно низкий уровень пластового давления, дос-тижение которого возможно при условии определен-ной недокомпенсации.

Рассмотрим перепад пластового давления между водонасыщенным пластом и продуктивным коллекто-ром на участке 26, где наблюдается высокая актив-ность внешней пластовой воды. По данным замера на этом участке среднее пластовое давление в нефтена-сыщенной части пласта соответствовало уровню 27,5 атм (приведенное к ВНК – 30,3 атм). При этом в ниже-лежащей водонасыщенной зоне пластовое давление составляло 41,8 атм на ВНК (рис. 8).

Таким образом, разница пластовых давлений по соседним нефтеносному и водоносному горизонтам составляет ~12 атм, что обеспечивает градиент давле-ния ~1 атм/м. Для сравнения, средний межскважинный градиент давления составляет ~0,1 атм/м. Наличие столь значительного межпластового градиента давле-ний, а также значительной площади контакта между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта обусловливает возможность вертикальной фильтрации воды через глинистые перемычки.

Кроме этого, приведенные на рис. 8 данные по-зволяют констатировать, что давление в водоносном пласте также снизилось на 16 атм относительно на-чального, что указывает на расход воды из водонос-ного пласта.

Рассмотрим динамику пластового давления в водо-насыщенной части рассматриваемого объекта, полу-ченную на основе данных RFT-исследований (рис. 9).

Видно, что среднее пластовое давление в под-стилающем водонасыщенном пласте начинает ак-тивно снижаться с 2003 г. и достигает в 2012 г. зна-чения ~40 атм. Таким образом, наблюдается падение пластового давления в среднем более чем на 15 атм относительно своего начального уровня, что свиде-тельствует об активном расходе воды из водонасы-

щенной части на поддержание пластового давления в зоне отборов.

Выводы Из представленных результатов исследований

следует: 1. В процессе эксплуатации объекта обнаружены

явные признаки водонапорного режима выработки запасов, проявляющиеся в стабилизации пластового давления на участках в условиях существенной недо-компенсации, а также в снижении пластового давле-ния в нижележащих водонасыщенных пластах.

2. Водонапорный режим эксплуатации месторож-дения с высоковязкой нефтью обусловливает высо-кую эффективность выработки запасов, в ряде случа-ев обеспечивая достижение уровней нефтеотдачи, ха-рактерных для месторождений с легкой нефтью.

3. Эффективность использования природного по-тенциала водонапорного режима определяется дина-мическим равновесием между темпами отбора жид-кости и притока подошвенной воды в условиях ста-билизации пластового давления.

Авторы выражают сердечную благодарность А.В. Горшкову за активное участие в обсуждении результатов и за конструктивную критику, благо-даря которой работа обрела дополнительную глу-бину и убедительность.

ЛИТЕРАТУРА

1. Peters Ekwere J., Flock Donald L. The Onset of Instability During Two-Phase Immiscible Displacemenet in Porous Media // SPE of AIME, April, 1981. – P. 249–258. 2. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. – М.: Государственное науч.-техн. изд-во нефтя-ной и горно-топливной лит-ры, 1953. – 607 с. 3. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Мо-делирование процессов нефтегазодобычи. – М. – И.: Ин-ститут компьютерных исследований, 2008. – 368 с. 4. Гольдберг В.М., Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах. – М.: Недра, 1986. – 161 с.

УДК 622.276.43:678

ИЗУЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ И ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ

ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С СУПЕРКОЛЛЕКТОРОМ

И.В. Владимиров, Д.А. Дель Торо Фонсека, О.Н. Пичугин (ЗАО "КОНКОРД", г. Москва)

Общие положения. Изучение выработки запа-

сов нефти из неоднородных по проницаемости кол-лекторов, насыщенных вязкой и высоковязкой неф-тью, приобрело в последнее время особую акту-альность. Это связано, прежде всего, с очень низ-ким коэффициентом нефтеотдачи таких залежей. Даже при высоких пористости и проницаемости

коллектора за счет большой разницы в подвижно-стях вытесняющего и вытесняемого агентов коэф-фициент заводнения остается низким [1].

Существующие технологии, применяемые для повышения нефтеотдачи залежей с вязкой и высо-ковязкой нефтью, можно условно разделить на 2 категории:


1. Технологии, повышающие вязкость вытес-няющего агента;

2. Технологии, снижающие вязкость вытесня- емой нефти.

Данное деление достаточно условно, так как су-ществуют технологии [2], которые одновременно повышают вязкость вытесняющего агента и изме-няют структурно-механические свойства нефти. Од-нако данное деление позволяет четко разграничить физические механизмы вытеснения нефти. К первой группе технологий относится полимерное заводне-ние во всех мыслимых модификациях. Ко второй группе – разнообразные технологии теплового воз-действия, газовые методы, водогазовое воздействие и др.

Несмотря на обилие научных и научно-техниче- ских работ по изучению процессов вытеснения вязкой и высоковязкой нефти из неоднородного по проница- емости коллектора, данная проблема далека от реше-ния. Доказательством данного утверждения являются неоднозначность и довольно спорные результаты по применению полимерного заводнения и теплового воздействия на ряде месторождений вязкой нефти [3].

Хорошо известно, что полимерное заводнение в благоприятных условиях позволяет дополнительно добывать 5…10 % нефти, оставшейся после обыч-ного заводнения [4]. В то же время при полимерном заводнении происходит уменьшение коэффициента приёмистости нагнетательных скважин, что приво-дит к снижению амплитудного дебита добывающих скважин. Применение полимерных растворов в ка-честве вытесняющих агентов в условиях залежей вязкой нефти с суперколлектором также может дать неоднозначный результат. В этом случае преимуще-ственная фильтрация полимера, даже с высокой вяз-костью, в ограниченных по объему фильтрационных каналах не приведет к увеличению коэффициента охвата воздействием. Доказательством этого служит простое соображение. Для повышения охвата воз-действием необходимо добиться того, чтобы в пла-стовых условиях соотношение подвижностей аген-тов было сопоставимым. При наличии фильтраци-онных каналов высокой проницаемости (трещины, суперколлектор), проницаемость которых составля-ет от единиц до тысяч мкм2, соотношение

μζ

μsupoil

poly col

k

k всегда будет многократно превышать

1. Здесь μoil, μpoly – вязкости нефти и полимерного раствора, соответственно; ksup – проницаемость су-перколлектора; kcol – проницаемость коллектора. Даже в случае применения полимерного раствора с вязкостью, сопоставимой с вязкостью нефти в пла-стовых условиях, разница в проницаемостях коллек-тора и суперколлектора сводит на нет преимущество использования вытесняющего агента повышенной вязкости.

Более перспективным, по мнению авторов, явля-ется подход, позволяющий одновременно сущест-

венно снизить вязкость нефти в пластовых условиях и ограничить движение воды в заводненном супер-коллекторе, т. е. для повышения эффективности нефтеизвлечения необходимо комбинирование двух указанных выше подходов.

Ниже рассмотрим серию задач, изучающих про-цессы выработки запасов нефти из неоднородного по проницаемости коллектора с применением тех-нологий разного типа.

Исследование выработки запасов вязкой неф-ти из коллектора двойной проницаемости с при-менением полимерного заводнения и водогазового воздействия

Рассмотрим задачу о вытеснении нефти, обла-дающей высокой вязкостью, из коллектора, содер-жащего высокопроницаемые фильтрационные кана-лы. В качестве модели используем модель коллек-тора двойной проницаемости, рассмотренную в ра-боте [7].

Ниже исследуем особенности применения раз-личных технологий (заводнения, полимерного за-воднения, водогазового воздействия и их комбина-ций) при извлечении высоковязкой нефти. Для этого модифицируем рассмотренную ранее фильтрацион-ную модель участка залежи с коллектором двойной проницаемости.

Так как некоторые из рассматриваемых техноло-гий предусматривают применение в качестве вытес-няющего агента газа, то рассматривается трехфазное течение флюидов. При этом относительные фазовые проницаемости для системы нефть – газ представ-лены на рис. 1. При описании совместного движе-ния фаз используются относительные фазовые про-ницаемости согласно второй модели Стоуна [5].

На участке залежи работают 2 скважины: добы-вающая и нагнетательная. Во всех вариантах задач

Рис. 1. Относительные фазовые проницаемости модель-ного пласта в системе нефть – газ для поровых блоков

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Газонасыщенность, доли ед.

K rg,

K rog

, доли

ед.

Krg

Krog


период расчетов устанавливается 10 лет. При моде-лировании предполагалось, что нагнетательные и добывающие скважины вводятся в эксплуатацию одновременно.

Для вариантов задачи с полимерным заводнени-ем рассмотрен полимер с молярной массой 3400000 г/моль. Зависимость увеличения вязкости водного раствора полимера от его концентрации представле-на на рис. 2. Предполагается, что часть полимера необратимо теряется в результате адсорбции на по-верхности пор, что также приводит к снижению проницаемости породы для воды в присутствии ад-сорбированного полимера. В качестве модели ад-сорбции полимера и связанного с этим уменьшения проницаемости коллектора использована модель Hirasaki–Pope [5].

В период закачки водного раствора полимера в нагнетательные скважины предполагается, что кон-центрация полимера в растворе составляет 0,15 кг/м3.

В вариантах задачи, предусматривающих приме-нение газа в качестве вытесняющего агента, предпо-лагается, что газ не изменяет значительно свойства нефти в пластовых условиях. Такое предположение делается ввиду отсутствия экспериментальных дан-ных об изменении свойств нефти в коллекторе при растворении в ней газа. Кроме того, довольно оче-видным является факт незначительной площади контакта нефти и закачиваемого газа в пластовых условиях для того, чтобы изменения свойств нефти произошли в большом объеме резервуара.

Рассмотрим несколько вариантов разработки за-лежи.

Первый вариант (базовый) предусматривает разработку залежи с применением заводнения. Ограничение, накладываемое на нагнетательную

скважину для данного варианта, следующее: забой-ное давление не превышает 80 атм. На рис. 3 пред-ставлено поле нефтенасыщенности на конец расчет-ного периода для базового варианта. Хорошо видно, что происходит опережающее заводнение простран-ства суперколлектора при практически незаводнен-ном низкопроницаемом поровом пространстве. На рис. 4 представлена динамика технологических по-казателей разработки для базового варианта. Осо-бенностью данного варианта является то, что вода достаточно быстро (в течение нескольких месяцев) по пространству суперколлектора достигает зоны отбора. При этом дебит нефти в течение длительно-го периода остается практически неизменным при нарастающей обводненности. По мере выработки запасов нефти суперколлектора происходит плавное снижение дебита нефти. К середине третьего года разработки высокопроницаемые фильтрационные каналы практически выработаны, поэтому в даль-нейшем разработка участка происходит при высоком значении обводненности добываемой продукции. На-личие высокопроницаемого суперколлектора обеспе-чило относительно высокие начальные дебиты нефти, стабильные отборы нефти в течение продолжитель-ного периода и быстрый рост обводненности.

Рассмотрим теперь вариант задачи с полимер-ным заводнением.

Второй вариант. В начале третьего года разра-ботки (текущая обводненность добываемой продук-ции 75 %) в нагнетательную скважину начинают за-качивать водный раствор полимера с концентрацией 0,15 кг/м3. Так как вязкость раствора превышает вязкость воды, для "проталкивания" агента повыси-ли забойное давление нагнетательных скважин до 120 атм. Закачка раствора полимера ведется непре-рывно, без закачивания оторочек воды.

На рис. 5 представлено поле нефтенасыщенности суперколлектора и порового пространства к концу расчетного периода для второго варианта разработ-ки. Сопоставляя рис. 3 и 5, можно отметить, что по-лимерное заводнение позволяет достичь более вы-сокой выработки суперколлектора. Для низкопро-ницаемого порового коллектора характерны низкие показатели выработки. В основном заводнению подвержена только зона коллектора в области на-гнетания. К концу расчетного периода остаточные запасы сосредоточены в тупиковых зонах суперкол-лектора и в поровых блоках резервуара (см. рис. 5).

На рис. 6 представлено поле концентрации зака-чиваемого полимера в коллекторе. Хорошо видно, что в основном весь закачанный полимерный рас-твор сосредоточен в пространстве суперколлектора. Так как к концу расчетного периода практически весь объем суперколлектора выработан, то эффек-тивность полимерного заводнения становится ми-нимальной, поскольку в низкопроницаемый объем коллектора полимерный раствор практически не проникает.

Рис. 2. Зависимость вязкости водного раствора полимера от концентрации полимера

Концентрация полимера в растворе, кг/м3

0,0 0,1 0,2 0,3Отнош

ение

вязкости раствора

полим

ера к вязкости

воды

, отн

. ед.

0

20

40

60

80


На рис. 4 представлена динамика текущих пока-зателей разработки по второму варианту. Начало за-качки полимера сопровождается кратковременным уменьшением дебита нефти, что связано со сниже-нием пластового давления в суперколлекторе. Одна-ко затем происходят быстрое возрастание дебита нефти (почти в 1,5 раза) и снижение обводненности добываемой продукции (с 75 до 12 %). Отметим, что такое изменение в показателях разработки по исте-чении нескольких месяцев сменяется снижением от-боров нефти и возрастанием обводненности. К кон-цу расчетного периода текущий дебит нефти по данному варианту более чем в 2 раза превышает де-бит нефти базового варианта.

Таким образом, применение постоянной закачки полимерного раствора позволило существенно по-высить эффективность нефтеизвлечения из залежи высоковязкой нефти с коллектором двойной прони-цаемости. Однако, как показали расчеты, после за-воднения полимерным раствором пространства су-перколлектора, эффективность полимерного завод-нения снижается, что связано с незначительностью проникновения вытесняющего агента в поровые блоки резервуара.

Третий вариант. По истечении двух лет разра-ботки в коллектор залежи начинают чередующуюся закачку воды и газа. Период закачки воды (газа) со-ставляет 1 мес, т. е. в течение этого периода проводит-ся закачка воды, в следующий месяц – закачка газа. Динамика закачки воды и газа представлена на рис. 7.

На начало шестого года разработки прекращают закачку газа и переходят на постоянную закачку воды.

На рис. 8 представлено поле нефтенасыщенности суперколлектора и порового пространства к концу расчетного периода для третьего варианта разработ-ки. Сопоставляя рис. 3 и 8, можно отметить, что во-догазовое воздействие позволяет достичь более вы-сокой выработки коллектора в сравнении с базовым вариантом. Сравнивая его с полимерным заводнени-ем (см. рис. 5), можно отметить более низкую эф-фективность водогазового воздействия. К концу расчетного периода по третьему варианту разработ-ки остаточные запасы сосредоточены в тупиковых зонах суперколлектора и в поровых блоках резер-вуара (см. рис. 8).

Однако необходимо отметить следующее. В от-личие от полимерного раствора, который плохо проникает в поровый объем коллектора и концен-трируется в основном в объеме суперколлектора, газ легко проникает в низкопроницаемые поровые бло-ки. На рис. 9 представлено поле газонасыщенности коллектора в период водогазового воздействия.

Хорошо видно, что в основном весь закачанный газ сосредотачивается в прикровельной зоне пласта, что связано с гравитационным разделением флюи-дов. Вместе с тем газонасыщенности в поровых блоках и в суперколлекторе имеют близкие значе-ния, что говорит о хорошей проникающей способ-

ности газа. Важной остается проблема наиболь-шего охвата воздействием пласта по его разрезу, что может быть достигнуто в результате переноса интервала нагнетания газа в приподошвенную зо-ну пласта.

На рис. 4 представлена динамика текущих пока-зателей разработки для третьего варианта. Хорошо видно, что водогазовое воздействие позволяет сни-зить обводненность добываемой продукции и по-высить текущий дебит нефти. Однако прирост в добыче нефти значительно ниже, чем для полимер-ного заводнения. При переходе на постоянную за-качку воды показатели разработки приближаются к базовым кривым.

Таким образом, применение водогазового воз-действия позволяет увеличить эффективность нефтеизвлечения из залежи высоковязкой нефти с коллектором двойной проницаемости. Это связано с возможностью газа проникать в низкопроница- емые поровые блоки и вытеснять оттуда нефть. Однако, как показали расчеты, область газового вытеснения в основном ограничена прикровель-ной зоной пласта.

Встает закономерный вопрос: можно ли сочета-нием преимуществ газового воздействия и поли-мерного заводнения достичь более высокой эффек-тивности нефтеизвлечения?

Четвертый вариант. По истечении двух лет разработки в коллектор залежи начинают чере-дующуюся закачку полимерного раствора, воды и газа. Период закачки каждого из названных вытес-няющих агентов составляет 1 мес, т. е. в течение этого периода проводится закачка полимерного раствора, затем в течение 1 мес – воды, далее – за-качка газа. На начало шестого года разработки прекращают закачку газа и переходят на постоян-ную закачку полимерного раствора.

Динамика текущих показателей разработки по четвертому варианту представлена на рис. 4. Хо-рошо видно, что для данного варианта характерны колебания дебита нефти и обводненности при пе-риодической закачке составных вытесняющих агентов. При этом в период снижения дебита нефти по второму варианту значения суточных отборов нефти по четвертому варианту выше. При переходе на постоянную закачку полимерного раствора де-бит нефти снижается до более низких значений, чем во втором варианте.

Вместе с тем отметим, что в период применения комплексного воздействия (полимер + вода + газ) максимальные значения дебита нефти не превы-шают, а зачастую ниже максимальных значений дебита нефти при постоянном полимерном завод-нении. Как отмечалось в работе [6], это связано с более низким эффектом от чередующейся закачки полимера и воды. Поэтому рассмотрим вариант, когда период закачки воды заменяют на закачку полимерного раствора.


а б

Рис. 3. :

– пространство суперколлектора; – поровое пространство коллектора

Куб текущей нефтенасыщенности к концу расчетного периода для первого варианта разработкиа б

0

2

4

6

8

10

12

14

16

1 9 17 25 33 41 49 57 65 73 81 89 97 105 113 121

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1 9 17 25 33 41 49 57 65 73 81 89 97 105 113 121

Период, мес

Деб

итне

фти

,м/с

ут3

Варианты:первый

второй

третий

четвертый

пятый


Обв

одне

ннос

ть,д

оли

ед.

Варианты:первый

второй

третий

четвертый

пятый

Рис. 4. Динамика текущих показателей разработки модельной залежи по вариантам:а – бдебита нефти; – обводненности

а б


а б

Рис. 5. :


Куб текущей нефтенасыщенности к концу расчетного периода для второго варианта разработкиа б

а б

Рис. 6. :


Куб текущей концентрации полимера к концу расчетного периода для второго варианта разработкиа б

Концентрация полимера, кг/м3

0,0 0,0375 0,0750 0,1125 0,1500


0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1 13 25 37 49 61

0

2

4

6

8

10

12

Сут

очна

яза

качк

аво

ды, м

/сут

3

Период, месС

уточ

ная

зака

чка

газа

, ты

с.м

/сут

3

Рис. 8. :


Куб текущей нефтенасыщенности к концу расчетного периода для третьего варианта разработкиа б

а б

Рис. 7. Динамиказакачки воды игаза по третьемувариантуразработки


а б

Рис. 9. :


Куб текущей газонасыщенности в период водогазового воздействия для третьего варианта разработкиа б

0

5

10

15

20

25

30

0 50 100 150 200 –5

5

15

25

35

45

55

1 25 49 73 97 121

Нак

опл

енна

яд

обы

чане

фти

, ты

с.м

3

Накопленная добыча жидкости, тыс. м3

Варианты:

первый

второй

третий

четвертый

пятый

Варианты:

второй

третий

четвертый

пятый

Отн

осит

ельн

ый

прир

ост

нако

плен

ной

добы

чиот

носи

тель

ноба

зово

гова

риан

та,%


а б

Рис. 10. Характеристики вытеснения (а) и динамика относительного прироста накопленных отборов нефти (б)по рассмотренным вариантам разработки


Сопоставление различных вариантов разработки

На конец расчетного периода Накопленная добыча в долях от базового вари-

анта, отн. ед. Накопленная закачка

Варианты

КИН, доли ед.

обводненность, доли ед.

среднесуточный дебит нефти,

м3/сут нефти воды

воды, тыс. м3

газа, млн м3

полимера, т

Первый – базовый (за-воднение)

0,097 0,97 1,6 1,00 1,00 166 – –

Второй (постоянное по-лимерное заводнение)

0,143 0,86 3,7 1,47 0,39 87 – 10,1

Третий (водогазовое воздействие)

0,107 0,96 1,8 1,10 0,83 141 4,7 –

Четвертый (полимер + + вода + газ)

0,135 0,80 3,0 1,39 0,24 62,5 3,3 6,4

Пятый (полимер + газ) 0,138 0,82 2,8 1,42 0,26 65,8 2,9 6,8

Пятый вариант. По истечении двух лет разра-ботки в коллектор залежи начинают чередующуюся закачку полимерного раствора и газа. Период закач-ки полимерного раствора составил 2 мес, период за-качки газа – 1 мес. На начало шестого года разра-ботки прекращают закачку газа и переходят на по-стоянную закачку полимерного раствора.

Увеличение периода закачки полимерного рас-твора с сохранением закачки газа позволило полу-чить синергетический эффект. На рис. 4 видно, что при таком порядке закачивания вытесняющих аген-тов удается получить дебиты нефти, превышающие максимальные значения суточных отборов для вто-рого варианта. Переход на постоянную закачку по-лимерного раствора резко снижает эффективность нефтевытеснения.

Таким образом, комбинированное воздействие закачки газа и полимерного раствора на нефтена-сыщенные коллекторы двойной проницаемости по-зволяет достичь высокой эффективности нефтевы-теснения.

Сопоставление накопленных показателей за расчетный период по вариантам разработки

Таким образом, рассмотренные выше варианты разработки и применяемые технологии имеют раз-ную эффективность. Технологии, у которых накоп-ленные показатели по отборам нефти близки, долж-ны сравниваться по другим показателям, сущест-венно определяющим экономическую эффектив-ность разработки.

Сравним динамики накопленных отборов неф-ти с базовым вариантом. На рис. 10 показаны ха-рактеристики вытеснения и динамика относитель-ного прироста накопленных отборов нефти по рассмотренным вариантам, т. е. величина, равная

ς 100 % ,t ti b

tb

Q Q

Q

где Qi

t – текущие накопленные

отборы по i-му варианту; Qbt – текущие накоплен-

ные отборы по базовому варианту. Представленные на рис. 10 данные показывают,

что из рассмотренных вариантов технологий наи-

большие накопленные отборы нефти на конец рас-четного периода обеспечивает технология постоян-ной закачки полимерного агента. Но отметим, что в период проведения технологии чередующейся за-качки полимерного раствора и газа достигаются наибольшие темпы отбора запасов нефти. Прекра-щение применения технологии привело к значи-тельным снижениям темпов отбора.

Приведенная итоговая таблица позволяет сопо- ставить технологические показатели разработки рас-смотренных выше вариантов.

Выводы

Итак, анализ полученных результатов показывает: 1. Технология водогазового воздействия (чере-

дующаяся закачка газа и воды – третий вариант) позволяет увеличить накопленные за расчетный период отборы нефти в сравнении с базовым вари-антом на 9,9 % (см. таблицу). Направления даль-нейшего совершенствования технологии – изме-няющиеся (по вертикали) интервалы закачки воды и газа, т. е. в зависимости от степени заводнения и выработки коллектора интервалы закачки газа и воды должны меняться.

2. Технология чередующейся закачки полимер-ного раствора, воды и газа (четвертый вариант) по-зволяет увеличить накопленные за расчетный пери-од отборы нефти в сравнении с базовым вариантом на 39,0 % (см. таблицу). При этом существует пери-од времени (несколько месяцев), когда применение данной технологии дает больший эффект, чем по-стоянное полимерное заводнение (второй вариант).

3. Технология чередующейся закачки полимер-ного раствора и газа (пятый вариант) увеличивает накопленные отборы на 42,5 %. При этом отметим, что данная технология в период ее применения об-ладает наибольшими темпами отбора запасов нефти и более эффективна, чем применение полимерного заводнения. Прекращение чередующейся закачки полимерного раствора и газа приводит к быстрому снижению эффективности нефтеизвлечения.


4. Постоянное полимерное заводнение формаль-но имеет наибольший прирост в добыче нефти – 47,3 %. Однако, как уже отмечалось ранее, данная технология имеет более медленные темпы отбора в сравнении с технологией чередующейся закачки по-лимерного раствора и газа.

ЛИТЕРАТУРА 1. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разра-боткой нефтяных месторождений с применением завод-нения: учеб. пособ. – Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2002. – 596 с. 2. Бриза Карел. Обоснование технологии полимерного за-воднения залежей высоковязких нефтей: Автореф. дис. … канд. техн. наук / Санкт-Петербургский гос. горный ин-т. – 2010.

3. Научно-техническое сопровождение разработки место-рождения Северные Бузачи: договор № SC12/113/00/S): сводный отчет за 2012 г. ЗАО "КОНКОРД". – М., 2013. – 209 с. 4. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увели-чения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 340 с. 5. MORE 6.7 Technical Reference. ROXAR, 2011. – 152 p. 6. Исследование выработки запасов нефти из послойно неоднородного по проницаемости пласта с применением полимерного заводнения / И.В. Владимиров, М.Н. Шай-марданов, Е.В. Задорожный, С.И. Хазов, Р.А. Гнилицкий // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2012. – № 9. – С. 5–11. 7. Владимиров И.В., Пичугин О.Н., Абилхаиров Д.Т. Влия-ние структурно-механических свойств нефти на эффек-тивность изотермического и неизотермического неста-ционарного заводнения // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2013. – № 11. – С. 6–13.

УДК 622.276.1/.4.001.57

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ В КОЛЛЕКТОРЕ С ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫМИ

КАНАЛАМИ

И.В. Владимиров, О.Н. Пичугин (ЗАО "КОНКОРД", г. Москва)

Влияние высокопроницаемых фильтрационных каналов (суперколлекторов) на процессы извлечения нефти недостаточно изучены в настоящее время. С одной стороны, высокая проницаемость канала обеспечивает высокие начальные дебиты и дает вы-сокие темпы отбора подвижных запасов. С другой – быстрое обводнение, неравномерность выработки запасов нефти, отсечение части запасов от дренажа системой разработки [1].

