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 |

Разработка залежей нефти пласта бв101-2 клиноформного строения самотлорского месторождения размещением вертикальных скважин

-- [ Страница 2 ] --

Рисунок 1 – Модель гипотетической литологически экранированной залежи нефти,
разрабатываемой с применением заводнения

Проведенные расчеты показывают, что и в условиях поддержания пластового давления выше давления насыщения нефти газом, и в случае частичного разгазирования вертикальная анизотропия поля проницаемости коллектора существенно влияет на выработку запасов нефти только для сильно анизотропных коллекторов, у которых величина проницаемости перпендикулярно напластованию ниже проницаемости вдоль напластования более чем в 10 раз. При этом уменьшение отношения Kzz/Kxx снижает величину конечного КИН.

Частичное разгазирование залежи в условиях рассматриваемой модели всегда приводит к снижению конечного КИН. На рисунке 2 представлено изменение конечного КИН за счет частичного разгазирования залежи для коллекторов с разными значениями показателя анизотропности проницаемости пласта. Здесь приведено отношение конечного КИН для случая частичного разгазирования к конечному КИН для разработки при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом. Видно, что для рассматриваемых моделей это отношение всегда ниже 1. При этом на кривой имеется минимум. Это говорит о том, что для коллекторов с показателем анизотропности проницаемости Kzz/Kxx = 0.01 разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям в извлекаемых запасах нефти.

Рисунок 2 – Изменение конечного КИН, связанное с частичным разгазированием залежи для разных значений показателя анизотропии проницаемости

Данный эффект обусловлен следующими особенностями строения модельной залежи. При разгазировании нефти в результате снижения пластового давления выделяющаяся фаза свободного газа начинает движение к кровле коллектора за счет сил гравитации. Однако эта скорость вертикального движения мала, и в нижних слоях остается небольшое количество свободного газа, которое значительно снижает фазовые проницаемости нефти и, следовательно, эффективность нефтевытеснения.

Приведенные выше результаты позволяют отметить следующее.

  1. Применяемое обычно при моделировании соотношение Kzz/Kxx = 0.1 практически не влияет на показатели выработки запасов нефти и на динамику технологических показателей. Для сильно анизотропного коллектора показатель анизотропности существенно изменяет все технологические показатели.
  2. Потери извлекаемых запасов нефти при частичном разгазировании зависят от величины показателя анизотропности коллектора.
  3. Увеличение анизотропии коллектора (уменьшение Kzz/Kxx) всегда приводит к снижению эффективности нефтеизвлечения.

Отмечено, что данные выводы применимы к интенсивным системам разработки, элемент которых рассматривался выше.

Исследовано влияние анизотропии латеральной проницаемости на коэффициент нефтеизвлечения. Рассмотрен случай, когда главная ось эллипсоида тензора проницаемости (Kxx) лежит в плоскости напластования и образует угол с осью 0X глобальной системы координат. Значения компонент тензора проницаемости Kxx и Kzz в локальной системе координат будем считать постоянными и равными Kxx=1.0 мкм2, Kzz=0.1 мкм2. Компонента Kyy в зависимости от задачи принимает значения 0.50, 0.10 и 0.01 мкм2. Таким образом, переменными задачи становятся величины латеральной анизотропности и угла ориентации главной оси эллипсоида анизотропии.

Были проведены две серии вычислительных опытов, соответствующие различным режимам эксплуатации залежи: с поддержанием давления выше давления насыщения нефти газом и при частичном разгазировании. В каждой серии расчеты проводились для разных значений показателя анизотропности Kyy/Kxx и угла , изменяющегося от 0 до 90.

Анализ полученных результатов показывает, что при незначительной анизотропии поля проницаемости динамики технологических показателей разработки залежей с разной ориентацией главной оси тензора проницаемости близки друг другу, что и следовало ожидать. Однако можно отметить и характерные различия. Выработка запасов нефти и достижение предельной обводненности наиболее быстро происходят в случае, когда  = 90° или наибольшей проницаемостью характеризуется направление глобальной оси 0Y. Этот вариант также обладает наибольшей эффективностью выработки запасов (больший объем добытой нефти на меньший объем отобранной жидкости). Хотя в начальный период разработки залежь обладает наименьшим показателем безводной эксплуатации, тем не менее, по остальным параметрам – темпу падения дебита нефти, росту обводненности и конечного КИН – залежь с такой ориентацией главной оси тензора проницаемости относительно главных линий тока в системе разработки обладает наилучшими показателями.

