автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование технологии разработка нефтегазовых залежей на основе нетрадиционных схем закачки газа и воды

ГОСУДАРСТВЕННАЯ ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. Губкина

На правах рукописи УДК 622.279.23/4.622.279.03)

НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЁЙ НА ОСНОВЕ НЕТРАДИЦИОННЫХ СХЕМ ЗАКАЧКИ ГАЗА И ВОДЫ

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 нефтр и газа РА? Государственного комитета РФ по высшему образованию

Научный руководитель • д.т.н., проф. Закиров С.Н.

Научный консультант

д.т.н., в.н.с. Шандрыгин А.Н.

Официальные оппоненты - д.т.н., проф. Лысенко В.Д.

«.т.н., с-к.с. Чернов Ю.Я.

Ведущая организация

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Защита состоится ^ ию/^^

1996 в час.

М№

заседании специализированного совета К.053.27.08 при Государстве} академии нефти и газа им И.М. Губкина по адресу:

117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65. ¿С^

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ им. I Губкина.

Автореферат разослан " " ' 1996 г.

Ученый секретарь специализированного Совета кандидат технических наук доцент

Обшая характеристика работы

Актуальность тематики исследований. Нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи с тонкими нефтяными оторочками относятся к залежам углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Особенности геологического строения таких залежей обусловливают различные осложнения в ходе их разработки, связанные с локальной и обшей деформацией водонефтяных и газонефтяных контактов, потерей значительных объемов нефти в обводненных и газонасышенных зонах пластов, и даже частичным или полным расформированием запасов залежи. В результате нефтеотдача нефтяных оторочек является крайне низкой.

В последнее время повышенное внимание уделяется активным методам разработки залежей углеводородов, в том числе с. тонкими нефтяными оторочками. В случае нефтегазовых залежей это предполагает совместное или раздельное нагнетание воды и газа. Такие методы воздействия являются наиболее эффективными с точки зрения повышения нефтеотдачи залежей с нефтяными оторочками.

В тоже время многие проблемы активного воздействия на залежи с тонкими нефтяными оторочками еше недостаточно исследованы. Не определены наиболее эффективные способы воздействия, а также геолого-промысловые факторы, которые предопределяют нефтеотдачу пласта и которые следует учитывать при проектировании разработай этих залежей.

Таким образом, исследование особенностей разработки залежей с тонкими нефтяными оторочками и создание эффективных технологий их разработки представляются актуальными задачами в области разработки залежей природных углеводородов. Это обстоятельство и предопределило направление исследований данной диссертационной работы.

Цель работы. Обоснование нового подхода к процессу разработки залежей углеводородов с тонкими нефтяными оторочками на основе экспериментальных и теоретических исследований процессов эксплуатации таких залежей.

Основные задачи исследования.

1. Исследование механизма нефтеизвлечения из залбжей углеводороде тонкими нефтяными оторочками при реализации различных схем совмести нагнетания в пласты воды и газа.

2. Исследование влияния неоднородности пластов нефтегазовых нефтегазоконденсатных залежей на эффективность их разработки при активь воздействии на процесс извлечения нефти.

3. Определение оптимальных технологических параметров воздействия

«

залежи с тонкими нефтяными оторочками при осуществлении различи способов закачки газа и воды.

4. Обоснование новой технологии воздействия» на нефтегазовые нефтегазоконденсатные залежи, обеспечивающей увеличение нефтеотд; пласта.

Методы решения поставленных задач. При выполнении рассматриваем исследований использовались методы математического и физическ моделирования.

Научная новизна диссертационной работы.

1. Установлено, что нефтеотдача залежей углеводородов с тоюи нефтяными откликами может быть увеличена за счет совмесп (одновременной) закачки во.ц>., и ^а. Основными схемами совместной зака1 являются предложенная в диссертации обратная схема, предполагаю! нагнетание воды в газовую шапку и газа ниже отмелей ВНК в водонасышени область, а также прямая {традиционная) схема, основанная на закачке газ газовую шапку и воды ниже уровня ВНК.

2. В качестве наиболее эффективного метода воздействия для зал еже любой степенью анизотропии определен обратный метод нагнетания вода газа. Этот метод воздействия , по сравнению с другими, обеспечивает бс значительную устойчивость оторочки, а также определенное горизонталь вытеснение нефти к скважинам (фронтальное вытеснение). С увеличе

• анизотропии пластов Эффективность данного метода возрастает.

3. Установлено, что для залежей с однородными пластами техноло барьерного заводнения несколько уступает методу обратной закачки газа и вс и методу прямой их закачки в пласт. Другими словами, шир( распространенный метод барьерного заводнения (с зак&чкой воды в газм

шапку) оказывается менее эффективным, чем способы совместной закачки газа и воды. С увеличением анизотропии коллектора залежи, эффективность барьерного заводнения приближается по показателям к методу прямой закачки газа и воды,, а для залежей с сильно анизотропными коллекторами даже превосходит ее.

