6.Прогнозирование добычи нефти при режиме растворенного газа с учетом вторжения в залежь законтурной воды

Месторождения, на которых давление насыщения, близко к пластовому, работа скважин уже при небольших депрессиях приводит к разгазированию нефти в пласте и неверно выбранный способ эксплуатации может привести к потерям запасов, для примера укажем Талинское и Варьеганское месторождения.

При этом следует учесть, что запасы энергии расширения газа в залежи значительно превосходят энергию упругого расширения нефти и породы. Если проявление последней позволяет добыть 5-7% запасов нефти, то при освобождении энергии растворенного газа коэффициент нефтеотдачи достигает 25%. При вторжении в залежь законтурной воды степень извлечения нефти существенно возрастает, как в первом, так и во втором случае проявления естественной энергии.

Разработка залежей при режиме растворенного газа широко используется в США. В нашей стране этот метод не получил широкого распространения из-за отсутствия оборудования для добычи нефти при высоких газовых факторах, хотя нередко встречаются месторождения, где этот метод необходим. Интересно отметить, что месторождения с близкими пластовыми давлениями к давлениям насыщения и как следствие с высоконасыщенными газом легкими нефтями обнаружены на западном (Талинское) и восточном (Варьеганское) бортах Западно-Сибирской плиты. В Пуровском нефтегазоносном районе сейсморазведкой обнаружены небольшие структуры, которые можно считать по аналогии с соседними месторождениями, также насыщены легкими нефтями.

Таким образом, время привело к восстановлению интереса добычи нефти при режиме растворенного газа. Однако и в районах Поволжья, где основная часть месторождений содержит нефти с давлением насыщения значительно ниже пластового и с малыми газовыми факторами интерес к этому методу не угасал.

С этой целью на Шкаповском и Туймазинском месторождениях были проведены промысловые исследования эксплуатации скважин при давлениях ниже давления насыщения как в непосредственной близости скважин, так и во всем пласте, соответственно режим растворенного газа и смешанный режим. Проведенные исследования И.И. Абызбаевым, М.М. Саттаровым, Г.В.Кляровским и др. сняли многие предубеждения против этого режима. В частности экспериментами было установлено, что выделение газа в призабойной зоне пласта и как следствие снижение фазовой проницаемости по нефти не снижает дебит нефти, поскольку этот эффект подавляется вкладом перепада давления. Кроме того, не подтвердились опасения, что разгазирование нефти и сопутствующее ему снижение температуры приведет к выпадению парафина и закупорке каналов.

Для исследования были выбраны скважины, перевод которых на механизированную добычу был задержан, и они работали в режиме фонтанирования. Поэтому газ не служил помехой работе насосов. Заметим, что на крупных месторождениях типа упомянутых, на механизированный способ, скважины переводятся до прекращения фонтанирования с целью увеличения их дебита. На небольших месторождениях можно длительное время не прерывать фонтанирования скважин и разрабатывать их до полного истощения, как это было использовано на рифовых месторождениях Ишимбая практически без закачки воды. При активной законтурной зоне вторжение воды уменьшает темп падения дебита и улучшает показатели разработки.

Для прогноза добычи нефти при режиме растворенного газа, наибольшее распространение получил метод М. Маскета, основанный на решении дифференциального уравнения первого порядка, устанавливающего зависимость текущей нефтенасыщенности от давления. Данный метод в применении к практическим задачам широко использовался в работах К.А. Царевича, В.А. Архангельского, Г.П. Гусейнова и др. Л.А. Зиновьева разработала удобный метод численного интегрирования дифференциального уравнения М. Маскета.

Однако метод М. Маскета не может быть использован при вторжении законтурной воды в залежь, а так же при искусственном заводнении пласта. Для этой цели пригоден менее удобный и более трудоемкий метод материального баланса, предложенный Шилсюизом (Shilthuis R.J.) несколько раньше метода М. Маскета.

Уравнение материального баланса представляется в форме:

(6.1)

где - количество нефти в залежи, выраженное в товарных объемах, - объем дегазированной нефти, извлеченной из залежи, - объем вторгшейся или закачанной воды за вычетом добытой, - коэффициенты газосодержания при начальном и текущем давлении, - объемные коэффициенты нефти и газа, при начальном давлении . - средний газовый фактор, получающийся из текущего:

(6.2)

с использованием операции осреднения:

(6.3)

В формуле (6.2) отношение фазовых проницаемостей по газу и нефти является функцией текущей суммарной насыщенности пласта связанной водой и нефтью, которая определяется формулой:

,

(6.4)

где - начальная нефтенасыщенность пласта, - насыщенность связанной водой.

Каждый член в (6.1) физически обоснован, член слева - означает количество растворенного в залежи газа. Первый член справа равен объему растворенного газа, оставшегося в залежи после извлечения объема нефти ; второй член соответствует объему свободного газа в залежи, как в виде изолированных пузырьков, так и в виде газовой шапки, третье слагаемое, объем отобранного газа.

