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 |

Обоснование степени вскрытия пласта перфорацией для повышения эффективности разработки залежей с водонефтяными зонами

-- [ Страница 2 ] --

В соответствии с результатами детальных исследований по разделу 2 для численных исследований принято (рисунок 3):

1. Содержание воды в нефтенасыщенной части – до 10 %.

2. Промежуточный слой, который разделен на три интервала, так как повсеместно на месторождениях Урало-Поволжья ввиду различия коллекторов по зональной и послойной неоднородности, как правило, геологический разрез продуктивной толщи имеет неоднородность и по толщине пласта.

С достаточным обоснованием в соответствии с рисунком 2, промежуточный слой представлен тремя условными пропластками для гидродинамических исследований при следующих параметрах по содержанию нефти и воды:

Первый h1п – с содержанием воды от 10 до 30 %.

Второй h11п – с содержанием воды от 30 до 60 %.

Третий h111п – с содержанием воды от 60 до 95 %.

Содержание воды в водоносной части от 95 до 100 %, а толщина переходной зоны hп = h1п + h11п+ hIIIп.

Принятая схема разделения пропластков в переходной зоне достаточно хорошо согласуется с реальным разрезом пород в скважинах Михайловско-Коханского месторождения.

Рисунок 3. Схема формирования в водонефтяном пласте переходного слоя

Численные исследования гидродинамических характеристик по модели на рисунке 3 проводились при условии, что процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом. Тогда такое условие соответствует условию применимости в модели "Black oil". Уравнения, описывающие фильтрацию двухфазной жидкости в предположении малости капиллярного давления и незначительности величины гравитационных сил, приняты в виде:

(1)

где , здесь p - давление в фазах, Ki - проницаемость i-той фазы, i - вязкость i-той фазы, si - насыщенность i-той фазы, m - пористость коллектора, i* - коэффициент сжимаемости i-той фазы, c* - упругоемкость скелета пласта, Ni(x,z,t) – толщина объемного источника или стока i - ой фазы, i принимает значения o (нефть) и w (вода). Определены краевые условия, насыщенности, относительные фазовые проницаемости, пористость и проницаемость коллектора. Отдельно по экспериментальным исследованиям оценено влияние вязкости эмульсии.

Многочисленные результаты исследований как отечественных, так и зарубежных авторов показывают, об образовании при отдельных критических значениях гидродинамических характеристик фильтрации многофазных жидкостей в призабойной зоне вязких водонефтяных эмульсий. Причем надо отметить, что образование их идет лишь при определенных условиях. Например, для случая при Рзаб > Рнас, то есть для случая отсутствия газовой фазы, оно в основном определяется соотношением площади перфорационных отверстий к общей площади фильтрации и скорости истечения жидкости через фильтрационные отверстия. При малых расходах до 3 м3/сут на один метр перфорированной толщины в случае отсутствия газа вероятность образования водонефтяной эмульсии практически ничтожна. Но для режимов с Рзаб< Рнас и при газовом факторе более 30 м3/м3 вязкость водонефтяной эмульсии достаточно высока. Хотя газовая фаза наибольшее влияние оказывает как смешивающаяся фаза больше в перфорированных отверстиях, вязкость водонефтяной эмульсии определяется в основном соотношением объемов нефти и воды в эмульсии.

Пользуясь методикой пересчета вязкости нефти, определенной по поверхностным пробам (методика института «ТатНИПИнефть»), была разработана методика определения вязкости эмульсии в пластовых условиях. Построенная по данной методике кривая вязкости эмульсии от водонасыщенности для скважин Михайловско-Коханского месторождения приведена на рисунке 4, которая для моделирования и использования в гидродинамических исследованиях пересчитана в виде следующей эмпирической зависимости вязкости нефти от водонасыщенности для пластовых условий:

(2)

где у – вязкость эмульсии, х0 – обводненность, доли ед., у0 - вязкость безводной пластовой нефти, постоянные коэффициенты имеют значения: а = 110,76; b = 185,79; с = 2055; х0 = 0,5; ­0­ = 1(вязкость воды, мПа.с).

