WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     || 2 | 3 |
УДК 622.276.1

На правах рукописи

ВАФИН БУЛАТ ИЛЬДУСОВИЧ ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ ПОДГАЗОВЫХ ЗОН (НА ПРИМЕРЕ МИХАЙЛОВСКО-КОХАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ) Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2008 2

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология» Научный руководитель - доктор технических наук Владимиров Игорь Вячеславович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор Карамышев Виктор Григорьевич - кандидат технических наук Мукминов Искандер Раисович Ведущая организация - ЗАО «Алойл»

Защита состоится 14 ноября 2008 г. в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 13 октября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук Л.П. Худякова 3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы Выработка запасов нефти, сосредоточенных в подгазовых зонах нефтегазовых залежей и относящихся к категории трудноизвлекаемых, осложнена многофазностью потока в пласте. Это приводит к возникновению ряда негативных процессов: оттеснению нефти в газовую зону, прорыву газа к забою добывающей скважины, прорыву нагнетаемой воды в водяную зону и расформированию нефтяной оторочки, - что отрицательно сказывается на нефтеотдаче этих залежей.

Разработка подгазовых зон традиционными методами характеризуется низкой эффективностью, что связано, прежде всего, с нерентабельными значениями безгазовых (безводных) дебитов вертикальных скважин. К настоящему времени разработано значительное количество подходов, методов и технологий выработки запасов нефти подгазовых зон, в том числе и при помощи горизонтальных скважин (ГС).

Однако остается нерешенным ряд задач, связанных с оптимизацией выработки запасов подгазовых зон. Поэтому данная проблема является актуальной для разработки нефтяных месторождений.

Цель работы - повышение эффективности выработки запасов нефти подгазовых зон на основе оптимального размещения стволов горизонтальных скважин.

Основные задачи исследования:

1. анализ существующих технологий разработки подгазовых зон месторождений;

2. анализ на основе математического моделирования процессов трехфазной (нефть, газ, вода) фильтрации в неоднородных по проницаемости пластах;

3. исследование процессов выработки запасов нефти из пластов с искусственно созданными зонами свободного газа;

4. анализ особенностей геологического строения и разработки пластов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения и определение стратегии повышения эффективности выработки запасов нефти из подгазовых зон.

Методы решения поставленных задач. При решении поставленных задач использованы современные методы обработки исходной статистической информации и математическое моделирование многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах.

Научная новизна 1. Показано, что образование в пласте зон свободного газа существенно осложняет разработку залежи. Возникновение газовых «пробок» является причиной ухудшения гидродинамической связи между зонами закачки и отбора, что может привести к существенным потерям в нефтеотдаче. В пласте с газовыми зонами резко снижаются пластовые давления в области отбора и повышаются – в области закачки. Распределение полей давления позволяет сделать вывод, что наличие свободного газа ухудшает фильтрационные свойства в пространстве между добывающими и нагнетательными скважинами.

2. Получены зависимости коэффициента извлечения нефти (КИН) от объемов зон свободного газа, показывающие, что нефтеотдача пласта снижается с ростом объема выделившегося свободного газа.

3. Установлено, что коэффициент нефтеизвлечения определяется положением ствола добывающей скважины относительно подошвы пласта подгазовой зоны. Для решаемой задачи при ограниченных запасах свободного газа, сопоставимых с запасами нефти, установлено, что оптимальными с точки зрения полноты выработки запасов нефти являются расположение ствола ГС в прикровельной низкопроницаемой зоне пласта, отбор свободного газа вместе с нефтью, частичное заводнение газовой шапки и заводнение высокопроницаемого слоя с максимальной выработкой низкопроницаемых слоев.

На защиту выносятся:

1. стратегические направления ввода в эксплуатацию залежей нефти и газа, длительное время находившихся в консервации;

2. методические подходы к оценке критериев выбора точек для бурения новых горизонтальных скважин;

3. оптимальный набор геолого-технических мероприятий, позволяющий с максимальным экономическим эффектом вывести из консервации залежи нефти и газа кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения.

