Обоснование применения геомеханических моделей при разработке нефтяных месторождений | Статья в журнале «Молодой ученый»

Отправьте статью сегодня! Журнал выйдет 2 ноября, печатный экземпляр отправим 6 ноября.

Опубликовать статью в журнале

Автор:

Рубрика: Технические науки

Опубликовано в Молодой учёный №50 (184) декабрь 2017 г.

Дата публикации: 15.12.2017

Статья просмотрена: 359 раз

Библиографическое описание:

Улыбин А. В. Обоснование применения геомеханических моделей при разработке нефтяных месторождений // Молодой ученый. — 2017. — №50. — С. 85-87. — URL https://moluch.ru/archive/184/47211/ (дата обращения: 24.10.2019).



В данной статье приведено понятие геомеханического моделирования. Приведён результат использования геомеханической модели на Приобском месторождении. Указаны основные проблемы разработки месторождений, решаемые геомеханическим моделированием. Обозначены направления решения данных проблем.

Ключевые слова: геомеханическое моделирование, геомеханика, напряжения, устойчивость ствола скважины, прочность породы, пескопроявление, деформации, фильтрационно-емкостные свойства, просадки, сейсмические явления.

Разработка месторождений связана с вторжением в недра как на этапе разбуривания, так и на этапах последующей откачки углеводородов (УВ) из системы скважин и применения таких технологий, как поддержание пластового давления (ППД) и гидроразрыв пласта (ГРП).

Все эти вторжения вносят в недра нарушение естественных напряжений пород: при разбуривании — перераспределение полей напряжений локально в области скважины; при работе скважины — образование так называемой воронки депрессии, расширяющейся по мере «выработки» обрабатываемого ею коллектора; работа системы скважин перераспределяет внутренние напряжения продуктивных, а затем и непродуктивных пластов.

Геомеханическое моделирование представляет собой последовательный процесс определения механических свойств горной породы иеё реакций на воздействия впроцессе разработки месторождения [1]. Геомеханические модели используются при проектировании бурения, строительства и эксплуатации скважин, а также при разведке ресурсов УВ.

Применение геомеханических моделей при проектировании разработки месторождений позволяет в последующем продолжительнее удерживать систему на режиме «Максимального дебита» и наиболее полно забрать УВ из недр. При проведении ГРП знание механических свойств участка недр помогает предсказать направление образования искусственных трещин. Повышается эффективность разработки месторождений.

Например, в 2003–2004гг. на Приобском месторождении «Юганскнефтегаз» совместно с Schlumberger с помощью пластового электромикросканера провели семь специальных исследований процесса гидроразрыва. Определили преимущественное направление максимального стресса, которое составило 340–350º. Позднее этот тренд был подтвержден закачкой индикаторных жидкостей. Целью исследования являлось определение направления техногенной трещиноватости. Приборами являлись микроимиджеры и акустический каротаж широкополосный (АКШ). Установлено, что 87 % азимутов трещин лежит в диапазоне 310–350º.

ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2010г. приняло решение о выделении опытного участка для испытания технологии горизонтальных скважин с многозонным ГРП

(ГС +МзГРП) с бурением этих скважин в 2011–2012гг.

Согласно моделированию для Приобского месторождения оптимальным по пусковому дебиту является бурение ГС с продольными трещинами ГРП и переводом под закачку наклонно-направленных скважин (ННС). Расположение трещины — по всей длине ствола. Расчетный дебит ННС с ГРП — 227 м3/сут, а ГС с МсГРП — 355 м3/сут.

Реализация проекта начата бурением скважины 5869Г с длиной горизонтального участка — 800 м и проведением 7ми-стадийного ГРП. Дебит жидкости оказался в 1,5–2 раза выше, чем окружающих ННС с ГРП. [2]

Геомеханическое моделирование помогает разрешить и следующие ситуации:

Обеспечение устойчивости ствола скважины

При бурении происходит замещение выработанной породы на струю бурового раствора. Буровой раствор, в отличие от замещаемой породы, не может противостоять сдвиговым напряжениям. Происходит перераспределение напряжений, пик которых оказывается на стенке скважины. При возрастании напряжений окружающая порода может деформироваться, образуя вывалы и трещины.

Неустойчивость окружающих стенку пород может вызвать такие неблагоприятные ситуации, как прихват бурильного инструмента, уход траектории, обвалы.

