WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Вторая глава посвящена выделению особенностей технологии разработки и оценке степени выработки запасов нефти объектов исследования. Эти объекты начали вводиться в пробную эксплуатацию в шестидесятых годах прошлого столетия. Разбуривание их осуществлялось крайне неравномерно и длительное время. При этом на момент анализа объектов плотность сетки скважин (ПСС) по различным участкам изменялась в довольно широких пределах – от 20 до 320 га/скв во внешнем контуре нефтеносности и внутри разрезающих рядов нагнетательных скважин. На отдельных наиболее продуктивных участках ПСС в зоне разбуривания достигала 9–16 га/скв при размещении скважин по равномерной трех- и четырехугольной сетке с расстоянием между скважинами от 300 до 400 м.

Добыча нефти в основном осуществляется с использованием естественной энергии пласта как за счет упругих сил, так и за счет слабого подпора подошвенных и законтурных вод. Конечная нефтеотдача на участках, при разработке на естественном режиме, определяется геолого-физическими свойствами пластов и плотностью сетки скважин и изменяется от 0,05 до 35 % (прогнозирование проводилось с использованием метода А.В.Копытова и кривых падения добычи нефти во времени). Дебиты нефти с течением времени снижаются ввиду как падения пластового давления, так и обводнения добываемой продукции, причем на отдельных участках пластовое давление снизилось ниже давления насыщения и имеет место режим растворенного газа.

Особенностью разработки месторождений является наличие нескольких эксплуатационных горизонтов, совпадающих в плане. При этом во многих скважинах ведется совместная добыча нефти из двух горизонтов, что затрудняет проведение эффективного контроля за процессом выработки запасов. Причем основные запасы, основная добыча нефти и все мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов приходятся на терригенные пласты нижнекаменноугольной системы (бобриковский, радаевский, тульский горизонты). Однако скважины и промысловые коммуникации этих объектов являются существенным резервом добычи нефти из залежей турнейского яруса.

В целях интенсификации процесса разработки и увеличения конечной нефтеотдачи с середины семидесятых годов на отдельных участках с наиболее благоприятной геологической характеристикой организована закачка воды в очаговые нагнетательные скважины. Анализ результатов заводнения показал, что наряду с увеличением дебитов добывающих скважин, окружающих нагнетательные, имеют место и случаи отсутствия роста дебитов. Эффективность закачки при этом определяется геологическим строением пласта и расстояниями между добывающими и нагнетательными скважинами. Широкое распространение получили различные виды СКО, эффективность которых изменяется от 120 до 1800 т/скв, снижается с течением времени и определяется рядом геолого-технологических параметров.

Совершенствование разработки этих объектов с целью повышения степени выработки запасов предусматривается по следующим направлениям:

- бурение и перевод скважин с других эксплуатационных горизонтов с целью уплотнения сетки скважин на участках, не охваченных вытеснением нефти водой. При этом плотность сетки во внешнем контуре нефтеносности должна достигнуть 20–30 га/скв, а на участках с благоприятной геологической характеристикой и в зоне разбуривания – от 9 до 16 га/скв;

- организация и совершенствование систем внутриконтурного заводнения путем бурения новых нагнетательных, перевода обводнившихся добывающих скважин, а также скважин с других горизонтов под нагнетание. Планируется сочетание линейного, очагового и площадного заводнения. Конечная нефтеотдача при этом на отдельных участках должна составить 30–40%.

Третья глава посвящена изучению особенностей соляно-кислотного воздействия на пласт, с целью создания методик и алгоритмов решения проблемных вопросов этого вида воздействия на ПЗП. Решением подобных задач занимались В.И. Азаматов, В.А. Амиян, Ю.В. Антипин, К.Б. Аширов, Н.М. Бакиров, В.Д. Викторин, Г.Б. Выжигин, М.Н. Галлямов, В.А. Илюков, В.Г. Логинов, Н.А. Лыков, В.Н. Майдебор, Ю.В. Маслянцев, И.С. Мищенков, Р.Х. Муслимов, В.Ш. Мухаметшин, А.М. Попов, М.Ф. Путилов, Б.Ф. Сазонов, М.Л. Сургучев, В.А. Суслов, В.П. Шалинов, В.С. Уголев и др.

Обзор работ, посвященных оценке эффективности СКО в различных геолого-промысловых условиях, показал отсутствие единого общепринятого критерия эффективности, что затрудняет сравнение результатов и использование их на практике. Величина эффективности, выраженная через тот или иной критерий, определяется особенностями геологического строения залежей, их коллекторской характеристикой, особенностями технологии эксплуатации скважин и залежей, а также особенностями технологии воздействия. Величина эффективности изменяется в широких пределах, а набор факторов, влияющих на неё, разнообразен в различных условиях, различны степень и характер влияния. Для условий анализируемых объектов не найдены модели, которые можно было бы адаптировать с целью повышения эффективности проведения воздействия.

Решение поставленных задач в условиях анализируемых объектов проводилось путем обобщения опыта проведения соляно-кислотных обработок с использованием непараметрических критериев оценки, суммарных диагностических коэффициентов (СДК), шагового регрессионного анализа (ШРА) и канонических дискриминантных функций (КДФ). В качестве критериев эффективности рассматривались абсолютный и относительный приросты дебита нефти, прирост добычи нефти за время эффекта, относительное увеличение продуктивности скважин, абсолютное и относительное снижение обводненности добываемой продукции.

В качестве независимых переменных, влияющих на успешность и эффективность СКО, рассматривались следующие параметры: начальный коэффициент продуктивности скважин; эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, средняя толщина и количество нефтенасыщенных пропластков в скважине; средневзвешенное значение коэффициента пористости пласта в скважине по данным геофизических исследований; коэффициент нефтенасыщенности; доля пород-коллекторов в общей толщине пласта; вязкость, относительная вязкость, плотность и газосодержание пластовой нефти; давление насыщения нефти газом; глубина залегания продуктивного пласта; начальные пластовые давление и температура; время с начала эксплуатации скважин до момента проведения СКО; максимальный дебит скважины до проведения воздействия; дебит скважины, обводненность продукции, накопленная добыча, текущее пластовое давление и относительное снижение пластового давления на момент проведения обработки; кратность проведения СКО; объём и концентрация соляной кислоты, а также максимальное давление закачки кислоты в пласт.

На основании использования непараметрического критерия Кульбака выявлены наиболее информативные геолого-технологические параметры, оказывающие превалирующее влияние на успешность СКО, оцениваемую по критериям «увеличение дебита нефти» и «снижение обводненности продукции». Результаты исследований позволили определить условия наиболее успешного проведения воздействия, а также дать физическую интерпретацию полученных результатов. Анализ использования критериев эффективности показал, что наибольшие значения успешности находятся в различных интервалах изменения геолого-технологических параметров. Так, успешность воздействия выше по скважинам, имеющим бльшие значения максимального дебита нефти до СКО и меньшие значения на момент проведения операции. Этот факт в условиях залежей высоковязкой нефти объясняется интенсивным отложением солей, смол, асфальтенов и парафинов в призабойной зоне пласта, что необходимо учитывать при выборе скважин для проведения воздействия и при определении технологических параметров СКО.

Полученные результаты легли в основу методики определения необходимых объемов и максимального давления закачки кислоты с целью снижения количества неэффективных операций исходя из геологических особенностей пласта в точке вскрытия его скважиной и технологических особенностей работы скважин и залежей.

Наличие общих интервалов изменения значений значимых геолого-технологических параметров, в которых успешность воздействия и по критерию «дебит нефти», и по критерию «обводненность продукции» больше 50-ти процентов, объясняет тот факт, что в некоторых скважинах наряду с увеличением дебита нефти происходит снижение обводненности добываемой продукции. Кроме того, выявлено отсутствие общего интервала изменения объемов и удельных объемов закачиваемой кислоты. Это указывает на то, что в погоне за дополнительной добычей нефти за счет увеличения объемов закачиваемой кислоты можно получить существенный рост обводненности продукции. В этом случае выбор скважин и технологии воздействия рекомендуется проводить после проведения технико-экономических расчетов.

Для получения однозначного ответа на вопрос об успешности предложена методика, основанная на использовании СДК. Установлены зоны неопределенности. Методика позволяет переводить скважины, попавшие в зоны с отрицательной успешностью и зоны неопределенности, в зоны с однозначно положительной успешностью путем изменения технологических параметров воздействия. Решение задачи возможно при использовании как полного, так и ограниченного объема геолого-промысловой информации. При этом критериями успешности являются как прирост дебита нефти, так и снижение обводненности продукции скважин.

На основании использования уравнений КДФ предложена методика, позволяющая по значениям геолого-технологических параметров устанавливать, к какой группе относится скважина:

- к группе, где получен прирост дебита нефти и снижение обводненности;

- к группе, где получено снижение дебита нефти и обводненности;

- к группе, где получено снижение дебита нефти и увеличение обводненности;

- к группе, где получено увеличение дебита нефти и обводненности.

