«ТННЦ»: Численные исследования технологической эффективности трехрядной системы разработки с применением гидроразрыва пласта

Д.Р. Гильмиев, к.ф.-м.н., А.П. Коваленко, к.т.н. (ООО «ТННЦ») drgilmiev@rosneft.ru

Введение

Одной из проблем, возникающих при разработке и планировании программы геолого-технических мероприятий для нефтяных залежей с применением гидроразрыва пласта (ГРП), является выбор скважин-кандидатов для проведения данной операции. Этой проблеме посвящено множество исследований [1–3]. Так, в работе [1] на основе модели стационарной фильтрации однородной жидкости проанализировано влияние трещин ГРП бесконечной проводимости на эффективную продуктивность скважин при трехрядной, пяти – и девятиточечной системах разработки и показано, что при любой системе наибольшую эффективность можно достичь при проведении ГРП во всех скважинах участка. В работе [2] также исследовалось влияние гидроразрыва на продуктивность скважин в различных периодических системах заводнения. В качестве объекта исследования использовалась модель стационарной фильтрации однородной жидкости, наличие трещины моделировалось введением некоторого приведенного радиуса скважины. Сделан вывод, что независимо от системы разработки наибольший дебит жидкости получен в варианте с проведением ГРП только в нагнетательных скважинах.

В работе [3] проанализирован процесс продвижения фронта вытеснения нефти водой в трехрядном элементе симметрии при выполнении ГРП в добывающем фонде. Установлено, что наличие трещин в добывающих скважинах первого ряда при определенных условиях эксплуатации может приводить к их преждевременному обводнению.

Исследования технологической эффективности трехрядной системы разработки

Проведенный краткий обзор работ показывает некоторые принципиальные разногласия в результатах и выводах. Кроме того, в исследованиях в основном рассматривалось стационарное течение однородной жидкости и анализировалась только продуктивность скважин. Вместе с тем вопрос о том, как влияют длина трещины и выбор скважин-кандидатов для проведения ГРП в условиях нестационарной многофазной фильтрации на коэффициент извлечения нефти (КИН) и темп ее отбора, остается открытым.

Для его решения исследуется трехрядная система разработки, состоящая из двух рядов нагнетательных и трех рядов добывающих скважин (рис. 1). В качестве объекта исследования используется двухфазная модель с однородными свойствами. Полагается, что трещины ориентированы параллельно рядам добывающих скважин. Данная модель не ограничена отдельным элементом симметрии, так как в будущем планируется исследовать влияние неоднородности и других факторов.

Всего было рассмотрено 20 вариантов, различающихся расположением трещин ГРП в рядах добывающих и нагнетательных скважин и изменением их длин (см. таблицу), расстояние между скважинами постоянно.

В фильтрационной модели задавались следующие параметры.

• Двухфазная (нефть, вода) трехмерная модель пласта, 81 x 65 x 4 ячеек.

• Глубина залегания – 2000 м.

• Размер ячеек 25 x 25 x 0,5 м.

• Расстояние между скважинами R=500 м.

• Пористость – 0,15.

• Песчанистость – 1.

• Проницаемость – 0,1 мкм².

• Начальные условия :

— давление – 20 МПа;

— водонасыщенность – 0,5.

• Параметры трещин ГРП:

— раскрытие трещины – 10 мм;

— проницаемость трещины – 90 мкм²;

— длина трещины L_f=1/2R=250 M, L_f=2/5R=200 M,    L_f=1/4R=125 M, L_f=1/8R=63 M.

• Ориентация трещин – параллельно добывающим рядам.

• Добывающие скважины работают с контролем по водонефтяному разделу (BHP) (10 МПа).

• Нагнетательные скважины работают с контролем по BHP (30 МПа).

Расчеты проводились на основании разработанной математической модели [4], валидация созданного численного алгоритма с известными аналитическими и численными решениями представлена в работе [5] и реализована в виде программного продукта FluxSim [6].

Расчеты на моделях показали, что добывающие скважины первого ряда с ГРП характеризуются наибольшей накопленной добычей нефти. В данном варианте не происходит быстрого продвижения фронта вытесняемой воды от нагнетательных скважин к скважинам второго стягивающего ряда в отличие от варианта с проведением ГРП в скважинах второго ряда. ГРП в добывающих скважинах второго ряда приводит к тому, что между первым и вторым рядами добывающих скважин значительно снижается пластовое давление и вода быстро продвигается к скважинам второго ряда, преждевременно обводняя скважины первого ряда (рис. 2).

Из рис. 3 следует, что вариант с ГРП в скважинах первого добывающего ряда характеризуется наибольшим КИН, однако темп отбора нефти в варианте с проведением ГРП в скважинах второго добывающего ряда выше, чем в варианте с ГРП в скважинах первого ряда. В данном случае условием отключения добывающих скважин стало достижение 97%-ной обводненности каждой скважины.

На рис. 4 приведены поля распределения нефтенасыщенности для вариантов с проведением ГРП на момент обводнения скважин первого ряда на 97 %. Представленные карты распределения нефтенасыщенности свидетельствуют о том, что при проведении ГРП в скважинах второго добывающего ряда (см. рис. 4, б) фронт вытеснения продвигается быстрее, чем при проведении ГРП в добывающих скважинах первого ряда (см. рис. 4, а), вместе с тем невыработанных запасов нефти в районе добывающих скважин первого ряда остается больше.

Заключение

Таким образом, наибольший КИН достигается в варианте с проведением ГРП в скважинах первого добывающего ряда, наибольший темп отбора нефти – в варианте с выполнением ГРП в добывающих скважинах второго ряда.

Если исходить из критерия максимального КИН, то вариант с ГРП в скважинах второго добывающего ряда эффективнее остальных вариантов практически на всей области прокачанного объема (см. рис. 3), за исключением прокачки более 110 %. Большие прокачанные объемы соответствуют отдаленным периодам, во время которых добыча экономически менее интересна (с учетом дисконтирования), чем в начальные периоды. С учетом того, что продолжительность реального эффекта от ГРП на месторождениях обычно составляет 1-4 года [7], вариант с проведением ГРП в скважинах второго добывающего ряда является лучшим как по количеству отобранной нефти, так и темпу ее отбора.

Список литературы

1. Мурзенко В.В. Аналитические решения задач стационарного течения жидкости в пластах с трещинами гидроразрыва//Изв. РАН. МЖГ, 1994. – № 2. – С. 74-82.

2. Каневская Р.Д., Кац Р.М. Оценка эффективности гидроразрыва пласта при различных системах его заводнения // Нефтяное хозяйство. – 1998. – № 6. – С.34-37.

3. Дериглазов Д.Н., Пичугин О.Н., Родионов СП. Численное исследование влияния ориентации трещины гидроразрыва на эффективность заводнения// Сборник трудов научно-практической конференции «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке». – Тюмень: ОАО «СибНИИНП», 2000. – Ч. 1. – С. 134-142.

4. Гильмиев Д.Р. Гидродинамическая модель фильтрации жидкости в пласте при наличии трещин гидроразрыва // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С.108-110.

5. Гильмиев Д.Р. Моделирование тепломассопереноса в системе: нефтяной пласт – трещины гидроразрыва – скважины: дис. на соиск. уч. степ. канд. физ.-мат. наук. – Тюмень, 2013.

6. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ, ПК «FluxSim» №2012618782 от 26.09.12.

7. Economides M.J. et al., Pushing the limits of hydraulic fracturing in Russia, Paper SPE 90357 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, 26-29 September, 2004.

Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть» № 1, 2015 г., стр. 40; ISSN 2-74-2339.

Публикуется с разрешения редакции.