Для решения этой проблемы необходимо производить расчёты эффективных напряжений на стенке скважины и безопасное окно бурения (свойств циркулирующего раствора).

Предотвращение разрушения призабойной зоны ипескопроявления

Разрушение призабойной зоны пласта сопровождается выносом в скважину песка c цементом породы. Происходит это по вине большого перепада давления на забое. Сцепление частиц пористой среды ослабевает под действием изменений давления при эксплуатации скважины. Если градиент давления превышает некоторую максимально допустимую величину, разрушается призабойная зона скважины и твердые частицы выносятся на её забой.

Определение допустимой депрессии связано с изучением прочностных характеристик горных пород. В этой связи для оценки устойчивости стенок скважин и разрушения призабойной зоны используются решения трехмерных задач теории упругости и пластичности в сочетании с различными теориями прочности.

Согласно теории нормальных напряжений разрушения начинаются в случае, если максимальное нормальное напряжение достигает временного сопротивления разрыву, при этом оно достигается вследствие положительного удлинения.

Для решения этой проблемы необходимо производить расчёт напряжённо-деформированного состояния (НДС) в упругой пористой среде.

Прогнозирование необратимых деформаций и ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов

При работе добывающей скважины вокруг неё образуется воронка депрессии, которая со временем становится всё больше. Поровое давление уменьшается, повышается влияние вертикальной нагрузки на прискваженные породы, их сжимает в вертикальной плоскости, и они уже в меньшем количестве могут содержать в себе УВ и пропускать их через себя, «дебит к скважине» уменьшается.

Кроме того, в процессе накапливается всё большее количество необратимых деформаций. А неучтённые необратимые деформации — залог высокой вероятности потери извлекаемых запасов, невозможности их извлечения в дальнейшем, потому как «лабиринты извлечения» (трещины, каверны, поры) закроются. Месторождения Западной Сибири страдают этим.

Необходимо использовать ППД с оглядкой на геомеханические свойства для более «безболезненной» компенсации отбора. Корректировать систему расстановки скважин для более полного извлечения УВ месторождения.

Сохранность инженерных сооружений на земной поверхности и предупреждение техногенных сейсмических явлений.

Логическим продолжением деформации коллекторов являются деформации земной поверхности, просадки. Последствия таких деформационных процессов состоят главным образом в смятиях обсадных колонн, в частичном подтоплении поверхности из близлежащих источников воды. Сопутствует порча наземных сооружений, разрыв коммуникаций. Экологические последствия являются, как правило, необратимыми.

Техногенные землетрясения широко сопровождают масштабную добычу подземным способом твердых полезных ископаемых. Сейсмические события на разрабатываемых месторождениях углеводородов возникают как при интенсивном отборе флюида и снижении пластового давления, так и при вторичном воздействии на пласт, при этом отсутствует зависимость между началом разработки месторождений углеводородов, т. е. количеством отобранного флюида, и началом возникновения сейсмической активности. [3]

Для решения данной проблемы следует применять прогноз деформационных процессов, маркшейдерско-геодезический мониторинг и сейсмозондирование. В настоящее время предупреждать техногенные сейсмовызовы затруднительно.

Вывод: геомеханическое моделирование вносит существенно полезную часть в разработку месторождений как с точки зрения дебита, так и с точки зрения безопасности извлечения УВ. Целесообразно геомеханические модели применять совместно с геологическими и гидродинамическими, образуя кросс-модель.

Литература:

  1. Хасанов М. М., Жуков В. В., Овчаренко Ю. В., Тимофеева Т. Н., Лукин С. В. (ООО «Газпромнефть НТЦ»). Геомеханическое моделирование для решения задачи ограничения пескопроявления. Журнал «Нефтяное хозяйство» — 2016 -12, C.48–51
  2. Черевко М. А., Янин А. Н., Янин К. Е. «Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта». — Тюмень–Курган, Издательство “Зауралье”, 2015 — стр. 46–49
  3. Кашников Ю. А., Ашихмин С. Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. С.285
Основные термины (генерируются автоматически): геомеханическое моделирование, Приобское месторождение, решение этой, стенка скважины, разработка месторождений, призабойная зона, пластовое давление, земная поверхность, буровой раствор, деформация.


Похожие статьи

Изменение фильтрационно-емкостных свойств призабойной...

При изменении пластового давления в продуктивных пластах деформация пород в призабойной зоне скважин существенно отличается от деформации в глубине пласта.

Напряженно-деформированное состояние геологической среды...

