автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование технологии разработки 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

: Г о С ¡1 2 2 АПР

На правах рукописи УДК 622.279.23/4.622.279.031

РОМАНОВ АЛЕКСАНДР САБУРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 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 нефти и газа РАК 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.

К«Т*Н») С.Н.С. Чернов Ю.Я.

Ведущая организация - Тюменский государственный

нефтегазовый университет

Защита состоится У с/^ок.д'_ 1996 в ' час. ® & мин

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

117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65. / а. Я-О

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

Автореферат разослан " и " _ 1996 г.

Ученый секретарь специализированного Совета кандидат технических наук доцент

А.О. Палий

Общая 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 общей 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 вода 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 еще недостаточно исследованы. Не определены наиболее эффективные способы воздействия, а также геолого-промысловые факторы, которые предопределяют нефтеотдачу пласта и которые следует учитывать при проектировании разработки этих залежей.

Таким образом, исследование особенностей разработки залежей с тонкими нефтяными оторочками и создание эффективных технологий их разработай' 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 залежей углеводородов с тонкими нефтяными оторочками при реализации различных схем совместного нагнетания в пласты воды и газа.

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

3. Определение оптимальных технологических параметров воздействия на залежи с тонкими нефтяными оторочками при осуществлении различных способов закачки газа и воды.

4. Обоснование новой технологии воздействия на нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи, обеспечивающей увеличение нефтеотдачи пласта.

Методы решения поставленных задач. При выполнении рассматриваемых исследований использовались методы математического и физического моделирования.

Научная новизна диссертационной работы.

1. Установлено, что нефтеотдача залежей углеводородов с тонкими нефтяными оторочками может быть увеличена за счет совместной (одновременной) закачки воды и газа. Основными схемами совместной закачки являются предложенная в диссертации обратная схема, предполагающая нагнетание воды в газовую шапку и газа ниже отметки ВНК в водонасышенную область, а также прямая (традиционная) схема, основанная на закачке газа в газовую шапку и воды ниже уровня ВНК.

2. В качестве наиболее эффективного метода воздействия для залежей с любой степенью анизотропии определен обратный метод нагнетания воды и газа. Этот метод воздействия , по сравнению с другими, обеспечивает более значительную устойчивость оторочки, а также определенное горизонтальное вытеснение нефти к скважинам (фронтальное вытеснение). С увеличение анизотропии пластов эффективность данного метода возрастает.

3. Установлено, что для залежей с однородными пластами технология барьерного заводнения несколько уступает методу обратной закачки газа и воды и методу прямой их закачки в пласт. Другими словами, широко распространенный метод барьерного заводнения (с закачкой воды в газовую

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 разработай залежи улучшаются с приближением величины соотношения объемов нагнетаемых воды и газа (в пластовых условиях) к 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 SPE 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 нефтеотдачи", проходившем в Москве 27-29 октября, 1993 года.

2. Заседаниях Ученого Совета ИПНГ РАН и Госкомобразования в 1993 и 1994 годах.

3. В лаборатории "Методов повышения конденсатоотдачи пластов" ВНИИГаза.

Публикации. Результаты диссертационной работы отражены в 4-х печатных работах.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав и выводов. Общий объем работы составляет 113 страниц, в том числе 4 таблицы, 27 рисунков и списка литературы из 140 наименований. •

Автор диссертационной работы благодарит сотрудников лаборатории газонефтеконденсатоотдачи Сомова Ю.П., Шидловского А.Е., Мусинова И.В. за оказанное внимание и поддержку при проведении экспериментальных исследований. Также автор благодарен Гордону В.Я. и Закирову И.С. за ценные советы и помощь, полученные при проведении расчетов на ЭВМ. Особую благодарность автор выражает своим научным руководителям доктору технических наук, проф. Закирову С.Н. и доктору технических наук Шандрыгину А.Н. за постоянное внимание и помощь в работе.

Содержание работы

Во введении изложена актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи и методы исследований, научная новизна и практическая ценность диссертационной работы.

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

В первом параграфе главы описаны различные классификации нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, представленные в работах

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. Самариева, 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 структуре; 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; категории извлекаемости 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. Закировым, JI.A. Зиновьевой, А.Г. Ковалевым, P.M. Кондратом, А.К. Курбановым, О.Ф. Мартыниевым, 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 общем 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 нефти в нефтяной оторочке.