4. Выявлено, что эффективность воздействия на залежи углеводородов с тонкими нефтяными- оторочками в значительной мере зависит от темпов нагнетания газа и воды и соотношения объемов нагнетаемых газа и воды. Основные показатели разработки залежи улучшаются с приближением величины соотношения объемов нагнетаемых воды и газа (в пластовых условиях)» 1:1.

Обоснованность и достоверность результатов, полученных в диссертации, определяется соблюдением при физическом моделировании соответствия модельных и натурных условий разработки нефтегазовых месторождений с помощью безразмерных критериев подобия. Теоретические исследования фильтрационных процессов производились на основе современной теории многофазной фильтрации и опробированного на тестах §РЕ программного комплекса. Полученные при математическом и физическом моделировании результаты не противоречат основным представлениям теории разработки нефтегазовых залежей.

Практическая ценность работы.

Предложена новая технология разработки залежей углеводородов с тонкими нефтяными оторочками, основанная на так называемой обратной закачке газа и воды в залежь. Данная технология позволяет существенно увеличить эффективность разработки залежей за счет увеличения коэффициента нефтеотдачи, уменьшения необходимых объемов нагнетаемых газа и воды, а также уменьшения накопленных газонефтяных и водонефтяных факторов.

Установлены направления оптимизации технологических параметров воздействия на залежи с тонкими нефтяными оторочками при реализации различных схем нагнетания в залежь газа и воды;

Исследования по тематике диссертационной работы проводились в соответствии с Программой 14.9 РАН "Разработка месторождений и( обогащение полезных ископаемых".

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы докладывались на:

1. Седьмом международном симпозиуме "Повышение нефтеотдач проходившем в Москве 27-29 октября, 1993 года.

2. Заседаниях Ученого Совета ИПНГ РАН и Госкомобразования в 199: 1994 годах.

3. В лаборатории "Методов повышения конденсатоотдачи пласт< ВНИИГаза.

Публикации. Результаты диссертационной работы отражены в • печатных работах.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введен! трехглав и выводов. Общий объем работы составляет ИЗ страниц, в том числ таблицы, 27 рисунков н списка литературы из ) 40 наименований.

Автор диссертационной работы благодарит сотрудников' лаборатор газонефтеконденсатоотаачи Сомова Ю.П., Шидловского А.Е., Мусинова И. за оказанное внимание и поддержку при проведении экспчриментальш исследований. Также автор благодарен Гордону В.Я. и Закирову И.С. за ценн советы и помощь, полученные при проведении расчетов на ЭВМ. Особ} благодарность автор выражает своим научным руководителям докто технических наук, проф. Закирову С.Н. и доктору технических на Шандрыгину А.Н. за постоянное внимание и помощь в работе.

Содержанке работы

' Во введении изложена актуальность темы диссертации, цель работ

основные задачи и методы исследований, научная новизна и прахтическ

1

ценность диссертационной работы.

Первая глава работы посвящена существующим исследованиям в облас-разработки нефтегазовых (НГЗ) и нефтегазоконденсатных (НГКЗ) залежей, ней рассмотрены основные типы нефтегазовых залежей, указаны основнь особенности эксплуатации таких залежей, а также проанализированы известнь способы их разработки.

В первом параграфе главы описаны различные классификац* нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, представленные в работг

M.B. Абрамовича, И.Д. Амелина, A.B. Афанасьевой, И.О. Брода, В.Г. Васильева, И.М. Губкина, А.Г. Дурмишьяна, H.A. Еременко, Н.С. Ерофеева, М.Я. Зыкина. А.К. Курбанова, B.C. Мелик-Пашаева, А.Н. Мустафинова, H.H. Осадько, Н.К. Праведникова, В.П. Савченко, В.Н. Самарцева, Б.Н. Шейна и др.

В числе наиболее известных были рассмотрены классификации НГЗ и НГКЗ по: условиям заполнения ловушки газом, нефтью и водой и местоположению их на струхтуре; характеру и полноте заполнения ловушки нефтью и газом и их контактов; типу основных промышленных запасов углеводородов (нефти, газа или конденсата); соотношению порового объема нефтяной оторочки и газовой шапки; типу подгазовых зон; характеру залегания нефтяной части; хатегории извлекаемосги запасов углеводородов, активности законтурных вод.

Во втором параграфе главы проанализированы исследования в области эксплуатации и методов воздействия на НГЗ и НГКЗ, а также влиянию различных физико-геологических и технологических факторов на процесс разработки залежей. В числе работ, посвяшенных проблемам разработки НГЗ и НГКЗ рассматривались исследования, выполненные М.Т. Абасовым, И.Д. Амелиным, A.B. Афанасьевой, К.Б. Ашировым, К.С.Басниевым, A.A. Боксерманом, А.Г. Дурмишьяном, Ю.В. Желтовым, С.Н. Захировым, JI.A. Зиновьевой, А.Г. Ковалевым, P.M. Кондратом, А.К. Курбановым, О.Ф. Мартынцевым, В.Н. Мартосом, А.Х. Мирзаджанзаде, Н.М. Николаевским, М.Д. Розенбергом, В.М. Рыжиком, Р.М.Тер-Саркисовым, Э.М. Халимовым, Т.М. Умариевым, П.Н. Шейном, Маскетом М. и др.

