Оценка влияния эффекта пороупругости при добыче нефти на основе результатов исследований керна месторождений АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

10.04.2018
Источник: Журнал «PROнефть»

Assessment of the impact of poroelasticity effects during oil recovery according to core tests results of Gazpromneft-Noyabrskneftegaz fields

УДК 622.276.031:53

А.А. Мальцев, Д.А. Карманский
Санкт-Петербургский горный университет
В.С. Федосеев, П.М. Дрофа
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)  

Электронный адрес: maltsev.aa@gazpromneft-ntc.ru; karmanskiy.da@yandex.ru  

Ключевые слова: продуктивность, пороупругость, скин-эффект, проницаемость, призабойная зона пласта  

A.A. Maltcev, D.A. Karmanskiy
Saint-Petersburg Mining University
V.S. Fedoseev, P.M. Drofa
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg 

Well productivity directly influences on efficiency of oil and gas fields. Nowadays the diagnosing of permeability reduction in near wellbore zone is still a topical issue. In addition to the effects of scale deposition, an important role in permeability reduction is played by deformation of porous media during the reservoir pressure changing. Nevertheless, the complex of core tests does not directly determine the effect of compressibility on the permeability. In this paper all core test’s results were collected and analyzed to estimate the effect of well operation conditions on production index. Measures for reducing of risks associated with geomechanical processes in the near wellbore zone are proposed

Keywords: production index, poroelasticity, skin effect, permeability, near wellbore zone

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-1-44-48

Введение

Новые вводимые в разработку залежи и месторождения нефти требуют более сложных технологических подходов. Повышаются наукоемкость и степень риска таких проектов. Для качественного проектирования и прогнозирования эффективности третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) необходимо увеличение точности моделирования разработки за счет учета влияния геохимических и геомеханических процессов. В представленной статье проведен анализ влияния изменения пластового давления на эффективную проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП). Работа выполнена на основе существующих представлений о физике нефтяного пласта, разработанных математических моделей и результатов проведенных комплексных исследований на керне.

Современное представление о влиянии геомеханических и геохимических процессов на гидродинамику коллектора подробно описано в работах [1, 2]. В данном направлении активно проводятся фундаментальные и прикладные исследования в «Газпромнефть НТЦ» [3], ПермьНИПИнефти [4], ИПМех РАН

[5, 6], Санкт-Петербургском горном университете [7, 8]. Во всех трудах по рассматриваемой тематике отмечено значимое влияние изменения эффективного давления в процессе разработки месторождения на эффективную проницаемость. Доказано существенное влияние состава химических реагентов и минерализации закачиваемой воды на механические свойства породы, что усиливает эффект влияния сжимаемости на эффективную проницаемость.

Целью данной работы является количественная оценка значимости учета эффекта пороупругости при проектировании разработки месторождений «Ноябрьскнефтегаза» на основе фактических данных.

Оценка эффекта пороупругости

В рамках проведенной работы основной задачей было количественно оценить вероятный диапазон снижения дебита скважины в зависимости от выбранного режима ее эксплуатации. В.Н. Николаевский [1] предлагает рассчитывать изменение проницаемости путем определения текущей пористости в зависимости от изменения эффективного давления, которое напрямую связано с изменением пластового давления в ПЗП, и последующего расчета проницаемости через взаимосвязь пористости и проницаемости

В процессе исследований механических свойств породы пласта-коллектора определяется изменение пористости образца при моделировании изменения эффективного давления на образец (оценка сжимаемости порового пространства). Кроме зависимости пористости от эффективного давления, рассматриваемый метод испытания позволяет рассчитать коэффициент сжимаемости порового пространства на участке нагружения до пластового давления и при моделировании депрессии на пласт. Подобный вид испытаний требует доработки или проведения параллельных исследований, в результате которых можно получить прямую зависимость эффективной проницаемости образца от эффективного давления в диапазоне нагружений, моделирующих реальные условия создания максимально допустимых репрессии и депрессии на пласт. Одним из недостатков испытаний по определению сжимаемости порового пространства является узкий диапазон моделирования депрессии. В основном задается максимальное эффективное давление, соответствующее депрессии на пласт 10 МПа, реже 20 МПа, в то время как фактическая депрессия при эксплуатации скважин может достигать 33 МПа. Увеличение задаваемых нагрузок при нагружении образцов позволит также в некоторых случаях определить момент перехода упругих деформаций породы в пластические.

