WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Рисунок 1 Модель послойно-неоднородного по проницаемости пласта с расположением стволов ГС (вариант 2.1) (а) и показатели выработки запасов по вариантам разработки (б)

Полученные результаты (рисунок 1, б) показывают, что разработка залежи в режиме частичного разгазирования является более эффективной, однако прирост эффективности незначителен и дает увеличение КИН на 0.008 д.ед. Кроме того, первый вариант обеспечивает более высокие темпы отбора нефти в начальный период разработки залежи. Применение горизонтальных скважин позволило увеличить темпы отбора запасов нефти и сократить сроки разработки залежи. Вместе с тем, быстрое снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом приводит к образованию техногенной газовой «шапки», что, с одной стороны, способствует более полному извлечению нефти из верхнего низкопроницаемого пропластка, но с другой, приводит к быстрому снижению дебита нефти, увеличению доли свободного газа в добываемой продукции, снижению гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами.

Конечный КИН для варианта 2.1 составил 0.669, что ниже КИН для первого варианта и превышает на 0.003 д.ед. значение КИН базового варианта. Такое снижение эффективности выработки запасов связано с тем, что расположение стволов ГС в высокопроницаемом слое приводит к быстрой выработке запасов нефти этого слоя, заводнению и последующему отключению скважин, при этом запасы низкопроницаемых слоев остаются невыработанными. Таким образом, для данного варианта применение ГС не увеличивает охват воздействием, а выступает инструментом интенсификации выработки запасов нефти. Очевидно, в данном случае целесообразность применения ГС решается с привлечением экономических критериев. Размещение стволов ГС в низкопроницаемом слое увеличивает эффективность нефтеизвлечения, т.к. при таком расположении скважин выработка запасов происходит более равномерно. Вместе с тем, во всех рассмотренных выше вариантах отмечается формирование «застойной», не вырабатываемой зоны в области коллектора, ограниченного стволами добывающих ГС. Для предотвращения этого рассмотрен вариант с расположением стволов ГС в разных низкопроницаемых слоях. Расчет технологических показателей разработки для данного варианта дает максимальный конечный КИН при сохранении темпов выработки запасов. Анализ полей нефтенасыщенности показывает, что «застойная» зона в коллекторе при таком размещении стволов ГС не образуется.

Несмотря на то что различие КИН в модельных вариантах небольшое, тем не менее, различие в размещении стволов ГС позволит достичь большей эффективности в выработке запасов нефти.

Рассмотрены вопросы эффективности выработки запасов нефти в анизотропном по проницаемости коллекторе. Показано, что наличие анизотропии проницаемости приводит к снижению эффективности нефтеизвлечения. На рисунке 2 представлены кривые зависимости конечного КИН от показателя анизотропии проницаемости коллектора для каждого из рассмотренных выше вариантов.

Полученные результаты продемонстрировали интересную закономерность. Чем выше анизотропия проницаемости коллектора, тем ниже конечный КИН. Для сильно анизотропных коллекторов (Kz/Kx= 0.01) бурение ГС становится неэффективным по сравнению с применением вертикальных скважин. При этом потери в КИН меньше для варианта 2.3, который предполагает расположение стволов ГС у кровли и подошвы пласта, т.е. охватывает воздействием больший объем коллектора. Снижение эффективности применения ГС в сильно анизотропных по проницаемости коллекторах связано с тем, что в данном случае поток флюидов происходит в основном вдоль напластования, и имеет низкую интенсивность в вертикальном направлении. Выработка запасов нефти происходит послойно. Так как вертикальная скважина вскрывает все слои коллектора, то и эффективность выработки запасов для нее будет выше. Для ГС в первую очередь вырабатываются и, следовательно, заводняются те слои, через которые проходит ствол скважины. Остальные слои вырабатываются менее интенсивно, что и приводит к уменьшению значения конечного КИН.

Данное положение имеет принципиальный характер, т.к. оно определяет стратегию создания наиболее эффективной системы разработки залежи нефти. Очевидно, что сильно анизотропные по проницаемости пласты должны разрабатываться либо системой вертикальных скважин, либо системой полого направленных скважин, вскрывающих все нефтенасыщенные пропластки.

Рисунок 2 Зависимость конечного КИН от показателя анизотропии проницаемости коллектора для разных вариантов разработки залежи

Одним из вопросов, возникающих при проектировании систем разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных стволов скважин, является оптимальное расположение ГС относительно других скважин эксплуатационного и нагнетательного фонда.

На модели однородного по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) пласта рассматриваются различные схемы расположения добывающих и нагнетательных скважин. Для каждой схемы рассмотрены различные варианты размещения стволов скважин. В расчетах задавалось требование равенства 100 %-ной компенсации отборов жидкости закачкой воды. Стволы горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин расположены посередине пласта. Вертикальные скважины вскрывают пласт полностью. На рисунке 3 в качестве примера представлена одна из рассмотренных схем расположения скважин.

Вариант 0

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Вариант 4

Рисунок 3 Варианты расположения добывающих
и нагнетательных скважин

Результаты расчетов различных вариантов расположения ГС приведены в таблице 1. Из таблицы 1 видно, что наибольший коэффициент извлечения нефти достигается в третьем варианте, где нагнетательная и добывающие скважины – горизонтальные и стволы добывающих скважин направлены к границам участка. Для варианта 4 характерен меньший КИН, что связано с меньшим охватом воздействием при данном расположении стволов ГС.

