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 |

Управление эффективностью выработки запасов нефти из пласта с искусственно созданными областями свободного газа

-- [ Страница 2 ] --

Поэтому сделан вывод о том, что механизм разгазирования нефти в пластовых условиях и определение границ диапазона изменения значений оптимальности пластового и забойного давления, требуют специального теоретического и экспериментального изучения.

Исследованы пределы изменения фактического давления насыщения нефти по характеристике физико-химических свойств газонефтяной смеси по данным 55 залежей методами обработки математической статистики, в частности, применением регрессионного, многофакторного, корреляционного анализа по 51 показателям.

Выделены по значимости влияния на давление насыщения 16 параметров, из которых наиболее значимыми явились содержание в газе легких фракций (метан, этан, пропан), азот, плотность нефти в пластовых условиях, остаток газов в пробе, пластовая температура и коэффициент усадки нефти.

Для анализа была выбрана зависимость влияния содержания легких углеводородов в пластовой нефти (СЛУВ – процентное содержание метана, этана и пропана) на величину давления насыщения, так как, наряду с азотом, данные компоненты первыми выделяются из нефти при разгазировании. Была построена зависимость давления насыщения от СЛУВ (рисунок 2). Анализируя данные, можно выделить 3 группы нефтей по содержанию легких углеводородов:

1 группа. С массовым содержанием легких углеводородов менее 5%.

2 группа. С массовым содержанием легких углеводородов от 5% и до 15%.

3 группа. С массовым содержанием легких углеводородов более 15%.

  Зависимость давления насыщения от содержания легких углеводородов -3

Рисунок 2 – Зависимость давления насыщения от содержания легких углеводородов

Первая группа с содержанием легких углеводородов менее 5% и давлением насыщения нефти газом менее 10 МПа представлена самой большой выборкой. Вторая и третья группы представлены примерно одинаковым количеством значений исследуемых величин.

Отклонение величины давления насыщения нефти газом (Факт - Стат.модель), разделенных на группы по содержанию легких фракций приведено на рисунке 3.

 Отклонение величины давления насыщения нефти газом (Факт - Стат.модель) -4

Рисунок 3 - Отклонение величины давления насыщения нефти газом (Факт - Стат.модель)

 Динамика изменения продуктивности скважин и среднего дебита по нефти во-5

Рисунок 4 - Динамика изменения продуктивности скважин и среднего дебита по нефти во времени. Лебяжинское месторождение, пласт Д1

На примере пласта Д1 Лебяжинского месторождения показано (рисунок 4), что полученные результаты имеют исключительно важное значение в промысловых условиях, так как они позволяют более достоверно определить допускаемые перепады давлений на забое добывающих скважин и предельные значения начала разгазирования нефти в пластовых условиях.

Установлено, что критический предел для рассматриваемой залежи, который нужно сохранять на забое добывающих скважин, не должен быть менее 25 МПа для месторождений ОАО «Оренбургнефть» с начальным газовым фактором более 100 м3/м3.

В третьей главе приведены результаты исследования влияния процессов разгазирования нефти на конечную нефтеотдачу пластов.

На основании данных состояния разработки запасов нефти с повышенным газовым фактором Лебяжинского месторождения и состояния разработки отдельных куполов и пластов, разделенных на 3 стадии, установлено, что механизм образования свободного газа с частичным разгазированием изучен недостаточно полно, поэтому применяемые технологии имеют достаточно низкую эффективность даже при интенсивном заводнении пластов.

Поэтому путем моделирования процессов нефтеизвлечения из послойно-неоднородного пласта в условиях частичного разгазирования залежи на математических моделях трехфазной фильтрации проведено изучение фильтрационных характеристик пласта. В качестве инструмента исследований использовался пакет гидродинамического моделирования "Tempest-More" (производитель Roxar/Smedvig), а также программы, разработанные с участием автора.

Выбранная модель достаточно достоверно описывала основные особенности разработки залежи нефти: 1) возможность образования в процессе разработки фазы свободного газа, 2) изменение свойств нефти и газа при изменении давления, 3) неизотермичность процесса фильтрации при закачке холодной воды, 4) проницаемостную неоднородность коллектора и другие явления. Для различных вариантов счета на модели изменения свойств нефти и газа использовались параметры коллекторов из раздела 2, а также данные показателей разработки Лебяжинского месторождения. Изучается процесс выработки пласта системой, состоящей из двух добывающих и одной нагнетательной скважин.

Моделирование разработки залежи продолжалось до тех пор, пока не выполнялись следующие критические условия: 1) обводненность добываемой продукции превышает 98%, при этом в скважине отключаются наиболее обводненные слои (моделирование селективной водоизоляции).

а б

в г

д е

 Нефтенасыщенность, д.ед. Динамика изменения куба нефтенасыщенности для-12

Нефтенасыщенность, д.ед.

Рисунок 5 - Динамика изменения куба нефтенасыщенности для первого варианта разработки залежи. Кубы насыщенности получены на начало: а – второго года разработки, б – 11-го года разработки, в – 21-го года разработки, г – 31-го года разработки, д – 41-го года разработки, е – 51-го года разработки

Если из всех слоев поступает жидкость с обводненностью более 98 %, то скважина отключается. 2) дебит нефти менее 1 м3/сут. Рассмотрено 3 варианта.

Вариант 1. Наличие высокопроницаемого пропластка предполагает его первоочередное заводнение, что хорошо продемонстрировала описанная выше модель (рисунок 5). Так как разработка ведется при давлениях выше давления насыщения нефти газом, то фаза свободного газа в модели не появляется. Динамика показателей разработки для рассматриваемого варианта приведена на рисунке 6.

Динамика полей нефтенасыщенности показывает, что высокопроницаемый слой быстро обводняется, затем происходит выработка низкопроницаемых слоев. Изменение дебитов нефти скважин и залежи в целом отражает характер выработки послойно неоднородного по проницаемости пласта. Безводный период разработки для данной модели пласта составил 5 лет. В течение этого периода дебит нефти не менялся и составлял почти 200 м3/сут. С прорывом воды к забою скважины ее дебит нефти в течение года снижается более чем в 7 раз, обводненность достигает 80 %. Затем происходит отключение высокобводненных прослоев в скважине и самой скважины по достижении предельных значений обводненности и дебита нефти, что проявляется на графике как скачки обводненности.

В течение безводного периода происходит снижение пластового давления вплоть до значения минимально предельного забойного давления добывающих скважин (110 атм.).

К началу обводнения продукции залежи происходит стабилизация давления за счет снижения отборов жидкости и замещения части сильно сжимаемой жидкости (насыщенной нефти) на слабо сжимаемую (воду). Возрастание пластового давления наблюдается только после отключения обводненной скважины. При этом наблюдается и снижение приемистости нагнетательной скважины, согласно условиям задачи.

К моменту достижения предельных условий КИН залежи принимает значение 0.736 д.ед. При этом пластовое давление поднимается до 292 атм.

Влияние изменения температуры пласта на процесс нефтеизвлечения в данном случае незначительно, так как фронт заводнения распространяется с большей скоростью, чем фронт охлаждения. Потери в извлекаемых запасах нефти за счет охлаждения в данной модели составили 0.003 д.ед. (КИН) или 4.5 тыс. м3 нефти.

Вариант 2. В этом варианте допускается снижение забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения нефти газом, но не менее некоторого предельного значения (50 атм). Так как

 а б Динамика показателей разработки модельной залежи по варианту 1. а –-13 а

 б Динамика показателей разработки модельной залежи по варианту 1. а –-14 б

Рисунок 6 - Динамика показателей разработки модельной залежи по варианту 1. а – среднемесячные, б – среднегодовые показатели

давление снижается ниже давления насыщения, то неизбежно появление фазы свободного газа в коллекторе пласта. Исследования влияния процессов образования фазы свободного газа на нефтеизвлечение показали, что первоначально фаза свободного газа появляется в призабойных зонах добывающих скважин. По мере снижения пластового давления объем свободного газа в пласте возрастает, занимая области в межскважинном пространстве. При этом образование фазы свободного газа в разных слоях происходит не одинаковым образом. Ранее всего фаза свободного газа начинает образовываться в высокопроницаемом слое, так как там наиболее быстро снижается пластовое давление. Появление фазы свободного газа инициирует вертикальные перетоки пластовых флюидов под действием силы тяжести. Это приводит к накоплению свободного газа в верхних пропластках, что дает более эффективное вытеснение нефти из верхних низкопроницаемых прослоев. Перед фронтом нагнетаемой воды отмечается образование оторочки свободного газа повышенной насыщенности в высокопроницаемом слое, что приводит к более медленному, чем в 1 варианте, движению фронта вытеснения по высокопроницаемому слою. Данное явление несколько снижает неравномерность вытеснения нефти в послойно неоднородном пласте.

