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 || 3 |

Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений в заключительной стадии разработки

-- [ Страница 2 ] --

Исследована эффективность технологии разработки линзы с применением горизонтальной скважины. Рассмотрено несколько вариантов. Базовый вариант разработки предусматривает эксплуатацию залежи в естественно-упругом режиме. В условиях литологически экранированной линзы дебит жидкости быстро снижается в связи с падением пластового давления. Процесс разгазирования замедляет темпы снижения дебита нефти, при этом более чем на порядок возрастает газосодержание в добываемой продукции.

Таблица 1 - КИН для различных вариантов разработки литологически изолированной линзы с однородным и неоднородным по проницаемости коллектором

Вариант разработки КИН, д.ед.
однородный неоднородный
базовый вариант технологии 0,02 0,03
первый вариант технологии 0,21 0,24
второй вариант технологии 0,29 0,32

Для повышения эффективности вытеснения нефти из литологически экранированной линзы рассмотрены варианты периодической закачки воды и отбора жидкости через горизонтальную скважину. Варианты отличаются расположением ствола скважины в толще пласта: 1 и 2 варианты – ствол расположен у подошвы пласта, 3 и 4 варианты – ствол расположен у кровли пласта; плотность закачиваемой воды – в 1 и 3 вариантах 1080 кг/м3, 2 и 4 вариантах 1500 кг/м3.

Применение горизонтальных стволов скважин в разработке литологически экранированных линз повышает эффективность нефтеизвлечения даже при отсутствии поддержания пластового давления (0.034 д.ед. для вертикальной скважины и 0.137 д.ед. для ГС). При этом расположение ствола ГС в прикровельной части пласта увеличивает эффективность технологии, предусматривающей добычу пластовой жидкости и закачку воды через одну и ту же скважину. Применение «тяжелой» воды (т.е. вытесняющего агента с повышенной плотностью) также увеличивает эффективность технологии.

В третьей главе приведены результаты теоретических исследований процессов выработки запасов нефти из контактных водонефтяных областей с переходными зонами (ПЗ).

Изучение свойств нефтей ВНЗ показало значительную зависимость их физических свойств (вязкости, плотности) от расстояния до водонасыщенных объемов коллектора. Таким образом, моделирование выработки запасов нефти из контактных водонефтяных зон осложняется разнородностью (как по вертикали, так и по латерали) свойств нефти.

Рассмотрен процесс извлечения нефти из контактной водонефтяной зоны с учетом неоднородности ее свойств. Современные гидродинамические симуляторы не позволяют моделировать процессы фильтрации в переходной зоне ВНЗ, где наряду с фазами нефти, газа и воды возможно присутствие «окисленной» (более вязкой и тяжелой) нефти. Поэтому для исследований использован симулятор НПО «Нефтегазтехнология», в котором реализована такая возможность. Симулятор основан на –модели трехфазной фильтрации, где фазами являются нефть, вода и окисленная нефть. Уравнения, описывающие фильтрацию трехфазной жидкости в пространственно-неоднородном пласте, в предположении незначительности квадратичных по градиенту давления членов, имеют вид:

(1)

(2)

(3)

где , , , , здесь Pi - давление в фазах; K – абсолютная проницаемость коллектора; Ki – относительная фазовая проницаемость i-той фазы; i - вязкость i-той фазы; Si - насыщенность i-той фазы; m - пористость коллектора, в общем случае зависящая от давления по закону ; i - коэффициент упругоемкости i-той фазы; coll - упругоемкость скелета пласта; qi(x,y,z,t) – мощность объемного источника или стока i - ой фазы, описывающий систему скважин, а также процесс перетока пластовых флюидов между пластами в зонах их слияния, i принимает значения oil (нефть), water (вода), oilv (окисленная нефть). Коэффициенты Bi – сжимаемость i-ой фазы; , где - плотности пластовых флюидов; g – ускорение свободного падения; Z – абсолютная отметка кровли пласта. Насыщенности пластовых флюидов связаны друг с другом соотношением: , где n - число фаз. Давления в фазах связаны соотношениями , , где Pcow – капиллярное давление в системе нефть – вода; Pcoov – капиллярное давление в системе нефть - окисленная нефть

Модель пласта представляет собой контактную водонефтяную зону, где в области контакта (переходной зоне) кроме воды и нефти присутствует третья фаза – окисленная нефть (рисунок 3).

