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 |

Интенсификация выработки слабодренируемых остаточных запасов нефти (на примере сабанчинского месторождения)

-- [ Страница 2 ] --

Анализ структуры запасов нефти пластов бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения показывает, что пласты месторождения характеризуются сложным строением, разнородностью свойств коллекторов по пластам, значительной послойной и зональной неоднородностью. Пласты существенно отличаются друг от друга как по плотности геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти, так и по своим фильтрационно-емкостным свойствам (неоднородности ФЕС) (рисунок 3).

В третьей главе проведен анализ эффективности реализуемой системы разработки Сабанчинского месторождения, основные технологические показатели которой приведены на рисунке 4.

  Динамика текущих и накопленных показателей разработки бобриковского-11

  Динамика текущих и накопленных показателей разработки бобриковского-12

  Динамика текущих и накопленных показателей разработки бобриковского-13

Рисунок 4 – Динамика текущих и накопленных показателей разработки бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения

Проведена оценка эффективности эксплуатации и обоснование проведения ГТМ по действующему фонду скважин. Отмечено что, с целью совершенствования разработки и повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения продолжаются и расширяются работы гидродинамического и физико-химического характера воздействия на пласт. Всего на бобриковском горизонте с использованием методов повышения нефтеизвлечения пластов было обработано 425 добывающих и нагнетательных скважин. В результате этих обработок дополнительная добыча составила около 1810.56 тыс. т нефти. Дополнительная добыча нефти, полученная в результате обработок нагнетательных скважин, превышает дополнительно добытую нефть на добывающих скважинах. По их результатам выданы рекомендации по повышению эффективности их применения.

Рассмотрен и выполнен анализ эффективности проведения ГТМ на добывающих скважинах. Виды работ ГТМ на добывающих скважинах отнесены к следующим группам:

  • стимуляция работы скважин (67.06 %);
  • ОПЗ (12.79 %);
  • комплексное воздействие (стимуляция+водоограничение) (8.98 %);
  • водоограничение (7.8 %);
  • бурение вторых и горизонтальных стволов (3 %);

По технологическому эффекту лидирующие позиции занимает бурение горизонтальных стволов. Данное мероприятие направлено на интенсификацию выработки слабо дренируемых и недренируемых зон, образованных в результате действия сложившейся системы разработки. Доминирующими по количеству проводимых операций являются методы, направленные на стимуляцию отбора продукции действующими добывающими скважинами. Данными методами было обработано 67 % скважин. При этом в 2005 г. за счёт них (с учётом закачек предыдущих лет), было добыто около 13.8 тыс. т дополнительной нефти.

По количеству обработок среди методов стимуляции лидирующую позицию занимает ударно-депрессионное воздействие путем совмещения термо- и имплозионного воздействия. С начала применения МУН в отложениях карбона Сабанчинского месторождения данным методом обработано 126 добывающих скважин, дополнительная добыча нефти по которым составила 113.85 тыс.т нефти.

Высокую эффективность показывает термобароимплозионное воздействие (ТБИВ). С помощью данной технологии обработано 121 скважина. Дополнительно добыто 261.26 тыс. т нефти.

Показано, что одним из самых эффективных воздействий на призабойную зону, является метод кислотно-имплозионного воздействия. При внедрении технологии используется устройство имплозионного типа, совмещающее гидроимпульсные волновые процессы и химическую реакцию. Технология основана на использовании энергии пласта, проявляющейся при искусственном нарушении гидродинамического равновесия системы "скважина - призабойная зона - пласт" путем создания упругих волн. При этом в поровом объеме коллекторов ПЗП возникают силы сдвига, направленные из пласта в скважину, что приводит к расформированию сложной многокомпонентной смеси поровых флюидов и зоны кольматации, а также к другим изменениям в самой породе (образование микротрещиноватости, новых поровых каналов за счет поршневого эффекта и другие).

