автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. Губкина

РГЗ С;!

2 2 АПР На правах рукописи

УДК [622.276.1/4+622.279.1/4]

ЗАКИРОВ ИСКАНДЕР СУМБАТОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Специальность 05.15.06. -Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва -1996

Работа выполнена в Институте проблем нефти и газа РАН и Госкомобразования РФ

Научный руководитель Официальные оппоненты

Ведущая организация

Д.Т.Н., проф. Сомов Б.Е.

д.т.н., в.н.с. ВНИИГаза

Васильев Ю.Н.

к.т.н., с.н.с. Жиденко Г.Г.

ВНИПИморнефтегаз

Защита состоится V в 15 час рр мин, на

заседании диссертационного Совета К.053.27.08. при Государственной академии нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65, ауд. 2Р2 ..

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан 1996 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, кандидат технических наук,

доцент ' А.О. Палий

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Предметом исследования настоящей диссертации являются нефтегазовые залежи (месторождения). Это означает, что рассматриваются залежи, представленные газовой (газоконденсатной) шапкой, нефтяной оторочкой и подстилаемые подошвенной или контурной водой. На территории бывшего СССР выявлено более 400 нефтегазовых залежей на 200 месторождениях нефти и газа.

Известно, что нефтегазовые залежи являются одним из наиболее сложных объектов разработки с точки зрения извлечения нефти. Наличие газовой шапки и подстилающей воды существенным образом осложняет процессы эксплуатации скважин и разработки залежи в целом. В таких залежах эксплуатационные скважины быстро загазовываются и обводняются. Уже это одно затрудняет процессы эксплуатации скважин. Так, например, при повышенных газовых факторах исключается возможность применения различных насосов для извлечения нефти на поверхность. Кроме того, появление в продукции скважины газа газовой шапки в ряде случаев приводит к осложнениям, связанным с гидратообразованием в стволе скважины.

Загазование и обводнение продукции скважин вызывает ускорение достижения предела нерентабельной добычи нефти. Следствием этого являются невысокие уровни накопленной добычи нефти из каждой эксплуатационной скважины в отдельности и месторождения в целом. Это означает, что коэффициент нефтеотдачи нефтяной оторочки оказывается невысоким.

Опыт разработки отечественных и зарубежных нефтегазовых месторождений показывает, что существующие технологии разработки нефтегазовых месторождений характеризуются невысокой эффективностью. Коэффициенты нефтеизвлечения для них составляют от нескольких процентов до 15-20% и в среднем равняются около 10%. Счастливые исключения относятся к случаям, когда нефтяная оторочка характеризуется значительной толщиной, газовая шапка имеет подчиненное значение по запасам и малую газо-

насыщенную толщину и при этом проницаемость коллекторов составляет несколько единиц дарси.

Приведенные цифры значительно уступают среднему по стране коэффициенту нефтеизвлечения, оцениваемому в 40%. Отсюда видно, сколь актуальна проблема совершенствования разработки нефтегазовых залежей, ибо при их разработке в недрах остаются огромные неизвлекаемые запасы нефти. О значимости данной проблемы свидетельствует и тот факт, что около трети разведанных запасов нефти Западной и в особенности Восточной Сибири приурочены к нефтяным оторочкам.

Сказанное, видимо, убеждает в актуальности тематики настоящей диссертации, так как она посвящена недостаточно исследованным проблемам разработки и эксплуатации нефтяных оторочек нефтегазовых залежей. Недостаточность исследованности объясняется сложностью фильтрационных процессов, имеющих место при разработке нефтегазовых залежей. По этой причине общее число исследований и публикаций по нефтегазовым залежам в среднем на порядок меньше, чем по чисто нефтяным или газовым залежам. Этим также объясняется недостаточная еще эффективность разработки рассматриваемого типа месторождений.

Цель работы. Изучить закономерности совместного притока к скважине жидких и газообразных флюидов и выявить соответствующие особенности индикаторных линий.

Усовершенствовать численные алгоритмы многомерной и многофазной фильтрации, применяемые в теории разработки нефтегазовых месторождений.

Исследовать влияние нового типа неоднородности - "косой" слоистости (вызванной залеганием слоисто-неоднородного пласта под некоторым углом к горизонту) на плотность сетки эксплуатационных скважин и обосновать подходы, позволяющие снизить отрицательное ее воздействие на показатели добычи нефти.