Остаются открытыми и вопросы влияния высо-копроводящих каналов на эффективность теплового воздействия. Ниже на основе гидродинамической модели неизотермической фильтрации исследуем влияние высокопроницаемого канала на эффектив-ность разработки залежи при тепловом воздействии.

Исследование выработки запасов нефти из про-дуктивного пласта с учетом неизотермических про-цессов проведем на математической модели трех-фазной фильтрации. В качестве инструмента ис-следований используем пакет гидродинамического моделирования "Tempest-More" (производитель Roxar/Smedvig) версии 6.7.1, в которой реализована возможность моделирования движения жидкости в условиях неизотермичности процессов [2].

Рассмотрим участок залежи размером 250 250 20 м. В зависимости от варианта рассматриваемой задачи коллектор залежи может быть однородным или содержать высокопроницаемый канал. Во всех вариантах задачи пористость основного объема кол-лектора m = 0,3 доли ед., проницаемость K = 1 мкм2. Начальная нефтенасыщенность коллектора S0 = 0,9

доли ед. Начальные пластовые давление и темпера-тура P0 = 4 МПа, T0 = 30 °С.

Плотность и вязкость воды в пластовых условиях составили 1,04 г/см3 и 0,95 сП, соответственно. Плот-ность нефти в поверхностных условиях – 0,925 г/см3. В пластовых условиях вязкость нефти – 450 сП, газо-содержание – 10 м3/м3. Давление насыщения нефти газом – 2,2 МПа.

Относительные фазовые проницаемости, исполь-зуемые в модели, взяты из работы [3].

При изменении температуры пласта предусмот-рены температурные зависимости вязкости нефти и воды (рис. 1).

Рис. 1. Температурные зависимости вязкостей пласто-вой нефти и воды, соотношение вязкостей нефти и воды

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

30 40 50 60 70 80 90 100

Температура, °С

Коэф

фициент

сниже

ния вязкости

, доли ед

.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500Соотнош

ение

вязкостей

неф

ти и

воды

, отн

. ед.

коэффициент для нефти коэффициент для воды соотношение вязкостей


Рис. 2. Сечение куба проницаемостипо линии скважин для случая наличия

высокопроницаемого фильтрационногоканала в коллекторе

Рис. 3.

:

– 2-го; – 5-го; – 8-го; – 10-го годов

Динамика кубов нефтенасыщенности для варианта 1 задачи.Кубы получены к концу

а б в г

Нефтенасыщенность, доли ед.

Проницаемость, мД

1000 2575050500 75250 100000

а

в г

б

0,4017 0,5264 0,6511 0,7758 0,9005

а б

Температура °С

30,0 44,8 59,6 74,4 89,2

Рис. 4. Кубы нефтенасыщенности (а)и пластовой температуры (б) на конецрасчетного периода для варианта 2 задачи


а

в г

б

0,4017 0,5264 0,6511 0,7758 0,9005

д

Рис. 5.

:

– 2-го; – 5-го; – 8-го; – 10-го годов;

– представлено сечение куба нефте-

насыщенности на конец расчетного

периода по линии, соединяющей

скважины

Динамика кубов нефтенасы-щенности для варианта 3 задачи. Кубыполучены к концуа б в гд

50500


Температура, °С

30,0 44,8 59,6 89,274,4

а б

в

Рис. 6. Кубы нефтенасы-щенности (а) и пластовойтемпературы (б) на конецрасчетного периода для ва-рианта 4 задачи; представ-лено сечение куба пластовойтемпературы (в) на конецрасчетного периода по линии,соединяющей скважины

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45

0

5

10

15

20

25

30

35

1 13 25 37 49 61 73 85 97 109 121

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1 13 25 37 49 61 73 85 97 109 121


Тем

пера

тура

вод

ы, °

С

Рис. 7. Динамика температуры воды, поступающей вдобывающую скважину (вариант 4)


Деб

итне

фти

,м/с

ут3

вариант 1вариант 3вариант 5

вариант 2

вариант 4


Обв

одне

ннос

ть,д

оли

ед.

вариант 1вариант 2вариант 3

вариант 4вариант 5

ба

Рис. 8. :

– дебит нефти; – обводненность

Динамика технологических показателей по вариантам задачиа б


На участке залежи работают 2 скважины: добы-вающая и нагнетательная. Зададим ограничивающие условия на работу скважин. Для добывающей – нижний предел забойного давления не ниже 1 МПа, для нагнетательной – верхний предел забойного давления не выше 10 МПа. Во всех вариантах задач период расчетов устанавливается в 10 лет.

Рассмотрим несколько вариантов задачи: вариант 1 (базовый) – коллектор однородный,

изотермическое заводнение; вариант 2 – коллектор однородный, неизотерми-

ческое заводнение с температурой воды 90 °С; вариант 3 – коллектор содержит высокопрони-

цаемый канал, проницаемость которого превышает проницаемость основного объема коллектора в 100 раз. Канал соединяет нагнетательную и добывающую скважины (рис. 2). Изотермическое заводнение;

вариант 4 – условия варианта 3, неизотермиче-ское заводнение;

вариант 5 – условия варианта 3, первые 3 года изотермическое заводнение, затем до конца расчет-ного периода – неизотермическое заводнение.

При моделировании неизотермического заводне-ния использовалась модель Vinsome-Westerveld по-тери тепла через кровлю и подошву коллектора [2].

На рис. 3 представлена динамика куба нефте-насыщенности для варианта 1 задачи. Хорошо видно, что из-за высокой разницы в вязкостях вы-тесняемой и вытесняющей жидкостей фронт вы-теснения вытянут в сторону добывающей скважи-ны. Данные результаты согласуются с общепри-нятыми представлениями. В случае теплового воздействия (вариант 2) динамика поля нефтена-сыщенности практически совпадает с динамикой поля нефтенасыщенности для варианта 1 (рис. 4). Это объясняется тем, что область изменения пла-стовой температуры сосредоточена в заводненной зоне пласта, т. е. фронт нагрева существенно от-стает от фронта заводнения.

Рассмотрим теперь варианты задачи с высоко-проницаемым фильтрационным каналом.

Вариант 3 предусматривает изотермическое за-воднение. Наличие высокопроницаемого канала приводит к дополнительному увеличению неодно-родности фронта вытеснения (рис. 5). При этом за-качиваемая вода в первую очередь вытесняет нефть из высокопроницаемого канала, что приводит к рос-ту обводненности продукции добывающей скважи-ны, а затем за счет капиллярной пропитки вытесняет нефть из областей коллектора, расположенных вы-ше (прикровельная часть) и ниже (приподошвенная часть) высокопроницаемого канала.

При неизотермическом заводнении (вариант 4) динамика куба нефтенасыщенности практически совпадает с вариантом 3. Небольшие отличия за-ключаются в несколько большем заводненном объ-еме в области отборов и в более узкой заводненной зоне в области нагнетания (рис. 6).

Более характерно изменение поля пластовой температуры. На рис. 6, б хорошо видно, что об-

ласть прогретого коллектора распространилась на всё межскважинное пространство. При этом по раз-резу тепловое поле коллектора неоднородно и отра-жает проницаемостную неоднородность пласта (см. рис. 6, в).

Ввиду высокой проницаемости фильтрационного канала теплая вода начинает поступать в добыва- ющую скважину спустя несколько месяцев после начала теплового воздействия. На рис. 7 представ-лена динамика температуры воды, поступающей в добывающую скважину из высокопроницаемого ка-нала. Хорошо видно, что температура воды в добы-вающей скважине растет до установления термоди-намического равновесия.

Таким образом, при наличии высокопроводяще-го канала тепловое воздействие распространяется в межскважинную зону, но по объему ограничено об-ластью коллектора, прилегающей к данному фильт-рационному каналу.

Вариант 5 является промежуточным между вари-антами 3 и 4, и его рассмотрение обусловлено тем, что он наиболее близок к практическим условиям применения теплового воздействия.

Сравним динамику технологических показателей разработки рассмотренных вариантов задачи. На рис. 8 представлены динамики дебитов нефти и об-водненности.

Как видно из рис. 8, наличие высокопроводящего канала существенно влияет на динамику технологи-ческих показателей. Для однородного коллектора первоначальное снижение дебита нефти связано с быстрым снижением пластового давления в области отбора. По мере возрастания пластового давления в результате закачки воды дебит нефти растет и дости-гает своего максимального значения к моменту про-рыва воды (вариант 1). Тепловое заводнение (вариант 2) за счет более подвижного вытесняющего агента (горячей воды) позволяет быстрее поднять пластовое давление в области отборов, что обеспечивает боль-шие дебиты нефти и в то же время быстрый прорыв воды к забою добывающей скважины. После прорыва воды дебиты для изотермического и неизотермиче-ского вариантов практически совпадают.

Для коллектора с высокопроницаемым каналом характерны высокие начальные дебиты нефти, кото-рые в результате быстрого заводнения высокопро-ницаемой зоны резко снижаются. Обводненность добываемой продукции при этом быстро нарастает. Затем наблюдается кратковременная стабилизация дебита нефти, связанная с капиллярной пропиткой области, граничащей с высокопроницаемым кана-лом в области отборов. Далее происходят плавное снижение дебита нефти и более медленное нараста-ние обводненности. Небольшое увеличение дебита нефти связано с поступлением вытесняемой нефти по главным линиям тока, геометрически близким к высокопроницаемому каналу. Описанная динамика технологических показателей характерна для всех вариантов с высокопроницаемым каналом. Остано-


вимся теперь на отличиях. Для неизотермического воздействия (вариант 4) в период стабилизации де-бита нефти (по варианту 3) наблюдается кратковре-менный рост дебита, что связано как с прогревом части нефти в призабойной зоне добывающей сква-жины, так и с более быстрым повышением давления в области отборов. Однако по мере заводнения высо-копроницаемого канала и повышения температуры воды в области отбора доля водной фазы в призабой-ной зоне добывающей скважины увеличивается (так как снижается ее вязкость), что приводит к большему снижению дебита нефти (чем в варианте 3) и увели-чению обводненности. К этому приводит также и не-равномерность прогрева коллектора по разрезу в зоне отбора – в заводненной области высокопроницаемого канала температура наибольшая, а в области сосредо-точения остаточной нефти – минимальная. Причем разница эта составляет 15…20 °С.

Посмотрим теперь, как изменятся технологиче-ские показатели при переходе от изотермического заводнения к неизотермическому (вариант 5). На рис. 8 видно, что начало заводнения горячей водой сопровождается падением дебита нефти и ростом обводненности (!!!). Причины происходящего опи-саны выше. На рис. 9 представлена характеристика вытеснения Камбарова для варианта 5. Применение технологии теплового воздействия на коллектор с высокопроницаемым каналом сопровождается сни-жением эффективности вытеснения нефти. Таким образом, модельные расчеты показывают, что в кол-лекторах с высокопроницаемыми каналами приме-нение теплового воздействия может привести к снижению эффективности нефтеизвлечения.

В заключение представим значения КИН на ко-нец расчетного периода по рассмотренным вариан-

там задачи (рис. 10). Хорошо видно, что тепловое воздействие приносит небольшой эффект только для однородного коллектора. Для коллектора с высоко-проницаемым каналом, соединяющим добывающую и нагнетательную скважины, тепловое воздействие снижает КИН на конец расчетного периода. Вывод достаточно неожиданный. Однако не затрагивались большие периоды расчетов (более 10 лет).

Выводы. Численное моделирование процессов неизотермической фильтрации в коллекторе, содер-жащем высокопроницаемый канал, показало сле-дующее:

1. В однородном коллекторе, насыщенном высо-ковязкой нефтью, применение теплового воздейст-вия незначительно увеличивает КИН на конец рас-четного периода. Это связано с тем, что при завод-нении ввиду значительной разницы в вязкостях нефти и воды образуется достаточно узкая полоса заводненного коллектора. При тепловом воздейст-вии вытеснение также происходит в рамках тех же объемов коллектора, что и при изотермическом за-воднении. Так как фронт нагревания отстает от фронта вытеснения, то тепловое воздействие осуще-ствляется в основном на промытые зоны с неболь-шими объемами нефти. Поэтому эффект от теплово-го воздействия невелик.

2. Наличие в коллекторе высокопроницаемого канала, соединяющего нагнетательную и добыва- ющую скважины, приводит к большему сужению фронта вытеснения, хотя и обеспечивает в началь-ный момент разработки высокие дебиты нефти. Бы-строе заводнение высокопроницаемого канала при-водит к резкому падению дебита нефти и росту об-водненности. Применение теплового воздействия приводит к тому, что по мере заводнения высоко-проницаемого канала и повышения температуры во-ды в области отбора доля водной фазы в призабой-ной зоне добывающей скважины увеличивается (так как снижается ее вязкость), что приводит к больше-му снижению дебита нефти (чем для изотермиче-ского заводнения) и увеличению обводненности. К этому приводит также и неравномерность прогрева

Рис. 10. Сопоставление КИН на конец расчетного периода для разных вариантов задачи

Рис. 9. Характеристики вытеснения Камбарова

для изотермического (вариант 3) и неизотермического (вариант 5) заводнений

11,0

11,5

12,0

12,5

13,0

13,5

14,0

0,016 0,018 0,02 0,022

1/Qж 1/тыс. м3

база

технология

Qн, ты

с. м

3

0,000

0,020

0,040

0,060

0,080

0,100

0,120

0,140

0,160

0,180

0,200

вариант 1 вариант 2 вариант 3 вариант 4 вариант 5КИН

на конец расчетного

периода

, доли ед

.


коллектора по разрезу в зоне отбора – в заводненной области высокопроницаемого канала температура наибольшая, а в области сосредоточения остаточной нефти – минимальная. Причем разница эта состав-ляет 15…20 °С.

3. Построение характеристик вытеснения для процесса выработки запасов нефти из коллектора с высокопроницаемым каналом показало, что приме-нение технологии теплового воздействия на коллек-тор с высокопроницаемым каналом сопровождается снижением эффективности вытеснения нефти.

ЛИТЕРАТУРА 1. Справочное руководство по проектированию и экс-плуатации нефтяных месторождений (проектирование разработки) / под ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. – 463 с. 2. MORE 6.7 Technical Reference. ROXAR, 2011. – 152 p. 3. Владимиров И.В., Пичугин О.Н., Абилхаиров Д.Т. Влия-ние структурно-механических свойств нефти на эффек-тивность изотермического и неизотермического неста-ционарного заводнения // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2013. – № 11. – С. 6–13.

УДК 622.276.1/.4.038

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЗ ПОСЛОЙНО НЕОДНОРОДНОГО ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРА

С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ И ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ


Среди широкого спектра технологий, применя- емых для повышения эффективности нефтеизвлече-ния в разработке залежей высоковязкой нефти, трудно выделить универсальную технологию, кото-рая давала бы устойчивые положительные результа-ты в течение продолжительного периода. Поэтому актуальным является поиск оптимальных для каж-дого этапа разработки технологий ПНП на основе гидродинамических расчетов.

Представленные ниже результаты являются ло-гическим продолжением работ [1–4], а также допол-няют и расширяют исследования, выполненные в статьях [5, 6].

Ранее рассмотрен ряд задач по определению эф-фективности разных технологий в условиях коллек-тора типа "двойная проницаемость". Было изучено влияние на выработку запасов нефти технологий по-лимерного заводнения и водогазового воздействия [5], теплового воздействия [6]. Общей особенностью рассмотренных задач является наличие развитой сети высокопроницаемых каналов (трещин). Ниже иссле-дуем влияние технологий теплового воздействия и полимерного заводнения, а также их комбинаций на эффективность нефтевытеснения из неоднородного по проницаемости пористого коллектора.

Рассмотрим задачу о вытеснении нефти, обла-дающей высокой вязкостью, из коллектора, содер-жащего высоко- и низкопроницаемые слои.

Хорошо известно, что полноту извлечения нефти из пласта определяет его проницаемостная неодно-родность. На практике для сильно неоднородных по проницаемости коллекторов достигаются более низ-кие значения КИН, чем при разработке достаточно однородных по проницаемости коллекторов. Обще-принятым фактом считается первоочередная выра-ботка высокопроницаемых слоев (пластов), в то время как заводнение низкопроницаемых объемов коллектора и вытеснение нефти из них происходят в

меньшей степени. Для повышения выработки запа-сов нефти низкопроницаемых слоев применяют тех-нологии ПНП.

Ниже рассмотрим особенности применения раз-личных технологий при извлечении высоковязкой нефти из послойно неоднородного по проницаемо-сти коллектора. Для этого рассмотрим фильтраци-онную модель участка залежи с коллектором, со-стоящим из слоев с разной проницаемостью, разра-батываемого с применением заводнения. Исследо-вание проделаем на математической модели трех-фазной фильтрации. В качестве инструмента иссле-дований используем пакет гидродинамического мо-делирования "Tempest-More" версии 6.7.1 [7].

Математическая модель. Рассмотрим участок залежи размером 600 600 20 м (рис. 1). Коллектор залежи состоит из слоев с разной пористостью и про-ницаемостью. Предположим, что слои достаточно од-нородны по латерали. В области скв. WPRD1, WPRD2, WPRD3 слои разделены непроницаемыми разделами, в области скв. WPRD4 слои сливаются в единый пласт. Проницаемости слоев изменяются от 100 до 3000 мД, пористость – от 10 до 32 %. Начальная нефтенасы-щенность коллектора S0 = 0,9 доли ед. Начальные пла-стовые давление и температура: P0 = 4 МПа, T0 = 30 °С.

Свойства пластовых флюидов и ОФП, исполь-зуемые в настоящей статье, приведены в работе [8].

Начальный объем геологических запасов нефти составляет 1263,3 тыс. м3.

На участке залежи работают 5 скважин: 4 добы-вающие и 1 нагнетательная. Для разных вариантов задачи устанавливается предельный период расче-тов. При моделировании предполагалось, что нагне-тательная и добывающие скважины пускаются в ра-боту одновременно.

Для вариантов задачи с полимерным заводнением и тепловым воздействием использовались данные ра-бот [5, 6].


Ниже рассмотрим 2 серии задач, отличающиеся временем начала применения различных технологий. Каждая серия описывает варианты разработки участ-ка залежи с применением различных технологий.

Первая серия. Начало применения технологий при низкой "стартовой" обводненности добываемой продукции. Предельный период расчетов устанав-ливается в 20 лет.

Первый вариант (базовый) предусматривает разработку залежи с применением заводнения. Огра-ничения, накладываемые на нагнетательную сква-жину для данного варианта, следующие: забойное давление не превышает 80 атм, максимальная приё-мистость – 200 м3/сут. На рис. 2 представлено поле нефтенасыщенности на конец расчетного периода для базового варианта. Хорошо видно, что происхо-дит опережающее заводнение высокопроницаемых пропластков. В области слияния пластов выработка запасов нефти происходит более равномерно за счет капиллярной пропитки.

На рис. 3 представлена динамика технологических показателей разработки для базового варианта. Осо-бенностью данного варианта является то, что в на-чальный период разработки дебит нефти резко снижа-ется из-за падения пластового давления в области от-боров. Затем дебит нефти возрастает до своего макси-мального значения. После начала обводнения дебит резко снижается, затем темпы падения замедляются и снижение дебита нефти происходит более плавно.

В динамике обводненности добываемой продук-ции участка наблюдается немонотонный участок, что связано с разной скоростью обводнения скважин группы WPRD1–WPRD3 и скважины WPRD4. Из-за отсутствия гидродинамической связанности между высокопроницаемым пропластком и низкопрони-цаемыми слоями заводнение изолированного высо-копроницаемого слоя происходит более быстро, чем объема коллектора, где слои имеют гидродинамиче-скую связанность. Это связано с тем, что при нали-чии связи между слоями коллектора за счет капил-лярной пропитки фронт вытеснения размывается и его продвижение в пласте замедляется.

Второй вариант. В начале третьего года разра-ботки (текущая обводненность добываемой продук-ции 0 %) в нагнетательную скважину начинают за-качивать горячую воду с температурой 90 С. Пре-дельные условия для нагнетательной скважины сов-падают с условиями первого варианта. Закачка го-рячей воды ведется непрерывно, без закачивания оторочек холодной воды.

На рис. 4 представлено поле нефтенасыщенности на конец расчетного периода для второго варианта. Сравнивая рис. 2 и 4, можно отметить, что применение теплового воздействия незначительно влияет на выра-ботку запасов нефти. На рис. 5 показан куб пластовой температуры на конец расчетного периода. Хорошо заметно повышение пластовой температуры в высоко-проницаемых гидродинамически изолированных сло-ях, которые на рассматриваемый момент времени яв-

ляются полностью выработанными. В области слияния пластов повышение температуры пласта происходит более медленными темпами.

Сравнивая текущие показатели разработки пер-вого и второго вариантов, можно отметить следу- ющее. Начало закачки горячей воды сопровождает-ся небольшим ростом дебита нефти. При этом об-воднение продукции скважин участка начинается на несколько месяцев раньше.

Сравнение динамики закачки воды по вариантам показывает, что при закачке горячей воды приёми-стость нагнетательной скважины несколько повы-шается за счет меньшей вязкости закачиваемого агента. С этим связано и более быстрое повышение обводненности по второму варианту. Однако влия-ние самой технологии теплового воздействия начи-нает проявляться спустя несколько лет, когда на-блюдается небольшое снижение обводненности за счет снижения вязкости нефти. В дальнейшем про-исходят более быстрое (по сравнению с базовым ва-риантом) нарастание обводненности и падение де-бита нефти. Данные изменения в динамике техноло-гических показателей разработки связаны с полным заводнением высокопроницаемых слоев горячей во-дой, что приводит к увеличению фазы воды в добы-ваемой жидкости за счет снижения ее вязкости.

Третий вариант. Рассмотрим теперь вариант за-дачи с полимерным заводнением. В начале третьего года разработки (текущая обводненность добыва- емой продукции 0 %) в нагнетательную скважину начинают закачивать водный раствор полимера с концентрацией 0,15 кг/м3. Так как вязкость раствора превышает вязкость воды, для "проталкивания" агента повысили забойное давление нагнетательных скважин до 120 атм. Закачка раствора полимера ве-дется непрерывно, без закачивания оторочек воды.

На рис. 6 представлено поле нефтенасыщенности к концу расчетного периода для третьего варианта разработки. Сопоставляя рис. 2 и 6, можно отметить, что полимерное заводнение позволяет достичь более высокой выработки послойно неоднородного по проницаемости коллектора. При этом в области изо-лированных пропластков полимерное заводнение позволяет более полно выработать высокопрони-цаемый слой и несколько улучшить выработку низ-копроницаемых слоев. В области слияния пропласт-ков полимерное заводнение также повышает выра-ботку запасов нефти. К концу расчетного периода остаточные запасы сосредоточены в низкопрони-цаемых слоях коллектора.

На рис. 7 представлено поле концентрации зака-чиваемого полимера в коллекторе. Хорошо видно, что в основном весь закачанный полимерный рас-твор сосредоточен в пространстве высокопроница- емого пропластка. Так как к концу расчетного пе-риода практически весь объем высокопроницаемого коллектора выработан, то эффективность полимер-ного заводнения снижается, поскольку в низкопро-ницаемый объем коллектора полимерный раствор проникает с низкой скоростью.


Проницаемость, мД Пористость, доли ед.

100 825 1550 2275 3000

а б

0,1000 0,1550 0,2100 0,2650 0,3200


0,3214 0,4662 0,6109 0,7556 0,900

а б

Рис. 3. :

– дебита нефти, – обводненности

Динамика текущих показателей разработки модельной залежи по вариантама б

Рис. 1. Кубы проницаемости (а)и пористости (б) коллектора участказалежи с расположением скважин

Рис. 2. Куб текущей нефтенасыщенностик концу расчетного периода для первоговарианта разработки

Рис. 4. Куб текущей нефтенасыщенностик концу расчетного периода для второговарианта разработки


Пластовая температура, °С

30,0 45,0 60,0 90,075,0

ба


0,0 0,0375 0,0750 0,15000,1125

Рис. 5. Куб пластовойтемпературы к концурасчетного периода длявторого вариантаразработки

Рис. 6. Куб текущейнефтенасыщенности кконцу расчетного периодадля третьего вариантаразработки

Рис. 7. Куб текущейконцентрации полимера кконцу расчетного периодадля третьего вариантаразработки

Рис. 8. Куб текущейнефтенасыщенностик концу расчетногопериода для четвертоговарианта разработки


0,0 0,0375 0,0750 0,15000,1125

Пластовая температура, °С

30,0 45,0 60,0 90,075,0

Рис. 9. Сечения кубовтекущей концентрацииполимера (а) и пластовойтемпературы (б) к концурасчетного периода длячетвертого вариантаразработки


а б

а б

в

Рис. 10. Сечения кубов текущей нефтенасыщенности (а), пластовойтемпературы (б) и концентрации полимера (в) к концу расчетного

периода для пятого варианта разработки

0

20

40

60

80

100

120

140

1 19 37 55 73 91 109 127 145 163 181 199 217 235


Расходполимера,т

третий

четвертый

пятый

Варианты:

Рис. 11. Динамика накопленногорасхода полимера для вариантов с

полимерным заводнением

Рис. 12. Харак-теристикивытеснения (а)и зависимоститекущего КИНот текущейобводненностидобываемойпродукции (б) дляразных вариан-тов задачи

Рис. 13. Динамика относительных приростовнакопленных отборов нефти по рассмотреннымвариантам

–10

–5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1 21 41 61 81 101 121 141 161 181 201 221 241


второй

третий

четвертый

пятый

Варианты:

Относительныйприростнакопленнойдобычи

нефти

относительнобазовоговарианта, %

Накопленная добыча жидкости, тыс. м3

Обводненность, доли ед.

Текущ

ийКИН,долиед.

Накопленнаядобыча

нефти, тыс.м

3


а б

а б

Рис. 14.

:

– дебита нефти;

– обводненности

Динамикатекущих показа-телей разработкимодельной залежипо вариантамаб

Рис. 15.

