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 | 2 || 4 | 5 |

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

-- [ Страница 3 ] --

«Стартовая» обводненность – 0.5 д.ед.; R = 0.1 д. ед.

Поля получены для моментов времени:
а – 20, б – 22.5, в – 25, г – 50, д – 100, е – 165 отн. ед.

Рисунок 4 – Динамика полей давления и водонасыщенности (первый вариант)

равным 0.1 д. ед. (призабойная зона добывающей скважины).

Анализ полученных данных показывает, почему задачи, связанные с применением технологий СВИ, имеют очень много общего с проблемами разработки водонефтяных зон месторождений. Действительно, на рисунке 4 показано, что в результате применения технологии селективной водоизоляции в области добывающей

скважины фронтальное вытеснение нефти водой заменяется вертикальным. При этом в призабойной области возникает водяной конус. Часть подвижных запасов нефти остается отсеченной обводненными участками коллектора, характеризующимися повышенным фильтрационным сопротивлением для движения нефти.

Численные эксперименты, проведенные на модели, позволили установить обобщенные зависимости ряда параметров разработки от объемов изолируемых областей заводненного коллектора и «стартовой» обводненности добываемой продукции реагирующей добывающей скважины, при которой на скважинах применяется изоляция заводненного прослоя.

На рисунке 5 приведена зависимость коэффициента извлечения нефти от параметров применения технологии СВИ.

K1 = 0.1 мкм2, K2 = 1.0 мкм2

Рисунок 5 – Зависимость КИН от радиуса изолируемой области заводненного коллектора и «стартовой» обводненности, при которой применяется технология селективной водоизоляции

Из представленных данных видно, что во всей исследуемой области применение технологии увеличивает нефтеотдачу. Максимальное значение КИН соответствует случаю, когда при полностью выработанных запасах нефти высокопроницаемого слоя («стартовая» обводненность равна 90 %) в результате СВИ изолируется значительная часть заводненного высокопроницаемого слоя.

Необходимо отметить, что зависимость от «стартовой» обводненности ярко выражена при больших изолируемых объемах заводненного слоя и практически отсутствует при применении СВИ, затрагивающей лишь призабойную зону пласта.

Аналогично были проведены численные эксперименты по применению потокоотклоняющих технологий со стороны нагнетательной скважины. Они позволили установить обобщенную зависимость КИН от объемов изолируемых областей заводненного коллектора и «стартовой» обводненности добываемой продукции реагирующей добывающей скважины, при которой на нагнетательной скважине применяется потокоотклоняющая технология (рисунок 6).

 K1 = 0.1 мкм2, K2 = 1.0 мкм2  Зависимость КИН от радиуса изолируемой-14

K1 = 0.1 мкм2, K2 = 1.0 мкм2

Рисунок 6 – Зависимость КИН от радиуса изолируемой области заводненного коллектора и «стартовой» обводненности, при которой применяется потокоотклоняющая технология

Зависимость КИН от параметров применения ПОТ показывает, что во всей исследуемой области применение технологии приводит к увеличению нефтеотдачи. При этом зависимость от «стартовой» обводненности становится заметной только при значениях радиуса области снижения проницаемости высокопроницаемого слоя более
0.4 отн. ед.

Зависимость КИН от R более выражена, при этом имеется максимум КИН при значении R = 0.4 отн. ед. и значениях «стартовой» обводненности от 0.5 до 0.7 д. ед. Наличие максимума связано с тем, что при значениях «стартовой» обводненности от 0.5 до 0.7 для R > 0.4 в изолируемую область коллектора попадает часть подвижных запасов нефти, которые остаются неизвлеченными.

Сопоставление потокоотклоняющих технологий и технологий селективной водоизоляции показывает, что при равных условиях (объемы изолируемого высокопроницаемого коллектора, «стартовая» обводненность добываемой продукции) применение ПОТ на существенно неоднородных по проницаемости коллекторах обладает большей технологической эффективностью (КИН).

Необходимо помнить, что применение СВИ существенно увеличивает срок разработки залежи нефти в связи с падением темпов отбора нефти (уменьшением продуктивности пласта). Окончательное решение о выборе оптимального варианта доразработки объекта должно приниматься на основании технико-экономических расчетов.

В четвертой главе рассмотрены особенности геологического строения и состояния разработки пластов АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения, а также приведены результаты теоретических исследований процессов неизотермической фильтрации в пластах с послойно-неоднородным по проницаемости коллектором.

Особенностью геологического строения указанных пластов Самотлорского месторождения являются их высокие послойная v2l и зональная v2z неоднородности коллектора по проницаемости. Так, для пласта АВ13 средняя послойная неоднородность составляет величину 1.08 отн. ед., а зональная – 0.52 отн. ед. Это говорит о том, что в разрезе пласта соседствуют прослои, чьи проницаемости отличаются на порядок и выше.

С помощью изложенного в работе подхода определена структура геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пластов АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения в районе блока g13_04. Структуризация запасов проводилась по следующим основным показателям: проницаемости, послойной неоднородности, зональной неоднородности коллектора. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров ФЕС.

Анализ полученных распределений позволяет сделать следующие заключения. Для пластов АВ13, АВ2-3 характерно сосредоточение подавляющей доли запасов нефти в коллекторах с проницаемостью более 0.1 мкм2 – пласт АВ13 – 88 % всех геологических и 94 % начальных извлекаемых запасов, пласт АВ2-3 – 93 % и 97 % соответственно. При этом на долю высокопроницаемых коллекторов (более 0.5 мкм2) в пласте АВ13 приходится 44 % геологических и 57 % начальных извлекаемых запасов нефти. Для пласта АВ2-3 эти значения составляют 47 % и 59 % соответственно. Основная часть запасов нефти пласта АВ13 (92 % начальных геологических и 88 % начальных извлекаемых запасов) сосредоточена в коллекторах, проницаемости слоев которых отличаются в 4 и более раз (рисунок 7). В пласте АВ2-3 доля таких запасов еще выше (около 99 %).

  Распределение начальных геологических, подвижных и извлекаемых-15

Рисунок 7 – Распределение начальных геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пласта АВ13 Самотлорского месторождения в районе блока g13_04 по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора

Это означает, что при одновременной эксплуатации прослоев данных пластов выработка запасов происходит крайне неравномерно. В такой ситуации применение технологий, направленных на увеличение охвата воздействием (потокоотклоняющих, нестационарных технологий), может дать значительный технологический эффект.

По результатам проведенного анализа состояния разработки пластов АВ13, АВ2-3 в районе блока g13_04 Самотлорского месторождения сформулированы следующие выводы.

  1. Запроектированные и реализованные на практике методы и технологии разработки на начальном этапе позволили осуществлять относительно эффективную выработку запасов данных объектов, однако наличие существенной послойной и зональной неоднородностей пластов, эксплуатация и заводнение которых осуществлялись единым фильтром, что предопределило неравномерную выработку запасов нефти на текущий момент времени.
  2. Рассмотренные эксплуатационные объекты характеризуются высоким уровнем обводненности продукции. Недостаточно высокая степень отбора проектных извлекаемых запасов при значительных объемах закачки свидетельствует о низкой эффективности реализуемой системы поддержания пластового давления и потенциальной возможности ограничения объемов попутной воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций.
  3. При высоком уровне неоднородности коллекторов и наличии гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками для увеличения охвата заводнением необходимо рассмотреть возможность применения методов увеличения нефтеотдачи, таких как нестационарное воздействие и потокоотклоняющие технологии.

В качестве рекомендаций по совершенствованию выработки остаточных запасов нефти рассматриваемых объектов предложено:

  • провести работы с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, ликвидации прорывов воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, организовать проведение работ по ограничению водопритока в добывающих скважинах на основе определения оптимальных объемов изолируемых заводненных пластов с использованием тампонирующих составов;
  • повысить эффективность закачки вытесняющего агента, охват процессом дренирования через организацию системы нестационарного заводнения;
  • провести работы по разукрупнению совместного фонда и повышению эффективности выработки запасов залежей путем использования самостоятельных сеток скважин (в частности путем зарезки боковых стволов из обводненных или аварийных скважин).

