CC BY
120
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
УДК 622.691 49
Исследование методов моделирования работы газоконденсатной скважины с МГРП в условиях ачимовских залежей
B.П. Тюрин
заведующий отделом разработки ачимовских залежей1
C.В. Скворцов
заведующий сектором моделирования и технологических расчетов, отдел разработки ачимовских залежей1 [email protected]
А.С. Самойлов
к.т.н., научный сотрудник отдела разработки ачимовских залежей1
А.Н. Нестеренко
к.т.н. , заместитель генерального директора1 [email protected]
1ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень, Россия
В настоящей работе представлены метод и результаты обоснования технологии разработки сложнопостроенных газоконденсатных ачимовских залежей Северо-Пуровского месторождения, характеризующихся низкими фильтрационно-емкостными свойствами, невыдержанными по площади и разрезу, также аномально высоким пластовым давлением. Прогнозные значения коэффициентов извлечения газа и конденсата, достигаемые стандартными решениями, такими как наклонно-направленные скважины с гидроразрывом
Общеизвестно, что разработка ачимовских залежей месторождений ЯНАО осложнена такими причинами как: низкая проницаемость, невыдержанность свойств по площади и разрезу, глубина залегания, аномально-высокое пластовое давление. Однако запасы залежей данного типа уникальны, их технологически сложное, но эффективное извлечение ежегодно обеспечивают прирост добычи газа и конденсата.
В Западной части Северо-Пуровской площади выявлены пять газоконденсатных залежей, сгруппированные в четыре объекта разработки следующим порядком:
• первый эксплуатационный объект (западная залежь пласта БТ6 и залежь пласта БТ7);
• второй эксплуатационный объект (восточная залежь пласта БТ6);
• третий эксплуатационный объект (залежь пласта Ач291-1);
• четвертый эксплуатационный объект (залежи пластов Ач291-2 и Ач292).
Следует отметить, что наиболее сложными по геологическим характеристикам являются пласты Ач291-1, Ач291-2 и Ач292. При краткой характеристике можно отметить, что залежи пластовые, литологически экранированные на востоке. Конфигурация газонасыщенной части залежей идентична. Залежь пласта Ач292 осложнена непроводящим по площади тектоническим нарушением в юго-восточной части.
Залежи пластов Ач291-1, Ач291-2 и Ач292 также характеризуются близкими начальными термобарическими условиями, относятся к одному типу и имеют одинаковый принятый состав и свойства пластового флюида. Контуры газоносности залежей совпадают практически по всей площади, при этом фильтрационно-ем-костные свойства (ФЕС) пластов изменяются в широком диапазоне значений (рис. 1).
Среднее значение пористости для пластов Ач291-1, Ач291-2 и Ач292 соответственно равны 0,19, 0,17 и 0,15 д. ед. Согласно представленной гистограмме целесообразнее объединить в один эксплуатационный объект пласты Ач291-1 и Ач291-2. Однако предварительные результаты расчетов технологических параметров работы скважин показали, что при различных способах вскрытия и режимах эксплуатации равномерной выработки запасов по разрезу объекта эксплуатации не происходит. Запасы пласта Ач291-1 ввиду лучших фильтрационных свойств и больших эффективных газонасыщенных толщин вырабатываются лучше. При этом запасы пласта Ач292 вырабатываются крайне слабо (коэффициент извлечения газа не превышает 0,29 д. ед.). Краткая геологическая характеристика объектов разработки представлена в таб. 1.
На первом этапе формирования вариантов разработки Северо-Пуровского месторождения произведены предварительные расчеты параметров работы скважин с различными конструкциями забоя эксплуатационных скважин в данных условиях:
III эксплуатационный объект (пласт
Ач291-1):
• вертикальное вскрытие пласта Ач291-1;
• субгоризонтальное вскрытие пласта Ач291-1;
IV эксплуатационный объект (пласты
Ач291-2 и Ач292):
• одновременное вскрытие пластов Ач291-2 и Ач292 вертикальным стволом;
• одновременное вскрытие пластов Ач291-2 и Ач292 субгоризонтальным стволом.
