Легкая добыча тяжелой нефти

В связи с крупными размерами, крайне неоднородным строением трещиноватого гидродинамически единого карбонатного резервуара, большим фондом пробуренных скважин, длительной историей разработки и внедрением на нескольких опытно-промышленных участках термических методов увеличения нефтеотдачи пластов геолого-технологическое моделирование пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения в целом представляет собой сверхсложную задачу нефтяной инженерии, для решения которой требуются серьезные вычислительные мощности.

В подобных случаях, как правило, применяется секторное моделирование, заключающееся в выделении на месторождении или залежи ограниченных зон или участков, нуждающихся в поскважинной адаптации и проведении для них прогнозных расчетов с использованием граничных условий, взятых из более крупной модели.

Общая концепция секторного моделирования выделенных актуальных участков залежи состояла в реализации подхода «от общего к частному» и включала следующие этапы:

I.Для центральной укрупненной зоны залежи на основе ее геологической модели, учитывающей литолого- фациальную неоднородность и естественную трещиноватость вскрытых пластов, была создана гидродинамическая модель в однопоровой постановке с последующей «грубой» адаптацией по интегральным показателям добычи флюидов;

II.С использованием «грубо» адаптированной модели центральной укрупненной зоны был проведен анализ перетоков жидкости через границы выделенного на ее площади центрального актуального участка, т.е. определены граничные условия для «блочной» адаптации гидродинамической модели этого участка;

III.Получена «точная» настройка модели по скважинам центрального актуального участка с учетом параметров двойной среды (каверно-поровая матрица и трещины). Из адаптированной модели центрального актуального участка вырезана модель расположенного в районе скважины № 7 ОЦ юго-восточного актуального участка;

IV.Выбранные размеры модели юго-восточного актуального участка позволили с использованием доступных вычислительных мощностей провести необходимые термогидродинамические расчеты по оценке технологи-ческой эффективности закачки пара в неразбуренной приконтурной зоне залежи.

По техническим причинам интегральную адаптацию созданной гидродинамической модели центральной укрупненной зоны удалось выполнить только в изотермической постановке и в рамках подхода одной пористости. При этом созданный на этапе моделирования трещиноватости центральной укрупненной зоны трещинный неколлектор был преобразован в высокопроницаемый, но низкопоровый коллектор.

Для адаптации модели центральной укрупненной зоны использовались приемы модификации абсолютной проницаемости пластов и подбор параметров аналитической водоносной области. Это позволило удовлетворительно воспроизвести историю добычи жидкости и нефти из центральной укрупненной зоны.

С использованием интегрально адаптированной модели центральной укрупненной зоны был выполнен анализ перетоков флюидов через границы выделенного на ее площади центрального актуального участка и построена соответствующая схема. Откуда следует, что на центральном актуальном участке происходит как отток, и приток жидкости. Причем отток имеет место через северную и западную границы, вблизи которых сосредоточено наибольшее число скважин на соседних площадях. Приток жидкости в основном наблюдается через восточные границы участка.

При построении гидродинамической модели центрального актуального участка удалось использовать подход двойной пористости/двойной проницаемости.

В связи с тем, что через северную и западную границы центрального актуального участка имеет место отток жидкости, обусловленный эксплуатацией добывающих скважин на соседних площадях, для воспроизведения динамических граничных условий были введены фиктивные добывающие скважины.

Приток пластовых вод в участок через южную и восточную границы, также можно было смоделировать при и фиктивных скважин (в данном случае нагнетательных). Однако, учитывая погружение под ВНК репера R₄ в южной части участка, удовлетворительного воспроизведения притока пластовых вод в этой части участка удалось добиться при помощи подключения к подошве модели аналитической водоносной области. Основным приемом интегральной адаптации модели по накопленной добычи жидкости и пластовому дав- являлось уточнение месторасположения линеаментов.

Точная настройка модели по обводненности осуществлялась путем изменения коэффициента относительной фазовой проницаемости для воды при помощи куба множителя, который первоначально в матрице был установлен равным 0,3, а в трещинах - 0,05. Затем куб множителя локально модифицировался: его значения увеличились в зонах с недостаточной расчетной обводненностью и наоборот уменьшались в зонах с повышенной ой обводненностью. В итоге среднее значение множителя в матрице составило 0,579, в трещинах - 0,098. По результатам выполненной адаптации было получено распределение остаточных запасов нефти. Откуда что, несмотря на высокую обводненность добываемой продукции, запасы нефти на этом участке выработаны незначительно.

