WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

В ходе продвижения оторочки происходит более активное вытеснение нефти из низкопроницаемой зоны пласта в направлении скважины D3. После закачки оторочки наблюдается снижение темпа добычи жидкости по всем добывающим скважинам. Более быстро, по сравнению с базовым вариантом, обводняется скважина D2. При этом безводный период эксплуатации скважины D3 увеличивается в 1,8 раз. Темп выработки пласта падает почти в два раза, в то же время КИН увеличивается на 0,046 д.ед. и составляет 0,594 д.ед.

По результатам численных исследований изучено влияние объема закаченной суспензии на коэффициент извлечения нефти модельного пласта. Серия проведенных численных экспериментов показывает, что для рассматриваемых условий оптимальный объем закаченной суспензии равен 1750 м3. При таком объеме оторочки КИН пласта становится наибольшим и составляет 0,595 д.ед. (рисунок 6).

Рисунок 6 – Зависимость КИН от объема закаченной глинистой суспензии

Дальнейшее увеличение объема оторочки приводит к снижению КИН, что связано с потерей части запасов в недопромытой высокопроницаемой зоне.

Расчеты, проведенные для различных значений обводненности скважины D1, при которой проводится создание глинистой оторочки, показали, что оптимальным в условиях модельного пласта является проведение ГТМ при обводненности скважины D1 более 80% (рисунок 7). При более низкой обводненности эффект от выполненного мероприятия значительно снижается. Характер влияния объема закаченного глинистого раствора на коэффициент извлечения нефти при всех значениях обводненности сохраняется: КИН растет с увеличением объема раствора от 250 до 1750 м3. При дальнейшем увеличении объема закаченного раствора КИН снижается. По результатам численных исследований можно выделить две области значений объема закаченной суспензии, в которых достигается оптимальный КИН: I область – расход суспензии от 750 до 1300 м3, II – от 1300 до 2200 м3. Такое разделение объясняется тем, что для первого кратковременного эффекта повышение КИН может достигаться и при малых объемах закачки. Но по мере движения оторочки по высокопроницаемой зоне она рассасывается и дробится на отдельные зоны со снижением первоначальной вязкости, поэтому эффективность КИН падает. Для II области, характерной как для глинистой суспензии, так и для сшитой полимерной системы, объем закачки агента выше, чем в первой области, в 1,9 раза, что сдвигает время распада оторочки на отдельные зоны. Расходы вязкоупругих оторочек соответствуют данным рассматриваемой модели, в частности, значению коэффициента неоднородности в пределах принятой ячейки.

Рисунок 7 – Зависимость КИН от объема закаченной глинистой суспензии для различных значений обводненности скважины D1, при которой производится закачка глинистой суспензии

Приведен пример расчета определения оптимальных параметров закачки на базе оторочек глинистой суспензии и СПС в районе действия нагнетательной скважины № 1726 Сабанчинского месторождения.

Серия проведенных численных экспериментов показала, что наибольший технологический эффект от создания оторочки достигается при закачке 1970 м3 глинистого раствора в скважину № 1726 после достижения скважиной № 1788 обводненности 90%. Аналогично результатам, полученным для модельного пласта Бавлинского месторождения, определены 2 области значений объема закаченной суспензии, при которых КИН оптимален: I при расходах 13002100 м3, II – 21002900 м3. Это подтверждает предположение, что показатели влияния расхода суспензии и обводненности скважины, при которой проводится обработка, для каждого участка разработки индивидуальны.

Автором проведена оценка вероятности возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим состоянием.

Оценка вероятности возникновения внутрискважинного перетока в добывающих скважинах бобриковского горизонта, в отличие от ранее известных методик, проведена с помощью метода «нечетких множеств». Методом экспертной оценки выбирались параметры, оказывающие наибольшее влияние на возникновение внутрискважинного перетока. Для каждого выбранного параметра определялся его коэффициент значимости. Результирующий коэффициент возможности возникновения внутрискважинного перетока определялся как линейная комбинация коэффициентов значимости отобранных параметров. Экспертная оценка полученного результирующего коэффициента позволила определить степень вероятности возникновения внутрискважинного перетока и выделить добывающие скважины для изоляции обводненных пластов.

После проведенного анализа промысловых данных и результатов математического моделирования были выбраны следующие параметры, оказывающие наибольшее влияние на возможность возникновения внутрискважинного перетока в добывающей скважине.

  • Число совместно перфорированных пластов в добывающей скважине:

где n – количество работающих пластов.

  • Коэффициент проницаемости вскрытых пластов:

,

где – минимальная проницаемость работающих пластов, – максимальная проницаемость работающих пластов.

  • Толщина глинистого раздела между вскрытыми пластами:

где, – толщина глинистого раздела между пластами.

  • Наличие рядом расположенных нагнетательных скважин, работающих на те же пласты:

где m – число соседних нагнетательных скважин, ведущих закачку в рассматриваемые пласты.

  • Число пластов, на которые нагнетательная скважина ведет закачку (рассматриваются только те пласты, на которые работает добывающая скважина):

,

где l – число вскрытых нагнетательной скважиной пластов, – минимальная проницаемость работающих пластов, – максимальная проницаемость работающих пластов.

Коэффициент возможности возникновения внутрискважинного перетока в добывающей скважине определяется как

.

Для каждой добывающей скважины бобриковского горизонта был рассчитан коэффициент. В результате исследований выделены пять групп скважин с различной степенью вероятности внутрискважинного перетока. Группы скважин выбирались на основе следующей шкалы.

