Особенности эксплуатации и способы определения оптимальных параметров работы скважин, вскрывающих карбонатные трещиноватые коллекторы, на примере нефтяных оторочек ВУ Оренбургского НГКМ

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020 - № 3 (17). – С. 26-39

УДК 622.276

Е.В. Юдин1, к. ф.-м. н., Г.А. Пиотровский1, О.А. Колюк1, Н.А. Смирнов1, И.М. Галяутдинов2, к. э. н., А.А. Сагиров3, И.А. Ломухин3
1 Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»),
2 «Газпром нефть»,
3 ООО «Газпромнефть-Оренбург»

Электронный адрес: Yudin.EV@gazpromneft-ntc.ru, Timirgalin.AA@gazpromneft-ntc.ru, Novikov.NO@gazpromneft-ntc.ru, Parfenov.NA@gazprom-neft.ru

Ключевые слова: карбонатные резервуары, низкопроницаемые коллекторы, параметры трещиноватости, интерпретация ГДИС, оптимальное забойное давление, гидратообразование

В работе рассматриваются особенности эксплуатации скважин Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ). Предложен комплексный подход к определению параметров трещиноватого пласта: на базе математической модели трещинно-порового коллектора Уоррена-Рута найдены зависимости дебита скважины от времени и параметров трещиноватости в условиях поддержания постоянного забойного давления. На следующем этапе данная задача экстраполируется для случая произвольной динамики дебитов и давлений на основе теории конволюции. Поиск параметров двойной среды осуществляется путем их варьирования в диапазоне допустимых значений для минимизации отклонения расчетного дебита относительно истинного. Для выявления возможных причин ухудшения продуктивности скважин при снижении забойного давления проведены численные эксперименты на синтетических гидродинамических моделях для определения основных влияющих факторов, которые могут привести к наблюдаемому снижению продуктивности скважин при росте депрессии. С учетом полученной информации были проведены многовариантные расчеты секторных моделей ВУ ОНГКМ с целью определения оптимальных параметров эксплуатации для максимизации добычи нефти и минимизации операционных затрат с учетом выявленных осложняющих факторов. Исследованы различные осложняющие причины, которые могут приводить к снижению добычных характеристик скважин для условий трещиноватых коллекторов с газовой шапкой и высоким газосодержанием нефти.

OPERATIONAL FEATURES AND METHODS FOR DETERMINING THE OPTIMAL OPERATION PARAMETERS IN FRACTURED RESERVOIRS WITH A GAS CAP: OIL RIMS OF ORENBURG OGCF CASE STUDY

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2020, no. 3 (17), pp. 26-39

E.V. Yudin1, G.A. Piotrovskiy1, O.A. Kolyuk1, N.A. Smirnov1, I.M. Galyautdinov2, A.A. Sagirov3, I.A. Lomukhin3
1 Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg,
2 Gazprom Neft PJSC, RF, Saint-Petersburg,
3 Gazpromneft-Orenburg LLC, RF, Orenburg

E-mail: Yudin.EV@gazpromneft-ntc.ru, Timirgalin.AA@gazpromneft-ntc.ru, Novikov.NO@gazpromneft-ntc.ru, Parfenov.NA@gazprom-neft.ru

Keywords: carbonate reservoirs, low permeability reservoirs, fracture parameters, well tests interpretation, optimal bottomhole pressure, hydrate formation

The paper deals with the features of well operation at the Eastern part of Orenburg oil and gas condensate field (OGCF). We propose a complex approach to determining the parameters of the fractured formation: based on the mathematical model of Warren–Root fracture reservoir, we find the dependence of the well flow rate on time and parameters of fracture under conditions of maintaining constant bottomhole pressure. Next stage is an extrapolation of this problem for the case of arbitrary dynamics of flow rates and pressures based on the deconvolution theory. The search of parameters of double fracture formation is carried out by their variation in the corridor of admissible values in order to minimize the deviation of the calculated flow rate relative to the true one. To identify possible reasons for the decline in well productivity with a decrease in bottomhole pressure, numerical experiments were performed on synthetic hydrodynamic models to determine the main influencing factors that can lead to an observed decrease in well productivity with increasing depression. Based on the information received, multivariate calculations of sector models of the EP OGCF were carried out in order to determine the optimal operating parameters to maximize oil production or minimize specific operating costs, taking into account the identified complicating factors.

