fond

Проект 29.

Требования для создания программных комплексов проектирования разработки нефтегазовых месторождений.

Хавкин А.Я.

В современных условиях для мониторинга разработки (проектирования и последующего анализа разработки) месторождений нефти и газа используются программные комплексы (ПК), позволяющие рассчитывать технологическую (коэффициент извлечения нефти – КИН) и экономическую эффективность добычи нефти и газа при применении современных технологий, анализировать выработку месторождений, обосновывать рекомендации по совершенствованию разработки.

В числе важнейших научно-технических проблем нефтегазодобычи вицепрезидентом РАН Н.П.Лаверовым отмечены: разработка математических моделей

управления процессами извлечения нефти с использованием химических, физических, тепловых и иных методов воздействия на пласт; промышленная разработка и применение новых технологий нефтегазодобычи; создание и освоение технологий сжижения природного газа [1]. Т.е. поставлена задача создания адекватных ПК.

Требованиями для создания отечественного ПК для мониторинга разработки месторождений нефти и газа являются: 1) Унификация расчетов. 2). Учет отечественных требований к проектным документам. 3) Возможность расчета современных технологий. 4) Создание конкурентоспособного продукта мирового уровня. 5) Создание импортозамещающего продукта. 6). Учет особенностей отечественных запасов нефти и газа. 7) Учет ранее не учтенных в других ПК физико-химических явлений (наноявлений) в системе «нефть-газ-вода-порода» [2-12].

Огромная доля российских запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых и глиносодержащих коллекторах, требует учета наноявлений смачивания и ионнообмена при расчетах технологических показателей. Современные технологии разработки трудноизвлекаемых запасов – нанотехнологии [9-12].

Традиционные математические модели многофазной фильтрации в пористых средах основаны на крупномасштабном описании пористых сред с характерным размером элемента пористой среды от сантиметра и более. Капиллярными эффектами как таковыми пренебрегается и считается, что они усредненно учитываются в, так называемых, фазовых проницаемостях, которые различны для воды и нефти. Различие давлений в фазах за счет «учета» капиллярного давления практически мало отличается от расчетов без такого учета. Определение зависимости фазовых проницаемостей от проницаемости коллектора и плотности сетки скважин (ПСС) весьма сложная многопараметрическая задача. Но применение одинаковых фазовых проницаемостей для зон с различной проницаемостью и с разной ПСС означает пренебрежение влиянием ПСС на КИН в гидродинамических расчетах.

Фактически вице-президентом РАН Н.П.Лаверовым [1] в качестве важнейших проблем развития нефтегазодобычи отмечена необходимость создания ПК для расчета нанотехнологий нефтеизвлечения. Поэтому современные ПК должны позволить сравнить значения технологического КИН при применении нанотехнологий на разных стадиях разработки новых объектов и для поиска эффективных нанотехнологий разработки остаточных запасов нефти в обводненных зонах.

Как показали расчеты и экспериментальные лабораторные исследования, учет ионнообмена и капиллярного гистерезиса существенно меняет распределение нефтеводонасыщенности в пласте при вытеснении нефти даже водой (рис. 1 и 2), не говоря уже о растворах химреагентов [3-11].

Рис. 1. Распределения насыщенностей при закачке воды пластовой минерализации (а) и более пресной (б).

Рис. 2. Распределения водонасыщенности S (х) в моменты времени t1 и t2:

а — по модели Баклея–Леверетта; б — по модели DISPO;

хф — координата фронта вытеснения, S*, S0 и Sф — водонасыщенность предельная,

начальная и на фронте вытеснения. Штрих-пунктиром показано распределение во-

донасыщенности при поршневом вытеснении.

Как видно из рис. 1, распределения насыщенности при закачке воды пластовой минерализации и более пресной, сначала рассчитанные, а затем полученные с помощью томографического изучения движения фаз в лабораторных моделях [2-11], появление языка пресной воды не связано с геологической неоднородностью, а является проявлением наноявлений ионнообмена между водой и породой.

Как видно из рис. 2, распределения насыщенностей S(х) в моменты времени t1 и t2 по базовой модели Баклея-Леверетта, используемой в известных ПК, и по модели с учетом капиллярного гистерезиса [3-7] по традиционной модели начальная насыщенность неизменна до подхода фронта вытеснения (зоны резкого роста водонасыщенности), а учет наноявлений смачивания показывает рост водонасыщенности в целом по пласту. Это было сначала рассчитано [3, 5, 6, 7, 9], а затем подтверждено с помощью томографического изучения движения фаз в лабораторных моделях [6-9].

Такие изменения насыщенности (рис. 1 и 2) приводит к появлению воды в добывающих скважинах задолго до подхода фронта воды, что существенным образом изменяет динамику технологических показателей, и конечно, КИН. Таким образом, современные отечественные ПК для мониторинга разработкиместорождений с целью повышения долгосрочной эффективности добычи нефти и газа должны быть адекватны структуре российских запасов нефти, современным экономическим условиям и представлениям о механизме вытеснения нефти.

Литература

1. Лаверов Н.П. Топливно-энергетические ресурсы // Вестник РАН, 2006, т. 76, № 5, с.398-408.

2. Хавкин А.Я. Расчет процесса фильтрации минерализованной воды в нефтесодержащих глинах / Государственный фонд алгоритмов и программ СССР, ПОО3958, 1979, 12с. // Алгоритмы и программы. Информ. бюлл. ВНТИЦентра, М., 1980, № 1, с.51.

3. Хавкин А.Я. Гидродинамика многофазной фильтрации в пористой среде //Нефтяное хозяйство, 1991, № 5, с.23-27.

4. Хавкин А.Я. Особенности создания программных комплексов для мониторинга разработки нефтяных месторождений // Отечественная геология, 2007, № 2, с.36-43.

5. Хавкин А.Я. Модель вытеснения нефти в пористых средах // ДАН, 1998, т.358, № 2, с.193-195.

6. Хавкин А.Я. Закономерность вытеснения нефти в пористых средах // Научные открытия. Сб. кратких описаний за 1998г., М.-Н.Новгород: РАЕН, 1999, с.53-54.

7. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами // М., МО МАНПО, 2000, 525с.

8. Хавкин А.Я., Чернышев Г.И. Томография нефтенасыщенных пористых сред /под ред. акад. А.Н.Дмитриевского // М., Наука, 2005, 271с.

9. Хавкин А.Я. Приставка «нано» – корень «нефть» // Нефть России, 2007, № 4, с.90-92.

10. Khavkin A.Ya. Nanotechnologies of Oil&Gas Recovery // IEA, EOR-2007, Offshore EOR, Technology and Economy, 04-07 September 2007, Vedbaek, Denmark, F2, 9p.

11. Хавкин А.Я. Пора откупорить поры // Поиск, Еженедельная газета научного сообщества, 22 августа 2008г., № 33-34, с.9.

12. Хавкин А.Я. Наноявления и нанотехнологии в добыче нефти и газа / под ред. член–корр. РАН Г.К.Сафаралиева // М.-Ижевск, ИИКИ, 2