В качестве основных методов воздействия на нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи были проанализированы различные варианты поддержания в залежах пластового давления, и в частности, различные формы сайклинг-процесса, разнообразные виды заводнения залежи, в том числе барьерное и площадное заводнение, закачка в пласт загущенной полимерами воды.

Из других методов воздействия на НГЗ и НГКЗ были рассмотрены также способы их разработки с раздельной эксплуатацией нефтяной оторочки и газовой шапки, предусматривающие установку на забоях скважин в районе ГНК обширных искусственных экранов, перфорации в добывающих скважинах нефтяного и части газового интервала по специальным схемам, установку особых технологических режимов работы скважин, методы воздействия, предполагающие переформирование залежи путем искусственного процесса смещения нефтяной оторочки в газовую шапку или локального утолщения нефтяных оторочек за счет создания искусственного фильтрационного потока воды.

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

Во второй главе работы проводятся результаты экспериментального моделирования процесса разработки НГЗ и НГКЗ с тонхими нефтяными оторочками и обосновывается новая технологическая схема воздействия на залежь, предполагающая нагнетание воды в газовую шапку и газа - ниже отметки ВНК в водонасышенную область.

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

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'.

ш, к, цн, цв, цр, р„, рн, Ьн. Ьр, Ьн, Ьв, Ц I, Дрг, Дри, 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, ь,,Ь, - расстояния по вертикали от ствола горизонтальной скважины в нефтяной зоне до ГНК (газонефтяного контакта) и ВНК (водонефтяного контакта), - расстояние по вертикали от нагнетательной скважины в водоносной зоне до ВНК, Ь - расстояние между скважинами по латерали, I - время процесса, -депрессии (или репрессии) на забоях

скважин в газонасыщенной, нефтенасышенной и водонасышенной зонах пласта.

Из этих параметров были получены безразмерные критерии подобия:

Д Р„<у[к ЬРТ я>~-г-' -ГТГ ' ^3-7 \ , .

И*1 \Рк-рМЬт ьр г

_ Д Р„ _ I* _Иц. - ¿Е. я*~ТТГ' л«~"77' г . п%- , . я9- , . яю- , .

&Р, 4 к 1 И„ А„ Ин

/Тц = ~. Яп-^' Яп = т

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 и прозрачную крышку из органического стекла для визуальных наблюдений за процессами фильтрации. Внутренние размеры корпуса модели были следующими: длина 0,56 м, ширина 0,3 м, толщина 0,03 м. В торцевых стенках на входе и выходе модели равномерно располагалось по 7 штуцеров для ввода и отвода из модели флюидов. Опыты проводились при давлениях близких к атмосферному. В качестве рабочих флюидов использовались керосин (модель нефти), дистиллированная вода и азот.

Пористая среда моделировалась пластмассовой крошкой с размерами зерен от 0,02 до 3 мм. В основной серии экспериментов рассматривался изотропный пласт с коэффициентами проницаемости от 5 до 20 мкмг, пористости - 37-39 %. Подобранный характер смачивания поверхности зерен крошки обеспечивал незначительные капиллярные давления на границе раздела фаз керосин-вода, газ-керосин, что позволило моделировать нефтяные оторочки малой толщины - с соотношением толщины оторочки к расстоянию между скважинами (параметр гп)до 0,022.

В отдельной серии экспериментов производилось также моделирование разработки нефтегазовой залежи, приуроченной к' слоисто-неоднородным коллекторам, с созданием менее проницаемых пропластков из мелкозернистого песка (число равным 9 и проницаемостью 3-5 мкм:).

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 газа ниже отметки начального водонефтяного контакта (условно -"последовательная схема" обратного нагнетания газа и воды);

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

Принимается, что элемент разработки нефтегазовой залежи дренируется горизонтальной скважиной, размещаемой в области нефтеносности. Закачка агента или агентов производится через один или два горизонтальных ствола

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 толщины газовой шапки, а закачка газа - ниже исходного водонефтяного контакта (ВНК) на расстоянии равном 2/3 толщины водонасышенной зоны пласта.

Рассматривались подварианты разработки залежи, отличавшиеся величинами отношения толщины 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 Стоуна. 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 закатай 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 водонасыщенную или газонасыщенную зоны пласта).

