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 | 3 || 5 |

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

-- [ Страница 4 ] --

Несмотря на некоторую схематичность представленных в разделе исследований, они дают качественный ответ на вопрос о возможности потери подвижных запасов нефти при охлаждении пласта. Необходимо отметить, что данная проблема особенно остро стоит для сильно-неоднородных по проницаемости коллекторов (трещинных, трещинно-поровых). Действительно, заводнение холодной водой быстро снижает температуру трещинного пространства за счет конвективного переноса тепла, вызывая выпадение твердой фазы (парафинов) на границах пористых блоков и, тем самым, затрудняя обмен жидкостью между поровым и трещинным пространствами.

Очевидно, что необходимы технологические решения, призванные снизить негативное влияние охлаждения пластов закачиваемой водой на эффективность выработки остаточных запасов нефти.

В пятой главе изложены основные положения нового подхода к применению технологий водоизоляции, использованию разработанной методики выбора объектов и критериев эффективного применения технологий и дана оценка технико-экономического эффекта от внедрения на участке Самотлорского месторождения. Приведены рекомендации по применению новых подходов к оптимальному сочетанию технологий теплового воздействия и селективной изоляции заводненных высокопроницаемых прослоев коллектора, изложена методика выбора объектов для комбинированного воздействия и рекомендации по внедрению новой технологии на Самотлорском месторождении.

При обосновании выделения добывающих и нагнетательных скважин для реализации технологий водоограничения учитываются следующие геологические, промысловые и технологические критерии.

  1. В рамках рассматриваемого месторождения, залежи или участка выделяются скважины с повышенным уровнем обводненности (в общем случае – более 80…90 %).
  2. По выделенным добывающим скважинам, для полной уверенности в идентификации перфорированного пласта (интервала) как источника обводнения, желательны проведение дополнительных исследований герметичности крепи скважин и подтверждение отсутствия заколонных перетоков. При выявлении скважин с нарушенным цементным камнем или негерметичной обсадной колонной необходимо проведение ремонтно-изоляционных работ с последующими повторными исследованиями, отбором проб жидкости, изучением ее состава.
  3. Помимо заколонных перетоков, возможными источниками роста обводнения могут служить подтягивание законтурной или подошвенной пластовых вод, поступление на забой добывающей скважины закачиваемой воды. В первых двух случаях значимого изменения солевого состава попутно добываемой воды происходить не будет. В случае поступления «чужой» воды, при отличии ее состава от состава вод рассматриваемого пласта, произойдет изменение содержания солевого состава по одному или нескольким признакам, причем изменения могут происходить как в сторону уменьшения, так и в сторону увеличения концентраций.
  4. Из ряда выше выделенных скважин, обводнившихся закачиваемой водой, формируется список добывающих скважин с повышенной плотностью текущих подвижных (дренируемых + недренируемых существующей системой разработки) запасов. Выделение таких скважин осуществляется на основе анализа карт текущих подвижных запасов, построенных по каждому из рассматриваемых пластов. Проведение рекомендуемых геолого-технологических мероприятий по применению ПОТ и СВИ имеет смысл в первую очередь именно на скважинах с повышенной плотностью текущих запасов для получения максимальной технологической эффективности не только по сокращению объемов попутно добываемой воды, но и по приросту дополнительно добытой нефти.
  5. Данным добывающим скважинам ставятся в соответствие близлежащие к ним действующие нагнетательные скважины, т.е. формируется первичный расширенный список пар скважин «нагнетательная – добывающая».
  6. Сформированные пары скважин последовательно рассматриваются на предмет наличия в перфорированных интервалах каждой из них вскрытого пропластка с повышенной проницаемостью, в несколько раз превышающей среднюю проницаемость остальной части продуктивного разреза.
  7. Дополнительным аргументом в пользу выбора добывающей скважины для реализации технологии является ее высокий (по отношению к окружающим скважинам) дебит по жидкости. Данный показатель, с одной стороны, косвенно подтверждает наличие в перфорированном разрезе скважины обводненного высокопродуктивного пропластка, а с другой, свидетельствует о потенциально высокой эффективности проведения технологии с точки зрения сокращения объемов попутно добываемой воды.
  8. При принятии решения о реализации технологии по каждой из добывающих скважин должен учитываться текущий уровень пластового давления по данной скважине. Высокие значения текущих пластовых давлений по действующим добывающим скважинам подтверждают наличие хорошей гидродинамической связи зон дренирования данных скважин с окружающими нагнетательными скважинами, что является дополнительным аргументом в пользу проведения на них комплексных водоизоляционных работ.
  9. При выделении нагнетательных скважин, оказывающих превалирующее влияние на характер обводнения рассматриваемой добывающей скважины, учитывается проведенная классификация уровня гидродинамической связанности (рангового коэффициента корреляции Спирмена) между нагнетательными и окружающими (реагирующими) добывающими скважинами. Теснота связи при этом оценивается по шкале Чеддока, позволяющей каждой рассматриваемой паре присвоить один из шести уровней степени взаимосвязи: «весьма высокая», «высокая», «заметная», «умеренная», «слабая», «нет связи».