Методы решения поставленных запач. Задачи установившегося совместного притока к скважине нескольких флюидов решаются с использова-

нием аналитических методов, применяемых в подземной газогидродинамике. Задачи неустановившейся многомерной и многофазной фильтрации исследуются на основе численных методов анализа. Для обоснования практических рекомендаций реализована постановка соответствующих математических экспериментов с использованием предложенных численных алгоритмов. При этом созданная программа прогнозирования показателей разработки нефтегазовых залежей проверена на тестах БРЕ.

Научная новизна. Получены аналитические решения задач установившегося совместного притока двух и трех флюидов к скважине, что позволило выявить характерные особенности такого типа течений и конфигурации индикаторных линий для каждой из фаз.

Показано, что вводимая в рассмотрение "косая" слоистость в случае нефтегазовых залежей может оказывать значительное негативное влияние на степень дренирования нефтяной оторочки. Предложены формулы, дающие возможность оценивать плотность сетки скважин при исключении потерь нефти вследствие указанного типа неоднородности пласта, или определять потребное число скважин для достижения заданной степени дренирования нефтяной оторочки.

Предложена технология разработки нефтегазовых залежей с неоднородностью продуктивного пласта типа косой слоистости.

Сформулирована постановка и предложен численный алгоритм решения задачи неустановившейся многомерной четырехфазной фильтрации применительно к разработке реальных нефтегазовых залежей без упрощающих допущений.

Обоснован новый технологический режим эксплуатации скважин, дренирующих нефтяную оторочку, который заключается в поддержании оптимального, с точки зрения пласта и лифта, газового фактора.

Практическая ценность работы. Созданный программный комплекс решения задач многомерной четырехфазной фильтрации расширяет круг возможных исследований в области создания новых технологий разработки нефтегазовых месторождений. Предложенный новый технологический ре-

жим эксплуатации скважин применительно к разработке нефтяных оторочек позволяет отказаться от механизированных способов добычи нефти, является более гибким, чем режим критических безгазовых дебетов и дает возможность интенсифицировать добычу нефти.

Введенное понятие нового тина неоднородности пласта - "косая" слоистость, предопределяет возможность избегать снижения нефтеотдачи и эффективности разработки нефтегазовых залежей. Предложенная применительно к залежам с косой слоистостью технология разработки позволяет снизить негативное влияние данного типа неоднородности на нефтеотдачу пласта.

Полученные гипотетические индикаторные линии применительно к исследованию скважин при установившихся режимах фильтрации в условиях совместного притока нескольких флюидов представляют интерес для теории и практики исследования скважин.

. Внедрение результатов исследований. Результаты исследований по теме диссертационной работы вошли в следующие документы:

- Опытно-методические работы по совершенствованию методов геолого-геофизических и промысловых исследований в Восточной Сибири и Якутской АССР. Отчет по теме 26-2/505, МЬ гос. регистрации 790723713.

-М. МИНХ и ГП им. Губкина, 1982.

- Проект опытно-промышленных работ на III опытном участке нефтега-зоконденсатной залежи пласта БУ 8-9 Ен-Яхинского месторождения. МИНХ и ГП им. Губкина, 1986.

- Изучение геологического строения Прикаспийской мегасинеклизы с целью выбора оптимальных направлений поисково-разведочных работ и повышения их эффективности. Отчет по теме 20-84. № гос. регистрации 01850079284. -М. МИНГим. Губкина, 1986.

- Коррективы проекта разработки месторождения Памук. СредАзНИИГИ-ПРОГАЗ, Ташкент, 1988.

- Руководство по исследованию скважин. (Авторы - Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А.). -М. :Наука. 1995. -523с.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на следующих научных конференциях:

- Межреспубликанская студенческая научная конференция "Проблемы комплексного освоения недр". Пермь, 1981.

- Требинские чтения "Состояние и пути совершенствования проектирования, разработки и эксплуатации месторождений природного газа". Тюмень, 11-13 декабря 1984.

- Всесоюзная конференция "Роль молодежи в решении конкретных научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны", тос. Красный Курган, 6-8 июня 1989.

Публикапии. По результатам диссертационной работы опубликовано 16 работ, в том числе 8 авторских свидетельств на изобретения и 7 статей без соавторов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, выводов и заключения, содержит 137 страниц, в том числе 47 рисунков и 5 таблиц, список использованной литературы насчитывает 147 наименований.

Автор признателен своему научному руководителю доктору технических наук, профессору Б.Е. Сомову за помощь и внимание при выполнении данной работы, а также коллективам кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений ГАНГ им. акад. И.М. Губкина и лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН и Госкомобразования РФ за полезные консультации и обсуждение результатов исследований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении определены актуальность тематики, основные цели и направления диссертации, изложено научное и практическое значение работы, приведена информация об апробации работы и внедрении результатов исследований.