На основе анализа существующих исследований проблем разработки НГЗ и НГКЗ было установлено, что все известные способы разработки этих залежей, в наиболее обшем виде, можно разделить на две группы - разработка залежей на истощение и эксплуатация их с воздействием на пласт. Процесс совершенствования систем разработки залежей развивается в направлении выбора и оптимизации систем размещения добывающих и нагнетательных скважин, последовательности извлечения нефти, газа и конденсата. Основная направленность способов воздействия (в отличие от традиционных способов воздействия на нефтяные залежи) заключается не только в создании, благоприятных условий вытеснения нефти в нефтенасышенных зонах пластов,

но и в создании условий, предотвращающих расформирование запасов не<| нефтяной оторочке.

В качестве основных методов воздействия на нефтегазовы нефтегазоконденсатные залежи были проанализированы различные вари поддержания в залежах пластового давления, и в частности, различные фс сайклинг-процесса, разнообразные виды заводнения залежи, в том ч барьерное и плошадное заводнение, закачка в пласт загущенной полиме] воды.

Из других методов воздействия на НГЗ и НГКЗ были рассмотрены т способы их разработки с раздельной эксплуатацией нефтяной отороч! газовой шапки, предусматривающие установку на забоях скважин в районе ] обширных искусственных экранов, перфорации в добывающих скваж] нефтяного и части газового интервала по специальным схемам, устан особых технологических режимов работы скважин, методы воздейст предполагающие переформирование залежи путем искусственного прои смещения нефтяной оторочки в газовую шапку или локального утолщ нефтяных оторочек за счет создания искусственного фильтрационного поводы.

В результате анализа известных способов эксплуатации НГЗ и Н было определено, что, несмотря на существование многочисленных мет< воздействия на НГЗ, в настоящее время еще не существует достатс эффективных методов разработки залежей с тонкими нефтяными оторочк; обеспечивающих достаточно высокие коэффициенты извлечения нефти.

Во второй главе работы, проводятся результаты эксперименталы моделирования процесса разработки НГЗ и НГКЗ . с тонкими нефтян: оторочками и обосновывается новая технологическая схема воздействия залежь, предполагающая нагнетание воды в газовую шапку и газа - н отметки ВНК в водонасышенную область,

В первом параграфе главы представлена методика экспериментов фильтрации флюидов в залежах с тонкими нефтяными оторочками. Удах преодолеть трудности физического моделирования процесса разрабс нефтегазовой залежи, связанные с созданием по толщине модели зо]

различной начальной насыщенностью водой, нефтью и газом, а также с соблюдением в ходе эксперимента необходимых критериев подобия.

Предполагалось, что процесс многофазной фильтрации нефти, газа и воды в пористых коллекторах применительно к нефтегазовым залежам определяется следующими параметрами:

т, к, цн, рв, Цг, рр, рн, рр Ьн, Ьп Ьц, Ьв, Ь,Дрп Дрн, Дрв

Здесь т, к - коэффициенты пористости и проницаемости пласта соответственно, • коэффициенты динамической вязкости нефти, воды и

газа, р,,р,,р, - соответственно плотности нефти, воды и газа, л, - толщина нефтяной оторочки, - расстояния по вертикали от ствола горизонтальной скважины в нефтяной зоне до ГНК (газонефтяного контакта) и ВНК (водонефтяного контакта), ь. - расстояние по вертикали от нагнетательной скважины в водоносной зоне до ВНК, Ь - расстояние между скважинами по латерали, I - время процесса, Д рв -депрессии (или репрессии) на забоях

скважин в газонасышенной, нефтенасышенной и водонасышенной зонах пласта.

Из этих параметров были получены безразмерные критерии подобия:

_АРн,Л А рт А р„

ЛI--77-. = Г"Г-> 723 = 7 \ , > 7Г« = ТТГ'

_ А />„ _ I _ЬХ _Ьг

я*~Тп' яг? —р. яг«-, ■ яг?-, . Яю~, •

АР. V* I Л» /¡„

-Ь.

Ли— ■ Яп~~~>

Кроме выполнения в опытах данных критериев подобия предполагалось, что для реальных и модельных пористых сред совпадают относительные фазовые проницаемости.

