авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |

Научные основы технологии разработки гранитоидных коллекторов нефти и газа

-- [ Страница 3 ] --

Таким образом, наличие залежей нефти в кристаллическом фундаменте шельфа Южного Вьетнама является уникальным, имеющим мировое значение, явлением в нефтяной геологии, которое приводит к пересмотру традиционных представлений о связи нефтегазовых залежей с осадочными комплексами. Поэтому к разведке этих месторождений требуется иной подход. В связи с отсутствием опыта эксплуатации месторождений с гранитоидными коллекторами требуется нетрадиционный подход к их разработке. В качестве объекта изучения взято крупнейшее месторождение Южного Вьетнама «Белый Тигр».

В седьмой главе рассматриваются геолого-технологические основы разработки залежи нефти и газа фундамента шельфа Южного Вьетнама (на примере месторождения «Белый Тигр»). Месторождение «Белый Тигр» расположено на расстоянии от берега порядка 100 км (глубина моря около 50 м). По величине запасов месторождение относится к крупным. Резервуаром для ловушки залежи является трещиноватый фундамент, имеющий сложный петрографический состав.

По материалам исследований автора и других исследователей, в породах фундамента месторождения «Белый Тигр» установлено развитие трех типов пустотности: пустотность системы макро- и микротрещин; пустотность системы изометрических пор, каверн, микрокарста и пустотность блоков. Каждый тип пустотности в процессе вытеснения водой имеет свои особенности.

Под руководством автора в лаборатории НИПИморнефтегаза СП «Вьетсовпетро» были проведены эксперименты по изучению коэффициента вытеснения, которые показали, что среднее его значение для уплотненных частей равно 0,100; для зон с микротрещинами – 0,434; для зон с макротрещинами – 0,650; а общий для всех пород фундамента коэффициент вытеснения равен 0,549.

Интенсивность капиллярной пропитки нефтенасыщенных пород является важной характеристикой капиллярного обмена между водо – и нефтенасыщенными зонами пласта, а в трещиноватых коллекторах между макротрещиноватыми и прилегающими к ним микротрещиновато-поровыми емкостями (пустотами) в значительной степени она определяется величиной блоков между макро- и микротрещинами в сложных коллекторах. Этот процесс, кроме того, определяет интенсивность нефтеизвлечения и скорость перемещения природного ВНК или искусственного водонефтяного контакта (ИВНК), созданного при поддержании пластового давления путем заводнения.

Результаты исследований показали, что при среднем значении пустотности 3 % за счет самопроизвольной капиллярной пропитки можно извлечь около 35 % нефти.

Для трещиноватых пород установлен механизм опережающего движения воды по макротрещинам, в результате чего прилегающие к ним микротрещино-поровые зоны охватываются водой. При объемном распределении макротрещин в реальных массивных залежах происходит трехмерная противоточная капиллярная пропитка водой нефтенасыщенных коллекторов. Динамика такой пропитки во времени является одной из важных характеристик разработки залежи и оценки оптимальных скоростей её заводнения.

Как показал опыт, характер вытеснения нефти водой в однопустотных и двухпустотных коллекторах сильно отличается. Более сложным процесс вытеснения оказывается в двухпустотном коллекторе. Коэффициент вытеснения для зон с микротрещинами зависит от пустотности.

При проведении закачки воды отмечено, что коэффициент вытеснения может быть различным в системе заводнения. Так, он равняется 0,860 при закачке воды в нижнюю часть модели залежи, а при закачке в среднюю часть –0,633.

Опыты также показали, что в коллекторах с двойной пустотностью в фундаменте месторождения «Белый Тигр» коэффициент вытеснения нефти водой в вертикальном направлении равен 0,650 и значительно выше, чем при закачке газа (0,350). Это говорит о преимуществе вытеснения нефти водой над вытеснением нефти газом. Это явление можно объяснить гидрофобным характером и высокой подвижностью самого газа, внедрению которого в тонкие пустоты препятствуют капиллярные силы. Следовательно, газ может вытеснять нефть только в макротрещинах с незначительным капиллярным давлением, а в зонах с микротрещинами и другими типами пустот действие его невелико.

