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 | 4 |   ...   | 5 |

Научно-методические основы выработки остаточных запасов нефти из неоднородных по проницаемости пластов

-- [ Страница 2 ] --

Технологии СВИ (ПОТ) и нестационарного заводнения в какой-то мере антагонистичны друг другу. Действительно, нестационарные технологии используют заводненные высокопроницаемые каналы для транспорта нефти, перетекшей из низкопроницаемых объемов коллектора, в то время как при ПОТ (СВИ) высокопроницаемые каналы отсекаются от фильтрации, тем самым интенсифицируется приток из низкопроницаемых слоев коллектора. С другой стороны, результатом применения как физико-химических технологий, так и для НЗ является изменение направления фильтрационных потоков, что дает возможность синергии технологий при их совместном применении.

Выработка запасов нефти при использовании метода заводнения осложняется процессами неизотермической фильтрации, происходящими при закачке в пласт воды с температурой, существенно более низкой по сравнению с пластовой.

Вопросы теории и практики неизотермической фильтрации освещены в трудах Н.Н. Непримерова, М.А. Пудовкина, В.Н. Николаевского, К.С. Басниева, А.Т. Горбунова, Н.К. Байбакова, А.Р. Гарушева, А.А. Боксермана, Б.В. Шалимова, А.Х. Мирзаджанзаде, М.Л. Сургучева, Г.Г. Вахитова, Ю.П. Желтова, Р.Х. Муслимова, С.А. Жданова, А.Я. Хавкина, Н.И. Хисамутдинова, А.Г. Телина и других исследователей.

Холодная вода, закачиваемая в нефтенасыщенный пласт для поддержания пластового давления, в промысловых условиях имеет существенно более низкую температуру, чем сам пласт (например, в условиях Ромашкинского месторождения на 10…20 °С, для Самотлорского месторождения – 40…60 °С). Поэтому в процессе длительной эксплуатации в результате закачки холодной воды неизбежно происходит общее понижение температуры пласта, что сопровождается повышением вязкости нефти и в конечном счете приводит к снижению количества добываемой нефти, а также к увеличению материальных затрат на единицу добытой продукции.

Процессы охлаждения коллекторов могут существенно ухудшать фильтрационно-емкостные свойства низкопроницаемых прослоев в неоднородных пластах, приводя к снижению температуры в слабо охваченных заводнением низкопроницаемых прослоях, увеличению вязкости нефти (по ряду рассмотренных месторождений – на 30…40 %), выпадению АСПО, возникновению термоупругих напряжений в коллекторе и т.д.

Результаты значительного объема промысловых исследований, проведенных на различных месторождениях, продемонстрировали, что при внутриконтурном заводнении продуктивных пластов поверхностной неподогретой водой к концу разработки из-за охлаждения менее интенсивно вырабатываемых пропластков возможны потери до 25…30 % от подвижных запасов нефти. Снижение температуры на несколько градусов в призабойных зонах отдельных скважин приводит к снижению коэффициента продуктивности до 30 %.

На современном этапе развития нефтепромысловой практики значимый характер влияния изменения текущей температуры залежей нефти на показатели выработки запасов в целом общепризнан. При этом, однако, наблюдается дисбаланс в характере проведенных исследований и работ, посвященных оценке влияния данных изменений. Превалируют работы, посвященные тепловым методам интенсификации выработки запасов и повышения нефтеотдачи. Исследований, изучающих уровень негативного влияния охлаждения продуктивных залежей, проведено гораздо меньше.

Таким образом, создание новых технологий разработки и методик обоснования их оптимального применения для нефтяных месторождений с неоднородными по проницаемости коллекторами, продукция которых характеризуется высокой обводненностью, остается приоритетной задачей современной нефтяной науки и практики.

В соответствии с поставленной задачей, на первом этапе исследований процессов выработки запасов из неоднородных по проницаемости многослойных, многопластовых коллекторов, находящихся в завершающей стадии разработки, автором была разработана методика определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов на основе анализа отобранных проб пластовой нефти. Относительные дебиты пластов (прослоев) определяются по данным значений удельного поглощения излучения отобранных проб в видимой области электромагнитного спектра (патент РФ № 2052094).

Были сформулированы научно-методические основы построения регламентных карт объектов разработки, включающие карты геологических, извлекаемых, дренируемых и недренируемых запасов, карты текущих и накопленных отборов нефти и жидкости, карты полей давления и температуры пласта, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и других геолого-технологических параметров. Построенные с использованием разработанных алгоритмов карты использовались автором в процессе подготовки исследуемого объекта к изучению и последующей аналитической работы (свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2001611173).