В условиях низких ФЕС ачимовских отложений III и IV объектов эксплуатации вертикальное вскрытие не обеспечивает необходимой продуктивности скважин. Наиболее эффективным методом увеличения продуктивных характеристик данных скважин служит увеличение зоны дренирования пласта,
Показатель Эксплуат. объект
3 4
^29"
Средняя газонасыщенность, единиц 0,52 0,46
Средняя водонасыщенность, единиц 0,48 0,54
Пористость, единиц 0,19 0,15
Проницаемость, 10-3мкм2 14,80 2,78 / 0,73
Начальное пластовое давление, МПа 58,51 58,64
Плотность газа в пластовых условиях, кг/м3 338,51 338,51
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 975,98 975,98
Вязкость газа в пластовых условиях, мПа^с 0,047 0,047
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа^с 0,260 0,260
Давление начала конденсации, МПа 52,95 52,95
Рис. 1 — Гистограмма распределения пористости ФМ.
29 ' 29 29
Таб. 1 — Геологическая характеристика эксплуатационных объектов
пласта, горизонтальные скважины, составляют не более 0,5 и 0,25 отн.ед. соответственно, что предопределило выполнение дополнительных работ по исследованию. Представленный в настоящей статье метод обоснования технологии разработки ачимовских залежей заключается в проведении ряда вычислительных экспериментов на аналитической и цифровой фильтрационной моделях, совместное использование которых представляет более обоснованные технико-технологические параметры разработки.
Материалы и методы
На основе результатов изучения геологического строения ачимовских залежей выполнены вычислительные эксперименты на аналитической и цифровой фильтрационной моделях по оценке добывных возможностей скважин различной конструкции.
Ключевые слова
ачимовские залежи, аналитическое моделирование, гидродинамические исследования, газоконденсатные исследования, интерпретация результатов исследований
за счет проведения ГРП для улучшения гидродинамической связи скважины с пластом и отдельными линзами.
Расчеты технологических показателей эксплуатации скважины выполнены на элементе адаптированной гидродинамической модели Северо-Пуровского месторождения. Выбор расположения элемента в фильтрационной модели произведен на основе средних значений пористости, а также в пределах границ категорий запасов Ct (рис. 2). Размеры элемента в плане составляют 5x5 км, общее число ячеек — около 275000.
Размещение скважины предусмотрено в центре выделенного элемента. Моделирование ГРП заключалось в задании величины скин-фактора для вскрытых скважиной соединений равного минус три. Данное значение принято по аналогии со скважинами с ГРП, работающих на ачимовские залежи Уренгойского месторождения. Величина проходки субгоризонтальной скважины по пласту Ач291-2 составила 25 м, по пласту Ач292 — 600 м, которая принята по результатам предварительных расчетов по оценке синхронности выработки запасов в условиях различающихся ФЕС. Модельные расчеты имитировали эксплуатацию на четырех режимах фильтрации прямого хода изменением величины дебита от меньшего значения к большему. Длительность режимов составляла 30 сут, которая обусловлена достаточно низкими ФЕС, что, прежде всего, влияет на время стабилизации забойного давления.
Для оценки изменения продуктивных характеристик данной скважины создана её аналитическая модель в программном комплексе Kappa Saphir.
Ввиду отсутствия результатов исследования субгоризонтальных скважин, на Се-веро-Пуровском месторождении в качестве исходных данных о давлении и величине дебита использованы результаты моделирования на элементе фильтрационной модели, описанной выше, и в работе [4].
Определяющей причиной использования данных, полученных в Eclipse, является необходимость поиска критерия соответствия численного и аналитического моделирования, поскольку при моделировании в Kappa Saphir предусмотрена возможность проведения «тонкой» настройки продуктивности скважины, используя различные параметры призабойной зоны пласта. В условиях Eclipse моделирование продуктивности скважин сводится к изменению скин-фактора, высокоскоростного скин (D-фактор), параметра k-h, фактора проводимости соединения и диаметра трубы эксплуатационной колонны, при этом в качестве ограничений выступают размеры и геометрия ячеек модели, что не позволяет детально имитировать МГРП.
