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 |

Научные аспекты совместной разработки пластов и технологий орэ (орз)

-- [ Страница 2 ] --

Если пласты гидродинамически связаны, то при ньютоновском течении к концу разработки участка остаточные запасы нефти сосредоточены в основном в прикровельной зоне низкопроницаемого слоя и в застойных зонах пласта. При неньютоновском режиме фильтрации остаточные запасы нефти с максимальной плотностью сосредоточены в низкопроницаемом слое в межскважинных зонах пласта. Одной из интересных особенностей рассматриваемого режима течения нефти является то, что в призабойных зонах добывающих скважин возникает водяной конус, и коллектор низкопроницаемого слоя заводняется за счет вертикального вытеснения нефти водой, поступающей из заводненного высокопроницаемого слоя. К концу разработки низкопроницаемый слой остается невыработанным на более чем половине площади участка залежи. Зависимость конечного КИН от значения ГДДС представлена на рисунке 2.

При рассмотрении задачи с двухпластовой залежью предполагалось, что в стволах скважин отсутствуют межпластовые перетоки жидкости. Пласты имеют разную проницаемость. Значение ГДДС изменяется в интервале значений [0.001:0.050].

Рисунок 2 Зависимость конечного КИН от значения предельного градиента давления

При совместной разработке двух пластов с сильно отличающимися проницаемостями увеличение значения ГДДС приводит к существенному снижению выработки низкопроницаемого пласта и в меньшей мере высокопроницаемого пласта. Остаточные запасы нефти высокопроницаемого пласта сосредоточены в межскважинных застойных зонах как в области отбора, так и в области закачки. С ростом ГДДС объем и нефтесодержание этих зон увеличиваются. В низкопроницаемом пласте при максимальном из рассматриваемых значений ГДДС изменение нефтенасыщенности происходит только в области закачки. Увеличение проницаемости низкопроницаемого пласта приводит к выравниванию выработки запасов нефти двухпластовой системы коллекторов. При этом возрастание ГДДС увеличивает остаточную нефтенасыщенность практически во всем объеме коллектора и способствует увеличению объема незаводняемых зон. Интересным результатом является образование зон повышенной водонасыщенности в призабойных зонах добывающих скважин при высоких значениях ГДДС.

На рисунке 3 представлена зависимость КИН залежи от соотношения проницаемостей пластов и значения ГДДС. Величина КИН сильно зависит как от соотношения проницаемостей, так и от ГДДС. При этом зависимость от величины ГДДС более сильная.

Рассмотрение выработки запасов нефти отдельно по пластам показало, что КИН низкопроницаемого пласта с ростом проницаемости коллектора возрастает, в то время как для высокопроницаемого пласта он снижается с увеличением проницаемости низкопроницаемого пласта. Монотонность снижения КИН высокопроницаемого пласта с ростом соотношения / нарушается при значениях ГДДС более 0.01 атм/м.

Рисунок 3 Зависимость конечного КИН двухпластовой залежи
от соотношения проницаемостей пластов и значения градиента динамического давления сдвига

Кривые зависимости КИН (/) в области ГДДС > 0.01 атм/м имеют максимум, соответствующий значению /= 0.2 при возрастании ГДДС. Такая зависимость объясняется конкуренцией двух тенденций: усилением эффекта СМС нефти для низкопроницаемого пласта на выработку его запасов, что приводит к снижению притока нефти из него и более быстрому отключению скважин по достижению предельной обводненности, с одной стороны, и общему снижению выработки запасов нефти высокопроницаемого пласта с увеличением соотношения /, с другой.

В третьей главе рассмотрены варианты совместной разработки двухпластовой залежи, пласты которой имеют сильно отличающиеся фильтрационные характеристики. Использовалась вышеописанная модель с условиями насыщения и фильтрационно-емкостными свойствами пластовых флюидов, соответствующими пластам АВ11-2 и АВ13 Самотлорского месторождения.

Рассмотрены следующие варианты разработки: 1 совместная разработка пластов с отключением скважин при достижении предельной обводненности;
2 совместная разработка пластов единой сеткой скважин с последовательным отключением заводненных интервалов; 3 последовательная выработка запасов нефти пластов снизу вверх; 4 разработка двухпластовой залежи на основе технологий одновременно-раздельной добычи и закачки.

Расчеты показали, что при неизменной системе разработки число добывающих и нагнетательных скважин и режимы их работы одинаковы для всех вариантов, порядок ввода пластов в разработку может изменить КИН на несколько процентов (рисунок 4).

Первый вариант нацелен на скорейшую выработку запасов нефти с минимальными затратами на добычу, поэтому характеризуется наименьшим КИН. Для данного варианта характерен наименьший уровень выработки запасов низкопроницаемого пласта при достаточно высокой выработке высокопроницаемого пласта.

Второй вариант наиболее часто реализуется на практике. Пласты разрабатываются совместно единым фильтром. Высокопроницаемый пласт по мере его заводнения изолируется и в дальнейшем продолжается выработка низкопроницаемого пласта.

  Значения КИН на конец расчетного периода для разных вариантов-13

Рисунок 4 Значения КИН на конец расчетного периода для разных вариантов разработки двухпластовой залежи

Данный вариант способствует более полной выработке низкопроницаемого пласта и несколько снижает КИН высокопроницаемого пласта. В целом залежь характеризуется более высоким КИН по сравнению с первым вариантом. Однако осложняющим разработку фактором является возникновение внутрискважинных межпластовых перетоков.

Последовательная разработка пластов (низкопроницаемый пласт начинает разрабатываться после выработки запасов нефти из высокопроницаемого пласта) характеризуется более низким КИН по сравнению со вторым вариантом. Это связано с тем, что при совместной разработке двух пластов высокопроницаемый пласт вырабатывается в большей степени при обводненности добываемой продукции ниже предельной.

Наиболее эффективным в разработке двухпластовой системы коллекторов является применение технологий ОРЭ (ОРЗ). При этом достигается наибольший КИН, и низкопроницаемый пласт вводится в разработку одновременно с высокопроницаемым. Независимый приток жидкости из пластов позволяет достичь большей выработки запасов нефти из высокопроницаемого пласта при обводненности ниже предельной, ускорить сроки разработки залежи. Отрицательными моментами данного варианта разработки являются высокая стоимость оборудования для ОРЭ (ОРЗ) и длительный период разработки с высокой обводненностью добываемой продукции. Таким образом, проведенные расчеты показали, что разная стратегия выработки запасов нефти двухпластовой залежи при неизменной системе скважин может изменить КИН залежи в пределах нескольких процентов. Если сопоставить с методами увеличения нефтеотдачи (МУН), которые дают аналогичный по величине прирост КИН, то рациональный подход к разработке многопластовой залежи, позволяющий повысить эффективность выработки запасов, можно рассматривать как технологию применения МУН.

Эффект от применения технологий ОРЭ (ОРЗ) в значительной мере зависит от проницаемостей совместно разрабатываемых пластов (рисунок 5).

Рисунок 5 а) динамика приращения КИН за счет ОРЭ для разных значений соотношения проницаемостей совместно разрабатываемых пластов; б) зависимость приращения средних темпов выработки запасов нефти при применении технологии ОРЭ от соотношения проницаемостей совместно разрабатываемых пластов

В зависимости от соотношения проницаемостей пластов увеличение КИН и темпов отбора запасов нефти залежи может сопровождаться как возрастанием, так и сокращением объемов попутно добываемой воды, что увеличивает экономическую привлекательность технологии. При близких значениях проницаемостей совместно разрабатываемых пластов эффект от ОРЭ (ОРЗ) стремится к 0, что соответствует классическим представлениям о разработке многопластовых залежей нефти.

В четвертой главе представлены результаты исследований процессов выработки запасов нефти из двухпластовой системы коллекторов с применением ГРП. Анализ результатов применения ГРП в разработке ряда месторождений показал, что можно выделить следующие группы скважин:

1) скважины, в которых после ГРП при увеличении дебита нефти снижается относительное содержание нефти в добываемой продукции, т.е. увеличивается обводненность;

2) скважины, в которых обводненность практически не меняется, при этом возрастают дебиты нефти и жидкости;

3) скважины, в которых после ГРП возрастает относительное содержание нефти (снижается обводненность).

Рассмотрение особенностей геологического строения пласта в скважинах с неэффективным ГРП показывает, что для этих скважин характерно либо отсутствие непроницаемых разделов между водонасыщенными, частично или полностью заводненными и нефтенасыщенными интервалами пласта, либо толщина этих разделов невелика (менее 3 м). При этом важную роль играет проницаемость водонасыщенного или заводненного коллектора.

На основе описанной выше гидродинамической модели в работе рассмотрены возможные варианты применения ГРП в разработке низкопроницаемого пласта в двухпластовой системе коллекторов.

Вариант 1. Двухпластовая залежь состоит из невыработанного нижнего высокопроницаемого пласта и слабонефтенасыщенного низкопроницаемого верхнего пласта. Низкопроницаемый пласт вводится в разработку системой вертикальных скважин. Ввиду низкой продуктивности коллектора пласта в добывающих скважинах проводится гидроразрыв пласта. В результате гидроразрыва в скважине WPRD3 (рисунок 1) возникает гидродинамическая связь с нижележащим высокопроницаемым пластом. Кроме того, в результате закачки воды с высоким устьевым давлением (продавливание воды в низкопроницаемый пласт) в скважине WINJ2 возникают трещины в призабойной зоне, соединяющие низкопроницамый и высокопроницаемый пласты. Вариант 2 отличается от варианта 1 тем, что нижний высокопроницаемый пласт частично заводнен, а остаточные запасы нефти сосредоточены в прикровельной зоне пласта. Вариант 3 предусматривает полную выработку высокопроницаемого пласта.

Проведенные расчеты вариантов показали следующее. В результате проведения гидроразрыва низкопроницаемого пласта происходит увеличение дебита нефти при неизменных показателях обводненности добываемой продукции. При этом величина дебита после ГРП и динамика его изменения зависят как от параметров трещины, так и от расположения скважины. Если скважина расположена в тупиковой или застойной зоне пласта, то быстрое снижение пластового давления приводит к резкому падению дебита нефти. Расположение скважины с ГРП в зоне воздействия нагнетательных скважин обеспечивает больший прирост дебита после проведения ГРП и более плавное снижение дебита в процессе разработки залежи.

В случае возникновения гидродинамической связанности между пластами в результате создания системы трещин при ГРП результаты гидроразрыва полностью определяются степенью выработки запасов нефти высокопроницаемого пласта. При низкой выработке присоединенного с помощью ГРП пласта наблюдаются многократный рост дебита нефти, существенное снижение обводненности, повышение пластового давления в области скважины. Низкопроницаемый пласт отсекается от выработки запасов, более того, в него поступает сначала нефть, а затем по мере обводнения присоединенного пласта вода из более продуктивного пласта. Возникает эффект, аналогичный внутрискважинным межпластовым перетокам, который приводит к оттеснению запасов нефти от забоя скважины. Хотя формально и наблюдается эффект от проведения ГРП, низкопроницаемый пласт в данной области не вырабатывается.

Присоединение в результате ГРП частично заводненного пласта также приводит к росту дебита нефти при росте обводненности добываемой продукции. При этом величина обводненности определяется соотношением фаз жидкости в присоединенном пласте. Низкопроницаемый пласт отсекается от разработки в результате поступления обводненной жидкости с присоединенного пласта и оттеснения запасов нефти низкопроницаемого пласта от забоя скважины. В данном случае также наблюдается формальный эффект от ГРП, выражающийся в увеличении дебита нефти, но при этом возрастает обводненность добываемой продукции.

При полной выработке запасов нефти присоединяемого пласта формальный эффект от ГРП выражается в кратковременном незначительном росте дебита и в резком росте обводненности вплоть до предельных значений.

Во всех рассмотренных случаях возникновение гидродинамической связи низкопроницаемого и высокопроницаемого пластов в результате проведения ГРП приводит к отключению низкопроницаемого пласта от выработки запасов нефти и снижению его КИН.

В работе рассмотрено влияние на выработку запасов нефти низкопроницаемого пласта величины проницаемости присоединяемого в результате ГРП пласта (рисунок 6).

  Зависимость КИН низкопроницаемого пласта на конец расчетного-16

Рисунок 6 Зависимость КИН низкопроницаемого пласта на конец расчетного периода от соотношения проницаемостей низкопроницаемого и присоединяемого высокопроницаемого пластов

,

Видно, что исследуемая зависимость имеет экстремальный характер. Таким образом, эффективность выработки запасов низкопроницаемого пласта существенно зависит от того, какую проницаемость имеет присоединяемый в результате ГРП пласт. Чем выше проницаемость присоединяемого пласта, тем больше в него закачивается воды, быстрее происходит обводнение зоны отбора, больше воды попадает в призабойную зону низкопроницаемого пласта через трещины гидроразрыва, и тем больше оттесняется запасов нефти низкопроницаемого пласта из области отборов, и, соответственно, тем ниже КИН. В рассмотренной серии задач максимальный КИН соответствует соотношению проницаемостей 0.2, т.е. проницаемости высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов отличаются в пять раз. При значениях проницаемости пластов, отличающихся менее чем на порядок, межпластовые перетоки жидкостей в области трещины ГРП отсутствуют. Это связано с динамическим распределением поля давления по пластам в области скважины WPRD3. Необходимо отметить, что для иного расположения скважин и точек присоединения нижнего пласта положение максимума рассмотренных зависимостей изменится.

Увеличение дебита нефти при проведении ГРП также зависит от проницаемости присоединяемого пласта, и для рассматриваемой задачи изменяется от 5 до 25 раз (рисунок 7).

 Рисунок 7 Зависимость увеличения дебита нефти скважины WPRD3 при ГРП-17

Рисунок 7 Зависимость увеличения дебита нефти скважины WPRD3 при ГРП низкопроницаемого пласта и образовании гидродинамической связи с нижележащим пластом
от соотношения проницаемостей пластов

Промоделированные в работе возможные варианты присоединения высокопроницаемого пласта показали многообразие изменений технологических показателей разработки скважины в результате ГРП.

В пятой главе приведены примеры практического применения результатов исследований в формировании геолого-технических мероприятий при составлении проектных документов по разработке нефтяных месторождений. Изложены результаты выявления внутрискважинных межпластовых перетоков и рекомендации по повышению эффективности эксплуатации скважин с применением технологий ОРЭ (ОРЗ).

Так как процесс выявления внутрискважинных межпластовых перетоков с помощью моделирования является ресурсо- и трудозатратным мероприятием, поэтому необходимо иметь методику выявления внутрискважинных межпластовых перетоков, достаточно простую для ее применения в промысловых условиях. В диссертационной работе предложена модификация существующей методики, позволяющая анализировать скважины с трещинами, образованными в результате ГРП. Изложим ее основные положения. Оценка вероятности возникновения внутрискважинного перетока в добывающих скважинах, совместно эксплуатирующих несколько пластов, проводится с помощью метода «нечетких множеств». Методом экспертной оценки выбираются параметры, оказывающие наибольшее влияние на возникновение внутрискважинного перетока. В целевую функцию для скважин с ГРП введены следующие члены:

  • количество пластов в разрабатываемой пачке пластов n, на одном из которых проводится ГРП: ;
  • толщина глинистого раздела Hgl между соседними пластами, на одном из которых проводится ГРП: ;
  • разница в среднем пластовом давлении между сопредельными пластами, на одном из которых проводится ГРП, определяется либо по данным замеров пластового давления , либо по промысловым данным эксплуатации района залежи , где P – разница пластового давления между сопредельными пластами, соотношение гидропроводностей вскрытых и разрабатываемых пластов рассматриваемой пачки в близлежащих добывающих и нагнетательных скважинах. Список близлежащих действующих скважин определяется с помощью триангуляции Делани.

Тогда для скважин с ГРП целевая функция имеет вид: , где член описывает работу соседних нагнетательных скважин.

С применением предложенной методики проведена оценка вероятности возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим состоянием на объектах разработки Самотлорского месторождения, предложены геолого-технические мероприятия по их устранению.

Основные выводы и рекомендации



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.