Вероятность возникновения перетока

Значение коэффициента

0

Перетока нет

0-0,3

1

Слабая

0,3-0,5

2

Умеренная

0,5-0,7

4

Высокая

0,7-0,9

5

Весьма высокая

более 1

По приведенной выше методике был проанализирован действующий фонд добывающих скважин бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения. Отобраны скважины с обводненностью более 85 %, эксплуатирующие несколько пластов, в которых высока вероятность внутрискважинного перетока. По этим скважинам рекомендовано отключение высокопроницаемых обводненных пластов, проведена оценка технико-экономической эффективности изоляции обводненного пласта.

Основные выводы и рекомендации

  1. Проведенный анализ разработки пластов С1ббI1-3, С1ббII Сабанчинского месторождения показывает, что на исследуемом объекте проводится достаточно большой объем работ, направленных на повышение эффективности процесса вытеснения нефти водой. Темпы выработки запасов достаточно высоки.

Наиболее эффективными являются мероприятия, проведенные в скважинах нагнетательного фонда, направленные на перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата заводнением слабо вырабатываемых зон. Среди работ, проводимых на добывающих скважинах, наиболее эффективными являются комплексные методы стимуляции работы скважин.

  1. Реализуемые в настоящее время на месторождении водоизолирующие и потокоотклоняющие технологии, несмотря на упомянутый эффект их применения, не достаточно действенны. Анализ геолого-технологических особенностей Сабанчинского месторождения указывает на необходимость разработки более четких критериев выбора объектов для внедрения той или иной технологии, в частности, для скважин, эксплуатирующих пласты с высокой зональной и послойной неоднородностью.
  2. Решены гидродинамические задачи двухфазной фильтрации в зонально-неоднородном пласте в условиях селективной изоляции заводненных объемов коллектора. На основе численных экспериментов определены оптимальные условия применения потокоотклоняющих технологий. Установлена зависимость коэффициента нефтеотдачи от объема оторочки и обводненности скважин, при которой использована технология.
  • Установлено, что применение потокоотклоняющих технологий в скважинах при обводненности в высокопроницаемом пласте менее 80% эффективность от ГТМ снижается.
  • Определены две области оптимального объема закачки вязкоупругих составов: I – от 750 до 1300 м3, II – от 1300 до 2200 м3. Такое разделение объясняется тем, что для первого варианта обеспечивается кратковременный эффект повышения КИН. По мере продвижения оторочки по высокопроницаемой обводненной зоне она дробится на отдельные зоны из-за неоднородности коллектора по проницаемости со снижением первоначальной вязкости, и эффективность КИН падает. Поэтому количество оторочек последовательно может увеличиваться до стабилизации прироста дебита (или его частичного снижения) реагирующих добывающих скважин.
  1. В скважинах с высокой послойной неоднородностью, эксплуатирующих несколько пластов высока вероятность возникновения внутрискважинных перетоков. Методом «нечетких множеств» проведено прогнозирование возникновения внутрискважинного перетока жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим уровнем.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих публикациях:

  1. Патент РФ №2203405, МПК Е 21 В43/20. Способ разработки нефтяной залежи / Абдулмазитов Р.Г., Ганиев Г.Г., Ханнанов Р.Г., Ганиев Б.Г., Хуррямов А.М., Мухаметвалеев И.М. №2002119757/03; заявл. 29.07.2002; опубл. 27.04.2003, Бюл. Открытия. Изобретения. – 2003. – № 12.
  2. Патент РФ №2226605, МПК Е 21 В43/20. Способ разработки заводненных пластов с зональной неоднородной проницаемостью / Хисамов Р.С., Ганиев Г.Г., Садреев А.М., Ганиев Б.Г., Нагаев М.Г., Ханнанов Р.Г., Гильмутдинов Н.А. №2003114192/03; заявл. 14.05.2003; опубл. 10.04.2004, Бюл. Открытия. Изобретения. – 2004. – №10.
  3. Хуррямов А.М., Ганиев Б.Г., Кузнецов В.Г., Абдулмазитов Р.Г., Абзяппаров А.В., Емельянова Г.Г. Совершенствование системы разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах Бавлинского месторождения // НТЖ, Георесурсы. – Казань: КГУ. – 2006. – №3. – С.11-14.
  4. Тюрин В.В., Мухаметвалеев И.М., Ганиев Б.Г., Подавалов В.Б. Опыт применения горизонтальной технологии нефтеизвлечения на объектах НГДУ «Бавлынефть»// НТЖ, Георесурсы. – Казань: КГУ. – 2006. – №3. – С.24-27.
  5. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Казакова Т.Г., Тазиев М.М., Кожин В.Н., Ганиев Б.Г. Исследование влияния текущей обводненности коллектора промежуточного слоя с водонефтяными зонами на характеристики вытеснения пласта// НТЖ, Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОЭНГ. – 2006. – №11. – С.12-18
  6. Хисамутдинов Н.И., Казакова Т.Г., Гильманова Р.Х., Тазиев М.М., Кожин В.Н., Ганиев Б.Г. Исследование влияния неоднородности коллектора переходной зоны на характеристики выработанности пласта// НТЖ, Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОЭНГ.– 2006.– №11. – С.18-21.
  7. Владимиров И.В., Владимирова И.И., Тазиев М.М., Кожин В.Н., Ганиев Б.Г. Исследование влияния вязкости вытесняющего агента на процессы извлечения нефти из неоднородного по проницаемости коллектора// НТЖ, Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОЭНГ. – 2006. – №11. – С. 28-33.
  8. Казакова Т.Г., Данилов Е.В., Тюфякова О.С., Ганиев Б.Г. Оценка вероятности возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим состоянием// НТЖ, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ. – 2008. – №1. – С.15-19.
  9. Ганиев Б.Г. Оценка динамики изменения эффективности ГТМ в процессе разработки Сабанчинского месторождения// НТЖ, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ. – 2008. – №1.
    Pages:     | 1 | 2 ||






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»