Используя набор исходных данных, включающий выбранную конструкцию забоя субгоризонтальной скважины, PVT-свойства пластовой системы, начальные термобарические условия, толщину и анизотропию пласта, выполнена регрессионная настройка аналитической модели на результаты численного моделирования испытания скважины на четырех режимах фильтрации с её остановкой на КВД. В итоге получена удовлетворительная настройка модели (рис. 3), которая достигается при параметрах модели, представленных в таб. 2.
Рис. 3 — Результаты теста на аналитической модели субгоризонтальной скважины
Рис. 2 — Карта суммарных газонасыщенных толщин пластов
Ач291-2 и Ач292 ФМ
Рис. 4 — Результаты теста на аналитической модели (без D-фактора) субгоризонтальной скважины
S1
Ввиду принципиально разных подходов и методик расчета давления, при численном и аналитическом моделировании наблюдается различие в получаемых фильтрационных параметрах, при этом коэффициент продуктивности скважины в обоих случаях одинаков. Основной целью данного сопоставления моделей является определение критерия их соответствия. В цифровой фильтрационной модели Eclipse используется обобщенный метод псевдодавления (GPP), позволяющий учитывать изменения фазовой проницаемости из-за выпадения ретроградного конденсата в призабойной зоне пласта. При аналитическом моделировании для расчета функции псевдодавления используются параметры вязкости и сжимаемости газа, определяемые начальным давлением системы. Следовательно, как таковых дополнительных потерь подвижности газа в аналитической модели нет. В этой связи указанные потери можно косвенно представить вводом в уравнение D-фактора.
Выполненный дополнительный расчет поведения субгоризонтальной скважины на аналитической модели без применения D-фактора (рис. 4) подтвердил несоответствие результатов моделирования. Однако при использовании коэффициента высокоскоростной фильтрации удалось достигнуть необходимых потерь давления в ПЗП в диапазоне рабочих дебитов газа данной скважины. При этом темп восстановления давления в период остановки скважины на КВД в модели не изменяется, следовательно, при вариации коэффициента фильтрационного сопротивления приток с периферии будет оставаться основным критерием
соответствия моделей.
В результате, на основе полученного в Kappa Saphir значения проницаемости (таб. 2) создана модель горизонтальной скважины с имитацией четырех вертикальных трещин: одна трещина в пределах пласта Ач291-2 и три в пласте Ач292. В качестве исходной информации для моделирования использован массив промысловых данных, полученный при интерпретации результатов исследования скважин с ГРП, вскрывающих ачимовские отложения Уренгойского месторождения [5], т.е. в модели использованы средние значения возможной полудлины и проводимости трещин ГРП.
Настройка продуктивности субгоризонтальной скважины на полученное распределение забойного давления на режимах выполнена в Eclipse 100. Начальный этап включал подбор величины скин-фактора для модельной скважины, который в итоге составил минус три, затем произведено моделирование ГРП путем введения множителя проводимости для граней вскрытых ячеек. Величина множителя проводимости в направлении X вблизи расположения трещины принята равной 6,0 в направлении Y проводимость составила 3,0.
Результаты настройки модели представлены на рис. 5. Отмечается удовлетворительная сходимость численной и аналитической моделей при использовании различных методик расчета продуктивности скважин.
На рис. 6 приведено сопоставление кривых притока IPR для различных типов вскрытия четвертого объекта эксплуатации. В результате наблюдается увеличение продуктивности субгоризонтальной скважины
за счет выполнения интенсификации притока методом многостадийного ГРП. В таб. 3 представлены основные параметры, необходимые для обеспечения данной продуктивности скважины.
Представленные в таблице значения параметров трещины свидетельствуют о необходимости проведения большеобъемного ГРП с массой проппанта более 200 т.
Итоги
Приведены результаты работы по исследованию и обоснованию различных конструкции газодобывающих скважин для условий ачимовских залежей, характеризующихся очень сложным геологическим строением. Доказана эффективность применения в системе разработки горизонтальной скважины с проведением многостадийного гидроразрыва пласта.