Смачиваемость поверхности пустот породы играет большую роль в определении коэффициента нефтеотдачи залежи. Для пород-коллекторов фундамента месторождения «Белый Тигр» лабораторные исследования были проведены под руководством автора в специальных камерах для пропитки с помощью аппаратуры «CAPRI» двумя методами: динамическим и прямым измерением краевых углов смачивания (КУС). Для обеспечения достоверности результатов была подобрана коллекция наиболее представительных образцов кернов, сохранивших естественную структуру пустотного пространства. Результаты исследований показали, что для всех образцов показатель М выше 0,8, что соответствует гидрофильной породе. Однако, раздельная оценка смачиваемости поверхности макротрещин и матрицы, выполненная путём прямого измерения краевых углов смачивания капель нефти, нанесенных на исследуемые поверхности (в водной среде), показала, что породы матрицы типично гидрофильны, а трещины характеризуются более широким диапазоном изменения смачиваемости от гидрофильной до гидрофобной. Однако в большинстве случаев смачиваемость поверхности трещин оценивается как промежуточная. Точность определения достигалась применением катетометра, с помощью которого измеряются размеры капли (h высота, d диаметр основания).

Начальное пластовое давление в залежи нефти фундамента, полученное при замерах в разведочных и эксплуатационных скважинах, приведённое к отметке минус 3650 м, равно 41,7 МПа. Пластовая температура, в зависимости от глубины замера, изменяется от 127 (минус 3050 м) до 163 °С (минус 4650 м). Водонефтяной контакт не установлен, подошвенная вода отсутствует.

Объёмным гидропрослушиванием установлена прямая гидродинамическая связь продуктивных интервалов в скважинах в вертикальном и горизонтальном направлениях. Об этом свидетельствуют замеры пластовых давлений в разных частях структуры и разреза, которые, как правило, дают величины одного порядка независимо от положения интервала замера в массиве и времени ввода скважин в эксплуатацию.

Пластовая нефть залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» характеризуется средним газосодержанием, малой вязкостью и имеет среднюю плотность.

Залежь нефти в фундаменте отличается большой высотой и имеет большую эффективную толщину продуктивных пород (более 1500 м). Эти особенности способствуют проявлению процессов гравитации, обеспечивая высокую продуктивность скважин, улучшая вытеснение нефти, снижая темп обводнения по сравнению с послойной фильтрацией в пластовых резервуарах и тем самым обеспечивая проявление процесса, близкого к поршневому вытеснению.

Опыт разработки и наши исследования таких залежей указывают на целесообразность закачки воды в нижнюю часть залежи с преимущественным вытеснением нефти водой снизу вверх. При этом необходимо постоянно вести контроль за процессом разработки и регулировать его с целью избежания преждевременного прорыва закачиваемой воды вверх.

Приведенные выше данные убедительно указывают на необходимость нетрадиционного подхода к разработке этого уникального объекта. Несмотря на то, что сегодня в мире известно более 1000 залежей нефти, приуроченных к различным породам фундамента, опыт разработки месторождений такого типа с применением искусственного поддержания пластовой энергии отсутствует.

В восьмой главе рассмотрены отдельные этапы осуществления процесса разработки месторождения «Белый Тигр». При проектировании разработки залежи кристаллического фундамента на данном месторождении был избран многоэтапный подход. На первом этапе разработка залежи ведется на упругом режиме, не допуская снижения пластового давления ниже давления насыщения. На втором этапе осуществляется поддержание пластового давления методом заводнения. На третьем этапе предлагаются одновременные закачки газообразных агентов в повышенную часть залежи и закачка воды в ее нижнюю часть.

Значительное превышение начального пластового давления над давлением насыщения, повышенная величина газового фактора предопределили использование на первом этапе разработки упругой энергии залежи. Здесь решающим технологическим фактором является выбор местоположения и интервалов вскрытия каждой скважины с учетом типа коллектора и концентрации запасов нефти.

Наиболее важным и определяющим этапом разработки залежи является второй этап, когда осуществляется закачка воды в подошвенную часть залежи. Заводнение в качестве метода воздействия на пласт было обусловлено, в первую очередь, необходимостью поддержания пластового давления на уровне выше давления насыщения вследствие истощения упругой энергии залежи, а также из-за сравнительной простоты осуществления и эффективности. Для этого залежь фундамента была разделена на три технологические зоны: первая зона от кровли фундамента до глубины 3700 м; вторая зона от минус 3700 до минус 4000 м и третья зона от минус 4000 до минус 4650 м.

В верхней зоне проводятся основные отборы жидкости и завершение стягивания контуров нефтеносности в прикровельной части при условии недопущения развития режима растворенного газа.

Следующий технологический фактор перемещение интервалов вскрытия залежи в добывающих скважинах по мере их обводнения. Расчеты на математических моделях показали высокую технологическую эффективность этого мероприятия и существенное влияние его на повышение темпов отбора и конечной нефтеотдачи в залежи.