Рисунок 3. Модель водонефтяной зоны с переходной зоной, в которой присутствует третья фаза – окисленная нефть. Цветом показано поле нефтенасыщенности, изолиниями – поле насыщенности окисленной нефти

Предполагается, что коллектор пласта однороден по пористости и проницаемости. Длина пласта Lx=400 м, толщина Lz=10 м. Соотношение вертикальной (вдоль z) и горизонтальной (вдоль x) проницаемостей Kz/Kx=0.1. Открытая пористость модельного пласта составляет m=0.24 д.ед., соответствующая абсолютная проницаемость – Kx=1 мкм2. Вязкость пластовой нефти равна Па·с, а вязкость окисленной нефти

Па·с, ее плотность – 890 кг/м3. Начальное пластовое давление p0=2.25107 Па, максимальное давление на входе в пласт (забой нагнетательной скважины)– 1.5p0, на выходе из пласта (забой добывающей скважины) - 0.5p0.

В базовом варианте разработки пласта в добывающей скважине перфорирован только нефтенасыщенный интервал, исключая слой коллектора с окисленной нефтью. В нагнетательной скважине перфорирован водонасыщенный интервал, находящийся ниже интервала пласта с окисленной нефтью («перекрестная» схема перфорации). Таким образом, слой с более вязкой нефтью является своеобразным подвижным экраном. Вариант 1 предусматривает вскрытие в нагнетательной скважине всего пласта, вариант 2 – в нагнетательной скважине вскрывается только нефтенасыщенный интервал пласта.

В первом и втором вариантах в процессе выработки запасов нефти наблюдается переток нефти в водонасыщенную часть пласта. Для второго варианта потери запасов нефти за счет ее перетока в водонасыщенную часть и вторичного нефтенасыщения наиболее значительны. Это приводит к более низкой эффективности нефтеизвлечения (рисунок 4).

Рисунок 4. Характеристики вытеснения для вариантов перфорации пласта в нагнетательной скважине. Однородный по проницаемости пласт. Контактная ВНЗ с переходной зоной

При разработке контактных водонефтяных зон с переходными зонами в условиях заводнения «перекрестная» схема перфорации, когда в добывающей скважине перфорирован нефтенасыщенный, а в нагнетательной - водонасыщенный интервалы, обладает наибольшей эффективностью. Это связано с наличием наибольшего по площади контакта между фильтрующимися флюидами и закачиваемой водой. При этом подключается в наибольшей степени вертикальная составляющая фильтрации. В случае трехфазности потока комбинация агентов разной вязкости для «перекрестной» схемы перфорации увеличивает охват воздействием на запасы нефти в пласте.

Результаты расчетов для послойно неоднородного по проницаемости пласта ВНЗ с ПЗ показали, что и в этом случае «перекрестная» схема перфорации является наиболее эффективной, причем неважно, в низко- или высокопроницаемом интервале коллектора располагаются запасы нефти (таблица 2).

Таблица 2 - Конечный КИН (при обводненности 98%) для разного типа строения контактной ВНЗ с ПЗ и вариантов перфорации скважин

Варианты строения ВНЗ с ПЗ Значения КИН, д.ед.
Варианты перфорации
базовый - "перекрестная" схема перфорации 1 -в нагнетательной скважине вскрывается весь пласт 2 -в нагнетательной скважине вскрывается нефтенасыщенный интервал пласта
Однородный 0,43 0,39 0,35
А - нефтенасыщенный высокопроницаемый интервал 0,45 0,37 0,36
Б - водонасыщенный высокопроницаемый интервал 0,42 0,36 0,34

В четвертой главе рассмотрены примеры использования результатов исследований диссертационной работы в планировании и реализации геолого-технических мероприятий.