Вариантам разработки нефтегазовой залежи на истощение оказались присущи низкие коэффициенты нефтеотдачи (около 7 % в основном варианте), незначительные величины накопленных водонефтяных факторов, но довольно высокие значения накопленных газонефтяных -факторов. Визуальными наблюдениями были установлены процессы деформирования нефтяной оторочки в процессе разработки.

Опыты с нагнетанием вода в водонасыщенную зону пласта моделировали процесс разработки нефтегазовой залежи с активной подошвенной водой или с поддержанием давления в залежи путем нагнетания воды в зону пласта ниже начального водонефтяного контакта.

Для этих вариантов воздействия оказалось характерным образование конусов воды и газа и быстрое появление воды и газа в отбираемой из модели продукции. Наряду с этим проявлялась также деформация водонефтяного контакта в областях . пласта, удаленных от точки отбора и определенное перемещение вверх газонефтяного контакта с "размазыванием" нефтяной оторочки в газонасышенной зоне пласта. При высоких темпах отбора в этих экспериментах наблюдалось вторжение воды в оторочку в виде отдельных языков и даже прорыв оторочки в отдельных местах.

Коэффициент извлечения нефти в вариантах с нагнетанием воды в водонасыщенную часть пласта составлял 13,5 %,

Эксперименты по моделированию разработки нефтегазовых залежей с нагнетанием воды в газовую шапку (барьерное заводнение) показали, что данный способ воздействия характеризуется несколько большей эффективностью, чем нагнетание воды под ВНК. В экспджментах при таком воздействии на модель залежи с однородными коллекторами и параметрами т =0,052-0,06 были получены конечные коэффициенты нефтеотдачи равные 15 % - 16 %. Тем не менее этот метод воздействия не может быть рекомендован как достаточно эффективный способ разработки НГЗ и НГКЗ с тонкими нефтяными оторочками и однородными коллекторами вследствие значительного (согласно визуальным наблюдениям) вертикального течения закачиваемой воды в газовой шапке, прорыва ею оторочки и общего подъема ВНК. С увеличением толшины нефтяной оторочки, согласно данным

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 нефтяной оторочки. Наличие фронтального вытеснения нефти из оторочки достаточно хорошо демострировалось при проведении "последовательной" схемы закачки - развитие вытеснения вдоль нефтяной оторочки отмечалось только после начала закачки газа.

В еще большей степени процесс фронтального вытеснения нефти из оторочки отмечался при осуществлении схемы "обратной" закачки воды и газа. Это было объяснено своеобразным характером трехфазной фильтрации газа, воды и нефти в зоне нефтяной оторочки, при котором сегрегационные эффекты в значительной степени начинают затухать н возрастает возможность фронтального движения газа и воды. Продвижение воды в оторочке нефти зависит от коллекторских свойств пласта, толщины оторочки, а также от соотношения расходов закачиваемых воды и газа.

При осуществлении "последовательной" и "обратной" закачки газа и воды, как и в других методах воздействия, наблюдается развитие водяных и газовых конусов в окрестности точки отбора, что приводит к появлению воды и газа в отбираемой из модели продукции примерно в те же моменты времени, что и в других вариантах воздействия. В тоже время дальнейший прирост величины обводнения и газоводяного фактора происходит более медленно. Соответственно отмечаются более высокие дебиты нефти на протяжении всего периода разработки залежи и достигаются более высокие конечные коэффициенты нефтеотдачи.

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

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

Характерным для воздействия на нефтегазовые залежи путем "обратной .качки" газа и воды охазалось существенное влияние на показатели процесса аработки соотношения объемов закачиваемых воды и газа. Увеличение доли за в объеме нагнетаемых флюидов приводило к некоторому снижению ¡эффиииента нефтеотдачи и увеличению величины накопленного оонефтяного фактора при одновременном понижении величины ¡донефтяного фактора. Уменьшение доли газа в объеме нагнетания вызывало 1еличение коэффициента нефтеотдачи при резком снижении величины ¡копленного газонефтяного фактора и определенном возрастании скопленного водонефтяного фактора. Таким образом, соотношение объемов да и воды, нагнетаемых в пласт, является важным оптимизируемым 1раметром разработки НГЗ и НГКЗ.

