Файл: Магистерская диссертация тема работы Потенциал закачки со 2 в истощенные месторождения васюганской свиты Томской.pdf

58 геологическое тело по типу мелководно-морских фаций, в связи с чем было выбрано их пропорциональное деление ячеек.
Вполне хорошая вертикальная выдержанность свойства пласта Ю
13
средней мощностью по модели 12 м, допускает его расчленение на 12 слоев.
Таким образом, средняя вертикальная толщина ячейки модели составила 1 м.
Количество слоев выбиралось так, чтобы сохранить вертикальную неоднородность и избежать необходимости ремасштабирования (апскейлинга) ячеек при переходе к гидродинамическим расчетам. Таким образом, геологическая модель выбранного сектора месторождения содержит 28 812
(49×49×12) ячеек.
3.3 Построение куба литологии и ФЕС
Следующим шагом производилось ремасштабирование данных результатов интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС) и дискретного каротажа песчанистости на ячейки модели методом наиболее вероятного значения. Дальнейшее распределение свойств литологии моделировалось с помощью алгоритма последовательного индикаторного моделирования (SIS) с использованием геостатистического разреза (ГСР) и экспериментальных полувариограмм (Рисунок 3.1). Принимая во внимание прибрежно-морской генезис фаций, параметры полувариограмм, задаваемых при моделировании литологии, представлены в Таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Параметры экспериментальных полувариограмм
Направление
Радиус корреляции
Угол
Тип
Наггет эффект
Major
1500 45
Exponential
0,01
Minor
600
Vertical
1 0

59
Моделирование куба пористости (Рисунок 3.2) производилось методом последовательного Гауссова моделирования (SGS) на основании ремасштабированных данных РИГИС и экспериментальных полувариограмм.
Куб проницаемости (Рисунок 3.3) был получен на основе куба пористости по эмпирической петрофизической зависимости: k = 0.594·exp (24.432 · ϕ) (3.1)
Рисунок 3.1 – Куб литологии сектора месторождения Х
Взвешенные по мощности пласта карты пористости и проницаемости представлены на Рисунке 3.4.
Рисунок 3.2 – Куб пористости сектора месторождения Х

60
Рисунок 3.3 – Куб проницаемости сектора месторождения Х
Рисунок 3.4 – Карты распределения пористости (слева) и проницаемости (справа)
Куб водонасыщенности (Рисунок 3.5) создавался на основании осредненных посредством J-функции Леверетта данных капиллярометрических исследований керна. Значение межфазного натяжения и угол смачиваемости были приняты на основании данных керновых измерений. Синтетический профиль водонасыщенности затем сопоставлялся с данными интерпретации каротажей ГИС для корректировки проницаемости. Как правило, это приводило к увеличению проницаемости относительно рассчитанной по ГИС, но обеспечивало лучшую сходимость с керном. Уровень зеркала свободной воды

61 подбирался итеративно так, чтобы обеспечить лучшее схождение данных ГИС с данными капиллярометрии. Расчет значения связанной водонасыщенности производился по петрофизической зависимости водонасыщенности от пористости.
Рисунок 3.5 – Куб водонасыщенности сектора месторождения Х
Все свойства в геологической модели моделировались стохастическими методами, для каждого из свойств было сделано 10 реализаций, которые впоследствии были осреднены. Для дискретных свойств литологии применялось осреднение типа «Most of», а для непрерывных свойств пористости и насыщенности производилось осреднение типа «Arithmetic», на основе чего получены финальные реализации.
Запасы углеводородов были оценены объемным методом с использованием приведенных выше параметров, объемного коэффициента нефти и утвержденного уровня ВНК в исследуемой области залежи (минус 2612 м). Начальные геологические запасы моделируемого сектора месторождения составили 9 691 545 ст. м
3