 Зависимость вязкости нефти от водонасыщенности Гидродинамические-15

Рисунок 4. Зависимость вязкости нефти от водонасыщенности

Гидродинамические исследования проводились на двухслойной профильной модели пласта Lx=100 м, толщина Lz=10 м с извлекаемыми запасами на момент численного исследования 12390 м3, а его абсолютная проницаемость - K0=1 мкм2. Соотношение продольной (вдоль x) и поперечной (вдоль z) проницаемостей Kx/Kz=10. Вязкость воды мПа.с. Вязкость нефти в пластовых условиях 27 мПа.с. Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы соответственно имели: . Пористость – 0.2 д.ед. Начальное пластовое давление p0=1.78107 Па, давление на точке-17. Пористость – 0.2 д.ед. Начальное пластовое давление p0=1.78107 Па, давление на точке нагнетания воды в пласт (контур ВНК) –p0, на выходе из пласта (забой добывающей скважины) - 0.5p0. Кривые ОФП для исследования были использованы модельные, а извлекаемые запасы пересчитаны по нефтесодержанию в пластах. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (0.95 д. ед.). Вначале исследовались фильтрационные характеристики влияния переходного слоя на технологические показатели нефтевытеснения для случая, когда параметры пласта и переходного слоя постоянны. Было рассмотрено варианты перфорации пласта: 1) – 0,1, 2) – 0,2, 3) – 0,3, 4) – 0.4, 5) – 0,5, 6) – 0,6, 7) – 0,7, 8) – 0,8, 9) –1,0 от общей толщины пласта. Необходимо отметить, что для вариантов 1-4 перфорирована только нефтенасыщенная часть пласта, для вариантов 5-6 помимо нефтенасыщенного вскрыта часть пласта с водонефтяной эмульсией.

Моделирование процессов фильтрации для различных вариантов перфорации показало, что приток жидкости к забою добывающей скважины сопровождается значительным "размыванием" водонефтяного контакта (рисунок 5). Это происходит в силу того, что возникают различия фильтрационных свойств пластовых флюидов при пуске добывающей скважины в области водонефтяного контакта, так как возникают градиенты давления, которые приводят к проникновению нефти в водонасыщенную часть коллектора. Причем доля проникающей в водонасыщенную часть нефти тем больше, чем больше проницаемость водонасыщенной части пласта. Для частичной же перфорации пласта вторжению воды в нефтенасыщенную часть коллектора вблизи от забоя добывающей скважины способствует явление конусообразования (рисунок 5).

Анализ динамики полей насыщенности при различных схемах перфорации в добывающей скважине показал, что при частичной перфорации пласта (нефтенасыщенной его части), даже при равенстве проницаемостей в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта, происходит перемещение доли запасов нефти в водонасыщенную область пласта. При этом часть нефти остается фактически потерянной для нефтеизвлечения (рисунок 6).

Для оптимизации интервала вскрытия пласта были построены характеристики вытеснения для всех рассмотренных вариантов перфорации. Установлено, что максимальный объем добытой нефти обеспечивает вариант перфорации, при котором вскрывается вся нефтенасыщенная часть пласта (Hprf=0.4). По характеристикам вытеснения наиболее близок к данному варианту вариант с Hprf=0.3. При степени вскрытия пласта 0,3 и более обеспечивается высокий коэффициент охвата заводнением и продукция обводняется более медленно. По динамике дебита к варианту Hprf=0.4 наиболее близок вариант Hprf=0.5, при котором вскрыта также часть пласта с водонефтяной эмульсией.

Однако при Hprf=0.5 происходит более быстрое обводнение продукции скважин. При вскрытии же водоносного пласта происходит быстрое и интенсивное обводнение. Исследование влияния изменения вязкости водонасыщенной эмульсии на характеристики вытеснения отмечено с доли воды равной 0,2 (20 %).

Установлено, что при росте вязкости водонефтяной эмульсии происходит более быстрое обводнение продукции из пласта и снижается коэффициент нефтеотдачи. При дальнейшем росте вязкости водонефтяной смеси вариант вскрытия 0,3 пласта является более предпочтительным (рисунки 7,8). Исследования влияния на характеристики вытеснения неоднородности коллектора переходной зоны выполнены при следующих условиях. Принято, что нефтенасыщенная часть с содержанием воды 5%, а её толщина равна 4,4 м, с проницаемостью ~ К1. Соотношение проницаемостей коллекторов принято равным нефтенасыщенному с первым промежуточным слоем К1 и третий К3 с водоносным. Промежуточный слой, который разделен на три интервала, имеет параметры:

Рисунок 5. Динамика изменения поля насыщенности. Пласт вскрыт перфорацией с Hprf=0.2

Первый hIп с содержанием воды 20%. Толщина 0,4 м. Проницаемость k1.