Согласно представленным в работе теоретическим исследованиям оптимальных условий применения технологий ПОТ (СВИ) максимальный эффект (КИН) достигается в условиях изоляции наибольшей области заводненного коллектора. При этом коэффициент нефтеотдачи тем выше, чем выше выработка высокопроницаемого пласта. Однако, с другой стороны, условием, налагающим ограничение на объемы закачки тампонирующих составов, являются экономические критерии, определяемые стоимостью реагентов и сопутствующих работ.

В работе изложен порядок расчета оптимальных (с точки зрения экономических критериев) объемов изоляции заводненного высокопроницаемого слоя.

Предлагаемые подходы к применению технологии СВИ были реализованы на добывающей скважине № 25864 Самотлорского месторождения. Скважина эксплуатирует единым фильтром пласты АВ13 и АВ2-3, средняя проницаемость которых отличается более чем в 20 раз. К моменту перевода скважины в бездействие в октябре 2005 г. обводненность добываемой продукции составляла 98.3 %. Дебит по жидкости составлял 62 т/сут, дебит по нефти – 1 т/сут. Проведенные исследования и анализ выработки запасов нефти в зоне дренирования скважины показали, что пласт АВ13, состоящий из высокопроницаемого пропластка и нескольких низкопроницаемых слоев, заводнен неравномерно. Эффективные мощности низкопроницаемой и высокопроницаемой частей коллектора приблизительно равны и составляют 4.6 и 4.3 м соответственно. Так как проницаемость низкопроницаемых слоев пласта АВ13 сравнима со средней проницаемостью АВ2-3, было принято решение о селективной водоизоляции высокопроницаемых слоев пласта АВ13.

К моменту остановки скважины начальные извлекаемые запасы нефти в зоне ее дренирования составляли 6.9 тыс. т. При этом были достигнуты предельная обводненность и предельная величина дебита нефти, при которых производится отключение скважин. Согласно расчетам, проведенным для данной скважины, была получена зависимость прироста начальных извлекаемых запасов нефти от величины изолируемой области в условиях «стартовой» обводненности добываемой продукции, равной 98 %. Данная зависимость приведена на рисунке 12.

  Зависимость прироста начальных извлекаемых запасов нефти от-21

Рисунок 12 – Зависимость прироста начальных извлекаемых запасов нефти от радиуса изолируемой области высокопроницаемого слоя пласта АВ13 скважины № 25864 Самотлорского месторождения

В результате моделирования применения СВИ с различным значением радиуса изолируемой зоны высокопроницаемого слоя была рассчитана динамика объемов добычи нефти и жидкости и определены экономические показатели. Накопленный чистый дисконтированный доход (НЧДД) предприятия определялся за год. Экономические нормативы брались усредненными за год по фактическим данным деятельности предприятия.

В результате расчетов экономических показателей для разных вариантов изоляции обводненного слоя была получена зависимость НЧДД от радиуса изолируемого высокопроницаемого пропластка R (рисунок 13).

  Зависимость НЧДД от параметра технологии – радиуса изолируемой-22

Рисунок 13 – Зависимость НЧДД от параметра технологии – радиуса изолируемой области высокопроницаемого слоя

Так как затраты на проведение технологии возрастают по закону, близкому к квадратичному, а приращение запасов (технологический эффект) изменяются практически по линейному закону, то, как видно из рисунка 13, в графике зависимости НЧДД от R имеется максимум, положение которого для данного случая соответствует R = 20 м.

Исходя из критерия максимизации экономического эффекта, были рассчитаны объемы изолируемого пропластка, определены необходимое количество реагентов и трудозатраты на проведение технологии.

С использованием предложенного подхода на скважине № 25864 Самотлорского месторождения была применена технология селективной водоизоляции с применением агента РИТИН-10. На рисунке 14 показана динамика основных показателей разработки скважины № 25864 до и после применения СВИ. Чертой указана дата проведения ГТМ. Хорошо видно, что применение СВИ привело к увеличению добычи нефти, снижению обводненности продукции более чем на 20 %.

Рисунок 14 – Динамика показателей разработки скважины № 25864 Самотлорского месторождения до и после применения технологии СВИ

Анализ технологической эффективности применения СВИ на скважине № 25864 Самотлорского месторождения показал, что за первые 12 месяцев после применения технологии по данной скважине дополнительная добыча нефти составила 1115 т, при этом объем попутно добываемой воды снизился до величины 18430 т. Экономическая эффективность от проведенного ГТМ по данной скважине составила 2.1 млн руб.

В ряде случаев, когда в процессе разработки в продуктивные пласты закачивались большие объемы воды с температурой существенно более низкой, чем пластовая, использование тепловых методов воздействия в сочетании с селективной водоизоляцией может существенно повысить эффективность извлечения остаточных запасов нефти. В работе приведена методика выбора объектов для комбинированного воздействия (сочетание технологий теплового воздействия и селективной изоляции заводненных высокопроницаемых прослоев коллектора) и сформулированы рекомендации по внедрению новой технологии на Самотлорском месторождении.

Как было показано в главе 4, возрастание объемов охлажденных текущих подвижных запасов нефти в послойно-неоднородном по проницаемости пласте начинается при выработке основных запасов нефти высокопроницаемого слоя. Показано, что при увеличении обводненности добываемой продукции до 90 % (для условий данной задачи) основные подвижные запасы нефти высокопроницаемого слоя выработаны. Именно в данный момент для снижения отрицательного эффекта от охлаждения невыработанных запасов нефти необходимо начать закачку в пласт воды с температурой, равной начальной пластовой или выше ее. При этом для повышения эффективности теплового воздействия и нефтеизвлечения в целом необходимо одновременно провести эффективные мероприятия по ограничению отборов. Промоделируем такой вариант комбинированного теплового воздействия на пласт.

Предположим, что в момент достижения обводненности добываемой жидкости значения 90 % в нагнетательную скважину начинают закачку горячей воды температурой Tz/T0 = 1.5, а в добывающей проводят селективную водоизоляцию обводненного высокопроницаемого слоя. Промоделируем СВИ как единовременное снижение проницаемости высокопроницаемого слоя в призабойной зоне скважины в 10 раз. На рисунке 15 приведена динамика полей давления, водонасыщенности и температуры после применения СВИ и начала закачки горячей воды. В случае комбинированного применения селективной водоизоляции и теплового воздействия процессом заводнения охвачена большая часть пласта. Вблизи от забоя добывающей скважины наблюдается расширение фронта вытеснения за счет аналога эффекта конусообразования, что позволяет вовлечь в разработку запасы нефти, сосредоточенные в этих областях. Однако часть запасов все же остается «отсеченной» от процесса вытеснения, что говорит о необходимости дальнейшей оптимизации проводимых технологий СВИ.

Сопоставляя технологические показатели для вариантов теплового воздействия и комбинированного теплового воздействия с селективной изоляцией заводненных прослоев, можно отметить следующее. При комбинированном воздействии наиболее значимым эффектом является снижение добычи воды при практически неизменных (по сравнению с предыдущим вариантом) объемах добываемой нефти, что позволяет продлить срок эксплуатации залежи более чем в 1.5 раза. Характеристики вытеснения, представленные на рисунке 16, демонстрируют более эффективное вытеснение нефти при проведении совместного воздействия по сравнению с только тепловым воздействием.

Конечный коэффициент извлечения нефти составляет для варианта с комбинированным воздействием 0.383 против 0.351 при обычном тепловом воздействии. При этом немаловажным является тот факт, что около трети извлекаемых запасов нефти моделируемого пласта извлекаются при более низкой обводненности, чем в предыдущем случае.














а











б











в











г











д











е


Рисунок 15 – Динамика полей давления (светлые изолинии), температуры (темные изолинии) и водонасыщенности (цвет) для неизотермической фильтрации с применением СВИ

Рисунок 16 – Сопоставление характеристик вытеснения для вариантов разработки моделируемого пласта с тепловым воздействием и тепловым воздействием совместно
с селективной водоизоляцией

Таким образом, совместное применение селективной водоизоляции промытого высокопроницаемого пропластка и закачки теплой воды по сравнению с применением только теплового воздействия позволяет:

      1. значительно снизить обводненность добываемой продукции,
      2. увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи,
      3. предотвратить образование областей коллектора с трудноизвлекаемыми запасами нефти за счет прогрева и восстановления (или увеличения) начальной пластовой температуры низкопроницаемых невыработанных зон коллектора.

В таблице 1 приведены расчетные значения конечных коэффициентов извлечения нефти, полученных в результате расчетов на модели, по всем рассмотренным вариантам разработки.

Видно, что для случая сильно неоднородных по проницаемости пластов комбинированная технология характеризуется максимальным коэффициентом нефтеотдачи.

Таблица 1 – Расчетные значения конечных КИН, полученных
в результате расчетов на модели, по всем рассмотренным вариантам разработки

Вариант разработки Значение конечного КИН
1. Заводнение холодной водой 0.309
2. Изотермическая фильтрация 0.337
3. Заводнение горячей водой 0.351
4. Заводнение горячей водой совместно с СВИ 0.383


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 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.