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 |

Геотехнологические основы регулирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

-- [ Страница 4 ] --

Пример результатов расчетов темпа добычи нефти при обычном заводнении и применении циклического воздействия представлен на рисунке 6. Накопленная добыча нефти при заводнении и циклическом воздействии равна площади под соответствующими кривыми на этом рисунке. Разность накопленных объемов нефти при циклическом воздействии и заводнения составляет дополнительную добычу нефти от воздействия. Эта разность для всего этапа разработки приведена для различных периодов воздействия на рисунке 7, согласно которому, с ростом периода дополнительная добыча возрастает, достигая максимума при величине периода 10 сут, а затем падает до отрицательных величин. Таким образом, определен оптимальный период цикла и дополнительная добыча нефти для анализируемого объекта-полигона. Максимальное значение дополнительной добычи нефти (10000 т/га) соответствует 3,5 % прироста коэффициента нефтеотдачи участка, на котором проведено воздействие.

Опыт применения технологий по закачке теплоносителей в залежь показывает, что из-за изменчивых геолого-физических и физико-химических свойств пласта и насыщающего его флюида при его продвижении по пласту остаются целики нефти, кроме того, происходит потеря тепла при нагнетании.

Рисунок 6 — Пример расчета темпов добычи нефти при заводнении (сплошная кривая) и циклическом воздействии (прерывистая кривая)
на пластах нижнего карбона

Рисунок 7 — Дополнительная добыча нефти при циклическом воздействии, приведенная к полному периоду воздействия.
Площадь расчетного участка 1000 м2

В целях повышения тепловой эффективности закачки горячей воды в нефтяной пласт для залежей Степноозерского месторождения предложены методы импульсно - дозированного теплового воздействия (ИДТВ)
[В. И. Кудинов] и технология циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ) с добавлением в теплоноситель полимера [В. И. Кудинов]. Для снижения тепловых потерь в условиях Степноозерского месторождения при моделировании были проведены расчеты циклического теплового воздействия в двух вариантах: с применением обычных насосно-компрессорных труб (НКТ) в нагнетательных скважинах и оборудованных теплоизолированными трубами. Прогнозирование проводилось до момента закачки двух поровых объемов жидкости. В качестве конечного прироста коэффициента вытеснения нефти принимается значение при типовой прокачке двух поровых объемов жидкости.

Расчеты показали, что максимальный прирост коэффициента извлечения нефти по залежам среднего карбона и нижнего карбона получен от циклического полимерно-теплового воздействия с теплоизолированными НКТ и составил 19 и 12 % соответственно.

Геолого-технологические особенности выбора способа разработки крупных месторождений

Методический подход к разработке крупных месторождений определяется особенностями геологического строения. При выборе основных принципов используется опыт эксплуатации схожих месторождений. Вместе с тем должны разрабатываться и внедряться новые решения с учетом современ­ных технологий и способов добычи полезных ископаемых. К одному из таких решений, позволяющих обеспечить высокие показатели разработки, можно отнести новые предложения по разработке и очередности проведения работ на продуктивных залежах крупных месторождений северной части Башкирского свода (месторождения севера Башкортостана и юга Пермского края).

Месторождения характеризуются неравномерной выработкой запасов нефти. Выделяются залежи, по которым от начальных извлекаемых запасов отобрано более 70 %. Остаточные запасы в таких залежах относятся к категории трудноизвлекаемых и сосредоточены, как правило, в «ловушках», приуроченных к кровельной части локальных поднятий высокопродуктивных горизонтов, и в линзах. Кроме того, практически все залежи нефти имеют обширную водонефтяную зону.

По результатам геолого-технологического анализа выработки и совместного анализа карт остаточных запасов, обводненности, нефтенасыщенных толщин, распространения продуктивных пластов и свойств коллекторов отмечены следующие особенности разработки месторождения:

1 По залежам нефти каширо-верейского горизонта невыработанной остается значительная часть запасов нефти, относящаяся как к незадействованным зонам, так и к зонам работающих скважин. Разработка залежей характеризуются падением дебитов по нефти и ростом обводненности. Наименьшей выработкой запасов, от 1 до 5 % от НГЗ, характеризуются залежи пластов В3В4 верейского горизонта, эксплуатирующиеся единичными скважинами.