Для проведения расчетов (6.1) представляется в виде:

.

(6.5)

При в координатах данное уравнение представляет горизонтальную прямую, пересекающую ось ординат в некоторой точке, по высоте которой находят начальные запасы - . Если по результатам промысловых исследований, найденное таким образом значение растет, то это означает, что в залежь вторгается вода.

Прогноз разработки залежи, работающей в режиме растворенного газа (без вторжения воды) состоит в следующем. Пусть при некотором давлении объем добытой нефти и газа уже определен в ходе предыдущих шагов. Зададимся новым значением , меньшим предыдущего, тогда и возрастут на и соответственно, при этом задается произвольно, а определяется с использованием прогнозного значения . Для осуществления данного прогноза подставляется в (6.4) вместо и вычисляется новое значение насыщенности, которое подставляется в функцию и поскольку новое уже задано, определяется текущее из (6.2), далее используя (6.3) интегрируем от до , и определяем . Это новое значение принимается, если после подстановки и вместо и в равенство (6.5), оно удовлетворяет с заданной точностью. В противном случае уменьшается и в той же последовательности делается пересчет до получения заданной точности. При достижении нужного результата и отождествляют со штриховыми значениями, и начинается новый этап снижения давления и подбора соответствующих значений и .

Рис.14. Сравнение трех методов расчета режима растворенного газа

Как было уже сказано изложенный, метод Шилсюиза является более общим, чем метод Маскета, и там, где они оба применимы, приводят к одинаковым результатам. Для подтверждения на рис.14. приведены результаты расчета газового фактора в зависимости от насыщенности по приведенным в данным разработки одного месторождения США. Как видно кривые газового фактора, построенные двумя разными методами сливаются. Кроме того, на том же рис. 14. показано, что метод интегрирования уравнения Маскета, предложенный Л.А. Зиновьевой, приводит к идентичным результатам, что и метод интегрирования Рунге-Кутта и поскольку последний изложен в стандартных компьютерных программах, то он предпочтительнее.

Заметим, что при проведении расчетов функции представлялись полиномами второго и третьего порядка, построенным по методу наименьших квадратов на основе табличных данных из книги Дж.Берчик:

, , , , .

(6.6)

Фазовые проницаемости рассчитывались по формулам предложенным К.А. Царевичем:

, .

(6.7)

Для учета вторжения воды помимо разбиения процесса на этапы по давлениям, необходимо еще отмечать временные границы, что делается по задаваемым на каждом этапе темпам отбора нефти из пласта. Пусть давлению соответствует время .

Для упрощения вычисления предлагается следующее приближение дающее оценку снизу:

где рассчитывается по формуле (5.6.) или (5.7)

(6.8)

верхнюю оценку дает выражение:

.

(6.9)

Прогноз поведения залежи при режиме растворенного газа состоит в определении пластового давления и газового фактора в виде функций от параметра , то есть коэффициента извлечения нефти (КИН). Величины пластового давления и газового фактора нужны для оценки времени фонтанирования, оптимизации конструкции лифта, определения глубины установки подъемного устройства и типа насоса, пригодного для работы с высоким газовым фактором. Струйный насос обеспечивает нормальную работу при газовом факторе до 200 нм³/м³ . Так же возможно использование ультразвуковых способов добычи нефти, основанных на принципе гомогенизирования смеси.

Метод материального баланса позволяет получить величину среднего по пласту давления. Поправки на депрессию в призабойной зоне обычно не вносят, так как локальное давление в залежи при режиме растворенного газа из-за малой вязкости газа незначительно отличается от среднего давления в пласте.

Рис. 15. Сопоставление основных показателей разработки залежи на режиме растворенного газа с учетом и без вторжения воды. (начальное пластовое давление равно давлению насыщения)

Как очевидно по мере снижения пластового давления в залежи растет газовый фактор. Особенностью режима растворенного газа является то, что рост газового фактора прерывается точкой максимума, после которой начинается его резкое снижение, свидетельствующее о выходе газа на поверхность и об исчерпании энергии газа в залежи (рис.15.). Поэтому при достижении газовым фактором максимума достигается и конечная величина нефтеотдачи при режиме растворенного газа.

Фактически отбор нефти будет прекращен несколько раньше достижения максимального газового фактора, например, при его значении 200 нм³/м³, если скважина оборудована струйным насосом.

Поведение пластового давления и газового фактора при отборе из модели залежи 250 м³/сут показано на рис. 15. Модельная залежь принята однородной, круговой с радиусом 1330 метров, нефтенасыщенная толщина пласта 5 метров, проницаемость 0,05 мкм², давление насыщения 17 МПа, газосодержание 120 м³/м³, начальная водонасыщенность 0,2, начальные балансовые запасы 4,443 млн.м³, пьезопроводность водоносной зоны 0,25 м²/с.