62
4. ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ
При переходе от геологического моделирования к созданию фильтрационной модели ремасштабирование не проводилось. Оценка достоверности гидродинамической модели (ГДМ) проводилась методом сравнения запасов углеводородов полученных по гидродинамической модели
(9 701 986 ст. м
3
) с количеством запасов полученных по геологической модели.
Расхождение оказалось приемлемым и составило 0,1%.
4.1 Модель флюида и свойства пласта
Закачка СО
2
в пласт предусматривает необходимость моделирования таких пластовых процессов как: растворения СО
2
в нефти и воде, изменение свойств нефти в зависимости от концентрации растворенного в ней углекислого газа и изменения газосодержания нефти. Описание этих процессов моделирования становится возможным только при использовании композиционной модели флюида.
Опираясь на данные молярных концентраций компонентов, полученных из отчета «ТомскНИПИнефть» [58]. Попытка воспроизведения абсолютно точной настройки модели по отчету не удалась, в связи с чем была выполнена собственная настройка модели флюида.
После загрузки предварительного композиционного состава нефти производилась корректировка молярных долей каждого компонента и коэффициентов попарного взаимодействия компонентов. В программном модуле t-Navigator «PVT-дизайнер» с помощью алгоритма «Метод роя частиц» дополнительно производилась авто-адаптация некоторых параметров тяжелого компонента С
6+
,
таких как: критические температура и давление данного компонента, молекулярная масса, ацентрический фактор и сдвиг для объема
(шифт-параметр). Экспериментально было замечено, что именно наиболее

63 тяжелый компонент
С
6+
вносил больший вклад в настройку модели на реальные лабораторные данные.
При авто-адаптации использовались данные результатов теста дифференциального разгазирования DLE (Differential Liberation Experiment).
Контроль качества производился для:
−
давления насыщения (P
пл
), которое должно соответствовать 27,5
МПа при пластовой температуре 93 о
С (Рисунок 4.1);
−
объемного коэффициента нефти B
o
(Рисунок 4.2);
−
газосодержания нефти R
s
(Рисунок 4.3);
−
вязкости нефти µ
o
(Рисунок 4.4).
Рисунок 4.1 – Результат адаптации давления насыщения
Корректировка давления насыщения, объемного коэффициента и газосодержания нефти производилась по кругу до тех пор, пока не была достигнута лучшая сходимость с данными DLE-теста, и только после настройки этих параметров производилась настройка вязкости нефти, потому что ее настройка практически не влияла на конечный результат.
0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00 14,00 16,00 18,00 20,00 0
50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
Аб со лю тн ое да влен ие,
М
Па
Температура, С
Давление насыщения (до адаптации)
Давление в точке росы (до адаптации)
Давление насыщения (после адаптации)
Давление в точке росы (после адаптации)
93
о
С
7,5 МПа

64
Рисунок 4.2 – Результат адаптации объемного коэффициента нефти
Рисунок 4.3 – Результат адаптации газосодержания нефти
Рисунок 4.4 – Результат адаптации вязкости нефти
1,00 1,05 1,10 1,15 1,20 1,25 1,30 1,35 1,40 1,45 0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00 45,00 50,00
Об ъе м
ны й ко эф фиц ие нт не фт и,
пл.м
3/
ст
.м
3
Давление, МПа
До адаптации
DLE тест
После адаптации
1,00 21,00 41,00 61,00 81,00 101,00 121,00 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00
Ра ств ори м
ость га за в
н еф ти
, ст.
м
3/
ст.
м
3
Давление, МПа
До адаптации
DLE тест
После адаптации
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1
1,2 1,4 0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00 45,00 50,00
Вя зк ость н
еф ти
, м
Па
·с
Давление, МПа
До адаптации
DLE тест
После адаптации

