WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

В условиях проведения опыта прорыв закачиваемого газа из модели пласта произошёл на момент закачки агентов в количестве 0,42 объёма пор. При этом коэффициент вытеснения нефти составил 0,408 (кривая 1), остаточная нефтенасыщенность - 47,33 % (кривая 2). Всего было закачано по 28 оторочек газа и воды. При достижении высокого газового фактора, превышающего 1000 м3/м3, при закачке агентов в количестве 2,1 объема пор закачка газа была прекращена. При этом коэффициент вытеснения нефти составил 0,655, остаточная нефтенасыщенность - 27,58 %.

Далее в модель пласта с остаточной нефтенасыщенностью 27,58 % и с тем же расходом была продолжена закачка воды, что привело к увеличению добытой нефти в замерном устройстве (таблица 1).

Таблица 1 – Основные результаты фильтрационных опытов по вытеснению нефти водой, газом и при попеременной закачке газа и воды

Рисунок 3 - Динамика вытеснения нефти водой

Рисунок 4 - Динамика вытеснения нефти газом

Рисунок 5 - Динамика изменения основных показателей вытеснения нефти при попеременной закачке газа и воды

Объем закачиваемой воды в первом опыте равен объему «водогазовой смеси» в пластовых условиях, закачиваемой при ВГВ во втором опыте. Это позволило сравнить полученные результаты при равных объемах закачки и отборов жидкости.

Проведенные модельные исследования показали по данным лабораторных исследований, что применение водогазового воздействия в условиях рассматриваемого объекта, несмотря на временный эффект от созданного дополнительного сопротивления при продвижении вытесняющего агента (агент совершил дополнительную работу), неэффективно. Это объясняется неспособностью газа, сходного по свойствам с попутно добываемым (не ШФЛУ – широкие фракции легких углеводородов), изменить вязкостные свойства нефти в залежах, представленных обширными подгазовыми зонами (массообменный процесс дополнительного растворения газа в нефти не происходит, так как система нефть – газ находится в равновесном состоянии). При этом, уменьшение компенсации отборов закачкой воды при ВГВ, а также нарастающий прорыв закачиваемого газа привели к снижению эффективности воздействия.

По результатам численных исследований с использованием лабораторных данных установлено, что применение водогазового воздействия с закачкой попутно добываемого газа на терригенных залежах покурской свиты Самотлорского месторождения, недонасыщенных нефтью с повышенной начальной водонасыщенностью, характеризующихся обширными подгазовыми зонами является не эффективным. Применение технологии водогазового воздействия для данного объекта снижает коэффициент охвата пласта вытеснением из-за прорыва закачиваемого газа в неоднородных коллекторах по высокопроницаемым зонам и повышенной вязкости пластовой нефти.

В третьей главе приведены результаты исследования эффективности нефтевытеснения в режиме циклического заводнения, в частности, рассмотрены особенности применения циклического заводнения для выработки недонасыщенных нефтью коллекторов.

Принято, что нестационарное заводнение НЗ на недонасыщенных нефтью коллекторах имеет свои особенности. Это, прежде всего, наличие с самого начала разработки подвижной пластовой воды.

Рассмотрены процессы вытеснения нефти водой на математической модели фильтрации флюидов в пласте, коллектор которого состоит из слоев с различной начальной водонасыщенностью, в модели «Black Oil».

В зависимости от строения реальных пластов с неоднородным распределением фильтрационно-емкостных параметров можно рассмотреть ряд гидродинамических задач о притоке флюидов к забою добывающей скважины в условиях гидродинамического воздействия, которые частично уже изучались и были опубликованы ранее.

В отличие от ранее выполненных работ, гидродинамическое воздействие на послойно-неоднородный по проницаемости недонасыщенный нефтью коллектор моделируется периодическим изменением давления нагнетания воды по фазам и амплитуде через нагнетательную скважину.

В результате численных исследований получено, что около 5 % от начальных геологических запасов нефти добывается при постоянной начальной обводненности в 80 %. Затем наблюдается плавный рост обводненности за счет опережающего притока пластовой воды к забою добывающей скважины и затем более быстрое обводнение за счет заводнения высокопроницаемого прослоя закачиваемой водой. Высокая послойная неоднородность ФЕС коллектора и наличие подвижной воды обусловили невысокое значение конечного (при 95 % обводненности) КИН. Он составляет для данной модели 0.235 д.ед. Основные остаточные запасы нефти сосредоточены в низкопроницаемых зонах пласта. Для их извлечения необходимо обеспечить внедрение воды в малопроницаемые нефтенасыщенные участки.