Эксперименты проводились на лабораторной установке, состоящей из плоской модели пласта, напорного И измерительного оборудования. Модель

пласта включала в себя стальной корпус прямоугольной формы н прозрачн) крышку из органического стекла для визуальных наблюдений за процесса» фильтрации. Внутренние размеры корпуса модели были следующими: длина О, м, ширина 0,3 м, толщина 0,03 м. В торцевых стенках на входе и выходе моде: равномерно располагалось по 7 штуцеров для ввода и отвода из моде: флюидов. Опыты проводились при давлениях близких к атмосферному, качестве рабочих флюидов использовались керосин (модель нефт> днстиллирйванная вода и азот.

Пористая среда моделировалась пластмассовой крошкой с размера» зерен от 0,02 до 3 мм. В основной серии экспериментов рассматривал изотропный пласт с коэффициентами проницаемости от 5 до 20 мк> пористости - 37-39 %. Подобранный характер смачивания поверхности зер крошки обеспечивал незначительные капиллярные давления на границе разде. фаз керосин-вода, газ-керосин, что позволило моделировать нефтяные отороч! малой толщины - с соотношением толщины оторочки к расстоянию меж; скважинами (параметря?)до 0,022.

В отдельной серии экспериментов производилось также моделирован разработки нефтегазовой залежи, приуроченной к слоисто-неоднороднь коллекторам, с созданием менее проницаемых пропластков из мелкозернисто песка (число равным 9 и проницаемостью 3-5 мкм2).

Исследовались различные варианты разработки нефтегазовой залежи:

• истощение залежи при активном продвижении подошвенной воды;

• нагнетание воды в газовую шапку залежи (барьерное заводнение);

• нагнетание воды в газовую шапку с последующим нагнетанием га ниже отметки начального водонефтяного контакта (условно "последовательная схема" обратного нагнетания газа и воды);

• одновременное нагнетание газа ниже начального водонефтяно контакта (ВНК) и нагнетание воды в газовую шапку ("обратная схем совместной закачки газа и воды).

Принимается, что элемент разработки нефтегазовой залежи дренирует горизонтальной скважиной, размещаемой в области нефтеносности. Закач: агента или агентов производится через один или два Горизонтальных ство:

одной нагнетательной скважины, а отбор флюидов из пласта во всех вариантах разработки производится из середины нефтяной оторочки. Нагнетание воды производилось выше начального газоводяного контакта (ГНК) на расстоянии равном 2/3 толшины газовой шапки, а закачка газа - ниже исходного водонефтяного контакта (ВНК) на расстоянии равном 2/3 толшины водонасышенной зоны пласта.

Рассматривались подварианты разработки залежи, отличавшиеся величинами отношения толшнны оторочки к расстоянию между скважинами и по темпам отбора флюида из пласта. В качестве основных параметров процесса разработки рассматривались коэффициенты извлечения нефти (нефтеотдачи), текущий газовый фактор, обводненность продукции, накопленные газонефтяные и водонефтяные факторы, относительные объемы нагнетаемых воды и газа. Все конечные показатели процесса добычи нефти определялись на момент достижения обводненности продукции равной 0,95.

Для анализа результатов экспериментов и создания в последующем адекватной эксперименту математической модели трехфазной фильтрации нефти, воды и газа проводились специальные исследования по определению относительных фазовых проницаемостей. Для описания в математической модели трехфазных относительных фазовых проницаемостей использовался метод Стбуна. Зависимости относительных фазовых проницаемостей для двухфазных систем газ-нефть и нефть-вода определялись экспериментальным путем при стационарных режимах фильтрации соответствующих фаз.

Во втором параграфе главы описаны результаты экспериментальных исследований разработки НГЗ и НГКЗ при осуществлении различных методов воздействия на залежь. Они показали возможность увеличения коэффициентов нефтеотдачи залежей с тонкими нефтяными оторочками путем совместного нагнетания в пласт газа и воды. Для условий эксперимента, варианты разработки залежи с осуществлением совместной закачки газа и воды по "обратной схеме" оказались наиболее эффективными по основным показателям разработки, чем варианты разработки залежи на естественном режиме и при нагнетании только одной воды (в водонасышенную или газонасыщенную зоны пласта).

Вариантам разработки нефтегазовой залежи на истошение ока присуши низкие коэффициенты нефтеотдачи (около 7 % в основном вар| незначительные величины накопленных водонефтяных факторов, но до] высокие значения накопленных газонефтяных факторов. Визуал наблюдениями были установлены процессы деформирования не(| оторочки в процессе разработки.

Опыты с нагнетанием воды в водонасышенную зону пласта модели] процесс разработки нефтегазовой залежи с активной подошвенной водой поддержанием давления в залежи путем нагнетания воды в зону пластг начального водонефтяного контакта.

Для этих вариантов воздействия оказалось характерным образе хонусов воды и газа и быстрое появление воды и газа в отбираемой из V продукции. Наряду с этим проявлялась также деформация водонеф: контакта в областях пласта, удаленных от точки отбора и о преде; перемещение вверх газонефтяного контакта с "размазыванием" нес} оторочхи в газонасышенной зоне пласта. При высоких темпах отбора : экспериментах наблюдалось вторжение воды в оторочку в виде отде языков и даже прорыв оторочки в отдельных местах.