Методика позволяет при использовании различных объемов информации оперативно принимать управляющее решение, использовать опыт проведения обработок той группы, к которой относится конкретная скважина, провести адаптацию технологии воздействия к конкретным геологическим условиям, провести адресное воздействие на призабойную зону скважин. Для эффективного решения этих задач в осях двух канонических дискриминантных функций определены центроиды и зоны сосредоточения групп скважин, а также границы областей для определения принадлежности скважин к какой-либо группе.

Использование ШРА позволило получить статистические зависимости, которые легли в основу методики прогнозирования эффективности и выбора скважин для воздействия на количественно-качественном уровне, посредством использования шести критериев эффективности: абсолютного и относительного прироста дебита нефти, дополнительной добычи нефти за время эффекта, абсолютного и относительного снижения обводненности, относительного прироста коэффициента продуктивности. Предложенные модели позволяют осуществлять прогноз в различных стадиях разработки месторождения и при различных объемах исходной информации.

Анализ моделей показал, что с увеличением времени эксплуатации скважин и обводненности продукции прирост дебитов, дополнительной добычи нефти и уменьшение обводненности на единицу изменения коэффициента продуктивности снижается. Это легло в основу предложенного комплексного параметра эффективности (), позволяющего решать проблемы прогноза и выбора скважин по единому критерию, который характеризует неиспользованный ресурс добычных возможностей скважин по нефти и позволяет устранить противоречие между приростом дебитов и увеличением обводненности, а также факты прогрессирующего обводнения при использовании больших объемов кислоты.

где – соответственно среднемесячный дебит скважины после и до обработки, т/мес;

– обводненность добываемой продукции после и до проведения воздействия,%;

– продолжительность эффекта, мес.

Исследования показали влияние объема исходной геолого-промысловой информации на точность прогноза параметров эффективности. Этот факт указывает на необходимость организации промысловых исследований перед проведением воздействия на призабойную зону пластов, хотя в отдельных случаях необходимо сопоставление затрат на проведение исследований и обработок с прибылью, получаемой от дополнительной добычи нефти.

В четвертой главе проведено изучение особенностей процесса вытеснения нефти при использовании различных систем внутриконтурного заводнения с целью создания научно-обоснованных методик для повышения

эффективности выработки запасов нефти.

Исследования, проведенные И.И. Абызбаевым, К.Б. Ашировым, В.Е. Андреевым, К.С. Баймухаметовым, М.З. Валитовым, В.Д. Викториным, Г.Б. Выжигиным, А.Т. Горбуновым, Б.Ф. Губановым, Р.Н. Дияшевым, Ф.М. Ефремовым, В.С. Ковалевым, В.И. Колгановым, Ю.А. Котеневым, Н.А. Лыковым, Р.Х. Муслимовым, В.Ш. Мухаметшиным, А.М. Поповым, Р.Г. Рамазановым, Б.Ф. Сазоновым, М.М. Саттаровым, М.Л. Сургучевым, Э.М. Тимашевым, М.А. Токаревым, Н.Ш. Хайрединовым, И.Н. Шустефом и др., показали, что закачка в пласт воды не всегда приносит желаемые результаты из-за сложного геологического строения залежей и несоответствия ему применяемых технологий разработки ввиду отсутствия методической базы, позволяющей решать вопросы повышения эффективности разработки с использованием текущей геолого-промысловой информации.

Для решения этого комплекса вопросов в условиях анализируемых объектов на первом этапе был проведен анализ временных рядов месячной добычи жидкости по добывающим скважинам, находящимся вблизи нагне-тательных, и месячной закачки воды. Использовались промысловые данные по 180-ти парам скважин, в которых не проводилось какое-либо воздействие на призабойную зону с целью исключения посторонних «шумов». Оценка степени и времени реагирования скважин на закачку воды проводилась путем анализа изменения взаимно-корреляционных функций (ВКФ) во времени. За пороговое значение реагирования принималось значение ВКФ, равное 0,5.

На втором этапе изучалось влияние геолого-технологических параметров на успешность закачки. В качестве независимых переменных рассматривались:

- параметры, отражающие начальные условия залегания, геологическую неоднородность, геолого-физические и физико-химические свойства пластов и насыщающих их флюидов;

- параметры, характеризующие технологические особенности работы скважин и пласта: месячная добыча нефти, воды, жидкости, обводненность продукции, накопленная добыча нефти скважин на момент организации закачки в пласт воды, максимальная месячная добыча нефти и время с момента пуска скважин в эксплуатацию до момента организации закачки в пласт воды;

- параметры, характеризующие интенсивность системы заводнения: среднемесячный объем закачки воды за время анализа эффективности, отношение давления закачки к горному давлению, расстояние от нагнетательной до добывающей скважины.

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






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