WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Анализ динамики пластового давления продуктивных пластов кунгура Коханского участка показал, что интенсивное разбуривание залежи в 50-х годах и значительный рост отборов пластовой продукции привели к значительному падению текущих пластовых давлений.

Максимальный годовой отбор нефти по залежи был достигнут в 1958 году.

Соответственно в 1957 году пластовое давление снизилось на 1,2 МПа от первоначального и составило лишь 4,2 МПа, что ниже давления запасов нефти, % доля от общего значения насыщения нефти газом. Таким образом, в залежи сформировался режим растворенного газа. В ряде скважин рос текущий газовый фактор нефти, что приводило к остановке некоторых из них. К концу 1974 года пластовое давление в залежи снизилось до 0,5 МПа. В связи с этим в 1975 году была сформирована система поддержания пластового давления, при этом годовая компенсация отборов закачкой составляла тысячи процентов.

Несмотря на это, ощутимого эффекта в области роста продуктивности добывающих скважин за три года проведения закачки получено не было.

Нефтяная залежь была столь глубоко разгазирована, что в первые годы закачки воды рост давления практически отсутствовал – огромный объем выделившегося газа обладал огромной сжимаемостью, а величина закачки была не очень большой. К моменту консервации залежи в 1993 г.

суммарная компенсация отбора закачкой составила 47 %. К этому моменту нефтеотдача на Коханском участке достигла 0,09 д.ед, а на разбуренной части залежи – 0,124 д.ед. при утвержденной величине КИН 0,163 д.ед.

Несмотря на высокую плотность сетки скважин (на некоторых участках доходит до 2,5 га/скв), низкая проницаемость коллектора, неактивные законтурные воды, длительная эксплуатация без поддержания пластового давления привели к значительным изменениям ФЕС коллектора и свойств пластовых флюидов. Поэтому для продолжения эксплуатации залежей нефти разрабатываются новые комплексные геолого-технические мероприятия, в основу которых положены дальнейшее разбуривание горизонтальными стволами, модернизация заводнения и применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

В третьей главе приведены результаты теоретических исследований процессов трехфазной фильтрации в пластах с послойно-неоднородным по проницаемости коллектором.

Исследования проводились при помощи математической профильной модели послойно-неоднородного по проницаемости пласта.

Процесс водонапорного вытеснения происходит в присутствии трех фаз – нефти, газа и воды - при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, т.е. в условиях применимости -модели. Движение пластовых флюидов поддерживается созданием постоянного перепада давления на входе и выходе из пласта, а кровля и подошва пласта являются непроницаемыми. На вход в пласт подается вода (рисунок 4).

В результате ряда причин в толще пласта образовалась зона свободного газа (газовая «пробка»). Длина модельного пласта L = 400 м, x толщина L = 10 м. Соотношение продольной (вдоль x) и поперечной z (вдоль z) проницаемостей K /K = 0,1. Соотношение вязкостей нефти и z x µ / µ = 0,1. Значения упругоемкости воды µ o / µ w = 2,5, газа и воды g w воды, нефти, газа и скелета породы соответственно равны = 3,7 10- 10 Па- 1, = 5,7 10- 10 Па- 1, = 4,510- 10 Па- 1, = 1,510- 8 Па-.

w o c g Начальное пластовое давление p = 1,15107 Па, максимальное давление на входе в пласт (забой нагнетательной скважины) – 1,5p, на выходе из пласта (забой добывающей скважины) - 0,5p при масштабе времени 1 отн.ед. = 1,06 сут.

Рисунок 4 - Профильная модель пласта с зоной свободного газа.

Цветом показано начальное поле нефтенасыщенности, изолиниями – поле газонасыщенности Открытая пористость модели пласта составляет m = 0,24 д.ед., соответствующая ей абсолютная проницаемость K = 1 мкм2. Начальная x нефтенасыщенность в основном объеме пласта составляет 0,9 д.ед., а в области газовой «пробки» - 0,2 д.ед. Газонасыщенность свободного газа в основном объеме пласта близка 0, а в области газовой «пробки» достигает 0,7 д.ед.

Анализ полученных модельных результатов показал, что в результате пуска скважин происходит быстрое и значительное снижение давления в области отбора. Граница области пониженного давления практически совпадает с внешней границей области повышенной газонасыщенности. При этом в зоне закачки воды происходит быстрое повышение пластового давления. Зона максимального градиента давлений совпадает с начальной границей зоны повышенной газонасыщенности, что можно интерпретировать как возникновение области с ухудшенными фильтрационными параметрами. В начальный период наблюдается резкое падение дебита нефти как для пласта с газовой «пробкой», так и для чисто нефтяного пласта. Это падение связано со снижением пластового давления. Однако темпы снижения дебитов для различных пластов разные.

