СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ ДЕБИТА ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ПРИ РАСПРОСТРАНЕНИИ УПРУГИХ КОЛЕБАНИЙ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА
METHOD FOR FORECASTING CHANGE IN PRODUCTION RATE OF PRODUCTION WELLS DURING PROPAGATION OF ELASTIC VIBRATIONS IN BOTTOMHOLE FORMATION ZONE

Изобретение относится к интенсификации добычи нефти из терригенных коллекторов с помощью волнового воздействия на призабойную зону пласта.
Из уровня техники известен способ, интенсифицирующий приток нефти обработки призабойных зон скважин, раскрытый в заявке на изобретение РФ №94015214, 1994 г. Согласно способу, перед проведением интенсификации выполняют анализ геолого-промысловой информации по комплексу скважин с целью предварительной оценки целесообразности проведения интенсифицирующих мероприятий, оценку общей степени падения продуктивности каждой скважины из отобранных, определение составляющей степени падения продуктивности каждой скважины, обязанной естественному росту водонасыщенности призабойной зоне пласта (ПЗП) в процессе эксплуатации, расчет степени падения продуктивности каждой скважины за счет загрязнения ПЗП, прогнозирование дебита нефти и дополнительной добычи нефти в случае интенсификации добычи, с учетом степени загрязнения ПЗП, определенной по каждой скважине, выбор скважин для интенсификации добычи с помощью сравнения величин дополнительной добычи нефти с граничными значениями экономической целесообразности интенсификации, проведение интенсификации на выбранных скважинах.
Недостатком известного способа является то, что прогнозирование прироста дебита добывающей скважины после обработки ПЗП основано на степени падения продуктивности скважины за счет загрязнения ПЗП, рассчитываемой путем вычленения составляющей степени падения продуктивности, обязанной естественному росту водонасыщенности ПЗП в процессе эксплуатации, что не гарантирует интенсификацию добычи нефти, так как обводнение скважин может происходить в результате многих причин, не связанных с загрязнением ПЗП.
Из уровня техники известен способ для прогнозирования поведения скважины, раскрытый в патенте на изобретение РФ №2573746, 2014 г. Способ содержит этапы, на которых: идентифицируют входные переменные, которые имеют влияние на выходной показатель, идентифицируют поднабор из набора входных переменных, где данный поднабор имеет относительно большее влияние на выходной показатель. Модель физических свойств строят, чтобы прогнозировать выходной показатель как функцию поднабора из набора входных переменных. Предполагаемые изменения в поднабор из набора входных переменных ранжируют по вероятности, используя модель физических свойств. Поведение физической системы прогнозируют на основании уровня предполагаемых изменений.
Недостатком известного способа является то, что ранжирование по вероятности предполагаемые изменения в поднаборе из набора входных переменных, используя модель физических свойств без моделирования на мелкомасштабной сетке не способно смоделировать распространение упругих деформаций в ПЗП.
Из уровня техники известен способ обработки продуктивного пласта, раскрытый в патенте на изобретение РФ №2478778, 2013 г. Способ обработки продуктивного пласта заключается в циклически чередующейся операции репрессии на пласт с закачкой в пласт технологических жидкостей и депрессии на пласт с вызовом притока. Осуществляют волновое воздействие упругими колебаниями на обрабатываемую среду гидродинамическим генератором, установленным в скважине напротив продуктивного интервала. Регулируют величины и/или скорости создания репрессии и депрессии в циклах. Проводят управляемое по амплитудно-частотным параметрам регулярное волновое воздействие. Осуществляют мониторинг развития в пластовой среде фильтрационных процессов, декольматации и трещинообразования, на основе которого в режиме обратной связи определяют и назначают параметры регулирования, параметры волнового воздействия в последующих циклах репрессии и депрессии и длительность данных циклов по времени. Причем величины и/или скорости создания репрессии и депрессий в циклах регулируют с последовательным их возрастанием. При этом начальные их минимальные значения определяют и назначают в зависимости от фильтрационно-емкостных параметров пластовой среды и одновременно периодически создают в скважинной жидкости гидроударные импульсы давления.
Недостатком известного способа является то, что параметры регулирования, параметры волнового воздействия в циклах репрессии и депрессии и длительность циклов по времени определяют и назначают уже в процессе интенсификации добычи в режиме обратной связи во время мониторинга развития в пластовой среде фильтрационных процессов, декольматации и трещинообразования.