Значительное влияние изменения пластового давления на эффективную проницаемость породы при высоких депрессиях доказывают также единичные исследования на керне месторождений ПАО «Газпром нефть». В работах [5, 6] представлены результаты фильтрационных экспериментов, выполненных на установке трехосного независимого нагружения. В ходе экспериментов выявлено значительное влияние пороупругих эффектов на эффективную проницаемость, а также описаны физические модели изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) различных пород-коллекторов при изменении эффективного давления до критических значений. Результаты комплексных исследований керна пластов юрских отложений одного из месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» показывают, что при увеличении эффективного давления от 15 до 30 МПа эффективная проницаемость для пластовой воды снижается на 10–40 .

В результатах проведенных исследований отсутствуют данные по рассматриваемой связи техногенного изменения пористости и проницаемости в диапазоне эффективных давлений, сравнимых с пластовым и забойным давлениями. Существующие методики предполагают применение петрофизической зависимости, полученной по данным испытания керна. Существует гипотеза, что петрофизическая зависимость значимо отличается от зависимости изменения проницаемости при техногенном изменении пористости образца. Для проверки гипотезы использовались результаты испытаний керна по определению изменения проницаемости в зависимости от эффективного давления и минерализации прокачиваемой воды. На общую петрофизическую зависимость были нанесены точки, полученные при адаптации результатов определения проницаемости при изменении давления и минерализации. Были построены тренды в соответствии с выражением (2) и определено соотношение коэффициентов ak/am для петрофизической и техногенной зависимостей (рис. 1). Проведенные расчеты c получением ak/am показали незначительное различие двух зависимостей для рассмотренного пласта.

Рис. 1. Сравнение техногенной (1) и петрофизической (2) зависимостей проницаемости от пористости

Далее на основе результатов выполненных исследований на керне были рассчитаны коэффициенты ak/am по объектам месторождений АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (рис. 2). Коэффициенты βp были взяты из иследований на сжимаемость для участка, моделирующего депрессию на пласт. Для рассматриваемых объектов была составлена сводная таблица.

 

Рис. 2. Определение отношения коэффициентов ak/am по зависимостям проницаемости от пористости по объектам БВ1 (а), ЮВ 2 (б), БВ (в) и ЮВ (г)

С целью решения поставленной задачи исключили вычисление средних значений для разных групп объектов, поэтому были найдены диапазоны граничных значений ak/am и βp, а также определены диапазоны изменения значений характеристик, используемых для расчета дебита скважины.

Далее оценивалось влияние пороупругости в полученных диапазонах значений ak/am и βp на изменение дебита скважины и рассчитана составляющая скин-фактора, отражающая изменение проницаемости 

Для расчета изменения дебита была выбрана модель, описанная уравнениями Дюпюи [9] для радиального притока к вертикальной скважине с учетом скин-фактора 

Сложность прямого расчета заключается в том, что эффективное давление при установившемся режиме отбора распределено в зоне дренирования в виде депрессионной воронки. Соответственно изменение проницаемости и распределение скин-фактора будут иметь приближенную форму, поэтому расчет дебита или скин-фактора с использованием крайних значений параметров на забое и границе дренирования невозможен. Так, на начальном этапе были рассчитаны потери в скорости фильтрации на участке стенка скважины – граница дренирования при постоянном забойном давлении с разделением расстояния на участки по логарифмическому закону. Изменение проницаемости на каждом участке определено по формуле


Дебиты скважины рассчитывались с учетом и без учета эффекта пороупругости. Для разных значений ak/am и βp


Так как на скин-фактор не влияют ФЕС пласта, было рассчитано поле, описывающее предельные изменения скин-фактора для разных значений ak/am и βp в диапазонах реальных величин по объектам ЮВ, ЮС

(βp∈{0,34;0,64}; ak/am∈{5;25}) и БВ, БС

(βp∈{0,36;0,68}; ak/am∈{5;20}) (рис. 3).

Рис. 3. Диаграмма распределения скин-эффекта в зависимости от значений ak/am и βp

Полученная трехмерная зависимость (см. рис. 3) применима для конкретного режима эксплуатации скважины. При изменении депрессии на пласт трехмерная зависимость изменяется, увеличивая диапазон вероятного скин-фактора (рис. 4).

