Исследование эффективности контроля разработки залежи высоковязкой нефти по технологии SAGD посредством многоволнового сейсмического мониторинга

Глава 4. Анализ влияния парогравитационного дренажа на петрофизические характеристики пород коллектора.

Глава посвящена оценке влияния техногенного воздействия, оказываемого в ходе разработки залежи по технологии SAGD, на упругие свойства пород коллектора. На основе литературных данных и петрофизического моделирования исследован диапазон изменений скоростей P и S волн, а также плотностей целевых отложений на разных этапах разработки залежи. Построена двумерная модель роста паровой камеры.

Для моделирования воздействия оказываемого изменениями температуры и давления на отложения пласта III использовались модели Био и Гассманна. Исходными данными для этих моделей являлись величины скорости, плотности и пористости, измеренные на образцах керна, взятых из целевого интервала. Непосредственно для моделирования использовались удобные для практического применения уравнения Грегори, основанные на решениях, полученных Био и Гассманном. Они позволяют по измеренной скорости Р волны и плотности породы с известным коэффициентом пористости и водонасыщенности определить скорости P и S волн для произвольных значений пористости и водонасыщенности.

Уравнения Био-Гассманна могут прогнозировать скорости упругих волн во флюидонасыщенной породе с погрешностью около 3 - 5 % [Wang A. 2000], однако если флюид имеет характеристики твёрдого (битум) или полужидкого (высоковязкая нефть) тела, эта погрешность возрастает до десятков процентов. Поэтому при низких температурах, когда свойства нефти близки к твёрдому телу, вместо уравнений Био-Гассманна необходимо применять зависимости, полученные на основе лабораторных измерений. Для прогноза влияния температуры и давления на скорости продольных и поперечных волн в отложениях исследуемого пласта III, насыщенных ВВН, использовались материалы, опубликованные в иностранной литературе.

Анализ литературных источников [Wang A. 2000, Mavko G. 2000] показал что, во-первых, теория и уравнения Био-Гассманна могут быть использованы для прогноза скорости продольных и поперечных волн в породах, насыщенных ТН, при температурах выше 50 - 80 ^oС. При меньших температурах рассчитанные значения акустических скоростей буду занижены более чем на 10 %. В этом диапазоне необходимо использовать закономерности, полученные в ходе лабораторных измерений. Во-вторых, полученные в лаборатории результаты, без каких либо поправок за частотный состав, могут использоваться для прогноза акустических скоростей при моделировании процесса сейсмического мониторинга.

Непосредственные зависимости скорости продольных и поперечных волн от температуры и давления в породе насыщенной ТН были взяты из работ [Kato A. 2008, Han D. 2007] в которых подробно освещается вопрос изменения скоростей упругих волн в резервуаре, насыщенном такой нефтью, при его разработке паротепловым методом.

Для непосредственного прогноза изменений скоростей продольных и поперечных волн, а также плотности отложений пласта III при паротепловом воздействии на него, были выполнены следующие действия: выбрана коллекция образцов керна, являющаяся базой для моделирования; рассчитаны связи упругих свойств ТН и воды с температурой и давлением; определены диапазоны изменения температуры и давления в естественных условиях залегания целевого пласта III, а также при техногенном воздействии на него; физические воздействия на пласт, возникающие в ходе его разработки по технологии SAGD, разделены на пять фаз.

За основу для моделирования были взяты свойства девяти образцов керна, относящихся к песчаникам пласта III, по которым были измерены значения плотности (2.08 - 2.35 г/см³), скорости P волн (3062 - 3272 м/с) и пористости (13 - 29 %). Затем по уравнениям Грегори для каждого образца был рассчитан модуль сжатия сухого скелета и модуль объёмного сжатия зёрен скелета.

Плотность тяжёлой нефти на Ярегском месторождении измерялась в лабораторных условиях, при температурах, лежащих в диапазоне от 8 до 150 ^oС. В этом диапазоне температур результаты измерений с высокой степенью точности были аппроксимированы полиномом третьей степени, а при температуре выше 150 ^oС плотность экстраполировалась по линейному уравнению. На основе результатов лабораторных измерений акустических скоростей в нефтях с различной плотностью, приведённых в работе [Wang Z. 2000], было эмпирически подобрано уравнение, связывающее скорость продольной волны с температурой и давлением для нефти Ярегского месторождения. Аналогичным образом акустическая скорость в воде была описана полиномом третьей степени. За основу были взяты результаты лабораторных измерений, приведённые в статье [Han D. 2007].

Эффективное давление, определяемое разностью между литостатическим и пластовым (поровым) давлением, рассчитывалось на основе построенной сейсмогеологической модели. На глубине залегания пласта III литостатическое давление изменяется в диапазоне от 2.72 до 4.1 МПа, а поровое - от 1.37 до 2.1 МПа. Тогда эффективное давление варьируется в пределах от 1.35 до 2 МПа. Естественные пластовые температуры по результатам скважинных измерений изменяются в целевом диапазоне глубин от 6 до 8 ^oС. Параметры пара, использованного для разработки залежи в пласте III на исследуемом месторождении, изменялись в следующих пределах: давление 0.5 - 2.5 МПа, температура 150 - 220 ^oС.

Все эти значения близки к приведённым в использованной литературе [Kato A. 2008, Han D. 2007] величинам, при которых производились измерения скоростей упругих волн в песчаниках насыщенных тяжёлой нефтью. Поэтому литературные данные могли с большой достоверностью использоваться для прогноза изменения скоростей в тех температурных диапазонах, в которых уравнения Био-Гассманна не обеспечивают необходимой точности (Т = 10 - 80 ^oС).

