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 |

Оптимальное применение технологий селективной изоляции заводненных пластов в добывающих и нагнетательных скважинах

-- [ Страница 2 ] --

Рисунок 1. Динамика полей давления и водонасыщенности (первый вариант). «Стартовая» обводненность – 0.5 д.ед. R=0.1 д.ед. Поля получены для моментов времени а- 20, б- 22.5, в- 25, г- 50, д- 100, е- 165 отн.ед..

Зависимость КИН от параметров применения технологии СВИ (рисунок 2) показывает, что во всей исследуемой области применение технологии увеличивает нефтеотдачу. Максимальный КИН соответствует случаю, когда при полностью выработанных запасах нефти высокопроницаемого слоя («стартовая» обводненность равно 90 %) в результате СВИ изолируется значительная часть заводненного высокопроницаемого слоя. Необходимо отметить, что зависимость от «стартовой» обводненности ярко выражена при больших изолируемых объемах заводненного слоя и практически отсутствует при применении СВИ, затрагивающих лишь призабойную зону пласта.

Рисунок 2. Зависимость КИН от радиуса изолируемой области заводненного коллектора и «стартовой» обводненности, при которой применяется технология СВИ. K1=0.1 мкм2, K2=1.0 мкм2

Аналогично были проделаны численные эксперименты по применению потокоотклоняющих технологий со стороны нагнетательной скважины. Они позволили установить обобщенную зависимость КИН от объемов изолируемых областей заводненного коллектора и «стартовой» обводненности добываемой продукции реагирующей добывающей скважины, при которой на нагнетательной скважине применяется потокоотклоняющая технология (рисунок 3).

 Зависимость КИН от радиуса изолируемой области заводненного-9

Рисунок 3. Зависимость КИН от радиуса изолируемой области заводненного коллектора и «стартовой» обводненности, при которой применяется технология ПОТ. K1=0.1 мкм2, K2=1.0 мкм2

Зависимость КИН от параметров применения ПОТ показывает, что во всей исследуемой области применение технологии увеличивает нефтеотдачу. При этом зависимость от «стартовой» обводненности становится заметной только при значениях радиуса области снижения проницаемости высокопроницаемого слоя более 0.4 отн.ед. Зависимость КИН от R более выражена, при этом имеется максимум КИН при значении R=0.4 отн.ед. и значениях «стартовой» обводненности от 0.5 до 0.7 д.ед. Наличие максимума связано с тем, что при значениях «стартовой» обводненности от 0.5 до 0.7 для R>0.4 в изолируемую область коллектора попадает часть подвижных запасов нефти, которые остаются не извлеченными.

Сопоставление потокотклоняющих технологий и технологий селективной водоизоляции показывает, что при равных условиях (объемы изолируемого высокопроницаемого коллектора, «стартовая» обводненность добываемой продукции) применение ПОТ на существенно неоднородных по проницаемости коллекторах обладает большей технологической эффективностью (КИН).

При этом необходимо помнить, что применение селективной водоизоляции многократно увеличивает срок разработки залежи нефти в связи с падением темпов отбора нефти (уменьшение продуктивности пласта).

В третьей главе рассматриваются особенности геологического строения и состояние разработки объектов применения нового подхода к технологииям водоограничения - пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения.

Особенностью геологического строения названных выше пластов является их высокие послойная v2l и зональная v2z неоднородности проницаемостных свойств коллектора. На рисунке 4 приведено сравнение показателей неоднородности коллектора названных пластов.

Рисунок 4. Сопоставление показателей неоднородности проницаемостных свойств коллектора пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения в районе блока g13_04.

Для оптимизации системы разработки залежи, основой анализа выработки запасов должны быть точные данные о геологическом строении месторождения, распределении балансовых, подвижных и начальных извлекаемых запасов нефти по пластам и по площади. Все это требует дальнейшей детализации геологического строения залежи до уровня "скважина-пропласток".

С помощью изложенного в работе подхода определена структура геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения в районе блока g13_04. Структуризация запасов проводится по следующим основным показателям: проницаемости, послойной неоднородности, зональной неоднородности коллектора. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров ФЕС.