Во второй главе рассмотрены основные вопросы, связанные с особенностями геологического строения и разработки пласта Д4 Росташинского месторождения, а также приведены результаты теоретических исследований процессов выработки запасов нефти из послойно-неоднородных по проницаемости коллекторов.

Показано, что коллекторы пласта Д4 относятся к категории коллекторов со средней проницаемостью, сильно расчлененных, послойно- и зонально-неоднородных по проницаемости. Распределение плотности геологических и подвижных запасов нефти крайне неоднородно как по простиранию, так и по разрезу. Пласт Д4 разрабатывается с 1989 г., с поддержанием пластового давления – с 1990 г. В последние годы наблюдается резкий рост обводненности продукции скважин, что делает весьма проблематичным достижение утвержденной величины коэффициента извлечения нефти (КИН) (рисунок 1). Как показывают расчеты, в условиях сохранения сложившейся системы и технологии разработки объекта при достижении предельной обводненности добываемой продукции неизвлеченными остаются значительные запасы нефти: более 19 % от начальных подвижных запасов и более 22 % от начальных геологических запасов нефти.

Рисунок 1 – Зависимости текущего КИН и доли начальных извлекаемых запасов (НИЗ), введенных в разработку, от текущей обводненности добываемой продукции для пласта Д4

Анализ текущего состояния разработки объекта показал, что опережающая выработка запасов происходит из пропластков повышенной проницаемости, а остаточные запасы нефти сосредоточены в низкопроницаемых прослоях. Детальный анализ геологического строения пласта Д4, а также результаты исследований скважин указывают на наличие гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками, что свидетельствует о возможности увеличения охвата заводнением путем применения гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (нестационарное воздействие, потокоотклоняющие технологии и др.).

Показано, что в условиях начала интенсивного обводнения добываемой продукции происходит массовое прекращение фонтанирования добывающих скважин. Анализ работы пар добывающих и нагнетательных скважин позволил выявить основные особенности механизма обводнения скважин, что дало возможность разработать рекомендации по продлению периода безводной фонтанной эксплуатации после длительной разработки на естественном режиме. Отключение большинства скважин, эксплуатирующих пласт Д4, произошло при скачкообразном увеличении обводненности до 30…40 %. Результаты моделирования показывают, что причиной является прорыв закачиваемых воды по наиболее проницаемому пропластку (или группе прослоев с близкими ФЕС). Продолжение эксплуатации скважин возможно путем перевода их на механизированную добычу с последующим проведением водоизоляционных работ. Форсирование отборов одновременно с началом закачки, после периода длительной эксплуатации скважин на естественном режиме, недопустимо. Необходим реабилитационный период от нескольких месяцев до нескольких лет с целью восстановления компенсации отборов закачкой минимум на 50 %.

Вместе с тем, рассмотрены возможности продления фонтанирования добывающих скважин. На математической модели был исследован случай прекращения фонтанирования скважины, эксплуатирующей послойно-неоднородный по проницаемости пласт, в результате прорыва воды по высокопроницаемому пропластку. Показано, что своевременное и адресное выполнение серии водоизоляционных обработок заводненных пропластков приводит к снижению доли воды в продукции добывающих скважин, что способствует увеличению сроков фонтанирования и сдерживанию темпов обводнения скважин.

При наличии добывающих скважин с высокой обводненностью циклическое воздействие на пласт можно организовать совместными периодическими отключениями и включениями нагнетательных и обводненных добывающих скважин. Основными параметрами такой технологии нестационарного воздействия становятся периоды остановки и работы добывающей скважины.

Рассмотрена численная модель циклической работы добывающей скважины, эксплуатирующей послойно-неоднородный по проницаемости пласт, при различной начальной («стартовой») обводненности и при разных значениях длительности периодов работы и остановки.

В результате проведенных расчетов показано, что эффективность применения нестационарного воздействия слабо зависит от «стартовой» обводненности для маловязких нефтей, тогда как для нефтей повышенной вязкости эта зависимость более выражена (рисунок 2). Для условий рассмотренной в работе задачи зависимость эффективности циклической эксплуатации добывающей скважины (ЦЭДС) от «стартовой» обводненности имеет экстремальный характер с максимумом при обводненности 80…85 %.


Рисунок 2 – Зависимость КИН от «стартовой» обводненности для различных соотношений вязкостей нефти и воды , Tstop= 2, Twork= 10

Исследование влияния временных параметров (времени работы, времени простоя) технологии циклической эксплуатации скважины выявило ряд принципиальных моментов. Прежде всего, было показано, что вне зависимости от продолжительности цикла для эффективного применения технологии ЦЭДС период работы скважины в цикле должен быть больше периода простоя.