Рис. 4. Влияние депрессии на диапазон вероятного скин-фактора

На рис. 5 представлено рассчитанное снижение дебита жидкости вследствие сжимаемости поровой среды для объектов ЮВ 2 и 2БС10. Дебиты определены по характеристикам, полученным ранее для объектов ЮВ, ЮС и БВ, БС при депрессии 10, 20, 25 МПа. Величина lnRk/rc постоянна.




Рис. 5. Рассчитанное снжение дебита жидкости в пластовых условиях вследствие сжимаемости поровой среды для объектов 2БС10 (а, в) и ЮВ12 (б, г) месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»: 1 – снижение дебита жидкости; 2 – дебит жидкости с учетом скин-фактора

Заключение

По данным комплексных исследований керна месторождений «Ноябрьскнефтегаза» косвенным путем были рассчитаны диапазоны коэффициентов сжимаемости порового пространства и относительного изменения проницаемости в зависимости от пористости. Эти коэффициенты являются основными в математической модели, связывающей эффективные давление и проницаемость. По известному диапазону изменения вероятных значений основных коэффициентов для объектов ЮВ, ЮС и БВ, БС месторождений «Ноябрьскнефтегаза» был определен интервал вероятных значений скин-фактора, обусловленный изменением структуры порового пространства вследствие сжимаемости горной породы в ПЗП в процессе добычи нефти. По некоторым месторождениям АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» рассчитано снижение дебита жидкости в зависимости от заданной депрессии. Разработаны рекомендации по оптимизации методики выбора режима эксплуатации скважины с учетом эффекта пороупругости.

Полученные показатели влияния проупругости для диапазона фактических значений сжимаемости порового пространства, изменения проницаемости на дебит скважин доказывают необходимость обоснованного выбора режимов их эксплуатации с использованием совместного гидродинамического и геомеханического моделирования ПЗП. Выбор обоснованных с расчетной точки зрения режимов эксплуатации скважин позволит увеличить эффективность добычи. Для этого необходимо проведение комплекса испытаний по определению сжимаемости породы с оценкой изменения ее эффективной проницаемости, а также остаточных деформаций при циклах разгрузки – нагрузки в диапазоне фактического изменения пластового давления относительно начального (до 33 МПа).

Кроме оценки влияния упругой сжимаемости, необходимо определение остаточной деформации, порога перехода из области упругих деформаций в область пластических, вероятного разрушения породы и характера изменения ее проницаемости при разрушении. При достижении объема керновых исследований, позволяющего выявить закономерности изменения проницаемости от литологических характеристик, возможно создание расчетных методик, которые позволят уменьшить объем исследований на керне.

Дальнейшее развитие выполненной работы предполагает исследование влияния химических реагентов на механические свойства скелета породы, которые, как обосновано в статье, непосредственно влияют на дебит скважины. 

Список условных обозначений

аk – коэффициент изменения проницаемости;

аm – коэффициент сжимаемости пор;

k – коэффициент проницаемости;

m – коэффициент пористости;

q – дебит скважины;

S – общий скин-фактор;

Sd – механический скин-фактор;

Sp – скин-фактор за счет перфорации (несовершенство по характеру вскрытия);

Spp – скин-фактор за счет частичного вскрытия (несовершенство степени вскрытия);θ

f – начальное эффективное давление;

pf – текущее эффективное давление; βp – коэффициент сжимаемости пор; h – эффективная толщина пласта;

μ – динамическая вязкость;

Rк – радиус контура питания;

rc – радиус скважины;

Δp – перепад давления;

Ssz – скин-фактор за счет образования зоны разрушения;

Sθ – геометрический скин-фактор (отклонение скважины от вертикали);

Sf – скин-фактор, возникающий за счет создания трещин гидравлического разрыва пласта 

Список литературы

1. Николаевский В.Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т. Механика насыщенных пористых сред. – М.: Недра, 1970. – 339 с.