Характеристикивытеснения (а) изависимоститекущего КИН оттекущейобводненностидобываемойпродукции (б) дляразных вариантовзадачи при высокой"стартовой"обводненности

Рис. 16. Динамика относительных приростовнакопленных отборов нефти по рассмотреннымвариантам при высокой "стартовой"обводненности

Обвод

ненность, д

олиед

.

Накопленная добыча жидкости, тыс. м3 Обводненность, доли ед.

Текущ

ийКИН,д

олиед

.

Накопленнаядоб

ыча

нефти, тыс.м

3Деб

итнефти,м

3 /сут

Период, мес Период, мес

Относител

ьныйприр

остнакопл

еннойдоб

ычи

нефти

относительнобазовоговари

анта, %



На рис. 3 представлена динамика текущих пока-зателей разработки по третьему варианту. Начало закачки полимера сопровождается уменьшением де-бита нефти, что связано со снижением пластового давления в коллекторе. Однако затем происходит плавное возрастание дебита нефти. Полимерное за-воднение позволяет увеличить безводный период разработки участка почти в 1,5 раза, а также обеспе-чивает более высокий дебит нефти в водный период работы скважин. К концу расчетного периода дебит нефти по третьему варианту превышает дебит базо-вого варианта более чем в 2 раза.

Таким образом, применение постоянной закачки полимерного раствора позволило существенно по-высить эффективность нефтеизвлечения из залежи высоковязкой нефти с послойно неоднородным по проницаемости коллектором. Однако, как показали расчеты, после заводнения полимерным раствором пространства высокопроницаемого пропластка, эф-фективность полимерного заводнения снижается, что связано с медленным проникновением вытесняющего агента в низкопроницаемые области резервуара.

Четвертый вариант. По истечении двух лет разработки в коллектор залежи начинают закачку полимерного раствора с температурой 90 С (термо-полимерное воздействие). Забегая вперед, необхо-димо отметить, что из всех рассмотренных техноло-гий закачка вязкого горячего агента позволяет полу-чить наибольшую технологическую эффективность. Как и в предыдущем третьем варианте, использует-ся водный раствор полимера с концентрацией 0,15 кг/м3. При этом забойное давление нагнета-тельной скважины увеличивается до 120 атм. Закач-ка раствора полимера ведется непрерывно, без зака-чивания оторочек воды.

На рис. 8 представлено поле нефтенасыщенности к концу расчетного периода для четвертого варианта разработки. Сопоставляя рис. 2, 6 и 8, можно отме-тить, что термополимерное заводнение позволяет достичь более высокой выработки послойно неод-нородного по проницаемости коллектора.

На рис. 9 представлены сечения кубов концен-трации закачиваемого полимера в коллекторе и пла-стовой температуры. Хорошо видно, что в основном весь закачанный горячий полимерный раствор со-средоточен в пространстве высокопроницаемого пропластка. При этом гидродинамически изолиро-ванные высокопроницаемые слои имеют макси-мальную пластовую температуру.

На рис. 3 представлена динамика текущих пока-зателей разработки по четвертому варианту. Начало закачки горячего полимерного раствора сопровож-дается значительным возрастанием дебита нефти. При этом в сравнении с базовым вариантом увели-чивается и безводный период эксплуатации участка залежи. Если сравнивать с полимерным заводнени-ем, то термополимерное воздействие позволяет су-щественно интенсифицировать отборы нефти и дает большие дебиты нефти даже в водный период экс-

плуатации скважин. К концу расчетного периода дебит нефти по четвертому варианту превышает де-бит базового варианта в 1,8 раза.

Пятый вариант. По истечении двух лет разра-ботки в коллектор залежи начинают поочередную закачку полимерного раствора с температурой 30 С и горячей воды с температурой 90 С (комбиниро-ванное воздействие). Как и в предыдущих случаях, используется водный раствор полимера с концентра-цией 0,15 кг/м3. При этом забойное давление нагнета-тельной скважины увеличивается до 120 атм в период закачки полимерного раствора и снижается до 80 атм в период закачки горячей воды. Продолжительность периода закачки полимерного раствора – 1 год, пе-риода закачки горячей воды – также 1 год.

На рис. 10 представлено поле нефтенасыщенно-сти к концу расчетного периода для пятого варианта разработки.

По характеру выработанности слоев коллектора пятый вариант занимает промежуточное положение между третьим и четвертым вариантами. Так как происходит чередующаяся закачка горячего и холод-ного агентов, то высокопроницаемые слои имеют бо-лее низкую температуру, чем в четвертом варианте.

На рис. 3 представлена динамика текущих показа-телей разработки по пятому варианту. Чередующаяся закачка агентов с различной вязкостью в режимах ра-боты нагнетательной скважины с разными забойны-ми давлениями приводит к возникновению нестацио-нарных (периодически изменяющихся) полей давле-ния в коллекторе. Такое энергетическое состояние залежи вызывает существенные колебания дебита нефти. В сравнении с базовым вариантом увеличива-ется безводный период эксплуатации участка залежи. Если сравнивать с термополимерным заводнением, то комбинированное воздействие имеет меньшую тех-нологическую эффективность и может рассматри-ваться как вариант, позволяющий снизить затраты на закачку полимера и на нагрев воды.

На рис. 11 представлена динамика накопленного расхода полимера для вариантов с полимерным за-воднением. Видно, что пятый вариант требует в 2 раза меньше полимера, чем наиболее эффективный четвертый вариант.

Сопоставление накопленных показателей раз-работки и сравнение эффективности рассмот-ренных технологий

Таким образом, рассмотренные выше варианты разработки и применяемые технологии имеют раз-ную эффективность. Технологии, у которых накоп-ленные показатели по отборам нефти близки, долж-ны сравниваться по другим показателям, сущест-венно определяющим экономическую эффектив-ность разработки.

На рис. 12 представлены характеристики вытес-нения и зависимости текущего КИН от текущей об-водненности добываемой продукции для рассмот-ренных вариантов.

Представленные на рис. 12 данные показывают, что из рассмотренных вариантов технологии наи-


больший КИН на конец расчетного периода обеспе-чивает технология закачки вязкого горячего агента (термополимер). К технологии термополимерного воздействия близка по динамике технология поли-мерного заводнения, но из-за снижения пластового давления полимерное заводнение дает более низкие темпы отбора. Технология чередующейся закачки полимерного раствора и горячей воды занимает тре-тью позицию по своей эффективности. Но надо от-метить, что она имеет более низкое качество нефте-вытеснения, чем названные выше технологии, т. е. на один и тот же объем отобранной жидкости добы-вается меньший объем нефти.

Аутсайдером из названных технологий является тепловое воздействие, так как при данном виде тех-нологии за расчетный период отбирается меньший накопленный объем нефти (в сравнении с базовым вариантом) при большем накопленном объеме жид-кости.

Сравним динамики накопленных отборов нефти с базовым вариантом. На рис. 13 показана динамика относительных приростов накопленных отборов нефти по рассмотренным вариантам (т. е. величина,

равная ς 100 % ,t ti b

tb

Q Q

Q

где Qi

t – текущие накоп-

ленные отборы по i-му варианту; Qbt – текущие на-

копленные отборы по базовому варианту). На рис. 13 хорошо видно, что применение тепло-

вого воздействия (второй вариант) имеет небольшой эффект только в начальный период применения тех-нологии. По мере заводнения высокопроницаемых слоев и роста обводненности эффективность метода снижается. Применение полимерного заводнения (третий вариант) при положительном конечном эф-фекте имеет период отрицательной эффективности из-за падения пластового давления. В этом отноше-нии термополимерное воздействие (четвертый вари-ант) отличается постоянной положительной эффек-тивностью с хорошими темпами отборов запасов нефти. Комбинированная технология (пятый вари-ант) также обладает положительным технологиче-ским эффектом, при этом постоянное нарастание эффекта отсрочено от начала применения техноло-гии почти на 4 года.

Таким образом, наибольшим технологическим эффектом обладает термополимерное воздействие. Однако вопрос о применении данной технологии необходимо изучить как с экономической точки зрения, так и с учетом технических возможностей предприятия.

Вторая серия. Начало применения технологий при высокой "стартовой" обводненности добыва- емой продукции. Предельный период расчетов ус-танавливается в 30 лет.

Ранее рассмотрено применение технологий в ус-ловиях низкой выработки запасов нефти залежи. Однако хорошо известно, что эффективность техно-логий сильно зависит от состояния выработанности

запасов нефти. Поэтому ниже рассмотрим примене-ние технологий в условиях высокой "стартовой" об-водненности добываемой продукции.

Рассмотренные ниже варианты разработки пол-ностью совпадают с описанными выше, за исключе-нием времени начала применения технологий. Ниже исследуются случаи применения технологий при высокой обводненности добываемой продукции участка. Начало применения технологий – 10-й год разработки участка, когда обводненность достигает 66 %. Расчетный период – 30 лет.

Динамика текущих показателей разработки по вариантам представлена на рис. 14. Хорошо видно, что при повышенной обводненности добываемой продукции эффект от теплового воздействия отсут-ствует. Кроме того, данная технология приводит к более быстрому росту обводненности добываемой продукции. Зато все технологии, связанные с при-менением полимерного раствора в качестве вытес-няющего агента, имеют ярко выраженный положи-тельный эффект, который заключается в росте деби-та нефти и снижении обводненности. При этом наи-больший эффект имеет технология с применением термополимера. Для данной технологии характерны наибольший прирост в дебите нефти и значительное снижение обводненности.

На рис. 15 представлена динамика накопленных показателей разработки по рассмотренным вариантам.

Хорошо видно, что наилучшим качеством нефте-вытеснения обладает третий вариант – полимерное за-воднение, так как для этого варианта характерны наи-меньшие объемы попутно добываемой воды при со-поставимых с четвертым вариантом объемах накоп-ленной добычи нефти.

Проведем сравнение динамики накопленных отбо-ров нефти с базовым вариантом. На рис. 16 показаны динамики относительных приростов накопленных от-боров нефти по рассмотренным вариантам.

Как видно на рис. 16, тепловое воздействие в це-лом по участку при высокой стартовой обводненно-сти является неэффективным и не рекомендуется к применению. Наибольший прирост в добыче нефти дает применение термополимера. Затем по величине технологического эффекта следует технология по-лимерного заводнения. Комбинированная техноло-гия дает наименьший положительный эффект.

Выводы Таким образом, приведем критерии успешности

применения технологий при разработке неоднород-ного по проницаемости коллектора, насыщенного высоковязкой нефтью (таблица).

1. Технологии теплового воздействия (закачка горячей воды) имеют положительный эффект при их применении на незаводненных участках залежей.

2. Технологии полимерного заводнения позво-ляют существенно снизить объемы попутно добы-ваемой воды и повысить коэффициент извлечения нефти. Но вследствие снижения пластового давле-


ния в высокопроницаемых слоях при закачке вязко-го агента происходят уменьшение дебитов нефти и снижение темпов отбора запасов нефти. Поэтому данный вид технологии рекомендуется к примене-нию только при полной выработке высокопрони-цаемых слоев коллектора (т. е. при высокой обвод-ненности добываемой продукции).

3. Технология закачки горячего вязкого агента объединяет положительные свойства рассмотрен-ных выше технологий, позволяя достичь синергети-ческого эффекта. Данная технология эффективна с максимальным приростом в добыче нефти для всех рассмотренных случаев и условий применения.

4. Комбинированная технология, предусматри-вающая чередующуюся закачку полимерного рас-твора и горячей воды, механически смешивает по-ложительные и отрицательные особенности первой и второй технологий, а потому не лишена их недос-татков. По своей конечной (на конец расчетного пе-риода) эффективности данная технология занимает третье место после термополимерного и полимерно-го заводнений. Однако в отличие от полимерного заводнения для данной технологии отсутствует пе-риод отрицательной эффективности. Если организа-ция термополимерного заводнения невозможна, то рекомендуется применение данной комбинирован-ной технологии до момента полной выработки вы-сокопроницаемых слоев коллектора и значительного

возрастания обводненности добываемой продукции, после чего необходимо перейти к полимерному за-воднению.


1. Оптимальные условия применения потокоотклоня- ющих технологий в нагнетательной скважине при разра-ботке частично заводненного пласта / Н.Ф. Гумаров, В.А. Таипова, И.В. Владимиров, Т.Ф. Манапов, В.П. Бат-рашкин, А.П. Титов // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2007. – № 5. – С. 25–34. 2. Комбинированная технология селективной водоизоля-ции заводненных прослоев коллектора, предусматрива- ющая одновременное воздействие в нагнетательной и до-бывающей скважинах / В.П. Батрашкин, И.В. Владими-ров, А.П. Титов, В.В. Владимиров // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2007. – № 10. – С. 23–27. 3. Определение оптимального периода для начала приме-нения постоянного полимерного заводнения / Е.В. Задо-рожный, В.В. Литвин, С.И. Хазов, И.В. Владимиров // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2012. – № 11. – С. 65–66. 4. Исследование эффективности применения большеобъ-емных оторочек полимерного раствора в зависимости от выработки запасов нефти двухпластовой системы кол-лекторов / Е.В. Задорожный, В.В. Литвин, С.И. Хазов, И.В. Владимиров // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2012. – № 11. – С. 67–71. 5. Владимиров И.В., Дель Торо Фонсека Д.А., Пичугин О.Н. Изучение эффективности применения технологий поли-

Сопоставление вариантов разработки при разных значениях "стартовой" обводненности

На конец расчетного периода Накопленная добыча, в долях от базового варианта, отн. ед.

Варианты

КИН, доли ед. Обводненность,

доли ед.

Среднесуточный дебит нефти,

м3/сут нефти воды

Наличие периода отрицательной эффективности

Стартовая обводненность добываемой продукции А2 = 0 %

Первый базовый (заводнение)

0,298 0,90 15,3 1,00 1,00 –

Второй (тепловое воздействие)

0,295 0,94 10,3 0,99 1,04 Есть, в конце

Третий (полимер-ное заводнение)

0,384 0,62 36,3 1,29 0,27 Есть, долговремен-ный, в начале

Четвертый (тер-мополимер)

0,416 0,81 27,0 1,40 0,54 Нет

Пятый (комбини-рованный)

0,374 0,81 28,6 1,26 0,54 Нет

Стартовая обводненность добываемой продукции А2 = 66 %

Первый базовый (заводнение)

0,334 0,94 10,4 1,00 1,00 –

Второй (тепловое воздействие)

0,326 0,96 6,6 0,98 1,01 Есть, в конце

Третий (полимер-ное заводнение)

0,457 0,72 30,0 1,37 0,49 Есть, кратковре-менный, в начале

Четвертый (тер-мополимер)

0,472 0,87 18,9 1,41 0,69 Нет

Пятый (комбини-рованный)

0,425 0,90 15,8 1,27 0,80 Нет


мерного заводнения и водогазового воздействия на зале-жи высоковязкой нефти с суперколлектором // Нефте-промысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2013. – № 11. – С. 17–26. 6. Владимиров И.В., Пичугин О.Н. Исследование процессов неизотермической фильтрации высоковязкой нефти в коллекторе с высокопроницаемыми каналами // Нефте-

промысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2013. – № 11. – С. 26—31. 7. MORE 6.7 Technical Reference. ROXAR, 2011. – 152 p. 8. Влияние структурно-механических свойств нефти на эффективность изотермического и неизотермического нестационарного заводнения // Нефтепромыслвоео дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2013. – № 11. – С. 6–13.

УДК 622.276.43 ВЛИЯНИЕ ТИПА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКУЮ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ

ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ И ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ


В работе [1], представленной в данном номере

журнала, рассмотрено влияние различных техноло-гий на выработку запасов нефти в целом по модель-ному участку. При этом в модели присутствовало 2 типа геологического разреза продуктивного пласта: 1) пласт состоит из изолированных пропластков с разной проницаемостью, 2) пласт состоит из гидро-динамически связанных пропластков с разной прони-цаемостью. Рассмотрим, как влияет тип разреза на эффективность рассмотренных технологий. Так же как и в работе [1], проделаем 2 серии задач, отли-чающихся временем начала применения различных технологий. Детальное описание вариантов разработ-ки участка залежи с применением различных техно-логий приведено в работе [1]. Здесь же кратко пере-числим основные особенности вариантов: вариант 1 – обычное заводнение, вариант 2 – закачка горячей во-ды с температурой 90 С, вариант 3 – полимерное за-воднение, вариант 4 – закачка полимерного раствора с температурой 90 С (термополимерное воздейст-вие), вариант 5 – поочередная закачка полимерного раствора с температурой 30 С и горячей воды с тем-пературой 90 С (комбинированное воздействие).

Рассмотрим применение указанных выше техно-логий для случая начала их применения при низкой стартовой обводненности (первая серия задач). Для сравнения выделены две добывающие скважины, представляющие первый (скважина WPRD1) и вто-рой (скважина WPRD4) типы разреза продуктивного пласта.

1-й тип разреза. На рис. 1 представлена дина-мика текущих показателей разработки для скважи-ны WPRD1. Так как скважин с таким типом разреза большинство на участке, то динамика текущих по-казателей скважины в большей мере соответствует динамике текущих показателей участка в целом [1].

Отметим, что эффект от теплового воздействия для данного типа разреза менее выражен, а в конце рассматриваемого периода снижение дебита нефти более существенно, чем для всего участка в целом.

Так же как и для всего участка в целом, наибольшую эффективность имеет технология термополимерного воздействия, а наименьшими отборами воды харак-теризуется технология полимерного заводнения.

На рис. 2 представлены накопленные показатели разработки скважины первого типа разреза. Хорошо видно, что для данного типа геологического разреза применение теплового воздействия должно быть ограничено по времени периодом заводнения высо-копроницаемых пропластков. Далее эффективность технологии снижается ниже базового уровня.

Полимерное воздействие также имеет период от-рицательной эффективности. Поэтому для данного типа разреза рекомендуется технология термополи-мерного воздействия или комбинированная техно-логия, предусматривающая чередующуюся закачку полимерного раствора и горячей воды.

2-й тип разреза. Для данного типа разреза ха-рактерна гидродинамическая связанность слоев коллектора с разной проницаемостью. На рис. 3 и 4 представлены динамики текущих и накопленных показателей разработки для скважины второго типа разреза WPRD4.

Анализируя приведенные на рис. 3 и 4 кривые, можно отметить следующее. В отличие от скважин первого типа разреза, для данного случая относитель-ный прирост в добыче нефти имеет более скромные размеры. Максимальный эффект достигает 24 % от ба-зового значения для технологии термополимерного воздействия (для первого типа разреза – 45 %).

Технология теплового воздействия сохраняет свою эффективность более продолжительный пери-од, и в отличие от рассмотренного ранее случая эф-фект от нее остается положительным на конец рас-четного периода.

Применение полимерного заводнения характери-зуется более продолжительным периодом отрица-тельной эффективности, что предопределило более низкий конечный эффект, чем для скважин первого типа разреза.


а б

Рис. 1.

:

– дебита нефти; – обводненности

Динамика текущих показателей разработки скважины WPRD1(первый тип разреза) по вариантама б

Рис. 2. Характеристики вытеснения (а) и динамики относительных приростов накопленных отборовнефти (б) по рассмотренным вариантам для скважины первого типа разреза

а б


а б

а б

Рис. 3. :


Динамика текущих показателей разработки скважины WPRD4 (второй тип разреза) по вариантама б

Рис. 4. Характеристики вытеснения (а) и динамики относительных приростов накопленных отборов нефти (б)по рассмотренным вариантам для скважины второго типа разреза


а б

а б

Рис. 5.

:


Динамика текущих показателей разработки скважины WPRD1 (первый тип разреза)по вариантам при высокой "стартовой" обводненности

а б

Рис. 6. Характеристики вытеснения (а) и динамики относительных приростов накопленных отборовнефти (б) по рассмотренным вариантам для скважины первого типа разреза


а б

а б

Рис. 7. :


Динамика текущих показателей разработки скважины WPRD4 (второй тип разреза) по вариантама б

Рис. 8. Характеристики вытеснения (а) и динамики относительных приростов накопленных отборовнефти (б) по рассмотренным вариантам для скважины второго типа разреза


Применение комбинированной технологии на первых порах имеет низкую эффективность, даже ниже теплового воздействия. Однако спустя не-сколько лет после начала применения технологии ее эффективность возрастает.

Наибольшую эффективность имеет термополи-мерное воздействие.

Таким образом, тип геологического разреза зна-чимо сказывается на эффективности применяемых технологий. В связи с этим можно предложить сле-дующее применение технологий по типу геологиче-ского разреза.

Для залежей первого типа разреза продуктив-ного пласта:

1) наиболее эффективной является технология постоянной закачки вязкого горячего агента (термо-полимер);

2) при отсутствии возможности применения тер-мополимеров рекомендуется до начала обводнения добываемой продукции применять тепловое воздей-ствие либо чередующуюся закачку горячей воды и полимеров;

3) после начала обводнения рекомендуется пере-ход на постоянную закачку полимера либо продолжать чередующуюся закачку горячей воды и полимеров.

Для залежей второго типа разреза продук-тивного пласта:

1) здесь также наиболее эффективной является технология постоянной закачки вязкого горячего агента (термополимер);

2) при отсутствии возможности применения тер-мополимеров в начальный период необходимо при-менение теплового воздействия;

3) по мере роста обводненности необходимо пе-реходить на чередующуюся закачку горячей воды и полимерного раствора.

Рассмотрим теперь то, как влияет тип разреза на эффективность рассмотренных выше технологий при высокой "стартовой" обводненности (вторая серия задач).

1-й тип разреза. На рис. 5 представлена дина-мика текущих показателей разработки для скважи-ны WPRD1. Так как скважин с таким типом разреза большинство на участке, то динамика текущих по-казателей скважины в большей мере соответствует динамике текущих показателей участка в целом.

Отметим, что эффект от теплового воздействия для данного типа разреза при высокой стартовой об-водненности незначителен, а к концу рассматрива- емого периода – отрицательный. Так же как и для всего участка в целом, наибольшую эффективность имеет технология термополимерного воздействия, а наименьшими отборами воды характеризуется тех-нология полимерного заводнения.

На рис. 6 представлены накопленные показатели разработки скважины первого типа разреза.

Для данного типа геологического разреза приме-нение теплового воздействия при высокой старто-вой обводненности не имеет смысла, так как оно об-

ладает отрицательным эффектом. Технологии с применением полимерного раствора (третий, чет-вертый, пятый варианты) в данном случае не имеют периода отрицательной эффективности. Поэтому для данного типа разреза при высокой стартовой об-водненности рекомендуются технологии с примене-нием полимера. Наилучшим является применение термополимерного воздействия.

2-й тип разреза. Для данного типа разреза ха-рактерна гидродинамическая связанность слоев коллектора с разной проницаемостью. Необходимо отметить, что начало проведения технологий для данной скважины совпадет с периодом времени, ко-гда фронт закачиваемой воды только приближается к забою скважины. Поэтому выводы первой серии задач применимы к данному случаю, но с некоторой корректировкой. На рис. 7 и 8 представлена дина-мика текущих и накопленных показателей разработ-ки для скважины второго типа разреза WPRD4.

В рассматриваемых условиях эффективность те-плового воздействия положительна, но не превыша-ет 0,2 % прироста в накопленной добыче нефти ба-зового варианта. В случае, когда технология приме-нялась в начале разработки участка, эта величина составляла 5 %.

Применение полимерных технологий дает неод-нозначный результат. Безоговорочно эффективным является применение термополимера. А вот приме-нение комбинированной технологии дает положи-тельный эффект, отсроченный по времени на не-сколько лет. Полимерное заводнение имеет период отрицательной эффективности, однако, в сравнении с рассмотренным выше случаем, этот период менее длительный.

Таким образом, при заводнении высокопрони-цаемых слоев коллектора и для доразработки теку-щих запасов нефти, сосредоточенных в низкопрони-цаемых слоях, рекомендуется:

для залежей первого типа разреза продуктив-ного пласта:

1) наиболее эффективной является технология постоянной закачки вязкого горячего агента (термо-полимер);

2) при отсутствии возможности применения тер-мополимеров, рекомендуется осуществлять поли-мерное заводнение;

3) применение чередующейся закачки горячей воды и полимерного раствора менее эффективно, чем полимерное заводнение;

для залежей второго типа разреза продуктив-ного пласта:

1) здесь также наиболее эффективной является технология постоянной закачки вязкого горячего агента (термополимер);

2) до момента резкого роста обводненности воз-можно применение чередующейся закачки горячей воды и полимерного раствора;

3) при высокой обводненности необходимо пере-ходить на постоянную закачку полимерного раствора.


Таким образом, применение конкретного вида технологии зависит как от типа разреза продуктив-ного пласта, так и от степени выработанности (за-воднения) высокопроницаемых слоев коллектора.

Выводы Представленные выше результаты исследований

позволяют сформулировать условия успешного применения технологии для разных типов разрезов.

1. Эффективность технологии теплового воздей-ствия (закачка горячей воды) выше на участках, где наблюдается слияние пропластков с разной прони-цаемостью (гидродинамическая связанность слоев). Если высоко- и низкопроницаемые пропластки раз-делены непроницаемыми слоями, то по мере завод-нения высокопроницаемого слоя эффективность те-плового воздействия будет снижаться. Не рекомен-дуется применение технологии на участках с завод-ненными высокопроницаемыми слоями.

2. Технологии полимерного заводнения имеют максимальную эффективность на участках залежи,

где высокопроницаемые слои изолированы от низ-копроницаемых по разрезу пласта.

3. Технология закачки горячего вязкого агента эффективна с максимальным приростом в добыче нефти для всех рассмотренных случаев и условий применения.

4. Комбинированная технология, предусматри-вающая чередующуюся закачку полимерного рас-твора и горячей воды, рекомендуется к применению в течение ограниченного периода разработки до мо-мента полной выработки высокопроницаемых слоев коллектора и значительного возрастания обводнен-ности добываемой продукции, после чего необхо-димо перейти к полимерному заводнению.


1. Владимиров И.В., Пичугин О.Н. Исследование выра-ботки запасов высоковязкой нефти из послойно неодно-родного по проницаемости коллектора с применением полимерного заводнения и теплового воздействия // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2013. – № 11. – С. 31–40.

УДК 622.276.43''5'' ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

НА ЗАЛЕЖАХ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ СЕВЕРНЫЕ БУЗАЧИ

И.В. Владимиров, О.Н. Пичугин (ЗАО "КОНКОРД", г. Москва),

А.В. Горшков ("Бузачи Оперейтинг Лтд.", г. Актау)

Проблемы извлечения нефти из неоднородного

по проницаемости коллектора (особенно неодно-родного послойно) в настоящее время встают в пол-ный рост перед нефтедобывающими компаниями. Данные проблемы обостряются и даже переходят на новый уровень сложности при разработке высоко-вязких нефтей, проявляющих структурно-механические свойства (СМС) в пластовых услови-ях. Ранее в работе [1], посвященной влиянию СМС на процессы нефтеизвлечения, было показано, что повышение градиента динамического давления сдвига (ГДДС) значительно снижает коэффициент извлечения нефти, увеличивает объемы попутно до-бываемой воды. Однако, как было показано в работе [2], в условиях проявления СМС нефти нестацио-нарное заводнение (НЗ) может стать хорошим мето-дом повышения нефтеотдачи, так как позволяет су-щественно увеличивать градиенты давления на гра-нице "заводненный слой – нефтенасыщенный слой".

Ниже рассмотрим результаты применения неста-ционарного заводнения на примере блока 7 первого эксплуатационного объекта месторождения Север-

ные Бузачи (Казахстан) (рис. 1). Отметим следу- ющее. Несмотря на богатый опыт применения тех-нологий НЗ на нефтяных месторождениях бывшего СССР [3], использование циклической закачки воды на залежах нефти высокой вязкости имеет мало примеров. Поэтому нет возможности воспользо-ваться готовыми подходами. Применение НЗ на ме-сторождении Северные Бузачи, несмотря на про-мышленный масштаб, носит до сих пор эксперимен-тальный характер. Седьмой блок юрских отложений стал полигоном, на котором опробовались разные технологии нестационарного воздействия.

Нефть залежи характеризуется высокой вязкостью и плотностью, низким газосодержанием. Нефть раз-нородна по своим свойствам, обнаружена зависи-мость ее свойств от расстояния до зеркала ВНК. По данным исследований [4] по юрским отложениям (первый эксплуатационный объект) отмечен значи-тельный разброс параметров пластовой нефти – дав-ление насыщения от 1,24 до 2,79 МПа, газосодержа-ние – от 3,68 до 9,89 м3/т, объемный коэффициент от 1,011 до 1,040 доли ед., вязкость от 122 до 510 мПас.


Плотность текущих подвижных запасов нефти, тыс. т/га

0 1 5 10 15 20 25 30 40

Рис. 1.

цветными значками (ромбиками) показаны ряды добывающих скважин, нумерация рядов с востока на запад

Фрагмент карты плотности текущих подвижных запасов нефти первого эксплуатационногообъекта месторождения Северные Бузачи в районе участка применения НЗ (блок 7):


в г

Рис. 2. Распределение начальных геологических запасов нефти горизонта Ю в районе седьмого блока по интервалам

изменения средней проницаемости коллектора (а), зональной неоднородности проницаемостных свойствколлектора (б), послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора (в), глинистости (г)

1

Рис. 3. Зависимость относительного изменения КИНна конец расчетного периода за счет применения НЗот уровня накопленной компенсации отборовжидкости закачкой воды

Накопленная компенсация, доли ед.

Отн

осит

ельн

оеиз

мен

ение

КИ

Нза

счет

НЗ

, отн

. ед

.

0,10

0,05

0,00

–0,05

–0,10

–0,15

0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

ГДДС = 0

ГДДС = 0,5

а б


Коллекторы седьмого блока горизонта Ю1 место-рождения Северные Бузачи относятся к категории коллекторов с большим разбросом средних по разрезу значений проницаемости, сильно расчлененных, по-слойно неоднородных по проницаемости с повышен-ным глиносодержанием. Детализация строения залежи [5] позволила определить структуру геологических за-пасов нефти объекта исследований.

Распределение геологических запасов первого эксплуатационного объекта участка блока 7 по про-ницаемости, неоднородности проницаемостных свойств коллектора и глинистости представлено на рис. 2. На рис. 2, а видно, что менее 20 % запасов нефти участка сосредоточено в коллекторах с высо-кой и средней по разрезу проницаемостью. Основ-ная доля запасов расположена в области коллектора с проницаемостью менее 100 мД (33 %). Участок существенно неоднороден по проницаемости по ла-терали. Подавляющая доля запасов нефти (70 %) расположена в коллекторах со значительной зо-нальной неоднородностью поля проницаемости (см. рис. 2, б). Широкий разброс средних по разрезу зна-чений проницаемости сопровождается высокими значениями послойной неоднородности проница- емостных свойств коллектора. Значительная часть геологических запасов нефти размещается в коллекто-рах, проницаемости слоев которых отличаются в не-сколько раз (57 %) (см. рис. 2, в). Только менее 4,3 % всех геологических запасов нефти объекта сосредо-точено в относительно однородных коллекторах. Около 39 % запасов расположено в коллекторах с сильной послойной неоднородностью проницаемо-сти, где проницаемости слоев отличаются на порядок и выше. Распределение запасов нефти по показате-лю глинистости коллектора показывает, что значи-тельная часть (84 %) запасов нефти расположена в глинистых и сильно глинистых коллекторах (см. рис. 2, г). Данное обстоятельство выдвигает на пе-редний план проблему изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при его заводнении.

Расчеты показывают, что при достижении пре-дельной обводненности в невыработанных интерва-лах пласта остается до 79 % всех геологических и 78 % всех подвижных запасов нефти участка. Поэтому применение технологий, позволяющих подключить к активному дренированию запасы нефти, сосредото-ченные в низкопроницаемых участках пласта, является крайне актуальным для разработки горизонта Ю1 седьмого блока месторождения Северные Бузачи.

Для повышения эффективности нефтеизвлечения в рамках опытно-промышленных работ (ОПР) на месторождении Северные Бузачи в районе блока 7 в апреле 2009 г. начато нестационарное заводнение.

В качестве критериев для обоснования выбора участка для ОПР по нестационарному заводнению использовались следующие положения:

1. Сформированная система разработки с орга-низованной системой ППД;

2. Выработка запасов существенно отстает от об-водненности (более чем на 10 %);

3. Имеются значительные остаточные извлека- емые запасы нефти (более 50 тыс. т на скважину);

4. Имеются достаточно мощные (не менее 5 м) по разрезу и выдержанные по площади пласты, со-держащие остаточные запасы нефти;

5. Отмечается значительная неоднородность про-пластков внутри пластов по проницаемости, осо-бенно по разрезу (отношение работающей толщины к перфорированной менее 0,5);

6. Реализовано максимально полное вскрытие эф-фективной нефтенасыщенной толщины в добыва- ющих и нагнетательных скважинах (отношение пер-форированной толщины к эффективной более 0,5);

7. Существует локализованный участок залежи, без существенных фактических и планируемых ГТМ, характеризующийся стабильной динамикой показателей в течение 3 мес;

8. Существует техническая возможность органи-зации циклической закачки на данном участке с учетом наземной системы водоводов и насосных аг-регатов.

К началу применения НЗ на участке расположе-ние нагнетательных скважин позволяло организо-вать проведение циклического заводнения. Выра-ботка запасов блока 7 горизонта Ю1 отставала от обводненности на 63 %. Геологические характери-стики коллекторов участка соответствовали крите-риям эффективного циклического воздействия. На участке имелась техническая возможность органи-зации циклической закачки на данном участке с учетом наземной системы водоводов и насосных аг-регатов. Циклическое воздействие осуществлялось периодическим включением и отключением нагне-тательных скважин (в начале проведения НЗ) или групп нагнетательных скважин (в настоящее время). Применялись симметричные циклы с различной продолжительностью периода работы (остановки) нагнетательных скважин.

Опыт проведения НЗ на участке показал сле-дующее:

1. На момент начала нестационарного воздейст-вия обводненность составила 75 % при среднем зна-чении за последние 9 мес, предшествующих началу НЗ, – 74,9 %. Разброс значений обводненности за этот период составил от 71,0 до 77,8 %. За первые 9 мес проведения циклического воздействия отмеча-ется снижение обводненности в среднем до 72,7 %, т. е. практически на 2 %. С переходом на стационар-ную закачку в зимнее время обводненность возросла до 74,7 %, т. е. до уровня обводненности до начала циклического воздействия. Таким образом, система добывающих скважин положительно отреагировала на циклическую закачку воды.

2. Необходимо отметить, что в течение проведе-ния ОПР по нестационарному заводнению на участ-ке продолжалось развитие системы разработки: в результате перевода под закачку воды введены но-вые очаги заводнения – скв. 719 (август 2009 г.), 720 (декабрь 2009 г.), 4z (июль 2010 г.). Кроме того, на


участке введены в эксплуатацию дополнительные добывающие скважины. Следовательно, основной принцип при определении эффективности от неста-ционарного воздействия нарушен, так как на эффект от циклики накладывались эффекты от других ме-роприятий. В дальнейшем технологический эффект оценивался только по "старым" добывающим сква-жинам (т. е. по скважинам, которые работали на мо-мент начала НЗ).

3. На конец 2010 г. (т. е. за 21 мес) эффект от не-стационарного воздействия + ГТМ по "старым" скважинам составил 69,4 тыс. т. К концу рассматри-ваемого периода эффект от НЗ снижается. Это свя-зано с возросшим числом (более чем в 2 раза) добы-вающих скважин, незначительным ростом числа на-гнетательных скважин и низким уровнем компенса-ции отборов закачкой (в целом по блоку текущая – 42 %, накопленная – 19 %). При этом наблюдается снижение средних значений дебитов скважин как по нефти, так и по жидкости вследствие падения пла-стового давления.

4. В связи со снижением пластового давления циклическое воздействие, начатое в мае 2011 г. и продолжавшееся до ноября 2011 г., было менее ус-пешным – с технологическим эффектом в 3,04 тыс. т.

5. Перестроение системы разработки и наращи-вание мощности системы ППД позволили несколько повысить эффективность НЗ в 2012 г. В 2012 г. НЗ было начато в марте. Использовались симметрич-ные циклы с полупериодом работы/простоя 7 сут. Технологический эффект от применения нестацио-нарного заводнения за 10 мес составил 13 тыс. т до-полнительно добытой нефти.

6. В течение нескольких лет технология НЗ фак-тически не менялась. Проводились эксперименты с продолжительностью циклов, но порядок примене-ния технологии оставался неизменным. Поэтому на-блюдается эффект "старения" технологии. Если в первый год применения НЗ на участке удельный эффект от технологии составлял 136 т/(скв.мес), то в 2012 г. эта цифра составила всего 26 т/(скв.мес). В то же время на участке вводились новые нагнета-тельные и добывающие скважины. Сегодня распо-ложение нагнетательных скважин позволяет приме-нять технологии изменения направления фильтра-ционных потоков (ИНФП) в сочетании с цикликой. Поэтому необходимо дальнейшее развитие техноло-гии НЗ на участке.

Итак, эффективность применения НЗ на неодно-родных по проницаемости коллекторах, насыщен-ных высоковязкой нефтью, была доказана в промы-словых условиях. Однако остается ряд нерешенных проблем.

Основными вопросами при проектировании тех-нологий НЗ являются выбор продолжительности пе-риода работы (остановки) нагнетательных скважин при периодической закачке и определение амплиту-ды воздействия (приёмистости нагнетательных скважин). Но если второй вопрос определяется в ос-

новном техническими возможностями системы ППД (толщины, распределение воздействующих нагнета-тельных скважин, пропускная способность водово-дов, водораспределительные пункты (ВРП), техниче-ски достижимая максимальная приёмистость и др.), то выбор продолжительности полуцикла зависит от коллекторских характеристик залежи.

Касаясь эксплуатационных объектов месторож-дения Северные Бузачи, вопрос о выборе продолжи-тельности периода простоя/работы нагнетательных скважин в цикле остается на сегодня открытым. Ра-нее в работе [6] был сделан вывод об отсутствии ре-акции реагирующих добывающих скважин на изме-нение полуцикла, это обусловлено тем, что приме-няемые продолжительности полуциклов (4 и 7 сут) значительно превосходят длительность переходного процесса в пласте. Это вполне справедливо. Вместе с тем отметим следующее. Коллектор залежей неф-ти первого и второго эксплуатационных объектов месторождения Северные Бузачи представляет со-бой очень сложное образование в плане фильтраци-онного поля. Здесь присутствуют поровые объемы с разной проницаемостью, высокопроницаемые слои, имеющие значительное распространение по площа-ди залежей, фильтрационные каналы с очень высо-кой проницаемостью (трещины, суперколлектор). Все это усложняется огромной разницей в вязкостях пластовых флюидов – нефть, вода, газ. Понятно, что нестационарные процессы, происходящие в подоб-ном резервуаре, имеют широкий спектр характер-ных частот (времен). Выбирая определенную часто-ту, воздействуем только на определенную подсис-тему фильтрационного поля.

Классическая технология циклического воздей-ствия предполагает наличие заводненной высоко-проницаемой зоны пласта (это могут быть слои, раз-витая система трещин и т. д.), которая имеет наи-большую область соприкосновения с невыработан-ной нефтенасыщенной зоной пласта (гидродинами-чески связанные с высокопроницаемыми слоями низкопроницаемые пропластки, поровые блоки по-роды и др.). Зная фильтрационные характеристики высокопроницаемой зоны и полагая, что при высо-кой обводненности добывающих скважин высоко-проницаемая зона заводнена, легко определить пе-риод нестационарного воздействия. Однако если число фильтрационных каналов, ответственных за обводнение продукции скважин велико (трещины и слои коллектора одновременно), то определить од-нозначную продолжительность полуцикла трудно.

Импульс изменения давления быстро проходит по заводненному фильтрационному каналу (трещи-на, связывающая нагнетательную и добывающую скважины). В этом случае период установления ста-ционарного состояния не превышает нескольких ча-сов, максимум – сутки. Однако область контакта за-водненной трещины (имеется в виду макротрещина, обладающая определенной ориентацией, значитель-ной протяженностью и раскрытостью) с низкопро-


ницаемой породой незначительна в масштабах за-лежи. Тем не менее ввиду высокой разницы под-вижностей нефти и воды роль трещины в обводне-нии скважины может быть существенной. Цикличе-ское воздействие на эту подсистему фильтрацион-ного поля может привести к снижению обводненно-сти добываемой продукции за счет перетока и час-тичного заполнения трещины нефтью и уменьшения при этом относительной фазовой проницаемости воды. Увеличение в добыче нефти будет незначи-тельным, так как объемы трещины и перетекшей в нее при циклическом воздействии нефти небольшие.

Наиболее успешным циклическое воздействие будет для коллектора, имеющего высокопроница- емый слой (суперколлектор) и граничащий с ним по разрезу низкопроницаемый пропласток. В этом слу-чае площадь контакта между заводненным супер-коллектором и нефтенасыщенными низкопроница- емыми пропластками очень большая, что и обеспе-чивает рост дебита нефти при циклическом воздей-ствии. При этом важно, чтобы попавшая в супер-коллектор нефть продолжала двигаться к зоне отбо-ров. Если пластовое давление низкое, то градиент давления в области отборов мал. В результате этого приток нефти падает, а вода продолжает течение. Поэтому очень важно обеспечить приемлемый уро-вень пластового давления в области отборов.

Доказательством данных выводов могут служить данные расчетов, выполненных на гидродинамиче-ской модели работы [7]. Был проделан численный эксперимент, позволивший установить величину эффекта от НЗ в зависимости от накопленной ком-пенсации отборов жидкости закачкой воды. Рас-сматривались следующие варианты задачи: стацио-нарное и нестационарное заводнения с различными накопленными объемами закачанной воды. Кроме того, изучалось влияние уровня компенсации отбо-ров на извлечение нефти при неньютоновском тече-нии (для различных значений ГДДС).

Результаты расчетов представлены на рис. 3. Здесь показаны зависимости относительного изме-нения КИН на конец расчетного периода за счет НЗ

(т. е. величина, равная нс с

с

КИН КИНε ,

КИН

где

КИНнс – конечный КИН при НЗ; КИНс – конечный КИН при стационарном заводнении) от накоплен-ной компенсации. Зависимости получены для зна-чений ГДДС: 0 и 0,5 атм/м.

Представленные на рис. 3 кривые показывают сильную зависимость эффективности применения НЗ от уровня накопленной компенсации отборов жидкости закачкой воды (т. е., фактически, от вели-чины пластового давления). Видно, что при накоп-ленной компенсации менее 0,7 применение НЗ ста-новится неэффективным по сравнению со стацио-нарным заводнением. При этом для ГДДС = 0 атм/м это снижение составляет всего 0,05 отн. ед., а для ГДДС = 0,5 атм/м потери возрастают почти в 3 раза.

Таким образом, для случая нефти с ярко выражен-ными СМС применение НЗ в условиях низкого пла-стового давления приводит к значимым потерям в эффективности нефтеизвлечения. Отметим, что данное явление хорошо наблюдалось на фактиче-ских данных при анализе эффективности НЗ в раз-личных условиях.

Ранее в работе [8] было показано, что для повы-шения эффективности НЗ надо переходить на не-симметричные циклы – период простоя больше пе-риода работы нагнетательной скважины. Однако при этом необходимо проверить возможность крат-ного увеличения приёмистости нагнетательных скважин, так как для эффективности НЗ важным яв-ляется неизменность накопленных за цикл объемов закачиваемой воды. То есть если нагнетательная скважина выходит на режим стационарной закачки с приёмистостью qst, при максимально возможной приёмистости qmax, то в нестационарном режиме за время работы Tw должно быть закачано в пласт воды столько же, сколько закачивает скважина в стацио-нарном режиме за время Tw + Ts, где Ts – время про-стоя в цикле. Приёмистость при этом определяется

из условия 1 snst st

w

Tq q .

T

Если qnst > qmax, то

приёмистость устанавливается равной максималь-ному значению и вводятся под нестационарную за-качку дополнительные нагнетательные скважины. Как было показано выше, снижение пластового дав-ления при НЗ может привести к отрицательной эф-фективности технологии.

Выводы В современных условиях разработки месторож-

дения Северные Бузачи показана эффективность применения НЗ на первом эксплуатационном объек-те. Вместе с тем выявлены проблемы в применении циклической закачки воды. Это, прежде всего, про-цесс "старения технологии", т. е. по мере выработки запасов нефти, которые вовлекаются в дренирова-ние в результате применения технологии, эффектив-ность технологии падает. Поэтому необходимо про-вести модификацию применяемых технологий НЗ.

ЛИТЕРАТУРА 1. Аржиловский А.В. Исследование выработки запасов нефти из залежи с учетом предельного градиента сдвига // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2012. – № 4. – С. 5–11. 2. Велиев М.М., Владимиров И.В. Влияние структурно-механических свойств нефти на выработку запасов из трещиновато-поровых коллекторов двойной пористости // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Уфа: ИПТЭР, 2013. Вып. 1 (91). – С. 5–13. 3. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефте-добычи (этапы развития, современное состояние и пер-спективы). – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2004. – 216 с.


4. Обоснование программы геологических исследований флюидов: информационный отчет НИР по договору Научно-техническое сопровождение разработки ме-сторождения Северные Бузачи (договор № SC13/242/00/S) / ЗАО "КОНКОРД". – М., 2013. – 71 с. 5. Абилхаиров Д.Т., Владимиров И.В. Алгоритм анализа структуры геологических запасов нефти на основе де-тализации строения залежи // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2011. – № 9. – С. 54–58. 6. Научно-техническое сопровождение разработки место-рождения Северные Бузачи (договор № SC12/113/00/S):

сводный отчет за 2012 г. / ЗАО "КОНКОРД. – М., 2013. – 209 с. 7. Владимиров И.В., Пичугин О.Н., Абилхаиров Д.Т. Влияние структурно-механических свойств нефти на эффективность изотермического и неизотермического нестационарного заводнения // Нефтепромысловое де-ло. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2013. – № 11. – С. 6–13. 8. Владимиров И.В., Андреев Д.В., Егоров А.Ф. Исследо-вание эффективности нестационарного воздействия на коллекторы двойной пористости // Нефтепромы-словое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2011. – № 7. – С. 11–14.

УДК 532.546:622.276 АПГРИДДИНГ, АПСКЕЙЛИНГ И НЕФТЕОТДАЧА В ГИДРОДИНАМИЧЕСКОМ

МОДЕЛИРОВАНИИ

С.П. Родионов1,2, О.Н. Пичугин1, Л.Н. Соколюк1,2, Я.В. Ширшов1,3 (ООО "ЮНИ-КОНКОРД"1, Тюменский филиал ИТПМ им. С.А. Христиановича СО РАН2,

Тюменский государственный университет3)

Введение. Важным этапом выполнения проце-дуры апскейлинга является апгриддинг, при кото-ром выбирается определенный вариант объединения ячеек геологической модели. На практике эта задача решается различными способами. В частности, на основе анализа геолого-статистического разреза или сравнения результатов прямого моделирования на геологической и гидродинамической моделях. Од-нако такие способы не всегда обеспечивают необхо-димый уровень детальности построений и часто влекут за собой неоправданно большие временные затраты. Также одной из важных задач моделирова-ния разработки нефтяных месторождений с исполь-зованием гидродинамических моделей является определение влияния степени апскейлинга на коэффи-циент извлечения нефти (КИН) и модифицированные относительные фазовые проницаемости (ОФП).

В настоящей статье на основе уравнений двух-фазной фильтрации предложена методика оператив-ной оценки погрешности расчетов, возникающей в связи с огрублением геологической модели в процессе апскейлинга. Задача решается путем минимизации по-грешности за счет выбора варианта объединения ячеек геологической модели при заданной степени огрубле-ния сетки. Многократное решение этой задачи для различных уровней огрубления исходной модели по-зволяет восстановить характер зависимости величины погрешности расчета от степени огрубления геологи-ческой модели. Опираясь на полученную зависимость, эксперт может осознанно выбрать ту степень апскей-линга, которая, по его мнению, допустима в данных конкретных условиях. Далее вычисление эквивалент-ных параметров ячеек гидродинамической модели можно легко осуществить с помощью стандартных

методов и программных средств выполнения апскей-линга. Возможности предлагаемого метода демонст-рируются на синтетических примерах и на примерах геолого-гидродинамических моделей месторождений Западной Сибири.

Предложена схема расчета модифицированных ОФП, с помощью которых проводится оценка под-вижных и неподвижных запасов нефти. Выявлена связь между модифицированными ОФП и погреш-ностью апскейлинга.

1. Расчет погрешности апскейлинга. Пусть гидродинамическая модель пласта имеет число яче-ек по осям x, y и z декартовой системы координат соответственно i = 1,..., NX, j = 1,..., NY и k = 1,..., NZ. Число слоев в модели, очевидно, равно NZ. Вытес-нение нефти происходит в рамках модели "разно-цветных жидкостей", в соответствии с которой вяз-кости фаз равны, а в каждой мелкой ячейке имеется одинаковый линейный вид ОФП:

( )rw w wk S S , ( )ro w ok S S , 1w oS S ,

1o or

owc or

S SS

S S

, 1 ,o wS S (1)

где ( )rw wk S и ( )ro wk S – ОФП для воды и нефти, со-

ответственно; wS и oS – водо- и нефтенасыщен-

ность, соответственно; wcS и orS – критические на-

сыщенности, принимающие свое значение для каж-дой ячейки. На границах ячейки, через которые осуществляется втекание и вытекание жидкости, за-дано давление. Выражение для погрешности при укрупнении слоев из-за неоднородности фильтраци-онно-емкостных параметров ячеек имеет вид [1]


Рис.1.

:

– схема потока жидкости через три

вертикально расположенные мелкие ячейки;

– зависимости расходов нефти через

поверхность-сток крупной ячейки до и

после апскейлинга

Схематическое представлениепотоков через ячейки геолого-гидродинамической моделиа

б

Рис. 2. ЗависимостиОФПнефтидлямелких и крупных ячеек

Рис. 3. :

– геолого-гидродинамическая модель; – зависимость относительных погрешностей ( )/

и ( )/ от для реального месторождения; – карта ошибок апскейлинга

Анализ чувствительности геолого-гидродинамической модели к объединению слоева б W NZ H

W NZ H NZ вmin

max


аб

Ри

с.4.

Схе

мат

ичес

кая

пост

ановк

аза

дачи

объ

единен

ия

слоев

.И

сход

ны

еи

мод

иф

ицирова

нны

еО

ФП

(а);

зави

сим

ост

иоб

вод

нен

ност

ии

нако

плен

ной

доб

ычи

неф

ти

от

врем

ени

(б)


, , , ,

, , , , , , , ,, , 1 , , 1

,NX NY NZ NX NY NZ

Ci j k i j k i j k i j k

i j k i j kW W q

, , , ,

, ,, ,

.i j k i j k

C ki j k

i j kk

q

q

(2)

Здесь , ,i j kq и , ,i j k – расход жидкости через мел-

кую ячейку с номером i,j,k и время вытеснения из

нее нефти, соответственно; , ,Ci j k – время вытесне-

ния нефти из крупной ячейки. При вычислении , ,Ci j k

значения k относятся к мелким ячейкам, входящим в состав крупной ячейки. Для всех этих мелких яче-

ек значение , ,Ci j k одинаково.

Зависимости ( )oQ t и ( )CoQ t – расходов нефти че-

рез поверхность-сток крупной ячейки от времени t до и после апскейлинга, соответственно, имеют вид [1, 2]

, , , ,( ) ( ),o i j k i j kk

Q t q t

, , , ,( ) ( ),С Co i j k i j k

k

Q t q t

(3)

где ( )t – единичная функция Хевисайда. Погреш-

ность апскейлинга определяется как площадь между зависимостями (3):

0

C Ci , j ,k o o i , j ,k i , j ,k i , j ,k

k

W Q ( t ) Q ( t ) dt q .

В соответствии с концепцией "локальных" мето-дов апскейлинга погрешность W модели в целом равна сумме погрешностей для отдельных ячеек. Выполнив здесь интегрирование по времени и сум-мирование по i, j и k, получим выражение (2).