Периодическое повышение и снижение давления на забое скважины приводит к возникновению внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями (участками) разной проницаемости.

Проведенный анализ эффективности ГТМ на нагнетательных скважинах показал, что методы, применяемые на нагнетательных скважинах, разделяются следующим образом:

  • потокоотклоняющие (66.87 %);
  • выравнивание профиля приемистости (17.89 %);
  • ОПЗ (9.67 %);
  • создание оторочек с целью увеличения Квыт.и К охв (4.27 %).;
  • увеличение приемистости (1.01);
  • бурение вторых и горизонтальных стволов (0.28%).

Среди технологии МУН наибольшую эффективность показали методы создания оторочек с целью повышения коэффициентов охвата и вытеснения на бобриковском горизонте. За счет данных методов получено 9.78% от всей дополнительной нефти, что составило 100.135 тыс. т. В результате комплексного анализа применения ГТМ на добывающих и нагнетательных скважинах выданы рекомендации по их дальнейшему применению.

Необходимо отметить, что НГДУ «Бавлынефть» проводит достаточно большой объем работ, направленных на повышение эффективности процесса разработки и, в частности, на снижение объемов попутно добываемой воды. Однако некоторые показатели сформировавшейся системы разработки (высокая текущая обводненность, запасы, не вовлеченные в разработку) требуют своей корректировки.

В четвертой главе разработаны усовершенствованные технологии по повышению нефтеотдачи пластов в слабо вырабатываемых зонах. Выполнены теоретические исследования повышения нефтеотдачи коллекторов с высокой зональной неоднородностью и вязкой нефтью

Рассмотрен механизм создания потокоотклоняющих технологий на базе глинистой суспензии и сшитых полимерных систем. Несмотря на достаточно широкую известность и применение данных технологий механизм действия вязких составов на коэффициент нефтеотдачи, связывающий объем прокачки и изменение обводненности продукции окружающих добывающих скважин от точки нагнетания, изучен недостаточно полно.

Технология воздействия на пласт, предлагаемая автором, осуществляется в следующей последовательности. Устанавливается концентрация глины в растворе в зависимости от проницаемости водопринимающего интервала коллектора: 25, 45, 65, 85, 105 кг/м3 соответственно для 0,2-0,5; 0,5-0,75; 0,75-1; 1-1,5; более 1,5 мкм2. Добывающие скважины, находящиеся в слабо дренируемой зоне останавливаются. В отличие от ранее известных технологий добывающие скважины, находящиеся в высокопроницаемой зоне работают в форсированном режиме отбора. Глинистая суспензия вводится в пласт при давлении нагнетания, не допускающем образования трещин в пласте. После нагнетания глинистой суспензии в пласт под давлением на 10-20% превышающим давление закачки глины в пласт закачивается вода для оттеснения оторочки от забоя нагнетательной скважины вглубь пласта. Затем нагнетательная скважина и добывающие скважины, находящиеся в высокопроницаемой зоне, переводятся в обычный режим работы. Остановленные добывающие скважины также возобновляют работу (Патент РФ №2226605 Е 21 В43/20, БИ № 10, 2004).

Далее приводится описание математической модели, используемой для расчета объема вязкого раствора, необходимого для создания оторочки, снижающей фильтрационные свойства зонально-неоднородного коллектора, и обводненности продукции добывающей скважины, при которой проводится обработка. Исследовано влияние указанных параметров на КИН.

Принято, что процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, т.е. в условиях применимости модели "black oil".

Используя известную методику (И.В. Владимиров, Н.И. Хисамутдинов, Т.М. Тазиев) были проведены численные исследования механизма вытеснения нефти из зонально-неоднородного по проницаемости пласта с созданием вязко-упругих оторочек в зоне фильтрации жидкости. Рассмотрена девятиточечная схема расположения скважин. При этом элемент системы разработки моделируется тремя добывающими и нагнетательной скважинами, расположенными в углах квадрата (рисунок 5).