DOI: 10.7868/S2587739920030039

Эффективности разработки новых месторождений в современных условиях значительно препятствует недостаточное представление о работе продуктивных пластов, содержащих трудноизвлекаемые запасы. Вкачестве примера рассматривается Восточный участок Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ), добыча на котором осложняется карбонатным трещинно-поровым типом коллектора с низкопроницаемой матрицей (менее 1мД) и высокой неоднородностью ФЕС по площади. Вто же время разработка месторождения ограничивается высоким содержанием H2S, а также наличием массивной газовой шапки (пластовым давлением, равным давлению насыщения на ГНК) и подстилающей воды. Все эти факторы обусловливают специфику проведения сопутствующих разработке мероприятий, а также низкую эффективность ряда стандартных методик интенсификации притока. Всвязи с вышеизложенным актуально рассмотрение нетривиальных решений при определении параметров коллектора и эксплуатации скважин.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТРЕЩИНОВАТОСТИ

Общее понимание характера течения флюидов по каналам трещинно-порового продуктивного пласта может базироваться на геологических, геофизических или гидродинамических методах. Однако подавляющее большинство этих методов применимо лишь для однородных (близких к однородным) коллекторов с достаточно высокой проницаемостью. В то же время определяемые на их основе параметры не позволяют с приемлемой точностью прогнозировать дебиты скважин, вскрывающих карбонатные отложения ВУ ОНГКМ. Вкачестве решения данной проблемы предлагается использование модели двойной среды, предполагающей условное разделение на низкопроницаемую поровую матрицу, содержащую основные запасы, и высокопроницаемую сеть трещин, выступающую в роли каналов фильтрации. Одной из таких моделей является система уравнений Уоррена–Рута [1], при решении которой дебит скважин определяется через параметры трещиноватости:

ф3.1.PNG

где pfD – безразмерное давление в системе трещин, pmD – безразмерное давление в матрице, t D – безразмерное время; ω и λ – параметры трещиноватости. Параметр ω дает представление о доле извлекаемого из трещин флюида, а λ отвечает за силу притока флюида изматрицы. Традиционно решение системы (1) проводится в пространстве изображений: после преобразования Лапласа и применения необходимых граничных условий рассчитывается соответствующий дебит. Например, для вертикальной скважины при условии отсутствия перетока через внешнюю границу и поддержания постоянного давления на скважине решение имеет вид

ф3.2.PNG

УСТОЯВШИМСЯ ПОДХОДОМ В ОПРЕДЕЛЕНИИ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В ОТСУТСТВИЕ ОСЛОЖНЯЮЩИХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ СЧИТАЕТСЯ МАКСИМИЗАЦИЯ ДОБЫЧИ.

Точное обратное преобразование Лапласа для данного выражения произвести достаточно сложно, и обычно в таких случаях применяют численные алгоритмы (например, алгоритм Стефеста [2]). Однако для прогностических целей целесообразнее использовать формульные аппроксимации. Впределах ограничивающих отрезков времен они устойчиво описывают реальную зависимость дебита от времени и параметров трещиноватости. Аппроксимации существуют для различных граничных условий и временных промежутков (они описаны в работах GiovanniDa Prat [3], Syrtlanov [4] и др.). Так, аппроксимация уравнения (2) для «больших» времен (t D≥100) [3]

ф3.3.PNG

где q – размерный дебит(м3 /сут), B – объемный коэффициент, µ – вязкость флюида, k – проницаемость, h – эффективная мощность, Δp – депрессия на пласт

Приведенная выше модель (с одним из частных случаев граничных условий) имеет существенный недостаток: для нахождения зависимости qD(tD) в явном виде необходимо соблюдение условия поддержания постоянного давления на скважине. На практике же забойное давление – переменная величина, вследствие чего нужно усовершенствовать данный подход. Возможным решением данной задачи служит теория деконволюции. Классически в большинстве работ[5, 6 и др.] она базируется на представлении изменения забойного давления в виде интеграла Дюамеля:

ф3.4.PNG

где p 0 и p ( t) – начальное и текущее забойное давление соответственно, q (τ) – функция зависимости дебита скважины от времени, g ( t – τ ) – функция влияния, являющаяся изменением забойного давления во времени при условии поддержания единичного дебита скважины. Однако можно показать, что переменный дебит при переменном давлении тоже воз - можно представить в виде интеграла и рассчитать его через функцию дебита при постоянном давлении (новая функция влияния). Из закона Дарси следует, что где r – радиус контура, S – поверхность, через которую протекает флюид, ∂n – нормаль к dS.