Практическая ценность результатов работы Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на Михайловско-Коханском месторождении. Внедрение разработанных подходов по оптимальному размещению горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин на Михайловско-Коханском месторождении позволило получить 890 т дополнительно добытой нефти, при этом экономический эффект составил 750 тыс. руб.

Апробация работы Результаты работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2006-2008 гг.), научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2006-2007 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2007-2008 гг.), в ОАО «Самаранефтегаз» нефтяной компании «ЮКОС» (2006-2007 гг).

Публикации и личный вклад автора Основные результаты диссертационной работы опубликованы в научных трудах, в том числе 8 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 179 наименований. Работа изложена на 174 страницах, содержит 5 таблиц, 80 рисунков.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи исследования, показаны научная новизна и практическая ценность.

Первая глава посвящена аналитическому обзору научнотехнической литературы по вопросам разработки подгазовых зон нефтегазовых месторождений, трехфазной фильтрации пластовых флюидов в сложно построенных коллекторах.

Вопросы теории и практики разработки подгазовых зон освещены в трудах Афанасьевой А.В., Боксермана А.А., Егорова Н.Г., Розенберга М.Д., Кундина С.А., Абасова М.Т., Кулиева А.А., Фаткулина А.X., Курбанова А.К., Закирова С.Н., Закирова Э.С., Закирова И.С., Багановой М.Н., Спиридонова А.В., Мищенко И.Т., Хисамутдинова Н.И., Телина А.Г. и других исследователей.

Несмотря на обилие научной и научно-технической литературы, посвященной разработке нефтегазовых залежей, процесс заводнения подгазовых зон пока еще недостаточно исследован. Не совсем ясен механизм процесса вытеснения нефти и газа водой в условиях реальных неоднородных коллекторов. Для изучения процессов фильтрации в подгазовых зонах необходимо создание математических моделей, учитывающих многофазность потока, неоднородность пласта по проницаемости и пространственный характер течения жидкости к системе скважин, как горизонтальных, так и вертикальных. Кроме того, здесь возникает множество задач по оптимизации расположения скважин и режимов их работы.

В залежах с активной пластовой водой при опережающей разработке газовой шапки может быть большой уход нефти в нее. Кроме того, часть нефти будет оставаться в заводненной зоне в виде практически неизвлекаемых запасов. К особенностям нефтегазовых залежей относится равенство начального пластового давления давлению насыщения. При таких условиях любая разработка, допускающая снижение пластового давления, приведет к выделению растворенного газа.

Для повышения нефтеизвлечения их нефтегазовых залежей необходимо внедрять технологию разработки при помощи добывающих горизонтальных скважин, эксплуатируемых в режиме критических безгазовых дебитов нефти, а также нагнетательных горизонтальных скважин. Технология разработки нефтегазовых залежей, создающая напряженное состояние в нефтяной оторочке, позволяет эффективно воздействовать на динамику критических безгазовых дебитов и конечную нефтеотдачу пласта.

Рассмотрена альтернатива классическому режиму эксплуатации добывающих скважин при критических безгазовых дебитах нефти. Показано, что переход на режим при заданном газовом факторе способствует дальнейшей интенсификации отбора нефти из нефтяной оторочки. При этом дополнительная добыча конденсата осуществляется без бурения специальных газовых скважин.

Во второй главе рассматриваются особенности геологического строения и состояния разработки пластов К, К и К кунгурского яруса I+II I II Михайловско-Коханского месторождения.

Михайловско-Коханское месторождение по запасам и добыче нефти относится к крупным нефтяным месторождениям Самарской области.

Эксплуатация месторождения была начата в 1954 г., когда были введены в разработку пласты кунгурского яруса. К моменту перевода залежи в консервацию восточная часть Коханского купола залежи кунгурского пласта К в значительной степени была выработана, и ее разработка была I+II прекращена в 1993 г. Западная часть пластов кунгурских отложений (Михайловско-Марьевский купол) в эксплуатацию не введена (рисунок 1).