Зависимость технологического эффекта применения технологии циклической работы добывающей скважины от продолжительности периодов работы и остановки выражена более ярко (рисунок 3). Здесь показаны зависимости отношения коэффициентов извлечения нефти при нестационарном и стационарном режимах работы добывающей скважины (КИНнст/КИНст) от продолжительности периодов работы и остановки скважины в цикле.

Результаты расчетов для соотношения µo/µw = 4 и «стартовой» обводненности 80 % показали, что при циклической работе период остановки скважины должен быть меньше периода работы. Это связано с тем, что для повышения эффективности выработки запасов нефти из низкопроницаемого слоя при нестационарном воздействии необходимо организовать работу добывающей скважины таким образом, чтобы поток нефти в основном был направлен из низкопроницаемого слоя в высокопроницаемый. При этом необходимо обеспечить транспорт этой нефти по высокопроницаемому слою к забою добывающей скважины. В общем случае положение максимума эффективности циклической работы добывающей скважины зависит от многих параметров. Для условий рассматриваемой задачи отношение длительности периода работы скважины к длительности периода простоя, соответствующее максимальной эффективности нестационарного воздействия, изменяется от 5 до 10, причем, если время простоя больше 1 отн. ед., то данное соотношение всегда равно 5.

  Зависимость отношения КИНнст/КИНст от продолжительности периода работы-3

Рисунок 3 – Зависимость отношения КИНнст/КИНст
от продолжительности периода работы скважины в цикле Twork для различных значений Tstop (периода простоя)
при нестационарном режиме работы (4, А0 = 80 %)

С ростом продолжительности цикла (время простоя + соответствующее ему оптимальное время работы скважины) эффективность периодической работы добывающей скважины снижается, приближаясь к стационарному значению.

В работе показано, что кривые зависимости эффективности применения ЦЭДС имеют экстремальный характер, при этом отношение длительности периодов работы и простоя скважины в цикле, соответствующее максимуму эффективности, лежит в интервале 5…10. С увеличением продолжительности цикла (период работы + период простоя) эффективность от применения ЦЭДС снижается. Относительный эффект от применения нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины на коллекторы с маловязкой нефтью имеет меньшее значение, чем для вязких нефтей.

В третьей главе приведены результаты теоретических исследований по определению оптимальных условий применения технологий селективной водоизоляции заводненных зон коллектора.

Исследования проводились на математической профильной модели послойно-неоднородного по проницаемости пласта. Для простоты будем считать, что пласт однороден по своей мощности, пористости и начальной нефтенасыщенности и состоит из двух слоев с различной проницаемостью. Пусть процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, т.е. в условиях применимости модели «black oil». Предположим, что движение пластовых флюидов поддерживается созданием постоянного перепада давления на входе и выходе из пласта, а кровля и подошва пласта являются непроницаемыми. На вход в пласт подается вода. Приведем основные абсолютные и относительные параметры модели. Предполагается, что длина пласта Lx = 400 м, толщина Lz = 10 м, абсолютная проницаемость низкопроницаемого слоя составляет
K1 = 0.1 мкм2, а высокопроницаемого – 1 мкм2. Соотношение продольной (вдоль x) и поперечной (вдоль z) проницаемостей (анизотропия проницаемости) Kx/Kz = 10. Соотношение вязкостей нефти и воды . Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы равны . Пористость – 0.24 д.ед. Начальное пластовое давление p0 = 1.15107 Па, давление на входе в-6. Пористость – 0.24 д.ед. Начальное пластовое давление p0 = 1.15107 Па, давление на входе в пласт (нагнетательная скважина) –1.5p0, на выходе из пласта (добывающая скважина) – 0.5p0. Масштаб времени: 1 отн. ед. соответствует 1.06 сут. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (0.95 д. ед.).

На рисунке 4 показана профильная линейная модель послойно-неоднородного по проницаемости пласта. Изолиниями показано поле давления, заливкой – поле водонасыщенности. Справа на рисунке расположена нагнетательная скважина, слева – добывающая.

Рассмотрим применение технологии селективной изоляции обводненного пропластка со стороны добывающей скважины. Предположим, что проведение СВИ приводит к моментальному снижению проницаемости заводненного высокопроницаемого слоя моделируемого пласта в области радиуса R (отсчитывается от стенок добывающей скважины). Будем рассматривать случаи, когда применение водоизоляционной технологии происходит при достижении некоторой обводненности добываемой продукции скважины (далее будем называть ее «стартовой» обводненностью). На рисунке 4 представлена динамика полей давления и водонасыщенности для случаев, когда при «стартовой» обводненности, равной 0.5 д. ед., изолируется область высокопроницаемого коллектора с радиусом,

а б
в г
д е


Pages:     | 1 || 3 | 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.