ф3.5.PNG

3.1.PNG

С помощью принципа суперпозиции можно показать, что

ф3.6.PNG

где q t ˆ( ) − τ – новая функция влияния. Вместо qˆ можно подставить функцию размерного дебита трещинно-порового пласта для соответствующих граничных условий (например, полученную из уравнений (3) и (4)). Итогда решение задачи поиска параметров трещиноватости сводится к минимизации разницы между истинным значением дебита и рассчитанным с помощью варьирования ω и λ в допустимых коридорах значений. Приведенная методика позволяет более детально описывать трещинно-поровые системы, обеспечивая количественную оценку параметров трещиноватости.

НЕОДНОЗНАЧНОСТЬ В ОПРЕДЕЛЕНИИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Достоверность определения продуктивнсти пластовой системы напрямую зависит от результатов ГДИС. В то же время низкие неоднородные ФЕС пласта также накладывают свою специфику на проведение и интерпретацию ГДИС. На ряде скважин установлена 

3.2.PNG

несогласованность между данными фактической эксплуатации скважин и результатами ГДИС. Например, для одной из скважин исследуемого месторождения пластовое давление, интерпретируемое по результатам КВД, имеет значение 12,5МПа (рис. 1). При этом через 4 мес. после смены способа эксплуатации скважины (с ЭЦНна газлифтный) разработка ведется с тем же уровнем добычи, но с забойными давления - ми, значительно превышающими интерпретируемое пластовое давление по результатам КВД. С целью уточнения геологического строения пласта был выполнен анализ специальных геологических исследований с использованием микроимджеров FMI. Результаты проведенного анализа свидетельствуют о наличии в районе исследуемой скважины резкой послойной неоднородности с наличием низкопроницаемой матрицы ималомощных интервалов высокой трещиноватости. Следовательно, высокий стартовый дебит обеспечивается истощением системы трещин, а последующее подключение низкопродуктивной матрицы не позволяет поддерживать начальные темпы отбора. При этом в первую очередь снижается давление в системе трещин, тогда как падение давления в матрице происходит позднее. Для имитации условий трещиноватого коллектора в модель закладывается многопластовая система с высокопроницаемыми пропластками. Данный подход позволяет добиться нормализации значений пластового давления при интерпретации ГДИС (рис. 2). Таким образом, низкое пластовое давление по результатам интерпретации КВД является следствием наличия зон трещиноватости в пласте, которые не позволяют корректно оценить давление в матрице

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ

Анализ данных фактической эксплуатации скважин на ВУ ОНГКМ свидетельствует о том, что установившийся подход максимизации добычи нефти путем снижения забойного давления до минимальных значений, обусловленных технологическими особенностями механизированного способа эксплуатации, не является универсальным. На рассматриваемом месторождении в результате оптимизации добычи путем снижения забойного давления наблюдается непродолжительный прирост дебита нефти, а затем резкое снижение ниже уровней, предшествующих оптимизации. Кроме того, значительное снижение забойного давления, например более чем на 6МПа, может приводить к остановке скважин (рис. 3).

3.3.PNG

При этом после увеличения забойного давления восстановление уровня дебита нефти не происходит. В то же время на более высоких забойных давлениях скважина успешно эксплуатируется и показывает прирост по добыче нефти после щадящего снижения забойного давления. Таким образом, возникает необходимость подбора забойного давления, при котором достигаются максимальные добычные характеристики скважины. На ВУ ОНГКМ начальное пластовое давление близко к давлению насыщения, поэтому при добыче первой тонны нефти происходит неизбежная разгазация пласта. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа в пласте и призабойной зоне, что, в свою очередь, приводит к падению фазовой проницаемости по нефти и последующему снижению коэффициента продуктивности скважины [7]. Данное явление может служить одной из главных причин падения дебита нефти.

