К оглавлению

УДК 622.276.05(574.1)

Геолого-математические модели применительно к разработке месторождений Прикаспия

С.Н. ЗАКИРОВ, А.И. БРУСИЛОВСКИЙ, Н.Е. ЩЕПКИНА, П.А. ЮФИН (ИПНГ АН СССР и Гособразования СССР)

Открываемые в Прикаспийской впадине в подсолевых отложениях месторождения УВ характеризуются АВПД, значительной толщиной пластов-коллекторов, резкой неоднородностью их ФЕС и сложным компонентным составом пластовых флюидов. Как в нефтяных, так и в газоконденсатных залежах наряду с УВ содержится значительное количество неуглеводородных компонентов. Обладая рядом общих черт, залежи Прикаспия существенно различаются количественными значениями характеризующих их параметров, что определяет уникальность каждого объекта с позиций обоснования исходных данных, зависимостей, параметров и выбора активной системы его разработки и метода воздействия на продуктивные пласты с целью максимального увеличения их отдачи. Традиционные подходы к разработке месторождений Прикаспия не позволят добиться значительных величин отдачи недр.

Основные причины низких значений коэффициентов компонентоотдачи пластов: их резкая неоднородность, плохие коллекторские свойства. Значительная глубина залежей и большие величины депрессий на пласты приведут к давлению забрасывания, составляющему десятки МПа. Наличие сероводорода в пластовых флюидах вызывает большие сложности в отборе проб и осуществлении экспериментальных исследований пластовых систем месторождений Прикаспия, лабораторном изучении особенностей процессов их фильтрации в пластах и тем самым в создании и обосновании новых высокоэффективных способов разработки залежей.

В связи с этим как на стадии обоснования исходных параметров, коэффициентов извлечения нефти, газа и конденсата, так и при проектировании и анализе разработки большое значение имеет применение геолого-математических моделей, учитывающих основные физические процессы, протекающие при разработке в системе пласт-скважина, и позволяющих на современном научном уровне прогнозировать компонентоотдачу и основные технологические показатели.

В лаборатории газонефтеконденсатоотдачи Института проблем нефти и газа (ИПНГ) разработан, широко используется и постоянно совершенствуется универсальный комплекс математических моделей и алгоритмов для анализа и прогнозирования показателей разработки и эксплуатации залежей со сложным составом пластового флюида [2, 3, 5]. В зависимости от степени изученности объектов и стоящих задач применяются те или иные геолого-математические модели. Имеющийся комплекс дает возможность прогнозировать показатели сайклинг-процесса при разработке газоконденсатных месторождений и показатели разработки нефтяных месторождений при закачке газообразных агентов с учетом неоднородности пластов по коллекторским свойствам. При этом определяется динамика во времени основных технологических показателей процесса разработки и эксплуатации: коэффициента охвата пласта закачиваемым агентом, компонентного состава и основных характеристик добываемой продукции, значений давления на забоях эксплуатационных и нагнетательных скважин и т. д. Для определения устьевых параметров скважин созданы и применяются модели многокомпонентного лифта с учетом неизотермического характера течения флюидов, массообмена между фазами, образования различных структур газожидкостного потока.

Ниже обсуждаются подходы к разработке нефтяных и газоконденсатных залежей Прикаспия и анализируются принципиальные особенности, выявленные в результате геолого-математического моделирования.

Месторождение Тенгиз отличают уникальные запасы упругой энергии. В связи с этим возникла проблема обоснования допустимой продолжительности его разработки в режиме истощения пластовой энергии [4]. Карбонатный тип коллекторов месторождения позволяет предположить негативное влияние деформационных процессов на продуктивные характеристики эксплуатационных и нагнетательных скважин, снижение коэффициентов охвата дренированием или вытеснением. Другое ограничение степени снижения пластового давления диктуется с позиций увеличения компонентоотдачи пласта.