65
По результатам проведенной авто-адаптации на результаты DLE-теста был принят композиционный состав, представленный в Таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Свойства компонентов созданной модели
Ком- понент
Молярная кон- центрация
Критическая температура,
K
Критическое давление,
МПа абс.
Ацентри- ческий фактор
Молекуляр- ная масса, кг/кг-моль
Точка кипения, K
1
CO
2 0,000 304,19 7,38 0,23 44,01 194,69 2
C
1 0,144 190,56 4,60 0,01 16,04 111,67 3
C
2 0,206 305,32 4,87 0,10 30,07 184,57 4
C
3 0,120 369,83 4,25 0,15 44,10 231,04 5 iC
4 0,046 407,80 3,64 0,18 58,12 261,40 6 nC
4 0,039 425,12 3,80 0,20 58,12 272,66 7 iC
5 0,037 460,40 3,38 0,23 72,15 300,98 8 nC
5 0,040 469,70 3,37 0,25 72,15 309,21 9
С
6+
0,368 810,89 1,32 0,68 288,81 631,16
Принятые в модели функции относительных фазовых проницаемостей
(ОФП) предполагают трехфазную фильтрацию: нефть-вода-газ. Для всего моделируемого сектора месторождения был принят один регион ОФП.
Опираясь на имеющиеся данные о лабораторных исследованиях керна, фазовые проницаемости были ремасштабированы с учетом концевых точек.
Значения остаточной водонасыщенности – S
wc
= 0,195 и остаточной насыщенности нефтью в системе вода-нефть – S
OWCR
= 0,281 были получены путем осреднения экспериментальных данных по определению ОФП.
Аналогично были получены значения остаточной газонасыщенности – S
gc
=
0,044 и остаточной насыщенности нефтью в системе нефть-газ – S
OGCR
= 0,502
(Рисунок 4.5).

66
Рисунок 4.5 – Зависимости ОФП для системы вода-нефть (слева) и нефть-газ (справа)
Кривая капиллярного давления (Рисунок 4.6) была получена методом пересчета J-функции Леверетта, предварительно полученной осреднением данных капиллярометрических исследований керна.
Рисунок 4.6 – Кривая капиллярного давления для системы вода-нефть
Сжимаемость горной породы (4,587·10
-5
МПа
-1
) была выбрана в соответствии с лабораторными исследованиями по определению коэффициентов Пуассона и
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
ОФ
П
Водонасыщенность
Нефть
Вода
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5
ОФ
П
Газонасыщенность
Нефть
Газ
0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 0
0,2 0,4 0,6 0,8 1
Ка пи лляр но е да влен ие,
М
Па
Насыщенность водой

67 значений модуля Юнга по пласту Ю
13
месторождения Х, проведенными сотрудниками «ТомскНИПИнефть» на 107 образцах керна [59].
4.2 Адаптация гидродинамической модели
Важным аспектом корректировки ГДМ для последующего прогноза добычи является адаптация модели на исторические данные.
Адаптация секторной модели участка месторождения Х происходила на основе имеющихся данных ГДИС одной из добывающих скважин. Методом локального изменения проницаемости, а также настройкой скин-фактора удалось в достаточной степени садаптировать поведение модели на замеренные данные по дебиту жидкости (Рисунок 4.7) и забойному давлению (Рисунок 4.8).
Рисунок 4.7 – Результат адаптации ГДМ по дебиту жидкости
Рисунок 4.8 – Результат адаптации ГДМ по забойному давлению
0 10 20 30 40 50 60 70 80 0
24 48 72 96 120 144 168 192 216 240 264 288 312
Де би т ж ид ко сти
, ст.
м
3/
сут
Время, ч
Дебит жидкости (И)
Дебит жидкости
20 21 22 23 24 25 26 27 28 0
24 48 72 96 120 144 168 192 216 240 264 288 312
Да влен ие,
М
Па
Время, ч
Забойное давление (И)
Забойное давление

68
5. АНАЛИЗ ПОТЕНЦИАЛА ЗАКАЧКИ СО
2
Как удалось выяснить из предварительного анализа литературных источников, на данный момент в России наиболее предпочтительным методом секвестрации углерода является его закачка в нефтяную залежь, поскольку в таком случае вполне возможно получить значительный прирост нефтедобычи в результате реализации МУН посредством закачки СО
2
в пласт.
Достаточная выдержанность и эффективная мощность целевого пласта
Ю
13
создают предпосылки для его разработки с помощью горизонтальных скважин. После предварительной аналитической оценки стоимости бурения, а также с целью максимального охвата пласта воздействием, на созданной гидродинамической модели целевого пласта Ю
13
были спроектированы семь горизонтальных скважин – 4 нагнетательные (I1L, I1R, I3L, I3R) и 3 добывающие
(PML, PMR, P4), со средней длиной горизонтального ствола 1000-1500 м
(Рисунок 5.1).
Рисунок 5.1 – Расположение горизонтальных скважин (куб нефтенасыщенности)