2 По залежам башкирского яруса отмечается активный рост обводненности продукции, особенно в скважинах, находящихся в обширных водонефтяных зонах (ВНЗ) и в зонах, прилегающих к фронту нагнетания с высокой послойной неоднородностью. Наиболее эффективно вырабатываются запасы с высокой плотностью сетки скважин, с благоприятными коллекторскими характеристиками и высокими начальными запасами нефти. Значительная разница в текущих коэффициентах извлечения нефти для отдельных залежей объясняется различием в сроках ввода активных запасов в разработку. Кроме того, по отдельным месторождениям, где башкирский ярус представлен двумя пластами Бш1 и Бш2, отмечается неравномерная их выработка, обусловленная совокупностью геологических и технологических факторов: отношение запасов чисто нефтяных зон (ЧНЗ) к запасам площади нефтеносности для Бш1 составляет 0,7, для Бш2 — 0,2; плотность сетки скважин Бш1 — 25–42 га/скв.; залежи Бш2 — 36-60 га/скв.

3 Ввиду значительной изменчивости геолого-физических характеристик пластов ТТНК, выработка запасов нефти по про­дуктивным пластам неравномерная. Среди продуктивных пластов достаточно высокой выработкой характеризуется бобриковский горизонт: пласты Бб1 и Бб2. По всем пластам бобриковского и тульского горизонтов слабо вырабатываются запасы в ВНЗ. Высокая вариация геолого-физических характеристик продукти­вных пластов повлияла на продуктивность отдельных участков залежи, что предопределило наличие зон с существенными остаточными запасами. Недо­статочный фонд эксплуатационных скважин, слабая разбуренность залежей обусловили выделение участков залежей, не вовлеченных в разработку. По залежам ТТНК необходимо вовлечение в разработку невыработанных и незадействованных участков продуктивных пластов за счет бурения скважин и проведения мероприятий по воздействию на обводненные пласты продуктивного горизонта.

4 Залежи турнейского яруса характеризуются слабой выработкой. Не вовлеченной в разработку остается значительная часть запасов нефти. Высокие значения текущих КИН по скважинам наблюдаются в хорошо дренируемых зонах с высоким значением проницаемости, пористости и удельных геологических запасов. Рост обводненности отмечается в скважинах, находящихся в зоне влияния нагнетательной скважины.

5 По залежам нефти пласта Д1 пашийского горизонта невыработанной остается значительная часть запасов нефти, относящаяся как к незадействованным зонам, так и к зонам работающих скважин. Залежи водоплавающие, литологически экранированы. Действие естественного режима проявляется в упругости флюида и продвижении краевых или подошвенных вод. Поэтому разработка залежей характеризуется падением дебитов по нефти и резким ростом обводненности.

Таким образом, основные объекты (тульские и бобриковские) разрабатываются достаточно активно. Слабая выработка запасов объектов среднего карбона, турнейского яруса и девона обусловлена незавершенностью создания системы разработки (слабая разбуренность залежей, редкая сетка скважин и недостаточное количество нагнетательных скважин).

С целью обоснования наиболее рациональной системы разработки по отдельным месторождениям выполнено геологическое и гидродинамическое моделирование. Геологическое моделирование предполагает выполнение следующих этапов: структурное моделирование, создание 3D геологической сетки, осреднение скважинных данных на сетку, литологическое моделирование, петрофизическое моделирование, подсчет объемов нефтенасыщенных пород, подсчет запасов.

Начальные геологические запасы нефти по отдельным залежам рассчитывались объемным методом. Расхождение запасов нефти при моделировании с запасами, полученными при подсчете запасов, составляют 0,05 %. Максимальное отличие отмечается по пласту Бб1 — 15,6 %, по остальным пластам — не превышает 3%.

Этап создания цифровых фильтрационных моделей начинается после создания адресной геолого-математической модели и проведения анализа геолого-технологической информации и данных геофизического контроля объектов разработки, так как от качества представления эксплутационного объекта в конечном итоге зависят результаты расчетов. В процессе преобразования геологической модели в гидродинамическую были учтены особенности геологического строения месторождения, сетка скважин. Моделирование эксплутационных объектов в зависимости от физико-химических и геологических свойств выполняются по уравнениям двухфазной или трехфазной изотермической фильтрации в сжимаемой пористой среде. Для моделей использовалась полностью неявная схема вычислений. После построения и экспертизы гидродинамических моделей залежей нефти рассматриваются несколько вариантов эффективной выработки запасов нефти. Также следует отметить и то, что для достижения высоких значений КИН и обеспечения более полного вовлечения в активную разработку рентабельных запасов нефти требуется обоснование дополнительных мероприятий.