3.4.PNG

Для решения данной задачи проведены многовариантные расчеты на секторной модели ВУ ОНГКМ, основанные на методике, которая представлена в статье [8]. Моделируемый сектор характеризуется низкой степенью обводненности и наличием газовой шапки. В результате анализа керновых исследований были выявлены основные неопределенности, влияющие на значение оптимального забойного давления: абсолютная проницаемость, относительная фазовая проницаемость, анизотропия пласта, параметры трещиноватости двойной среды, рассчитанные выше. Полученные диапазоны переменных использованы при многовариантных расчетах в гидродинамическом симуляторе TNavigator. Стандартная сетка, используемая в ГДМВУ ОНГКМ, не позволяет в полной мере учесть разгазирование нефти в пласте, поэтому с целью учета выделившегося газа проведено локальное измельчение сетки в зоне дренирования.

Результаты экспериментов на секторной модели показывают, что форма кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) нефть–газ влияет на наличие экстремума на графике накопленной добычи. При вогнутой форме ОФП по нефти на графике накопленной добычи обнаружится экстремум, и давление, соответствующее ему, будет являться оптимальным забойным давлением (рис. 4). Если же форма ОФП по нефти имеет выпуклую форму, то максимум кривой накопленной добычи отсутствует. В таком случае при выборе оптимального забойного давления необходимо руководствоваться экономической эффективностью добычи и технологическими особенностями эксплуатации. В то же время необходимо провести комплексную оценку технико-экономических параметров разработки месторождения. Расчет показателя NPV свидетельствует о том, что пиковая точка на графике накопленной 

3.5.PNG

добычи не соответствует оптимальному забойному давлению с точки зрения экономики. Это происходит в результате того, что попутно добываемый газ монетизируется, а по расчетам на ГДМ, при снижении забойного давления выделяется значительное количество ПНГ. Однако при этом не учитываются инфраструктурные ограничения. Поэтому для получения более точных результатов в дальнейшем будут проведены расчеты на интегрированной модели месторождения (Пласт–Скважина– Инфраструктура–Экономика). Падение дебита при снижении забойного давления может быть вызвано не только геологическими, но и технологическими причинами. В результате анализа промысловых экспериментов, проводившихся с использованием высокочастотных замеров дебита нефти, жидкости и газа, обнаружено, что при увеличении расхода активного газа замеры глубинных датчиков зафиксировали падение температуры на глубине расположения нижнего газлифтного клапана до отрицательных значений (рис. 5). В то же время средний дебит нефти упал на 12м3 /сут, а забойное давление, по данным спускаемого манометра, уменьшилось до 4МПа. При этом после снижения расхода активного газа забойное давление увеличилось, а средний дебит показывал рост до 24 м3 /сут. Причиной данного явления может быть образование гидратной пробки под нижним газлифтным клапаном. За счет увеличения более чем в 6 раз расхода активного газа увеличивается перепад давления на клапане. В результате дроссельного эффекта при увеличившемся перепаде давления температура в районе клапана падает до минус 10 °C. Данное снижение температуры может приводить к образованию гидратной пробки на глубине установки клапана, которая, в свою очередь, приводит к увеличению давления на забое скважины. Таким образом, снижение давления с 6 до 4МПа произошло на глубине выше расположения гидратной пробки, тогда как истинное забойное давление увеличилось и за счет этого произошло падение дебита нефти с 12,8 до 3,3 м3 /сут. В ходе анализа фактической добычи при низком забойном давлении также отмечено увеличение частоты выпадения АСПО отложений на стенках НКТ. Проблема образования АСПО на скважинах ВУ ОНГКМ известна, и для его предотвращения проводится скребкование ствола скважины вплоть до глубины 1000 м. Однако недостаточная частота проведения данных работ влечет за собой сужение эффективного диаметра НКТ и последующее падение добычи нефти. Для минимизации влияния выпадения АСПО при низком забойном давлении рекомендуется увеличение частоты проведения скребкования.