Первая глава посвящена обзору предшествующих исследований и обоснованию тематики диссертационной работы.

Разработка нефтегазовых залежей характеризуется недостаточной эффективностью, ибо конечные коэффициенты нефтеотдачи нефтяных оторочек кратно меньше коэффициентов извлечения при разработке чисто нефтяных месторождений. Одна из главных причин состоит в загазовании и обводнении продукции добывающих скважин вследствие прорыва конусов газа и воды.

В начале тридцатых годов М. Маскет и Р. Виков применительно к водоплавающим нефтяным залежам предложили эксплуатацию несовершенных по степени вскрытия скважин осуществлять при так называемых критических безводных дебитах. Это означает, что под скважиной формируется стационарный конус подошвенной воды, который при указанном дебите скважины не прорывается к ее забою.

После этого в отечественной и зарубежной литературе появилось значительное количество публикаций, посвященных проблеме стационарного кону {»образования. Они были посвящены как лабораторным, так теоретическим и промысловым исследованиям. В результате имеются методики определения безводных дебитов нефти в случае водоплавающих залежей, безводных дебитов газа - при разработке водоплавающих залежей газа, безгазовых дебитов нефти - при дренирования нефтяной оторочки, безгазовых и безводных дебитов - при разработке нефтегазовых залежей. Отдельные работы посвящены обоснованию наилучшего интервала вскрытия продуктивного пласта в пределах нефтяной оторочки.

В течение долгого времени теория стационарного конусообразования развивалась применительно к вертикальным скважинам. В последние годы эта теория получила развитие и для горизонтальных скважин в связи с широким распространением их в практике добычи нефти и газа.

Имеются также публикации, где исследуется кинетика конусообразования. Такие задачи в последнее время решаются достаточно эффективно в ре-

зультате численного интегрирования уравнений многомерной, трехфазной фильтрации.

В ряде публикаций, в основном отечественных, наметился альтернативный подход к дренированию водоплавающих нефтяных залежей • совместный отбор в скважине нефти и воды. В данном направлении были достигнуты положительные результаты и при промысловых апробациях на реальных скважинах и месторождениях в Татарии и Куйбышевской области.

В некоторых выполненных исследованиях показывается целесообразность размещения, в случае нефтяной оторочки, интервала дренирования в водоносной зоне пласта. Тогда приток нефти к скважине имеет место вследствие формирования конуса нефти.

Другим направлением в технологии эксплуатации скважин является создание различных подвижных и неподвижных экранов на уровне ГНК и ВНК. Имеются предложения по формированию динамичных барьеров давления за счет закачки полимерного, пенного или иного раствора на уровне ГНК, ВНК и в других местах нефтегазовой залежи.

Указанные выше результаты исследований касаются локальных, вблизи эксплуатационных скважин, воздействий на фильтрационные процессы в пласте. Наряду с таким подходом развивалось другое направление, связанное с глобальными воздействиями на процесс разработки нефтегазовой залежи в целом. Другими словами, речь идет о технологиях разработки таких залежей.

Известные технологии разработки нефтегазовых залежей подразделяются на две большие группы: 1) технологии разработки с реализацией режима истощения пластовой энергии и 2) технологии разработки с поддержанием пластового давления.

При режиме истощения пластовой энергии имеют место следующие разновидности технологии:

• опережающая разработка нефтяной оторочки;

• опережающая разработка газоконденсатной шапки;

• одновременная эксплуатация нефтяной оторочки и газоконденсатной шапки.

В случае поддержания пластового давления удается воздействовать на динамику загазования продукции скважин, снижать возможность расформирования запасов нефтяной оторочки, поддерживать более стабильные уровни добычи нефти. Л самое главное достоинство методов поддержания пластового давления состоит в увеличении конечных коэффициентов нефте- и кон-денсатоотдачи пласта.

В качестве рабочего агента для поддержания давления рекомендуется использовать воду, сухой или отсепарированный газ, азот или выхлопные газы. В ряде случаев считается целесообразным предварительное формирование оторочки различных растворителей, конденсата, полимеров.

Поддержание пластового давления может осуществляться в нефтяной оторочке, в газоконденсатной шапке, в водоносной зоне пласта или путем их комбинации. При этом в ряде работ отдается предпочтение поддержанию пластового давления при реализации в добывающих скважинах совместного отбора двух или трех флюидов.

Обычно возрастание глубин залегания залежей газа или нефти воспринимается в качестве негативного фактора. Однако с увеличением глубин залегания нефтегазовых залежей возрастает эффективность вытеснения нефти газоконденсатной системой газовой шапки, так как при повышенных начальных пластовых давлении и температуре указанный процесс стремится к режиму смешивающегося вытеснения. В таких случаях поддержание пластового давления осуществляется закачкой сухого газа в сводовую часть пласта.