Рассмотрены три варианта циклического воздействия, отличающиеся длительностью периодов повышения и понижения забойного давления нагнетательной скважины.

1 вариант представляет собой циклическое воздействие с короткими периодами повышения и понижения забойного давления, при этом период повышенного давления (Tinc) больше периода пониженного забойного давления (Tdec). Для этого варианта Tinc=5 отн.ед., Tdec=1 отн.ед.

2 вариант представляет собой циклическое воздействие с длительными периодами повышения и понижения забойного давления, при этом период повышенного давления (Tinc) равен периоду пониженного забойного давления (Tdec). Для этого варианта Tinc=15 отн.ед., Tdec=15 отн.ед.

3 вариант представляет собой циклическое воздействие с длительными периодами повышения и понижения забойного давления, при этом период повышенного давления (Tinc) меньше периода пониженного забойного давления (Tdec). Для этого варианта Tinc=15 отн.ед., Tdec=30 отн.ед.

Полученные результаты позволяют сделать следующие заключения. Динамика текущих показателей разработки отражает факт снижения темпов обводнения добываемой продукции при любом виде применения циклического заводнения. Вместе с тем, периодическое снижение забойного давления нагнетательной скважины приводит к периодическому снижению не только дебитов воды, но и дебитов нефти. Это в свою очередь приводит к снижению темпов отбора запасов нефти и увеличению сроков их выработки (рисунок 6).

Рисунок 6 - Накопленные показатели по вариантам применения циклического воздействия на недонасыщенные нефтью послойно-неоднородные коллектора

Дальнейшие исследования проводились с целью установления областей принципиальной эффективности циклического воздействия со стороны нагнетательной скважины (т.е. в пространстве параметров,, где КИННС – коэффициент извлечения нефти при циклическом воздействии, КИНС – КИН для базового варианта (стационарное воздействие), Kmin, Kmax – проницаемости низкопроницаемого и высокопроницаемого пропластков, соответственно, o w – вязкости нефти и воды.

В качестве ограничивающих условий в исследованиях принята область значений параметров и, что вытекает из условий рассматриваемой задачи. На численной модели при различных значениях k* и * при условии определялось соотношение, и строилась область, в которой это соотношение было больше 1. Результаты расчетов приведены на рисунке 7.

Рисунок 7 - Область эффективности циклического воздействия (заштриховано) со стороны нагнетательной скважины на недонасыщенные нефтью коллектора в пространстве значений параметров,

Как видно на рисунке, область принципиальной эффективности в пространстве параметров (k*, *) невелика. Видно, что для однородной жидкости (вязкости равны или близки друг другу) циклическое воздействие будет эффективным при разнице проницаемостей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластка в 1000 раз (!). В реальности область принципиальной эффективности еще меньше, т.к. при малых значениях * и k* начинаются проявляться неньютоновские свойства фильтрующейся нефти. Хорошо известно, что предельный градиент сдвига нефти зависит, как от реологических свойств нефти, так и от проницаемости коллектора. Явления, связанные с неньютоновскими свойствами нефти, в рассмотренной модели не учитывались.

Было установлено, что области эффективности циклического воздействия зависят также от изменения соотношения вязкости вытесняющего агента и вытесняемой жидкости и от геометрических параметров рассматриваемого пласта, в частности, от соотношения (L/H), где L – длина модельного пласта (расстояние от линии нагнетания до линии отбора), H – его толщина. На рисунке 8 приведены критические кривые, разделяющие области эффективности и неэффективности циклического воздействия на недонасыщенные нефтью коллектора, полученные при разных значениях этого параметра.

Рисунок 8 - Области эффективности циклического воздействия (заштриховано) со стороны нагнетательной скважины на недонасыщенные нефтью коллектора в пространстве значений параметров,, при различных значениях соотношения геометрических параметров пласта : кривая 1 -, кривая 2 -, кривая 3 -

На основании обобщения результатов численных исследований установлено, что наличие значительных объемов подвижной воды в недонасыщенных нефтью коллекторах создает условия низкой эффективности применения циклического заводнения. Этому способствует ситуация, когда большая доля подвижной воды сосредоточена в низкопроницаемых коллекторах, что соответствует условиям, обратным для эффективного применения циклического заводнения.

В четвертой главе приведена экспресс-методика определения прогнозных показателей эксплуатации залежей нефти с недонасыщенным коллектором, вводимых в разработку (на примере пласта ПК-13 Самотлорского месторождения).