Технологические показатели эксплуатации добывающей скважины во многом зависят от конструкции ствола и области перфорации пласта. Особенно это ярко проявляется для случая горизонтальных или полого направленных стволов скважин. Ранее в работах С.К. Сохошко, И.В. Владимирова было показано, что расположение ствола относительно непроницаемых кровли и подошвы продуктивного пласта оказывает значимое влияние на продуктивность скважины. Вместе с тем представляет интерес исследование влияния конфигурации ствола скважины (то есть наличие искривлений) на ее продуктивность и профиль притока. Вопросам притока к горизонтальным скважинам посвящены много научных работ. Однако, несмотря на обилие работ, недостаточно изученными остаются проблемы влияния на производительность пологой скважины, профиля ее ствола, включая наличие различного рода отклонений от проектной траектории.

Предложена методика расчета профиля притока жидкости к стволу полого направленной скважины с учетом различного рода энергетических потерь (динамических, локальных и др.). Рассмотрены разные виды искривления ствола скважины.

Пусть пологая скважина вскрывает бесконечный по латерали пласт с непроницаемыми кровлей и подошвой. Толщина пласта изменяется от 40 до 50 м. Ствол скважины проходит по середине пласта (абсолютная отметка пологого участка скважины изменяется на 11 м). Длина ствола равна 125 м. Начало отсчета длины ствола совпадает с забоем скважины. Вязкость нефти =5 мПа·с, = 5· 10-10 Па-1, =880 кг/м3, Pz=1 МПа, Kx=Ky=Kz=10-2 мкм2.

Рассмотрим задачу, позволяющую определить профиль притока к пологой скважине при разных траекториях ее ствола. При этом будем считать, что длина ствола и число перфорационных отверстий во всех задачах величины неизменные.

Каждое перфорационное отверстие моделируется точечным стоком с координатами (xi,yi,zi). Изменение давления, связанное с работой точечного стока, описывается выражением:

, (4)

где Pi – изменение давления в точке (x,y,z) в результате работы стока (депрессия); Qi – объем мгновенно отобранной жидкости к моменту времени t; – вязкость жидкости; K – проницаемость коллектора по напластованию, z, x – коэффициенты пьезопроводности по вертикали и латерали, соответственно. Представим Qi=qi dt, где qi – дебит точечного стока.

Согласно принципу суперпозиции, изменение давления в произвольной точке пласта в результате действия всего перфорированного интервала скважины равняется сумме Pi всех точечных стоков, т.е. , где N – число точечных стоков.

Результирующая система уравнений, определяющая профиль притока жидкости к стволу скважин, имеет вид:

, j=1…N, (5)

где - симметричный тензор, описывающий взаимовлияние точечных стоков. Неизвестными являются дебиты перфорационных отверстий. В общем случае, данная система уравнений не является линейной, т.к. скорость жидкости в окрестности j-того перфорационного отверстия зависит от объема флюида, поступившего в ствол скважины через 1…j-1 отверстий. Однако для малодебитных скважин, в которых скорость движения флюида невелика, вкладом динамического давления можно пренебречь.

Система уравнений (5) решалась методом Гаусса с использованием LU-факторизации.

На рисунке 5 показаны варианты искривления ствола скважины с различными траекториями. Вариант «исходный» представляет неискривленный ствол скважины.

Рисунок 5. Варианты искривления ствола

скважины с различными траекториями

В целом суммарный дебит скважины для условий рассмотренной задачи слабо зависит от наличия искривлений в стволе скважины. Это связано с тем, что величина дебита, прежде всего, определяется числом элементарных стоков. В рассматриваемых задачах, как уже было сказано, длина ствола и число перфорационных отверстий являются величинами неизменными. Однако прослеживается тенденция, представленная в таблице 3 и отражающая описанную выше закономерность.

Таблица 3 - Суммарный дебит скважины при различных искривлениях ствола

Варианты искривления ствола Суммарный дебит, м3/сут
исходный - неискривленный ствол 46,00
траектория искривления 1 46,70
траектория искривления 2 46,85
траектория искривления 3 45,25


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 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.