' Коэффициент извлечения нефти в вариантах с нагнетанием в< водонасышенную часть пласта составлял 13,5 %.

Эксперименты по моделированию разработки нефтегазовых зале нагнетанием воды в газовую шапку (барьерное заводнение) показaл^ данный способ воздействия характеризуется несколько бо, эффективностью, чем нагнетание воды под ВНК. В экспериментах при воздействии на модель залежи с однородными коллекторами и параме 1и =0,052-0,06 были получены конечные коэффициенты нефтеотдачи р 15 % -16 %. Тем не менее этот метод воздействия не может быть рекомен как достаточно эффективный способ разработки НГЗ и НГКЗ с то] нефтяными оторочками и однородными коллекторами в еле; значительного (согласно визуальным наблюдениям) вертикального те закачиваемой воды в газовой шапке, прорыва ею оторочки и общего по, ВНК. С увеличением толщины нефтяной оторочки, согласно да

экспериментов, возможно естественное улучшение показателей процесса заводнения залежи.

Относительная неподвижность нефтяной оторочки отмечалась в экспериментах с одновременным нагнетанием воды ниже начального ВНК и газа в газовую шапку нефтегазовой залежи (схема "прямой" закачки воды и газа). Характерными особенностями поведения нефтяной оторочки при таком способе воздействия является определенная деформация у точек отбора и нагнетания флюидов, а также локальная деформация в точке отбора в виде газового конуса. По мере отбора флюидов в ходе осуществления этого способа воздействия происходило определенное внедрение газа и воды в оторочку по всей площади водонефтяного и газонефтяного контактов. Это явилось следствием утоньшения оторочки, а затем происходило "пережатие" ее водой и газом. Этот процесс предопределяет характер изменения величин обводненности продукции и газоводяного фактора: монотонное возрастание значений обводненности жидкости и газового фактора после "разрыва" оторочки сменяется на резкое увеличение обводненности и газоводяных факторов. Максимальные конечные коэффициенты извлечения нефти (при обводненности 97-98 %) по вариантам составляли до 20,9 %.

Таким образом, экспериментальным путем было установлено достижение более высоких коэффициентов извлечения нефти при одновременном нагнетании газа в газовую шапку и воды в водоносную часть пласта, чем в экспериментах по заводнению залежи, за счет удержания оторочки в относительно неподвижном состоянии. Показано также, что отсутствие фронтального вытеснения нефти из оторочки (от скважины к скважине) в этом случае не позволяет еще более увеличить нефтеотдачу пласта, а разрыв газом и водой сплошности оторочки приводит к формированию невыработанных остаточных запасов нефти.

В качестве альтернативных методов воздействия на НГЗ и НГКЗ были предложены и экспериментально исследованы схемы одновременного нагнетания газа в водонасышенную зону и воды в газовую шапку залежи по "обратной схеме" закачки газа и воды и ее разновидность -"последовательная" закачка (в которой нагнетание газа производилось спустя некоторое время после -начала закачки воды). При осуществлении этих схем воздействия на модели НГЗ

проявлялось определенное фронтальное вытеснение нефти из нефтяно оторочки. Наличие фронтального вытеснения нефти из оторочки достаточн хорошо демострировалось при проведении "последовательной" схемы закачх - развитие вытеснения вдоль нефтяной оторочки отмечалось только поел начала закачки газа.

В еше большей степени процесс фронтального вытеснения нефти и оторочки отмечался при осуществлении схемы "обратной" закачки воды и газ; Это было объяснено своеобразным характером трехфазной фильтрации газ; воды и нефти в зоне нефтяной оторочки, при котором сегрегационные эффект: в значительной степени начинают затухать и возрастает возможной фронтального движения газа и воды. Продвижение воды в оторочке нефт зависит от холлекторских свойств пласта, толшины оторочки, а также с соотношения расходов закачиваемых воды и газа.

При осуществлении "последовательной" и "обратной" закачки газа и водь как и в других методах воздействия, наблюдается развитие водяных и газовы конусов в окрестности точки отбора, что приводит к появлению воды и газа отбираемой из модели продукции примерно в тс же моменты времени, что и . других вариантах воздействия. В тоже время дальнейший прирост- величин обводнения и газоводяного фактора происходит более медленш Соответственно отмечаются более высокие дебиты нефти на протяжении все: периода разработки залежи и достигаются более высокие конечнь коэффициенты нефтеотдачи.