Сопоставление показателей разработки залежи по вариантам позволяет отметить следующее. При снижении пластового давления в начальный период разработки залежи в обоих рассмотренных вариантах кривые падения давления практически совпадают. При достижении предельного давления в первом варианте происходит ограничение отборов жидкости, а во втором давление продолжает снижаться. Однако при достижении давления насыщения нефти газом за счет расширения выделяющегося газа темп падения пластового давления снижается, и пластовое давление устанавливается на значении, приблизительно равном величине давления насыщения нефти газом (что и происходило на Лебяжинском месторождении). Это позволяет во втором варианте разработки пласта достичь более плавного и медленного, чем в первом варианте, падения дебита нефти. Однако в дальнейшем из-за больших объемов свободного газа восстановление давления во втором варианте происходит медленнее, что приводит к большему, чем в первом варианте, падению дебита нефти. Динамика газового фактора показывает, что при начале выделения свободного газа газовый фактор снижается, то есть часть газа остается в пласте, а к забоям скважин подходит частично дегазированная нефть. Затем газовый фактор возрастает, что связано с увеличением в потоке свободного газа.

Полученные результаты продемонстрировали, что некоторое разгазирование залежи не является фатальным для разработки залежи. Возникает вопрос, насколько сильно должна быть разгазирована залежь нефти, чтобы это существенно сказалось на конечной нефтеотдаче залежи.

Вариант 3. Рассмотренные выше варианты предусматривали закачку воды в объеме, близком к 100 % компенсации отборов жидкости. Рассмотрим ситуацию, когда вода закачивается в гораздо меньших объемах, что приводит к значительному снижению пластового давления и образованию больших объемов свободного газа в коллекторе пласта. Принято, что в третьем варианте выполняются условия второго варианта, но приемистость нагнетательной скважины ограничена значением в 150 м3/сут.

Снижение объемов закачки приводит к существенным изменениям в процессе разработки залежи. Если в первом варианте выработка запасов происходит достаточно предсказуемо (сначала вырабатывается высокопроницаемый слой, затем – низкопроницаемые), то в третьем варианте за счет расширения фазы свободного газа в областях коллектора с давлением, меньшим давления насыщения газа, неравномерность выработки запасов существенно возрастает. Из-за процесса разделения газовой и жидкой фаз под действием сил тяжести наименее выработанными становятся нижние низкопроницаемые пласты. Верхние же низкопроницаемые слои коллектора обладают максимальной газонасыщенностью.

Неравномерность образования и вытеснения фазы свободного газа по слоям коллектора показывает, что в период интенсивного образования фазы свободного газа максимальный объем выделившегося газа сосредоточен в высокопроницаемом слое, что связано с тем, что там быстрее снижается пластовое давление, больше запасов нефти и, соответственно, запасов газа. Однако с течением времени происходит отбор газа скважинами, а также фильтрация газа в верхние слои коллектора при разделении фаз в поле сил тяжести с образованием оторочки повышенной нефтенасыщенности в высокопроницаемом слое перед фронтом закачиваемой воды.

В динамике показателей разработки модельной залежи вызывают особое внимание следующие факты: увеличенный в сравнении с первым и вторым вариантами срок выработки запасов нефти; быстрое падение давления до величин, близких к предельным значениям забойных давлений добывающих скважин; давление не восстанавливается до начального значения даже при полном заводнении коллектора; дебит нефти за короткий период уменьшается более чем в 40 раз; газовый фактор при этом кратковременно возрастает более чем в 20 раз, а затем снижается в два раза относительно начального значения; дебит нефти после первоначального снижения до конца разработки остается малым.