Перспективным направлением увеличения коэффициента нефтеизвлечения для месторождений типа Тенгизского являются технологии газового воздействия. Однако они характеризуются значительностью энергетических затрат, что делает актуальной проблему обоснования минимального давления смешивающегося вытеснения (МДСВ) нефти газовым агентом. Авторами создана методика соответствующих термогидродинамических расчетов. В ее основе лежит моделирование многоконтактного динамического смешивания обогащаемого газа с пластовой нефтью. Отличием данной методики от предложенной ранее [6] является моделирование достижения критического состояния на переднем фронте вытеснения нефти на базе фундаментальных положений термодинамики многокомпонентных систем и использования универсального уравнения состояния, апробированного на значительном количестве сероводородсодержащих нефтегазоконденсатных смесей. В результате было найдено, что значение МДСВ пластовой нефти из скв. 5 при закачке метана равняется 34, азота - 36,8 и дымовых (выхлопных) газов 34,7 МПа. Следует отметить, что полученные значения для случаев закачки азота и дымовых газов ниже значений МДСВ, рассчитанных [1] для тех же агентов по методике [6] (при температуре 107 °С для азота 47, для дымовых газов 43 МПа).

С позиций допустимости уровня деформационных процессов и увеличения конечных значений коэффициентов компонентоотдачи принимается, что режим истощения пластовой энергии должен заканчиваться по достижении МДСВ. В связи с некоторым разбросом в анализах проб нефти по скважинам в дальнейших газогидродинамических расчетах значения МДСВ приняты равными: для метана и дымовых газов 37, для азота 40 МПа.

С целью прогнозирования показателей разработки при поддержании давления путем закачки газообразных агентов использована соответствующая методика газогидродинамических расчетов. Она учитывает работу эксплуатационных и нагнетательных скважин, слоистую неоднородность продуктивных отложений по коллекторским свойствам, гравитационный фактор, различие свойств вытесняющего и вытесняемого флюидов. На основе этой модели исследованы различные технологии применения газообразных углеводородных и неуглеводородных агентов для повышения компонентоотдачи месторождения Тенгиз.

В частности, технологии предусматривали разработку в режиме истощения пластовой энергии до достижения МДСВ, этап вытеснения пластовой нефти газовым агентом до возрастания газового фактора добываемой продукции 5000 м3/т и больше и последующую разработку на естественном режиме до достижения давления забрасывания, принятого равным 20 МПа.

Некоторые результаты моделирования разработки, когда в качестве газового агента используется метан, иллюстрируют рис. 1, рис. 2. Исследовались два варианта воздействия с точки зрения влияния гравитационного фактора на процесс вытеснения. В первом варианте слоистый пласт (10 пропластков толщиной по 10 м, среднее значение коэффициента проницаемости 0,02 мкм2, величина коэффициента вариации проницаемости 1,21) предполагается горизонтальным. Во втором предусматривалось разнесение по вертикали забоев эксплуатационных и нагнетательных скважин на 400 м. Как свидетельствуют результаты моделирования, превышение отметки нагнетания над отметкой отбора пластового флюида позволяет за счет использования естественного гравитационного поля Земли существенно улучшить технологические показатели разработки залежи. Так, на конец этапа смешивающегося вытеснения нефти метаном коэффициент ее извлечения в наклонной модели (21,8°) равен 67,5, а в горизонтальной 53,9 %. Различается и динамика газового фактора. В табл. 1 приведены данные прогнозирования состава добываемой продукции в процессе разработки залежи. Существенной особенностью является то, что после прорыва закачиваемого агента в эксплуатационные скважины добываемая продукция представляет собой уже не нефтяную, а газоконденсатную систему, которая будет все более облегчаться по мере прорывов газа по пластам-коллекторам. Этот вывод относится ко всем газовым агентам.

Обоснованные параметры процесса поддержания пластового давления таковы, что для закачки газа потребуются компрессорные агрегаты средней мощности. На устьях нагнетательных скважин давление должно составить около 30 МПа. Что касается эксплуатационных скважин, то они будут фонтанировать за счет естественной, а затем искусственной энергии. Следует отметить, что в случае смешивающегося вытеснения нефти метаном по мере прорыва агента в эксплуатационные скважины и облегчения добываемой продукции устьевое давление эксплуатационных скважин будет увеличиваться, причем расчеты показывают, что разница давления в конце этапа закачки метана и его начале может составить более 10 МПа. В случае закачки азота и дымового газа эта разница менее значительна.

