WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Использование последовательного анализа Вальда и критериев Кульбака позволили установить интервалы изменения значений геолого-технологических параметров, в которых успешность будет максимальной. Полученные результаты позволяют проводить диагностирование эффективности мероприятий по совершенствованию систем разработки путем перевода добывающих скважин под нагнетание на участках с различной геологической неоднородностью и находящихся в разработке, планировать объемы и давления закачки. Однако выводы при этом носят вероятностный характер.

С целью получения возможности однозначного ответа на вопрос о взаимодействии скважин были рассчитаны значения СДК по парам скважин (рисунок 1) по девяти различным вариантам.

суммарный диагностический коэффициент

+

– интервал изменения значений СДК по скважинам,

прореагировавшим на закачку воды;

– интервал изменения значений СДК по скважинам,

не прореагировавшим на закачку воды;

±

– зона неопределенности;

– процент скважин, прореагировавших и не прореагировавших на

закачку воды;

– процент скважин в зоне неопределенности

Рисунок 1 – Распределение скважин в зависимости от изменения значений суммарных диагностических коэффициентов

Полученные результаты, их анализ, использование распределений СДК позволяют: определить минимальное количество параметров, необходимых для определения скважин, которые прореагируют на закачку воды в конкретно выбранную нагнетательную скважину; получить при диагностировании однозначный ответ на вопрос об успешности; проводить на качественном уровне выбор добывающих скважин для перевода их под нагнетание на залежах, находящихся в разработке; ориентировочно выбирать интенсивность систем заводнения на залежах с различной геологической характеристикой, вводимых в разработку; путем изменения параметров, характеризующих интенсивность заводнения, переводить скважины из зон с отрицательным эффектом и зон неопределенности в зоны с положительным эффектом; проводить диагностирование и выбор добывающих скважин для перевода их под нагнетание при различных объемах промысловой информации и в различных стадиях разработки (после пуска скважин в эксплуатацию, когда отсутствуют надежные данные о технологических параметрах работы скважин, используется один вариант, при отсутствии надежных данных о геолого-физических свойствах пласта – другой вариант).

Однако при использовании метода СДК около 30 % скважин все же попадают в зоны неопределенности. Для устранения этого недостатка, повышения разрешающих способностей при диагностировании, упрощения расчетов, снижения их трудоемкости, а также для контроля полученных результатов и более четкого разделения скважин был использован метод КДФ. Расчеты велись по шести вариантам, которые отличались различным набором параметров. Анализ показал, что при использовании метода КДФ количество скважин в зоне неопределенности () по сравнению с методом СДК уменьшается в среднем в 5,6 раза, а зона неопределенности () уменьшается в 3,1 раза (таблица 1).

Полученные уравнения и распределение скважин в осях КДФ позволяют оценивать успешность внедрения той или иной системы заводнения, выбирать добывающие скважины для перевода их под нагнетание, оценивать на стадии

Таблица 1 – Относительные значения интервалов и площадей зон неопределенности, количества скважин в них по вариантам расчета с использованием методов СДК и КДФ

Параметр

Метод

Значения параметров по вариантам расчета

1

2

3

4

5

6

,%

СДК

21

23

28

30

44

40

КДФ

4

4

4

4

7

10

,%

СДК

8

57

60

59

61

46

КДФ

8

10

9

11

25

30

составления первых проектных документов плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, давления и объемы закачки в пласт воды.

Для прогнозирования зон, где возможны катастрофические прорывы воды, был проведен анализ с использованием метода КДФ для значений ВКФ от 0,5 до 0,7 и более 0,7. Полученные уравнения и распределение скважин в осях КДФ позволяют упреждать интенсивное обводнение скважин и снижение степени выработки запасов нефти.

В заключительной части главы проведено геолого-статистическое моделирование, позволившее получить уравнения для прогноза степени гидродинамического взаимодействия скважин с использованием косвенной геолого-промысловой информации. Анализ моделей показал, что параметры, отражающие особенности геологического строения залежей, характеризуются более тесной связью с ВКФ, чем параметры, характеризующие свойства пластовых флюидов, технологические особенности работы скважин и залежей, интенсивность системы заводнения и начальные условия залегания пластов.

Установлено, что участки залежей, имеющие более высокие значения общей и эффективной нефтенасыщенной толщины, средней толщины нефтенасыщенных пропластков, коэффициентов пористости, проницаемости и продуктивности характеризуются лучшей гидродинамической связью добыва-ющих и нагнетательных скважин. Анализ влияния параметров, отражающих геологическую неоднородность, также показывает, что участки, имеющие бльшую расчлененность, меньшую долю пород-коллекторов в общей толщине пласта и бльшие значения комплексного показателя неоднородности, характеризуются меньшими значениями ВКФ, причем наибольшее значение корреляционного отношения среди парных зависимостей имеет зависимость ВКФ от комплексного показателя неоднородности (по М.А. Токареву).

Анализ влияния технологических параметров показал, что участки, на которых скважины имеют бльшие значения добычи нефти, воды, жидкости, максимальной добычи нефти на момент организации закачки воды, характеризуются и бльшими значениями ВКФ. С течением времени, по мере обводнения продукции скважин и увеличения накопленной добычи нефти, также происходит рост ВКФ, что объясняется снижением фильтрационных сопротивлений пласта в результате замены нефтенасыщенного объема пор менее вязкой жидкостью, а именно – пластовой и закачиваемой водой.

В группе параметров, отражающих интенсивность системы заводнения, наиболее тесной связью с ВКФ характеризуется отношение давления закачки к вертикальному горному давлению. Далее следуют расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами и объем закачки воды в пласт.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1 На основе обобщения результатов исследования выявлены геолого-технологические параметры, оказывающие превалирующее влияние на успешность СКО, оцениваемую по критериям «увеличение дебита нефти» и «снижение обводненности продукции», предложена методика определения необходимых объемов и максимального давления закачки кислоты исходя из геологических особенностей пласта и технологических особенностей работы скважин и залежей.

2 Разработана методика, основанная на использовании СДК, позволяющая дать однозначный ответ на вопрос об успешности СКО. Методика позволяет переводить скважины, попавшие в зоны с отрицательной успешностью и зоны неопределенности, в зоны с положительной успешностью путем изменения технологических параметров воздействия. На основании использования уравнений КДФ предложен алгоритм адаптации технологии воздействия к конкретным геологическим условиям и адресного воздействия на призабойную зону скважин.

3 Предложен метод прогнозирования эффективности СКО скважин с использованием полученных уравнений регрессии по шести критериям эффективности: абсолютному и относительному приросту дебита нефти, дополнительной добычи нефти за время эффекта, абсолютному и относительному снижению обводненности, относительному приросту коэффициента продуктивности. Для решения проблемы прогноза и выбора скважин предложен комплексный параметр эффективности, характеризующий неиспользованный ресурс добывных возможностей скважин по нефти и устраняющий противоречие между приростом дебитов и увеличением обводненности скважин. Разработанные методики и построенные модели позволяют проводить сравнение и определять эффективность других методов воздействия на ПЗП по отношению к соляно-кислотным обработкам.

4 Определены геолого-технологические условия наиболее успешного применения закачки воды в карбонатные пласты, содержащие высоковязкую нефть. Установлено, что основное влияние на степень гидродинамического взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин оказывают параметры, отражающие особенности геологического строения залежей, и параметры, характеризующие интенсивность системы внутриконтурного заводнения: расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, отношение давления закачки к вертикальному горному давлению и объем закачки воды.

5 Предложен комплекс методик, позволяющих:

- проводить обоснование выбора очагов под нагнетание путем перевода добывающих скважин под закачку или бурения дополнительных нагнетательных скважин по залежам, находящимся в разработке, а также снижать неблагоприятное влияние геологической неоднородности на взаимодействие скважин путем регулирования давлений и объемов закачки воды;

- на стадии составления первых проектных документов дифференцированно по участкам оценивать параметры интенсивности систем заводнения, плотность сетки скважин и целесообразность закачки в пласт воды при предполагаемой сетке скважин;

- путем регулирования технологических параметров воздействия переводить скважины из разряда «невзаимодействующих» в разряд «взаимодействующих»;

- дифференцировать скважины по их расположению в осях КДФ на нереагирующие, слабореагирующие и сильнореагирующие с целью предотвращения случаев катастрофического обводнения добывающих скважин;

- прогнозировать интенсивность гидродинамического взаимодействия скважин в различных геолого-промысловых условиях для достижения максимально-возможного соответствия технологических параметров заводнения особенностям геологического строения залежей и обоснования выбора участков для применения методов увеличения нефтеотдачи.

Список публикаций по теме диссертации

1 Мухаметшин В.В. Обобщение опыта проведения соляно-кислотных обработок с целью повышения эффективности контроля и регулирования процесса воздействия в условиях залежей высоковязкой нефти турнейского яруса. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. – 114 с.

2 Мухаметшин В.В. К вопросу об оценке эффективности воздействия на призабойную зону скважин // Нефть и газ 2006. Секция «Разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение скважин»: материалы 60-й Юбилейной Межвузовской студенческой научной конференции. – М.: Изд-во «Нефть и газ», 2006. – С. 8.

3 Зейгман Ю.В. Геолого-статистическое моделирование эффективности соляно-кислотного воздействия (СКВ) / Зейгман Ю.В., Мухаметшин В.В. // Актуальные проблемы нефтегазового дела: сб. науч. тр. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. – Т.1. – С. 136–141.

4 Мухаметшин В.В. Геолого-технологическое обоснование повышения успешности соляно-кислотных обработок (СКО) скважин // Актуальные проблемы нефтегазового дела: сб. науч. тр. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. – Т.2. – С. 83–87.

5 Мухаметшин В.В. Создание методических основ повышения эффективности проведения соляно-кислотных обработок скважин // Сб. докл. науч.-техн. конф. – Бугульма: ТатНИПИнефть, 2006.– С. 287–291.

6 Мухаметшин В.В. Использование дискриминантного анализа для повышения успешности проведения воздействия на призабойную зону пласта // Проблемы нефтегазового дела: материалы Междунар. науч.-техн. конф. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. – С. 28–29.

7 Мухаметшин В.В. Обоснование технологических решений при проведении соляно-кислотных обработок (СКО) скважин // Проблемы нефтегазового дела: материалы Междунар. науч.-техн. конф. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. – С. 30–31.

8 Мухаметшин В.В. О повышении успешности проведения соляно-кислотных обработок в условиях турнейских залежей высоковязкой нефти // Проблемы нефтегазового дела: материалы Междунар. науч.-техн. конф. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. – С. 31–32.

9 Мухаметшин В.В. Адаптация соляно-кислотного воздействия на залежи в карбонатных коллекторах // Нефтегазовое дело. – 2006. – Т.4, №1. – С. 127–131.

10 Мухаметшин В.В. Геолого-промысловое обоснование для решения задач оптимизации очагового заводнения залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах // Нефть и газ 2007. Секция «Разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение скважин»: материалы 61-й студенческой науч. конф.– М.: Изд-во «Нефть и газ», 2007. – С. 106.

11 Мухаметшин В.В. О решении проблем заводнения залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах / Мухаметшин В.В., Салимга-реев Т.Ф. // Проблемы недропользования. – СПб., 2008. – Т.174. – С. 50–52.

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






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