Целью работы является моделирование блокирования техногенных трещин (трещин авто ГРП) с использованием водонабухающих гранулированных гелей. На лабораторной модели трещины были получены значения констант гранулированных гелей (кажущейся постоянной консистенции ka и кажущегося показателя псевдопластичности na) для уравнения вязкопластичной жидкости. Эти же константы использованы в полученном уравнении для градиента давления вдоль техногенной трещины. Эффективная вязкость геля рассчитывалась из уравнения движения геля вдоль трещины. Моделирование проводилось с использованием гидродинамического симулятора Нимезида 2014. Результаты моделирования показали эффективность технологии применения гранулированных гелей.
Согласно трассерным исследованиям, большинство зон между нагнетательными и добывающими скважинами на месторождениях Западной Сибири содержат техногенные трещины.
Появление техногенных трещин в прискважинной зоне нагнетательных скважинах характерно для месторождений Западной Сибири.
В качестве основного инструмента тестирования предлагаемой технологии экранирования трещин будем опираться на гидродинамическоемоделирование, т.е. на результаты вычислительных экспериментов на гидродинамической модели (ГДМ) пласта прототипа.
Для исследования технологического действия геля для начала создадим базовую модель, которая будет получена в виде фрагмента элемента разработки, представляющего из себя прямоугольный параллелепипед (ПП) размером 200x100x10 м с непроницаемыми границами (рис. 1).
Для равнодейственного – сбалансированного нагнетания, в качестве граничных условий на стенке скважины выбраны одинаковые значения депрессии равные 10 МПа (3 МПа для условия в ячейке – ПП 2x2x10 м).
Расстояния от нагнетательной и добывающей скважины до границ пласта по оси X одинаковы и составляют 50 м. Начальное пластовое давление доставляет 16 МПа. Толщина пласта – 10 м.
ГДМ настроена изолированной, т.е. без постоянного давления на границах по той причине, что в противном случае эффект будет закамуфлированным из-за притоков фаз извне – со стороны границ модели. Это может как приуменьшить эффект так и преувеличить его в связи с тем, что баланс отбора масс нефти и воды не будет соблюдаться вследствие массообмена через открытые границы ГДМ. Причем в данном случае возможен как приток так и отток масс.
Проницаемость пласта взята в среднем 60 мД. Это значение более типично для краевых зон и является достаточным обстоятельством для создания условия образования трещин при реализуемых системах заводнения Западной Сибири (не более 1 нагнетательной скважины на 2 добывающих или 1/1).
В качестве гидродинамического симулятора был выбран программный комплекс Немезида 2014, так как в симуляторе учитывается гидродинамика трещин.
На основе экспериментальных данных о прокачке геля через трещину использовались формулы,полученныедля депрессии в трещине вида (1) - (3)
Для принятых значений проницаемости и толщины трещины (0,3–3,0 мм) были рассчитаны свойства геля в зависимости от гидродинамических условий. При моделировании было принято, что раскрытость трещины является изменяемой величиной и зависит от перепада давления между давлением внутри трещины и давлением в поровой матрице. Раскрытость трещины рассчитывается в ГДМ согласно модели Стрекалова-Грачевой в гидродинамическом симуляторе Немезида.
Граничным условием при нагнетании геля выбрано давление нагнетания 65 МПа (в нагнетательной скважине – источнике обводнения).
По результатам моделирования определено, что прорыв воды в добывающую скважину по образовавшейся трещине произошел через 130 суток после начала нагнетания. На рисунке 2 показано распределение водонасыщенности к 130,5 суток после начала нагнетания воды и закачки геля в течении 0,5 суток.
Рисунок 1 – Поле водонасыщенности послеРисунок 3– Распределения геля по трещине к
нагнетания геля в течении 0.5 сут послемоменту конца его нагнетания (2 сут) и начало
полного прорыва трещины 130 сут. тестирования изменения динамики отбора
Наибольшей зоной воздействия геля является призабойная зона, так как давление нагнетания достаточно велико (65 МПа).
По результатам моделирования установлено, что закачку водонабухающего гранулированного геля (ВГГ) целесообразнее начинать через 100 суток после начала нагнетания воды, а не дожидаться ее прорыва в добывающую скважину.
На рис.4показано распределение водонасыщенности к концу закачки геля, т.е. к моменту 102 сут с момента запуска скважин.
Распределение давления (рис.5) и линий токов нефти соответствует более эффективному процессу вытеснения после перестроения давления через 100 сут после закачки ВГГ.
Как видно из распределения нефтенасыщенности, продвижение воды крайне не значительно, что свидетельствует о том, что эффект от закачки ВГГ будет продолжаться и далее.
Рис 2 – Распределение водонасыщенностиРис 5– Распределение давления и линий
после окончания закачки геля итока нефти через 200 сут c начала с закачкой ВГГ
возобновления нагнетания (102 сут)
Согласно динамике дебитов нефти и воды с учетом закачки ВГГ и без такового хорошо видно, что ВГГ препятствует продвижению воды по трещине. Последнее не дает воде прорваться к добывающей скважине. Но между тем, не препятствует эффективному вытеснению нефти водой и поддержанию пластового давления (рис. 6).
Рисунок 3 – Сравнение динамик дебитов нефти и воды с закачкой ВГГ и без него
Согласно графикам (рис. 7) совокупный эффект за 100 сут эксплуатации добывающей скважины с момент закачки ВГГ составляет 2708.347 т. нефти.
Рисунок 4– Сравнение накопленной добычи нефти с закачкой ВГГ и без
Более того эффект будет продолжаться еще не менее 100–150 сут.
выводы
- Исследования на экранной модели могут быть хорошей альтернативой для измерений реологических свойств частиц, которые различаются по размеру и форме в миллиметровом диапазоне.На основе авторских экспериментов показано, что коэффициент набухания ВГГ зависит от концентрации рассола и скорости потока, а также размера частиц геля.
- Проведенное моделирование на специальной гидродинамической модели процесса блокирования техногенной трещины показало эффективность применения водонабухающих гранулированных гелей.
Литература
1. Al-Assi, A.A., Willhite, G.P., Green, D.W., and McCool, C.S. 2009. Formation and Propagation of Gel
Aggregates Using Partially Hydrolyzed Polyacrylamide and Aluminum Citrate. SPEJ 14 (3): 450-461. SPE-100049-PA.doi: 10.2118/100049-PA.
2. Du, Y. and Gong, J. P. in Surface Friction and Lubrication of Polymer Gels, ed. G. Biresaw and K. L.
Mittal, CRC Press, Boca Raton, Florida, May 2008, ch. 11, pp.223-246.
3. Ganguly, S., Willhite, G.P., Green, D.W., and McCool, C.S. 2001. The Effect of Fluid Leakoff on Gel Placement and Gel Stability in Fractures. Paper SPE 64987 presented at SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, 13-16 February 2001.
4. Larkin, R. and Creel P. Methodologies and Solutions to Remediate Inter-well Communication Problems on the SACROC CO2 EOR Project-A Case Study. paper SPE 113305 presented at 2008 SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, OK, 19-23 April 2008.
5. Ramazani-Harandi M.J.; Zohuriaan-Mehr M.J.; Ershad-Langroudi A.; Yousefi A.A.; K. Kabiri. Rheological Determination of the Swollen Gel Strength of the Superabsorbent Polymer Hydrogels. Polym. Test. 2006, 25, 470 474.
6. Wang, D., Seright, R.S., Shao, Z., and Wang, J. 2007. Key Aspects of Project for Polymer Flooding. Paper SPE 109682 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, 11-14 November.
Wu, Y., Bao, B. 2008. Modeling Particle Gel Propagation in Porous Media. Paper SPE 115678 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, 21-24 September.
Ключевые слова: водонасыщенность, градиент давления, техногенная трещина, моделирование, гранулированный гель
Keywords: water saturation, pressure gradient, fracture,Screen model, gel