Распределение температуры по первому варианту (слева) и второму варианту (справа) на 01.01.2060 г.

В целях обоснования технологических решений по закачке пара в неразбуренной приконтурной зоне залежи LIH центрального актуального участка была вырезана модель расположенного в районе скважины № 7 ОЦ юго-восточного актуального участка, размеры которого позволили провести необходимое число расчетов в рамках модели двойной пористости/двойной проницаемости при условии неизотермической фильтрации.

С использованием поскважинно адаптированной модели центрального актуального участка были рассчитаны перетоки жидкости через границы модели юго-восточного актуального участка. Для воспроизведения оттока жидкости, вызванного эксплуатацией добывающих скважин центрального актуального участка и расположенных преимущественно вдоль западных границ юго-восточного актуального в модель были введены фиктивные добывающие скважины. Приток пластовой воды моделировался при аналитической водоносной области, прикрепленной к подошве, а также к юго-западной и северо-восточной границам модели юго-восточного актуального участка.

Интегрированный подход к созданию цифровой модели трещиноватости

Поскважинная адаптация модели юго-восточного актуального участка по обводненности осуществлялась также путем модификации коэффициента относительной фазовой проницаемости для воды.

Достигнутое качество адаптации модели удовлетворяет общепринятым критериям, т.е. построенную модель юго-восточного актуального участка можно использовать для проведения прогнозных расчетов.

В слаборазбуренной периферийной зоне залежи сконцентрировано до 40,0% ее начальных геологических нефти. В целях интенсификации разработки в этой зоне залежи планируется начать бурение новых наклонно-направленных добывающих и горизонтальных нагнетательных скважин, а также внедрение термических методов увеличения нефтеотдачи вскрытых пластов, прежде всего, площадной закачки пара. Для обоснования выбора плотности сетки добывающих и нагнетательных скважин в периферийной зоне рассматривались два варианта системы размещения скважин, каждый из которых предполагал выделение элемента разработки с последующим распространением его показателей по всей площади периферийной зоны. В качестве базисного элемента был использован юго-восточный актуальный участок в районе скважины №7 ОЦ.

В соответствии с первым вариантом на выделенном базисном элементе разработки должно быть пробурено 8 наклонно-направленных нагнетательных скважин и 24 наклонно-направленных добывающих скважины с плотностью сетки 6,25 га. Второй вариант разработки предполагал для выделенного базисного элемента разработки 2 горизонтальных нагнетательных скважин и 6 наклонно-направленных добывающих скважин с плотностью сетки 25,0 га.

В качестве основы для термогидродинамического моделирования использовалась поскважинно адаптированная модель юго-восточного актуального участка. При этом в модели учитывались теплофизические параметры пласта и насыщающих насыщающих флюидов. В процессе термогидродинамических расчетов было принято, что при разогреве пласта от 20 С до 250°С коэффициент вытеснения нефти водой увеличивается с 0,3 до 0,77, а коэффициент остаточной нефтенасыщенности снижается с 0,58 до 0,18. Одновременно с ростом температуры происходит увеличение максимальной фазовой проницаемости по воде.

При проведении расчетов были приняты следующие граничные условия на скважинах:

- забойное давление в добывающих скважинах - 7,5 МПа;

- забойное давление в нагнетательных скважинах - 13,0 МПа;

- максимальный теми закачки пара - 10,0 т/сут/м;

- максимальный темп отбора жидкости - 3,5 т/сут/м;

- максимально допустимая обводненность - 98,0%;

- минимально допустимый дебит нефти - 0,5 т/сут.

Сравнение основных технологических параметров разработки базисного элемента по рассмотренным вари­антам приведено в следующей таблице.

Таким образом, оба варианта имеют одинаковый конечный КИН, но разнятся по величине нако­ленного паронефтяного отношения (ПНО) и по сроку разработки. Наилучшие технологические показатели дости­гаются по второму варианту, что связано с менее интенсивным обводнением реагирующих добывающих скважин пароконденсатом при использовании более редкой сетки скважин плотностью 25,0 га. В первом варианте при сетке скважин плотностью 6,25 га основное количество нефти добывается после быстрого прорыва пароконденсата в добывающие скважины при относительно низких темпах отбора извлекаемых запасов.