Обнаруживаемая в газоконденсатной шапке остаточная нефтенасьпцен-ность в ряде случаев позволяет производить преднамеренное смещение нефтяной оторочки в газонасыщенную зону пласта. При этом может сокращаться или устраняться расформирование запасов нефти в нефтяной оторочке.

Значительный практический интерес представляют технологии разработки, которые направлены не только на повышение нефтеотдачи нефтяной оторочки, но и увеличение конденсатоотдачи газоконденсатной шапки.

Несмотря на значительные теоретические и практические результаты, достигнутые в последние годы, проблема совершенствования разработки нефтегазовых месторождений остается актуальной. Это объясняется все еще имеющей место недостаточной эффективностью разработки нефтегазовых залежей. Сказанное позволило автору сформулировать тематику диссертационной работы и направления соответствующих исследований.

Во второй главе исследуются задачи совместного притока- газообразных и жидких флюидов к скважине. Целесообразность этих исследований можно пояснить следующими практически значимыми примерами.

Совместный отбор нефти и воды из водоплавающих зон пласта не сопровождается резко прогрессирующей динамикой обводнения скважин, по сравнению с прорывом водяного конуса к несовершенной по степени вскрытия скважине. Совместный отбор газа, нефти и воды при разработке нефтегазовой залежи может позволить приобщить к дренированию весь нефтена-сьлценный интервал, получить в одной скважине не только нефть, но и га-зоконденсатную систему. В результате возрастает дебит скважины по нефти, отсутствуют неяренируемые нефтенасьпценные пропластки, что приводит к росту коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. В некоторых случаях дебит скважины по конденсату при совместном отборе может превосходить дебит по нефти. Отбор в скважине газоконденсатной системы дает возможность отказаться от бурения добывающих скважин на газоконденсатную шапку. Реализация идея совместного отбора оказывается плодотворной и с точки зрения попутного приобщения к дренированию малорентабельных, забалансовых запасов нефти в нефтяной оторочке и при рассмотрении газоконденсатной шапки в качестве основного объекта эксплуатации и т.д.

В известных публикациях теоретическому анализу была подвергнута задача только совместного притока двух жидкостей. При этом некоторые решения оказывались весьма громоздкими для практических приложений.

В настоящей работе получены новые решения следующих задач теории совместного притока:

• установившийся совместный.приток к скважине газа и жидкости (нефти);

• совместный приток к скважине газа, нефти и воды;

• совместный приток к скважине газа и жидкости при нарушении закона Дарси в области газоносности.

В соответствующих математических постановках задач решается система двух или трех дифференциальных уравнений, описывающих стационарную фильтрацию каждого из рассматриваемых флюидов. Принимается, что на внешней границе и забое скважины поддерживаются заданные значения давлений - соответственно контурного и забойного. На внешней границе пласта известными являются также отметки ГНК, ВНК. Искомыми считаются дебита каждого флюида и конфигурация границы раздела между совместно притекающими к скважине флюидами.

Полученные аналитические решения позволили изучить закономерности совместного течения жидких и газообразных флюидов и построить гипотетические индикаторные линии, которые могут быть получены при гидродинамических исследованиях скважин, дренирующих нефтегазовую залежь в условиях совместного притока пластовых флюидов.

При сравнительно небольших депрессиях на пласт искривление границ раздела флюидов не оказывает значительного влияния на дебиты скважин но газу, нефти, воде. В этих случаях они могут определяться с использованием соответствующих формул Дюпюи. С возрастанием депрессии на пласт увеличивается отклонение от формул Дюпюи. При атом дебит по газу в случае совместного притока становится больше, чем вычисляемый по формуле Дюпюи при раздельном притоке (при отсутствии подстилающей жидкой фазы). Дебит скважины по нефти при совместном притоке оказывается меньше, чем в случае раздельного притока.

Во всех случаях совместного притока ГНК и ВНК искривляются к подошве пласта, так что, например, газонасыщенная толщина на забое скважины оказывается больше, чем на внешней границе пласта. Отметка ГНК при совместном притоке трех флюидов может оказаться ниже первоначальной отметки ВНК, т.е. нефть в данном случае притекает из части водонасьпцен-ной зоны пласта.

Дебеты скважины по газу, нефти и воде при их совместном притоке зависят от депрессии на пласт, соотношения толщин газо-, нефте-, водоносности, коллекторских свойств и свойств флюидов.