Зависимости конечного КИН от угла ориентации главной оси тензора проницаемости при разных значениях показателя анизотропности приведены на рисунке 3. Влияние латеральных компонент тензора проницаемости в случае применения интенсивных систем разработок на выработку запасов нефти имеет по величине значение несколько процентов (для рассмотренной задачи порядка 5.8 %). При этом необходимо отметить, что если главная ось тензора проницаемости ориентирована вдоль нейтральных линий тока, определяемых расположением добывающих и нагнетательных скважин, то выработка запасов нефти наиболее эффективна. Если главная ось тензора проницаемости близка по направлению с главными линиями тока, то выработка запасов нефти сопровождается повышенными отборами воды, а эффективность ее наименьшая. Для сильно анизотропных коллекторов может быть несколько направлений главной оси тензора проницаемости, соответствующих минимальной эффективности выработки запасов, в зависимости от применяемой системы разработки (рисунок 3.)

В зависимости от ориентации главной оси тензора проницаемости эффективность выработки запасов нефти может быть более высокой для сильно неоднородного коллектора, чем для более однородного.

Рисунок 3 – Зависимости конечного КИН (в долях от максимального значения) от угла ориентации главной оси тензора проницаемости при разных значениях показателя анизотропности Kyy/Kxx= 0.01, 0.10, 0.50 отн.ед.

Рассмотрено влияние третьей фазы (свободного газа) на зависимости конечных КИН от величины анизотропности поля проницаемости и ориентации главной оси тензора проницаемости. Показано, что частичное разгазирование залежи может как повысить, так и снизить эффективность нефтевытеснения. Если в результате разгазирования залежи фаза свободного газа увеличивает сопротивление движению закачиваемой воды в направлении повышенной фильтруемости, то данный эффект способствует повышению эффективности вытеснения нефти. Кроме того, в анизотропных коллекторах существуют определенные направления главной оси эллипсоида проницаемости относительно характерных направлений размещения добывающих и нагнетательных скважин, при которых разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям в извлекаемых запасах нефти.

В третьей главе рассматриваются особенности выработки запасов нефти из наклонных анизотропных пластов (клиноформ).

Рассмотрены полого падающие пласты, условия формирования которых создали направления преимущественной фильтрации пластовых флюидов. Наряду с анизотропией фильтрационно-емкостных свойств коллектора на гидродинамический поток пластовых флюидов в наклонных пластах существенное значение начинают оказывать силы гравитации. В главе рассмотрен ряд задач, связанных с поиском оптимального размещения скважин и систем разработки с ППД в наклонных пластах.

Пусть – угол, определяющий наклон плоскости пласта. На рисунке 4 представлено текущее поле нефтенасыщенности наклонного пласта, разрабатываемого интенсивной системой скважин – тремя добывающими и двумя нагнетательными.

 Нефтенасыщенность, д.ед.  Куб текущей нефтенасыщенности наклонного-5

Нефтенасыщенность, д.ед.

Рисунок 4 – Куб текущей нефтенасыщенности наклонного пласта с анизотропным коллектором
(прямыми изображены скважины, темно-серыми областями представлены интервалы перфорации пласта, угол наклона пласта  = –15)

Рассмотрено поле проницаемости, локальный тензор которого имеет компоненты Kxx= Kyy= 1 мкм2 и Kzz= 0.1 мкм2. Главные оси эллипсоида тензора проницаемости лежат в плоскости пласта, а ось компоненты Kzz перпендикулярна плоскости пласта. Зададим угол  = 0°, где – угол между проекцией локальной оси компоненты Kxx на плоскость X0Y и глобальной осью 0X.