2. Михайлов Н.Н., Попов С.Н. Экспериментальные и теоретические исследования влияния механохимических эффектов на фильтрационно-емкостные, упругие и прочностные свойства пород-коллекторов // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. – 2015. – N 1(11).– http://oilgasjournal.ru/vol_11/index.html

3. Развитие комплексного геомеханического моделирования в ПАО «Газпром нефть» / А.А. Вашкевич, В.В. Жуков, Ю.В. Овчаренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – №12. – С. 16–19.

4. Влияние кислотных составов на упруго-прочностные свойства терригенных коллекторов пермского края / В.В. Плотников, П.Н. Рехачев, Н.Н. Барковский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. –№7. – С. 100–104.

5. Коваленко Ю.Ф. Геомеханика нефтяных и газовых скважин: автореф… дис. д-ра ф.-м. наук. – М., 2011. – 50 с.

6. Карев В.И. Влияние напряженно-деформированного состояния горных пород на фильтрационный процесс и дебит скважин: автореф… дис. д-ра техн. наук. – М., 2010. – 33 с.

7. Карманский А.Т. Экспериментальное обоснование прочности и разрушения насыщенных осадочных горных пород: автореф… дис. д-ра техн. наук. – С-Пб., 2010. – 37 с.

8. Мальцев А.А., Карманский Д.А. Исследование взаимовлияния геохимических, геомеханических и фильтрационных процессов при разработке нефтяных месторождений // В сб. Новые технологии – нефтегазовому региону // Международная научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых, Тюмень, 24–28 апреля 2017 г. – Тюмень: ТИУ, 2017. – С. 111–114.

9. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. – М:. Гостоптехиздат, 1963. – 310 с. 

Reference

1.  Nikolaevskiy V.N., Basniev K.S., Gorbunov A.T., Zotov G.A., Mekhanika nasyshchennykh poristykh sred (Mechanics of saturated porous media), Moscow: Nedra Publ., 1970, 339 p.

2. Mikhaylov N.N., Popov S.N. Experimental and theoretical study of influence of mechanochemical effects on porosity, permeability, elastic and strength properties of reservoir rocks (In Russ.), Georesursy. Geoenergetika. Geopolitika, 2015, no. 1(11), URL: http://oilgasjournal.ru/vol_11/index.html

3. Vashkevich A.A., Zhukov V.V., Ovcharenko Yu.V. et al., Development of integrated geomechanical modeling in Gazprom Neft PJSC (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2016, no. 12, pp. 16–19.

4. Plotnikov V.V., Rekhachev P.N., Barkovskiy N.N. et al., The effect of acidic compounds in the elastic-strength properties of clastic reservoir rocks of Perm Region (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2016, no. 7, pp. 100–104.

5. Kovalenko Yu.F., Geomekhanika neftyanykh i gazovykh skvazhin (Geomechanics of oil and gas wells): thesis of doctor of physical and mathematical science, Moscow, 2011.

6. Karev V.I., Vliyanie napryazhenno-deformirovannogo sostoyaniya gornykh porod na fil'tratsionnyy protsess i debit skvazhin (Influence of stress-strain state of rocks on the filtration process and well rate): thesis of doctor of technical science, Moscow, 2010.

7. Karmanskiy A.T., Eksperimental'noe obosnovanie prochnosti i razrusheniya nasyshchennykh osadochnykh gornykh porod (Experimental substantiation of strength and destruction of saturated sedimentary rocks): thesis of doctor of technical science, St. Petersburg, 2010.

8. Mal'tsev A.A., Karmanskiy D.A., Issledovanie vzaimovliyaniya geokhimicheskikh, geomekhanicheskikh i fil'tratsionnykh protsessov pri razrabotke neftyanykh mestorozhdeniy (Investigation of the mutual influence of geochemical, geomechanical and filtration processes in the development of oil deposits), Collected papers “Novye tekhnologii – neftegazovomu regionu” (New technologies for the oil and gas region), Proceedings of International scientific and practical conference of students, graduate students and young scientists, Tyumen', 24–28 April 2017, Tyumen': TIU, 2017, pp. 111–114.48        

9. Gimatudinov Sh.K., Fizika neftyanogo plasta (Physics of the oil reservoir), Moscow: Gostoptekhizdat Publ., 1963, 310 p.


Авторы статьи:  А.А. Мальцев, Д.А. Карманский
Санкт-Петербургский горный университет
В.С. Федосеев, П.М. Дрофа
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку