WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Рисунок 1 Зависимость коэффициента извлечения нефти
от обводненности добываемой продукции для разработки контактной водонефтяной зоны с различными объемами переходной зоны (v1=2v2)

Рассмотренные различные случаи строения пласта контактной ВНЗ с переходной зоной и варианты заводнения однозначно показали, что наибольшей эффективностью обладает «перекрестная» схема перфорации, когда добывающая скважина перфорирована на нефтенасыщенный интервал, а нагнетательная на водонасыщенный интервал. Это связано с оптимальным сочетанием процессов вытеснения нефти по вертикали и вдоль напластования.

В работе рассмотрен процесс извлечения нефти из ВНЗ с переходной зоной с применением горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. Использовалась профильная модель пласта. Ствол горизонтальной добывающей скважины располагается на расстоянии ZДГС от подошвы пласта, а ствол нагнетательной горизонтальной скважины - на расстоянии ZНГС. Стволы скважин параллельны друг другу и находятся на расстоянии Lx. Пласт относится к контактной ВНЗ с переходной зоной. Рассматриваемая модель пласта представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 Профильная линейная модель пласта водонефтяной зоны
с переходной зоной (изолиниями показано поле насыщенности третьей фазы (загущенной) окисленной нефти)

Обобщенная зависимость конечного КИН от положений стволов добывающей и нагнетательной ГС представлена на рисунке 3. На рисунке видно, что наибольший КИН обеспечивается расположением нагнетательной скважины в водонасыщенной части пласта ВНЗ. При этом зависимость от положения ствола ДГС более слабая, что позволяет надеяться на эффективную выработку запасов нефти при организации «перекрестной» схемы заводнения пласта. Вместе с тем, при расположении ствола нагнетательной ГС в нефтенасыщенной части пласта зависимость КИН от положения ствола ДГС становится более значимой.

Рисунок 3 Обобщенная зависимость конечного КИН от положений стволов добывающей и нагнетательной ГС (контактная ВНЗ с переходной зоной, проницаемость коллектора – 1 мкм2)

Полученные результаты позволяют сделать следующие выводы. Расположение стволов добывающей и нагнетательной ГС по толщине пласта ВНЗ с переходной зоной существенно влияет на эффективность выработки запасов нефти. При этом большее влияние на конечный КИН оказывает расположение ствола нагнетательной ГС. При оптимальном расположении ствола нагнетательной ГС в водонасыщенной части пласта ошибки в проводке ствола добывающей ГС в нефтенасыщенной части пласта ВНЗ с ПЗ не приведут к значительным потерям извлекаемых запасов нефти.

Расчеты показывают, что для случая разработки однородного по проницаемости пласта ВНЗ с ПЗ «перекрестная» схема расположения стволов ГС является наиболее эффективной, что и подтверждают выводы работы.

Рассмотренные модели пластов показали универсальность эффективного применения «перекрестной» схемы расположения стволов добывающей и нагнетательной горизонтальных скважин как в однородных по проницаемости пластах ВНЗ с переходной зоной, так и в послойно-неоднородных пластах. Необходимо отметить, что при расположении ствола НГС в подошвенной части водонасыщенного слоя оптимальное положение ДГС в нефтенасыщенном слое пласта
по-разному определяется для однородного и неоднородного по проницаемости коллекторов. Если в однородном пласте зависимость конечного КИН от размещения ДГС в нефтенасыщенном слое слабая, то в неоднородном по проницаемости пласте она выражена более ярко, особенно в пластах с низкопроницаемым нефтенасыщенным слоем.

В третьей главе рассматриваются особенности геологического строения и состояние разработки пласта БВ81-3 Самотлорского месторождения. В настоящее время проблемы стремительного обводнения добываемой продукции и сосредоточения остаточных запасов в низкопроницаемых интервалах коллектора пласта являются крайне актуальными. Разработка данного объекта осложнена, помимо прочего, наличием обширных контактных водонефтяных зон.

Проведена структуризация запасов по следующим основным показателям: проницаемости, послойной неоднородности, зональной неоднородности коллектора. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). В качестве примера на рисунке 4 представлено распределение геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти по показателю послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора по всем рассматриваемым залежам пласта БВ81-3.

Анализ полученных данных позволяет сделать следующие заключения. Подавляющий объем геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пласта БВ81-3 (80 % геологических и 84 % извлекаемых) сосредоточен в коллекторах с проницаемостью более 100 мД. При этом на долю высокопроницаемых коллекторов с проницаемостью более 500 мД приходится 29.0 % геологических и 32.8 % извлекаемых запасов нефти.

Распределение запасов нефти по неоднородности проницаемостных свойств коллектора показывает, что большая часть запасов нефти (около 96 %) сосредоточена в неоднородных коллекторах (рисунок 4). Из них на долю сильно неоднородных по разрезу коллекторов (послойная неоднородность более 1) приходится около 62 % геологических и 53 % извлекаемых запасов нефти. Это означает, что при одновременной эксплуатации прослоев выработка запасов происходит крайне неравномерно. В такой ситуации применение технологий, направленных на увеличение охвата воздействием (потокоотклоняющие, нестационарные технологии), может дать значительный технологический эффект.