Из результатов геолого-математического моделирования следует вывод, что применение газовых методов воздействия на продуктивные пласты позволяет ориентироваться на коэффициенты нефте- и газоотдачи около 80 % (для коллекторов III типа). Если при заводнении проблематичным является повышение нефтеотдачи коллекторов II типа, то в случае закачки газов, несомненно, возрастет коэффициент извлечения нефти и из коллекторов II типа. Однако без дополнительных исследований получить количественный ответ на соответствующую задачу затруднительно.

На той же методологической основе созданы геолого-математические модели, предназначенные для прогнозирования показателей разработки газоконденсатных залежей. В общем случае рассматриваются три этапа процесса разработки: 1) добыча газоконденсата в режиме истощения пластовой энергии до осуществления сайклинг-процесса; 2) реализация сайклинг-процесса (полного или частичного); 3) добыча флюидов в режиме истощения пластовой энергии после прекращения сайклинг-процесса.

Данные модели нашли применение при прогнозировании технологических показателей разработки и эксплуатации газоконденсатных объектов Прикаспия, в частности Карачаганакского месторождения (КГКМ). Однако результаты исследований применительно к этому месторождению обширны и имеют самостоятельное значение. Поэтому кратко остановимся лишь на особенностях компонентоотдачи неоднородных коллекторов при разработке залежи в режиме истощения пластовой энергии. Градационное моделирование процесса дифференциальной конденсации позволяет прогнозировать конденсатоотдачу без учета неоднородности пластов-коллекторов по ФЕС. На практике величины конденсато- и газоотдачи будут ниже, и тем в большей степени, чем более неоднородными являются продуктивные горизонты.

Объект разработки КГКМ моделировался на слоистой модели, состоящей из 8 пропластков, при заданном темпе отбора газа.

Результаты расчетов, приведенные на рис. 3, позволяют сделать вывод, что неравномерная отработка пластов вследствие их неоднородности снижает как конденсато-, так и газоотдачу. Пласты с проницаемостью 130*10-3, 13*10-3 и даже 1,85*10-3 мкм2 отрабатываются достаточно полно: при давлении на эксплуатационной галерее 10 МПа среднее давление в этих пластах равно соответственно 10,04; 10,3 и 12,2 МПа.

В то же время в пластах с проницаемостью 0,26*10-3 мкм2 среднее пластовое давление на этот период составляет 20,6 МПа и, следовательно, в этих пластах остается неизвлеченной практически вдвое больше газоконденсатной смеси, чем в пластах с лучшими фильтрационными характеристиками.

Прогнозное значение конденсатоотдачи для четырех интервалов скв. 6 составляет соответственно 20,8; 19,9; 17,0; 13,9 %. Таким образом, учет неоднородности залежи приводит к тому, что в сравнении с данными дифференциальной конденсации конденсатоотдача снижается для различных глубин (сверху вниз) соответственно на 28,3; 28,1; 34,1; 35%.

Компонентоотдача по легким УВ при учете неоднородности залежи составляет для исследованных смесей соответственно 54,7; 54; 53 и 49 %, то же, рассчитанное только по результатам моделирования процесса дифференциальной конденсации, составляет 71 % (напомним, что давление забрасывания принято равным 10 МПа). Приведенные данные показывают, что при обосновании коэффициентов извлечения компонентов необходимо учитывать неоднородность коллекторов. Опыт разработки газоконденсатного месторождения Вуктыл в значительной мере подтверждает это положение.

Рассмотрим некоторые особенности сайклинг-процесса в неоднородных залежах, выявленные при прогнозировании технологических показателей разработки пласта ДIV Зайкинского месторождения.

В начальный период объект разрабатывается в режиме истощения пластовой энергии до достижения на галерее эксплуатационных скважин давления, равного давлению начала конденсации пластовой смеси (43,9 МПа). Затем залежь разрабатывается с реализацией сайклинг-процесса, который осуществляется до тех пор, пока содержание УВ группы С5+ высш. в добываемой продукции не станет меньше 200 г/м3. Далее объект эксплуатируется в режиме истощения пластовой энергии до достижения на галерее эксплуатационных скважин давления 10 МПа. Сайклинг-процесс исследовался в трех вариациях с коэффициентами возврата (Квозвр) газа в пласт, равными 1,05; 1,0; 0,8. Необходимость рассмотрения варианта разработки с Квозвр=1,05 вызвана тем, что сайклинг-процесс с Квозвр= 1, как оказалось, не обеспечивает поддержание давления на уровне давления начала конденсации пластовой смеси. Это происходит вследствие того, что отбирался из пласта «жирный» газ, а закачивается в пласт «сухой», более сжимаемый. Различие в физических свойствах отбираемого и закачиваемого газов сказывается на динамике пластового давления тем в большей степени, чем большую долю занимают хорошо проницаемые пласты-коллекторы. В табл. 2 приведены основные технологические показатели различных вариантов разработки. Результаты расчетов свидетельствуют о том, что принципиальной является существенная зависимость показателей сайклинг-процесса от коэффициента возврата сухого газа в пласт. Особенно значим, например, прирост коэффициента коиденсатоотдачи с 52,5 до 69,80 % при возрастании Квозвр с 1 всего до 1,05.

При решении ряда задач разработки и эксплуатации месторождений Прикаспия целесообразным оказывается применение алгоритмов и программ расчета показателей многокомпонентной фильтрации с учетом фазовых превращений. Созданный комплекс соответствующих алгоритмов и программ «ПОТОК» позволяет: 1) рассчитывать динамику основных показателей притока многокомпонентного флюида к скважине; 2) оценивать текущие и конечные величины газо-, нефте- и компонентоизвлечения при разработке месторождений со сложными компонентным составом и фазовым состоянием пластового флюида с учетом гравитационных сил и деформационных процессов; 3) осуществлять выбор оптимальной с точки зрения повышения отдачи пластов технологии (в том числе газовой и водяной репрессии на пласт); 4) изучать особенности разработки конкретного месторождения, учитывая большой этаж продуктивности, реальное распределение компонентного состава, температуры и давления по глубине, характер закачиваемого агента и т. д.

В качестве примера рассмотрим применение данного комплекса при изучении некоторых особенностей разработки месторождений типа Карачаганак.

Модель пласта представляет собой вертикальный цилиндр, пластовая смесь моделируется 15-компонентной системой с наличием неуглеводородных компонентов. Данная смесь при заданных термобарических условиях характеризуется переходом по глубине из однофазного газового состояния в однофазное жидкое без образования поверхности раздела. Распределение давления насыщения по глубине имеет выраженный «горб». При рассмотрении варианта отбора флюида с нижнего торца модели двухфазный поток появляется в середине модели. По мере отбора нефти происходит ее замещение подтягивающейся сверху газовой фазой в условиях полной смесимости. Полный отбор нефти осуществляется до появления двухфазного потока в нижней части модели. Таким образом изменяется тип залежи. Помимо качественных результатов получаются и необходимые количественные оценки. Так, при отборе 23,7 % от общих запасов коэффициенты извлечения составили по УВ С5+высш 25 и по газообразным 22,8 % соответственно [3].

Подобные результаты весьма затруднительно предсказать заранее, зато можно получить на «кончике пера» с использованием комплекса программ решения задач многокомпонентной фильтрации.

Таким образом, созданное геолого-математическое обеспечение позволяет решать многочисленные задачи в области анализа и прогнозирования показателей разработки месторождений Прикаспия, исследования и эксплуатации скважин. При этом учитываются многие отмеченные особенности, присущие рассматриваемым месторождениям, а единая термодинамическая основа дает возможность получать физически согласованные результаты.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Желтов Ю.В., Максутов Р.А., Степанова Г.С. О возможности применения азота при разработке месторождений Прикаспия /ЭИ. ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1988.- Вып. 9.- С. 19-22.

2.      Закиров С.Н., Щепкина И.Е., Брусиловский А.И. Математическое моделирование стационарного неизотермического движения газоводяных и газоконденсатных систем в скважинах // Изв. АН Азерб. ССР. Сер. наук о Земле.- 1989.-№ 2.-С. 11-16.

3.      Многомерная и многокомпонентная фильтрация. Справочное пособие. / С.Н. Закиров, Б.Е. Сомов, В.Я. Гордон, и др. - М.:Недра. 1988.