Так, для пласта с газовой зоной в начальный период наблюдается плавное снижение дебита нефти, а после прорыва газа – очень сильное. При этом в этот же период дебит нефти чисто нефтяного пласта многократно превышает дебит нефти пласта с газовой зоной. Плавное снижение дебита нефти в начальный период связано с менее интенсивным уменьшением пластового давления, т.к. газовая зона, легко расширяясь при снижении давления, подпитывает энергией призабойную зону пласта.

В период прорыва газа к забою добывающей скважины пластовое давление в зоне отбора резко снижается, практически до величины забойного давления (рисунок 5). По мере отбора запасов свободного газа пластовое давление возрастает, затем при подходе нефтяной оторочки стабилизируется и при приближении фронта вытеснения возрастает до максимальной величины. Аналогичное поведение характерно для пластового давления в зоне отбора чисто нефтяного пласта, за исключением периода значительного снижения при прорыве газа. В зоне закачки пластовое давление сначала снижается (это в большей степени характерно для пласта с газовой зоной), что обеспечивает более медленное падение приемистости в начальный период. Затем происходят резкое возрастание пластового давления в области закачки и снижение приемистости нагнетательной скважины. Такое поведение системы можно интерпретировать как отсутствие или ухудшение гидродинамической связи между зонами отбора и закачки.

пластовое давление в зоне закачки (v1) пластовое давление в зоне отбора (v1) пластовое давление в зоне отбора (база) 1.0 1.пластовое давление в зоне закачки (база) 0.9 1.0.8 1.0.7 1.0.6 1.0.5 1.0 200 400 600 800 время, отн.ед.

Рисунок 5 - Динамика пластового давления в зонах отбора и закачки при разработке модельного пласта с зоной свободного газа (v1) и без нее (база) Сравнивая относительные величины, характеризующие выработку запасов нефти по КИН и обводненности (рисунок 6), можно отметить, что наличие газовой зоны снижает эффективность нефтеизвлечения. Так, для условий рассмотренной задачи это снижение составило 0,17 д.ед., что является значительной величиной. При этом с увеличением объемов пластовое давление в зоне отбора, отн. ед.

пластовое давление в зоне закачки, отн. ед.

свободного газа в пласте происходит снижение значения коэффициента нефтеизвлечения.

1.КИН (v1) КИН (база) 0.0.0.0.0.0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.обводненность, д.ед.

Рисунок 6 - Зависимость текущего КИН от обводненности при разработке модельного пласта с зоной свободного газа (v1) и без нее (база) Рассмотрены вопросы, связанные с оптимальным расположением стволов горизонтальных скважин, эксплуатирующих контактные газо-, нефте- и водонасыщенные зоны залежей.

Исследования проводились на модели, представляющей собой единый проницаемый пласт с газонасыщенным верхним, нефтенасыщенным средним интервалами и водонасыщенной нижней частью с хорошей гидродинамической связью между газо-, нефте- и водонасыщенными зонами. При этом мощности газо-, нефте-, водонасыщенных интервалов сопоставимы друг с другом. Данная модель хорошо описывает нефтегазонасыщенные пласты кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения.

Изучен процесс извлечения нефти из газо-, нефте- и водонасыщенных зон с применением горизонтальной скважины. Так как наиболее интересными являются процессы прорыва подошвенной воды текущий КИН, д.ед.

и прикровельного газа к стволу скважины, то исследование закономерностей нефтеизвлечения проведем на профильной модели пласта. При этом фильтрационно-емкостные свойства пласта приняты неизменяющимися вдоль ствола горизонтальной скважины, что позволяет применить 2D модель. Ствол скважины располагается на расстоянии Z от подошвы пласта, на расстоянии H от зеркала 0 zw водонефтяного контакта (ВНК) и H от газонефтяного контакта, zg параллелен линии нагнетания воды и находится от него на расстоянии X. Пласт является послойно неоднородным по своим коллекторским характеристикам и анизотропным по проницаемостным свойствам с Kz коэффициентом анизотропии. Водонефтяная и газонефтяная зоны Kx имеют переходные области, в которых газонасыщенность и водонасыщенность меняются плавно по вертикали.

Пласт представлен тремя слоями, средний из которых является высокопроницаемым. Соотношение проницаемости слоев, наряду с положением ствола ГС, является одним из переменных параметров задачи.