Рисунок 4 Распределение начальных геологических, подвижных
и извлекаемых запасов нефти пласта БВ81-3 Самотлорского месторождения по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора

Таким образом, анализ структуры запасов нефти залежей пласта БВ81-3 Самотлорского месторождения показывает, что объект разработки характеризуется сложным строением, разнородностью свойств коллекторов по пластам, высокой послойной и зональной неоднородностью, наличием обширных водонефтяных зон. Все это предполагает неравномерную выработку запасов. Для увеличения охвата заводнением и вовлечения в процесс разработки ранее недренируемых зон необходимо применение потокоотклоняющих, нестационарных технологий и зарезка боковых горизонтальных стволов. Более половины запасов нефти сосредоточено в водонефтяных залежах. Вязкость нефти в пластовых условиях в 4 раза превышает вязкость воды. В данных условиях предпочтительной является разработка объекта с заданной обводненностью при рентабельных дебитах скважин. Перспективным является применение технологий горизонтального бурения для интенсификации выработки запасов нефти из водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных залежей пласта БВ81-3.

На основе проведенного анализа состояния разработки залежей нефти пласта БВ81-3 Самотлорского месторождения можно сделать следующие выводы. Сформированная система разработки пласта БВ81-3 Самотлорского месторождения позволяет осуществлять относительно эффективную выработку запасов данного объекта, однако различающиеся фильтрационно-емкостные свойства коллектора и различная эффективность сформированной системы поддержания пластового давления (ППД) предопределили неравномерную выработку объекта на текущий момент времени. Рассмотренные нефтяные залежи характеризуются высоким уровнем обводнения продукции. Особенно актуально это в отношении Северо-Сенчинской и Северо-Западно-Черногорской залежей. Низкие показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при недостаточных объемах закачки и низких достигнутых КИН 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).

Рисунок 5 Зависимость текущего КИН от обводненности добываемой продукции Северо-Западно-Черногорской залежи пласта БВ81-3 (район скважины 1235р)

В результате длительной эксплуатации пласта БВ81-3 образовались области, не вовлеченные в процесс разработки существующим фондом скважин. Анализ особенностей геологического строения данных областей и основных показателей эксплуатации показал, что для выработки остаточных запасов пласта БВ81-3 требуется бурение боковых горизонтальных стволов.

Большая часть запасов пласта БВ81-3 сосредоточена в залежах типа ВНЗ. Поэтому для избежания отсечения части запасов из процесса разработки в результате быстрого обводнения скважин подошвенной водой рекомендуется устанавливать отборы жидкости не выше 150 т/сут, т.к. на основе анализа промысловых данных было установлено, что большие значения дебитов жидкости приводят к резкому обводнению продукции скважин (рисунок 6).

Для повышения эффективности бурения БГС необходим детальный анализ режима эксплуатации выбранного участка. На основании проведенного анализа рекомендуется формирование комплексной системы геолого-технических мероприятий, направленной на увеличение конечной нефтеотдачи пласта. В частности, необходимо рассмотреть возможность оптимизации сложившейся системы ППД (организация дополнительных очагов заводнения, увеличение приемистости работающих скважин, организация нестационарного заводнения, применение потокоотклоняющих технологий).

Рисунок 6 Зависимость обводненности добываемой продукции
от дебита по жидкости для скважин Северо-Западно-Черногорской залежи пласта БВ81-3 (район скважины 1235р)

В четвертой главе предложен комплекс геолого-технических мероприятий для повышения эффективности действующей системы разработки, основным элементом которого стали зарезки боковых горизонтальных стволов.

Описан алгоритм принятия решения об интенсификации выработки частично заводненных водонефтяных залежей бурением горизонтальных стволов. Он состоит из ряда ветвей решений, основными из которых являются выбор участка для
бурения горизонтальной скважины и выбор скважины для зарезки БГС (рисунок 7).

Объекты, разрабатываемые с помощью горизонтальных технологий, относятся к сложно построенным. Поэтому одной из составляющих успешности бурения ГС является хорошая изученность объекта, высокая информативность базы геофизических исследований скважин (ГИС) и детальная геологическая модель объекта. Отметим, что низкая вертикальная проницаемость снижает эффективность ГС. В пластах с высокой степенью расчлененности и наличием непроницаемых разделов целесообразнее бурение наклонных скважин, гарантированно пересекающих все пропластки.

В – вода; Н – нефть; ЧНЗ – чистонефтяная зона;

ВНЗК – водонефтяная зона контактная

Рисунок 7 Критерии выбора скважины для зарезки БГС

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. Бурение ГС не всегда является предпочтительнее использования вертикальной или наклонной скважины. На основе численного моделирования необходимо определение оптимального направления бурения и длины ствола скважины.

Зарезка бокового ствола из существующей скважины существенно снижает затраты на бурение. Поэтому необходимо рассмотреть, в первую очередь, возможность зарезки БГС в скважинах, дальнейшая эксплуатация которых невозможна по причине высокой обводненности или аварийности, а остаточные запасы в зоне их дренирования достаточно высоки. Скважины, рекомендуемые для бурения вторых горизонтальных стволов, выбирались с учетом особенностей геологического строения областей, дренируемых данными скважинами, и основных технологических показателей эксплуатации скважин.

На основании полученных выше результатов были сформированы первоочередные ГТМ по повышению эффективности разработки рассматриваемого участка (таблица 1).

Таблица 1 Оценка технологической эффективности бурения рекомендуемых БГС

Залежь

скважины

Дата проведения ГТМ

Тех. показатели после ГТМ

Добыча за 5 лет, тыс. т

дебит нефти, м3/сут

обводненность, д.ед.

нефти

жидкости

Западно-Черногорская

50643-2

01.02.2010

19.85

0.60

9.68

76.78

50607-2

01.02.2010

24.55

0.51

17.33

76.78

5716-2

01.02.2010

9.53

0.81

7.75

76.78

50596-2

01.02.2010

12.58

0.75

7.63

76.78

Южно-Сенчинская

61361-2

28.02.2010

36.63

0.63

12.69

151.30

Pages:     | 1 || 3 |






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