WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Неоднородность геологического строения пластов приводит к неравномерной выработке запасов как по площади, так и по разрезу. В монолитных участках выработка происходит равномерно, тогда как в сильно расчлененном разрезе пропластки с наименьшей проницаемостью вообще не вовлекаются в разработку. В случае с тюменской свитой, неоднородность коллекторов обусловливается генезисом осадконакопления, а именно континентальной аллювиально-озерной обстановкой. Фациальный анализ показывает, что коллекторы приурочены к палеоруслам меандрирующих рек, пескам разливов, включающим в себя внутреннюю и внешнюю поймы; верх тюменской свиты представлен переходными фациями от континентальных к мелководным морским отложениям. Все это предопределяет низкие значения коллекторских свойств и высокую геологическую неоднородность.

Для таких объектов необходимо подбирать такую систему разработки, которая позволит равномерно вовлечь в процесс выработки все участки продуктивных залежей и повысит коэффициент охвата пласта разработкой.

Различные типы коллекторов по-разному влияют на показатели эксплуатации скважин, поэтому выделение и прогноз их распространения даст возможность обосновать выработку подвижных запасов нефти по объектам и позволит избежать бурения нерентабельных скважин. В аллювиальных отложениях, по данным электрометрии, было выделено четыре основных типа коллекторов:

o к I типу отнесены русловые отложения, которые характеризуются хорошей выдержанностью по разрезу, сложены хорошо промытым материалом с проницаемостью от 30 до 80 мД. Продуктивность скважин, вскрывших этот тип коллектора, составляет более 2 т/сут*МПа;

o ко II типу отнесены отложения боковых русел и меандрирующих рек, характеризующиеся худшей выдержанностью по разрезу и меньшей отсортированностью песчано-алевролитовых осадков с проницаемостью от 10 до 25 мД. Продуктивность изменяется от 0,8 до 2 т/сут*МПа;

o к III типу отнесены отложения песков разливов внешней поймы, для которых характерна слабая отсортированность песчано-алевролитовых осадков с сильной расчлененностью. Проницаемость изменяется от 1 до мД. Коэффициент продуктивности до 0,8 т/сут*МПа;

o к IV типу отнесены отложения внутренней поймы, образованной отложениями временно заливаемых участков, пойменных озер и болот. Эти отложения сложены тонкозернистыми алеврито-глинистыми частицами, обладают экранирующими свойствами с проницаемостью до 1 мД.

Сравнение показателей работы эксплуатационных скважин с проведенными в них ГРП показало, что значения дебитов скважин зависят от типа коллектора, который они эксплуатируют. На рисунке 1 показана динамика средних дебитов жидкости после ГРП (по обоим пластам) в скважинах, вскрывших различные типы коллекторов.

I тип II тип III тип 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Время работы скважины после ГРП, месяцы Рисунок 1 – Динамика средних дебитов жидкости после ГРП по типам коллекторов В скважинах, вскрывших первый тип коллекторов, входной дебит жидкости после ГРП составляет около 50 т/сут, через год он снижается на 50 %.

Скважины, вскрывшие второй тип коллекторов, вводятся в работу с дебитом т/сут, через год он снижается на 74 %. Скважины, вскрывшие третий тип коллекторов, вводятся с дебитом около 35 т/сут, через год он снижается на %. Основной причиной быстрого снижения дебитов во II и III типе коллекторов является более быстрое снижение пластового давления из-за худшей гидродинамической связанности коллекторов.

При анализе результатов эксплуатации скважин было обнаружено, что в коллекторах первого типа после проведения ГРП наблюдается взаимовлияние скважин, выражающееся в снижении отборов жидкости по соседним скважинам, чего не наблюдается в скважинах, вскрывших другие типы коллекторов. В связи с этим, необходимо производить обоснование рациональной плотности сетки скважин для различных типов коллекторов, с учетом их гидродинамической связанности и плотности запасов нефти.

В третьем разделе обоснована математическая модель и предложена методика оценки размеров линз-коллекторов по промысловым данным, прошедшая апробацию на Песчаном месторождении. Опираясь на полученные Дебит по жидкости, т / сут.

результаты был предложен способ разработки нефтяной залежи с зональной неоднородностью строения. Для оценки возможности разработки мелких залежей на упруговодонапорном режиме, по данной методике на основе гидродинамических исследований и промысловых данных об эксплуатации скважин, был произведен расчет размеров песчаных линз на нескольких мелких месторождениях Нижневартовского района, приуроченных к верхнеюрскому пласту ЮВ1.

