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 |   ...   | 4 | 5 || 7 |

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

-- [ Страница 6 ] --

Анализ разработки основной залежи Бавлинского месторождения показал, что в условиях законтурного заводнения на второй стадии разработки достигнута высокая эффективность метода ФОЖ за счет увеличения компенсации отбора жидкости закачкой, снижения забойных давлений в добывающих скважинах, т.е. за счет одновременного регулирования отбора и закачки жидкости. Несмотря на отключение 77 скважин из эксплуатации в эксперименте, процесс разработки сопровождался увеличением вовлеченных в разработку запасов и ОЭП. А по пластам Д1, Д0 Ромашкинского месторождения продолжение увеличения Тж в период снижения Тн привело к ухудшению характеристик вытеснения, снижению ОЭП, увеличению темпа роста обводненности. Следовательно, увеличение отбора жидкости по залежи на стадии снижения добычи нефти ухудшает технологические показатели. Наиболее известным является отрицательный опыт применения ФОЖ после отбора 80 % запасов по пластам Д1, Д2 Туймазинского месторождения. Процесс разработки в этот период происходил без приращения запасов и сопровождался снижением ОЭП, и утвержденный КИН будет достигнут при более высоких значениях ВНФ по сравнению с Бавлинским месторождением. Следовательно, технологическая эффективность метода зависит от степени выработки запасов, времени форсирования, неоднородности объекта эксплуатации. Цели ФОЖ на стадии снижения добычи нефти из залежи достигаются ограничением отбора жидкости из высокообводненных и увеличением отбора жидкости из менее обводненных скважин. Из анализа следует, что ФОЖ является неотъемлемым элементом метода ЦВ на пласт, т.к. объект внедрения, цели и задачи, методы воздействия, условия эффективности, направления дальнейшего развития метода идентичны.

В подразделе 5.4 приведены результаты исследования эффективности мероприятий по регулированию отбора жидкости на поздней стадии разработки с использованием геолого-гидродинамической модели.

В поисках более рациональных методов регулирования отбора жидкости на поздней стадии разработки с помощью созданной гидродинамической модели 1 блока Абдрахмановской площади рассмотрены варианты, отличающиеся геолого-техническими мероприятиями по дальнейшему снижению, стабилизации, увеличению темпа отбора жидкости. Мероприятия по ограничению отбора жидкости из блока относительно достигнутого включают отключение и периодический отбор жидкости из высокообводненных скважин, снижение давления нагнетания до гидростатического (режим заливки), прекращение нагнетания воды. Увеличение темпа отбора предусматривает применение метода ФОЖ из блока путем снижения забойного давления в добывающих и увеличения в нагнетательных скважинах. Рациональный вариант выбирался по критериям «максимум КИН», «минимум ВНФ».

Было установлено, что мероприятия по отключению скважин при низких значениях обводненности по сравнению с базовым вариантом (В = 98 %) снижают темп отбора нефти, увеличивают срок разработки, приводят к снижению КИН. Технологическая эффективность метода отключения высокообводненных скважин увеличивается при повторном включении скважин в эксплуатацию по мере выравнивания их обводненности с окружающими. Стабилизация и увеличение Тж, достигаемые за счет позднего начала перевода на периодическую эксплуатацию высокообводненных скважин, ухудшают характеристику вытеснения.

Высокоэффективным методом интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки залежи является увеличение энергии пласта за счет увеличения объема закачиваемого рабочего агента через нагнетательные скважины. Для стабилизации добычи нефти достаточно постепенное, поэтапное увеличение пластового давления за счет увеличения давления нагнетания и интенсивности системы заводнения. Показана эффективность разработки месторождения на поздней стадии с применением энергосберегающей технологии ограничения (прекращения) закачки воды. При этом снижение пластового давления компенсируется пропорциональным снижением забойного давления в добывающих скважинах. В зависимости от степени эффективности воздействия все эти методы на практике могут быть реализованы в определенной последовательности в соответствии с рекомендуемой технологией разработки. Дополнительная добыча от внедрения метода в практику на третьем блоке Березовской площади составит 729 тыс. т, чистый доход 789,5 млн руб.