ВЫВОДЫ

1. Предложена методика количественной оценки параметров карбонатных коллекторов на основе математической модели фильтрации флюида через трещинно-поровый коллектор (модель Уоррена–Рута). Обеспечена ее применимость для условий переменных дебитов и давлений с использованием конволюционной теории.
2. Низкое пластовое давление, определенное по результатам интерпретации КВД, является следствием наличия зон трещиноватости в низкопроницаемом пласте.
3. Представлены подходы по определению оптимальных параметров разработки на примере забойного давления для трещиноватых продуктивных пластов ВУ ОНГКМ.

Список литературы

    1. Warren J.E., Root P.J. The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs // SPE Journal. – 1963. – DOI: 10.2118/426-PA
    2. Stehfest H. Algorithm 368: Numerical inversion of Laplace transforms // Communications of the ACM. – 1970. – Vol. 13(1) – P. 47–49.
    3. Da Prat G., Cinco-Ley H., Ramey H.J., Jr. Decline curve analysis using type curves for two-porosity systems // SPE Journal. – 1981. – DOI: 10.2118/9292-PA
    4. Syrtlanov V., Kovaleva E., Aleev A. Natural fractured reservoirs characteristics estimation based on production data using simplified correlation. Examples from Russia // SPE Conference. – 2017. – DOI: 10.2118/187777-RU
    5. Baygun B., Kuchuk F.J., Arikan O. Deconvolution under normalized autocorrelation constraints // SPE Journal. – 1997. – DOI: 10.2118/28405-PA
    6. von Schroeter T., Hollaender F., Gringarten A.C. Deconvolution of Well-Test Data as a Nonlinear Total Least-Squares Problem // SPE Journal. – 2004. – DOI: 10.2118/77688-PA
    7. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2005. – 607 с.
    8. Иктисанов В.А., Бобб И.Ф., Халимов Р.Х., Ганиев Б.Г. Повышение эффективности управления разработкой путем оптимизации забойных давлений по скважинам месторождения // SPE Journal. – 2017. – DOI: 10.2118/187789-RU

References

    1. Warren J.E., Root P.J. The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs. Society of Petroleum Engineers Journal. 1963, vol. 3, iss. 03, pp. 245–255. doi: 10.2118/426-PA
    2. Stehfest H. Algorithm 368: Numerical inversion of Laplace transforms. Communications of the ACM. 1970, vol. 13, no. 1, pp. 47–49.
    3. Giovanni Da Prat, Heber Cinco-Ley, Henry J. Ramey Jr. Decline Curve Analysis Using Type Curves for Two-Porosity Systems. Society of Petroleum Engineers Journal. 1981, vol. 21, iss. 03, pp. 354–362. doi: 10.2118/9292-PA
    4. Syrtlanov V., Kovaleva E., Aleev, A. Natural Fractured Reservoirs Characteristics Estimation Based on Production Data using Simplified Correlation. Examples from Russia. Rossiiskaia neftegazovaia tekhnicheskaia konferentsiia SPE, 16-18 oktiabria, Moskva, Rossiia [SPE Russian Petroleum Technology Conference, 16–18 October, Moscow, Russia]. 2017. (In Russ.) doi: 10.2118/187777-RU
    5. Baygun B., Kuchuk F.J., Arikan O. Deconvolution under normalized autocorrelation constraints. SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 1997, vol. 13, iss. 04, pp. 603–613. doi: 10.2118/28405-PA
    6. von Schroeter T., Hollaender F., Gringarten A.C. Deconvolution of Well-Test Data as a Nonlinear Total Least-Squares Problem. SPE Journal. 2004, vol. 9, iss. 04, pp. 375–390. doi: 10.2118/77688-PA
    7. Lysenko V., Graifer V. Ratsional’naia razrabotka neftianykh mestorozhdenii [Efficient development of oil fields]. Moscow, OOO Nedra-Biznescentr Publ., 2005. 607 p.
    8. Iktissanov V., Bobb I., Khalimov R., Ganiev B. Improvement of reservoir management effectiveness through optimization of bottomhole pressures of wells. Rossiiskaia neftegazovaia tekhnicheskaia konferentsiia SPE, 16-18 oktiabria, Moskva, Rossiia [SPE Russian Petroleum Technology Conference, 16–18 October, Moscow, Russia]. 2017. (In Russ.) doi: 10.2118/187789-RU

Возврат к списку