69
Расчет эффекта от закачки проводился в сравнении с базовым вариантом
– закачкой воды. Учет степени выработки запасов проводился за счет постепенного обводнения добывающих скважин нагнетательными при стопроцентной компенсации отборов и задания контроля по забойному давлению в добывающих скважинах не ниже давления насыщения (7,5 МПа).
Все последующие расчеты проводились на горизонте планирования 24 года. Период создания необходимой инфраструктуры для закачки воды (бурение скважин, проектирование дополнительной БНКС) был принят равным 2 годам.
Начиная с 2024 года разработка участка переходит на этап заводнения. На выбранном промежутке времени (22 года) конечный коэффициент извлечения нефти составил 20,6%. Карты средних (взвешенных по объему ячеек) распределений запасов нефти в случае заводнения на начало и конец расчета представлены на Рисунке 5.2.
Рисунок 5.2 – Карты нефтенасыщенности до (слева) и после (справа) заводнения
Следующим этапом моделировалась непрерывная закачка СО
2
. Период постройки трубопровода по которому планируется транспортировать углекислый газ до месторождения, а также создания инфраструктуры по улавливанию СО
2
на предприятии-эмитенте был принят равным 7 годам.

70
Таким образом, временная стратегия моделирования процесса непрерывной закачки принималась следующей: как и в случае заводнения, период создания инфраструктуры по закачке воды был принят равным 2 годам.
Начиная с 2024 года разработка участка переходит на этап заводнения. Начиная с 2029 года начинается этап закачки углекислого газа, продолжающийся до начала 2046 года.
Наиболее удобным способом доставки СО
2
по трубопроводу к месторождению является его транспортировка в жидком агрегатном состоянии
[57]. Принимая во внимание начальные термобарические условия пласта
(начальное пластовое давление – 27,5 МПа, начальная пластовая температура –
93
о
С), закачка будет сопровождаться фазовым переходом СО
2
из жидкого состояния в состояние сверхкритического флюида. Прогнозируемые условия данного фазового перехода представлены на Рисунке 5.3.
Рисунок 5.3 – Фазовая диаграмма СО
2
и условия закачки

71
Принимая во внимание термобарические условия закачки, аналитическим способом было получено значение минимального давления смесимости (МДС), равное 30,6 МПа. Значение МДС было оценено по эмпирической корреляции
Cronquist (1977) [32], являющейся одной из наиболее подходящих под свойства пластовой нефти данного месторождения. Расчет производился по следующей формуле:
МДС (CO
2
) = 0,11027 ∙ (1,8∙Т
пл
+ 32)
у
, (5.1) у = 0,744206 + 0,0011038 ∙ М
С5+
+ 0,0015279 + Х
С1
(5.2) где Т
пл
– пластовая температура (
о
С);
М
С5+
молекулярная масса компонентов нефти С
5+
, г/моль;
X
C1
– мольная доля метана в нефти.
Как известно, процесс смешивающегося вытеснения нефти углекислым газом подразумевает под собой многоконтактный обмен углеводородными компонентами между нефтью и углекислым газом: нефть отдает часть этих компонентов газу, обогащая его и образуя вблизи фронта вытеснения критическую фазу смеси нефти и газа. Составы фаз уравниваются, поверхность раздела между ними исчезает [27].
С целью реализации смешивающегося вытеснения, приемистость нагнетательных скважин задавалась таким образом, чтобы обеспечить превышение пластового давления над МДС. Таким образом, эффективность при вытеснении углекислым газом достигалась за счет снижения остаточной нефтенасыщенности вследствие уменьшения межфазного натяжения между вытесняющим агентом (СО
2
) и нефтью, что сопровождалось растворением газа и снижением вязкости нефти. Как итог, удалось значительно повысить эффективность нефтевытеснения (Рисунок 5.4).