Раздел 6 посвящен исследованиям в направлении получения обоснованных зависимостей коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин (S) и интенсивности системы разработки месторождения.

В подразделе 6.1 приводится обзор работ, посвященных изучению влияния геолого-промысловых и технологических факторов на КИН. При этом удалось установить многие общие закономерности и тенденции, в том числе качественно оценить влияние отдельных факторов на КИН. Наиболее существенное влияние на текущий и конечный КИН оказывают вязкость нефти, начальная нефтенасыщенность, фильтрационные свойства коллекторов, коэффициенты песчанистости и расчленённости эксплуатационного объекта, его эффективная нефтенасыщенная толщина, соотношение между запасами водонефтяной и нефтяной зонами залежей. Влияние названных факторов на текущий и конечный КИН составляет 80 % от суммарного влияния всех исследуемых факторов. Прерывистость продуктивных пластов (W), зональная их неоднородность особенно существенно начинают оказывать влияние на КИН в поздний период разработки. На ранних стадиях разработки, когда в первую очередь вырабатываются наиболее выдержанные и высокопродуктивные пласты, влияние прерывистости пластов не столь заметно. Из технологических факторов наиболее значительное, но неодинаковое для разных стадий разработки влияние на текущий и конечный КИН оказывают относительный объем закачиваемой воды, соотношение m, Тн, ПСС. Плотность сетки скважин оказывает влияние на КИН на всех стадиях разработки, но в начальный период разработки это влияние менее заметно. При этом результаты количественных оценок этими методами недостаточно надежны, и выводы не всегда могут быть распространены на другие мероприятия.

В подразделе 6.2 приводится в хронологическом порядке обзор зависимостей КИН от ПСС, опубликованных разными авторами и применяемых в различных отраслевых институтах.

Нами предложено представить их в виде обобщенной формулы:

КИН = A·ехр(-Sn). (12)

Установлены области применимости этой формулы в зависимости от ПСС и величины показателя n. С этой целью исследованы зависимости КИН от ПСС по 22 залежам бобриковских отложений Ромашкинского месторождения. При исследовании применен метод группирования объектов по одинаковым геолого-физическим параметрам. Были выделены три группы. Фактические данные с минимальной погрешностью аппроксимируются обобщенной зависимостью при
n = 1 и n = 1,5 в областях редких (0,1…0,5 км2/скв.) и плотных (0…0,25 км2/скв.) сеток скважин. В узком интервале исследования по ПСС (0,20…0,35 км2/скв.) величина n может принимать любые значения. В широком интервале ПСС
(0…0,5 км2/скв.) экспериментальные данные с минимальной погрешностью аппроксимируются зависимостями вида:

lnКин = f(S,S1,5), lnКин = f(S,S2), lnКин = f(S0,5,S1,5). (13)

Эти уравнения имеют смысл при граничных условиях, т.е. при S0 КИНА, при S КИН0. Наиболее высокий коэффициент корреляции имеет зависимость вида:

. (14)

Для условий месторождений РТ установлены величины коэффициента обобщенной зависимости при n = 1. Для тульско-бобриковских отложений изменяется от 1,3 до 2,1, для карбонатных коллекторов от 2,5 до 4,0. В результате корреляционного анализа получено уравнение регрессии для определения коэффициента :

= 2,675 + 0,255V 0,0272/, (15)

где V параметр неоднородности; / подвижность нефти.

Подраздел 6.3. Существенное влияние на КИН оказывают комплексные показатели – удельные балансовые запасы на единицу площади (), коэффициенты гидропроводности и продуктивности (). Результаты исследований по 26 месторождениям бобриковских отложений, находящимся на 3-ей стадии разработки, позволили получить зависимость КИН от показателя интенсивности разработки, учитывающую в комплексе влияние начального дебита залежи () и балансовых запасов (Qб):

КИН =Ае. (16)

Квадрат коэффициента корреляции равен 0,92. Зависимость позволяет дифференцированно выделять влияние отдельных факторов на КИН, в том числе ПСС, m, прерывистости пластов (W), зональной неоднородности (V), перепада давления между скважинами (р), продуктивности (), удельных балансовых запасов (). Формулу можно переписать в виде зависимости от ПСС и m:

Кин=А·ехр[ -(·S+·S2)], (17)

Кин=А·ехр[-·(m+1)], (18)

где ; ; = Q·(S+2,3·S2)/(100·qэ);

Q запасы на одну скважину; , qэ начальный годовой дебит скважин и элемента системы заводнения.