Сущность предлагаемой методики заключается в отыскании радиуса контура питания скважины путем сопоставления расчетной динамики дебита и забойного давления с фактическими замерами. В основу методики положена система уравнений, состоящая из приближенных решений уравнения пьезопроводности, полученных различными авторами. Выбор формул, при данной постановке задач, осуществлялся по принципу их наименьшего расхождения с решениями уравнения пьезопроводности, предложенными Ван Эвердингеном и Херстом. Для повышения точности расчетов производится учет дополнительных фильтрационных сопротивлений путем замены радиуса Rпр.с = R exp-S скважины Rc его приведенным радиусом, где S - скин-фактор.

c При расчете дебита используется решение Чекалюка Э.Б. для бесконечного и конечного пласта, с погрешностью аппроксимации 1 % (R - Rпр.с )2 kh(P0 - PC ) K, t Rпр.с + t µln Rпр.с Q(t) =, (1) 2kh(P - PC ) (R - Rпр.с )2(t- t1) Ср K exp- t > Rпр.с, R R R K K K R ln - + µln K Rпр.с 2 Rпр.с для пластового давления – решения Пирвердяна А.М (для первой фазы) и Баренблатта Г.И. (для второй фазы), с погрешностью аппроксимации до 5 % 12 ti Qiµ ri 1 RP - -1+ ln, ti K 2 kh ri 12 ti i PПЛ (t, r) =, (2) Qiµ RK ri 7 (ti - t1) 1 RK PСр ln + - + 2 R2, ti > 2 kh ri RK i K где Q – текущий дебит скважины по жидкости; P0 – начальное пластовое давление; PПЛ – текущее пластовое давление; PC – давление на забое скважины;

РСр – средневзвешенное давление на момент времени t1; RK – расстояние от влияющей скважины до границы пласта; Rпр.с – приведенный радиус скважины;

r – расстояние от влияющей скважины до рассматриваемой точки пласта; k – средняя проницаемость породы; h – средняя эффективная толщина пласта; µ – вязкость жидкости; – пьезопроводность пласта; t1 – время окончания первой фазы; i – номер псевдоскважины.

Методика основана на теории условного разделения пласта на две области – возмущенную (приведенную область влияния скважины) и невозмущенную, а процесс перераспределения пластового давления считается протекающим в две фазы: в течение первой фазы приведенная область влияния скважины непрерывно растет до достижения естественной границы пласта, при наступлении второй фазы состояние пластового давления становится равномерно неустановившимся, т.е. давление понижается равномерно за одинаковые промежутки времени.

Все вычисления были автоматизированы с помощью компьютерной программы, позволяющей, при задании всех необходимых параметров, в течение короткого времени оценить расстояние до непроницаемой границы. В программе производится аппроксимация фактических значений дебита и пластового давления расчетными таким образом, чтобы между ними достигалось максимальное соответствие; управляющим параметром при настройке является радиус контура питания.

Программа позволяет определять границы пласта при работе скважины, как с постоянным забойным давлением, так и с постоянной депрессией.

Поскольку в коллекторах первого типа после проведения ГРП наблюдается взаимовлияние скважин, то при расчете пластового давления в призабойной зоне одной из скважин учитывается интерференция пластового давления со стороны всех действующих скважин. Работа скважины с переменным дебитом имитируется методом суперпозиции постоянных дебитов «псевдоскважин», вводящихся в моменты изменения дебита реальной скважины.

Оценка радиуса песчаной линзы на Песчаном месторождении производилась в районе скв. 109 и составила около 2 км. Последующее разбуривание данного участка залежи позволило выявить, что радиус песчаной линзы составляет 1,5 км, и это вполне сопоставимо с полученным результатом.

Для оценки возможности разработки мелких залежей на упруговодонапорном режиме по данной методике было произведено обоснование размеров линз-коллекторов нескольких мелких залежей Нижневартовского района, приуроченных к верхнеюрскому пласту ЮВ1 на Мыхлорском и Руфь-Еганском месторождениях. Результаты расчета показали, что законтурная область этих залежей имеет ограниченное простирание и оценивается в пределах 10 км, что обусловлено прибрежно-морскими условиями осадконакопления пласта ЮВ1. Используя оценку размеров законтурной зоны, был осуществлен прогноз отборов жидкости и динамики пластового давления на перспективу, позволивший обосновать систему воздействия по залежи пласта ЮВ11 Западно-Пылинского месторождения.

Для разработки нефтяных залежей, осложненных наличием зон с различной проницаемостью, предложен способ, который реализуется следующим образом: залежь, представленная породами пласта аллювиальных отложений, разбуривается по редкой сетке скважин и, основываясь на данных геофизических исследований, а также методике оценки размеров линзколлекторов, строится карта их распространения. На основании построенной карты оцениваются объемы дренируемых запасов и определяется количество скважин для бурения. В зонах развития прерывистых и расчлененных коллекторов сетка скважин сгущается с учетом плотности запасов. В более выдержанных по площади и разрезу коллекторах оптимальная плотность сетки скважин обосновывается с учетом площади дренирования и темпа выработки запасов. Для более равномерного охвата пласта воздействием, закачку рабочего агента предлагается формировать в зонах с пониженной проницаемостью.