Коэффициенты извлечения нефти при тех же относительных закаченнь объемах рабочего агента (воды и газа, приведенных к пластовым условиям) случае осуществления "обратной" закачки агента превосходят в среднем в 1,3-1 . раза варианты с "прямой" закачкой газа и воды, в 1,4-1,5 раза - барьерж заводнение и в 1,6-1,8 раза - варианты закачки воды в водонасыщенную зо> пласта. К примеру, в опытах с параметром т = 0,053 для вариантов нагнетанием воды в газовую шапку, с "последовательной" и "обратно! закачкой коэффициент нефтеотдачи составлял 16,1; 23,0 и 28,0 %.

Явные преимущества "обратной схемы" воздействия проявлялись увеличением значения толщины пласта. (

Характерным для воздействия на нефтегазовые залежи путем "обратной закачки" газа и воды оказалось существенное влияние на показатели процесса разработки соотношения объемов закачиваемых воды и ^аза. Увеличение доли газа в объеме нагнетаемых флюидов приводило к некоторому снижению коэффициента нефтеотдачи и увеличению величины накопленного газонефтяного фактора при одновременном понижении величины водонефтяного фактора. Уменьшение доли газа в объеме нагнетания вызывало увеличение коэффициента нефтеотдачи при резком снижении величины накопленного газонефтяного фактора и определенном возрастании накопленного водонефтяного фактора. Таким образом, соотношение объемов газа и воды, нагнетаемых в пласт, является важным оптимизируемым параметром разработай НГЗ и НГКЗ.

В отдельной серии экспериментов было установлено, что качественные изменения впроцесс воздействия на НГЗ и НГКЗ вносит слоистая неоднородность пластов. При нагнетании воды в модель газонефтяной залежи со слоисто-неоднородными пластами увеличивается процесс фронтального вытеснения газа водой в высокопроницаемых пропластхах с, медленным продвижением воды в вертикальном направлении в низкопроницаемых слоях. При достижении фронтом нагнетаемой воды добывающей скважины процесс обводнения модели во многом аналогично процессу в случае однородного пласта. Коэффициент извлечения нефти при заводнении слоистого пласта был выше, чем для однородного пласта вследствие меньшего расформирования, запасов йефти в оторочке. Значения накопленных водонефтяных и газонефтяных факторов снижались благодаря меньшим значениям вертикальной составляющей скоростей фильтрации газа и воды. Однако и в этом случае не обеспечивалась неподвижность нефтяной оторочки в ее первоначальных границах и отмечалось некоторое ее смешение в газовую шапку.

В третьей главе работы представлены результаты теоретических исследований различных методов воздействия на НГЗ и НГКЗ.

Первый параграф главы посвящен математическому моделированию процессов разработки нефтегазовых залежей на основе решения системы уравнений трехфазной фильтрации нефти, газа и воды в пористом пласте. Решение уравнений при соответствующих краевых условиях производилось

методами конечных разностей для случая двумерной профильной моде пласта.

Исходные дифференциальные уравнения трехфазной фильтрации неф-газа и воды в пористом пласте рассматривались в виде:

где: х^-^кю'

^н.г.в - компоненты - нефть, газ и вода; к,т - козффициен проницаемости и пористости пласта; - давление в .)'- фазе; р^ц^А,

плотность, коэффициенты динамической вязкости, насыщенности

V

относительные фазовые проницаемости коллектора ^ фазы; с) - растворимое Ь-го компонента в }- фазе; х=(х,, х3, х3) - точка трехмерной области; координата ¡- скважины, л- число скважин; массовая интенсивно« источников Ь - компонента.

. В качестве замыкающих соотношений использовались зависимое вязкостей и плотностей нефти, газа и воды от давления. При этом зависимое вязкости предполагались линейными функциями давления, а для плотное задавались полиномы второй степени. Относительные фазовые проницаемое для случая трехфазной фильтрации рассчитывались по методу Стоуна, исходя относительных фазовых проницаемостей для случаев двухфазной филъ'1рац вода-нефть и нефть-газ.

Рассматривалась бесконечная цепочка горизонтальных эксплуатационн и нагнетательных скважин, что и позволило использовать двухмерн профильные модели с непроницаемыми внешними границами. Решен исходной системы уравнений производилось с использованием полност неявной по давлению и насыщенности схемы при неравномерности шагов пространственной сетк.е со сгущением ее в окрестности нагнетательной эксплуатационной скважин.

Моделирование процессов двухмерной трехфазной фильтрац применительно к залежам с тонкими нефтяными оторочками производилось в

тех же способов их разработки, что и при экспериментальном исследовании. В расчетах варьировались процентное соотношение размеров газонасышенной и нефтенасышенной зон пласта, коллекторские свойства пластов ( анизотропия, абсолютные и относительные фазовые проницаемости, величины капиллярного давления на границах раздела фаз), темпы разработки залежи.