Индикаторные линии при совместном притоке являются прямолинейными для каждого флюида в диапазоне небольших депрессий. С возрастанием депрессий индикаторные линии отклоняются от прямолинейных, характерных для раздельного притока флюидов. Нарушение закона Дарси усиливает отклонение индикаторных линий для газа от соответствующей прямой линии. Все построения, связанные с анализом конфигураций индикаторных линий, выполнены в безразмерных координатах, что обеспечивает универсальность соответствующих выводов. Следует заметить также, что в случае совместного притока к скважине газа и жидкости и нарушении закона Дарси приходится прибегать к численному интегрированию обыкновенного дифференциального уравнения, позволяющего находить конфигурацию границы раздела рассматриваемых флюидов.

В силу перспективности использования идеи совместного притока к скважине пластовых флюидов, сотрудники МИНХ и ГП им И.М. Губкина при участии автора предложили Мингазпрому для реализации соответствующий Проект опытно-промышленных работ на III участке нефтега-зоконденсатной залежи пласта БУ 8-9 Ен-Яхинского месторождения. В этом Проекте предполагалось испытать девять различных схем совместного отбора и закачки различных агентов с целью выявления их преимуществ и недостатков. Решением ЦКР от 15 августа 1985 г. предусматривалась соответствующая организация ОПЭ трех опытных участков с тремя характерными типами строения разрезов нефтяной оторочки.

Предложения по ОПЭ на III участке, приведенные в диссертации, оказались не реализованными. Однако они, тем не менее, включены в работу с надеждой на привлечение внимания других заинтересованных организаций. Это связано с тем, что идее совместного притока уделяется незаслуженно мало внимания, хотя она может в ряде случаев способствовать снижению затрат на освоение нефтегазовых залежей. Совместный приток, предполагаю-

щий совмещение процессов добычи, закачки или закачки и добычи в одной скважине различных флюидов, ведет к сокращению потребного числа скважин на разработку.

Третья глава посвящена исследованию влияния и учету "косой" слоистости при разработке нефтегазовых залежей.

Слоистость продуктивных коллекторов является наиболее характерной и неблагоприятной неоднородностью, снижающей эффективность разработки месторождений нефти и газа, особенно с поддержанием пластового давления. При учете такой слоистости во многих предшествующих исследованиях продуктивный пласт аппроксимировался слоистым пластом, у которого каждый пропласток характеризуется своими коллекторскими свойствами, но по площади залегания они являются неизменными. При этом слоистый пласт рассматривается как горизонтальный. Основанием для этого является то, что углы залегания в большинстве залежей нефти и газа составляют менее или чуть более 1-2 градусов.

Таким образом, угол наклона пласта для нефтяных месторождений со слоистыми коллекторами представляет собой малый параметр, и им можно было пренебречь при прогнозировании показателей разработки. Оказывается, что при проектировании показателей добычи и самом процессе разработки нефтегазовых залежей данный малый параметр становится принципиально значимым .

В работе на отдельных примерах показывается, что неучет предлагаемой для рассмотрения косой слоистости может резко снижать эффективность методов поддержания пластового давления, приводить к расформированию запасов нефти, снижению конечной нефтеотдачи пласта. Другими словами, не только коцу(»образование, но и косая слоистость являются причинами недостаточной эффективности разработки нефтегазовых залежей.

При прочих равных условиях, неучет косой слоистости может приводить к формированию недренируемых и неохваченных воздействием объемов нефтяной оторочки. Количественную меру данного обстоятельства предлагается учитывать вводимым коэффициентом сетки скважин. Этот коэффи-

циент представляет собой отношение дренируемого нефтепасьпценного объема нефтяной оторочки к общему нефтенасыщенному объему оторочки. Показано, что дренируемый нефтенасьпценный объем оторочки зависит от числа и местоположения батарей скважин, толщины оторочки, угла залегания продуктивных отложений, степени вскрытия в скважинах нефтенасьпценного разреза, числа и степени сообщаемости между собой пропластков, встречаемых в разрезе оторочки.

Необходимость учета косой слоистости продуктивного пласта привела автора к рассмотрению ряда задач. Наибольший интерес представляют две задачи. Во-первых, исследована зависимость коэффициента сетки от числа батарей скважин и геологических параметров нефтяной оторочки. Во-вторых, целесообразно уметь определять для данной оторочки число батарей скважин, обеспечивающих равенство единице коэффициента сетки.

В работе приводятся аналитические выражения для коэффициента сетки для случаев, когда:

• вертикальные скважины частично вскрывают нефтяную оторочку (при наличии косой слоистости);

• вертикальные скважины полностью вскрывают пефтенасьпценную толщину (приближение к схеме совместного притока);

• наклонные скважины частично вскрывают нефтенасьпценную толщину;

• наклонные скважины полностью вскрывают нефтенасьпценную толщину (приближение к схеме совместного притока).