Из уровня техники известен способ интенсификации притока нефти, раскрытый в патенте на изобретение РФ №2454527, 2012 г. Согласно способу перед проведением интенсификации добычи расчетным путем определяют частоту собственных колебаний стенок обсадной колонны в окружном направлении в интервале перфорации чтобы глубина проникновения упругих колебаний в пласт была максимальной, определяют глубину проникновения звуковой волны в пласт, а затем проводят работы по интенсификации добычи.
Недостатком известного способа является то, что частоту волнового (акустического) воздействия и глубину проникновения упругих колебаний определяют без учета реальных механических параметров пласта, в результате чего достоверность приведенных расчетов снижается, а прогнозирование изменения дебита необходимо вычислять вручную.
Наиболее близким способом того же назначения к заявленному способу по совокупности признаков является способ интенсификации добычи нефти, включающий этапы получение характеристик продуктивного пласта, создание трехмерной механической модели геологической среды на основании характеристик продуктивного пласта, планирование скважины, проектирование интенсификации с использованием созданной механической модели геологической среды, калибровка проекта интенсификации на основе реальных данных, моделирование запроектированной интенсификации и прогнозирование добычи, оценка запроектированной интенсификации, оптимизация в реальном времени запроектированной интенсификации, управление операцией интенсификации на основе оптимизированного плана интенсификации в реальном времени; определение качества продуктивного пласта и качества заканчивания вдоль бокового сегмента скважины; создание множества показателей качества из множества каротажных диаграмм и объединение множества показателей качества для формирования сводного показателя качества, система выполнения операции интенсификации скважины (патент РФ №2663011 от 01.08.2018). Данный способ принят за прототип.
Признаки прототипа, являющиеся общими с заявляемым способом, - способ прогнозирования изменения дебита добывающих скважин при распространении упругих колебаний в призабойной зоне пласта, включающий этапы: получение характеристик продуктивного пласта, создание трехмерной механической модели геологической среды на основании характеристик продуктивного пласта, проектирование интенсификации с использование созданной механической модели геологической среды, калибровка проекта интенсификации на основе реальных данных, моделирование запроектированной интенсификации и прогнозирование добычи, оценка запроектированной интенсификации.
К недостаткам известного способа, принятого за прототип, относится то, что на стадии проектирования интенсификации расчет выполняется с использованием механической модели геологической среды (mechanical earth model - MEM), минимальное разрешение (размер ячейки) которой составляет один метр, в то время как при волновом воздействии на пласт происходящие в призабойной зоне пласта (ПЗП) явления (распределение напряжения) требуют моделирования с более высоким разрешением (до метра), используя мелкомасштабную сетку. Другим недостатком прототипа является то, что на стадии проектирования интенсификации расчет выполняется только с использованием механической модели геологической среды, что не позволяет смоделировать гидродинамические явления, возникающие в призабойной зоне пласта (ПЗП) после проведения таких методов интенсификации добычи нефти, как, например, волновая обработка скважины, и требует аналитического подхода к прогнозированию добычи.
Указанные недостатки прототипа, а именно: отсутствие возможности точно смоделировать на механической модели явления в насыщенной пористой среде, а также отсутствие возможности смоделировать гидродинамические явления, снижают точность прогнозирования интенсификации добычи нефти.
Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, -повышение точности прогнозирования интенсификации добычи нефти.
Поставленная задача была рещена за счет того, что в известном способе прогнозирования изменения дебита добывающих скважин при распространении упругих колебаний в призабойной зоне пласта, включающем этапы: получение характеристик продуктивного пласта, создание трехмерной механической модели геологической среды на основании характеристик продуктивного пласта, проектирование интенсификации с использование созданной механической модели геологической среды, калибровка проекта интенсификации на основе реальных данных, моделирование запроектированной интенсификации, прогнозирование добычи, оценка запроектированной интенсификации, согласно изобретению, на этапе создания трехмерной механической модели геологической среды моделирование выполняют с использованием мелкомасштабной сетки, а на этапе проектирования интенсификации выполняют механическое моделирование распространения упругих колебаний на мелкомасштабной сетке, определяют изменение проницаемости до точки затухания упругих колебаний в пласте, прогнозирование изменения дебита добывающей скважины после волнового воздействия выполняют на крупномасштабной сетке.
Признаки заявляемого технического решения, отличительные от прототипа: на этапе создания трехмерной механической модели геологической среды моделирование выполняют с использованием мелкомасштабной сетки; на этапе проектирования интенсификации выполняют механическое моделирование распространения упругих колебаний на мелкомасштабной сетке, определяют изменение проницаемости до точки затухания упругих колебаний в пласте; прогнозирование изменения дебита добывающей скважины после волнового воздействия выполняют на крупномасштабной сетке.