Приняты следующие возможные положения вертикальных нагнетательных скважин: первый вариант – нагнетательные скважины располагаются в нижней части пласта (рисунок 4); второй вариант – нагнетательные скважины располагаются в верхней части пласта; третий вариант – одна нагнетательная скважина располагается в нижней части пласта, другая в верхней, образуя ряд.

Анализ динамик кубов нефтенасыщенности по вариантам расположения вертикальных нагнетательных скважин указал на разницу в характере заводнения залежи при разных вариантах размещения скважин ППД. Если при размещении нагнетательных скважин в нижней (по абсолютным отметкам) части залежи вытеснение нефти водой напоминает фронтальное движение с некоторым опережением по нижним слоям коллектора (за счет гравитационного разделения фаз), то при иных вариантах расположения скважин ППД характер вытеснения далек от фронтального.

При размещении нагнетательных скважин в верхней (по абсолютным отметкам) части залежи характер вытеснения нефти закачиваемой водой практически полностью определяется гравитационными силами. В начальный период заводнению подвергаются лишь нижние слои пласта, верхние в результате гравитационных сил остаются незаводненными. При этом однородный по проницаемости пласт ведет себя как послойно неоднородный. Заводнение пласта затрагивает в большей мере нижний фильтрационный слой в зоне закачки и все слои в зоне отбора. Складывается парадоксальная ситуация, когда остаточные запасы нефти концентрируются в зоне закачки воды (!!!). Примерно такая же картина наблюдается и при третьем варианте разработки, что говорит о низкой эффективности применения нагнетательной скважины, расположенной в верхней части залежи. Интересно, что при размещении нагнетательных скважин в верхней части залежи теряется почти 40 % подвижных запасов нефти из-за быстрого обводнения и отрезания остаточных запасов нефти, сосредоточенных в зоне закачки, от области отборов. Это значительный показатель.

Проведенные исследования указали на зависимость эффективности выработки запасов от расположения нагнетательных скважин при разработке наклонных пластов. Это связано, прежде всего, с возросшим вкладом в процессы фильтрации гравитационных сил. Увеличение разнородности пластовых флюидов по плотности усилит это влияние. Поэтому является интересным исследование процессов выработки запасов нефти при частичном разгазировании залежи, когда в пласте возникает фаза свободного газа.

На рисунке 5 представлено изменение конечного КИН за счет частичного разгазирования залежи для различных вариантов размещения вертикальных нагнетательных скважин. Здесь приведено отношение конечного КИН для случая частичного разгазирования к конечному КИН для разработки при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом. Интересным результатом является увеличение конечного КИН в результате образования фазы свободного газа при втором варианте разработки. Это связано с тем, что при образовании «газовой шапки» в области закачки воды часть нефти оттесняется в нижние слои и вытесняется закачиваемой водой к забоям добывающих скважин. В случае, когда разработка ведется без образования фазы свободного газа, запасы нефти в верхних слоях коллектора в зоне закачки остаются невыработанными. Для остальных вариантов это отношение всегда ниже 1.

В работе проведены исследования, касающиеся особенностей разработки залежей клиноформного типа. В качестве прототипа модельной залежи используется изолированная клиноформа пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения.

Анализ полученных результатов показывает, что результат моделирования процесса выработки запасов нефти клиноформной залежи зависит от типа сетки. Основные различия для разных сеток наблюдаются в краевых областях залежи. В моделировании процессов выработки запасов большую роль играет правильный подбор сетки, таким образом, «правильность» выбора сетки должна включаться в процесс адаптации гидродинамической модели.

Рисунок 5 – Изменение конечного КИН, связанное с частичным разгазированием залежи,
для разных вариантов размещения вертикальных нагнетательных скважин

Предложена процедура построения косослоистой сетки как наиболее полно отражающей особенности формирования клиноформных залежей.

Проведен многовариантный поиск оптимального размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин на залежи нефти клиноформного типа (рисунок 6).