Анализ результатов расчетов показывает, что приближение к схеме совместного притока, а также применение наклонных скважин при заданном числе батарей скважин приводят к росту коэффициента сетки. При указанных технологических приемах величина коэффициента сетки, равная единице, достигается при меньшем числе скважин. При этом увеличение угла наклона скважин к вертикали приводит к росту коэффициента сетки скважин или сокращению потребного числа скважин при заданной величине коэффициента сетки.

До настоящего времени все проектные документы по разработке нефтегазовых залежей составляются на основе численных алгоритмов решения трехмерных трехфазных задач теории фильтрации. Во многих случаях это является оправданным и допустимым. Однако такой поход в последнее время становится сдерживающим фактором, так как все больше попыток предпринимается в направлении повышения эффективности разработки нефтегазовых залежей. Характерным для многих таких подходов является привнесение в рассмотрение к трем природным четвертой дополнительной фазы. В этой связи несколько лет назад перед лабораторией газонефтеконденсатоот-дачи ИПНГ РАН возникла насущная задача создания и использования программного комплекса численного решения задач трехмерной, четырехфазной фильтрации. Очевидно, что наличие такого программного комплекса расширяет возможности поиска новых технологий и технологических решений по увеличению конечной нефтеотдачи нефтяных оторочек нефтегазовых залежей.

Создание рассматриваемых алгоритма и программы было выполнено совместно с Б.М. Палатником и Э.С. Закировым.

Математическая постановка задачи сводится к численному решению системы четырех дифференциальных уравнений трехмерной, четырехфазной фильтрации четырехкомпонентной системы в пористой среде при соответствующих краевых условиях и учете замыкающих соотношений.

Для получения конечно-разностной аппроксимации исходной задачи использован метод контрольного объема. Для решения системы нелинейных разностных уравнений применяется метод Ньютона. При построении матрицы Якоби производные по независимым переменным задачи рассчитываются аналитически.

Поскольку при формировании системы нелинейных уравнений используется неявный метод (по давлениям и насьпценностям), то портрет матрицы в трехмерном случае представляет не просто блочную семидиагональную матрицу, а наряду со стандартными членами в ней присутствуют дополни-

тельные члены. Это объясняется неявным способом учета задания граничного условия на скважинах.

Для нахождения решения на каждой итерации по нелинейности необходимо обратить матрицу Якоби. При ранении системы линейных уравнений используется метод неполного разложения исходной матрицы на произведение двух треугольных матриц. Вектор решения затем ищется итерационно. В качестве ускоряющей процедуры используется обобщенный метод сопряженных направлений (ORTHODIR). Количество сохраняемых диагоналей при неполном разложении может выбираться для обеспечения оптимальной сходимости итераций. Эффективность решения линейной системы значительно улучшается путем выполнения предпроцессорного переупорядочивания ("red-black") неизвестных.

Созданный соответствующий программный комплекс использован сотрудниками лаборатории газонефтекоцденсатоотдачи ИПНГ РАН при совместных со Statoil научных исследованиях. В этих исследованиях рассматривалась целесообразность закачки в газовую шапку раствора геля с целью формирования на уровне ГНК гелевого экрана и последующей закачки воды над экраном для создания увеличивающегося в размерах жидкостного барьера между газом газовой шапки и нефтяной оторочкой.

С тех пор дальнейшее применение созданного программного комплекса приостановилось по причине отсутствия фазовых проницаемостей для случая четырехфазной фильтрации. На сегодня это оказалось наиболее серьезной проблемой для практического использования созданного программного комплекса. Дело в том, что пока отсутствует приемлемая методика лабораторных экспериментов и методика обработки получаемых данных (типа известных подходов X. Стоуна).

В приводимых далее исследованиях программный комплекс применен в трехмерной, трехфазной постановке. Гарантией степени достоверности приводимых в диссертации численных результатов является выполненная проверка созданного программного комплекса на тестах SPE. Положительные

результаты тестирования в 1994 г. были переданы во ВНИИнефть для последующего обобщения результатов тестирования по России в целом.

В связи с выявленной значимостью косой слоистости при разработке нефтегазовых залежей, автором (в соавторстве с коллегами) на уровне изобретений предложено несколько соответствующих технологий разработки. В данной диссертации на защиту выносится одна из этих технологий.