Как показывают промысловые исследования, отмечается значительное снижение пластовых температур. Наибольшее снижение наблюдается по пласту АВ13 (рисунок 8), что связано с большими объемами воды, закачанной в данный пласт. По данным лабораторных исследований, нефть Самотлорского месторождения относится к парафинистым (содержание парафинов 3.4 %). Средняя температура насыщения парафином для рассматриваемых объектов – 31…37 оС. Как видно из рисунка 8, по ряду скважин в зоне нагнетания текущая температура снизилась до 25…30 оС. В охлажденные зоны попадают и зоны дренирования многих добывающих скважин.

  Карта полей текущей пластовой температуры пласта АВ13-16

Рисунок 8 – Карта полей текущей пластовой температуры пласта АВ13 Самотлорского месторождения в районе блока g13_04
на 01.04.2007 г.

Сказанное позволяет предположить возможность, вследствие значительного снижения температуры пластовой нефти, начала процесса кристаллизации парафина и отложения его на стенках поровых каналов, связанного с этим снижения показателя открытой пористости коллектора, а также повышения вязкости нефти. Это подчеркивает необходимость и актуальность проведения более точной оценки зон выпадения парафинов, их интенсивности, характера кристаллизации, а также выработки и внедрения мероприятий по недопущению дальнейшего снижения температурного фона и снижению негативных последствий указанных процессов на выработку остаточных запасов.

Исследования проводились на математической профильной модели послойно-неоднородного по проницаемости пласта. 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. Пусть длина пласта Lx = 400 м, толщина Lz = 10 м. Максимальная абсолютная проницаемость высокопроницаемого слоя составляет K1 = 3.0 мкм2, а минимальная проницаемость в разрезе пласта – 0.01 мкм2. Соотношение продольной (вдоль x) и поперечной (вдоль z) проницаемостей (анизотропия проницаемости) Kx/Kz = 10. Пористость по разрезу пласта изменяется от 0.14 до 0.24 д. ед. Соотношение вязкостей нефти и воды µo/µw = 1,25. Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы равны соответственно. Начальное пластовое давление p0 = 1.15107 Па, давление на входе в пласт (нагнетательная скважина) – 2.5p0, на выходе из пласта (добывающая скважина) – 0.5p0. Масштаб времени: 1 отн. ед. соответствует 0.106 сут. В пласт с начальной температурой T0 происходит закачка холодной воды с постоянной температурой Tz. Соотношение температуры закачиваемой воды и начальной пластовой температуры зададим равным Tz/T0 = 0.2. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (0.98 д. ед.). Предполагалось, что при снижении температуры пластовой нефти ее вязкость изменяется по зависимости, установленной экспериментально.

Анализ результатов, полученных на модели, показал, что в течение продолжительного периода разработки неизотермические процессы практически не влияют на эффективность вытеснения нефти. Однако по мере распространения фронта охлаждения (а он значительно отстает от фронта вытеснения) в область пониженных температур попадает все больший и больший объем коллектора. Основные изменения термодинамических параметров пласта наблюдаются вблизи нагнетательной скважины. Кроме того, из-за высокой проницаемости существенно снижается температура заводненного слоя. Однако, поскольку фронт вытеснения значительно опережает фронт охлаждения, снижение температуры в выработанном слое практически не сказывается на показателях разработки моделируемого пласта, что говорит о малом вкладе в конечный КИН низкопроницаемых слоев. В целом при охлаждении пласта и изменении вязкости нефти в охлажденных объемах коллектора сокращается срок разработки пласта за счет более быстрого роста обводненности. При этом при неизотермической фильтрации разработка пласта в модели происходит с меньшими дебитами нефти, особенно при обводненности более 90 %, и более интенсивным обводнением продукции скважины. Конечный КИН при неизотермической фильтрации почти на 3 % меньше, чем при изотермической. На первый взгляд, влияние увеличения вязкости нефти на нефтеотдачу при охлаждении пласта закачиваемой холодной водой незначительно (снижение около 0.03 д.ед.). Однако данное утверждение справедливо при условии полного прекращения разработки пласта по достижении предельной обводненности продукции. В реальности на завершающей стадии разработки для извлечения остаточных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых областях коллектора, применяют различные технологии увеличения нефтеотдачи, что продлевает (зачастую довольно существенно) период разработки месторождения. Поэтому задача оценки запасов нефти, расположенных в охлажденных зонах коллектора с температурой ниже критической, является весьма полезной. Критической температурой для условий данной задачи является температура начала кристаллизации парафинов (Tкрит = 0.7 T0).