Второй hIIп с содержанием воды 50%. Толщина 0,4 м. Проницаемость k2.

Третий hIIIп с содержанием воды 70%. Толщина 0,4 м. Проницаемость k3.

Водоносная часть с содержанием воды 90%. Толщина 4,4 м. Проницаемость К3.

 Характеристики вытеснения для различных вариантов перфорации пласта -24

Рисунок 6. Характеристики вытеснения для различных вариантов перфорации пласта

Рисунок 7. Зависимость времени достижения предельной обводненности от степени вскрытия пласта при различной зависимости вязкости нефти от водонасыщенности

Рисунок 8. Зависимость коэффициента охвата заводнением от степени вскрытия пласта при при различной зависимости вязкости нефти от водонасыщенности

В результате выполненных исследований установлено, что при равенстве проницаемостей всех слоев (К1/К3 = 1), накопленная добыча нефти хотя и является максимальной, но при этом резко растет объем накопленной жидкости, и темп роста тем больше, чем больше проницаемость первого пропластка (рисунок 3). Отмечено, что в этом режиме обеспечивается и наиболее высокий КИН. Несмотря на высокий КИН при равенстве проницаемостей более технологически эффективным следует считать режим, когда нефтенасыщенная часть вскрывается перфорацией с толщинаю не более 60-70 %.

В случае условия, когда проницаемость переходного слоя и водоносного будут меньше, чем в нефтенасыщенной, тогда режим эффективного вскрытия будет соответствовать полному вскрытию нефтенасыщенной части пласта.

Результаты численных исследований и анализ неоднородности по водонасыщенности в переходной зоне показали, что для условий задачи наилучшие результаты по нефтевытеснению соответствует случай вскрытия пласта «нефтенасыщенная зона + переходная зона».

В четвертой главе описаны примеры формирования технологий вскрытия пласта с ВНЗ и результаты внедрения рекомендаций автора. Используя теоретические исследования в разделах 2 и 3 и полученные методические основы формирования технологии вскрытия пласта принимается, что рассматриваемые рекомендации в большей степени направлены на их применимость в разрабатываемых объектах, для которых геологическая и гидродинамическая модели известны, или имеется база по оцифровке и интерпретации ГИС в объеме залежи, а запасы оценивались на основе геологической модели, разработанной автором совместно с НПО "Нефтегазтехнология".

Рассмотрим некоторые методические разработки применительно к конкретным объектам, в частности на работу единичных скважин в виде ячейки, приведенной на рисунке 9.

Рядом с рассматриваемыми добывающими скважинами находятся нагнетательные скважины (№ 14393 и № 7834 соответственно, рисунок 9), поэтому в качестве внешнего краевого условия рассматривалось равенство пластового давления равного 1,5 от начального пластового давления. Рассматривалась двухслойная профильная модель фильтрации двухфазной жидкости в приближении модели "Black oil". Забойное давление задавалось равным 0,5 от начального пластового давления. Так как для данной задачи гидродинамические силы значительно превосходят по величине капиллярные и гравитационные силы, то последние в модели не учитывались. Подошва и кровля горизонта предполагаются непроницаемыми.

Параметры задачи

вязкость нефти в пластовых условиях – мПа.с;

вязкость воды в пластовых условиях – мПа.с;

начальное пластовое давление – МПа;

Фильтрационные параметры пластов брались по данным ГИС.

Рассматриваемые пласты пронумерованы.

Модельные относительные фазовые проницаемости заданы в виде:

,

,

где , , , s - водонасыщенность.

Определение оптимального варианта перфорации для добывающей скважины № 7834

Фильтрационные параметры пласта d01a, на которых работает скважина № 7834 приведены в таблице 1. Перемычка между пропластками 1 и 3 рассматривалась как слабо проницаемая с нефтенасыщенностью 0,5 д.ед., сформированная по результатам рисунка 9. Установлено, что переходная зона сформирована между пропластками 1 и 2.

Таблица 1 – Параметры коллектора в районе скважины № 7834 Ташлиярской площади

Пропласток Нефтена-сыщенная толщина, м Абсолютная проницаемость коллектора, Д Пористость, д.ед. Нефтенасы-щенность, д. ед.
1 2 3 3,6 1,2 1,4 0,4973 0,00067 0,0067 0,203 0,107 0,107 0,763 0,5 0,3


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.