  Расположение и перфорация вертикальных добывающих и нагнетательных-7

Рисунок 6 – Расположение и перфорация вертикальных добывающих и нагнетательных скважин (показаны различные варианты взаимного расположения двух добывающих скважин, положение нагнетательных скважин соответствует
их оптимальному размещению)

Показано, что наилучшим является вскрытие всего интервала пласта, через который проходит траектория скважины, а оптимальным является размещение вертикальной нагнетательной скважины как можно ближе к водонефтяному контуру.

Для определения оптимального размещения добывающих скважин введена целевая функция, определяющая максимальную эффективность выработки нефти из пласта при минимальных отборах жидкости и времени разработки пласта:

,

где а1, а2, а3 – весовые коэффициенты; – отношение значения КИН рассматриваемого варианта к максимальному значению КИН по всем вариантам в определенной группе расчетов; – отношение значения накопленного отбора жидкости рассматриваемого варианта к максимальному значению накопленного отбора жидкости по всем вариантам в определенной группе расчетов; – отношение значения общей продолжительности разработки элемента залежи рассматриваемого варианта к максимальному значению общей продолжительности разработки элемента залежи по всем вариантам в определенной группе расчетов.

Показано, что максимальный КИН и максимум целевой функции соответствуют несимметричному расположению добывающих скважин, а минимальный КИН – симметричному расположению скважин. Это связано с тем, что при несимметричном расположении скважин фильтрационные потоки имеют также несимметричную форму, в результате чего недренируемая область между скважинами и границей клиноформы становится меньше.

В четвертой главе проработаны основные вопросы уточнения геологической модели и рассмотрены проблемы выработки запасов нефти из залежей нефти пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения, имеющих клиноформное строение (рисунок 7).

На основе представления о строении пласта БВ101-2 как клиноформном теле в главе дается анализ разработки и выработки запасов локальных клиноформ.

Данное обстоятельство существенно меняет представление об эффективности действующей системы разработки, которая предполагала с самого начала вскрытие и эксплуатацию единым фильтром всех продуктивных пропластков, зачастую относящихся к различным клиноформным телам.

Следующим обстоятельством, усложняющим выработку рассматриваемого пласта, является тот факт, что каждая из клиноформ состоит из групп косослоистых пропластков с послойно неоднородным полем проницаемости. И, наконец, как показывает анализ данных геофизических и гидродинамических исследований скважин, для рассматриваемых объектов определяющей является зональная неоднородность поля проницаемости.

  Геологический разрез пласта БВ101-2 Самотлорского-12

  Геологический разрез пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения-14

Рисунок 7 – Геологический разрез пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения с юго-востока на северо-запад

Рассмотрены особенности структуры запасов нефти клиноформных тел пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения.

В частности, на рисунке 8 приведено распределение геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти по показателю послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора клиноформы D пласта БВ101-2. Распределение показывает, что в неоднородных коллекторах, послойная неоднородность которых составляет более 0.3 отн.ед., сосредоточено 95 % геологических и 94 % извлекаемых запасов нефти. Из них на долю сильно неоднородных по разрезу коллекторов (послойная неоднородность более 1) приходится около 68 % геологических и 58 % извлекаемых запасов нефти. Это означает, что при одновременной эксплуатации выработка запасов прослоев происходит крайне неравномерно.

Раскрытые выше особенности геологического строения пласта БВ101-2 предопределили осложнения в выработке запасов. Это, прежде всего, стремительно прогрессирующая обводненность добываемой продукции, снижение эффективности действующей системы разработки.

  Распределение начальных геологических, подвижных и извлекаемых-15

Рисунок 8 – Распределение начальных геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти клиноформы D пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора

На рисунке 9 представлены зависимости текущего КИН и начальных извлекаемых запасов (НИЗ), введенных в разработку действующей системой разработки, от обводненности добываемой продукции пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения. НИЗ, введенные в разработку, определялись по комплексу характеристик вытеснения. Хорошо видно, что в условиях действующей системы разработки утвержденный КИН не достигается. Более того, в результате быстрого обводнения добываемой продукции часть НИЗ, введенных в разработку действующей системой скважин, была потеряна.



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.