В отдельной серии экспериментов было установлено, что качественные 1менения в процесс воздействия на НГЗ и НГКЗ вносит слоистая однородность пластов. При нагнетании воды в модель газонефтяной залежи I слоисто-неоднородными пластами увеличивается процесс фронтального лтеснения газа водой в высокопроницаемых пропластках с медленным эодвижением воды в вертикальном направлении в низкопроницаемых слоях, ри достижении фронтом нагнетаемой воды добывающей скважины процесс Зводнения модели во многом аналогично процессу в случае однородного мета. Коэффициент извлечения нефти при заводнении слоистого пласта был лше, чем для однородного пласта вследствие меньшего расформирования тасов нефти в оторочке. Значения накопленных водонефтяных и газонефтяных акторов снижались благодаря меньшим значениям вертикальной >ставляющей скоростей фильтрации газа и воды. Однако и в этом случае не эеспечивалась неподвижность нефтяной оторочки в ее первоначальных >аницах и отмечалось некоторое ее смещение в газовую шапку.

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

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

методами конечных разностей для случая двумерной профильной модели пласта.

Исходные дифференциальные уравнения трехфазной фильтрации нефти, газа и воды в пористом пласте рассматривались в виде:

j=н,г,в - компоненты - нефть, газ и вода; к,т - коэффициенты проницаемости и пористости пласта; Р^ - давление в > фазе; р 1,цги1,к1 -

плотность, коэффициенты динамической вязкости, насыщенности и относительные фазовые проницаемости коллектора ,)- фазы; с, - растворимость Ь-го компонента в фазе; х=(х,, х2, х3) - точка трех мерной области; х,-координата ¡- скважины, п- число скважин; ч'- массовая интенсивность источников Ь - компонента.

В качестве замыкающих соотношений использовались зависимости вязкостен и плотностей нефти, газа и воды от давления. При этом зависимости вязкости предполагались линейными функциями давления, а для плотности задавались полиномы второй степени. Относительные фазовые проницаемости для случая трехфазной фильтрации рассчитывались по метод)' Стоуна, исходя из относительных фазовых проницаемостей для случаев двухфазной фильтрации вода-нефть и нефть-газ.

Рассматривалась бесконечная цепочка горизонтальных эксплуатационных и нагнетательных скважин, что и позволило использовать двухмерные профильные модели с непроницаемыми внешними границами. Решение исходной системы уравнений производилось с использованием полностью неявной по давлению и насыщенности схемы при неравномерности шагов и пространственной сетке со сгущением ее в окрестности нагнетательной и эксплуатационной скважин.

Моделирование процессов двухмерной трехфазной фильтрации применительно к залежам с тонкими нефтяными оторочками производилось для

где:

тех же способов их разработки, что и при экспериментальном исследовании. В расчетах варьировались процентное соотношение размеров газонасыщенной и нефтенасыщенной 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 общей толщиной 135 м, толщинами водонасышенной и газонасыщенной зон пластов -50 и 70 м. Толщина нефтяной оторочки равна 15 (параметр щ равняется 0,03). Коэффициенты проницаемости в горизонтальном направлении принимались равными 0,4 мкм2, пористость - 28 %. Соотношения проницаемостей 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 дая 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 3028 и 2,25 м3 /м3-

В отличие от варианта разработки 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 воды в водонасышенную зону пласта вызывало заметный подъем оторочки в газовую шапку (на 10-12 м) с равномерным распределением остаточной нефти в нефтяной оторочке (средняя нефтенасыщенность от 0,2 до 0,4). Образование водяных и газовых конусов у забоя эксплуатационной скважины приводило к быстрому росту обводненности и газонефтяных факторов. Фронт нагнетаемой воды вдоль газонефтяного контакта продвигался на расстояние 225-250 м. Характерным при этом явился довольно высокий коэффициент нефтеотдачи залежи - 24 %.

Выполненные расчеты для "прямой " схемы закачки воды й газа показали, что такой метод воздействия позволяет уменьшить подъем оторочки в газовую шапку и соответственно сократить объем нефти, внедряющейся в газонасышенную зону пласта. В этом случае отмечалось локальное поднятие оторочки в области нагнетания флюидов и некоторое ее общее поднятие в целом по залежи. В районе начального ГНК оставалась зона с насыщенностью нефти близкой к начальной. Конечная нефтеотдача залежи при осуществлении этого варианта воздействия оказалась выше, чем при заводнении пласта и составила 30,0 %. Обводнение эксплуатационной скважины при "прямом" нагнетании воды и газа обусловливалось в основном образованием конуса воды.