Для крупных месторождений севера Башкирского свода, которые характеризуются участками слабой выработки запасов нефти, эффективная разработка залежей возможна при выполнении следующих условий:

—бурение дополнительных скважин или боковых стволов в зонах с высокими остаточными запасами нефти;

—возврат на верхние объекты скважин, выполнивших назначение на нижних объектах;

—перевод под закачку добывающих скважин;

—ввод из консервации и бездействия скважин с оптимизацией режимов работы.

С учетом вышеуказанных задач и рекомендаций по эксплуатационным объектам месторождений предложен вариант разработки, где предусматривается разбуривание выделенных объектов вертикальными скважинами. При этом предлагается размещение скважин по горизонтам, по которым имеется обширная водонефтяная зона с небольшой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта 2–3 м и в которых содержится значительная доля запасов. К таким объектам относятся продуктивные пласты каширского и верейского горизонтов, а также терригенная толща нижнего карбона.

Среди принципиальных решений по организации оптимальных условий выработки запасов нефти можно выделить:

— объединение в один объект разработки, но с раздельной закачкой воды в каждый пласт продуктивных пластов КВ1 и В3В4 каширо-верейского горизонта, характеризующихся значительной разностью проницаемости пластов В3В4 (0,115 мкм2) и КВ1 (0,066мкм2). Обосновано это и тем, что пласты часто совпадают в плане и находятся на небольшом расстоянии друг от друга (20 м). Пласты характеризуются сходными параметрами. Кроме того, площадь нефте­носности КВ1 превосходит площадь по пласту В3В4. Что касается фильтра­ционных свойств пласта, то современные технологии позволяют в подобных условиях вести совместную разработку пластов с высокой эффективностью, например, используя способ отдельно раздельной эксплуатации пластов;

— опережающий ввод в разработку наиболее продуктивных участков, т.е. при бурении скважин на запасы промышленных категорий проводить одновременное вскрытии и опробование пластов категории C2 с целью перевода их в более высокие категории. Преимущество данного подхода заключается в увеличении уровней добычи нефти, сокращении сроков эксплуатации залежей, увеличении объема геолого-технологической информации, уточнения геологического строения и запасов углеводородов;

— применение большого объема ОПЗ и третичных МУН для повышения уровней добычи нефти на месторождении. Третичные МУН подобраны с учетом геолого-физических характеристик залежей, возможности их применения на различных стадиях разработки. Исходя из анализа, применяемых на юге Пермской области и северо-западе Башкортостана МУН, целесообразно использовать следующие технологии: для терригенных коллекторов –– комплексная вязко-упругая система нагнетания с одновремен­ной обработкой призабойной зоны добывающих скважин суспензией модифицированного дисперсного кремнезема; для карбонатных — закачка реагента КАРФАС для повышения нефтеотдачи пластов с одновременной интенсификацией добычи реагентом ЗСК и закачка биополимера БП-92.

Рассмотренные особенности геологического строения, геолого-технологического анализа, геолого-гидродинамического моделирования и принципиальные решения по организации дальнейшей эксплуатации месторождения рекомендуется учитывать при планировании разработки месторождений севера Башкирского свода.

В четвертой главе изложены научно-методические основы выполнения геолого-технологического анализа и прогнозирования эффективности применения МУН (на примере технологий микробиологического воздействия).

Предложенный комплексный подход заключается:

1) в детальном изучении геологического строения участков внедрения с выде­лением особенностей гидродинамического взаимодействия между реагирующими скважинами;

2) геолого-технологическом анализе разработки участков внедрения;

3) геолого-технологическом и геолого-статистическом анализе эффективности применения МУН с оценкой выработки запасов нефти на участках внедрения и расчетов экономической целесообразности;

4) разработке геолого-технологических критериев успешного внедрения МУН;

5) прогнозировании технологической эффективности применения МУН.

На основании вышеуказанной методологии был выполнен комплексный геолого-технологический анализ применения микробиологических методов на различных месторождениях Волго-Уральской НГП (Арланское, Таймурзинское, Ромашкинское, Москудьинское).

Пласты объектов исследования по геолого-физическим и физико-химическим параметрам различны. В настоящее время объекты внедрения МУН Арланского, Таймурзинского, Ромашкинского и Москудьинского месторождений находятся на завершающей стадии разработки и характеризуются высокой выработанностью.

Для решения задач по оптимизации параметров микробиологического воздействия, достижения высоких технико-экономических показателей эффективности мероприятий необходимо установление научно обоснованных условий применимости рассматриваемого МУН.

Анализ геологического строения, геолого-физических характеристик с построением структурных карт, блок-схем участков воздействия, карт распределения проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин по пропласткам, а также анализ запасов нефти на основании усовершенствованной методики позволил оценить возможность применения метода увеличения нефтеотдачи и выявить гидродинамическую связь между скважинами.

