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 | 4 || 6 | 7 |

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

-- [ Страница 5 ] --

Здесь соответственно безразмерное время прорыва воды в скважину, нефтеизвлечение и охват заводнением на этот момент; КИН величина конечного нефтеизвлечения.

При размещении добывающих и нагнетательных рядов однорядной системы заводнения параллельно главной оси тензора проницаемости (вариант 1) 1 и КИН больше, чем с перпендикулярным расположением (вариант 2). Степень различия по вариантам существенно зависит от коэффициента анизотропии, увеличиваясь с ее ростом. При повышении вязкости нефти в два раза эта закономерность сохраняется, хотя КИН снижается с увеличением вязкости. Для пятиточечной системы заводнения эффективной является расстановка скважин, при которой главные оси тензора проницаемости направлены в сторону нагнетательных скважин. Коэффициенты и КИН больше, чем при линейной системе заводнения. При расстановке скважин, когда главные оси тензора проницаемости направлены от нагнетательной в сторону добывающих скважин, достигается наименьший коэффициент.

При девятиточечной системе размещения скважин (рисунок 9), когда две добывающие скважины расположены по главным осям тензора проницаемости, а одна под острым углом к ним (вариант 2), КИН и больше, чем при рядной и пятиточечной системах заводнения.

Существенное увеличение КИН достигается (вариант 4) путем видоизменения расчетного элемента за счет изменения соотношения его сторон (а/в = 1,4) при неизменной ПСС. Также к значительному увеличению коэффициента приводят ориентация схемы девятиточечной системы двумя противоположными вершинами, т.е. по диагонали параллельно главным осям тензора проницаемости, и деформирование расчетного элемента пласта (вариант 5). Так, КИН1 за безводный период при указанной системе размещения скважин увеличивается по сравнению с традиционной (вариант 2) с 16,8 % до 24,3 %.

Максимальный коэффициент достигается, когда добывающие скважины располагают по контуру эллипса, у которого отношение большой (а) и малой (б) оси равно показателю анизотропии пласта в 0,5 степени и ориентировано по большой оси параллельно главному направлению тензора проницаемости (вариант 6). КИН1 за безводный период составляет 32,7 %. Дальнейшее увеличение КИН достигается при замене вертикальных скважин их горизонтальными аналогами.

По результатам проведенных вычислительных экспериментов получена аналитическая зависимость коэффициента охвата заводнением по площади ячейки вида:

, (10)

где коэффициент, учитывающий вязкостную неустойчивость фронта вытеснения около добывающих скважин; F площадь ячейки, равная произведению оптимальной плотности сетки скважин (S) на показатель m, т.е. F = S (mo + 1).

а равномерное размещение скважин;

б, в варианты видоизмененной сетки

Рисунок 9 Девятиточечная система заводнения

Таким образом, результаты математического моделирования позволили разработать новую систему заводнения коллекторов, учитывающую их анизотропию и направление трещиноватости. Она включает рациональное размещение нагнетательных и добывающих скважин в элементах неправильной формы с расстоянием между скважинами, определяемым оптимальной плотностью сетки, коэффициентом анизотропии и ориентацией элементов с учетом направлений главных осей тензора проницаемости. Применение предлагаемой системы разработки позволяет увеличить КИН в безводный период в два раза и существенно снизить ВНФ.

На способ разработки месторождений с анизотропными свойствами получен патент РФ № 1836551.

В подразделе 4.3 проведены гидродинамические расчеты по исследованию условий эффективного применения метода ППД и рационального размещения скважин при реализации технологий с использованием ГС.

Для разработки сложнопостроенных залежей создается система разработки бурением горизонтальных и многозабойных скважин. Анализ разработки показывает, что наблюдается снижение добычи по ГС за счет снижения пластового давления. Следовательно, важно правильно представлять последствия использования ГС, а также необходима организация системы ППД.