Таблица 1 Результаты расчетов различных вариантов расположения ГС

Рассмотрим, как влияет расположение стволов ГС на плотность сетки скважин. Для определения данного соотношения в условиях рассматриваемой модели воспользуемся следующим подходом. Для варианта 0 рассчитывается плотность сетки скважин по формуле, где – площадь нефтеносности; – количество вертикальных скважин. Из формулы для варианта 0 определим коэффициент пропорциональности :, где коэффициент извлечения нефти варианта 0, Кв – коэффициент вытеснения. В дальнейшем полагаем, что. Для варианта i > 0 с применением ГС определим плотность сетки скважин из формулы, т.е.. С другой стороны,, где – искомый коэффициент, отражающий соотношение ВС и ГС, n1 и n2 – количество соответственно вертикальных и горизонтальных скважин для данного варианта.

Расчеты коэффициента x, представленные в таблице 1, показывают, что значение соотношения, близкое к установившемуся в промысловой практике 1:2, соответствует только оптимальному расположению ГС (соответствующему максимальному КИН). Для других вариантов расположения ГС это соотношение ниже и изменяется от 0.95 (!) до 1.73. Очевидно, что неудачное расположение ствола ГС будет соответствовать меньшему значению коэффициента плотности сетки скважин. При этом значение параметра х, меньшее единицы, свидетельствует о нецелесообразности бурения горизонтальных стволов добывающих скважин для данных вариантов.

В третьей главе рассматриваются особенности геологического строения и состояние разработки пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения. В настоящее время проблемы стремительного обводнения добываемой продукции и сосредоточения остаточных запасов в низкопроницаемых интервалах коллектора для данного месторождения являются крайне актуальными.

Особенностью геологического строения названных выше пластов являются их высокие послойная v2l и зональная v2z неоднородности проницаемостных свойств коллектора. Так, для пласта АВ13 средняя послойная неоднородность составляет 0.81 отн.ед. Это говорит о том, что в разрезе пласта соседствуют прослои, которые отличаются на порядок и выше.

С помощью примененного в работе подхода определена структура геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения в районе блока G16-04. Структуризация запасов проводится по следующим основным показателям: проницаемости, послойной неоднородности (рисунок 4), зональной неоднородности коллектора. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров ФЕС.

Распределение запасов нефти по послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора показывает, что в коллекторах, проницаемости слоев которых отличаются в 10 и более раз, находятся значительные объемы нефти – около 58 % всех геологических и 50.1 % начальных извлекаемых запасов пласта АВ13.

Рисунок 4 Распределение геологических, подвижных
и извлекаемых запасов нефти пласта АВ13 в районе блока G16-04 Самотлорского месторождения
по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора

Таким образом, анализ структуры запасов нефти пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 в районе блока G16-04 Самотлорского месторождения показывает, что пласты месторождения характеризуются сложным строением, разнородностью свойств коллекторов по пластам, высокой послойной и зональной неоднородностью. Опережающая выработка запасов нефти происходит из высокопроницаемых пропластков, а остаточные запасы нефти сосредоточены в низкопроницаемых прослоях. При наличии гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками для увеличения охвата заводнением необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, такие как нестационарное воздействие, потокоотклоняющие технологии. Перспективным является применение технологий горизонтального бурения в интенсификации выработки запасов нефти из водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных залежей пластов группы АВ.

Сформированная система разработки рассмотренных пластов Самотлорского месторождения на начальном этапе позволяла осуществлять относительно эффективную выработку запасов нефти, однако различающиеся фильтрационно-емкостные свойства коллектора, различная эффективность сформированной системы ППД предопределили их неравномерную выработку на текущий момент времени. Следствием этого является высокий уровень обводнения продукции. Особенно актуально это в отношении пластов АВ13, АВ2-3. Малые показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при недостаточных объемах закачки и низких достигнутых КИН (рисунок 5) свидетельствуют о недостаточно высокой эффективности реализуемой системы ППД и потенциальной возможности ограничения объемов попутно добываемой воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций.

Рисунок 5 Зависимость текущего КИН от обводненности добываемой продукции пласта АВ13 Самотлорского месторождения в районе блока G16-04

Проведенный анализ эффективности разработки в целом 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;
  • 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;
  • применять перспективные технологии горизонтального бурения в интенсификации выработки запасов нефти из водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных залежей пластов группы АВ.

Анализ применяемых на участке технологий МУН показал очень низкую эффективность гидроразрыва пласта (ГРП) (таблица 2), что связано с близостью водоносных или обводнившихся в результате заводнения пластов.

Таблица 2 Успешность ГРП по объектам

Пласт

Количество операций

Количество успешных операций

Средний коэффициент успешности

АВ11-2

39

18

0.49

АВ13

6

1

0.17

АВ2-3

1

0

0

В таких условиях стратегия интенсификации выработки остаточных запасов нефти должна быть построена на технологиях горизонтального бурения. Целью этих мероприятий является регулирование выработки запасов в условиях, когда по причине аварийности или обводненности эксплуатация существующих скважин невозможна, а остаточные запасы в зоне их дренирования достаточно велики. Кроме того, данная технология – мощное средство реанимации пробуренного фонда, выведенного из эксплуатации по ряду причин.

В условиях рассматриваемого участка бурение боковых горизонтальных стволов проводили в обводненных скважинах, часто расположенных близко к рядам нагнетательных скважин или к контуру водонефтяного контакта (ВНК). К моменту остановки этих скважин обводненность продукции превышала 80 %. Положительным фактором бурения БГС является увеличение добычи нефти. Однако по всем введенным в эксплуатацию БГС увеличилась обводненность добываемой продукции.

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






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