Выводы
При сопоставлении разных решений по разработке ачимовских залежей установлена большая эффективность в технологическом плане субгоризонтальной скважины с МГРП (К более чем в 1,5 выше).
4 прод ' J
В результате выполнения расчетов по представленному методу, заключающемуся в проведении ряда вычислительных экспериментов на аналитической и цифровой фильтрационной моделях по оценке технологических показателей субгоризонтальной скважины с многостадийным гидроразрывом пласта, получена более детальная информация о влиянии на производительность как технико-технологических параметров, так и геолого-физических, т.е. комплексный
Параметр
Модель
Параметр
Величина
Eclipse 100 Kappa Saphir Анизотропия пласта, д.ед. 0,1
Длина ствола, м 625 625 Проницаемость, 10-3мкм2 0,1
Анизотропия пласта, д. ед. 0,1 0,1 Параметр кИ, 10-3мкм2*м 3,3
Проницаемость, 10-3 мкм2 1,56 0,10 Суммарный скин-фактор -7,5
Параметр к-И, 10-3 мкм2-м 51,48 3,30 Количество трещин, ед. 4
Скин-фактор 0,0 -0,9 Полудлина трещины ГРП (ХО, м 325
й-фактор 0,0 0,0000057 Высота трещины ГРП (НО, м 33
Продуктивность, тыс. м3/сут/МПа2 0,073 0,073 Проводимость трещин (Ее), 313
Начальное пластовое давление, МПа 59,5 59,5 10-3мкм2*м
Таб. 2 — Сопоставление результатов аналитического (Kappa Saphir) и численного (Eclipse 100) моделирования продуктивности субгоризонтальной скважины
Таб. 3 — Результаты моделирования продуктивности субгоризонтальной скважины с МГРП
Рис. 5 — Результаты численного и аналитического моделирования продуктивности субгоризонтальной скважины с МГРП
Рис. 6 — Сопоставление параметров работы скважин, вскрывающих четвертый объект эксплуатации. Кривая притока IPR
расчет обеспечивает информационную взаимодополняемость и объективность принимаемых решений.
Список используемой литературы
1. Самойлов А.С., Левкович С.В. Повышение нефтеотдачи сложнопостроенных залежей на основе геолого-промыслового обоснования применения горизонтальных стволов. III Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». Москва: ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова, 2011.
Abstract
The method and results of the feasibility study of the development technology of the complex gas-condensate Achimov deposits of the Severo-Purovskoe gas-condensate field are presented in the paper. The deposits have low reservoir properties (porosity and permeability), lateral heterogeneity and abnormal formation pressure. The gas and condensate recovery rates estimated values achieved as per the previous Design Projects such as directional wells with fracturing and horizontal wells made 0.5 and 0.25 relative units, correspondingly, thus the additional surveys required to be delivered. The proposed method of the feasibility study of the Achimov deposits development technology is based on the simulation experiments with the analytical and digital porous-flow models. A combination of the models
С. 94-95
2. Аблаев А., Зайченко Д., Тютиков С., Инюшина А., Конченко А., Технологии для заканчивания и многостадийного ГРП для сложных горизонтальных скважин с АВПД Ачимовских залежей Уренгойского месторождения. БРЕ-171277-ки, Москва, 2014.
3. Доброхлеб П.Ю., Аблаев А.Р., Четвериков Д.М., Заварыгин С.А., Инюшина А., Петраков Ю., Соболев А., Тарасов О.Г., Милушкин А.М., Миленький А.М., Григорьев М.С., Сидоров Д.Н., Опыт строительства субгоризонтальных скважин с большим отходом от вертикали
allows receiving more feasible technical and technological development parameters.
Materials and methods
Simulation experiments with the analytical and digital porous-flow models for evaluation of production capacities of wells of various constructions are made on the basis of study of the geological structure of the Achimov reservoirs.
Results
The results of surveys and feasibility of various constructions of gas producing wells for the Achimov deposits characterized by the complex geology are provided. Efficiency of drilling of horizontal well with multi-stage fracturing is proved to be efficient for the development system.