При разработке месторождений с гранитоидными коллекторами возникает целый ряд вопросов, связанных с контролем за разработкой таких залежей, особенно когда разработка ведется с применением заводнения. Это обусловлено тем, что добыча нефти осуществляется, как правило, в открытом стволе скважины (или с обсадкой ее фильтром), составляющем сотни (500…800) метров. В этом случае, учитывая особенности притока нефти в скважину, сложную структуру потока в стволе скважины, высокие температуры, получение уверенных профилей притока и установление источников обводнения становятся проблематичными и требуют разработки специальных методических решений.

Очевидно, что для создания методов и методик, позволяющих получить ответ на эти вопросы, необходимы анализ и обобщение информации, полученной по наиболее полно изученным месторождениям.

Месторождение «Белый Тигр» было введено в разработку при отсутствии мирового опыта добычи нефти на аналогичных объектах, в связи с чем в процессе разработки залежи фундамента был сделан ряд экспериментальных допусков. Так, большинство скважин вводились в эксплуатацию открытым стволом по фундаменту со спуском эксплуатационной колонны в кровлю фундамента.

В девятой главе рассматривается система разработки месторождений с гранитоидными коллекторами.

Разработка месторождения осуществляется с применением заводнения при постоянной недокомпенсации отборов закачкой и при заметном проявлении режима растворённого газа на отдельных участках. Средний газовый фактор составляет 227 м3/т, что несколько превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Накопленный водонефтяной фактор равен 0,049 м3/т. Залежь находится в периоде падающей добычи нефти.

По мере развития системы заводнения появление воды и рост обводнённости добываемой продукции в скважинах происходили достаточно быстрыми темпами: в период 1996-1998 гг. обводнились 13 скв.; в 1999 г. к ним добавились 9 скв.; в 2000 г. ещё 9 скв.; в 2001 г. 7 скв. и в 2002 г. 5 скв. Таким образом, в 50 скважинах добывающего фонда отмечено появление воды.

Широкий спектр полученных характеристик вытеснения по скважинам указывает на сложный характер фильтрационных потоков в объёме залежи. В трещиновато-кавернозных породах фундамента основной ёмкостью для скопления нефти и основными путями её продвижения являются трещины различной степени раскрытости. Межтрещинные блоки (матрицы породы) являются практически непроницаемыми. Нефть из макротрещин и каверн вытесняется под действием гидродинамических сил, из микротрещин – в основном за счёт капиллярной пропитки. Вытеснение нефти из макротрещин, учитывая благоприятное соотношение вязкостей пластовой нефти и закачиваемой воды, близко к поршневому. Скорость продвижения пластовых флюидов и закачиваемой воды по трещинам находится в прямой зависимости от степени раскрытости трещин и градиента давления и несопоставимо выше скорости капиллярной пропитки. На характер и скорость продвижения закачиваемой воды оказывает влияние и гравитационная сегрегация нефтяной и водной фаз. Очевидно, чем выше проницаемость пород, в том числе вертикальная, и чем выше этаж нефтеносности, тем эффективнее, при прочих равных условиях, будет происходить гравитационное перераспределение закачиваемой воды и пластовой нефти. В применённой на месторождении системе разработки нагнетание воды осуществляется в подошвенную часть залежи в фундаменте, в основном в интервалы абсолютных отметок ниже минус 4000 м, в то время как интервалы отбора основного фонда добывающих скважин расположены в прикровельной зоне выше абсолютной отметки минус 3600 м. Нагнетаемая вода под действием градиента давления направляется в зону отборов, но силы гравитации, значение которых пропорционально разности плотностей нефти и воды в пластовых условиях, сдерживают её продвижение вверх и способствуют проседанию и растеканию. От соотношения этих сил, наряду с особенностями геологического строения, и зависит, в основном, характер обводнения скважин и продвижения фронта нагнетаемой воды в объёме залежи. Быстропрогрессирующее обводнение следует связывать с высоким интервалом закачки воды и с узкими интервалами притока по отношению к вскрытой толщине продуктивных пород фундамента вблизи нагнетательных скважин, где гравитационная составляющая в общем балансе движущих сил не успевает проявиться, и закачиваемая вода под действием гидродинамического напора по наиболее проницаемым каналам (трещинам) устремляется к забоям добывающих скважин. Более равномерный профиль притока по разрезу вскрытой продуктивной толщи или наличие двух и более близко расположенных высокопродуктивных каналов способствует постепенному нарастанию притока воды в продукции, но последующий период эксплуатации сопровождался резкими темпами его роста. В рассмотренных случаях темпы роста обводнённости находятся в зависимости от местоположения по разрезу скважины высокопроницаемых интервалов (трещин) прорыва воды. Самым неблагоприятным случаем является его высокое положение, при котором нижележащие менее проницаемые ещё необводнившиеся интервалы будут испытывать нарастающее, по мере увеличения содержания воды, противодавление от столба пластовых флюидов в скважине, ухудшающее условия притока. Скорость восходящего потока в стволе скважины будет снижаться, достигнет «критического» значения, при котором оседающая вода не будет выноситься из этой зоны, полностью займёт её, блокируя тем самым поступление в скважину пластовой нефти и ухудшая условия выработки запасов.