Благодаря новым признакам заявляемый способ позволяет смоделировать распространение упругих колебаний в ПЗП, оценить радиус затухания упругих колебаний, оценить изменение проницаемости в ПЗП и спрогнозировать прирост дебита добывающей скважины по нефти. Отличительные признаки в совокупности с известными позволят повысить точность прогнозирования интенсификации добычи нефти.
Заявителю неизвестно использование в науке и технике отличительных признаков способа прогнозирования изменения дебита добывающих скважин при распространении упругих колебаний в призабойной зоне пласта, с получением указанного технического результата.
На фиг. 1 представлена блок-схема операций для осуществления предложенного способа.
На фиг. 2-3 представлен пример создания механической 3D-модели геологической среды с использованием мелкомасштабной сетки на основе характеристик продуктивного пласта. На фиг. 2-3 показаны:
1 - скважина в механической модели геологической среды;
2 - напряжение в ПЗП по сечению при удалении от скважины;
3 - сечение;
4 - распределение напряжений вокруг скважины.
Способ прогнозирования изменения дебита добывающих скважин при распространении упругих колебаний в призабойной зоне пласта осуществляют следующим образом (фиг. 1).
Предварительно проводят геофизические, петрофизические и геологические исследования продуктивного пласта.
На основании проведенных исследований на первом этапе отбирают информацию о форме и размерах участка залежи, толщине, расчлененности, песчанистости продуктивного пласта.
По результатам исследования керна отбирают следующие данные:
- физико-механические свойства горной породы:
1) плотность;
2) прочность на одноосное сжатие, растяжение;
3) модули упругости насыщенной пористой среды;
4) модуль Юнга;
5) коэффициент Пуассона;
6) зернистость;
7) смачиваемость;
8) структура;
9) текстура;
10) вид цемента;
- физические свойства жидкости:
1) плотность;
2) вязкость;
3) газосодержащие;
- фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) горной породы:
1) пористость (абсолютная, открытая, эффективная);
2) проницаемость (абсолютная, фазовая);
3) извилистость поровых каналов.
На основе полученных характеристик продуктивного пласта на втором этапе создают механическую 3D-модель геологической среды с использованием мелкомасштабной сетки (фиг. 2). Модель содержит физико-механические свойства и ФЕС насыщенной пористой среды. Модель подвержена всестороннему сжатию, соответствующему реальным геологическим условиям района. Внутри на стенку скважины 1 оказывается динамическое воздействие с определенной частотой и амплитудой.
Для того, чтобы определить глубину затухания упругих волн различной частоты в ПЗП можно воспользоваться уравнениями механики насыщенных пористых сред, использующих физико-механические свойства коллектора и флюида. В качестве инструмента для моделирования и определения глубины затухания можно воспользоваться программными пакетами ABAQUS, ANSYS и другими, которые позволяют моделировать распространение упругой энергии в ПЗП методом конечных элементов на мелкомасштабной сетке.
Альтернативным способом определения глубины затухания упругих колебаний при интенсификации добычи нефти волновым методом может являться расчет с использованием уравнений Био, в соответствии с которыми упругая энергия вглубь пласта
где Р, R, Q - упругие модули скелета е, флюида ε и модуль их связи, учитывающие механические свойства;
11
12
22
ρ, ρ, ρ - коэффициенты, учитывающие неравномерность относительного течения жидкости в порах;
b - отношение силы трения флюида о стенки пор к его средней скорости перемещения;
F(κ) - универсальная комплексная функция; κ - безразмерная переменная.
Глубина проникновения упругих волн в насыщенную ПЗП в этом случае определяется коэффициентами затухания
c
где L - относительная длина распространения волны в ПЗП, м;
- расстояния до точки в ПЗП, м;
11
12
22
11
12
22
γ, γ, γ и σ, σ, σ - параметры, учитывающие соответственно динамические и упругие свойства матрицы и флюида;
1
2
z, z - комплексные коэффициенты;
c
f, f - соответственно частота упругих колебаний и частота, до которой выполняется закон Пуазейля (для ламинарного течения жидкости через каналы круглого сечения), Гц.
После создания механической 3D-модели геологической среды на третьем этапе выполняют проектирование интенсификации добычи при различных амплитуде и частоте воздействия. Проектирование выполняют таким образом, чтобы динамические характеристики волнового воздействия не превысили динамическую прочность насыщенной жидкостью пористой среды. Выполняют несколько сценариев моделирования.