В основу разработки автора положены новые зависимости определения коэффициента вытеснения от проницаемости для керна из пластов ПК с недонасыщенными нефтью коллекторами, плотность НИЗ (как объемная, так и площадная), а расчетная часть разделена на две части: феноменологическую (с использованием формул, описывающих динамику изменения технологических показателей), и модельную составляющую, позволяющую описать изменение средней водонасыщенности. Суть этого условия заключается в том, что при разработке недонасыщенного нефтью послойно-неоднородного пласта параметр удельной проводимости для нефти и воды определяется также и изменением результирующей неоднородности по проницаемости коллектора.

Геологическое строение залежей нефти пластов ПК-13 и детализация строения залежей, геологические, подвижные и извлекаемые запасы нефти изучаются на основе научно-методических основ, разработанных в НПО «Нефтегазтехнология».

Приведена методика расчета прогнозных показателей эксплуатации скважин пласта ПК-13 Самотлорского месторождения.

Для определения прогнозных показателей эксплуатации скважин применялись также основные положения методик В.Д.Лысенко и И.В. Владимирова, используя в начале феноменологическую часть путем применения известных формул и аналитических выражений.

На основе изложенных выше подходов для каждой скважины, прошедшей нефтенасыщенные толщины пласта ПК-13, определены ФЕС коллектора, геологические, подвижные и извлекаемые запасы нефти (рисунок 9).

Разработана математическая модель фильтрации пластовых флюидов в недонасыщенных нефтью коллекторах при вытеснении нефти водой, включающая модель фильтрации флюидов в пласте, коллектор которого состоит из слоев с различной начальной водонасыщенностью, проницаемостью, а также изменяет свои свойства по простиранию. В отличие от ранее известных методов на стандартных симуляторах (пакет программ Roxar. Eclipse. LandMark) данный подход

Рисунок 9 - Карта плотности начальных извлекаемых запасов нефти пласта ПК-13 Покурской свиты Самотлорского месторождения

будет определяться при моделировании исследованием изменения средней водонасыщенности при разработке недонасыщенного нефтью послойно-неоднородного по проницаемости коллектора.

На рисунке 10 представлена динамика изменения средней водонасыщенности пласта (области Вороного) для пластов с различной послойной неоднородностью проницаемостных свойств коллектора.

Рисунок 10 - Динамика изменения средней водонасыщенности области Вороного для различных значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора пласта

Показан пример использования разработанной экспресс-методики для оценки эффективности водогазового воздействия на примере опытного участка в районе скважины № 40041. Реагирующие добывающие скважины – 40039, 4714, 6190, 40042, 3053.

Для определения прироста НИЗ за счет водогазового воздействия были проанализированы изменение коэффициента вытеснения при закачке ВГВ, изменения свойств закачиваемого активного агента (ВГС).

Проверка предложенной методики расчета технологических показателей разработки залежи ПК13 (рисунок 11) показала достаточно высокую устойчивость и достоверность. Поэтому данная методика рекомендуется для внедрения в промысловых условиях.

Рисунок 11 - Сопоставление динамики прогнозных технологических показателей по вариантам разработки для опытного участка пласта ПК-13 (район скважины №40041). а – текущие показатели, б – характеристики вытеснения

Основные выводы и рекомендации

1. Объекты Покурской свиты обладают крайне высокой изменчивостью характеристик слагающих коллекторов в разрезе скважин (со значительным колебанием нижних и верхних значений послойной и зональной неоднородностей) и удельной проводимостью.

2. В результате подробного анализа имеющейся информации о геолого-физической характеристике пластов Покурской свиты систематизированы и занесены в базу исходных данных материалы по литологической характеристике пород, пористости, проницаемости, нефтегазоводонасыщенности (на примере пластов ПК-13, ПК-15-1) по свойствам и составу пластовых флюидов, водорастворимых и нефтерастворимых газов, температурный режим пластов, на базе которых стало возможным провести изучение гидродинамических характеристик пласта ПК-13 для формирования эффективных технологий нефтевытеснения.

3. Нефти коллекторов Покурской свиты обладают структурными свойствами и относятся к неньютоновским системам с высокой начальной водонасыщенностью, поэтому применение традиционных технологий для нефтевытеснения может быть неэффективным, в связи с чем требуются специальные теоретические и экспериментальные исследования.

4. Установлено, что применение водогазового воздействия с закачкой попутно добываемого газа на терригенных залежах покурской свиты Самотлорского месторождения, недонасыщенных нефтью с повышенной начальной водонасыщенностью, характеризующихся обширными подгазовыми зонами, по результатам опытного моделирования не показало положительную эффективность.

5. Применение технологии водогазового воздействия для данного объекта снижает коэффициент охвата пласта вытеснением из-за прорыва закачиваемого газа и повышенной вязкости пластовой нефти.

Pages:     | 1 || 3 |






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