Рассматривается профильный разрез и вид в плане выделенного фрагмента нефтегазовой залежи при наличии косой слоистости продуктивного коллектора. В профильном разрезе - три скважины, две из них - нагнетательные и одна (центральная) • эксплуатационная. Все эти скважины не оказывают влияния друг на друга, так как их разделяют глинистые про-пластки, залегающие под некоторым углом к горизонту.

Согласно предлагаемой технологии, процесс вытеснения нефти водой (в соответствующие фильтрационные процессы) организуются в направлении, перпендикулярном к профильному разрезу пласта. Для этого в выделенном объеме нефтяной оторочки бурится цепочка последовательно чередующихся эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Аналогичные рассуждения приводят к формированию других цепочек скважин, предназначенных к разработке соседних объемов нефтяной оторочки.

Значимость косой слоистости при разработке нефтяной оторочки проявляется даже в том, что рассуждения о принятой сетке скважин должны оговариваться соответствующими пояснениями. В самом деле, рассмотрение вида в плане может привести к неверному выводу, что выделенный фрагмент нефтегазовой залежи разрабатывается с реализацией пятиточечной схемы площадного заводнения. Поэтому анализ разработки такого элемента, принятие мер по регулированию процесса разработки в рамках такой системы воздействия на пласт может привести к неправильным выводам и негативным результатам.

Для элемента пласта нефтегазовой залежи выполнены прогнозные расчеты для рассмотренной технологии разработки. Трехмерный элемент разра-

ботки дренируется одной эксплуатационной скважиной при режиме критических безгазовых дебетов. В нагнетательную скважину осуществляется закачка воды для поддержания пластового давления на начальном уровне. Результаты прогнозных расчетов подтверждают справедливость технологии, и они рассматриваются далее в качестве результатов базового варианта.

При проведении исследований применительно к нефтегазовым залежам, в том числе только что изложенных, автору пришлось столкнуться с тем, что моделирование режима критических безгазовых дебетов требует значительных'затрат машинного времени.

Это первая причина, побудившая предпринять поиск более эффективных путей прогнозирования показателей разработки при использовании перспективного подхода - эксплуатации скважин в условиях отсутствия прорывов газа газовой шапки. Вторая причина состояла в стремлении достижения большего согласования процессов эксплуатации пласта и фонтанного подъемника. Режим критических безгазовых дебетов поставляет фонтанному лифту продукцию с практически неизменным газовым фактором, равным по величине его начальному значению. Однако это не всегда приемлемо. Так, например, извлечение на поверхность добываемой продукции со временем затрудняется в связи с прогрессирующим обводнением скважин. Кроме того, при эксплуатации наклонных и горизонтальных скважин потребный удельный расход газа может превышать начальный газовый фактор.

Поэтому в диссертации предлагается новый технологический режим эксплуатации добывающих скважин при разработке нефтегазовой залежи -режим заданного газового фактора. Применительно к данному технологическому режиму эксплуатации скважин предложен соответствующий алгоритм решения задач прогнозирования разработки в рамках трехмерной, трехфазной модели фильтрации.

Проведение расчетов на указанном выше элементе пласта с использованием соответствующего программного комплекса при разных величинах газового фактора показало высокую эффективность разработанного в диссертации подхода. Во-первых, на порядок ускоряются расчеты на ЭВМ. Во-

вторых; появляется возможность для определенной интенсификации добычи нефти, чего не удается достичь при использовании менее гибкого режима критических безгазовых дебетов, который жестко ограничивает сверху добывшее возможности скважины по нефти.

ВЫВОДЫ.

Если ранее в качестве одного из главных факторов низкой эффективности разработки нефтегазовых залежей признавалось образование конусов газа и воды, загазование и обводнение скважин, то в настоящей работе выявлен, видимо, не менее значимый фактор - косая слоистость продуктивных пластов. Показано, что она существенно влияет на конечную нефтеотдачу. Для ее учета предложено понятие коэффициента сетки, позволяющего при заданной плотности сетки скважин оценивать степень охвата объема оторочки дренированием, или при заданном охвате находить соответствующие расстояния между скважинами.

Вскрытые особенности разработки нефтегазовых залежей с косой слоистостью позволили предложить ряд технологий их разработки, на которые получены авторские свидетельства на изобретения. Одна из этих технологий вынесена на защиту в настоящей диссертации.

Применительно к разработке- нефтегазовых залежей сформулирована постановка и предложен алгоритм численного решения задачи четырехфаз-ной, трехмерной фильтрации. Это расширяет возможности поиска новых технологий разработки, так как появляется возможность введения в рассмотрение дополнительного рабочего агента, например, с заданными вязкостью и (или) плотностью.