Conclusions
Benchmarking of various solutions for the
с применением новейших технологий на Ачимовские отложения Уренгойского НГКМ. БРЕ-171265-1^и, Москва, 2014.
4. Скворцов С.В., Юшков И.Ю., Численное моделирование продуктивности скважин с гидроразрывом. Сб. трудов XVII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз».Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2012. С. 67-69.
5. Фатеев Д.Г., Нестеренко А.Н. Унификация подходов при изучении характеристик газоконденсатных систем. БРЕ-171249-1^и, Москва, 2014.
UDC 622.691
Achimov deposits development found higher efficiency of the sub-horizontal well with multi-stage-fracturing (Kproductivity more than 1.5 times).
Simulation experiments with the analytical and digital porous-flow models for evaluation of the process indicators of the sub-horizontal well with multi-stage fracturing allowed receiving a more detailed data on influence of the technical and technological parameters and geological and physical parameters on the productivity i.e. a comprehensive calculation ensures data complementarity and objectivity of the decisions.
Keywords
the Achimov deposits, analytical modeling, hydrodynamic study, gas-condensate study, surveys' results interpretation
ENGLISH GAS INDUSTRY
Survey of the simulation methods of the gas-condensate wells with multi-stage fracturing to the Achimov deposits
Author:
Victor P. Tyurin — head of "Achimov deposits development" section1; [email protected]
Sergey V. Skvortsov — head of "Engineering Simulation"section, Achimov deposits development section1; [email protected] Alexander S. Samoylov — Ph.D., research engineer of "Achimov deposits development" section1 Alexander N. Nesterenko — Ph.D., deputy general director1; [email protected]
1TyumenNIIgiprogaz LLC, Tyumen, Russian Federation
References
1. Samoylov A.S., Levkovich S.V. Povyshenie nefteotdachi slozhnopostroennykh zalezhey na osnove geologo-promyslovogo obosnovaniya primeneniya gorizontal'nykh stvolov [Improving of production the structurally complex deposits based on geological and oilfield reasons for using of horizontal wells]. III International research symposium "Theory and practice of enhanced oil recovery methods". Moscow: VNIIneft named after A.P. Krylov, 2011,
pp. 94-95.
2. Ablaev A., Zaychenko D., Tyutikov S., Inyushina A., Konchenko A., Tekhnologii dlya zakanchivaniya i mnogostadiynogo GRP dlya slozhnykh gorizontal'nykh skvazhin s
AVPD Achimovskikh zalezhey Urengoyskogo mestorozhdeniya [Best practices for horizontal wells completion technology and multistage fracturing for high pressure Achimov formation at Urengoyskoe field]. SPE-171277-RU, Moscow, 2014.
3. Dobrokhleb P.Yu., Ablaev A.R., Chetverikov D.M., Zavarygin S.A., Inyushina A., Petrakov Yu., Sobolev A., Tarasov O.G., Milushkin A.M., Milen'kiy A.M., Grigor'ev M.S., Sidorov D.N., Opytstroitel'stva subgorizontal'nykh skvazhin s bol'shim otkhodom ot vertikali s primeneniem noveyshikh tekhnologiy na Achimovskie otlozheniya Urengoyskogo NGKM [Best practice of horizontal well construction operations for the challenging, high-pressure Achimov formation
- Urengoyskoe field]. SPE-171265-RU, Moscow, 2014.
4. Skvortsov S.V., Yushkov I.Yu., Chislennoe modelirovanie produktivnosti skvazhin
s gidrorazryvom [Numerical simulation of productivity of wells with hydraulic fracturing].Proceedings of the XVII conference of young scientists and specialists LLC "TyumenNIIgiprogaz". Tyumen: LLC "TyumenNIIgiprogaz", 2012, pp. 67-69.
5. Fateev D.G., Nesterenko A.N. Unifikatsiya podkhodov pri izuchenii kharakteristik gazokondensatnykh system [Unification of approaches in the study of the characteristics of gas-condensate systems]. SPE-171249-RU, Moscow, 2014.