Основываясь на данных работы [Kato A. 2008], было принято решение разделить процесс парогравитационного дренажа, а точнее ту его часть, которая связана с непосредственной закачкой пара в пласт, на пять фаз воздействия. Первая фаза - нагнетание горячего пара в пласт под давлением. Рост пластового давления с 2.07 до 4.83 МПа. Температура не изменяется (10 ^oС). Скорости V_P и V_S изменяются по эмпирическому уравнению, приведённому в работе [Kato A. 2008]. Вторая фаза - рост температуры пород под действием разогретого пара. Давление при этом остаётся постоянным и равным 4.83 МПа. Температура увеличивается с 10 до 80 ^oС. Скорости V_P и V_S также описываются уравнениям приведёнными в работе [Kato A. 2008]. Третья фаза - за счёт роста температуры вязкость нефти понижается настолько, что возникает возможность прогнозировать V_P и V_S в породах, основываясь на уравнениях Био-Гассманна. Температура повышается от 80 до 120 ^oС. Давление не изменяется. Четвёртая фаза - происходит постепенная замена нефти водой. Температура повышается от 120 до 140 ^oС. Давление не изменяется. Пятая фаза - происходит замещение воды водяным паром. Температура повышается до 240 ^oС, давление не изменяется.

Моделирование показывает, что физическое воздействие на пласт, возникающее в ходе его разработки методом парогравитационного дренажа, оказывает существенное влияние на скорости продольных и поперечных волн. Изменение плотностей отложений, по сравнению со скоростями не столь значительно. При этом разделить между собой описанные пять фаз на основе только скоростей продольных или поперечных волн практически невозможно. Только совместный анализ V_P и V_S позволяет однозначно определить фазу паротеплового воздействия на пласт:
1. Рост давления приводит к одновременному падению V_P и V_S на первые проценты.
2. Начальный нагрев приводит к падению V_P и V_S на десятки процентов.
3. Дальнейший нагрев вызывает падение V_P на первые проценты, V_S - не изменяется.
4. Замещение нефти водой ведёт к росту V_P на первые проценты, V_S - не изменяется.
5. Замещение воды паром приводит к падению V_P на первые проценты и соизмеримому с ним росту V_S .

Для сейсмического моделирования помимо связи скоростей продольных и поперечных волн с температурой и давлением, необходимо также описать процесс роста паровой камеры в пространстве. В силу особенностей метода SAGD для этого достаточна двумерная модель. Весь процесс разработки был разделён на четыре этапа: исходное состояние; нагрев отложений посредством циркуляции горячего пара (T = 220 ^oС) одновременно в обеих скважинах; рост давления во всём пласте за счёт нагнетания пара (T = 181 ^oС, P = 2.7 МПа) в верхнюю скважину; рост паровой камеры вследствие распространения горячего пара в пласте и дренирования им нагретой нефти.

Свойства отложений, вмещающих моделируемый объект, были взяты из построенной сейсмогеологической модели, и были приняты постоянными по горизонтали. Параметры теплопроводности и объёмной теплоёмкости в соответствии с результатами лабораторных измерений были взяты равными 2.9 Вт/м^.К и 1.7^.106 Дж/м^3.К соответственно.

На втором этапе роста камеры для расчёта температурного поля, возникшего в пласте после нагрева, использовалось уравнение теплопроводности. Уравнение решалось методом конечных разностей, с использованием прямоугольной сетки. На третьем этапе вблизи нагнетательной скважины был сформирован небольшой (1 м) ореол пара и воды, поровое давление во всем продуктивном пласте увеличено с 2.07 до 4.83 МПа. На четвёртом этапе за основу модели паровой камеры были взяты результирующие поля температуры и паронасыщения, полученные в работе [Bogdanov I.I. 2007], в которой процесс SAGD был смоделирован на основе решения уравнений тепломассопереноса методом конечных элементов.

В итоге моделирования были получены четыре группы разрезов температуры, давления, водо-, нефте- и паронасыщения. По ним были рассчитаны разрезы скорости продольных и поперечных волн, а также плотности.

Плотность. На втором и третьем этапе изменяется слабо (30 кг/м³). На четвёртом этапе над нагнетательной скважиной формируется чашеобразная область пониженной плотности. Падение составляет в среднем порядка 100 кг/м³ (максиму 250 кг/м³). V_S. Значения сильнее подвержены влиянию изменения температуры, чем смены типа флюида. На втором и третьем этапах вблизи скважин формируется эллипсовидная область пониженных (на 650 м/с) значений. На четвертом этапе эта область приобретает чашеобразный вид и захватывает весь пласт по высоте. V_P. Значения подвержены влиянию, как температуры, так и типа флюида. На втором и третьем этапах вблизи скважин возникает эллипсовидная область пониженных (максимум на 800 м/с) скоростей. На четвёртом этапе она преобразуется в сложно построенную чашеобразную область, состоящую из двух зон. Первая - захватывает весь пласт по высоте и обусловлена нагревом и замещением вязкой нефти водой, внутри неё расположена вторая, обусловленная присутствием водяного пара. Падение скорости (относительно первого этапа) в первой зоне составляет 640 м/с, во второй - 810 м/с.

В четвёртой главе были получены следующие результаты: уравнения Био-Гассманна могут быть использованы для прогноза упругих скоростей при температурах выше 50 - 80 ^oС; скорости, измеренные в лабораторных условиях, могут использоваться для сейсмического мониторинга; надёжное разделение фаз воздействия процесса SAGD возможно только при совместном использовании V_P и V_S; наибольшее воздействие (десятки процентов) на V_P и V_S оказывает нагрев породы содержащей ТН, замещение нефти водой, а затем паром оказывает воздействие только на V_P (первые проценты), рост давления изменяет V_P и V_S на первые проценты.