На четвертом этапе выполняют калибровку проекта интенсификации на основе реальных данных.
На пятом этапе моделируют распространения деформаций в ПЗП на механической модели во время интенсификации притока (2-3, фиг. 3), определяют глубину затухания колебаний при различных сценариях (комбинациях амплитуды и частоты) (4, фиг. 3).
Механическое моделирование может быть выполнено со следующими допущениями:
1
- направление максимального напряжения σ в продуктивном пласте совпадает с осью скважины;
- горизонтальные напряжения в продуктивном пласте изотропны
- ствол скважины в интервале продуктивного пласта необсажен;
- деформации коллектора упругие;
- пористая среда представлена одной фазой (матрица горной породы).
В качестве альтернативного способа глубину проникновения упругой деформации  в насыщенный терригенный коллектор можно оценить, используя уравнения (1)-(4)
г.п.
3
где ρ - плотность горной породы и жидкости, кг/м;
K, G - модули упругости насыщенной пористой среды;
f - частота волнового воздействия, Гц;
А - амплитуда динамической нагрузки на стенку скважины, Н.
На шестом этапе определяют зону изменения проницаемости ПЗП, выполняют оценку изменения проницаемости ПЗП в зависимости от различных амплитуды и частоты воздействия.
Изменение проницаемости ПЗП во время обработки можно определить с помощью уравнения, учитывающих частоту динамического воздействия:
0
2
где k - начальная проницаемость горной породы по жидкости, мкм;
с - коэффициент, учитывающий очистку порового пространства от отложений, ед.;
∞
α - извилистость поровых каналов, ед.;
ж
ρ - плотность насыщающей жидкости, кг/м;
f - частота волнового воздействия, Гц;
η - динамическая вязкость жидкости, Па⋅с;
Λ - отношение объема пор образца к площади поверхности зерен, м;
φ - пористость, дол. ед.
На седьмом этапе выполняют прогнозирование добычи углеводородов на фильтрационной (гидродинамической) 3D-модели геологической среды с использованием крупномасштабной сетки.
Если принять, что размер ПЗП при волновой обработке определяется глубиной затухания упругих колебаний, то с учетом уравнения (6) дебит скважины в случае плоскорадиального притока однофазной жидкости можно определить по формуле
пл
с
где Р и Р - давления соответственно в пласте и на забое скважины, Па;
μ - динамическая вязкость пластовой жидкости, мПа⋅с;
h - толщина пласта, м;
пл
R и  - соответственно радиус до точки в пласте и ПЗП, м;
УЗП
k - проницаемость соответственно призабойной и удаленной зон пласта (УЗП), мкм.
Если прогнозный прирост добычи нефти удовлетворяет проекту интенсификации, то на восьмом этапе переходят к выбору метода волнового воздействия, обеспечивающего требуемые амплитуду и частоту для получения прогнозного прироста добычи нефти. После чего на девятом этапе проводят обработку скважины, выполняют сравнительный анализ полученных результатов с модельными. При необходимости выполняют калибровку модели.
В качестве примера рассмотрим расчет изменения дебита добывающих скважин после проведения волновых обработок ПЗП терригенных (объекты разработки C1tl, C1bb, C1rd) залежей нефти. Перед проведением обработки ПЗП скважин характеризовалась ухудшенными свойствами - проницаемостью от 0,02 до 0,3 мкм, в то время как проницаемость удаленной зоны пласта составляла от 0,13 до 0,76 мкм. Дебит скважин по нефти до обработки составлял от 0,5 до 3,9 т/сут. В результате расчета по предложенному способу получены результаты, подтверждающие получение заявленного технического результата, а именно - повышение точности прогнозирования интенсификации добычи нефти. Отклонение фактических показатели от прогнозных не превышает 8%.
В случае, если прогнозный прирост добычи нефти не удовлетворяет проекту интенсификации, то процесс подбора параметров динамического воздействия повторяется, до тех пор, пока не будет найден оптимальный сценарий.
Преимущество изобретения состоит в том, что моделирование на мелкомасштабной сетке, определение глубины затухания упругих волн в ПЗП, определение изменения проницаемости до точки затухания, а также гидродинамическое моделирования на крупномасштабной сетке позволяют повысить точность прогнозирования интенсификации добычи нефти в условиях терригенных коллекторов нефтяных месторождений.