Проницаемость высокопроницаемого слоя оставалась неизменно равной 0,10 мкм2, а проницаемости низкопроницаемых слоев изменялись от 0,до 0,10 мкм2. Соотношение горизонтальной (вдоль x) и вертикальной (вдоль z) компонент тензора проницаемости K /K равнялось 0,1.

z x Начальное безразмерное пластовое давление p = 1, давление на входе в пласт - 1,5p, на выходе из пласта (забой горизонтальной добывающей скважины) - 0,5p при условии непротекания на границе пласта x = 0.

Кровля и подошва пласта считаются непроницаемыми.

Для рассмотренной модели 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 (рисунок 7).

0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.7 0.0.0.0.0.Рисунок 7 - Зависимость коэффициента извлечения нефти подгазовой зоны от положения ствола скважины и соотношения проницаемостей высоко- и низкопроницаемых слоев коллектора В четвертой главе изложены основные положения нового подхода к оптимальному вводу в эксплуатацию залежей нефти, длительное время находящихся в консервации.

Для ввода залежей в эксплуатацию после длительной консервации предусматривается двустадийная технология разработки. На первом этапе, как на Михайловско-Марьевском, так и на Коханском куполах, предусматривается выделение опытных участков, на которых будут в первую очередь реализованы основные технологические решения - бурение сетки горизонтальных добывающих скважин с последующим их переводом под нагнетание при падении пластового давления, а также вертикальных нагнетательных скважин приконтурного и барьерного рядов.

При этом будет использоваться оптимальная схема перфорации пластов в добывающих и нагнетательных скважинах, а также оптимальное.

д е.

д, Н И К п о л о о ж к о е с н.

ы и в д е е й.

с е н т т т во с о о, л в м а е е о Г л ца С с и н Z х о ы, р м д п е.

е е и д ца н и.

е н о ш р о п н о т к о з о и с н и расположение стволов горизонтальных скважин. На данных участках будет организована опытно-промышленная эксплуатация. По результатам разбуривания данных участков и показателям эксплуатации вновь пробуренных скважин будут уточняться фильтрационно-емкостные свойства пластов и гидродинамические характеристики скважин. По мере поступления новых данных будут корректироваться дальнейшее разбуривание залежей, местоположения и конструкции новых скважин, темпы отборов жидкости и газа из нефтяных и газовых скважин, технологии интенсификации выработки.

Так как залежи кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения представляют собой изолированные залежи с неактивной законтурной водоносной областью, поэтому большое внимание уделяется формированию системы ППД с начала создания системы разработки.

С учетом опыта разработки пластов кунгурского яруса основные направления ввода залежей из консервации в разработку можно определить следующим образом.

1. Начальные дебиты скважин по нефти на Коханском куполе пласта К не превышали 4…5 т/сут и имели тенденцию быстрого, в I+II течение нескольких лет, снижения до 1 т/сут. Разработка нефтяной залежи осуществлялась на режиме растворенного газа без создания системы ППД. Кроме того, снижение пластового давления привело к смыканию части трещин в поровотрещиноватом пласте К. С целью получения более высоких I+II начальных дебитов скважин по нефти кунгурские отложения Михайловско-Коханского месторождения рекомендуется разбуривать системой горизонтальных скважин в пределах 4метровой начальной нефтенасыщенной толщины пластов. На восточном участке Коханского купола взамен ликвидированных скважин бурится новый фонд по треугольной сетке с расположением забоев между забоями ликвидированных скважин, то есть новая сетка скважин вписывается в старую ликвидированную сетку скважин. Вертикальные скважины размещаются в пределах 2-метровой нефтенасыщенной изопахиты, ГС - 4-метровой нефтенасыщенной изопахиты.

Организуется семиточечная система водогазового воздействия на пласты, которая в приконтурных областях переходит в избирательную систему заводнения. Бурение новых скважин начинается с центральных зон залежи, имеющих наибольшую нефтенасыщенную толщину пластов. В неразбуренных зонах бурение скважин осуществляется по принципу «от известного – к неизвестному».

2. Разработку залежей нефти кунгурского яруса пласта К II Михайловского и Марьевского куполов предлагается проводить с использованием барьерного заводнения в области газонефтяного контакта с одновременным отбором газа из газовых шапок, в результате чего будут предотвращены прорывы газа к забоям нефтяных скважин и попадание нефти в газоносную область.

Пласт К на данном куполе является объектом возврата и I разрабатывается скважинами, выбывшими в «тираж» по пласту К. Другой альтернативной технологией разработки маломощного II нефтенасыщенного пласта К может быть технология I периодического отбора запасов нефтяной оторочки в режиме использования залежи как подземного хранилища газа. При этом добывающие нефтяные скважины работают в периодическом режиме при пиковых объемах закачки газа в купольную часть хранилища.

Pages:     | 1 || 3 |






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