На примере опытного участка турнейской залежи Сиреневского месторождения проведено гидродинамическое моделирование разработки с целью исследования эффективности использования системы ППД. Варианты отличаются режимами работы залежи, временем освоения системы ППД, интенсивностью систем заводнения, размещением и плотностью сетки скважин. По результатам многовариантных расчетов установлено:

- бурение добывающих ГС и БГС без освоения системы заводнения приводит к резкому снижению пластового давления и дебита залежи, что сводит на нет эффект от ГС. Поддержание пластового давления обеспечивает система с интенсивностью m 1,4, которую в последующем необходимо усиливать;

- более эффективным являются освоение систем заводнения с самого начала разработки и нагнетание воды в скважины, расположенные в пониженных и слабопроницаемых участках залежи;

- мерилом предпочтительности при обосновании рационального варианта размещения ГС являются максимум нефтеизвлечения, начального дебита, минимум ВНФ залежи, а не отдельной ГС.

В подразделе 4.4 приведены результаты исследований по изучению и выявлению условий эффективного вытеснения нефти водой при совместном размещении ГС и ВС с учетом структурных особенностей залежей.

При проектировании систем разработки на основе горизонтальных скважин из-за сильной интерференции скважин выбор систем разработки на основе сравнения дебитов отдельных ГС может привести к ошибочным решениям. Поэтому в соответствии с выводами, полученными в подразделе 4.3, за критерий эффективности при размещении системы ГС приняты дебит, КИН, ВНФ в целом по залежи. По башкирскому объекту Светлогорского поднятия просчитывались 4 варианта, отличающиеся размещением горизонтальных и вертикальных скважин. Сравнение технологических показателей по вариантам приведено в таблице 4.

По результатам проведенных исследований было установлено:

  • горизонтальные скважины вносят изменения в процесс фильтрации флюидов в пласте, усиливается взаимовлияние скважин. Дебиты ближайших ВС уменьшаются, темпы обводнения увеличиваются. В то же время ВС, расположенные между нагнетательными скважинами и ГС, создают дополнительную не-однородность и увеличивают неравномерность подхода закачиваемой воды к ГС, что приводит к преждевременному их обводнению и к потере в добыче нефти. Отказ от бурения этих скважин приводит к увеличению нефтеизвлечения и начального дебита залежи при меньшем количестве скважин;
  • система разработки, состоящая из приконтурных нагнетательных и трех рядов добывающих скважин с размещением ГС по центру вдоль длинной оси залежи, оказалась малоэффективной из-за «экранирующего» действия ВС первого ряда;
  • более рациональной оказалась регулярная система заводнения с размещением ГС параллельно изопахитам и контуру питания залежи. Кроме того, более эффективным оказалось размещение ГС с образованием фигуры, состоящей из двух сопряженных треугольных систем заводнения, которые вместе представляют собой ромб;
  • размещение ВС в точках пересечения линий от концов ГС, составляющих стороны элементов регулярных систем заводнения, усиливает неравномерность подхода фронта вытеснения к концам ГС. Также скважины работают с нерентабельно низкими дебитами и высоким процентом воды в продукции скважин.

Таблица 4 Результаты моделирования размещения ГС и ВС

В подразделе 4.5 проведены исследования с целью повышения эффективности технологии переноса нагнетания. Разбуривание месторождения по неравномерной сетке и многократный перенос фронта нагнетания после обводнения добывающих рядов скважин, предложенные А.П. Крыловым, предусматривались в первой Генсхеме Ромашкинского и в проектных документах Самотлорского месторождений. Предполагалось, что перенос фронта нагнетания будет способствовать увеличению темпов разработки и росту КИН. Анализ результатов моделирования показал, что стационарная система не обеспечивает поддержание пластового давления на начальном уровне. Происходит неравномерная выработка запасов в зонах нагнетания и отбора. Наибольшие остаточные запасы сосредоточены в зоне, примыкающей к первому ряду добывающих скважин. Перенос фронта нагнетания воды на первые ряды добывающих скважин при достижении ими 98 % обводненности продукции обеспечивает достижение КИН на уровне стационарного заводнения при незначительно меньших значениях ВНФ и сроках разработки. Отсутствие технологического эффекта от переноса нагнетания воды обусловлено усилением неравномерности выработки запасов в зонах нагнетания и отбора.