В работе показано, что коллекторы пластов К, К и К кунгурского I I+II II яруса Михайловско-Коханского месторождения характеризуются значительной неоднородностью проницаемостных свойств. Большая часть запасов пластов сосредоточена в существенно неоднородных коллекторах, что подразумевает их неравномерную выработку.

Структуризация запасов нефти проводилась по следующим показателям: проницаемости, послойной и зональной неоднородностям коллектора, типу залежи. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Так, для пласта К Коханского и Восточно-Коханского куполов I+II было показано, что основные геологические запасы нефти залежи (75 %) сосредоточены в водонефтяной зоне, из них 21 % - в контактной водонефтяной зоне. Учитывая низкую проницаемость коллектора, данный объект следует отнести к категории объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Распределение скважин пласта К по проницаемости показывает, I+II что выделяются три группы: с проницаемостью менее 10 мД (низкопроницаемые), от 10 до 20 мД и более 20 мД. Соответствующее распределение геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти по данным интервалам проницаемости, приведенное на рисунке 2, позволяет сделать следующие выводы. Более трети геологических запасов (около 40 %) содержится в коллекторах с проницаемостью менее 10 мД. На долю этой категории коллекторов приходится 27 % подвижных и 29 % Рисунок 1 - Карты плотности начальных геологических запасов нефти пластов КI и КI+II (а) и КII (б) кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения извлекаемых запасов. В коллекторах со средней проницаемостью (для условий данной залежи) содержится 34 % всех геологических запасов, 37 % подвижных и почти 37 % начальных извлекаемых запасов нефти. В высокопроницаемых коллекторах (для данной залежи) содержится 26 % геологических, 36 % и 34 % подвижных и извлекаемых запасов нефти соответственно.

более 20 мД от 10 до мД менее 10 мД 0 0.1 0.2 0.3 0.КИН, д.ед.

геологические запасы подвижные запасы менее извлекаемые запасы от 10 до мД 20 мД более мД интервалы проницаемости Рисунок 2 - Распределение запасов нефти залежи по интервалам значений проницаемости коллектора и соответствующих расчетных КИН пласта К I+II Расчетный КИН по интервалам значений проницаемости имеет следующие значения: для коллекторов с проницаемостью менее 10 мД прогнозный КИН составляет 0,173 д.ед., для коллекторов с проницаемостью от 10 до 20 мД – 0,253 д.ед., для коллекторов с проницаемостью более 20 мД – 0,308 д.ед.

Распределение запасов нефти по послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора (рисунок 3) показывает, что в коллекторах, проницаемости слоев которых отличаются в 2 и более раз, находится более 55 % геологических запасов нефти. В сильно неоднородных коллекторах содержится 38 % всех геологических запасов пласта. Распределение расчетного КИН показывает, что наименьшей эффективностью нефтеизвлечения характеризуются сильно неоднородные коллекторы.

нефти, % доля от общего значения запасов более 0.от 0.1 до 0.менее 0.0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.КИН, д.ед.

геологические запасы подвижные запасы менее 0.извлекаемые запасы от 0.1 до 0.5 более 0.интервалы послойной неоднородности Рисунок 3 - Распределение запасов нефти залежи по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора пласта К I+II Коханский участок разрабатывался с 1954 по 1993 гг., затем залежь была законсервирована. Нефтяная залежь была разбурена сеткой добывающих скважин только в восточной половине, вся западная половина залежи не эксплуатировалась (рисунок 1). Залежь длительное время разрабатывалась без поддержания пластового давления (ППД) при типичном режиме растворенного газа, заводнение пласта началось только в 1975 году. Для разработки залежи характерны быстрое снижение добычи нефти, падение давления в залежи и рост газовых факторов.

Обводненность добываемой нефти оставалась все время невысокой и не превышала 3…5 %, что говорит о крайне низкой активности законтурных вод. Описанная динамика технологических показателей характерна для нефтяных залежей, разрабатываемых при режиме растворенного газа.

Pages:     || 2 | 3 |






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