Моделирование кислотного воздействия на призабойную зону горизонтальной скважины

• Автор: Жучков, Сергей Юрьевич
• Шифр специальности: 05.13.18
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 100 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР ПРЕДШЕСТВУЮЩИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1. Кислотная обработка карбонатного коллектора

1.2. Моделирование притока к горизонтальной скважине

1.3. Моделирование гидроразрыва пласта

1.4. Обоснование тематики диссертационной работы

ГЛАВА 2. ПОСТАНОВКА И РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА КАРБОНАТНЫЙ ПЛАСТ В ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ

2.1. Математическая модель фильтрации

2.2. Дискретизация системы уравнений

2.3. Решение конечно-разностной системы уравнений

2.4. Программная реализация
ГЛАВА 3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ И ВЕРТИКАЛЬНОЙ СКВАЖИНАХ
3.1. Разностно-аналитический подход для моделирования трещин гидроразрыва в вертикальной скважине
3.2. Модификация разностно-аналитического подхода для моделирования трещин гидроразрыва в горизонтальной скважине
ГЛАВА 4. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ
4.1. Моделирование кислотного воздействия в горизонтальной скважине
4.2. Моделирование трещин гидроразрыва в многоскважинной системе
4.3. Расчет показателей горизонтальной скважины после кислотного гидроразрыва пласта
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы
В связи с истощением запасов нефти в настоящее время в разработку все активнее вводятся трудноизвлекаемые запасы, разработка которых невозможна без применения различных методов увеличения нефтеотдачи. Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти является горизонтальное бурение. Особую актуальность оно приобретает для месторождений со сложным геологическим строением продуктивных залежей. Эта технология широко применяется в России и за рубежом. Длина горизонтальных стволов достигает сотен и тысяч метров. Во многих случаях применение горизонтальных скважин обеспечивает уникальные преимущества в финансовом отношении, в частности, на морских и отдаленных месторождениях, где стоимость проекта может быть снижена только путем сокращения до минимума числа скважин. Горизонтальные скважины характеризуются высокой продуктивностью, которая достигается за счет расширения зоны дренирования.
Важным фактором успешности применения этих скважин является сохранение коллекторских свойств пласта в окрестности ствола. С учетом многообразия геолого-физических и технологических условий разработки месторождений призабойная зона скважин в течение всего периода работы подвергается различным физико-химическим изменениям. Проницаемость призабойной зоны практически никогда не является постоянной, а изменение ее во времени идет, как правило, в сторону снижения, что приводит к падению дебитов в добывающих и приемистости в нагнетательных скважинах. В настоящее время для восстановления проницаемости коллектора и интенсификации добычи часто применяются кислотные обработки. Продуктивность скважин повышается за счет растворения в кислоте продуктов, засоряющих поровые каналы. Одним из перспективных направлений является проведение кислотного гидроразрыва пласта, когда закачка кислотного состава происходит под давлением, обеспечивающим

инициацию в пласте трещин. При этом достигается больший охват пласта кислотным воздействием.
Проведение кислотных обработок и кислотного гидроразрыва на горизонтальных скважинах требует особого подхода. Эффективность операции в значительной степени зависит от глубины проникновения кислоты в пласт, полноты растворения продуктов, засоряющих призабойную зону, охвата пласта воздействием кислотного раствора. Для оценки этих параметров необходимы адекватные математические модели, дающие возможность качественно спланировать ход производственного процесса.
Цель работы
Основной целью данной работы является моделирование и исследование фильтрационных эффектов, возникающих при кислотном гидроразрыве пласта и кислотном воздействии на призабойную зону горизонтальной скважины.
Для достижения поставленной цели были созданы математические модели, алгоритмы и программы для расчета вытеснения нефти водным раствором кислоты в призабойной зоне горизонтальной скважины, вскрывающей карбонатный пласт. Моделирование трещины гидроразрыва пласта в сеточной модели проводилось с использованием специального разностно-аналитического подхода, который был адаптирован для случая кислотного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине.
Основные задачи работы
- Создание трехмерной математической модели двухфазного многокомпонентного вытеснения нефти водным раствором кислоты при кислотном воздействии на карбонатный пласт с учетом кинетики реакции растворения и течения в стволе горизонтальной скважины.
- Адаптация разностно-аналитического подхода к моделированию трещин гидроразрыва пласта для случая кислотного гидроразрыва пласта и соответствующие модификации созданной математической модели, в том числе для гидроразрыва в горизонтальной скважине.
- Анализ процессов и эффектов, возникающих при кислотном воздействии

площади реакции. Однако экспериментальные работы [84], в которых было получено выражение скорости реакции, проводились для однофазного случая, в то время как в пластовых условиях присутствуют как минимум две фазы. Площадь поверхности реакции при этом уменьшается за счет того, что часть поровых каналов занята частицами нефти, и растворение стенок каналов в них не происходит, поэтому в рамках двухфазной модели скорость реакции была умножена на насыщенность пласта водной фазой:
Я,=2£;ехр(-|ХУ5Л (24)
Здесь Я4 - расход кислоты в единицу времени на единицу массы породы, Е/, АЕ и а - различные константы реакции, Я - универсальная газовая постоянная, Т — температура пласта, Б, - удельная площадь внутренней поверхности пор. Величина Бр характеризует площадь поверхности пор, доступную для реакции с кислотой, растворенной в воде.
Найдем выражение для изменения пористости в результате растворения. Рассмотрим некоторый объем Уг среды. Обозначим т,+/и и т, - пористость в моменты времени t+At и ? соответственно. Объем и массу растворившейся за время породы обозначим И7'5 и Л/'Я Тогда изменение пористости можно записать следующим образом:
г 9 _ 'К'*-
~ т, ~ = =
,+А1 1 V рУ рУ
г г г г г г г
Здесь Мги рг- молярная масса и плотность минерала породы. Переходя к пределу при АО и сокращая множители, получим:

— = -ЯА (!-т)‘М . (2.6)
Ы 2 А
Интенсивность образования компонент qj также рассчитываются с учетом кинетики химической реакции: