WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Построена зависимость содержания остаточной нефти коллекторов от начального их нефтенасыщения с дифференциацией поля точек (значений) по линейной скорости фильтрации вытесняющей воды. Данная зависимость для пластов ЮВ1 может быть описана следующим выражением:

Кон =19+ (Кн-30) • (0.244 - 0.286 • lg Vлин), где: Кн - начальная нефтенасыщенность порового пространства коллекторов, %; Vлин - линейная скорость фильтрации воды, м/сут.

Для пластов горизонта БВ10 зависимость также описывается аналогичным выражением:

Кон = 26 + (Кн-30) • (0.211-0. 153• lg Vлин).

Полученные зависимости содержания остаточной нефти от линейной скорости фильтрации воды и начальной нефтенасыщенности коллекторов, а также перераспределение нефти (донасыщение нефтью недонасыщенных пород) в приконтурных зонах пласта и возможное ее недовытеснение в относительно высоконефтенасыщенных коллекторах при заводнении требуют пересмотра существующей системы воздействия на продуктивный пласт.

Для понимания общего процесса уплотнения песчано-алевролитовых пород при их естественном погружении был проведен анализ изменения коллекторских свойств от глубины залегания для узких литологических разностей осадков. Все образцы были разделены на три литологические группы:

1. Крупно- и среднезернистые песчаники с содержанием глинистого цемента менее 10%.

2. Средне- и мелкозернистые песчаники с содержанием глинистого цемента 10-20% и алевролиты с содержанием глинистого цемента менее 10%.

3. Мелкозернистые песчаники и алевролиты с содержанием глинистого цемента 10-20%.

Установлено, что изменение пористости пород-коллекторов с глубиной аналогично ее изменению, наблюдаемому при нагружении однотипных образцов избыточным давлением. При этом зависимость пористости от эффективного давления аппроксимируется многочленом второй степени:

Кп = а – в·Рэф + с·Рэф2, где Рэф - эффективное давление для определенной глубины залегания пород, МПа.

Численные значения постоянных величин для литологических групп осадков составляют:

I группа а=44.4; в=0.907; с=0.00464;

II группа а=41.б; в=0.977; с=0.0046;

III группа а=36.0; в=0.855; с=0.0032.

Построены зависимости изменения проницаемости от величины изменения пористости для всех трех литологических групп коллектора, которые могут быть использованы при глубине залегания пластов 1750-2800 м.

Проведена оценка влияния необратимой деформации коллекторов при снижении пластового давления на дебит и продуктивность скважин пластов БВ10 и ЮВ1. Показано, что высокие депрессии на пласт с низкопроницаемыми коллекторами необратимо понижают продуктивность скважин. Особенно нежелательным является снижение пластового давления в обширных зонах пластов, представленных низкопроницаемыми коллекторами.

Во втором разделе проведен анализ текущего состояния разработки пластов БВ10 и ЮВ1.

В настоящее время пласт БВ10 эксплуатируется 86 добывающими и нагнетательными скважинами. Остальные простаивают из-за высокой обводненности продукции, низких нерентабельных дебитов по нефти, аварийного состояния скважин и скважинного оборудования или переведены на вышележащие продуктивные горизонты.

Накопленная добыча нефти из залежи составляет около 61 млн.т.

Текущая нефтеотдача пласта - около 30% при обводненности продукции 87%.

Дебит нефти по скважинам колеблется от практически бесприточных до 52 т/сут при среднем дебите около 9 т/сут. Более 40% всего фонда скважин залежи имеет дебит менее 3 т/сут, эксплуатация которых является экономически нерентабельной. За последние годы среднегодовой процент падения добычи нефти составляет около 20%. При существующей системе разработки конечная нефтеотдача горизонта не превысит 33%. Количество добывающих скважин, эксплуатация которых рентабельна при проведении только текущего ремонта, составляет 13% от всех добывающих скважин. В 30% скважин затраты на проведение капитального ремонта скважин окупятся в течение 1-1,5 лет их эксплуатации.

Обводненность продукции скважин изменяется в пределах от 0 до 100%.

В 2.5% добывающих скважин извлекается безводная нефть. В 34% скважин обводненность продукции превышает 97%, что делает эксплуатацию этих скважин нерентабельной при любых их дебитах по нефти.

Накопленная добыча нефти на скважину изменяется на опытном участке от десятков тонн до. 250 тыс.т. Однако при этом добыча нефти в 40% скважин не компенсировала затраты на бурение и строительство скважин.

Из-за различного геологического строения пластов и их структуры запасов выработка пластов происходит неравномерно. Согласно балансовым запасам нефти и накопленному ее отбору, текущая нефтеотдача пласта БВсоставляет 36.8%, пласта БВ102 - 25,6%, а пласта БВ103 - 10.0%. При этом в среднем по горизонту БВ10 на опытном участке нефтеотдача равна 30.6%.

Согласно приведенным показателям разработки пластов, наибольший потенциал эффективного применения методов оптимизации разработки имеют пласты БВ102 и БВ103. В настоящее время текущая нефтенасыщенность коллекторов в этих пластах существенно выше, чем в пласте БВ101, что является основным показателем дополнительной добычи нефти.

Низкая текущая нефтеотдача пластов БВ102 и особенно пласта БВобусловлены высокой неоднородностью их строения и расчлененностью разрезов. Однако, на наш взгляд, определяющим фактором является отсутствие сформированной, согласно их геологическому строению, системы воздействия на пласты. Основная закачка воды ведется часто совместно с пластом БВ101, что резко понижает охват пластов БВ102 и БВ103 заводнением. В связи с этим необходимо сформировать отдельную, более жесткую систему заводнения пластов БВ102 и БВ103 с переводом под закачку ряда добывающих скважин.

Аналогичные исследования проведены по пласту ЮВ1. Из-за ограниченности объема автореферата они не приведены.

Коэффициент использования нефтедобывающих скважин участка составляет 0.8. В длительном бездействии скважины находятся в связи с ожиданием и проведением тяжелых ловильных работ. В простое (в среднем суток) скважины ожидают ремонт из-за дефицита мощности и оборудования.

Расчеты базовой добычи нефти проводились двумя способами: с использованием характеристик вытеснения; по зависимости накопленной добычи нефти от времени разработки с предварительной оценкой извлекаемых запасов и ожидаемого темпа падения добычи нефти по мере обводнения продукции. После проведенных расчетов и взаимной корректировки полученных двумя способами результатов составлялась базовая добыча нефти по объектам.

Извлекаемые запасы нефти пласта БВ10 составили 18753 тыс. т., а конечная нефтеотдача пласта оценивается около 32.2%. Исходя из существующих темпов падения добычи нефти, была проведена оценка активного (добыча нефти более 5 тыс. т) срока разработки опытного участка, который составил около 18 лет. К 2005 году горизонт будет эксплуатироваться в условиях высокой обводненности, составляющей около 95.4%. Нефтеотдача пласта составит 32.4%, а накопленная добыча нефти достигнет 18480 тыс. т при добыче накопленной воды 28250 тыс.м3.

При расчете базовой динамики добычи нефти по пласту ЮВ1 также использовалась зависимость накопленной добычи нефти от времени разработки с учетом показателей падения добычи нефти, построенная по результатам работы каждой скважины. При этом падение добычи нефти отдельно по каждой скважине определялось за последние 3-4 года. В том случае, когда падение годовой добычи нефти превышало 50% от предыдущего года или было отрицательным, бралось среднее значение за 2-3 года работы скважины.

Обводненность продукции скважин к 2005 г. составит около 97% со средним дебитом нефти 4.1 т/сут. Нефтеотдача пласта составит около 32.4%, а накопленная добыча нефти - 4153.8 тыс. т при добыче накопленной воды 5215.5 тыс.м3.

В третьем разделе дано научное обоснование технологии доразработки пластов БВ10 и ЮВ1.

Применение технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов является в настоящее время важнейшей задачей. В особенности это относится к пластам БВ10 и ЮВ1, находящимся в осложненных геолого-физических условиях, в которых сосредоточено свыше 50% текущих балансовых запасов нефти.

На основании анализа особенностей геологического строения пластов БВ10 и ЮВ1, физико-химических свойств их флюидов, текущих показателей разработки продуктивных пластов, а также имеющегося промыслового опыта применения технологий повышения нефтеотдачи как на Самотлорском месторождении, так и в целом в Западной Сибири, предложено восемь технологий повышения нефтеотдачи пластов и объемы их применения в рамках системной технологии воздействия на пласт, в том числе химическое, виброволновое, гидровакуумное воздействия, перфорационные работы, ГРП, изоляционные работы, комплексное воздействие и бурение вторых стволов.

Сущность технологии применения кислотосодержащих составов заключается в чередующейся закачке в продуктивные пласты через нагнетательные скважины, в зависимости от геологического строения и состояния разработки, различных по составу и свойствам оторочек растворов и суспензий химреагентов и материалов. Подвижность оторочек способствует перемещению нефти в эти слои и интервалы из низкопроницаемых и не охваченных заводнением. Оторочками растворов и суспензий химреагентов являются: раствор высококонцентрированной глинокислоты; ПАВ солянокислотный раствор; раствор высококонцентрированной соляной кислоты; раствор высококонцентрированной глинокислоты с ПАВ и борной кислотой; глинистая суспензия в растворе КМЦ; глинистая суспензия в растворе ПАВ; торфяная суспензия в концентрированном растворе соляной кислоты; водный раствор ПАВ с лигносульфонатом; раствор высококонцентрированной соляной кислоты с лигносульфонатом и ПАВ;

раствор ПАВ, эмультала, ГКЖ-11, органического растворителя и воды;

глинистая суспензия КМЦ и ПАВ; раствор КМЦ, лигносульфоната и бихромата; раствор полиакриламида, лигносульфоната и бихромата.

Использование технологии основано на способности химреагентов активно, а при чередующейся закачке оторочек селективно воздействовать на прослои и интервалы пласта, на породообразующие минералы и насыщающие поровое пространство пород флюиды, образовывать вязкие и стойкие эмульсии, создавать разность электрических потенциалов между промытыми и непромытыми кислотосодержащими составами интервалами продуктивного пласта, увеличивать проницаемость низкопроницаемых прослоев пласта и другое.

На основании геолого-физических критериев на опытном участке горизонта БВ10 подобрано 11 участков с нагнетательными скважинами, имеющих высокий потенциал по увеличению нефтеотдачи пласта за счет закачки кислотосодержащих составов. Для пласта ЮВ1 подобрано 5 участков с нагнетательными скважинами, отвечающих всем необходимым требованиям для успешного применения технологии.

Показано, что за счет применения в 1995-1996 гг. кислотосодержащих составов в 16 скважинах горизонта БВ10 и пласта ЮВ1 за 10 лет эксплуатации скважин участков воздействия дополнительно будет добыто около 239 тыс. т нефти. При этом по скважинам 11 участков воздействия горизонта БВдополнительная добыча нефти на конец 2004 г. оценивается в пределах 175.6 тыс. т, а по скважинам 5 участков воздействия пласта ЮВ1 – в 63,4 тыс. т.

Из зарубежного опыта эксплуатации низкопродуктивных скважин наибольший эффект достигается при использовании гидроразрыва пласта (ГРП). На Самотлорском месторождении в 1993 г. в 9 низкопродуктивных скважинах пластов БС80, БС10 и ЮВ1 был проведен массированный гидроразрыв пласта. Эффективность проведенных работ составила около 78 %, принимая скважины 12216 и 12447 как неэффективные с дополнительной добычей нефти 0,28-0,67 тыс. т.

Оценка экономической эффективности применения ГРП на Самотлорском месторождении показала, что за 1-1.5 года эксплуатации скважин после ГРП в 56% скважин наблюдается экономический эффект, который на дату оценки составил 1015 млн. руб. До конца эксплуатации окупаемость затрат на проведение ГРП произойдет в 67% скважин и общий экономический эффект оценивается в 4194 млн. руб.

Анализ особенностей геологического строения и истории разработки залежей на участках проведения ГРП показал, что их эффективность определяется степенью обводненности продукции, начальной нефтенасыщенностью коллекторов, эффективной мощностью интервала ГРП, неоднородностью строения пласта и расчлененностью его разреза, изолированностью интервала ГРП мощными глинистыми прослоями, а также расположением нагнетательных скважин и степенью заводнения пласта на участке воздействия. Все сказанное позволило рекомендовать геологофизические критерии при выборе низкообводненных добывающих скважин для ГРП.

По данным критериям на опытном участке горизонта БВ10 можно проводить ГРП в 10 скважинах. Средние параметры пласта в этих скважинах, определяющие эффективность ГРП, значительно выше граничных значений, приведенных выше, и согласно статистическим данным, дополнительная добыча нефти в среднем на одну скважину до конца ее эксплуатации составит около 15 тыс. т.

Для пласта ЮВ1 предложенные критерии выбора скважин удовлетворяют для пяти скважин. Согласно значениям параметров пласта в этих скважинах, дополнительная добыча нефти после проведения в них ГРП оценивается в 12,6 тыс. т.

Таким образом, за счет проведения ГРП в 15 скважинах горизонта БВ10 и пласта ЮВ1 за 10 лет эксплуатации дополнительная добыча нефти этих скважин оценивается в пределах 219,5 тыс. т. При этом по 10 скважинам горизонта БВ10 дополнительная добыча нефти на конец 2004 г. оценивается в 157,4 тыс. т, а по пласту ЮВ1 - в 62,1 тыс. т.

На значительной площади опытного участка из-за отсутствия скважин или их низкой продуктивности пласты БВ102 и БВ103 практически не затронуты разработкой. Предлагается невыработанные участки пластов БВ102 и БВэксплуатировать за счет бурения вторых, отклоняющихся стволов в высокообводненных скважинах пласта БВ101. Для бурения второго ствола в отобраны пять высокообводненных и не перспективных для повышения добычи нефти скважин пластов БВ102 и БВ103. Ожидаемая добыча нефти из этих пластов вторым стволом оценивается в 22-24 тыс. т. Такая конечная добыча нефти определяется степенью выработки пласта на намеченных участках, эксплуатирующих пласты БВ102 и БВ103, а также средней добычей нефти на скважину, которая составляет около 4 2 тыс. т.

Высокие линейные запасы нефти пласта ЮВ1 в слабо выработанных зонах позволяют оценить добычу нефти из них вторыми стволами в пределах 20-22 тыс. т. Предполагается бурение вторых стволов в трех скважинах пласта ЮВ1. При получении ожидаемых результатов в последующие годы проводку вторых стволов за конус обводнения можно провести еще в семи скважинах.

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






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