В качестве элемента разработки залежи рассматривался пласт, с обшей толщиной 135 м, толщинами водонасышенной и газонасышенной зон пластов -50 и 70 м. Толщина нефтяной оторочки равна 15 (параметр л, равняется 0,03). Коэффициенты проницаемости в горизонтальном направлении принимались равными 0,4 мкм2, пористость - 28 %. Соотношения пронииаемостей вдоль горизонтали и вертикали изменялись по вариантам от 1 до 100. Вязкости воды, нефти и газа при начальных пластовых условиях равны соответственно 1,0, 1,2 и 0,02 мПа*с. Плотности нефти газа и воды при тех же условиях равны 1000, 790 и 250 кг/м3. Суммарные дебиты эксплуатационной скважины по нефти, газу и воде принимались равными 170 и 510 м3/сут, а расстояние между скважинами составляло 500 м при длине горизонтального ствола 500 м. Расчеты заканчивались при достижении одного из следующих ограничений: срок разработки 30 лет, обводненность продукции 99 %.

Во втором параграфе главы представлены результаты математического моделирования процесса разработки для изотропного и анизотропного пластов. Результаты расчетов подтвердили, что в случае изотропного пласта наименьшими коэффициентами нефтеотдачи (до 8,3 % в условиях расчетов) характеризуется вариант разработки в режиме истощения залежи. В ходе разработки залежи происходил быстрый рост текущего газонефтяного фактора и незначительное обводнение скважины. Значения накопленных газонефтяного и водонефтяного факторов составляли соответственно.302В и 2,25 м3 /м3-

о.В отличие от варианта разработай залежи на истощение, показатели воздействия на нефтегазовые залежи количественно и качественно зависят от темпов разработки. При заводнении пластов с высокими темпами нагнетания и отбора флюидов (дебиты скважин - 510 м3/сут) нагнетаемая в газовую шапку вода фильтровалась преимущественно в вертикальном направлении к нефтяной оторочке с незначительным продвижением в горизонтальном направлении.

Поступление водь; в водонасышенную зону пласта вызывало заметный поды оторочки в газовую шапку (на 10-12 м) с равномерным распределение остаточной нефти в нефтяной оторочке (средняя нефтенасмщенность от 0,2 i 0,4). Образование водяных и газовых конусов у забоя эксплуатационнс скважины приводило к быстрому росту обводненности и газонефтянь факторов. Фронт нагнетаемой воды вдоль газонефтяного контакта продвигал на расстояние 225-250 м. Характерным при этом явился довольно высою коэффициент нефтеотдачи залежи - 24 %.

. Выполненные расчеты для "прямой " схемы закачки воды н газа показал что такой метод воздействия позволяет уменьшить подъем оторочки в газову шапку и соответственно сократить объем нефти, внедряющейся газонасышенную зону пласта. В этом случае отмечалось локальное поднят оторочки в области нагнетания флюидов и некоторое ее общее поднятие в целс

по залежи. В районе начального ГНК оставалась зона с насыщенностью неф'

>

близкой к начальной. Конечная нефтеотдача залежи при осуществлении это варианта воздействия оказалась выше, чем при заводнении пласта и состава 30,0 %. Обводнение эксплуатационной скважины при "прямом" нагнетании вог и газа обусловливалось в основном образованием конуса воды.

В результате выполненных исследований было установлено, ч уменьшение размазывания нефтяной оторочки имеет место также п; осуществлении "обратного" нагнетания газа и воды. В этом случае отмечало локальное поднятие ГНК на фронте нагнетаемой в газовую шапку воды, а так: небольшое проникновение нефти в водоносную зону пласта в области закачю образованием зоны невыработанных запасов вблизи начального, ГН Движение фронта воды в газовой шапке залежи во многом оказывает аналогичным продвижению его в вариантах заводнения пласта, (при эт< продвижение фронта воды вдоль газонефтяного контакта происходило расстояние до 150- - 175 м. Основные показатели процесса "обратной" закач газа и воды оказались очень близкими показателям •процесса "прямой" закач газа и воды. •

Расчетами были установлены определенные изменения в характс воздействия на залежь при сниженных темпах отбора»и нагнетания жидкост (при дебите равном 170 м3/сут).

В отдельной серии расчетов было установлено значительное отличие механизма вытеснения нефти при воздействии на нефтегазовые залежи с анизотропными коллекторами от аналогичных процессов в изотропных пластах. В случае высокой степени анизотропии пластов наиболее эффективным способом разработки нефтегазовых залежей является "обратная" закачка воды и газа. Несколько уступают ей в эффективности варианты с барьерным заводнением залежи. И наименее эффективной оказывается "прямая" закачка воды и газа. К примеру, при барьерном заводнении пласта с соотношением проницаемостей в горизонтальном и вертикальном направлениях равным 100 отмечалось значительное продвижение фронта нагнетаемой воды в газовой шапке - на расстояния 300-350 м. При этом происходило вытеснение газа из газовой шапки к эксплуатационной скважине и г нефтяную оторочку и незначительное поступление воды под нефтяную оторочку. Нефтяная оторочка оказывалась "зажатой" нагнетаемой и подошвенной водой в первоначальном положении, а вытеснение нефти из оторочки происходило газом, оттесняемым водой из газовой шапки. В результате этого конечный коэффициент нефтеотдачи увеличивался до 32,2 %.