По максимуму газового фактора устанавливается, что конечный КИН нашей модельной залежи равен 0,17. При вторжении воды, показатели рассчитывают из условия, что начальное давление в бесконечной водоносной зоне, окружающей залежь равно давлению насыщения, так, что вторжение воды является минимальным и только компенсирует отбор. Тем не менее, даже такое минимальное поступление воды в залежь заметно снижает темп падения пластового давления и соответственно отодвигает точку максимума газового фактора, по которой находим конечный КИН =0,19.

С поправкой на конечный газовый фактор 200 нм³/м³ КИН будет в первом случае при режиме растворенного газа без учета вторжения воды 0,06, во втором случае 0,07. При этом пластовое давление различается на 0,4 МПа (точки “А” и “В” рис. 15.), далее разница увеличивается, как было отмечено выше за счет вторжения воды.

Когда начальное давление в залежи выше давления насыщения то в ней последовательно проявляются два режима – упругий и растворенного газа, причем последний наступает с момента, когда пластовое давление в залежи сравняется с давлением насыщения. Воронка понижения давления вокруг залежи будет расти с той же скоростью, как и в первом случае, когда начальное давление в водяной зоне равно давлению насыщению. Но во втором случае оно принимается более высоким, следовательно, объем вторжения будет выше, чем в первом.

В рассматриваемой залежи при начальном пластовом давлении 21 МПа, падение давления ниже давления насыщения начинается с некоторым запозданием (рис.16. т. “D”) на 13 лет, при этом текущий КИН достиг 0,26 и только после этого в залежи начинается проявление режима растворенного газа. В новых условиях темп падения давления замедлится еще более, чем в случае когда вторжение воды только компенсировало отбор нефти. Максимум газового фактора в данном случае достигается при КИН = 0,4. Точке “C” на рис.2.13. соответствует величина газового фактора 200 нм³/м³ при этом КИН составил 0,32.

С увеличением отбора из залежи с 250 м³/сут до 300 м³/сут показатели разработки как видно из того же рисунка ухудшаются, можно утверждать, что для каждой залежи существует такой темп отбора, при котором показатели разработки наиболее благоприятны. Частный случай данного утверждения известен в практике и состоит в том, что при малых темпах отбора из залежи можно добыть больший объем нефти, чем при высоких темпах. При упругом режиме работы пласта данное утверждение известно под названием теоремы В.Н. Щелкачева и др. Для режима растворенного газа упоминание имеется у С. Пирсона.

Рис 16. Динамика разработки на режиме растворенного газа с учетом вторжения воды и предшествующей разработкой на упруговодонапорном режиме

Заметим, что при последовательном проявлении двух режимов – упругого и растворенного газа в уравнении материального баланса уменьшается величина запасов на предварительно добытое количество нефти. При этом водонасыщенность считаем равной первоначальной исходя из допущения, что происходит поршневое вытеснение и отбор ведется из чисто нефтяной зоны пласта.

Для того чтобы рассчитать накопленную добычу за время снижения давления до давления насыщения необходимо сначала воспользоваться функцией из выражения (2.6):

(6.10)

где - начальное пластовое давление, - суммарный отбор из залежи. Накопленная добыча нефти .

Следует отметить, что в расчетах не учитывался упругий запас нефтяной залежи, что несколько занижает КИН не ухудшая ранее приведенных величин нефтеотдачи.

При вторжении воды в залежь необходимо учитывать обводненность продукции, для чего следует использовать степенную зависимость рассмотренную ранее, описывающую изменение дебита нефти при дебите жидкости , где - суммарный отбор по жидкости, который в расчетах принят равным 250м³/сут, - потенциально извлекаемые запасы, которые в данном примере принимаем равным подвижным, - принят равным 30.

Ниже на рис.17. представлен прогноз давления и газового фактора с учетом вытеснения нефти водой при естественном режиме. Точке “F” соответствует давление, с конечным газовым фактором при этом коэффициент извлечения равен 0,26 на 15 год это ниже на 0,07 ранее рассмотренного варианта, где не учитывался отбор воды и характер вытеснения. Точке “E” соответствует КИН равный 0,20 полученный за счет упруговодонапорного режима. Таким образом, при режиме растворенного газа КИН составил 0,06, за 4 года при этом обводненность возросла до 60 %, что в свою очередь сказалось на темпе падения давления, но уже при меньшем отборе нефти. Следовательно, если путем изоляции водопритоков можно уменьшить отбор воды, то этим можно замедлить темп падения давления и повысить конечный КИН, это, по-видимому, будет иметь еще большее значение при разработке неоднородных коллекторов.

Рис. 17. Динамика основных показателей разработки при последовательной смене режимов и постоянном отборе жидкости (ведется отбор нефти и воды в однородном пласте)

Используя предложенный метод расчетов с учетом характеристик вытеснения, можно моделировать разработку залежи на естественном режиме с учетом описанных методов воздействия. Это позволит оценить экономическую эффективность от проводимых мероприятий и определить их влияние на конечный коэффициент нефтеизвлечения.