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 | 6 |   ...   | 7 |

Развитие систем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения в различных геолого-физических условиях

-- [ Страница 4 ] --

а) сопоставляются системы заводнения с различной интенсивностью (m);
б) для обоснования эффективности систем заводнения применяются различные критерии. Сопоставляя начальные дебиты и экономические показатели, многие специалисты приходят к выводу, что наиболее эффективны интенсивные равномерно рассредоточенные системы заводнения по сравнению с многорядными.

Был проведен сравнительный анализ эффективности вытеснения нефти водой при использовании трехрядной и девятиточечной систем заводнения при прочих одинаковых условиях с применением гидродинамической модели процесса заводнения. Результаты расчетов приведены в таблице 2.

Таблица 2 Технологические показатели систем заводнения

Варианты Форма элемента системы Вязкость нефти, µн, мПа·c КИН за безводный период, д. ед. Срок разработки, годы КИН в процессе заводнения, д. ед. ВНФ Начальный дебит скважин, т/сут
Трехрядная система заводнения, m = 2,71
1 Треугольная 16 0,44 42 0,625 3,1 69
Девятиточечная система заводнения, m = 3
2 Квадратная 16 0,46 38 0,621 3,3 74

Технологические показатели систем заводнения с одинаковой интенсивностью отличаются друг от друга незначительно, и они обеспечивают приблизительно равные КИН и ВНФ. По темпам отбора более предпочтительны рассредоточенные системы, а по КИН, отборам жидкости – рядные. Следовательно, при одинаковой интенсивности систем и при прочих равных условиях КИН, ВНФ, дебиты скважин могут служить критериями эффективности при выборе вида системы заводнения и мероприятий, проводимых для изменения систем заводнения залежей в различных геолого-физических условиях. При исследовании эффективности мероприятий следует варьировать следующие параметры: а) местоположение нагнетательных скважин в зонально-неоднородном пласте; б) время освоения дополнительных скважин под нагнетание воды; в) форму ячейки системы заводнения и их размещение относительно главных осей тензора проницаемости.

Сравнительный анализ эффективности разновидностей систем заводнения проводился для пяти-, семи-, девятиточечной и пятирядной систем заводнения. Для каждой системы заводнения провели расчеты по шести вариантам, различающимся соотношениями вязкостей нефти и воды (0), равными 2, 3, 5, 8, 16, 32, при постоянстве других исходных данных. Графики зависимостей отношения начального дебита разновидностей систем заводнения к дебиту пятиточечной системы qi0/q50 и КИН от m при различных о приведены на рисунках 6, 7.

Из рисунков видно, что максимальные начальные дебиты скважин во всем интервале о соответствуют пятиточечной системе. С увеличением о, а также m начальные дебиты закономерно уменьшаются. При одинаковом поровом объеме прокачанной жидкости наибольший КИН во всем интервале о соответствует пятирядной системе заводнения. С увеличением вязкости нефти КИН уменьшается.

Для изучения зависимости КИН от m в системе скважин использована программа блочно-осредненной модели двухфазной фильтрации. В вариантах количество скважин одинаково, отличаются по интенсивности системы заводнения.

Получена зависимость вида:

, (7)

где a, b – параметры, зависящие от расчетной доли агента в дебите жидкости. При этом КИН учитывает влияние Квыт и Кз.

Характер зависимости КИН от соотношения m изменяется, если при исследовании используется модель вытеснения нефти водой с учетом предельных градиентов сдвига. В результате обработки данных численного эксперимента установлена связь коэффициента сетки (Кс) от m вида:

Кс= е-m. (8)

Аналогичная зависимость Кс от m была получена в ТатНИПИнефть исследованиями на электроинтеграторе. Следовательно, расчетные соотношения этой методики можно использовать при обосновании рациональной системы заводнения.

Таким образом, установлено, что при изменении m два составляющих коэффициента нефтеизвлечения действуют в противоположных направлениях, и максимум КИН достигается при определенном m. Условие достижения максимума нефтеизвлечения является одним из критериев при определении оптимального соотношения m. Однако, при выборе систем заводнения с использованием широко распространенных ныне гидродинамических моделей применение КИН и дебитов скважин в качестве критериев эффективности приводит к неоднозначности и необходимости искать компромиссное решение. Поэтому для условий газонефтяной зоны известного месторождения были проведены исследования на модели трехмерной трехфазной фильтрации для пяти-, семи-, девятиточечной систем заводнения. Установлено, что критерием эффективности систем заводнения в этой задаче является условие поддержания пластового давления на начальном уровне. Для других горно-геологических условий величина пластового давления, которую необходимо поддерживать при разработке месторождения, может быть иная. Таким образом, условия обеспечения максимума КИН и параметров поддержания пластового давления на оптимальном уровне являются взаимодополняющими критериями эффективности систем заводнения.

В четвертом разделе приведены результаты теоретических исследований по изучению и выявлению условий эффективного вытеснения нефти водой при размещении скважин в послойно и зонально-неоднородных, анизотропных пластах и применения скважин с горизонтальным окончанием (СГО) с целью оптимизации систем заводнения, созданию новых технологий для обеспечения полноты выработки запасов в различных горно-геологических условиях.