На рис. 1, а изображена схема потока жидкости через три вертикально расположенные мелкие ячей-ки, которые после апскейлинга объединяются в одну ячейку, а на рис. 1, б – соответствующие зависимо-

сти ( )oQ t и ( )CoQ t . Погрешность W в координатах

(Qo,t) равна площади, отмеченной заливкой. Таким образом, погрешность W получена на основе точных решений задач о вытеснении нефти водой из ячеек.

2. Процедура объединения слоев. При объеди-нении двух ячеек a и b выражение для приращения погрешности W определяется следующим образом:

ab a bW W W W

20С С a b

a a b b a ba b

q qq q

q q

,

.С a a b b

a b

q q

q q

При объединении двух ячеек, относящихся к слоям с номерами k и (k + 1), приращение погреш-ности можно привести к следующему виду:

, , , , 1 , , 1 , ,, ,

, , , , 1

2,

i j k i j k i j k i j ki j k

i j k i j k

V T V TW

T T

, , , ,, , , ,

, ,

,i j k i j ki j k i j k

i j k

z yT k

x

(4)

, , , , , , , , , ,(1 ),i j k i j k wc i j k or i j kV V S S

, , , , , , , , , , ,i j k i j k i j k i j k i j kV x y z

где , ,i j kT и , ,i j kk – проводимость и абсолютная про-

ницаемость ячейки с номером i,j,k, соответственно;

, ,i j kV – подвижный поровый объем; , ,i j kV – поровый

объем; , ,i j k – пористость; , ,i j ky , , ,i j kx , , ,i j kz –

размеры ячейки по осям x, y и z, соответственно. Для приближенного учета непоршневого харак-

тера вытеснения нефти водой по схеме Баклея – Ле-веретта подвижный поровый объем V и проводи-мость T в (4) надо заменить соответственно на

/ ( )cV f s и ( ( ) / ( ) / )rw c w ro c ok s k s T , где ( )cf s –

производная функции Баклея – Леверетта при значе-нии фронтальной водонасыщенности cs ; o – вяз-

кость нефти; w – вязкость воды. В частном случае

линейных относительных фазовых проницаемостей (1) и равных вязкостей фаз ( ) 1 / (1 )c wc orf s S S и

(1 )wc orV V S S , что совпадает с (4).

При объединении двух из NZ слоев с номерами k и (k + 1) приращение погрешности равно сумме при-ращений по всем ячейкам этих слоев:

, ,,

k i j ki j

W W , k = 1,…,NZ – 1.

Процедура объединения NZ0 слоев [1] состоит из последовательности шагов m = 1,…,NZ0 – 2. На m-м шаге объединяется та пара соседних слоев из k = 1,…, NZ0 – m, для которой приращение погреш-ности принимает минимальное значение. При этом число слоев на каждом шаге уменьшается на 1. В результате имеем последовательность возраста- ющих значений погрешности min k

kW W W и

последовательность уменьшающегося числа слоев NZ = NZ – 1. На "нулевом" шаге W = 0, NZ = NZ0.

3. Апскейлинг и относительные фазовые про-ницаемости. Для расчета модифицированных ОФП

(псевдофункций) воды ( Crwk ) и нефти ( C

rok ) исполь-

зуется подход [3], в соответствии с которым они определяются взвешиванием исходных ОФП по удельным проводимостям мелких ячеек:

, , , , , , , ,Cro i j k i j k ro i j k

kk k

, , , , , , , , ,

Crw i j k i j k rw i j k

kk k

,

, ,, ,

, ,

.i j ki j k

i j kk

T

T


С учетом (1) функции Crwk и C

rok , а также моди-

фицированная приведенная нефтенасыщенность CoS

могут быть представлены в виде следующих пара-метрических зависимостей от времени t:

, , , , , , , , ( ),Cro i j k i j k o i j k

k

k S t

, , , , , , , ,α ( ),Co i j k i j k o i j k

k

S S t

, ,, ,

, ,

,i j ki j k

i j kk

V

V

, , , , , , , , , , ,( ) 1 ,C Crw i j k i j k w i j k ro i j k

k

k S t k

, , , , , ,, , , , , ,

, , , , , ,

1 ,1

C Co i j k or i j kC C

o i j k w i j kC Cwc i j k or i j k

S SS S

S S

(5)

где , , ,Cwc i j kS и , , ,

Cor i j kS – модифицированные критиче-

ские насыщенности воды и нефти, соответственно.

Функции ( )С Сrw wk S и ( )С С

ro wk S зависят от начальных и

граничных условий для задачи двухфазной фильт-рации в области крупной ячейки [4, 5]. Пусть в на-чальный момент времени t = 0 в каждой мелкой ячейке средняя приведенная нефтенасыщенность

, , ,o i j kS равна 1. Тогда полученное на основе уравне-

ний фильтрации выражение для , , , ( )o i j kS t имеет вид

, , , , , , ,( ) (1 / ) ( ).o i j k i j k i j kS t t t

Переход от приведенных насыщенностей к обычным осуществляется с помощью следующей из (5) связи между ними:

, , , , , , , , , , , , , , ,(1 ) .C C C C Co i j k or i j k wc i j k or i j k o i j kS S S S S (6)

Качественный вид функции ( )С Сro wk S для соот-

ветствующих (см. рис. 1) трех ячеек приведен на рис. 2 синей линией. Точки излома этой функции

имеют координаты wS = , ,( ).w i j kS Линейный уча-

сток между двумя соседними точками излома функ-

ции ( )С Сro wk S образует с осью С

wS угол , ,i j k , тангенс

которого равен

, ,, ,

, ,

tg .i j ki j k

i j k

(7)

Из (2), (5) и (7) следует, что имеет место сле-дующее соотношение:

, , , ,

, , , ,

1,

Ci j k i j k

i j k i j k n

(8)

где n – число подвижных поровых объемов воды, которое необходимо прокачать через крупную ячей-ку для полного вытеснения нефти из входящей в ее состав i,j,k-й мелкой ячейки. С помощью (8) тангенс угла , ,i j k можно выразить через n:

, ,tg 1/ .i j k n (9)

Углы изменяются в интервале от 0 до /4 и не

убывают с уменьшением wS . Пусть время вытесне-

ния нефти из каждой ячейки одинаково и равно

, ,Ci j k (n = 1), тогда тангенсы всех углов равны 1, а

сами углы равны /4. В этом случае ( ),С Сro wk S отме-

ченная на рис. 2 красной линией, не изменит свой вид после апскейлинга и останется линейной функ-цией. Максимальный (предельный) угол между ис-ходными и модифицированными ОФП будет иметь место, когда для полного вытеснения нефти из ячейки потребуется прокачать бесконечное число подвижных поровых объемов (n). В этом случае tg= = 0 и соответствующие участки функции

( )С Сro wk S будут параллельны оси водонасыщенности,

что равносильно увеличению критической насы-щенности нефти. Таким образом, причина изгиба ОФП заключается в том, что в каждой ячейке фрон-ты вытеснения достигают границ, через которые вы-текает жидкость, неодновременно. В некоторых ра-ботах, например [6], посвященных определению мо-дифицированных ОФП в неоднородных средах, по-казывается, что они сильнее вогнуты к началу коор-динат, чем исходные ОФП. Это может служить кос-венным подтверждением сделанного вывода о фор-ме модифицированной ОФП.

4. Модифицированные ОФП и коэффициент охвата вытеснением. В [7] показано, что после ап-скейлинга часть нефти в крупной ячейке может ока-заться неподвижной. Тогда критические насыщен-

ности модифицированных ОФП ( *, , ,

Cwc i j kS и *

, , ,C

or i j kS )

могут быть больше, чем средние по объему крити-

ческие насыщенности исходных ОФП ( , , ,Cwc i j kS и

, , ,Cor i j kS ). При гидродинамическом моделировании

на симуляторе это может привести к завышенному значению КИН. Там же получена следующая фор-мула, связывающая коэффициент охвата вытеснени-ем и критические насыщенности фаз в крупной ячейке:

* *, , , , , ,

охв.выт, , ,, , , , , ,

1,

1

C Cwc i j k or i j kC

i j k C Cwc i j k or i j k

S SK

S S

(10)

, , , , ,

, , ,, ,

,wc i j k i j k

C kwc i j k

i j kk

S VS

V

, , , , ,

, , ,, ,

.or i j k i j k

C kor i j k

i j kk

S VS

V

С помощью коэффициента охвата вытеснением можно оценить влияние степени апскейлинга на

КИН. Для гидродинамической модели охв.вытK

определяется по формуле


охв.вытK =, , , ,

, , охв.выт, , , , ,, , 1 , , 1

/ .NX NY NZ NX NY NZ

Ci j k i j k i j k

i j k i j k

V K V

(11)

Из (11) следует, что для геологической модели

охв.выт 1K . Поэтому выражение (11) можно интер-

претировать как отношение значений КИН после и до апскейлинга. Для того чтобы эти значения стали одинаковыми, надо модифицировать критические насыщенности фаз согласно [7].

В [8] предложен так называемый "динамиче-ский" коэффициент охвата вытеснением. В отличие от обычного "статического" коэффициента, он опре-деляется при прокачке не бесконечного, а конечного числа поровых объемов. Пусть после прокачки че-рез ячейку n > 1 поровых объемов воды оставшаяся в ней нефть считается "недренируемой". Насыщен-

ность этой нефти *DorS назовем "динамической" ос-

таточной нефтенасыщенностью. Тогда динамиче-ский коэффициент охвата вытеснением определяет-ся по формуле (10) для "статического" коэффициен-

та подстановкой в нее *DorS вместо *

orS .

Чтобы выразить *DorS через n, воспользуемся сле-

дующим уравнением прямой с углом наклона к оси абсцисс, изображенной на рис. 2 фиолетовой линией:

* ** **( ) ( ) ( )tg ,C C Cro w ro w w wk S k S S S (12)

где **wS является единственной общей точкой функ-

ции **( )ro wk S и прямой (12). Другими словами, для

определения **wS надо найти единственное решение

уравнения * ** **( ) ( ) 0ro w ro wk S k S . Искомым значени-

ем будет являться координата точки пересечения

прямой (12) с осью абсцисс, т. е. *1 DorS . Учитывая,

что tg = 1/n, из (12) имеем * ** **1 ( ).D Cor w ro wS S nk S (13)

Поскольку *DorS – остаточная нефтенасыщен-

ность, то при ней необходимо выполнение условия равенства нулю значения ОФП. Этому условию удовлетворяет следующая функция, отличающаяся

от изображенной на рис. 2 ОФП ( )C Cro wk S лишь при

значениях **:Cw wS S

где обычная критическая насыщенность *DorS выра-

жается через приведенную *DorS согласно (6).

Относительные фазовые проницаемости (14) и понятие "динамическая остаточная нефтенасыщен-

ность" могут быть полезными при адаптации гидро-динамической модели к истории разработки. Чтобы добиться лучшего согласования промысловой исто-рии и результатов моделирования, можно управлять формой ОФП, а также значением критической неф-тенасыщенности или числом прокачанных поровых объемов.

5. Некоторые результаты. В процессе последо-вательного выполнения шагов описанной выше процедуры апгриддинга число слоев NZ изменяется от NZ = NZ0 до NZ = 1, причем зависимость W(NZ) = = Wmin(NZ) не убывает с уменьшением NZ. По виду этой зависимости можно оценивать чувствительность погрешности геолого-гидродинамической модели к объединению слоев. Для этого можно использовать также зависимость W(NZ) = Wmax(NZ), соответствую-щую, в отличие от Wmin(NZ), не наилучшему, а наи-худшему сценарию последовательного объединения слоев. Погрешность W, имеющую размерность объема, удобно представлять в безразмерном виде W(NZ)/H, где 0 W(NZ)/H 1 при 1 NZ NZ0 и H = W(1).

На рис. 3, б представлены зависимости относи-тельных погрешностей Wmin(NZ)/H и Wmax(NZ)/H от NZ (в %) для реального месторождения. Для срав-нения приведена аналогичная зависимость для рав-номерного объединения слоев. Сопоставление при-веденных зависимостей показывает, что выигрыш в точности расчетов от оптимизации апскейлинга мо-жет быть существенным. Для учета влияния на ап-гриддинг расстановки скважин и распределения за-пасов по площади удобно использовать приведен-ную на рис. 3, в карту погрешностей апскейлинга.

Используя полученные выше результаты, можно выявить связь между формой модифицированных ОФП и погрешностью апскейлинга. Выражение для погрешности апскейлинга (2) с помощью соотноше-ний (7) и (8) может быть преобразовано к следую-щему виду:

, , , , , , , ,C

i j k i j k i j k i j kk

W q

= , , , ,1 tg .i j k i j kk

V

(15)

Из формулы (15) видно, что погрешность апскей-линга равна взвешенной по подвижному поровому объему сумме разностей тангенсов углов модифици-рованных и исходных ОФП (равных 1). В этой связи представленную карту погрешностей апскейлинга (см. рис. 3, в) можно использовать для выделения областей изменения ОФП.

В качестве примера рассмот-рим влияние апскейлинга на ди-намику обводненности добы-ваемой жидкости и накопленной добычи нефти. На рис. 4, а представлена схематическая постановка задачи, а на рис. 4,

б – расчетные зависимости этих величин от вре- мени для "синтетической" гидродинамической мо-дели, состоящей из трех слоев. Расчеты выполня-лись на гидродинамическом симуляторе CMG

**

* ** ** ** *

*

( ), 0 ,

1( ) ( ) ( ) , , ( ) 1 ( ),

0, 1 1,

C C Cro w w w

C C C C D C C C Cro w ro w w w w w w rw w ro w

D Cor w

k S S S

k S k S S S S S S k S k Sn

S S

(14)


STARS. Из рис. 4, б видно, что объединение слоев с меньшей (нулевой) погрешностью приводит к меньшей погрешности в расчетах. Из рис. 4 также следует, что модификация ОФП для слоев с боль-шей погрешностью апскейлинга может значительно увеличить точность гидродинамических расчетов.

Заключение. С использованием аналитического решения уравнений двухфазной фильтрации полу-чена формула для расчета погрешностей апскейлин-га геологической модели. Предложен метод выбора варианта объединения слоев геологических моделей (апгриддинг), основанный на минимизации погреш-ности апскейлинга. Показано, что выбор варианта объединения слоев геологической модели сущест-венно влияет на погрешность апскейлинга.

Предложена схема расчета получающихся в ре-зультате апскейлинга модифицированных относи-тельных фазовых проницаемостей. Получена фор-мула, связывающая модифицированные ОФП и по-грешность апскейлинга.

Показано, что модификацией относительных фа-зовых проницаемостей можно добиться практически полного устранения погрешности апскейлинга. Кар-та погрешностей апскейлинга может служить осно-вой для выбора регионов изменения модифициро-ванных ОФП.

На основе понятий "динамический коэффициент охвата вытеснением" и "динамическая критическая нефтенасыщенность" предложен способ оценки из-менения коэффициента извлечения нефти в результа-те апскейлинга геологической модели. Этот способ также может быть полезен при варьировании крити-ческих насыщенностей фаз в процессе адаптации гидродинамической модели к истории разработки.

ЛИТЕРАТУРА 1. Родионов С.П., Соколюк Л.Н., Рычков И.В. Методы ап-гриддинга геолого-гидродинамических моделей месторо-ждений углеводородов // Математическое моделирова-ние. – 2012. – Т. 24, № 5. – С. 21–34. 2. Родионов С.П., Соколюк Л.Н., Рычков И.В. Анализ чув-ствительности вычислительной погрешности при объ- единении слоев геолого-гидродинамической модели // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2010. – № 6. – С. 26–33. 3. Kyte J.R., Berry D.W. New pseudofunctions to control numerical dispersion // SPE Journal. – 1975. – Vol. 15. – № 3. – P. 269–276. 4. Родионов С.П., Соколюк Л.Н. Расчет и использование модифицированных относительных фазовых проницаемо-стей при преобразовании геологической модели в гидро-динамическую // Тр. МФТИ. – 2010. – Т. 2. – № 2. – С. 130–136. 5. Родионов С.П., Орехова Л.Н. Определение модифициро-ванных относительных фазовых проницаемостей при преобразовании геологической модели в гидродинамиче-скую // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2008. – № 6. – Ч. 1. – С. 12–17. 6. Максимов В.М., Дмитриев М.Н., Антоневич Ю.С. Эф-фекты тензорного характера относительных фазовых проницаемостей при взаимном вытеснении газа водой в анизотропных пластах // Газовая пром-сть. – 2009. – № 12. – С. 10–12. 7. Родионов С.П., Орехова Л.Н. Определение модифи-цированных относительных фазовых проницаемостей при преобразовании геологической модели в гидродина-мическую // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2009. – № 1. – Ч. 2. – С. 4–9. 8. Исследование влияния прерывистости пласта на ко-эффициент охвата процессом вытеснения / В.А. Бадь-янов, В.М. Ревенко, А.Н. Юрьев, Н.М. Закомалдина // Проблемы нефти и газа Тюмени. – 1984. – Вып. 61. – С. 31–33.

УДК 532.546:622.276

НАЗНАЧЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ

НА ОСНОВЕ ТЕОРИИ ОПТИМАЛЬНОГО УПРАВЛЕНИЯ

С.П. Родионов1,2, О.Н. Пичугин1, В.П. Косяков1,2, Э.Н. Мусакаев3 (ООО "ЮНИ-КОНКОРД"1, Тюменский филиал ИТПМ им. С.А. Христиановича СО РАН2,

Тюменский государственный университет3)

Введение. Для успешного управления разработ-кой нефтяных месторождений необходимо выбирать такие управляющие воздействия на пласт, чтобы добиться как можно лучшего соответствия проект-ных и эксплуатационных показателей. Поскольку с течением времени, как правило, наблюдается рас-хождение этих показателей, то возникает необходи-мость периодической корректировки управляющих параметров в соответствии с целью эксплуатации

месторождения. Целями эксплуатации месторожде-ния являются достижение максимального чистого дисконтированного дохода (NPV) или коэффициента извлечения нефти (КИН) за определенный период времени (период разработки). В качестве управ-ляющих параметров можно выделить переназначе-ние режимов работы уже действующих скважин, бурение новых или введение в эксплуатацию ре-зервных скважин.


В данной статье рассмотрена задача об опреде-лении наилучшего варианта назначения нагнета-тельных и добывающих скважин при известном их расположении. При этом назначение относится как к уже эксплуатируемым, так и вновь разбуриваемым скважинам. Идеи решения этой задачи, основанные на методах теории оптимального управления, изло-жены в [1] и являются развитием предыдущих работ [2–6]. Назначение скважин исследовалось также аналитически [7–9] и с помощью гидродинамиче-ского симулятора [10]. Выполнена демонстрация применения технологии [1] на примерах симмет-ричных элементов стандартных схем расстановки скважин и на участке одного из месторождений Ка-захстана. Проведен анализ применимости простых критериев, следующих из аналитического решения.

Постановка оптимизационной задачи. Расчёты проводились с использованием гидродинамического симулятора и специального алгоритма оптимизации. Целевой функционал, представляющий собой NPV за время T, имеет вид [1]

1

11

( , , , )NPV ,

(1 0,1)

n n n nN

nn

f x x u aJ

где nf – целевая функция, равная денежному пото-

ку чистого дохода, полученному за время ;nt nx – вектор фазовых переменных (давления и насыщен-ности одной из фаз) размерностью, равной удвоен-

ному числу ячеек гидродинамической модели; nu – вектор управлений (забойных давлений на скважи-нах) размерностью, равной числу скважин; a – век-тор, описывающий затраты на добычу; N – число шагов по времени, соотношение Т и N можно пред-

ставить в следующем виде: 1

.N

n

n

T t

Ограничения в виде равенств на фазовые пере-менные и управления представляют собой разност-ные уравнения движения фаз (для IMPES-метода) и

зависят только от значений nx и 1nx и nu , т. е.

1( , , )n n n n nF F x x u , n=1,…,N.

Ограничения в виде неравенств отсутствуют, и все управления являются независимыми. Ограниче-

ния на эти управления имеют вид min max .nu u u

Целью задачи является определение такого вектора

управления nu (n = 1,…,N), при котором maxJ . Функционал J преобразуется в соответствии с

методом Лагранжа и приведенными выше ограни-чениями в виде равенств. Вектор управления в каж-дый момент времени имеет вид [3]

max

min

, при 0,

, при 0,

nn

n

Ju

uuJ

uu

n = 1,…,N.

Для решения поставленной задачи необходимо определить вектор управления в начальный момент

времени 0u , зная который, можно выбрать наиболее благоприятный режим работы скважины согласно алгоритму [1].

Применение разработанной в [1] вычислитель-ной технологии демонстрируется на примерах на-значения скважин в зонально-неоднородном пласте, разрабатываемом стандартными схемами расста-новки скважин (рядной, пятиточечной, семиточеч-ной, девятиточечной). Расчёты проводились со сле-дующими основными параметрами: забойные дав-ления на добывающих и нагнетательных скважинах равны 30 и 70 атм, соответственно; пористость – 0,2; толщина пласта – 10 м; вязкость воды – 1 сП; вязкость нефти – 10 сП; относительные фазовые проницаемости приведены на рис. 1. Период разра-ботки (30 лет) выбирался таким образом, чтобы средняя обводнённость добываемой жидкости нахо-дилась в интервале 95…98 %.

Рассматривались 5 вариантов зональной неодно-родности коллектора по проницаемости: без вклю-чений (однородный пласт), низкопроницаемое квад-ратное включение, высокопроницаемое квадратное включение, низкопроницаемое линейное включение и высокопроницаемое линейное включение. Значе-ния проницаемости зон выбирались так, чтобы ее среднее значение по площади было равно 100 мД:

1 1 2 2

1 2

k S k S

S S

= 100 мД,

где k1 и k2 – значения проницаемостей для первой и второй зон, соответственно; S1 и S2 – площади зон. По другим параметрам моделируемая область одно-родна. Полученные при помощи алгоритма вариан-ты назначения скважин сравнивались с "точным ре- шением" – вариантом, полученным в результате полного перебора всех возможных вариантов.

Рядная и пятиточечная схемы. В [8, 9] получен аналитический критерий эффективности назначения скважин в галерее, расположенной в зонально-неоднородном пласте, а именно: нагнетательные скважины располагаются в низкопроницаемой зоне, а добывающие – в высокопроницаемой. В случае, когда вязкость нефти больше вязкости воды, необ-ходимо, чтобы

2 21 1 1 2 2 2 ,k m h k m h (1)

где k – проницаемость; m – пористость; h – эффек-тивная толщина. Нижними индексами 1 и 2 обозна-чены параметры, относящиеся к зоне нагнетания и добычи, соответственно. В [9] также были выполне-ны численные эксперименты и проведён сравни-тельный анализ промысловых данных, выполнен анализ картины течения для пятиточечной схемы расстановки скважин.

Расчеты, выполненные авторами с исполь- зованием методов теории оптимального управле-ния, показали справедливость этого критерия для


рядной схемы расстановки скважин. Следовательно, для подобного типа неоднородности коллектора можно рекомендовать использовать правило назна-чения скважин, согласно которому нагнетательные скважины должны располагаться в низкопроница- емой зоне, а добывающие скважины – в высокопро-ницаемой зоне. Данное правило также подходит и для другого типа неоднородности – квадратной, расположенной в центре симметричного элемента пятиточечной схемы расстановки скважин.

Девятиточечная схема расстановки скважин. Схематическое представление симметричного эле-мента и геометрическое положение зон приведены на рис. 2. Число возможных вариантов назначения N

скважин равно 2N (для 9 скважин 2N = 512). С уче-том специфики граничных условий задачи, при ко-торых внутри элемента не могут быть только добы-вающие или только нагнетательные скважины, это число уменьшается на два.

Расчеты для однородного пласта (см. рис. 2, а) показали, что значения КИН для многих вариантов назначения скважин близки к значению для наи-лучшего варианта. Так, для выбранных первых 7 по значению КИН вариантов значения КИН для перво-го (лучшего из них) и седьмого вариантов отлича-ются в четвертом знаке после запятой. При наличии погрешностей вычислений и неопределённости свойств коллектора такое различие несущественно. Наилучший вариант, полученный полным перебо-ром, приведен на рис. 3, а, а на рис. 3, б – вариант, полученный с использованием алгоритма [1], кото-рый представляет собой обычную девятиточечную схему разработки, где симметричный элемент сме-щён на "полшага" вверх и в сторону.

Вариант, полученный на основе алгоритма [1] и изображенный на рис. 3, б, входит в 7 наилучших вариантов и по значению КИН является четвёртым. Следовательно, при выборе схемы назначения с по-мощью представленной технологии необходимо рассматривать несколько вариантов и окончатель-ное решение о выборе того или иного варианта рас-становки скважин должно оставаться за экспертом. Использование алгоритма [1] при нахождении схе-мы назначения для 9 скважин позволяет сократить количество расчётов в 12…17 раз по сравнению с методом полного перебора вариантов. При этом точность определения наилучшего варианта являет-ся достаточно высокой.

Далее рассмотрим вопрос о применимости кри-терия (1) в случае квадратного включения (см. рис. 3, б). Наилучший вариант для низкопроницаемого включения со значениями проницаемостей зон k1 = = 120 мД, k2 = 40 мД, полученный полным перебо-ром, представлен на рис. 4, а. Это – девятиточечная схема, симметричный элемент которой выбран сме-щением вверх на "полшага", причем обе нагнета-тельные скважины располагаются в высокопрони-цаемой зоне. Наилучший вариант, полученный на

основе алгоритма [1], изображён на рис. 4, б и пред-ставляет собой пятиточечную схему, симметричный элемент которой повёрнут на 45о.

Для случая высокопроницаемого включения (k1 = = 60 мД, k2 = 210 мД) наилучший вариант назначе-ния скважин представлен на рис. 5. В этом варианте нагнетательная скважина расположена в высоко-проницаемой зоне, а добывающие скважины – в низкопроницаемой зоне, что противоречит крите-рию (1). Это можно объяснить на основе аналитиче-ского решения для зонально-неоднородного круго-вого пласта, схематическое представление которого приведено на рис. 6.

Следуя работе [8] и обобщая рассмотренные в ней задачи на случай цилиндрической симметрии, получим выражение для разности времен вытесне-ния нефти водой из зонально-неоднородного круго-вого пласта по схеме Лейбензона – Маскета, которое имеет вид

в2 в11 1

(μ μ ) ,2w ot t f

p

2 2 2 22 2 1 1 1 22 1 1

1 1 2 2 1

( ) ln ( ) lnww

m h r m h rf r r r r

k h k hr r

2 2 2 21 11 1

1

( )ln ( )w ww

m rr r r r

k r

2 2 2 22 22 1 2 1

2 1

( )ln ( ) ,m r

r r r rk r

(2)

где в1t и в2t – время вытеснения нефти для 1-го и 2-го

вариантов положения зон и скважин, соответствен-

но (см. рис. 6); ,wr 1r и 2r – радиусы скважины и

границ зон, соответственно; μo – вязкость нефти;

μw – вязкость воды; p – абсолютная величина

перепада давлений в зоне нагнетания и отбора. Из критерия (2), в частности, следует, что даже в

однородной среде разность времён вытеснения неф-ти водой со стороны скважины и со стороны конту-ра отлична от нуля. Критерий (2) можно рекомендо-вать для семиточечной схемы расстановки скважин с геометрией потока, близкой к геометрии кругового пласта.

В случае, когда wr →∞, но размеры зон 1 wr r и

2 1r r остаются конечными, выражение (2) для раз-

ности времен в1t и в2t переходит в аналогичное вы-

ражение для плоской симметрии [8, 9], из которого и следует критерий (1):

в2 в1 1 21 2

1 1 1w ot t ( )L L

p k k

( 21 1 1 1k k m h , 2

2 2 2 2k k m h , 1 1 1 1( )wL m h r r ,

2 2 2 2 1( )L m h r r ).


а б

Рис. 1. Относительные фазовыепроницаемости нефти и воды

Рис. 2. Размеры и геометри-ческое расположение неодно-родности коллектора в сим-метричном элементе девя-титочечной схемы расста-новки скважинаб

в

:

– однородный коллектор;

– неоднородный коллектор

с квадратным включением;

– неоднородный коллектор

с линейным включением

в

Рис. 3.

:

– вариант, полученный полным перебором; – в ре-

зультате расчёта на основе предложенного алгоритма

Наиболее благоприятные варианты назначенияскважин в однородном коллекторе

а б

Рис. 4. Наиболее благоприятный вариант назначенияскважин в симметричном элементе с низкопроницаемым

квадратным включениема б

:

– полный перебор; – предложенный алгоритм

Рис. 5. Оптимальныйвариант назначения

скважин в симметричномэлементе с высокопрони-цаемым квадратным

включением

Рис. 6. Схематическое представление одномерной задачи о назначении скважин взонально-неоднородном коллекторе

– скважины, доступные для назначения начального управления

– добывающие скважины

– нагнетательные скважины

Вариант 1

Вариант 2

Зона 1

Зона 1

Зона 2

Зона 2

– нагнетание – добыча


а б

Рис. 7. Оптимальные варианты назначения скважиндля низкопроницаемого (а) и высокопроницаемого (б)

прямоугольных включений

Рис. 8. Симметричный элемент схемы расстановкискважин на участке месторождения

Рис. 9. Оптимальная схеманазначения скважин

Рис. 10. Схематическое представление для благоприятного вариантаназначения интервалов перфорации скважин в слоях № 1–4 (а)

и в слое № 5 (б)

а б

Рис. 11. Схематическоепредставление расположенияи назначения скважин длясуществующей сетки (а) иуплотнённой сетки (б) скважин

а б

Рис. 12. Наиболее благоприятныйвариант назначения скважин для

однородного пласта

Рис. 13. Наиболее благоприятныйвариант назначения скважин для

неоднородного пласта с квадратнымвключением

Рис. 14. Наиболее благоприятныйвариант назначения скважин длянеоднородного пласта с линейным

включением


Рассмотрим линейное включение (см. рис. 2, в). Наилучшие варианты назначения скважин для низ-копроницаемого (k1 = 150 мД, k2 = 50 мД) и высоко-проницаемого (k1 = 40 мД, k2 = 160 мД) включений изображены на рис. 7. Эти два варианта являются симметричными элементами одной и той же схемы разработки (рядной), выбранными разными спосо-бами. Следовательно, для подобного типа неодно-родности коллектора можно рекомендовать исполь-зовать критерий (1).

Устойчивость вариантов назначения сква-жин. Как показали расчеты [1], для неоднородного пласта установлена существенная зависимость наи-лучших вариантов назначения скважин (КИН) от периода разработки. "Степень неоднородности" зон, т. е. отношение их проницаемостей, также влияет на выбор наилучшей схемы назначения скважин. Следовательно, наилучшая схема назначения сква-жин не является универсальной и должна выбирать-ся в зависимости от конкретных параметров задачи. Тем не менее существуют интервалы изменения проницаемостей зон и периода разработки, для ко-торых наилучшая схема назначения скважин не из-меняется.

Назначение скважин и интервалов перфора- ции. Применим алгоритм [1] для расчёта наилучше-го с точки зрения КИН назначения типов скважин и интервалов перфорации на модели изолированно-го блока реального месторождения высоковязкой нефти, имеющего слой подстилающей воды. Реше-ние осуществляется в 2 этапа: сначала определя-ется наиболее благоприятная схема расстановки скважин, а затем, по аналогичному алгоритму, – ин-тервалы перфорации для каждой скважины. Гидро-динамическая сетка со скважинами, параметры ко-торой определялись в результате ремасштабирова-ния (upscaling) геологической модели, изображена на рис. 8.

На рис. 8 размеры участка 500×500×76 м; рас-стояние между скважинами – 125 м. Вязкость нефти – 100 сП, вязкость пластовой воды – 1 сП, плотность нефти – 937 кг/м3, плотность пластовой воды – 1040 кг/м3; фазовые проницаемости задавались согласно рис. 1. Начальное пластовое давление – 50 атм; за-бойные давления на нагнетательных и добывающих скважинах – 70 и 30 атм, соответственно; период разработки – 3650 сут. Фильтрационно-емкостные параметры приведены в таблице. При этом нижний слой (№ 5) является слоем подстилающей воды.

Полученный в результате расчёта наиболее бла-гоприятный вариант схемы назначения скважин изображён на рис. 9 и представляет собой девятито-чечную схему.

Результаты определения наиболее благоприят-ных интервалов перфорации представлены на рис. 10, где на рис. 10, а изображены перфорированные скважины для нефтеносных интервалов № 1–4, а на рис. 10, б – для водоносного интервала № 5. Из представленных результатов следует, что нагнета-тельные скважины должны быть полностью перфо-рированы, а перфорация добывающих скважин должна осуществляться на всех интервалах, кроме водоносного.

Значение КИН для наиболее благоприятного варианта – девятиточечной схемы (при перфорации всех интервалов) – составляет 0,41. Оптимизация интервалов перфорации позволяет увеличить его до 0,43.

Доразбуривание скважин. Разработанная тех-нология назначения скважин может быть применена и в условиях, когда их число изменяется. Рассмот-рим двухмерную задачу об уплотнении сетки сква-жин в однородном или неоднородном по проница- емости симметричном элементе девятиточечной схемы разработки (рис. 11, а).

Разработка пласта по указанной схеме происхо-дит до момента достижения средней обводненности по скважинам 60 %, после чего дополнительно раз-буриваются или вводятся в эксплуатацию из резерв-ного фонда 4 скважины – № 10, 11, 12, 13 (рис. 11, б). Дальнейшая эксплуатация пласта ведётся до дос-тижения средней обводненностью значения 98 %. Целью задачи является нахождение наиболее бла-гоприятных вариантов назначения нагнетательных и добывающих скважин в начальный момент вре-мени, которые в момент окончания разработки обеспечивают максимальный чистый дисконтиро-ванный доход (NPV).

Расчеты проводились при следующих значениях параметров задачи: размеры пласта 500×500×15 м; расстояние между основными скважинами – 250 м; вязкость нефти – 300 сП, воды – 1 сП; пористость – 0,25; фазовые проницаемости задавались согласно рис. 1; пластовое давление – 50 атм; средняя абсо-лютная проницаемость пласта – 1 Д. Экономические параметры: стоимость нефти на внутреннем и внешнем рынках 400 и 635 дол./т, соответственно; доля реализации нефти внутри страны 20 %.

Рассмотрим однородный пласт. Для первого этапа разработки были получе-ны следующие результаты: время дос-тижения средней обводнённости на до-бывающих скважинах 60 % составило 1674 сут, при этом КИН = 0,134 и NPV = = 31,84 млн дол. Для второго этапа раз-работки был получен вариант размеще-ния (рис. 12) с наибольшим значением NPV = 55,14 млн дол.

Значения параметров гидродинамической модели

Номер слоя

Проницамость kx = ky, мД

Проницаемость kz, мД

Пористость, доли ед.

Толщина слоя Нz, м

Нефтенасы-щенность, доли ед.

1 491 51 0,31 17,20 0,68

2 1093 168 0,33 15,60 0,80

3 1095 126 0,33 20,40 0,74

4 2432 18 0,34 8,95 0,69

5 3327 14 0,35 13,85 0,09


а б

Рис. 15. Поле давлений и типы скважин для существующей схемы назначения (а) и для оптимизированной схемы назначения скважин (б)

Наиболее благоприятным вариантом, имеющим самое большое значение NPV = 55,14 млн дол. и КИН = 0,45, является вариант, когда пара скважин (1 и 9 или 3 и 7) переводится под нагнетание (на рис. 12 такими скважинами являются скв. 1 и 9). Бо-лее того, для полученного варианта возможно про-ведение оптимизации режимов работы скважин. Для этого необходимо отключить скв. 11 и 12 в момент времени 4000 сут (полный период разработки – 4556 сут). При этом доход увеличится примерно на 0,55 млн дол. Типичные варианты скважин после ввода в эксплуатацию новых: уплотнённая девятиточечная и пятиточечная схемы разработки дают для NPV меньшие значения – 51,48 млн и 47,09 млн дол., соответственно.

Рассмотрим случай наличия неоднородности в виде высокопроницаемого квадратного включения (k1 = 2,10 Д и k2 = 0,60 Д), занимающего область 120 м < x < 380 м, 120 м < y < 380 м. При этом новые скважины находятся внутри включения. После перво-го этапа разработки были получены следующие ре-зультаты: время достижения средней обводнённости

продукции на добывающих скважинах, равной 60 %, – 2054 сут, КИН = 0,128, NPV = 29,2 млн дол.

Видно, что введённая неоднородность сущест-венно повлияла как на показатели первого этапа разработки, так и на наилучший вариант назначения скважин. Самым благоприятным вариантом в дан-ном случае является уплотнённая девятиточечная схема (рис. 13). Для нее NPV = 49,23 млн дол. Если сравнить его со стандартным назначением скважин в пятиточечной схеме, для которого NPV = 32,80 млн дол., то вариант, полученный в результате оп-тимизации, является предпочтительным.

Рассмотрим линейное включение (k1 = 1,60 Д и k2 = 0,40 Д), которое занимает область 0 < x < 500 м, 120 м < y < 380 м. После первого этапа разработки были получены следующие результаты: время дос-тижения средней обводнённости продукции на до-бывающих скважинах, равной 60 %, – 2604 сут, КИН = 0,177, NPV = 38,2 млн дол. Наиболее благопри-ятный вариант назначения скважин приведен на рис. 14. При наилучшем варианте назначения скважин зна-чение NPV равно 44,98 млн дол. Предложенный ва-


риант заметно предпочтительнее стандартных, на-пример, таких, как уплотненная девятиточечная схема, NPV = 38,5 млн дол., и пятиточечная схема, NPV = 22,73 млн. дол.

Для изолированного участка одного из месторо-ждений Казахстана, представленного на рис. 15, был проведён расчёт, позволивший найти более опти-мальную схему назначения скважин с точки зрения КИН. При добыче нефти с 2005 по 2012 г. по схеме назначения скважин, представленной на рис. 15, а, коэффициент извлечения нефти равен 0,043. В слу-чае, когда добыча осуществляется с 2013 по 2050 г. по существующей схеме назначения скважин (см. рис. 15, а), КИН будет равен 0,245. Если в 2013 г. провести оптимизацию назначения скважин (см. рис. 15, б), то коэффициент извлечения нефти повы-сится и составит 0,265.

Заключение

Таким образом, в настоящей статье продемонст-рировано решение задач назначения скважин на примере стандартных схем их расстановки и на уча-стке реального месторождения. Показано, что неод-нородности коллектора при одинаковой средней проницаемости заметно влияют на значения показа-телей (NPV, КИН), а также на выбор наиболее бла-гоприятного варианта назначения скважин. При этом стандартные схемы разработки не всегда име-ют наилучшие показатели. Оптимальный вариант схемы назначения скважин зависит от типа коллек-тора, вида и степени неоднородности. Варианты схем назначения скважин, полученные с помощью предложенного алгоритма для зонально-неоднород- ного пласта, согласуются с результатами, получен-ными аналитически, а также с выводами других ис-следователей.

ЛИТЕРАТУРА 1. Косяков В.П. Вычислительная технология назначения нагнетательных и добывающих скважин: Автореф. дис. … канд. физ.-мат. наук. – Тюмень, 2013. – 25 c. 2. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ "Регулярная и хаоти-ческая динамика", 2006. – 356 с. 3. Технология повышения нефтеотдачи пластов / Э.М. Халимов, Б.И. Леви, В.И. Дзюба, С.А. Пономарев. – М.: Недра, 1984. – 271 с. 4. Закиров Э.С. Трёхмерные многофазные задачи прогно-зирования, анализа и регулирования разработки место-рождений нефти и газа. – М.: Изд. дом "Грааль", 2001. 5. Управление разработкой нефтяных месторождений / Я.М. Берщанский, В.Н. Кулибанов, В.М. Мееров, О.Ю. Першин: под ред. М.В. Меерова. – М.: Недра, 1983. – 309 с. 6. Ермолаев А.И., Кувичко А.М., Соловьев В.В. Модели формирования фонда нагнетательных скважин на нефтяных залежах // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2010. – № 6. – С. 6–9. 7. Пономарев А.Г. Исследование эффективности систем разработки при заводнении зонально-неоднородных пла-стов: дис. ... канд. техн. наук: 05.16.06. – М., 1978. – 162 с. 8. Косяков В.П., Родионов С.П. Определение наилучшего варианта расстановки галереи скважин в зонально-неоднородном пласте на основе аналитического решения // Вестник Тюменского гос. ун-та. – 2012. – № 4. – С. 14–21. 9. Исследование эффективности взаимного расположе-ния нагнетательных и добывающих скважин в зонально-неоднородном нефтяном пласте / П.Н. Соляной, О.Н. Пи-чугин, С.П. Родионов, В.П. Косяков // Нефт. хоз-во. – 2012. – № 8. – С. 126–128. 10. Никифоров С.В. Оптимизация систем разработки неф-тяных месторождений на поздней стадии эксплуатации: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17. – Тюмень, 2006. – 158 с.

УДК 532.546:622.276

ТЕХНОЛОГИЯ ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ПАРОЦИКЛИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ

НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Л.Н. Соколюк1,2, Л.Н. Филимонова1

(Тюменский филиал ИТПМ им. С.А. Христиановича СО РАН1, ООО "ЮНИ-КОНКОРД"2)

Основным способом снижения вязкости тяжелой нефти с целью повышения ее подвижности является тепловое воздействие на пласт. Одним из наиболее используемых тепловых методов увеличения нефте-отдачи пластов является пароциклическая обработка призабойной зоны скважины (ПЦО).

Процесс ПЦО состоит из 3 этапов: а) закачка па-ра; б) конденсация пара (паротепловая пропитка); в) добыча жидкости. На первом этапе за определен-ный промежуток времени с определенным темпом происходит нагнетание пара в скважину, в результа-

те которого вокруг скважины образуется прогретая зона. В течение второго этапа происходят полная конденсация пара и "всасывание" нефти из "холод-ной" области пласта в прогретую зону. На третьем этапе за счёт термической обработки пласта при от-боре флюида дебит скважины увеличивается, и вре-мя отбора флюида будет обусловлено падением де-бита до первоначального уровня, близкого к значе-нию дебита без ПЦО [3].

Выбор скважин для ПЦО можно проводить на основе численных расчетов с использованием гид-


родинамических симуляторов, таких, как Tempest MORE, Eclipse, CMG STARS. Однако в случае большого числа скважин для этого требуется доста-точно много времени, поэтому имеет смысл исполь-зовать аналитические модели, которые позволяют значительно быстрее рассчитать параметры ПЦО.

Пусть в однородном пласте находится верти-кальная скважина, через которую нагнетается пар. При этом пар, вытесняя нефть, создает зону "паро-вого плато" [4], в которой температура равна тем-пературе закачиваемого пара. На границе зоны пар конденсируется, образуя зону горячей жидкости, где температура падает по определенному закону до пластовой температуры [4].

Радиусы паровой зоны и фронта конденсации определяются по формулам [4] при заданном време-ни закачки пара t1:

п п в в 02 2п п

п п п 0

( )(1 β),

( )g g

w

l l i с Тr r q t

hc T Т

(1)

2 2 п в в 0в п

в в п 0

5 ( ),

( )

tq i с Тr r

hc T Т

(2)

где qп – массовый расход закачки пара в пласт (кг/сут); lg – теплота парообразования (кДж/кг); iв – энтальпия воды при температуре пара (кДж/кг); св – теплоёмкость воды (кДж/(кг·К)); – коэффициент теплоиспользования [2]; спп – объёмная теплоём-кость пласта в зоне пара (кДж/(м3·К)); свв – объём-ная теплоёмкость пласта в зоне горячей жидкости (кДж/(м3·К)); rw – радиус скважины (м); h – толщина пласта (м); п – сухость пара; Т0 – начальная темпе-ратура пласта (К), Тп – температура закачиваемого пара (К).

Время паротепловой пропитки на втором этапе ПЦО определяется с учетом изменения концентра-ции пара в паровой области и теплопотерь в окру-жающие породы. Выражение для времени полной конденсации пара в пласте имеет следующий вид:

п в2

п 0

ln( )g

w

l mh rt .

T T r

(3)

Время добычи нефти t3 определяется по сле-дующей формуле из [1] :

2 23

0

π( (0) ),

( )r

* ww

hmRt r r

Q r R (4)

где 1

( ) 2π

lnw

с

w

Q r kh pr

r

– расход жидкости в

скважину (м3/сут); 2 2в 0

0

(0) r w

r

r R r Rr

R R

– радиус

зоны, заполненной горячей нефтью (м) [1], образовав-шейся после притока нефти к скважине во время паро-тепловой пропитки; 0 0 0ρR m C — коэффициент теп-

лосодержания нефти; 0 0(1 )r r rR m C m C – эф-

фективный коэффициент теплосодержания насы-щенной пористой породы; – осредненное по объ-

ему значение сухости пара; m – пористость; – ко-эффициент теплоотдачи (кДж /(м²·сут·К)).

Для определения экономической эффективности ПЦО использовался чистый дисконтированный до-ход (ЧДД) [5]:

где 1

( ) 2

μ ln μln*

сT

w

Q r kh prr

r r

– расход

жидкости в скважину с учётом зональной темпе-ратурной неоднородности пласта (м3/сут); a – удельные затраты на добычу, подготовку и транс-порт нефти (р./м3); b – удельная цена нефти без налогов (р./м3); С – стоимость капитального ре-монта скважины при ПЦО (р.); Спар. – удельная стоимость пара (р./м3); W – объём закачанного па-ра (м3); i – ставка дисконтирования (1/год); Q0 – дебит нефти без пароциклического воздейст-вия (м3/сут); rc – радиус контура питания (м); p – перепад давления между контуром пита- ния скважины и давлением на забое при добыче нефти (атм).

С помощью ЧДД можно определить время за-качки пара, паротепловой пропитки и добычи нефти, при котором экономический доход от про-цедуры ПЦО будет максимальным. Критерий эф-фективности выполнения ПЦО на скважине за-ключался в том, что скважина считается эффек-тивной, когда для нее максимальный ЧДД являет-ся положительным или большим некоторого за-данного значения.

В качестве примера было выполнено исследо-вание по выбору скважин-кандидатов для паро-циклического воздействия на одном из крупных месторождений высоковязкой нефти. Алгоритм выбора скважин включает в себя расчет опти-мальных технологических параметров ПЦО с по-мощью ЧДД и вычисление рентабельности обра-ботки через ЧДД.

Исследование проводилось при следующих технологических параметрах: давление нагнета-ния пара – 70 атм, максимальный темп нагнетания – 130 м3/сут, температура пласта – 31 °С, темпе-ратура пара – 300 °С. Значения параметров были взяты согласно техническим характеристикам ра-нее выполненных ПЦО скважин на данном место-рождении.

По всем скважинам месторождения при варьи-ровании времени закачки определялась макси-

ЧДД 1 2 3 1 21 2 3

1 2

( )

365 3650(1 ) (( )( ( ) )) (1 )

t t t t tt t t

*t t

i b a Q r Q dt i

0 1 2 пар.(( ) ( ) C C )b a Q t t W , (5)


мальная эффективность ПЦО с ис-пользованием параметра ЧДД. В ре-зультате исследования построен график распределения ЧДД по всем скважинам месторождения (рис. 1).

Видно, что часть скважин имеют отрицательное значение ЧДД. Следо-вательно, проводить ПЦО данных скважин нерентабельно, так как затра-ты на проведение ПЦО превышают или равны доходу от ПЦО. Поэтому для проведения процедуры ПЦО были выбраны 12 скважин месторождения (табл. 1), на которых ЧДД принимал максимальные значения (табл. 2) не ниже 6 млн р. за один цикл ПЦО.

Таблица 1

Технологические параметры 12 скважин, на которых ЧДД принимает максимальные значения

Номер скв. Проницаемость,

мД Пористость, доли ед.


Перфор. толщина, м

Давление, атм

Дебит, м3/сут

51-3 4928 0,36 0,81 22,6 17 5,20

632 4727 0,38 0,86 22,4 17 196,78

682 8474 0,39 0,85 10,4 23 49,09

46 4194 0,38 0,85 22,8 19 5,39

1046 7911 0,39 0,83 8 15 86,39

664 4286 0,38 0,82 19 18 22,40

1038 4727 0,38 0,77 30,4 26 12,48

679 2824 0,37 0,86 31 17 4,83

683 4268 0,38 0,83 18,4 19 23,58

50 5353 0,38 0,79 31,9 15 368,71

1022 3767 0,37 0,81 27,2 21 31,60

681 3448 0,37 0,85 24 28 61,22

Таблица 2

Технологические параметры и ЧДД по выбранным скважинам (цикл ПЦО 108 сут)

Скважины t1, сут t2, сут t3, сут ЧДД, млн р. Добыча при ПЦО,

м3 Vдоп.доб.н, м

3 Накопленная

добыча скважины без ПЦО, м3

51-3 37 19 52 8,54 0,46 10649 10360 289,17

632 36 20 52 8,06 0,49 10737 9612 1124,65

682 36 10 62 8,00 0,49 10163 9560 602,92

46 33 20 55 7,91 0,45 9614 9596 18,19

1046 35 8 65 7,08 0,54 9322 8437 885,61

664 32 17 59 7,07 0,49 8918 8512 405,74

1038 35 26 47 7,03 0,54 9453 8458 995,20

679 29 25 54 7,00 0,45 8630 8425 204,96

683 32 16 60 6,96 0,50 8761 8346 415,58

50 42 28 38 6,70 0,70 11583 7791 3792,13

1022 31 23 54 6,61 0,51 8928 7892 1036,14

681 28 20 60 6,05 0,50 7603 7260 343,14

Рис. 1. График распределения ЧДД по скважинам


Рассмотрим распределение скважин по парамет-ру ЧДД. На рис. 2 приведены распределение по без-

размерному параметру ω

ЧДДω = ,

ЧДД где ωЧДД – ха-

рактерное значение ЧДД (в данном случае равно 6 млн р.), и кривая плотности вероятности нормаль-ного распределения

2

2

( δ)

2σ1( )

σ 2π

x

f x e

(6)

со средним значением = 0 и стандартным отклоне-нием = 1,12.

Видно, что наибольшая доля скважин имеет зна-чения от –0,17 до 0,17 и только небольшая доля скважин принимает значения больше единицы (ЧДД больше 6 млн р.).

Для оценки эффективности ПЦО скважин вместо ЧДД часто используется паронефтяное отношение (ПНО) , которое вычисляется проще, чем ЧДД:

доп.доб.ндоп.доб.н

W, V

V

3 0 1 2 3( ) ( ),*Q r t Q t t t (7)

где доп.доб.нV – объём дополнительно добы-

той нефти (м3), определяется как разность между объёмом нефти, добытой при и без ПЦО за один цикл ПЦО. Для эффективных скважин объём дополнительной добычи нефти при ПЦО должен принимать поло-жительное значение ( > 0), иначе приме-нять ПЦО скважины не имеет смысла. Как видно из табл. 2, дополнительная добыча нефти при процедуре ПЦО на выбранных вертикальных скважинах также принимает высокие значения, что говорит о пригод-ности скважин к процессу ПЦО.

На рис. 3 показаны доли скважин от интервалов значений паронефтяного от-ношения и построена плотность вероят-ности нормального распределения (6) со средним значением = 1 и стандартным отклонением = 1,2.

Видно, что наибольшая доля скважин имеет значения , близкие к 1, т. е. на этих скважинах объём закачанного пара при-мерно равен объёму дополнительно добы-той нефти. Видно также, что на некоторых скважинах параметр принимает отрица-тельные значения, что говорит о нерента-бельности паротепловой обработки этих скважин. Для некоторых месторождений скважины, на которых значение паронеф-тяного отношения по массам закачанного пара и дополнительно добытой нефти пре-вышает 2, не рекомендуются для выполне-ния ПЦО [5].

Таким образом, в настоящей статье предложена технология выбора скважин-кандидатов для проведения ПЦО на месторождениях высоко-вязкой нефти. Показано, что, опираясь на исходные данные и экономический критерий, можно опреде-лить оптимальные технологические параметры по каждой скважине месторождения. Установлено, что распределение скважин по экономическому крите-рию и паронефтяному отношению удовлетвори-тельно описывается нормальным распределением.

Все расчеты выполнены на основе программного продукта (Свидетельство о государственной регист-рации программы для ЭВМ № 2012617405 "Вычис-ление оптимальных технологических параметров при пароциклическом воздействии на пласт с учё-том чистого дисконтированного дохода"). Время расчетов занимало приблизительно 4 мин.

ЛИТЕРАТУРА 1. Шевелев А.П. Математическое моделирование цикли-ческого теплового воздействия на нефтяные пласты: дис. … канд.физ.-мат.наук. – Тюмень, 2005. – С. 72–75.

Рис. 2. Доли скважин от распределения безразмерного параметра и плотность вероятности нормального распределения

Рис. 3. Доля скважин от распределения и плотность вероятности нормального распределения при = 1,2, = 1,

шаг гистограммы равен 1


2. Чупров И.Ф. Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов: дис. ... д-ра техн.наук. – Ухта, 2009. – С. 67. 3. Aziz Кh., Gontijo J.E. A simple analytical model for simulating heavy oil recovery by cyclic steam in pressure-depleted reservoirs // Рaper SPE 13037 presented at the 59th Annual Technical Conference and Exhibition. – Houston, September 16–19, 1984. 13037-MS.

4. Малофеев Г.Е. О механизме притока нефти при па-ротепловой обработке скважин // Нефт. хоз-во. – 1986. – № 6. – С. 38–40. 5. Урсегов С.О. Обоснование оптимальных параметров термических технологий разработки крупных место-рождений высоковязких нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции: дис. ... канд. техн. наук. – Ухта, 2007. – С. 73.

УДК 622.276

ДЕРЕВЬЯ РЕШЕНИЙ КАК ЭФФЕКТИВНЫЙ МЕТОД АНАЛИЗА

И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ

О.Н. Пичугин, Ю.З. Прокофьева (ЗАО "КОНКОРД", г. Москва),

Д.М. Александров ("Бузачи Оперейтинг Лтд.", г. Актау)

В настоящее время в отечественной нефтедобы-

вающей отрасли сложилась устойчивая тенденция снижения эффективности геолого-технических ме-роприятий (ГТМ), которое связывают, как правило, с ухудшением структуры остаточных запасов. Этот объективный фактор, без сомнения, существенно снижает результативность ГТМ. Однако нельзя не упомянуть и о методических аспектах проектирова-ния методов воздействия на пласт. Так, в одной из-вестной книге [1] есть очень верный тезис: "...Как всякие большие системы, объекты нефтегазодобычи требуют использования целой иерархии моделей – от дифференциальных до интегральных, от детер-минированных до адаптивных…" . К сожалению, сегодня для решения сложных задач прогнозирова-ния ГТМ в основном используются только детерми-нированные модели. Действующие регламентные документы не дают четких рекомендаций и схем проектирования ГТМ. Более того, "современная мо-да" на использование 3D симуляторов сводит к ми-нимуму применение простых подходов, интеграль-ных и адаптивных моделей. Таким образом, стано-вится понятным наличие другой, уже субъективной причины, обусловливающей низкую эффективность геолого-технических мероприятий, – это проблемы методического характера.

За последние десятилетия накоплен большой опыт реализации ГТМ, который содержит в себе по-лезные знания и дает возможность применения формализованных подходов для получения правил и рекомендаций. Современное направление анализа данных за рубежом получило емкое название "datamining" [2] – добыча знаний из "сырых" дан-ных. Практический опыт применения различных инструментов анализа позволил остановиться на де-ревьях решающих правил [3, 4] – простом, прозрач-ном, но в то же время эффективном методе машин-

ного обучения. В соответствии с этим алгоритмом иерархический процесс построения дерева начина-ется с поиска наиболее селективного правила для корневой вершины и далее продолжается для до-черних ветвей, пока не будут выполнены опреде-ленные терминальные условия.

Рассматриваемый подход обладает следующими важными достоинствами по сравнению с другими нелинейными методами прогнозирования:

– высокая скорость обучения; – извлечение правил на естественном языке; – интуитивно понятная классификационная мо-

дель; – возможность выявления причин успешно-

сти/неуспешности мероприятий; – возможность экспертной оценки полученных

деревьев решений. Для демонстрации возможностей использования

данного инструмента в работе рассмотрен опыт бу-рения и ввода новых добывающих скважин. Фонд скважин разделен на 3 различных типа: основной, уплотняющий и горизонтальный одного объекта. Выборка основного фонда состоит из 356 скважин, уплотняющего – 356 скважин, горизонтального – 114 скважин. В работе использовались классифика-ционные алгоритмы, в связи с этим каждая выборка скважин была разбита на 2 группы – "успешную" и "неуспешную". Поскольку средние значения вход-ного дебита нефти в зависимости от фонда скважин сильно различались, по каждому из них были при-няты свои критерии успешности: по основному фонду – 11 т/сут, по уплотняющему – 8 т/сут, по го-ризонтальному – 13 т/сут. Критерии подбирались та-ким образом, чтобы выборка делилась примерно на две равные части. В таблице приведены средние зна-чения по фондам скважин и группам успешности.


Среднее значение входного дебита нефти (т/сут) по группам успешных и неуспешных для каждого фонда

Фонды Успешные Неуспешные Основной 31,4 5,3 Уплотняющий 15,7 4,5 ГС 21,8 8,4

Основной фонд Рассмотрим пример дерева решений, полученно-

го в результате обучения на выборке скважин ос-новного фонда (рис. 1).

Корневым признаком дерева является "Средний дебит нефти для окрестности" с критерием 39 т/сут. Он делит выборку на две основные ветви. Уже на этом уровне селекции наблюдается существенное различие в успешности групп скважин, попавших в разные вет-ви. Так, из 45 скважин, пробуренных в зоне относи-тельно высоких дебитов, значительная доля оказалась успешной. Это подтверждает достоверность, пред-ставленная в дереве (37 из 45 скважин).

Ветвь группы скважин с низким средним деби-том нефти по окрестности продолжает деление по признаку "Макронеоднородность на участке". В условиях пониженных дебитов, но при низких значениях макронеоднородности (< 0,16) прогно-зируется высокий уровень успешности (достовер-ность 18 из 23). Высокая макронеоднородность оказывает преимущественно отрицательное влия-ние на эффективность скважин. Однако достовер-ность правила при этом остается невысокой (167

из 288 скважин, 58 %), поэтому группа скважин с высокой макронеоднородностью далее делится признаком "Проницаемость на участке" с гра-ничным значением 924 мД. Так, при высоких зна-чениях макронеоднородности для сохранения ус-пешности скважин необходима повышенная про-ницаемость (> 924 мД). При низких значениях проницаемости и большой неоднородности кол-лектора прогнозируется получение низких деби-тов нефти.

В условиях повышенной проницаемости для не-однородных участков рассматривается признак "Средняя обводненность по участку", который фор-мирует следующее правило в дереве. Высокая об-водненность участков ( 62 %) указывает на вероят-ность неблагоприятного исхода. В случае умерен-ной обводненности (< 62 %) основная часть скважин рассматриваемой ветви (45 из 59) признается ус-пешной.

Рассмотрим еще одно дерево, построенное по той же выборке основного фонда (рис. 2). Здесь, в отличие от первого варианта, корневой узел форми-рует признак, характеризующий запасы в окрестно-сти скважины, а именно "Начальная нефтенасы-щенность в окрестности". В условиях пониженной нефтенасыщенности (< 65,6) практически все сква-жины признаются неуспешными. Достоверность этого узла довольно высока (85 %), поэтому даль-нейшая селекция продолжается по смежной ветви с преимущественно успешными скважинами.

Рис. 1. Дерево решений № 1, обученное на выборке скважин основного фонда. Выходной признак – успешность по входному дебиту нефти на скважине

Средний дебит нефти за 3 мес до даты бурения для окрестности 39

Успешный

Успешный Макронеоднородность ЭНТ на участке < 0,16

Проницаемость на участке < 924

Обводненность за 3 мес до даты бурения по участку < 52

Успешный

Неуспешный



Рис. 2. Дерево решений № 2, обученное на выборке скважин основного фонда. Выходной признак – успешность по входному дебиту нефти на скважине

В зонах с повышенной нефтенасыщенностью на

участке в иерархии правил появляется следующий се-лективный признак "Коэффициент контактности с водой". При низких значениях контактности (< 0,11) основная часть скважин признается успешной, высо-кие значения контактности указывают на вероятные проблемы. Поскольку достоверность правила в каждой из веток не слишком высока, обе ветви подлежат даль-нейшему делению. В условиях низкой контактности с водой (< 0,11) успешность скважины увязывается с высоким значением величины "Доля перфорированной толщины скважин окрестности" ( 0,6). При повы-шенных значениях контактности с водой ( 0,11) ус-пешность скважин сопрягается с признаком "Средний дебит нефти для окрестности". Благоприятными яв-ляются значения дебита более 30 т/сут, при меньших значениях и высокой контактности с водой большая часть скважин группы признается неуспешной.

Таким образом, представленные два дерева реше-ний позволяют уточнить иерархию влияния факторов, определить критерии успешности работы скважин, а также условия, когда высокие дебиты нефти на сква-жине маловероятны. Было выявлено, что основными факторами, влияющими на эффективность основного фонда, являются геологические признаки и характери-стики запасов. Так, наиболее благоприятными являют-ся условия низкой макронеоднородности и высокой проницаемости при наличии повышенной начальной нефтенасыщенности и низких значениях коэффициен-та контактности запасов с водой.

Уплотняющий фонд Далее рассмотрим пример дерева решений, обу-

ченного уже на выборке скважин уплотняющего фонда (рис. 3).

Корневым признаком дерева здесь является "Сред-ний дебит жидкости по участку" с пороговым значе-

нием 108 т/сут. Скважины со значением признака 108 т/сут с очень высокой достоверностью призна-ются успешными, иначе – неуспешными, но с досто-верностью всего лишь 52 %. По данной группе скважин формируется еще одно правило: для достижения ус-пешности генерируется требование "Пластовое давле-ние по окрестности" 19,6 атм. В условиях низкого пластового давления почти все скважины являются неуспешными и дальнейшее деление ветви прекраща-ется. Ветвь с более высоким уровнем пластового дав-ления продолжает делиться за счет признака "Песча-нистость в окрестности" с пороговым значением 0,66. Так, скважины в условиях повышенного пласто-вого давления и песчанистостью 0,66 признаются ус-пешными с довольно большой достоверностью. В ва-рианте с низким значением песчанистости появляется еще один селективный признак геологического типа – "Эффективная нефтенасыщенная толщина на участ-ке". Благоприятными для успешности скважин являют-ся значения признака 27 м, в случае низких толщин велика вероятность неудачи (более 70 %). Последним селективным признаком становится параметр "Средний дебит нефти по участку". Он отбраковывает скважи-ны со значениями среднего дебита нефти < 9,6 т/сут.

Рассмотрим дерево № 2, построенное по выборке уплотняющего фонда (рис. 4). Здесь, так же как и в де-реве № 1, во главе стоит признак, характеризующий окрестность с точки зрения технологии, а именно "Средний дебит нефти по участку". Практически все скважины со значением признака 31 т/сут являются успешными, и эта ветвь последующему делению не подлежит. У 48 % скважин другой ветви сохраняется вероятность положительного исхода. Следующим по-казателем, разделяющим эту группу скважин по при-знаку успешности, является "Пластовое давление для окрестности" с граничным значением 20 атм.

Начальная нефтенасыщенность для окрестности < 65,6

Успешный Успешный

Доля перфорированной НН толщины для окрестности на дату бурения 0,6

Средний дебит нефти за 3 мес до даты бурения для окрестности 30

Коэффициент контактности с водой для окрестности < 0,11 Неуспешный

НеуспешныйНеуспешный


Рис. 3. Дерево решений № 1, обученное на выборке скважин уплотняющего фонда. Выходной признак – успешность по входному дебиту нефти на скважине

Рис. 4. Дерево решений № 2, обученное на выборке скважин уплотняющего фонда. Выходной признак – успешность по входному дебиту нефти на скважине

Аналогично дереву № 1 в условиях низких деби-тов окрестных скважин повышающим шансы уплотняющего фонда условием признается высокий уровень пластового давления. Большинство скважин с пониженным давлением признаются неуспешны-ми, и на этом данная ветвь дерева заканчивается. Следующим правилом ветки скважин с относительно высоким давлением выступает геологический при-

знак "Коэффициент контактности с водой". Благо-приятным для уплотняющего фонда является значе-ние контактности > 0,37. На первый взгляд это ка-жется не вполне логичным, однако принимая во вни-мание то, что зоны с повышенной контактностью, как правило, характеризуются относительно стабиль-ным энергетическим состоянием, данный критерий становится вполне осмысленным. Достоверность

Средний дебит жидкости за 3 мес до даты бурения по участку 108

Успешный Пластовое давление на дату бурения для окрестности < 19,6

Песчанистость в окрестности 0,66

Успешный Эффективная нефтенасыщенная толщина на участке < 27

Средний дебит нефти за 3 мес до даты бурения по участку < 9,6

Успешный

Успешный

Средний дебит нефти за 3 мес до даты бурения по участку 30,5

Пластовое давление на дату бурения для окрестности < 20

Коэффициент контактности с водой для окрестности (3 м) 0,37

Успешный Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины < 117

Прокачанный нефтенасыщенный поровый объем по участку на дату бурения < 0,011

Успешный







да


группы скважин с высокой контактностью на данном ответвлении довольно большая, поэтому дальнейшая селекция продолжается по смежной ветви.

Следующим признаком в иерархии правил вы-ступает параметр системы разработки – "Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины". Практи-чески все скважины с близким расположением на-гнетательных скважин (< 117 м) оказываются неус-пешными. Очевидно, это связано с повышенным риском обводнения. При значениях признака 117 м основная часть скважин является успешной, однако параметр "Прокачанный нефтенасыщенный поро-вый объем по участку" продолжает селекцию ус-пешных скважин. При значениях признака < 0,01 достигается максимальная эффективность на сква-жинах уплотняющего фонда. Большая часть сква-жин с высокими значениями прокачанного нефтена-сыщенного порового объема признаются неуспеш-ными в силу высокого риска обводнения.

Необходимо отметить, что основной проблемой объекта, скважины которого подлежат анализу, яв-ляется пониженное пластовое давление. В связи с этим успешность уплотняющих скважин в значи-тельной степени определяется факторами, характе-ризующими энергетическое состояние пласта: пла-стовое давление, средний дебит участка, коэффици-ент контактности запасов с водой и др.

Горизонтальный фонд Теперь рассмотрим пример дерева решений,

обученного на выборке скважин горизонтального фонда (рис. 5).

Корневым признаком дерева № 1 является пара-метр, характеризующий систему разработки "Плот-ность сетки скважин в окрестности". В случае с горизонтальным фондом данный признак оказывает существенное влияние на эффективность скважин: при

плотности сетки 7,8 га/скв. основная часть сква-жин признается успешной. Дальнейшая селекция осуществляется за счет признака "Накопленная об-водненность участка". Практически все скважины со значением признака 64 % оказались успешны-ми, с другой стороны, 86 % ГС на участках с низкой обводненностью оказались неуспешными. Обратная ситуация наблюдалась по основному фонду, для кото-рого высокое значение обводненности окрестных скважин являлось неблагоприятным признаком. Это объясняется тем, что горизонтальные скважины при-нято бурить там, где основной фонд неэффективен.

При довольно плотной сетке скважин (< 7,8 га/скв.) ГС признаются преимущественно неуспешными. Однако достоверность совсем невелика (56 %), поэтому данная ветвь продолжает делиться по пра-вилу "Коэффициент контактности с водой для окрестности" 0,24. Значит, для горизонтальных скважин благоприятны высокие значения контакт-ности с водой. Ветвь группы скважин с высокой контактностью далее делится признаком располо-жения горизонтального ствола внутри пласта – "Расстояние от кровли пропластка до ствола сква-жины (нормированное на толщину пропластка)" с пороговым значением 0,34. Это правило (в условиях высокой контактности с водой) свидетельствует о том, что более благоприятная область размещения ствола расположена ближе к кровле коллектора, а именно в первой верхней трети части пропластка. При более низком расположении велика опасность обводнения скважины.

Таким образом, на горизонтальном фонде важ-ную роль играют параметры сетки и расположение скважин внутри пласта. Рассмотрим следующее де-рево, обученное на выборке горизонтальных сква-жин (рис. 6).

Рис. 5. Дерево решений № 1, обученное на выборке скважин горизонтального фонда. Выходной признак – успешность по входному дебиту нефти на скважине

Плотность сетки скважин < 7,8

Успешный

Успешный

Накопленная обводненность участка на дату бурения 64 %

Коэффициент контактности с во-дой для окрестности (4 м) < 0,24

Расстояние от кровли пропластка до ГС, нормированное на толщину < 0,34





Рис. 6. Дерево решений № 2, обученное на выборке скважин горизонтального фонда. Выходной признак – успешность по входному дебиту нефти на скважине

Рис. 7. Дерево решений № 3, обученное на выборке скважин горизонтального фонда.

Выходной признак – успешность по входному дебиту нефти на скважине Корневым признаком дерева № 2 является пара-

метр запасов – "Текущий КИН для окрестности". Основная часть скважин со значениями < 0,1 явля-ются успешными, при значениях 0,1 – преимуще-ственно неуспешными. То есть участки с довольно большой выработкой запасов неблагоприятны для бурения горизонтальных скважин. В таком случае скважины могут быть эффективны лишь при вы-полнении следующего правила: "Забойное давление окрестных скважин" 30,5 атм, т. е. при хорошем энергетическом состоянии участка.

Ветвь группы скважин с относительно низким текущим значением КИН далее делится с помощью

параметра системы разработки – "Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины". Значитель-ная доля скважин, располагающихся вблизи нагне-тательных (< 171 м), признаются неуспешными. Расстояние 171 м является благоприятным, 68 % скважин в данных условиях являются успешными. Для достижения более высокой достоверности ветвь дерева подлежит дальнейшей декомпозиции. Сле-дующее правило на рассматриваемой ветке – "Длина скважины" 158 м. Практически все скважины с большой длиной оказались успешными. Стоит от-метить, что скважины с длиной < 158 м также могут быть эффективными, однако только при выполне-

Забойное давление на дату буре-ния для окрестных скважин 30,5

Текущий КИН для окрестности на дату бурения 0,1

Успешный

Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины < 171

Успешный Средневзвешенная нефтенасыщен-ность ЭНД 0,71

Длина скважины 158

Успешный

ГНФ для окрестности за 3 мес до даты бурения 53

Текущий КИН для участка на дату бурения 0,08

Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины 193

Успешный

Неуспешный Неуспешный






нии условия: "Средневзвешенная нефтенасыщен-ность по длине скважины" 0,7. Все 100 % скважин с более низкой нефтенасыщенностью по длине ствола скважины признаются неуспешными.

Рассмотрим дерево № 3, обученное на выборке горизонтальных скважин (рис. 7). Во главе дерева № 3 стоит технологический признак – "ГНФ для окрестности".

При больших значениях ГНФ ( 53) скважины с большой достоверностью признаются неуспешны-ми. В данном случае этот признак выступает как маркер энергетического состояния: высокий газо-нефтяной фактор свидетельствует о плохом под-держании пластового давления.

Ветвь группы скважин с низким ГНФ продолжа-ет делиться признаком "Текущий КИН для участка". Снова большинство скважин с высокой выработкой запасов (текущий КИН 0,08) признаются неус-пешными. В случае с низкими значениями признака появляется последнее правило в дереве – "Расстоя-ние до ближайшей нагнетательной скважины" с гра-ничным значением 193 м. При расстоянии 193 м имеем очень высокий показатель успешности, в то время как при более близком расположении нагне-тательных скважин возникают существенные риски для горизонтального бурения.

Итак, благодаря использованию деревьев реше-ний, установлено, что на данном объекте для сква-жин горизонтального фонда благоприятны большие длины стволов при не слишком уплотненной сетке скважин при большом расстоянии до нагнетатель-ных скважин (> 170 м), а также довольно высокая контактность запасов с водой, но в условиях про-водки ствола в первой верхней трети пропластка.

Стоит отметить, что одиночные деревья решений не в силах охватить всего многообразия причинно-следственных связей, поэтому для большего пони-мания исследуемых процессов необходимо исполь-зовать целые комитеты деревьев решений или леса решений ("decisionforest") [5]. Очевидно при этом, что и прогнозные свойства таких комитетов обла-дают более высоким потенциалом по сравнению с одиночными деревьями. На рис. 8 представлен при-мер результата обучения модели с помощью другой разновидности деревьев решений – "Boosting Trees" [6] – на выборке горизонтальных скважин того же исследуемого объекта.

Обучение деревьев решений, в отличие от мно-жества интеллектуальных систем прогнозирования, является способом формализованного анализа, ко-торый нацелен на извлечение новых знаний, правил и критериев. Деревья решений могут использоваться как для "работы над ошибками", так и для прогноза эффективности новых мероприятий.

Данный метод успешно применяется для прогно-зирования ГРП, зарезки боковых стволов, бурения уплотняющих и горизонтальных скважин, перево-

дов с объекта на объект. Работы по прогнозирова-нию ГТМ выполнялись и выполняются ЗАО "КОН-КОРД" на различных крупных месторождениях За-падной Сибири: Ватьеганское, Покачевское, Тев-линско-Русскинское (ОАО "ЛУКОЙЛ"); Вынгапу-ровское, Суторминское (ОАО "Газпром нефть"), а также на месторождениях Казахстана: Каракудук, Кумколь, Северные Бузачи.

Экспертные оценки наряду с практическим опытом свидетельствуют о том, что применение данной систе-мы прогнозирования на месторождениях позволяет повысить успешность мероприятий на 15…25 %.

Представленный в работе методический подход получил высокую оценку ЦКР Роснедра [7] и был рекомендован к использованию при проектировании ГТМ.


1. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов Р.Н., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. – Уфа: Гилем, 1999. – 464 с. 2. Zangl Georg, Hannerer Josef. Data Mining: Applications in the Petroleum Industry. Round Oak Publishing, 2003. 3. Quinlan R. C4.5 Programs for Machine Learning. Morgan Kaufmann, San Mateo, California, 1993. 4. Пичугин О.Н., Соляной П.Н., Фатихова Ю.З. От "ра-боты над ошибками" – к прогнозированию эффективно-сти мероприятий // Нефть. Газ. Новации. – 2012. – № 3. 5. Dietterich T.G. An Experimental Comparison of Three Methods for Constructing Ensembles of Decision Trees: Bagging, Boosting, and Randomization. Machine Learning, 2000. – Vol. 40. – P. 139–157. 6. STATISTICS Methods and Applications, StatSoft, Inc. (2013). 7. Протокол заседания нефтяной секции ЦКР Роснедра от 03.12.2009 г. № 4752 "Методические подходы к обос-нованию выбора скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий с использованием де-ревьев решений". URL: http://www.naen.ru/files/4752.pdf

Рис. 8. Качество обучения растущих деревьев по входному дебиту нефти для обучающей выборки

Прогноз ДН

0 10 20 30 40

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Факт ДН

Горизонтальный фонд (обучение)

R2 = 0,674


Информационные сведения о статьях

УДК 622.276.1/.4.001.57

ВЛИЯНИЕ СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИХ

СВОЙСТВ НЕФТИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИЗОТЕРМИ-ЧЕСКОГО И НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОГО НЕСТАЦИОНАР-

НОГО ЗАВОДНЕНИЯ (с. 6) И.В. Владимиров, О.Н. Пичугин, Д.Т. Абилхаиров ЗАО "КОНКОРД" 117422, Россия, г. Москва, Дмитровский пр., 10, стр. 3, тел.: (495) 748-41-35.

В статье рассмотрены вопросы, связанные с проблемой вы-

теснения высоковязкой нефти со структурно-механическими свойствами из коллектора с двойной проницаемостью с примене-нием изотермического и неизотермического циклического завод-нения. Для выяснения роли неньютоновского характера течения нефти в коллекторе нефтяной залежи в статье рассмотрены не-сколько вариантов задачи вытеснения нефти закачиваемой водой из коллектора двойной проницаемости, а также серия фильтраци-онных задач при разных значениях градиента динамического давления сдвига. Для каждого значения ГДДС рассчитывались технологические показатели разработки по трем вариантам.

Ключевые слова: структурно-механические свойства; не-стационарное заводнение; коллектор двойной проницаемости; градиент динамического давления сдвига (ГДДС).

УДК 622.276.21 ВЛИЯНИЕ ВОДОНАПОРНОГО РЕЖИМА НА ВЫРАБОТКУ

ЗАПАСОВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ (с. 13) О.Н. Пичугин, П.Н. Соляной ЗАО "КОНКОРД" 117422, Россия, г. Москва, Дмитровский пр., 10, стр. 3, тел.: (495) 748-41-35.

В статье, на основе фактических данных эксплуатации одно-го из месторождений Западного Казахстана, рассмотрены вопросы влияния водонапорного режима на эффективность выработки запа-сов высоковязкой нефти. Обнаружены явные признаки водонапорно-го режима выработки запасов, проявляющиеся в стабилизации пла-стового давления в условиях существенной недокомпенсации, а так-же в снижении давления в нижележащих водонасыщенных пластах. Установлено, что водонапорный режим эксплуатации месторожде-ния с высоковязкой нефтью обусловливает высокую эффективность выработки запасов, в ряде случаев обеспечивая достижение уровней нефтеотдачи, характерных для месторождений с легкой нефтью. Эф-фективность использования природного потенциала водонапорного режима определяется динамическим равновесием между темпами отбора жидкости и притока подошвенной воды в условиях стабили-зации пластового давления.

Ключевые слова: водонапорный режим; высоковязкая нефть; пластовое давление; текущий КИН.

УДК 622.276.42:678 ИЗУЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНО-

ЛОГИЙ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ И ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ ВЫСО-КОВЯЗКОЙ НЕФТИ С СУПЕРКОЛЛЕКТОРОМ (с. 17)

И.В. Владимиров, Д.А. Дель Торо Фонсека, О.Н. Пичугин ЗАО "КОНКОРД"

117422, Россия, г. Москва, Дмитровский пр., 10, стр. 3, тел.: (495) 748-41-35.

В статье на основе численного моделирования рассмотрены

особенности применения различных вытесняющих агентов (вода, полимерный раствор, газ) и их комбинаций в разработке залежей высоковязкой нефти с суперколлектором. Проводилось сопостав-ление накопленных показателей за расчетный период по вариан-там разработки. Рассмотренные в статье варианты разработки и применяемые технологии имеют разную эффективность. Техно-логии, у которых накопленные показатели по отборам нефти близки, должны сравниваться по другим показателям, сущест-венно определяющим экономическую эффективность разработки.

Ключевые слова: полимерное заводнение; водогазовое воз-действие; чередующаяся закачка; суперколлектор.

УДК 622.276.1/.4.001.57 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ В КОЛЛЕКТО-РЕ С ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫМИ КАНАЛАМИ (с. 26)

И.В. Владимиров, О.Н. Пичугин ЗАО "КОНКОРД" 117422, Россия, г. Москва, Дмитровский пр., 10, стр. 3, тел.: (495) 748-41-35.

В статье на основе гидродинамического моделирования не-изотермической фильтрации исследуется влияние высокопрони-цаемого фильтрационного канала на эффективность разработки залежи высоковязкой нефти при тепловом воздействии. Показа-но, что наличие в коллекторе высокопроницаемого канала, со-единяющего нагнетательную и добывающую скважины, приво-дит к сужению фронта вытеснения, хотя и обеспечивает в на-чальный момент разработки высокие дебиты нефти. Быстрое за-воднение высокопроницаемого канала приводит к резкому паде-нию дебита нефти и росту обводненности. Применение теплового воздействия приводит к тому, что по мере заводнения высоко-проницаемого канала и повышения температуры воды в области отбора доля водной фазы в призабойной зоне добывающей сква-жины увеличивается (так как снижается ее вязкость), что приводит к большему снижению дебита нефти (чем для изотермического за-воднения) и увеличению обводненности. К этому приводит также и неравномерность прогрева коллектора по разрезу в зоне отбора – в заводненной области высокопроницаемого канала температура наибольшая, а в области сосредоточения остаточной нефти – ми-нимальная. Причем разница эта составляет 15…20 °С.

Ключевые слова: коллектор; высоковязкая нефть; высоко-проницаемый канал; неизотермическая фильтрация; тепловое воздействие.

УДК 622.276.1/.4.001.57 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ВЫСОКОВЯЗ-КОЙ НЕФТИ ИЗ ПОСЛОЙНО НЕОДНОРОДНОГО ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ И ТЕПЛОВОГО ВОЗ-

ДЕЙСТВИЯ (с. 31) И.В. Владимиров, О.Н. Пичугин ЗАО "КОНКОРД" 117422, Россия, г. Москва,


Дмитровский пр., 10, стр. 3, тел.: (495) 748-41-35.

В статье приведены особенности применения различных тех-нологий при извлечении высоковязкой нефти из послойно неод-нородного по проницаемости коллектора. Рассматривается фильтрационная модель участка залежи с коллектором, состоя-щим из слоев с разной проницаемостью, разрабатываемого с применением заводнения. Исследование проводятся на матема-тической модели трехфазной фильтрации. Приведены критерии успешности применения технологий при разработке неоднород-ного по проницаемости коллектора, насыщенного высоковязкой нефтью.

Ключевые слова: высоковязкая нефть; полимерное заводне-ние; высокопроницаемые фильтрационные каналы; тепловое воз-действие.

УДК 622.276.43

ВЛИЯНИЕ ТИПА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПРО-ДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКУЮ ЭФ-ФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ТЕПЛО-ВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ И ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

(с. 40) И.В. Владимиров, О.Н. Пичугин ЗАО "КОНКОРД" 117422, Россия, г. Москва, Дмитровский пр., 10, стр. 3, тел.: (495) 748-41-35.

Изучено влияние типа разреза продуктивного пласта на эф-фективность применяемых технологий теплового воздействия и полимерного заводнения, а также их комбинаций. Рассмотрено два типа разреза: 1) пласт состоит из изолированных пропластков с разной проницаемостью, 2) пласт состоит из гидродинамически связанных пропластков с разной проницаемостью. Основные особенности вариантов разработки участка залежи: вариант 1 – обычное заводнение, вариант 2 – закачка горячей воды с темпе-ратурой 90 ºС, вариант 3 – полимерное заводнение, вариант 4 – закачка полимерного раствора с температурой 90 ºС (термополи-мерное воздействие), вариант 5 – поочередная закачка полимер-ного раствора с температурой 30 ºС и горячей воды с температу-рой 90 ºС. Проведены 2 серии задач, отличающиеся временем на-чала применения различных технологий.

Ключевые слова: продуктивный пласт; геологический раз-рез; полимерное заводнение; термополимер.

УДК 622.276.43"5" ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ НЕСТАЦИОНАР-НОГО ЗАВОДНЕНИЯ НА ЗАЛЕЖАХ ВЫСОКОВЯЗКОЙ

НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ СЕВЕРНЫЕ БУЗАЧИ (с. 46)

И.В. Владимиров1, О.Н. Пичугин1, А.В. Горшков2 ЗАО "КОНКОРД"1

117422, Россия, г. Москва, Дмитровский пр., 10, стр. 3, тел.: (495) 748-41-35; "Бузачи Оперейтинг Лтд."2

В настоящее время примеров успешного применения неста-

ционарного заводнения на залежах высоковязкой нефти немного. Поэтому опыт нестационарного заводнения, применяемого на месторождении Северные Бузачи, является актуальным для неф-тедобывающих компаний. В статье показано, что в современных условиях разработки месторождения Северные Бузачи является эффективным применение нестационарного заводнения. Вместе с

тем выявлены проблемы в применении циклической закачки во-ды. Это, прежде всего, процесс "старения технологии", т. е. по мере выработки запасов нефти, которые вовлекаются в дрениро-вание в результате применения технологии, эффективность тех-нологии падает. Поэтому необходимо провести модификацию применяемых технологий нестационарного заводнения.

Ключевые слова: нестационарное заводнение; эффектив-ность; высоковязкая нефть; нефтеизвлечение.

УДК 532.546:622.276

АПГРИДДИНГ, АПСКЕЙЛИНГ И НЕФТЕОТДАЧА В ГИДРОДИНАМИЧЕСКОМ МОДЕЛИРОВАНИИ (с. 52)

Сергей Павлович Родионов1,2, Олег Николаевич Пичугин1, Любовь Николаевна Соколюк1,2, Яков Владимирович Шир-шов1,3

ООО "ЮНИ-КОНКОРД"1 625000, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Республики, 142, оф. 309, тел./факс: (345) 252-97-59, е-mail: [email protected]; Тюменский филиал ИТПМ им. С.А. Христиановича СО РАН2

625026, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Таймырская, 74; Тюменский государственный университет3

625003, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Семакова, 10.

Важным этапом апскейлинга является апгриддинг, при кото-ром выбирается определенный вариант объединения ячеек геоло-гической модели. С использованием аналитического решения уравнений фильтрации получена формула для погрешностей гео-логической модели из-за апскейлинга. Разработан метод выбора варианта объединения слоев геологических моделей, основанный на минимизации погрешности апскейлинга. Предложена схема расчета получающихся в результате апскейлинга модифициро-ванных относительных фазовых проницаемостей и получена формула, связывающая их с погрешностью апскейлинга. На ос-нове понятий "динамический коэффициент охвата вытеснением" и "динамическая критическая нефтенасыщенность" предложен способ оценки изменения коэффициента извлечения нефти в ре-зультате апскейлинга геологической модели.

Ключевые слова: апскейлинг; апгриддинг; относительные фазовые проницаемости; коэффициент охвата вытеснением; гео-лого-гидродинамическая модель.

УДК 532.546:622.276 НАЗНАЧЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ НА ОСНОВЕ ТЕОРИИ ОПТИМАЛЬНОГО УПРАВЛЕНИЯ

(с. 58) Сергей Павлович Родионов1,2, Олег Николаевич Пичугин1, Виталий Петрович Косяков1,2, Эмиль Наилевич Мусакаев3

ООО "ЮНИ-КОНКОРД"1 625000, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Республики, 142, оф. 309, тел./факс: (345) 252-97-59, e-mail: [email protected]; Тюменский филиал ИТПМ им. С.А. Христиановича СО РАН2

625026, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Таймырская, 74; Тюменский государственный университет3 625003, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Семакова, 10.

На основе теории оптимального управления предложена вы-числительная технология для решения задач оптимизации схемы назначения (нагнетательная/добывающая) скважин при извест-


ном их местоположении. Определены наилучшие с точки зрения нефтеотдачи и экономики варианты назначения скважин в сим-метричных элементах различных схем их расстановки. Исследова-на возможность применения аналитических решений уравнений двухфазной фильтрации для галереи скважин и для кругового пла-ста к назначению скважин в зонально-неоднородном пласте.

Ключевые слова: оптимальное управление; назначение скважин; оптимизация разработки месторождений; скважина; ко-эффициент извлечения нефти; моделирование; разработка место-рождений.

УДК 532.546:622.276 ТЕХНОЛОГИЯ ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ПАРОЦИКЛИ-ЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ВЫСО-

КОВЯЗКОЙ НЕФТИ (с. 65) Л.Н. Соколюк1,2, Л.Н. Филимонова1

Тюменский филиал ИТПМ им. С.А. Христиановича СО РАН1 625026, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Таймырская, 74, тел.: (345) 222-93-20, факс: (345) 222-93-19, е-mail: [email protected]; ООО "ЮНИ-КОНКОРД" 2 625003, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Республики, 142, тел.: (345) 254-22-19, е-mail: [email protected]

Одним из наиболее эффективных тепловых методов увеличе-ния нефтеотдачи пластов при разработке месторождений высоко-вязких нефтей является пароциклическая обработка призабойной зоны скважин (ПЦО). При тепловом воздействии снижается вяз-кость нефти, что приводит к увеличению ее подвижности. С по-мощью аналитических моделей параметры ПЦО можно рассчи-тать значительно быстрее, чем на гидродинамических симулято-

рах, что особенно важно в случае большого числа скважин. В данной статье показано, что, опираясь на исходные данные и эко-номический критерий, можно определить оптимальные техноло-гические параметры по каждой скважине месторождения. Уста-новлено, что распределения скважин по экономическому крите-рию и паронефтяному отношению удовлетворительно описыва-ется нормальным распределением.

Ключевые слова: пароциклическая обработка; добыча неф-ти; нефтяной пласт; высоковязкая нефть.

УДК 622.276

ДЕРЕВЬЯ РЕШЕНИЙ КАК ЭФФЕКТИВНЫЙ МЕТОД АНАЛИЗА И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ (с. 69)

О.Н. Пичугин1, Ю.З. Прокофьева1, Д.М. Александров2 ЗАО "КОНКОРД" 117422, Россия, г. Москва, Дмитровский пр., 10, стр. 3, тел.: (495) 748-41-35; "Бузачи Оперейтинг Лтд."2

В работе предложен методический подход к решению задачи

прогнозирования ГТМ с использованием деревьев решающих правил. Приведены примеры деревьев решений, обученных на фактических данных бурения основного, горизонтального и уплотняющего фондов скважин. Показано, что с помощью де-ревьев решений можно не только эффективно прогнозировать, но и выполнять "работу над ошибками", восстанавливая правила и критерии, обеспечивающие успешность ГТМ.

Ключевые слова: геолого-технические мероприятия; мето-ды машинного обучения; интеллектуальные методы прогнозиро-вания; деревья решений; леса решений; иерархия правил; основ-ной фонд; уплотняющие скважины; горизонтальные скважины; боковой ствол.

Information about the articles

UDC 622.276.1/.4.001.57

EFFECT OF OIL STRUCTURAL-MECHANICAL CHARAC-TERISTICS ON EFFICIENCY OF ISOTHERMIC AND NON-

ISOTHERMIC NON-STATIONARY WATER-FLOODING (р. 6)

I.V. Vladimirov, O.N. Pichugin, D.T. Abilkhairov CJSC "CONCORD" 10/3, Dmitrovsky proezd, 117422, Moscow, Russian Federation, tel.: (495) 748-41-35.

The paper discusses issues related to the problem of displacement of heavy oil with structural-mechanical properties out of the dual-permeability reservoir using isothermal and non-isothermal cyclic wa-ter-flooding. To determine the role of non-Newtonian nature of oil flow in the oil accumulation reservoir the paper considers several variants of oil displacement by water pumped from the dual perme-ability reservoir as well as a series of filtration problems at different values of the dynamic pressure gradient shift (DPGS). Technological development indicators for the three options were calculated for each value of the DPGS.

Key words: structural-mechanical properties; non-stationary wa-ter-flooding; dual permeability reservoir; dynamic pressure gradient shift (DPGS).

UDC 622.276.21

WATER DRIVE EFFECT ON EXTRACTION OF HIGH-VISCOUS OIL RESERVES (р. 13)

O.N. Pichugin, P.N. Solyanoy CJSC "CONCORD" 10/3, Dmitrovsky proezd, 117422, Moscow, Russian Federation, tel.: (495) 748-41-35.

The paper considers problems relating to water drive effect on efficiency of extraction of high-viscous oil reserves, based on actual operating data of one of the fields in Western Kazakhstan. Clear signs of water drive of oil reserves extraction, becoming evident through formation pressure stabilization in conditions of substantial under-compensation and pressure reduction in lower water-saturated layers are found. Water drive of a field operation with high-viscous oil is stated to account for high efficiency of oil reserves extraction, thus, in some cases, ensuring achievement of oil recovery levels, typical for light oil fields. The effective-ness of the use of water drive natural potential is determined by the dynamic equilibrium between the fluid production rate and the bottom water inflow in conditions of formation pressure sta-bilization.

Key words: water drive; high-viscous oil; formation pressure; current oil recovery factor.


UDC 622.276.42:678 STUDY OF EFFICIENCY OF APPLICATION OF POLYMER WATER-FLOODING TECHNO-LOGIES AND GAS-WATER

EFFECT ON DEPOSITS WITH HIGH-VISCOUS OIL WITH A SUPER-COLLECTOR (p. 17)

I.V. Vladimirov, D.A. Del Toro Fonseka, O.N. Pichugin CJSC "CONCORD" 10/3, Dmitrovsky proezd, 117422, Moscow, Russian Federation, tel.: (495) 748-41-35.

The paper, taking as the ground the numerical modeling method, considers some specific features of application of different displacing agents (water, polymer solution, gas) and their combinations used for development of high-viscous oil deposits with a super-collector. Op-tions of development and applied technologies are of different effi-ciency. Comparison of indicators obtained from each of development options for the accounting period was carried out. The development options and applied technologies, discussed in the article, are of dif-ferent efficiency. Comparison of technologies, which collected indica-tors on oil withdrawal are close, should be done by other indicators usage, essentially determining cost-effectiveness of development.

Key words: polymer water-flooding; gas-water effect; alternating injection; super-collector.

UDC 622.276.1/.4.001.57

STUDY OF HIGH-VISCOUS OIL NON-ISOTHERMAL FIL-TRATION IN A COLLECTOR WITH HIGHLY-PERMEABLE

CHANNELS (p. 26) I.V. Vladimirov, O.N. Pichugin CJSC "CONCORD" 10/3, Dmitrovsky proezd, 117422, Moscow, Russian Federation, tel.: (495) 748-41-35.

The paper, taking as the ground the hydrodynamic modeling method of isothermal filtration, investigates effect of highly-permeable filtration channel on development efficiency of high-viscous oil deposits during thermal impact. It is shown that presence of a high-permeability channel in a reservoir, connecting injection and production wells, results in narrowing of oil withdrawal area provid-ing at the same time high oil flow-rates during the initial period of a deposit development. Rapid water-flooding of highly-permeable channel leads to a sharp drop in oil production rate and water-flooding increase. Heat impact implementation, while step-by-step water-flooding of highly-permeable channel and temperature increase in the area of oil withdrawal, causes increase of water phase portion in the bottom zone of the production well (since its viscosity decreases), thus bringing greater reduction of oil production rate (as compared with isothermal water-flooding ) and water content increase. This result is reached in case of variable heating of the reservoir along the section in the area of oil withdrawal as the temperature is the highest in the wa-ter-flooded area of highly-permeable channel, while the temperature is minimal in the area of residual oil accumulation. And this difference makes 15...20 °C.

Key words: collector; high-viscous oil; highly permeable chan-nel; non-isothermal filtration, thermal effect.

UDC 622.276.1/.4.001.57

STUDY OF EXTRACTION OF HIGH-VISCOUS OIL RESERVES OUT OF LAYER-BY-LAYER -

PERMEABLLY- HETEROGENEOUS RESERVOIR BY IM-PLEMENTING OF POLYMER WATER-FLOODING AND

THERMAL EFFECT (p. 31) I.V. Vladimirov, O.N. Pichugin

CJSC "CONCORD" 10/3, Dmitrovsky proezd, 117422, Moscow, Russian Federation, tel.: (495) 748-41-35.

The paper presents some specific features of various technologies application while extracting high-viscous oil out of layer-by-layer permeably-heterogeneous reservoir. Some filtration model of a deposit sector with a collector, which consists of layers with different perme-ability and is developed by means of water-flooding usage is consid-ered. Mathematical model of three-phase filtration is used for carrying out the research. Success criteria of applying the technology while de-veloping permeably-heterogeneous, saturated by high-viscous oil res-ervoir are given.

Key words: high-viscous oil; polymer flooding; highly permeable filtration channels; thermal effect.

UDC 622.276.43

INFLUENCE OF THE TYPE OF A PRODUCTIVE LAYER GEOLOGICAL SECTION ON TECHNOLOGICAL EFFI-

CIENCY OF APPLICATION OF THERMAL EFFECT AND POLYMER WATER-FLOODING TECHNOLOGIES (p. 40)

I.V. Vladimirov, O.N. Pichugin CJSC "CONCORD" 10/3, Dmitrovsky proezd, 117422, Moscow, Russian Federation, tel.: (495) 748-41-35.

The influence of the type of a productive layer section on effi-ciency of the applied technologies of thermal effect and polymer flooding as well as their combinations is studied. Two types of section are considered: in the first case the formation consists of isolated in-ter-layers of different permeability, while in the second case the for-mation consists of hydro-dynamically connected inter-layers of differ-ent permeability. The main specific features of development options of a deposit sector are given below: Option No 1 envisages the usual flooding, Option No 2 envisages injection of 90 ºC hot water, Option No 3 is based on polymer flooding, Option No 4 means injection of a 90 ºC polymer solution (thermo-polymer effect), Option No 5 is an al-ternate pumping of 30 ºC polymer solution and 90 ºC hot water. Two series of tasks, differing by the time of various technologies applica-tion are carried out.

Key words: productive layer; geological section; polymer flood-ing; thermo-polymer.

UDC 622.276.43"5"

EXPERIENCE OF APPLICATION OF NON-STATIONARY FLOODING TECHNOLOGY AT HIGH-VISCOUS DEPOSITS

OF NORTH BUZACHI OIL FIELD (p. 46) I.V. Vladimirov1, O.N. Pichugin1, A.V. Gorshkov2 CJSC "CONCORD"1

10/3, Dmitrovsky proezd, 117422, Moscow, Russian Federation, tel.: (495) 748-41-35; "Buzachi Operating, Ltd." 2

At present, there exist a few examples of successful application of flooding at deposits of high-viscous oil. That’s why, the experience, obtained during application of non-stationary flooding at North Buzachi oil field appears important for oil producing companies. The paper shows that application of non-stationary flooding appears effi-cient in modern conditions of North Buzachi field development. How-ever, some problems relating to usage of cyclic water pumping are re-vealed. This, above all, is the process of "technology aging," when during extraction of oil reserves, which are involved in the drainage as a result of the technology application, efficiency of the technology de-creases. That’s why it is necessary to modify the applied technologies of non-stationary flooding.

Key words: non-stationary flooding; efficiency, high-viscous oil; oil recovery.


UDC 532.546:622.276

UPGRIDDING, UPSCALING AND OIL RECOVERY IN HYDRO-DYNAMIC MODELING (p. 52)

Sergey Pavlovich Rodionov1,2, Oleg Nikolaevich Pichugin1, Lyubov Nikolaevna Sokolyuk1,2, Yakov Vladimirovich Shirshov1,3

"UNI-CONCORD, Ltd." 1 142, office 309, Respublika str., 625000, Tyumen, Tyumen region, Russian Federation, tel./fax:: (345) 252-97-59, е-mail: [email protected]; S. Khristianovich Institute of Theoretical and Applied Mechanics of Siberian branch of the Russian Academy of Sciences, Tyumen affiliate2 74, Taimyrskaya str., 625003, Tyumen, Tyumen region, Russian Fed-eration; Tyumen State University3 10, Semakov str., 625003, Tyumen, Tyumen region, Russian Federa-tion.

An important step in upscaling is apgridding providing selection of some definite variant of a geological model cells merging. Analyti-cal solution of filtration equations served the basis for getting the for-mula for calculation of geological model errors due to upscaling. Some method of options selection for combining layers of geological models, based on minimization of error upscaling, is developed. Some scheme for the calculation of modified relative phase permeabilities, being the result of upscaling, is proposed and some formula referring them to upscaling accuracy is obtained. Concepts of "dynamic sweep efficiency by replacement" and "dynamic critical oil saturation" served the basis for suggesting some method of assessing the change of oil recovery factor as a result of a geological model upscaling.

Key words: upscaling; apgridding; relative permeabilities; coeffi-cient of sweep efficiency by replacement; geological-hydrodynamic model.

UDC 532.546:622.276

DESIGN MISSION OF INJECTION AND PRODUCTION WELLS IN ZONAL-HETEROGENEOUS FORMATIONS ON

THE BASIS OF OPTIMAL CONTROL THEORY (p. 58) Sergey Pavlovich Rodionov1,2, Oleg Nicolaevich Pichugin1, Vitaly Petrovich Kosyakov1,2 , Emil Nailevich Musakaev3

"UNI-CONCORD, Ltd." 1 142, office 309, Respublika str., 625000, Tyumen, Tyumen region, Russian Federation, tel./fax:: (345) 252-97-59, е-mail: [email protected]; S. Khristianovich Institute of Theoretical and Applied Mechanics of Siberian branch of the Russian Academy of Sciences, Tyumen affiliate2 74, Taimyrskaya str., 625003, Tyumen, Tyumen region, Russian Fed-eration; Tyumen State University3 10, Semakov str., 625003, Tyumen, Tyumen region, Russian Federa-tion.

The computational technique providing salvation of problems re-lating to optimization of wells design mission schemes (injec-tion/production) in case of their well-known location, based on opti-mal control theory is proposed. Variants of wells design mission in symmetric elements of various schemes of their arrangement, the best in terms of oil recovery and economy are identified. The possibility of

application of equations analytical solutions of two-phase filtration for a gallery of wells and for a circular formation to solve the problem of wells design mission in a zonal-heterogeneous layer is studied.

Key words: optimal control; well design mission; optimization of a field development; well; oil recovery factor; modeling; field devel-opment.

UDC 532.546:622.276

TECHNOLOGY OF WELLS SELECTION TO BE SUBJECT TO CYCLIC STEAM TREATMENT AT HIGH-VISCOUS OIL

FIELDS (p. 65)

L.N. Sokolyuk1,2, L.N. Filimonova1 S. Khristianovich Institute of Theoretical and Applied Mechanics of Siberian branch of the Russian Academy of Sciences, Tyumen affiliate1 74, Taimyrskaya str., 625003, Tyumen, Tyumen region, Russian Fed-eration, tel./fax: (345) 222-93-20, (345) 222-93-19, е-mail: [email protected]; "UNI-CONCORD, Ltd." 2 142, office 309, Respublika str., 625000, Tyumen, Tyumen region, Russian Federation, tel.: (345) 254-22-19, е-mail: [email protected]

Cyclic steam treatment of wells’ bottom area is one of the most effective thermal methods applied for enhanced oil recovery while de-veloping high-viscous oil fields. Thermal effect reduces oil viscosity thus increasing its mobility. Application of analytical models allows quicker calculation of cyclic steam treatment parameters significantly faster than hydrodynamic simulations, what is especially important in the case of a large number of wells. The paper shows possibility of de-termining the optimal process parameters for each well of the field re-lying on the initial data and economic criteria. Distribution of wells in compliance with economic criteria and steam-oil ratio are proved to be satisfactorily described by the normal distribution.

Key words: cyclic steam treatment; oil production; oil layer; high-viscous oil.

UDC 622.276

APPLICATION OF DECISION TREES AS AN EFFICIENT METHOD OF ANALYSIS

AND PREDICTION (p. 69) O.N. Pichugin1, Yu.Z. Prokofeva, D.M. Alexandrov2 CJSC "CONCORD" 1 10/3, Dmitrovsky proezd, 117422, Moscow, Russian Federation, tel.: (495) 748-41-35; "Buzachi Operating, Ltd." 2

This paper suggests some methodical approach to solving the

problem of predicting geological-technical measures (GTM) using trees of decision rules. The examples of decision trees, trained on the actual drilling data base of the main, horizontal and infill well funds are given. It is shown that decision trees application can not only ef-fectively predict , but also to perform "work on our mistakes", restor-ing the rules and criteria to ensure the success of geological-technical measures (GTM).

Key words: geological and technical measures; methods of ma-chine teaching; intelligent prediction methods; decision trees; decision forests; hierarchy of rules; main fund; infill wells; horizontal wells; sidetrack.

Вниманию читателей: В НТЖ "Нефтепромысловое дело", № 10 — 2013. С. 63 была допущена неточность.

Написано: А.Н. Астахова, М.С. Антонов, В.В. Зомарев, С.М. Ишкинов. Комплексная оценка вариантов достижения утвержденного КИН по пласту ЮВ1

2 Ново-Покурского месторождения. Следует читать: А.Н. Астахова, И.Ш. Щекатурова, В.В. Зомарев, С.М. Ишкинов. Комплексная оценка вариантов достижения ут-вержденного КИН по пласту ЮВ1

2 Ново-Покурского месторождения.

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ...

Documents