Показаны результаты прироста КИН за счет применения системы ППД после значительного снижения дебитов нефти. Очевидно, что со временем, как было показано выше, под действием гравитационных сил происходит разделение фаз в коллекторе. В зависимости от степени разделения фаз эффективность продолжения разработки залежи с применением ППД будет различна.

Рассмотрены следующие варианты разработки залежи: 1 - ППД вводится с самого начала разработки, 2 - ППД вводится через 3 года после начала разработки, 3 - ППД вводится за 2 года до конца разработки, 4 - ППД вводится в конце разработки по 0-варианту, 5 - ППД и добывающие скважины вводятся через 2 года после конца разработки по 0-варианту, 6 - ППД и добывающие скважины вводятся через 10 лет после конца разработки по 0-варианту, ППД и добывающие скважины вводятся через 30 лет после конца разработки по 0-варианту.

Расчеты показали, что для ряда вариантов ввода системы ППД, максимальный эффект от применения закачки воды достигается при вводе нагнетательной скважины в начале разработки залежи. Коэффициент нефтеизвлечения при разработке залежи без системы ППД составляет 0.365 д.ед. Другие варианты приведены в таблице 2.

Хорошо видно, что при интенсивном воздействии со стороны нагнетательной скважины в начальный период разработки залежи достигается КИН, практически равный коэффициенту вытеснения для данной модели (Квыт=0.813).

Таблица 2 – Сопоставление КИН по вариантам применения системы ППД

Отметим, что после окончания разработки залежи по нулевому варианту и остановки добывающих скважин их последующий запуск и начало закачки воды приводят к разным результатам в зависимости от времени простоя, так как после остановки добывающих скважин происходит гравитационное разделение фаз. При этом максимальные объемы свободного газа сосредоточены в высокопроницаемом пласте. Чем выше газонасыщенность высокопроницаемого слоя при начале второго этапа разработки залежи, тем меньше эффективность от вновь введенной системы разработки с ППД. Буквально за два года простоя системы разработки прирост КИН от последующего ее ввода снижается в разы (рисунок 7).

 Зависимость прироста КИН за счет применения ППД от времени начала закачки-16

Рисунок 7 - Зависимость прироста КИН за счет применения ППД от времени начала закачки воды

При объяснении данного факта изучение динамики кубов нефтенасыщенности и газонасыщенности после запуска системы ППД в конце первого этапа разработки (нулевого варианта) показало, что после начала закачки воды на фронте вытеснения повышается давление, что приводит к активному растворению газа в нефти. При этом нефтенасыщенность повышается, газонасыщенность – снижается. Формируется оторочка нефти повышенной нефтенасыщенности перед фронтом вытеснения. Так как в конце разработки по 0-варианту высокопроницаемый слой характеризуется максимальной газонасыщенностью, то относительное изменение долей фаз в этом слое максимально. Но так как в данном слое фазовые проницаемости по воде минимальны, то наблюдается некоторое выравнивание фронтов вытеснения по низкопроницаемым и высокопроницаемому слоям. Более того, вытеснение по высокопроницаемому слою происходит с меньшей эффективностью (остаточная нефтенасыщенность выше), чем по соседним с ним низкопроницаемым слоям (в них остаточная нефтенасыщенность ниже). К концу разработки второго этапа высокопроницаемый слой характеризуется максимальной остаточной нефтенасыщенностью.

Из динамики куба газонасыщенности установлено, что вытеснение газа водой вдоль латерали сопровождается процессами его растворения в нефти и вертикальным током газа за счет гравитационного разделения фаз. Поэтому газонасыщенность нижних низкопроницаемых слоев снижается достаточно быстро. Дольше всего высокая газонасыщенность свободного газа сохраняется в верхних низкопроницаемых слоях, однако, уже к концу седьмого года после начала закачки фаза свободного газа в модели пласта исчезает. В дальнейшем залежь разрабатывается как частично заводненная нефтяная залежь. Однако конечная нефтеотдача такой залежи меньше, чем при разработке залежи с применением ППД с самого начала.

В четвертой главе приведено формирование геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов Лебяжинского месторождения на базе разработанных автором рекомендаций.



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.