При осуществлении схемы "обратного" нагнетания воды и газа отмечалось значительное продвижение воды в газовой шапке и незначительное внедрение воды в нефтяную оторочку на начальных ВНК и ГНК. В отличие от заводнения в этом случае более полная выработка нефтяной оторочки обеспечивалась не только газом газовой шапки, но и нагнетаемым в подошвенную часть газом. В результате достигался коэффициент нефтеотдачи равный 40,9 %.

Наименьшей эффективностью из рассматриваемых способов воздействия на нефтегазовые залежи отличается схема "прямой" закачки газа и воды. Несмотря на анизотропию коллектора, при таком воздействии в залежи наблюдался существенный подъем как ВНК, так и ГНК. При этом происходило определенное размазывание нефтяной оторочки в газовой шапке залежи, а вытеснение нефти из оторочки осуществлялось за счет газа (нагнетаемого и газа газовой шапки) и за счет воды (подъем воды в оторочку). Коэффициент нефтеотдачи по данному варианту составляет всего 23,7 % при достаточно высоких значениях накопленных газонефтяных и водонефтяных факторов.

Эффективность совместного нагнетания газа и воды для анизотропно! коллектора в значительной степени зависит от соотношения объем« нагнетаемых флюидов (газа и воды). Наибольшей эффективностью в случ осуществления обратной закачки газа и воды характеризуются варианты примерно равными объемами нагнетания воды и газа.

Таким образом, результаты математического моделирования различнь методов воздействия на нефтегазоконденсатные залежи подтвердили, ч: наиболее эффективным „для случая анизотропных пластов является мет< "обратной" закачки газа и воды.

Основные результаты и выводы

Выполненные по теме диссертации исследования позволяют сдепа' следующие основные выводы.

Разработка залежей углеводородов с тонкими нефтяными оторочка* является одной из наиболее сложных проблем нефтегазодобывающей отрасли требует создания специальных нетрадиционных подходов к развит соответствующих методов активного воздействия на залежи, способствуют: повышению их нефтеотдачи.

. Перспективными методами воздействия на НГКЗ и НГЗ являются метод основанные на совместной закачке в пласт воды и газа. Возможны два основш

') г

метода совместной закачки газа и. воды ■ прямой (традииионны! предполагающий нагнетание воды ниже ВН.К и газа - в газовую шапку, обратный, заключающийся в нагнетании воды в газовую шапку, а газа - ни; ВНК.

Согласно лабораторным и теоретическим исследованиям, наибол эффективным методом воздействия на залежи с тонкими нефтяными оторочка) является метод обратной совместной закачки газа и воды. Он позволяет широком диапазоне изменения коллекторских свойств пласта достигать бол высоких коэффициентов нефтеотдачи залежи при меньших объемах нагнетан в пласты рабочих агентов, чем другие методы воздействия. С увеличени анизотропии пласта, преимущество данного метода воздействия по сравнении другими методами возрастает. •

Для залежей с однородными коллекторами эффективным методом воздействия является метод прямой закачки газа и воды. С увеличением величины анизотропии пласта эффективность этого метода уменьшается, и для залежей с сильно анизотропными коллекторами он уступает по основным показателям - барьерному заводнению и тем более технологии обратной закачки газа и воды.

Эффективность предлагаемой новой технологии разработки нефтегазовых залежей с тонкими нефтяными оторочками, основанной на совместной "обратной" закачке газа и воды в залежь, в значительной мере зависит от соотношения объемов закачиваемых рабочих агентов и темпов их нагнетания. Результативность технологии прямой схемы закачки газа и воды также определяется ухазанным соотношением объемов нагнетания флюидов.

По результатам выполненных исследований опубликованы следующие работы.

1. Романов А.С. К активному воздействию на залежи углеводородов с тонкими нефтяными 'оторочками./ Экспресс-информация./ Изд. ИРЦ РАО Газпром. Сер. "Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений", №8-9,1993, с. 4-7.

2. Романов А.С. Моделирование нетрадиционных подходов, к разработке нефтегазохонденсатных месторождений./ Экспресс-информация./ Изд. ИРЦ РАО Газпром. Сер. "Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений", № 10-11, 1993, с, 9-13..

3. Zakirov S.N., Shandrygin A.N., Romanov A.S. A new approach to oil rim development. Geological Society Special Publication. New Developments in Improved Oil Recovery, №. 84, 1995, c. 187-195.

4. Zakirov S.N., Shandrygin A.N., Romanov A.S. Experimental and theoretical simulation for oil rim - a new technology of development. European IOR Symposium, in Moscow, Russia, October 27-29, 1993, c. 507-515.

Соискатель

Романов А.С.