4.      Основные задачи начального периода разработки месторождения Тенгиз / С.Н. Закиров, А.И. Брусиловский, Э.М. Халимов и др. // Нефтяное хозяйство. - 1988.- № 1.- С. 28-30.

5.      Разработка газоконденсатных месторождений с многокомпонентным составом / С.Н. Закиров, П.А. Юфин, А.И. Брусиловский, Н.Г. Вафина // Обзор Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром. - Вып. 3. - 1987.-С. 1-50.

6.      Степанова Г.С., Зенкина Л.Д. Методика расчета условий взаиморастворимости в нефтегазоконденсатных системах // Труды ВНИИ.- 1983.- Вып. 85.- С. 95-98.

 

Таблица 1

Динамика состава добываемой продукции при смешивающемся вытеснении тенгизской нефти газовыми агентами

Этап разработки залежи

Газовый агент

Компонентный состав, %

Азот

CO2

H2S

Метан

Этан

Пропан

Бутаны

C5+высш.

До прорыва агента в эксплуатационную скважину

Метан

0,73

2,72

12,44

40,10

9,97

5,75

3,73

24,56

Азот

0,73

2,72

12,44

40,10

9,97

5,75

3,73

24,56

Дымовой газ

0,73

2,72

12,44

40,10

9,97

5,75

3,73

24,56

После прорыва по пропластку с проницаемостью 0,085 мкм2

Метан

0,29

1,07

4,89

76,45

3,92

2,26

1,47

9,56

Азот

59,46

1,11

5,08

16,38

4,07

2,35

1,52

10,03

Дымовой газ

49,73

7,93

5,45

17,59

4,37

2,52

1,64

10,77

После прорыва по пропластку с проницаемостью 0,039 мкм2

Метан

0,16

0,61

2,77

86,66

2,22

1,28

0,83

5,47

Азот

76,76

0,64

2,91

9,39

2,33

1,35

0,87

5,75

Дымовой газ

65,79

9,64

3,17

10,20

2,54

1,46

0,95

6,25

После прорыва по пропластку с проницаемостью 0,024 мкм2

Метан

0,10

0,37

1,72

91,72

1,38

0,79

0,52

3,40

Азот

85,56

0,40

1,81

5,83

1,45

0,84

0,54

3,57

Дымовой газ

74,02

10,51

1,99

6,43

1,60

0,92

0,60

3,94

 

Таблица 2

Основные показатели разработки пласта ДIV Зайкинского месторождения с применением сайклинг-процесса

Показатели

Коэффициент возврата газа в пласт

1,05

1,0

0,8

Конденсатоотдача:

 

 

 

за период истощения до начала сайклинг-процесса

2,25

2,25

2,25

за время сайклинг-процесса

56,76

39,65

1935

за этап истощения после сайклинг-процесса

10,79

10,56

9,18

суммарная (итоговая)

69,80

52,46

30,78

Длительность осуществления сайклинг-процесса, мес.

216

151

74

Коэффициент охвата:

 

 

 

допрорывный

0,289

0,277

0.245

на конец сайклинг-процесса

0,583

0,460

0.245

Доля сухого газа в добываемой продукции в конце сайклинг-процесса, %

68,7

56,3

41,2

Давление на галерее эксплуатационных скважин в конце сайклинг-процесса, МПа

44,93

41,82

37,05

 

Рис. 1. Зависимости КИН от количества закачанного метана (поровые объемы) для наклонной и горизонтальной моделей.

Прорывы метана по пропласткам в моделях: 1 - наклонной, 2 - горизонтальной; 3 - начало закачки метана

 

Рис. 2. Динамика газового фактора (Г) в добываемой продукции.

Модель: 1 - горизонтальная; 2 - наклонная; 3-прорывы газа по пропласткам; 4 - начало закачки метана; 5 – конец закачки метана

 

Рис. 3. Зависимости коэффициента конденсатоотдачи от давления на эксплуатационной галерее для газокоиденсатной системы, полученной при исследовании скв. в месторождения Карачаганак (4050-4150 м).

Прогнозные значения коэффициента конденсатоотдачи: 1 - без учета пористой среды. 2- при Кпр среды 0,26*10-3 мкм2, 3 - при Кпр среды 0,003*10-3 мкм2