Разбуривая залежь по такому принципу, при изменении геологического строения можно легко трансформировать выбранную сетку скважин в общепринятые системы разработки.

На способ разработки нефтяной залежи получен патент на изобретение № 2237155 РФ.

В четвертом разделе проведен анализ эффективности применения ГРП в различных типах коллекторов Песчаного месторождения, сделан комплексный регрессионный анализ основных геологических факторов и установлено их влияние на накопленный отбор жидкости после ГРП. Проведена оценка изменения величины дренируемых запасов по скважинам после проведения ГРП.

В коллекторах первого типа ГРП проведен в 28 скважинах, в коллекторах второго и третьего типа – в 28 скважинах. Гидроразрыв пласта по всем скважинам выполнялся по одной технологии: среднее количество закачиваемого проппанта в скважину составляло 14 тонн, его концентрация в жидкости песконосителе – 500 кг/м3, скорость закачки – 2,5-3 м3/мин. Тип жидкости разрыва в 90 % случаев – водный гель, в 10 % – гель на нефтяной основе.

Одним из основных показателей, наглядно демонстрирующим эффективность применения ГРП, является кратность увеличения дебита жидкости после проведения работ и накопленная дополнительная добыча нефти.

Средняя кратность увеличения дебитов жидкости на участках, относящихся ко второму и третьему типу коллекторов, составила 5,4 раза, к первому типу коллекторов – 4,8 раза. Продолжительность эффекта ГРП была рассмотрена по скважинам, эффект в которых закончился или продолжался минимум полгода. По первому типу коллекторов он составил более 8 месяцев, по второму и третьему типу коллекторов эффект длился, в среднем, менее месяцев. Анализ результатов обводнения продукции показал, что после проведения ГРП в ВНЗ первого типа коллекторов, обводненность продукции увеличивается в 1,3 раза, в ЧНЗ – остается без изменений. Для скважин, вскрывших коллекторы второго и третьего типа, увеличение обводненности продукции по скважинам, находящимся в ВНЗ, составляет 2,3 раза, в ЧНЗ – 1,раза.

Для оценки влияния геологических и технологических факторов на эффективность применяемой технологии ГРП был проведен многофакторный анализ. Для анализа использовался метод канонических корреляций, позволяющей находить максимальные корреляционные связи между двумя группами параметров. Суть метода заключается в построении новых групп параметров (канонических переменных), являющихся линейными комбинациями исходных параметров. В основе лежит линейная функция Y = AX1 + BX2 + CX3 + DX4 + E, (3) Y A B где – накопленный отбор жидкости; – геологическая переменная; – X1 X C D промысловая переменная; и – технологические переменные;,, X3, – постоянные.

E В качестве геологической переменной был использован параметр Кнеодн ), характеризующий неоднородность ( Кнеодн = kпр hЭФ / N, [м3], (4) kпр hэф где – средневзвешенная проницаемость, мД; – эффективная N нефтенасыщенная толщина, м; – расчлененность.

В качестве промысловой переменной использовался параметр ( ), интегрально характеризующий гидропроводность пласта Q, [м3/(атм*сут)], (5) T = (P0 - PT )*T QT PT где – накопленный отбор жидкости за время, м3; – начальное PT T пластовое давление, атм; – пластовое давление на момент времени, атм;

T – время работы скважины после ГРП, сут.

В качестве технологических переменных были использованы параметры:

удельная концентрация проппанта в пласте hэф Cуд = C *, [т/м3], (6) H и удельное количество проппанта в пласте М М =, [т/м.], (7) уд H C H где – средняя концентрация проппанта, т/м3; – общая толщина пласта, M м; – масса проппанта, т.

Анализ результатов, полученных при корреляции, позволил выявить:

- на участках распространения первого типа коллекторов основное влияние на добычу оказывает гидропроводность пласта, при этом изменение количества проппанта и его концентрация незначительно влияет на дополнительную добычу жидкости;

- на участках второго и третьего типов коллекторов основное влияние на добычу жидкости оказывает количество закачанного проппанта и его концентрация в пласте.

Для оценки влияния ГРП на нефтеотдачу пласта определялось изменение величины дренируемых запасов нефти с использованием характеристик вытеснения. Поскольку на Песчаном месторождении ГРП проводился практически сразу после ввода скважины из бурения, то по общепринятым характеристикам вытеснения (Камбарова, Назарова-Щипачева, Казакова, Пирвердяна и Ревенко) оценить изменение дренируемых запасов нефти не представлялось возможным, поскольку эти методики более эффективно применять при больших значениях обводненности, когда характеристика принимает асимптотический вид.

В этой связи оценка дренируемых запасов нефти в продуктивных пластах Песчаного месторождения проводилась по методике Медведского Р.И.

Pages:     | 1 || 3 |






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