Анализ полученных распределений позволяет сделать следующие заключения. Подавляющий объем геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пласта АВ11-2 сосредоточен в коллекторах с проницаемостью менее 0.01 мкм2, что говорит о низкой продуктивности данных коллекторов. Запасы нефти, сосредоточенные в низкопроницаемых коллекторах (менее 0.01 мкм2), существенны и составляют 47%. На долю пластов с повышенной проницаемостью (для АВ11-2 ) приходится менее 20 % всех запасов пласта (в рассматриваемой области месторождения). Для пластов АВ13, АВ2-3 характерно сосредоточение подавляющей доли запасов нефти в коллекторах с проницаемостью более 0.1 мкм2 – пласт АВ13 – 88 % всех геологических и 94 % начальных извлекаемых запасов, пласт АВ2-3 – 93 % и 97 %, соответственно. При этом на долю высокопроницаемых коллекторов (более 0.5 мкм2) в пласте АВ13 приходится 44.4% геологических и 56.7 % начальных извлекаемых запасов нефти. Для пласта АВ2-3 эти значения составляют 47% и 58.9 %, соответственно.

Распределение запасов нефти по послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора показывает, что в коллекторах, проницаемости слоев которых отличаются в 2 и более раз, находятся подавляющие объемы нефти – 95.3 % всех геологических и около 95 % начальных извлекаемых запасов пласта АВ11-2, около 92% всех геологических и 87.5 % начальных извлекаемых запасов пласта АВ13 (рисунок 5) и около 99 % всех геологических и начальных извлекаемых запасов пласта АВ2-3. Для сильно неоднородных по разрезу коллекторов (послойная неоднородность более 1) доля начальных геологических и извлекаемых запасов составляет для пласта АВ11-2 – около 24 и 16 %, соответственно, для пласта АВ13 – около 36 и 22 %, для пласта АВ2-3 – около 55 и 41 %. Это означает, что при одновременной эксплуатации прослоев данных пластов выработка запасов происходит крайне неравномерно. В такой ситуации применение технологий, направленных на увеличение охвата воздействием (потокоотклоняющие, нестационарные технологии) может дать значительный технологический эффект.

Поэтому система разработки для выработки запасов нефти из низкопродуктивных коллекторов пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 должна быть сформирована с учетом выше изложенных соображений.

Рисунок 5. Распределение начальных балансовых, подвижных и извлекаемых запасов нефти пласта АВ13 Самотлорского месторождения в районе блока g13_04 по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора.

Проделанный анализ состояния разработки пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 в районе блока g13_04 Самотлорского месторождения позволяет сделать следующие выводы.

  1. Сформированная система разработки рассмотренных пластов Самотлорского месторождения позволяет осуществлять относительно эффективную выработку запасов данных объектов, однако различающиеся фильтрационно-емкостные свойства коллектора, различная эффективность сформированной системы ППД предопределила их неравномерную выработку на текущий момент времени.
  2. Рассмотренные эксплуатационные объекты характеризуются высоким уровнем обводнения продукции. Особенно актуально это в отношении пластов АВ13, АВ2-3. Малые показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при значительных объемах закачки и низких достигнутых КИН свидетельствуют о недостаточно высокой эффективности реализуемой системы ППД и потенциальной возможности ограничения объемов попутной воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций.
  3. При высоком уровне неоднородности коллекторов и наличии гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками, для увеличения охвата заводнением необходимо применение гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи, таких как нестационарное воздействие, потокоотлоняющие технологии.

Все это указывает на необходимость:

  • повысить текущие темпы отбора запасов нефти путем повышения эффективности работы нагнетательного фонда;
  • провести работы с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, ликвидации кинжальных прорывов воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, организовать проведение работ по ограничению водопритока в добывающих скважинах, путем определения оптимальных объемов изолируемых заводненных пластов с использованием ранее обоснованных тампонирующих составов;
  • повысить эффективность закачки вытесняющего агента, реализуемый коэффициент охвата процессом дренирования через организацию системы нестационарного заводнения;
  • провести работы по разукрупнению совместного фонда и повышению эффективности выработки запасов залежей путем использования самостоятельных сеток скважин.

Таким образом, рассмотренные пласты являются «идеальными» объектами для разработанных в работе новых подходов к применению технологий водоизоляции промытых интервалов пласта.

В четвертой главе изложены основные положения нового подхода к применению технологий водоизоляции, методики выбора объектов для их применения и дается оценка технико-экономического эффекта от внедрения на Самотлорском месторождении.

При обосновании выделения добывающих и нагнетательных скважин для реализации технологий водоограничения, учитываются следующие геологические, промысловые и технологические критерии.

1. В рамках рассматриваемого месторождения, залежи или участка выделяются скважины с повышенным уровнем обводненности (в общем случае – более 80-90 %).

2. По выделенным добывающим скважинам, для полной уверенности в идентификации перфорированного пласта (интервала) как источника обводнения, желательно проведение дополнительных исследований герметичности крепи скважин и подтверждение отсутствия заколонных перетоков. В случае выявления скважин с негерметичным камнем или обсадной колонной, необходимо проведение РИР с последующими повторными исследованиями, отбором проб жидкости, изучением ее состава.

3. Помимо заколонных перетоков, возможными источниками роста обводнения могут служить подтягивание законтурной или подошвенной пластовых вод, поступление на забой закачиваемой воды. В первых двух случаях значимого изменения солевого состава попутно добываемой воды происходить не будет. В случае поступления «чужой» воды, при отличии ее состава от состава вод рассматриваемого пласта, произойдет изменение содержания солевого состава по одному или нескольким признакам, причем изменения могут происходить как в сторону уменьшения, так и в сторону увеличения концентраций.

4. Из ряда выше выделенных скважин высокой обводненности, обводнившихся закачиваемой водой, формируется список добывающих скважин с повышенной плотностью текущих подвижных (дренируемых + недренируемых существующей системой разработки) запасов. Выделение таких скважин осуществляется на основе карт текущих подвижных запасов, построенных по каждому из рассматриваемых пластов. Проведение рекомендуемых ГТМ по применению ПОТ и СВИ имеет смысл в первую очередь именно на скважинах с повышенной плотностью текущих запасов для получения максимальной технологической эффективности не только по сокращению объемов попутно добываемой воды, но и по приросту дополнительно добытой нефти.

5. Данным добывающим скважинам ставятся в соответствие близлежащие к ним действующие нагнетательные скважины, т.е. формируется первичный расширенный список пар скважин «нагнетательная – добывающая».

6. Сформированные пары скважин последовательно рассматриваются на предмет наличия в перфорированных интервалах каждой из них вскрытого пропластка с повышенной проницаемостью, в несколько раз превышающей среднюю проницаемость остального пласта

7. Дополнительным аргументом в пользу выбора добывающей скважины для реализации технологии является ее высокий (по отношению к окружающим скважинам) дебит по жидкости. Данный показатель с одной стороны косвенно подтверждает наличие в перфорированном разрезе скважины обводненного высокопродуктивного пропластка, а с другой свидетельствует о потенциально высокой эффективности проведения технологии с точки зрения сокращения объемов попутно добываемой воды.

8. При принятии решения о реализации технологии по каждой из добывающих скважин должен учитываться текущий уровень пластового давления по данной скважине. Высокие значения текущих пластовых давлений по действующим добывающим скважинам подтверждают наличие хорошей гидродинамической связи зон дренирования данных скважин с окружающими нагнетательными скважинами и свидетельствуют о потенциально высокой эффективности проведения на них комплексных водоизоляционных работ.

9. При выделении нагнетательных скважин, оказывающих превалирующее влияние на характер обводнения рассматриваемой добывающей скважины, учитывается проведенная в настоящей работе классификации уровня гидродинамической связанности (рангового коэффициента корреляции Спирмена) между нагнетательными и окружающими (реагирующими) добывающими скважинами. Теснота связи при этом оценивается по т.н. «шкале Чеддока», позволяющей каждой рассматриваемой паре присвоить одно из шести уровней степени взаимосвязи: «весьма высокая», «высокая», «заметная», «умеренная», «слабая», «нет связи».

Согласно представленным в работе теоретическим исследованиям оптимальных условий применения потокоотклоняющих (селективной водоизоляции) технологий максимальный эффект (КИН) достигается в условиях изоляции наибольшей области заводненного коллектора. При этом коэффициент нефтеотдачи тем выше, чем выше выработка высокопроницаемого пласта. Однако, с другой стороны, условием, налагающим ограничение на объемы закачки тампонирующих составов, являются экономические критерии, определяемые стоимостью реагентов и сопутствующих работ.

В разделе приводится порядок расчета оптимальных (с точки зрения экономических критериев) объемов изоляции заводненного высокопроницаемого слоя.