На рисунке 9 приведена зависимость объема охлажденных геологических и подвижных запасов нефти моделируемого пласта от текущей обводненности добываемой продукции. Анализ полученных данных свидетельствует о следующем. В начальный период заводнения пласта доля охлажденных запасов нефти пренебрежимо мала. Даже после прорыва воды по высокопроницаемому пропластку к забою добывающей скважины и начала обводнения скважиной продукции доля охлажденных запасов незначительна. При росте обводненности от 50 % до 90% доля охлажденных запасов увеличивается до 3 % для геологических и до 1 % для подвижных запасов нефти. Эти запасы в основном представляют собой неподвижную нефть в охлажденном высокопроницаемом слое (геологические запасы) и подвижную и неподвижную нефть, сосредоточенную в низкопроницаемых прослоях вблизи от нагнетательной скважины (геологические и подвижные запасы). Дальнейшая закачка холодной воды и рост обводненности добывающей скважины приводят к резкому увеличению долей

геологических и подвижных запасов нефти, находящейся в охлажденных зонах коллектора с температурой ниже критической. При достижении предельной обводненности доля текущих геологических запасов нефти в охлажденной зоне коллектора достигает величины в 20 % от всех начальных геологических запасов нефти моделируемого пласта. Доля текущих подвижных запасов нефти в охлажденной зоне пласта составляет 11 % от начальных подвижных запасов нефти модели.

Рисунок 9 – Зависимость охлажденных объемов текущих геологических и подвижных запасов нефти в долях от их начальных значений и от текущей обводненности добываемой продукции

Если предположить, что охлаждение нефти ниже критической температуры сопровождается интенсивной кольматацией поровых каналов коллектора за счет выпадения кристаллов парафина, то объемы нефти, сосредоточенные в охлажденных зонах пласта, относятся к категории трудноизвлекаемых или неизвлекаемых. Таким образом, реальные потери подвижных запасов нефти за счет охлаждения пласта могут составить значительные величины – до 11 % для условий рассмотренной задачи.

Предположим, что выпадение твердой фазы (парафинов) на границе высокопроницаемого и низкопроницаемого слоев приводит к существенному снижению проницаемости и образованию слоя с измененными свойствами (вертикальная проницаемость, теплопроводность). В области снижения температуры пласта менее критической (0.7 T0) считаем, что проницаемость (вертикальная и вдоль напластования) коллектора уменьшается в 100 раз, а теплопроводность – в 5 раз. Результаты моделирования представлены на рисунках 10 и 11.

Рисунок 10 – Зависимость текущего КИН от обводненности добываемой жидкости для профильной модели послойно-неоднородного пласта. Кривые получены для случаев отсутствия изолирующего слоя (кривая черного цвета) и формирования изолирующего слоя при выпадении парафинов (кривая серого цвета)

Рисунок 11 – Поле насыщенности (цвет) и температуры (изолинии) неоднородного по проницаемости пласта в случае формирования изолирующего слоя в результате выпадения парафинов. Жирной линией показана изотерма критической температуры

Показано, что в условиях образования изолирующего слоя заводнению подвергается только высокопроницаемый пропласток, а низкопроницаемые слои остаются фактически отрезанными от процесса вытеснения. При этом достигаемый КИН (при 98 % обводненности добываемой продукции) почти в 2 раза ниже, чем для случая изотермической фильтрации. Таким образом, проведенные расчеты показывают, что в неоднородном по проницаемости пласте в процессе вытеснения происходит потеря части подвижных запасов за счет его неравномерного охлаждения, выпадения твердой фазы (парафинов) и отсечения части запасов, сосредоточенных в низкопроницаемых зонах пласта.



Pages:     | 1 | 2 || 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.