В подразделе 4.1 исследуется задача минимизации негативного влияния зональной и послойной неоднородностей на показатели разработки за счет оптимизации размещения скважин. Гидродинамические расчеты выполнялись с использованием моделирующего комплекса SIMMGR-SABRE. Расчеты проведены для 1/6 части семиточечного элемента, параметры которого менялись. Моделировались две фазы: нефть и вода. Просчитывались два варианта, различающиеся расположением добывающей и нагнетательной скважин. При этом критериями сравнительной эффективности при одинаковой интенсивности систем и прочих равных условиях являются КИН, ВНФ и дебиты скважин. Анализ результатов моделирования показывает, что более эффективно вытеснение нефти водой из слабонефтенасыщенных, частично заводненных зон к более нефтенасыщенным; из пониженных участков к повышенным; из слабопроницаемых и менее пористых коллекторов к более проницаемым и более пористым; из расчлененных анизотропных зон к менее расчлененным зонам или зонам слияния пропластков с образованием там зон стягивания контура вытеснения.

Исследованные типы неоднородности пласта в комплексе были учтены при расчетах в системе размещения скважин на моделирующем комплексе VIP фирмы «Landmark». С помощью моделирования разработки турнейского яруса опытного участка Западно-Сиреневского месторождения (рисунок 8) проведены исследования с размещением скважин по двум вариантам, которые различаются тем, что в варианте 1 скважины под нагнетание воды осваиваются в пониженной слабопроницаемой частично заводненной зоне, в варианте 2 – в повышенной среднепроницаемой зоне структуры, не охваченной заводнением. Результаты показывают, что более эффективным является размещение нагнетательных скважин по варианту 1. Учет неоднородности залежи по гипсометрическим отметкам при размещении скважин на структуре приводит к совокупному эффекту, и этот фактор можно учесть при выборе скважин под нагнетание воды уже на начальной стадии разработки.

Рисунок 8 Технологические

параметры при моделировании

опытного участка Западно-Сиреневского месторождения

На основе проведенных исследований сформулированы принципы рационального размещения нагнетательных и добывающих скважин в неоднородном пласте, предложен новый способ разработки зонально-неоднородных по коллекторским свойствам залежей нефти (патент
№ 2046181 РФ), который предусматривает следующее:

  • разбуривание залежи по проектной сетке скважин, отбор углеводородов в режиме истощения пластовой энергии до снижения пластового давления не менее «порогового», при котором преодолевается начальный градиент давления между зонами отбора и водоносной областью;
  • выделение зон самостоятельной разработки. Используя карты гидропроводности, изосат, изобар, устанавливают зоны со слабым подпором вод законтурной области, границы зон с различными коллекторскими свойствами;
  • освоение под нагнетание скважин, по которым наблюдаются наибольший темп снижения пластового давления и наименьшая гидропроводность;
  • усиление интенсивности системы заводнения освоением под нагнетание скважин, по которым пластовое давление восстанавливается с наименьшей интенсивностью, т.е. вовлекаются тупиковые зоны и линзы.

В подразделе 4.2 приведены результаты исследований по изучению и выявлению условий эффективного вытеснения нефти водой при размещении скважин в анизотропных по коллекторским свойствам пластах.

Продуктивные пласты месторождений нефти отличаются анизотропией коллекторских свойств. Коэффициенты проницаемости образцов породы вдоль и поперек напластования нередко отличаются между собой, что объясняется особенностями осадконакопления, но в значительной степени – тектоническими процессами. При формировании будущей ловушки продуктивный пласт подвергается сжимающим усилиям, которые приводят к развитию и формированию системы трещин определенной направленности. При анализе разработки карбонатных залежей, характеризующихся трещиноватостью, многие авторы отмечают анизотропный характер фильтрации флюидов. Пренебрежение этим фактором при размещении скважин в анизотропных по коллекторским свойствам пластах приводит к существенному снижению величины КИН.

С целью изучения влияния площадной анизотропии коллекторов на вытеснение нефти водой в соавторстве с А.Н. Чекалиным разработана математическая модель, основанная на численном интегрировании уравнений, описывающих процесс двухфазного вытеснения. Рассматривается усредненное по толщине пласта течение без учета действия капиллярных и гравитационных сил. Пласт анизотропен по простиранию с непроницаемыми кровлей и подошвой. Пористая среда и жидкость несжимаемы. Направив оси координат по главным осям тензора проницаемости, дифференциальные уравнения процесса, как известно, могут быть записаны в виде:

; (9)

где соответственно абсолютные и относительные фазовые проницаемости в направлениях осей; коэффициенты динамической вязкости воды и нефти; – водонасыщенность;
– динамическая пористость; – давление.

Решение системы с соответствующими начальными и граничными условиями осуществлялось численно по консервативным специальным разностным схемам.

Результаты численного моделирования при различных системах размещения скважин приведены в таблице 3.

Таблица 3 Результаты численного моделирования

Варианты
jpg">
Кин1, % , д. ед. КИН, % , мПа·с
Рядная система размещения скважин
1 2 0,287 35,9 0,79 52,9 10
2 1/2 0,174 22,4 0,50 50,8 10
3 2 0,237 29,7 0,74 49,1 20
4 1/2 0,150 18,7 0,47 46,5 20
5 4 0,319 39,9 0,86 53,4 10
6 1/4 0,132 16,3 0,55 47,8 10
Пятиточечная система размещения скважин
1 1 0,292 36,4 0,80 53,1 10
2 2 0,192 23,9 0,53 52,2 10
3 1 0,250 31,2 0,78 49,3 20
4 2 0,156 19,5 0,49 48,3 20
Девятиточечная система размещения скважин
1 1 0,197 24,7 0,542 53,7 10
2 2 0,134 16,8 0,37 53,5 -"-
3 4 0,096 11,9 0,25 53,4 -"-
4 2 0,228 28,8 0,619 54,1 -"-
5 2 0,193 24,3 0,53 54,6 -"-
6 2 0,260 32,7 0,71 53,6 -"-


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 7 |
 





 
© 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.