  Площадная модель зонально-неоднородного по проницаемости пласта с-15

Рисунок 5 – Площадная модель зонально-неоднородного по проницаемости пласта с расположением добывающих и нагнетательных скважин. Изолиниями показано поле проницаемости.

Основные абсолютные и относительные параметры модели соответствуют условиям залегания пласта Д1 Бавлинского месторождения. Принято, что длина пласта Lx=300 м (расстояние между скважинами №№ 373 и 401), абсолютная проницаемость изменяется от 0,1 до 1 мкм2, мощность пласта h=5 м, пористость – 0.2 д.ед. Соотношение вязкостей нефти и воды . Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы соответственно равны . Начальное пластовое давление p0=1.75107 Па, давление на забое нагнетательной скважины – 1.5p0, а в добывающих – 0.5p0. Масштаб времени: 1 отн. ед. соответствует 3.1 сут. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности добываемой продукции каждой добывающей скважиной (95 %.).

Рассмотрено 2 варианта разработки модельного пласта. При базовом варианте в пласт закачивается вода, а добывающие скважины работают до достижения предельной обводненности продукции. Второй вариант – закачка вязко-упругой оторочки на базе глинистой суспензии или сшитой полимерной смеси. В пласт закачивается вода. При достижении обводненности продукции какой-либо из добывающих скважин 80 % и более в пласт через нагнетательную скважину закачивается глинистый раствор, снижающий проницаемость призабойной зоны пласта на расстоянии R от нагнетательной скважины в k раз. Закачка глинистой суспензии моделируется снижением фильтрационных свойств коллектора около нагнетательной скважины в направлении обводнившейся добывающей скважины, находящейся в высокопроницаемой зоне. При этом принято, что все показатели разработки (балансовые, дренируемые, недренируемые запасы нефти известны по главе 3).

В ходе продвижения оторочки происходит более активное вытеснение нефти из низкопроницаемой зоны пласта в направлении скважины D3. После закачки оторочки наблюдается снижение темпа добычи жидкости по всем добывающим скважинам. Более быстро, по сравнению с базовым вариантом, обводняется скважина D2. При этом безводный период эксплуатации скважины D3 увеличивается в 1,8 раз. Темп выработки пласта падает почти в два раза, в то же время КИН увеличивается на 0,046 д.ед. и составляет 0,594 д.ед.

По результатам численных исследований изучено влияние объема закаченной суспензии на коэффициент извлечения нефти модельного пласта. Серия проведенных численных экспериментов показывает, что для рассматриваемых условий оптимальный объем закаченной суспензии равен 1750 м3. При таком объеме оторочки КИН пласта становится наибольшим и составляет 0,595 д.ед. (рисунок 6).

  Зависимость КИН от объема закаченной глинистой суспензии Дальнейшее-18

Рисунок 6 – Зависимость КИН от объема закаченной глинистой суспензии

Дальнейшее увеличение объема оторочки приводит к снижению КИН, что связано с потерей части запасов в недопромытой высокопроницаемой зоне.

Расчеты, проведенные для различных значений обводненности скважины D1, при которой проводится создание глинистой оторочки, показали, что оптимальным в условиях модельного пласта является проведение ГТМ при обводненности скважины D1 более 80% (рисунок 7). При более низкой обводненности эффект от выполненного мероприятия значительно снижается. Характер влияния объема закаченного глинистого раствора на коэффициент извлечения нефти при всех значениях обводненности сохраняется: КИН растет с увеличением объема раствора от 250 до 1750 м3. При дальнейшем увеличении объема закаченного раствора КИН снижается. По результатам численных исследований можно выделить две области значений объема закаченной суспензии, в которых достигается оптимальный КИН: I область – расход суспензии от 750 до 1300 м3, II – от 1300 до 2200 м3. Такое разделение объясняется тем, что для первого кратковременного эффекта повышение КИН может достигаться и при малых объемах закачки. Но по мере движения оторочки по высокопроницаемой зоне она рассасывается и дробится на отдельные зоны со снижением первоначальной вязкости, поэтому эффективность КИН падает. Для II области, характерной как для глинистой суспензии, так и для сшитой полимерной системы, объем закачки агента выше, чем в первой области, в 1,9 раза, что сдвигает время распада оторочки на отдельные зоны. Расходы вязкоупругих оторочек соответствуют данным рассматриваемой модели, в частности, значению коэффициента неоднородности в пределах принятой ячейки.

 Зависимость КИН от объема закаченной глинистой суспензии для различных-19

Рисунок 7 – Зависимость КИН от объема закаченной глинистой суспензии для различных значений обводненности скважины D1, при которой производится закачка глинистой суспензии

Приведен пример расчета определения оптимальных параметров закачки на базе оторочек глинистой суспензии и СПС в районе действия нагнетательной скважины № 1726 Сабанчинского месторождения.

Серия проведенных численных экспериментов показала, что наибольший технологический эффект от создания оторочки достигается при закачке 1970 м3 глинистого раствора в скважину № 1726 после достижения скважиной № 1788 обводненности 90%. Аналогично результатам, полученным для модельного пласта Бавлинского месторождения, определены 2 области значений объема закаченной суспензии, при которых КИН оптимален: I при расходах 13002100 м3, II – 21002900 м3. Это подтверждает предположение, что показатели влияния расхода суспензии и обводненности скважины, при которой проводится обработка, для каждого участка разработки индивидуальны.

Автором проведена оценка вероятности возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим состоянием.

Оценка вероятности возникновения внутрискважинного перетока в добывающих скважинах бобриковского горизонта, в отличие от ранее известных методик, проведена с помощью метода «нечетких множеств». Методом экспертной оценки выбирались параметры, оказывающие наибольшее влияние на возникновение внутрискважинного перетока. Для каждого выбранного параметра определялся его коэффициент значимости. Результирующий коэффициент возможности возникновения внутрискважинного перетока определялся как линейная комбинация коэффициентов значимости отобранных параметров. Экспертная оценка полученного результирующего коэффициента позволила определить степень вероятности возникновения внутрискважинного перетока и выделить добывающие скважины для изоляции обводненных пластов.

После проведенного анализа промысловых данных и результатов математического моделирования были выбраны следующие параметры, оказывающие наибольшее влияние на возможность возникновения внутрискважинного перетока в добывающей скважине.

  • Число совместно перфорированных пластов в добывающей скважине:

где n – количество работающих пластов.

  • Коэффициент проницаемости вскрытых пластов:

,

где – минимальная проницаемость работающих пластов, – максимальная проницаемость работающих пластов.

  • Толщина глинистого раздела между вскрытыми пластами:

где, – толщина глинистого раздела между пластами.

  • Наличие рядом расположенных нагнетательных скважин, работающих на те же пласты:

где m – число соседних нагнетательных скважин, ведущих закачку в рассматриваемые пласты.

  • Число пластов, на которые нагнетательная скважина ведет закачку (рассматриваются только те пласты, на которые работает добывающая скважина):

,

где l – число вскрытых нагнетательной скважиной пластов, – минимальная проницаемость работающих пластов, – максимальная проницаемость работающих пластов.

Коэффициент возможности возникновения внутрискважинного перетока в добывающей скважине определяется как

.

Для каждой добывающей скважины бобриковского горизонта был рассчитан коэффициент . В результате исследований выделены пять групп скважин с различной степенью вероятности внутрискважинного перетока. Группы скважин выбирались на основе следующей шкалы.

Вероятность возникновения перетока Значение коэффициента
0 Перетока нет 0-0,3
1 Слабая 0,3-0,5
2 Умеренная 0,5-0,7
4 Высокая 0,7-0,9
5 Весьма высокая более 1


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.