Осуществление способа на более ранней стадии разработки приводит к существенному снижению КИН при одинаковых значениях ВНФ и сроков разработки.

С целью повышения эффективности технологии переноса нагнетания предложены и рассмотрены еще три способа разработки. Первый из них
предусматривает перевод нагнетательных скважин в категорию добывающих и их эксплуатацию в режиме поддержания пластового давления ниже давления насыщения после переноса фронта нагнетания воды на первые ряды добывающих скважин (рисунок 10, а).

Второй способ отличается от первого тем, что дополнительно предусматривает бурение в скважинах первого добывающего ряда БГС, направленных в сторону нагнетательных, и перенос фронта нагнетания в эти скважины (рисунок 10, б).

По третьему способу высокие технологические показатели разработки достигаются за счет приближения фронта закачки к зоне отбора бурением в скважинах нагнетательного ряда БГС (рисунок 10, в).

Способы (патенты №№ 2194153, 2235867, 2247829) применимы на любой стадии разработки, но наиболее эффективны на более раннем этапе. Увеличение КИН от применения рассмотренных технологий достигается за счет формирования равномерной сетки скважин, приближения фронта закачки к зоне отбора без расформирования зоны стягивания, изменения направления вытеснения, оптимизации интенсивности системы заводнения. Дополнительная добыча от внедрения технологии на 10 скважинах Первомайского месторождения составила
235 тыс. т, чистый доход – 206 млн руб.










Рисунок 10 Развитие систем заводнения с применением горизонтальных

скважин

Раздел 5 посвящен рассмотрению вопросов регулирования процессов разработки нефтяных месторождений, под которым понимается целенаправленное управление движением жидкости в пласте для обеспечения запланированных объёмов добычи нефти. Основными гидродинамическими методами регулирования процессами разработки являются регулирование темпа отбора жидкости, нестационарное заводнение, форсированный отбор жидкости, нестационарный режим дренирования.

В подразделе 5.1 приведены результаты оценки эффективности различных геолого-технических мероприятий (ГТМ) по регулированию темпа отбора жидкости на примере разработки площадей Ромашкинского нефтяного месторождения. Большое разнообразие технологических показателей разработки по площадям при относительно схожих коллекторских свойствах, насыщающих их флюидах, позволяет оценить эффективность мероприятий по регулированию отбора жидкости в динамике, что особенно важно на завершающей стадии разработки.

Для оценки эффективности мероприятий по регулированию темпа отбора жидкости в динамике по площадям применили комплекс зависимостей параметров разработки, характер изменения которых указывает на изменение процесса вытеснения. При этом наиболее информативными и наглядными являются графики, на оси абсцисс которых представлены КИН, а на оси ординат отношение накопленной добычи жидкости к геологическим запасам нефти (промывка), темпы отбора нефти (Тн) и жидкости (Тж) и параметр относительной эффективности промывки (ОЭП). Кроме того, строятся графики динамики разработки и вовлечения запасов по методу И.Г. Пермякова. Сопоставление всех этих графиков позволяет более наглядно проанализировать процесс вытеснения.

Коэффициент относительной эффективности промывки (Коэп) определяется по формуле

Коэп= Qнефти /(ln (WPT1) – ln (WPT2)), (11)

где Qнефти   – добыча нефти за выбранный период;

WPT1 – накопленная добыча воды на текущий период;

WPT2 – накопленная добыча воды за предыдущий период.