Основным фактором, определяющим уровень формирования обширных просадок земной поверхности территории месторождения, является величина деформации порового объема пласта-коллектора, вызванной падением пластового давления.

Обоснование потребности в проведении промысловых...

забойное давление, давление насыщения, коэффициент продуктивности, скважина, обводненность жидкости, снижение коэффициента продуктивности, нефтяное месторождение, пластовое давление, призабойная зона...

Технология кислотной обработки призабойных зон скважин на...

Месторождение открыто в 1991 году, введено в разработку в 2001 г.

За историю эксплуатации на месторождении применялись следующие технологии кислотной обработки призабойных зон скважин

Перспективность кислотного гидравлического разрыва пласта на...

Основные термины (генерируются автоматически): дебит скважины, скважина, нефть, дебит нефти, призабойная зона, Башкортостан

Обоснование агентов воздействия и способов поддержания пластового давления пласта ЮС0 Северо-Лабатьюганского месторождения.

Исследование влияния природной пластовой воды на коррозию...

Одно из существенных направлений в решении этой проблемы — решение задачборьбы с отложениями неорганических солей при эксплуатации скважин.

Состав и свойства пластовых вод в процессе разработки месторождений изменяются и зависят от снижения давления и...

Обоснование актуальности выполнения сейсмических работ для...

В связи с этим инженерные решения при проектировании изначально не могут быть оптимальными — например, планируются к отработке

Обоснование применения геомеханических моделей при разработке нефтяных месторождений.

Характеристика Приобского нефтяного месторождения

Приобскоеэто гигантское нефтяное месторождение в России.

Основные термины (генерируются автоматически): Фроловская мегавпадина, приобское месторождение, приобское нефтяное месторождение, Россия, пласт, млрд тонн, Обь, пластовая вода...

Анализ технологических режимов работы добывающего фонда...

Однако в основной массе по скважинам месторождения газовые факторы выше указанных величин (400–900 нм3/т). При этих значениях газового фактора в насосных скважинах забойное давление должно превышать 20.0 МПа, что выше текущего пластового давления.

Похожие статьи

Изменение фильтрационно-емкостных свойств призабойной...

При изменении пластового давления в продуктивных пластах деформация пород в призабойной зоне скважин существенно отличается от деформации в глубине пласта.

Напряженно-деформированное состояние геологической среды...

Основным фактором, определяющим уровень формирования обширных просадок земной поверхности территории месторождения, является величина деформации порового объема пласта-коллектора, вызванной падением пластового давления.

Обоснование потребности в проведении промысловых...

забойное давление, давление насыщения, коэффициент продуктивности, скважина, обводненность жидкости, снижение коэффициента продуктивности, нефтяное месторождение, пластовое давление, призабойная зона...

Технология кислотной обработки призабойных зон скважин на...

Месторождение открыто в 1991 году, введено в разработку в 2001 г.

За историю эксплуатации на месторождении применялись следующие технологии кислотной обработки призабойных зон скважин

Перспективность кислотного гидравлического разрыва пласта на...

Основные термины (генерируются автоматически): дебит скважины, скважина, нефть, дебит нефти, призабойная зона, Башкортостан

Обоснование агентов воздействия и способов поддержания пластового давления пласта ЮС0 Северо-Лабатьюганского месторождения.

Исследование влияния природной пластовой воды на коррозию...

Одно из существенных направлений в решении этой проблемы — решение задачборьбы с отложениями неорганических солей при эксплуатации скважин.

Состав и свойства пластовых вод в процессе разработки месторождений изменяются и зависят от снижения давления и...

Обоснование актуальности выполнения сейсмических работ для...

В связи с этим инженерные решения при проектировании изначально не могут быть оптимальными — например, планируются к отработке

Обоснование применения геомеханических моделей при разработке нефтяных месторождений.

Характеристика Приобского нефтяного месторождения

Приобскоеэто гигантское нефтяное месторождение в России.

Основные термины (генерируются автоматически): Фроловская мегавпадина, приобское месторождение, приобское нефтяное месторождение, Россия, пласт, млрд тонн, Обь, пластовая вода...

Анализ технологических режимов работы добывающего фонда...

Однако в основной массе по скважинам месторождения газовые факторы выше указанных величин (400–900 нм3/т). При этих значениях газового фактора в насосных скважинах забойное давление должно превышать 20.0 МПа, что выше текущего пластового давления.

Задать вопрос