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

Расчетами были установлены определенные изменения в характере воздействия на залежь при сниженных темпах отбора и нагнетания жидкостей (при дебите равном 170 м7сут).

1S

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 в 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 ¡начительное продвижение воды в газовой шапке и незначительное внедрение »оды в нефтяную оторочку на начальных ВНК и ГНК. В отличие от заводнения з 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 1а нефтегазовые залежи отличается схема "прямой" закачки газа и воды. Несмотря на анизотропию коллектора, при таком воздействии в залежи тблюдался существенный подъем как ВНК, так и ГНК. При этом происходило тределенное размазывание нефтяной оторочки в газовой шапке залежи, а 1ытеснение нефти из оторочки осуществлялось за счет газа (нагнетаемого и газа азовой шапки) и за счет воды (подъем воды в оторочку). Коэффициент (ефтеотдачи по данному варианту составляет всего 23,7 % при достаточно 1Ысоких значениях накопленных газонефтяных и водонефтяных факторов.

Эффективность совместного нагнетания газа и воды для анизотропного коллектора в значительной степени зависит от соотношения объемов нагнетаемых флюидов (газа и воды). Наибольшей эффективностью в случае осуществления обратной закачки газа и воды характеризуются варианты с примерно равными объемами нагнетания воды и газа.

Таким образом, результаты математического моделирования различных методов воздействия на нефтегазоконденсатные залежи подтвердили, что наиболее эффективным для случая анизотропных пластов является метод "обратной" закачки газа и воды.

Основные результаты и выводы

Выполненные по теме диссертации исследования позволяют сделать следующие основные выводы.

Разработка залежей углеводородов с тонкими нефтяными оторочками является одной из наиболее сложных проблем нефтегазодобывающей отрасли и требует создания специальных нетрадиционных подходов к развитию соответствующих методов активного воздействия на залежи, способствующих повышению их нефтеотдачи.

Перспективными методами воздействия на НГКЗ и НГЗ являются методы, основанные на совместной закачке в пласт воды и газа. Возможны два основных метода совместной закачки газа и воды. - прямой (традиционный), предполагающий нагнетание воды ниже ВНК и газа - в газовую шапку, и обратный, заключающийся в нагнетании воды в газовую шапку, а газа - ниже ВНК.

Согласно лабораторным и теоретическим исследованиям, наиболее эффективным методом воздействия на залежи с тонкими нефтяными оторочками является метод обратной совместной закачки газа и воды. Он позволяет в широком диапазоне изменения коллекторских свойств пласта достигать более высоких коэффициентов нефтеотдачи залежи при меньших объемах нагнетания в пласты рабочих агентов, чем другие методы воздействия. С увеличением анизотропии пласта преимущество данного метода воздействия по сравнению с другими методами возрастает.

Для залежей с однородными коллекторами эффективным методом зоздействия является метод прямой закачки газа и воды. С увеличением зеличины анизотропии пласта эффективность этого метода уменьшается, и для !алежей с сильно анизотропными коллекторами он уступает по основным юказатедям - барьерному заводнению и тем более технологии обратной закачки ■аза и воды.

Эффективность предлагаемой новой технологии разработки нефтегазовых 1алежей с тонкими нефтяными оторочками, основанной на совместной 'обратной" закачке газа и воды в залежь, в значительной мере зависит от »отношения объемов закачиваемых рабочих агентов и темпов их нагнетания. Результативность технологии прямой схемы закачки газа и воды также шределяется указанным соотношением объемов нагнетания флюидов.

По результатам выполненных исследований опубликованы следующие >аботы.

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

2. Романов А.С. Моделирование нетрадиционных подходов к разработке ¡ефтегазоконденсатных месторождений./ Экспресс-информация./ Изд. ИРЦ РАО "азпром. Сер. "Геология, бурение и эксплуатация газовых и газоконденсатных 1есторождений", № 10-11, 1993, с. 9-13.

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

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

Соискатель

Подписано в печать

Объем {,5 п.л. Тираж 100 вкз. Бак. »

ОМТ АО"Запсибгазпром"