Предлагаемые подходы к применению технологии СВИ были реализованы на добывающей скважине № 25864 Самотлорского месторождения. Скважина эксплуатирует единым фильтром пласты АВ13 и АВ2-3, средние проницаемости которых отличаются более чем в 20 раз. К моменту перевода скважины в бездействие в октябре 2005 г. обводненность добываемой продукции составила 98.3%. Дебит по жидкости составлял 62 т/сут, дебит нефти – 1 т/сут. Проведенные исследования и анализ выработки запасов нефти в зоне дренажа скважины показал, что пласт АВ13, состоящий из высокопроницаемого пропластка и нескольких низкопроницаемых слоев, заводнен неравномерно. Эффективные мощности низкопроницаемой и высокопроницаемой частей коллектора приблизительно равны и составляют 4.6 и 4.3 м, соответственно. Т.к. проницаемости низкопроницаемых слоев пласта АВ13 сравнимы со средней проницаемостью АВ2-3, то было принято решение о селективной водоизоляции высокопроницаемых слоев пласта АВ13.

К моменту останова скважины ее начальные извлекаемые запасы составляли 6970 т нефти. При этом была достигнута предельная обводненность и предельная величина дебита нефти. Согласно расчетам, проделанным для данной скважины, была получена зависимость прироста начальных извлекаемых запасов нефти от величины изолируемой области в условиях «стартовой» обводненности добываемой продукции равной 98 %. Данная зависимость приведена на рисунке 6.

 Зависимость прироста начальных извлекаемых запасов нефти от-12

Рисунок 6. Зависимость прироста начальных извлекаемых запасов нефти от радиуса изолируемой области высокопроницаемого слоя пласта АВ13 скважины №25864 Самотлорского месторождения.

В результате моделирования применения СВИ с различным значением радиуса изолируемой зоны высокопроницаемого слоя были получены динамики объемов добычи нефти и жидкости и просчитаны экономические показатели. Накопленный чистый дисконтированный доход предприятия (НЧДД) определялся за год. Экономические нормативы брались усредненными за год по фактическим данным деятельности предприятия.

В результате расчетов экономических показателей для разных вариантов изоляции обводненного слоя была получена зависимость НЧДД от радиуса изолируемого высокопроницаемого пропластка (рисунок 7.).

Т.к. затраты на проведение технологии возрастают по закону, близкому к квадратичному, а приращение запасов (технологический эффект) изменяются практически по линейному закону, то, как видно на рисунке, в зависимости НЧДД от R имеется максимум, положение которого для данного случая соответствует R=20 м.

 Зависимость НЧДД от параметра технологии – радиуса изолируемой-13

Рисунок 7. Зависимость НЧДД от параметра технологии – радиуса изолируемой области высокопроницаемого слоя.

Исходя из получения максимального экономического эффекта, были рассчитаны объемы изолируемого пропластка, определены необходимое количество агентов и трудозатраты на проведение технологии.

По предложенному подходу на скважине № 25864 была проведена технология селективной водоизоляции с применением агента РИТИН-10.

На рисунке 8 показана динамика основных показателей разработки скважины № 25864 до и после применения СВИ. Красная черта указывает дату проведения ГТМ. Хорошо видно, что применение СВИ привело к увеличению добычи нефти, снижению обводненности продукции более чем на 20 %.

Определение технологической эффективности применения СВИ на скважине № 25864 Самотлорского месторождения показало, что за 12 месяцев в период 06.2006 – 05.2007 по данной скважине дополнительно добытая нефть составила 1115 т. При этом снизился объем попутно добываемой воды на величину 18430 т. На 01.05.2007 года экономическая эффективность от ГТМ по данной скважине составила 2.1 млн.руб.

Рисунок 8. Динамика показателей разработки скважины № 25864 Самотлорского месторождения до и после применения технологии СВИ.

Основные выводы и рекомендации

1. Проделанный в работе анализ показал, что в целом наиболее перспективными для применения в технологиях СВИ и ПОТ являются водоизоляционные технологии, основанные на применении:

  • полимерных составов;
  • силикатов и алюмосиликатов;
  • кремнийорганических соединений.

2. Проведенный анализ эффективности разработки пластов АВ11-2, АВ13 и АВ2-3 в районе блока g13_04 Самотлорского месторождения указывает на необходимость:



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.