Медленное нарастание обводнённости с момента появления в продукции воды характерно для скважин, интервалы дренирования которых расположены в зонах, благоприятных для проявления сил гравитации. Это прикровельная зона фундамента и удалённые от интервалов нагнетания воды зоны. В этом случае, в отличие от двух предыдущих характеристик, процесс обводнения поддаётся регулированию за счёт снижения градиента давления (ограничения дебита по добывающим и объёмов закачки по нагнетательным скважинам) и изменения в залежи направления фильтрационных потоков.

Таким образом, на темпы роста обводнённости оказывают влияние множество различных факторов, связанных с особенностями как геологического строения коллекторов вскрытой и работающей мощностей продуктивных отложений, так и взаимодействия сил от градиента давления и гравитации. Динамика обводнения скважин описывается тремя характеристиками вытеснения, различающимися темпами роста обводнённости на начальной стадии с момента появления воды в продукции скважин. Эффективность регулирования процесса обводнения продукции скважин зависит как от фильтрационной характеристики вскрытой продуктивной толщины, так и от взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин и интервалов притока и их приёмистости.

Технологической схемой с целью снижения темпов обводнения предусматривались постепенный перенос зоны нагнетания, по мере ввода новых нагнетательных скважин из бурения, на более низкие абсолютные отметки (ниже минус 4100 м), сокращение и прекращение закачки воды в скважины, интервалы закачки в которых выше абсолютной отметки минус 4000 м, а также перенос зоны отборов в новых, выходящих из бурения, и обводнившихся к тому времени скважинах в прикровельную зону фундамента.

Разработка залежи по характеру движущих сил разделяется на два этапа. На первом этапе основной энергией продвижения нефти к забоям добывающих скважин была энергия упругих сил пластовой системы. В конце этапа (01.07.93 г.) осреднённое по добывающим скважинам приведённое к абсолютной отметке минус 3050 м пластовое давление снизилось с начального 38,0 до
28,0 МПа, накопленная добыча нефти при этом составила 13046 тыс. т. Добыча нефти, приходящаяся на единицу снижения пластового давления, в среднем по залежи участка составляла 1304,6 тыс. т / МПа.

Второй этап разработки характеризуется постепенным замедлением темпов падения пластового давления, начиная с июня 1993 г. момента начала закачки воды. Затем, по мере ввода новых нагнетательных скважин, к концу
1997 г. удалось приостановить его падение.

Таким образом, основной высокопродуктивный участок залежи нефти в фундаменте разрабатывается с применением интенсивной системы заводнения. Объёмы нагнетаемой воды в последние три года полностью компенсируют объёмы добываемых флюидов в пластовых условиях, однако падение пластового давления продолжается. Пластовое давление поддерживается несколько выше давления насыщения, и для сохранения его на таком уровне необходима закачка воды в объёмах, обеспечивающих текущую компенсацию 103…105 %.

Нагнетание воды на начальной стадии организации системы поддержания пластового давления в интервалы абсолютных отметок выше минус
4000 м способствовало поддержанию высокого значения градиента давления между зонами отборов и закачки и быстрому продвижению по наиболее проницаемым каналам (трещинам) закачиваемой воды к забоям добывающих скважин. Силы гравитации и капиллярной пропитки, способствующие растеканию и оседанию воды и вытеснению нефти из микротрещин, за короткий промежуток времени проявиться в полной мере не смогли. Это привело, с одной стороны, к преждевременному обводнению и выбытию ряда добывающих скважин, с другой стороны, способствовало защемлению целиков нефти в межскважинном пространстве и подошвенной части разреза фундамента, вероятность которого в условиях неоднородного строения коллекторов крайне высока.

Таким образом, система разработки месторождения «Белый Тигр» основана на следующих положениях:



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.