На рисунке 11 по горизонту Д1, Д0 Ромашкинского месторождения представлена динамика Тж, Тн, ОЭП и обводненности продукции. Из рисунка 11 видно, что по площадям Ромашкинского месторождения параметры ОЭП, Тж, КИН до достижения максимального значения Тн увеличиваются. Стабилизация и рост Тж после начала снижения Тн приводят к уменьшению ОЭП, консервации запасов, отклонению в сторону ухудшения фактической кривой промывки от расчетной. Благодаря целенаправленным работам по регулированию разработки, применяемым в течение последних 17 лет, удалось резко сократить объемы добычи жидкости, приостановить рост процента обводненности продукции, в результате чего замедлился темп снижения добычи нефти, улучшились качественные показатели процесса вытеснения.

Рисунок 11 Показатели разработки Ромашкинского месторождения

Во всех случаях с началом резкого снижения Тж увеличивается ОЭП и вовлекаются новые запасы в разработку. Чем меньше время задержки начала регулирования Тж и чем согласованнее осуществляется снижение Тж и Тн, тем более устойчивое возрастание ОЭП и КИН в динамике. Увеличение Тж на четвертой стадии разработки приводит к снижению, иногда к стабилизации ОЭП, а главное к увеличению степени промывки для достижения одинаковых значений КИН. Дальнейшую разработку необходимо вести с постоянным контролем технологических показателей методом характеристик вытеснения, не допуская ухудшения их относительной эффективности.

В подразделе 5.2 приведены результаты анализа внедрения в практику разработки месторождений технологии нестационарного заводнения. Развитие метода НЗ, в основном, было обусловлено развитием системы заводнения во времени, которое обеспечивалось за счет непрерывного проведения мероприятий по совершенствованию процессов разработки. Технология прошла две стадии развития – упругокапиллярное циклическое заводнение (ЦЗ) и импульсное воздействие (ИВ). Методы НЗ при фиксированных системах заводнения со временем снижают отдачу и становятся менее эффективными. Метод ЦЗ эффективен на начальной стадии разработки, и его удобно реализовать на многорядных и ячеистых схемах заводнения. Применение ЦЗ приводит к повышению КИН на первой стадии разработки месторождения в среднем на 6…8 %, на второй 4…5 %, на поздней –
1…3 %. Развитие ЦЗ шло в направлении углубления воздействия на пласты вначале за счет частичного, а затем полного изменения направления вытеснения в соответствии с изменением схем заводнения.

Импульсное воздействие позволяет охватить разработкой недренируемые при ЦЗ запасы нефти низкопроницаемых коллекторов и застойных зон в межскважинном пространстве. Применение ИВ на 3-ей стадии разработки после снижения эффективности ЦЗ приводит к дополнительному увеличению КИН на 3,5…3,8 %. Это достигается увеличением градиента давления за счет работы нагнетательных и добывающих скважин в противофазе и изменения направления вытеснения. Метод эффективен на третьей стадии разработки и удобен для блочных систем заводнения. Применение на начальной стадии разработки ИВ приводит к потерям в темпах разработки и КИН, а применение на последующих этапах разработки малоэффективно из-за уменьшения градиента давления на фронте вытеснения по мере его продвижения к добывающим скважинам. Развитие технологии ИВ шло в направлении углубления воздействия на пласты вначале за счет перевода на циклический отбор высокообводненных добывающих скважин, затем и всех остальных.

Дальнейшее развитие метода циклического воздействия (ЦВ) вытекает из механизма процессов, происходящих в пласте при вытеснении нефти водой на различных стадиях разработки. На поздней стадии разработки эффективным может быть применение нестационарного режима дренирования с последующим переходом на упругий режим с периодическим ФОЖ.

В подразделе 5.3 приведены результаты анализа внедрения в практику разработки метода форсированного отбора жидкости. Объектом внедрения метода являются залежи с активным водонапорным режимом или там, где освоена система заводнения оптимальной интенсивности. Целями ФОЖ являются сокращение удельных расходов воды на добычу нефти, интенсификация добычи нефти и увеличение КИН. Технологической основой ФОЖ является независимость обводненности по отдельным скважинам, группам скважин или по залежи в целом от прироста дебита жидкости, т.е. должен обеспечиваться пропорциональный прирост добычи нефти и жидкости.



Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 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.