Подраздел 6.4 посвящен обоснованию оптимальной ПСС при проектировании разработки нефтяных месторождений. Выбор начальной, текущей и конечной ПСС для рациональной выработки запасов нефти является одной из главных задач организации системы разработки. Как известно, извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну проектную скважину, прямо пропорциональны произведению:

. (19)

Максимум извлекаемых запасов нефти на проектную скважину () наблюдается при , отсюда аналитическое решение задачи по оценке максимального разрежения плотности сетки скважин (Sн):

, км2/скв. (20)

При , равном 1,25, максимальное разрежение сетки, рассчитанной по зависимости (20), составляет 0,8 км2/скв., что соответствует , определенной многовариантными расчетами по экономическим критериям, основным из которых является дисконтированный денежный поток наличности (NPV). Наиболее логичным является получение оптимальной конечной ПСС из условия достижения потенциального КИН. Используя зависимости (18) и (19), определяют расчетную оптимальную ПСС ( Sк ):

, км2/скв. (21)

В условиях современных рыночных отношений и быстрого роста научно-технического прогресса в нефтяной отрасли разбуривание объектов разработки на новых месторождениях, по мнению специалистов ОАО «Татнефть», целесообразно проводить поэтапно. Разработку объекта вначале следует вести по разреженной сетке и затем проводить поэтапное уплотнение сетки скважин. Рекомендуемый способ разработки отличается тем, что залежь разбуривают по сетке скважин начальной плотности и интенсивности системы заводнения, производят поэтапное многократное уплотнение сетки скважин и увеличение интенсивности системы заводнения во времени дополнительным бурением и освоением нагнетательных скважин (ВС, ГС, БГС, МЗГС) под закачку воды в соответствии с зависимостью

, км2/скв.,

где S(t)p – расчетная плотность сетки скважин в различные моменты времени;

mpt, mk – соответственно расчетная текущая и конечная интенсивность системы заводнения.

Раздел 7 посвящен исследованиям по совершенствованию технологии заводнения при разработке нефтяных месторождений, обоснованию принципа выбора и оптимизации систем заводнения.

В подразделе 7.1 приведена методика анализа и прогнозирования эффективности размещения законтурных нагнетательных скважин по терригенным отложениям карбона. Методика основывается на оценке степени гидродинамической связи между законтурными нагнетательными и ближайшими добывающими скважинами по методу ранговой корреляции Спирмена; информативности параметров, влияющих на эффективность мероприятий, вычисленной по методу последовательного анализа Вальда; корреляционной зависимости между показателем степени гидродинамической связи и наиболее информативными параметрами. В результате анализа установлено, что около 65 % добывающих скважин гидродинамически слабовзаимосвязаны с ближайшими законтурными нагнетательными скважинами. На степень гидродинамической связи наибольшее влияние оказывают удельная гидропроводность (khр/µhн), расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами (L) и комплексный параметр (w), представляющий произведение удельной гидропроводности на градиент давления. Информативность параметров соответственно составляет 0,443, 0,367 и 0,841. В результате корреляционного анализа получено уравнение вида:

R = exp( 0,845/w). (22)

Составлена классификация по khр/µhн и L с выделением областей применимости законтурных систем (рисунок 12) при фиксированных устьевых давлениях.

В качестве меры эффективности законтурного метода заводнения по таблице желательности Харрингтона принят коэффициент корреляции по Спирмену R > 0,6. Для рассматриваемых условий закачка воды в законтурные скважины является эффективной при L< 0,5 км и khр/µhн > 0,12 д / (мПа·с).