Выполненный геолого-технологический анализ по участкам воздействия позволил установить особенности изменения показателей добычи нефти, жидкости, обводенности, темпа отбора, водонефтяного фактора, коэффициента использования запасов. Сравнительный анализ характера поведения этих показателей необходим при анализе динамики во время наблюдения эффекта.

По исходным геолого-физическим и технологическим параметрам скважин микробиологического воздействия выполнен статистический анализ с использованием метода главных компонент и регрессионного анализа, при выполнении которого использовались 28 добывающих скважин Таймурзинского месторождения и 14 — Юсуповской площади.

С помощью процедуры группирования выделили четыре группы реаги­рующих скважин: 1) с отрицательным эффектом; 2) с относительным эффектом до 0,09; 3) с относительным эффектом 0,1; 4) с эффектом более 0,2.

Геолого-статистические зависимости позволили определить факторы, оказывающие влияние на эффективность проведения работ. Последняя оценивалась как: 1) дополнительная добыча нефти от комплексного биовоздействия(Q, т); 2) относительный эффект, как отношение дополнительной добычи нефти от микробиологического воздействия на фактическую добычу за период наблюдения эффекта(q, доли ед.); 3–4) коэффициенты вариации обводненности (Vf2) и дебита (Vq2) после воздействия. Влияющими факторами являются: 1) доля продуктивных пропластков (Npl, доли ед.); 2) коэффициент песчанистости (Кpch.); 3) вскрытая эффективная толщина пропластков (hvsk., м); 4) общая толщина пропластков (h, м); 5) эффе­ктивная нефтенасыщенная толщина пропластков (hef, м); 6) средневзвешенный коэффициент пористости по толщине (m, %); 7) средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности по толщине (Knn, %); 8) коэффициент вариации обводненности до биовоздействия (Vf1); 9) коэффициент вариации дебита до биовоздействия (Vq1), 10) геологические запасы нефти по зоне дренирования скважины, определенные по методике Ковалева (Qbal, т); 11) удельные геологические запасы на скважину, исчисленные от геологических запасов нефти по очагу воздействия (Qbal, доли. ед.); 12) текущий КИН в зоне дренирования скважины (KIN, доли. ед.); 13) доля накопленной добычи нефти от извлекаемых запасов (Qn, доли. ед.) (извлекаемые запасы приняты по участку); 14) расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами (L, м); 15) плотность пластовой воды (, г/см3).

В регрессионном анализе участвовали скважины, которые в осях главных компонент не выбивались из общей совокупности.

Эффективность проведения комплексного биовоздействия определена нами по зависимостям:

q = -0,483+0,364kpch+0,028h+0,015Knn-0,024Vq1 -0,034KIN+0,14Qn+0,001L;

Q = –0,327 + 0,107Npl + 0,0744kpch + 0,025hvsk –0,0156m + 0,002Knn + +0,234Vf1 – 0,009Vq1– 0,010KIN;

Vf2= –0,281–0,0845Np +0,462kpch+0,042h–0.014Vq1 – 0,031KIN +0,113Qn;

Vq2 = 1,443 – 1,154Npl + 0,251Vq1.

Эффективность внедрения избыточного активного ила (ИАИ) определяется по зависимостям:

Q = 0,355 + 0,585– 0,0203hef + 0,019KIN – 0,039Knn – 0,311Kpch + 0,112m – 1,379Qbal + 1,569Qn;

Vq2 = 0,914 – 0,436 + 0,005f – 0,05hvsk + 1,31KIN – 0,05 Knn – 0,002L + 0,05m – 1,49Npl – 0,45Qbal;

Vf2 = 1,1+0,001f–0,005hvsk+0,14KIN–0,01Knn –0,0005L – 0,46Qbal +0,44Qn.

Выполненное в диссертации обобщение результатов исследований внедрения биокомплексной технологии и закачки избыточного активного ила, а также анализ полученных статистических зависимостей позволили определить условия эффективного применения МУН:

— коэффициент проницаемости не менее 0,04 мкм2;

— эффективная толщина пласта 1,5–7,0 м;

— обводненность добываемой продукции более 80 % (при вариации обводненности не более 25 %);

— коэффициент выработанности извлекаемых запасов не более 0,9.

Анализ эффективности применения микробиологических методов, выполненный на шести участках Таймурзинского месторождения и на двух участках Юсуповской площади, показал, что дополнительная добыча нефти по очагам воздействия Таймурзинского месторождения составила 2765 т нефти, на Юсуповской площади — 2309 т.



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.