Предложен новый подход к эксплуатации скважин, дренирующих нефтяную оторочку. Расширение идеи добычи нефти при критических безгазовых дебатах до технологического режима эксплуатации скважин при заданном газовом факторе существенно увеличивает возможности интенсификации отбора нефти из нефтяной оторочки. Этот подход позволяет в более привле-

катальном виде рассматривать и некоторые известные технологии разработ-, ки. Созданные алгоритм и программа решения задачи в указанной постановке и выполненные расчеты применительно к элементу нефтегазовой залежи с косой слоистостью продуктивных коллекторов подтверждают перспективность отмеченного подхода.

В работе получены аналитические решения для задач совместного притока к скважине газа и нефти; газа, нефти и воды. Эти решения дали возможность понять некоторые закономерности совместного притока, а также получить характерные формы индикаторных линий для каждого из флюидов в условиях их совместного притока к скважине.

Идея совместного притока пластовых флюидов к скважине позволяет повысить эффективность извлечения нефти из нефтяных оторочек с косой слоистостью продуктивных отложений. Это объясняется ростом дебетов скважин по нефти, увеличением охвата дренированием запасов нефти в нефтяной оторочке.

Результаты исследований в рамках диссертационной тематики вошли в проектные документы, а также в "Руководство по исследованию скважин" (1995 г.).

По тематике диссертационной работы опубликованы следующие работы.

1. Гутников А.И., Закиров И.С. Совместный приток газа и жидкости к скважине. /Экспресс-информация. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. -М. :ВНИИЭГазпром, вып. 16,1981. -с. 18-21.

2. Дубровский Д.А., Тупысев М.К., Закиров И.С. Способ изоляции кровли газовой залежи. A.C. СССР № 1621594 от 28.02.1989

3. Закиров И.С. Обратные задачи при совместном притоке газа и жидкости к скважине. /Тезисы докладов Межреспубликанской студенческой научной конференции "Проблемы комплексного освоения недр". -Пермь, 1981. -с. 6768.

4. Закиров И.С. Индикаторные линии при совместном притоке флюидов к скважине. /Реферат, инфор. Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. -М. :ВНИИЭгазпром, вып. 1, 1982. -с. 6-9.

5. Закиров И.С. Влияние сетки скважин на эффективность дренирования оторочек газонефтяных залежей. /Труды МИНХ и ГП им. Губкина, вып. 192, 1985. -с. 48-62.

6. Закиров И.С. К оценке эффективности дренирования нефтяной оторочки. /Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. -М. :ВНИИОЭНГ, вып. 4, 1985. -с. 4-8.

7. Закиров И.С., Пантелеев Г.В., Закиров С.Н. Способ разработки нефтега-зоконденсатных залежей со слоистым строением продуктивной толщи. A.C. СССР № 1351230 от 14.11.1985.

8. Закиров И.С., Пантелеев Г.В., Закиров С.Н. Способ разработки нефтега-зоконденсатных залежей со слоистым строением продуктивной толщи. A.C. СССР Мв 1403700 от 01.04.1986.

9. Закиров И.С., Пантелеев Г.В., Закиров С.Н., Федосеев А.П. Способ разработки высоковязкой парафинистой нефтяной залежи, состоящей из продуктивных пластов, разделенных непроницаемым прослоем. A.C. Ns 1392952 от 5 июня 1986.

10. Закиров И.С. Совместный приток газа, нефти и подошвенной воды к скважине. /Нефтяное хозяйство, Мг 2, 1988. -с. 39-42.

11. Закиров И.С., Дубровский Д.А., Палатник Б.М. Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей. A.C. СССР Mi 1558083 от 22 марта 1988.

12. Закиров И.С., Дубровский Д.А., Палатник Б.М. Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей. A.C. СССР № 1554456 от 22 марта 1988.

13. Закиров И.С., Палатник Б.М., Дубровский Д.А. Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей со слоистым строением продуктивной толщи. A.C. СССР № 1572086 от 31 августа 1988.

14. Закиров И.С. Совместный приток газа и жидкости к скважине при нарушении закона Дарси в области газоносности. /Депонирована во ВНИИЭ-Газпроме 21.02.1989 № 1146-ГЗ.

15. Закиров И.С. Задачи совместного притока флюидов к скважине. /Тезисы докладов Всесоюзной конференции "Роль молодежи в решении конкретных научно- технических проблем нефтегазового комплекса страны". Пос. Красный Курган, 1989. -с. 189-190.

16. Никоненко И.С., Закиров И.С., Дубровский Д.А. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи. А.С. СССР № 1558082 от 22.01.88.

Соискатель

И.С. Закиров

Заказ

Типография издательства "Нефть и газ1