Рисунок 12 Области эффективного применения законтурного заводнения

В работе рассмотрен вариант бурения из неэффективных законтурных и приконтурных нагнетательных скважин боковых горизонтальных стволов со вскрытием всех пропластков в нефтенасыщенной зоне. Для оценки технологической эффективности предлагаемого способа проведено математическое моделирование разработки башкирского объекта Дачного месторождения. По сравнению с вариантом, предусматривающим закачку воды в вертикальные приконтурные нагнетательные скважины, по предлагаемому способу КИН увеличивается с 0,187 до 0,273 д. ед., дебит залежи с 71 до 105 т / сут.

В подразделе 7.2 приведена методика выбора и оптимизации системы заводнения в различных геологических условиях. Из условия компенсации отбора жидкости в пластовых условиях закачкой воды получена зависимость оптимальной интенсивности систем заводнения вида:

, (23)


где соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях; Ф = qвн /qвс отношение начальной приемистости к средней приемистости за межремонтный период; хд, хн – относительные коэффициенты продуктивности соответственно добывающих и нагнетательных скважин по нефти; К – коэффициент, учитывающий потери закачиваемой воды; , – коэффициенты эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин; А2 обводненность.

Оптимальное соотношение добывающих и нагнетательных скважин из условия максимума нефтеизвлечения имеет вид:

, (24)

где х = 1 + m; = 2а; С = 1 +2V2з; .

Здесь V2з, V21 зональная и послойная неоднородности пласта; 1, 2 – параметры, которые зависят от расчетной доли агента (А) в дебите жидкости. По показателю неоднородности (В/С) и параметру 3 составлена классификация регулярных систем заводнения с выделением областей применимости их разновидностей (рисунок 13). Принципиальным является вывод о том, что поддержание пластового давления должно сопровождаться усилением интенсивности системы заводнения в динамике по мере обводнения продукции скважин. Предлагается способ разработки нефтяной залежи, суть которого заключается в осуществлении наиболее эффективных систем заводнения на каждом этапе разработки с учетом степени обводненности продукции, благодаря чему достигается более полный охват пластов заводнением и вытеснением, происходит многократное и все время новое изменение направления фильтрационных потоков (рисунок 14).

В подразделе 7.3 приведена методика обоснования технологии ЦВ. Применение традиционных методов ЦВ при фиксированных системах заводнения со временем снижает отдачу и становится менее эффективным. Системное адресное ЦВ на различные зоны пласта между скважинами (от нагнетательных до добывающих) может решить эту проблему. Отличительная особенность новой технологии от других в том, что она представляет собой системный подход к эффективному применению различных схем заводнения и соответствующих видов технологий нестационарного воздействия в сочетании с методами интенсификации, МУН и изоляции в зависимости от этапов разработки. При этом продолжительность цикла закачки и отбора изменяют во времени в зависимости от средней длины главных линий тока осуществляемой схемы заводнения и коллекторских свойств.

На первом этапе осуществляют ЦВ со стороны нагнетательных скважин. В таблице 5 приведены известные разновидности циклического способа закачки воды. Последовательность применения разновидностей ЦЗ определяется в зависимости от конкретной геолого-физической характеристики месторождения.

Продолжительность первого этапа ограничивается обводненностью .

Рисунок 13 – Классификация регулярных систем заводнения

  Варианты трансформации систем заводнения По результатам-92

  Варианты трансформации систем заводнения По результатам-93

Рисунок 14 Варианты трансформации систем заводнения

По результатам математического моделирования процессов заводнения в пластах для выбранной начальной и последующих систем заводнения или по аналитическим формулам определяют среднюю длину главных (Lгл) и нейтральных (Lн) линий тока фильтрационного потока. Определяют коэффициент

и отношение . (25)

Рассчитывают время эксплуатации и остановки нагнетательных скважин:

; , (26)

где x пьезопроводность пласта, м2/с.

На каждом этапе осуществляют до 35 циклов с изменяющимися от цикла к циклу расстоянием (t) и частотой воздействия (рt):

, (27)



Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 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.