WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

Используемая обобщенная характеристика вытеснения является, по существу, простой математической моделью разработки нефтяной залежи и после идентификации входящих в нее параметров может быть использована для кратковременного прогноза и оценки эффективности геолого-технических мероприятий, величины дренируемых запасов и динамики их выработки.

В результате анализа полученных данных была установлена связь дренируемых запасов нефти с параметром, учитывающим проводимость пласта и качество его вскрытия, который имеет следующий вид:

= k hэф Nпр, [мД*м] (8) hэф k где - абсолютная проницаемость пласта в зоне вскрытия его скважиной; - Nпр эффективная нефтенасыщенная толщина; - отношение фактического коэффициента продуктивности к коэффициенту продуктивности совершенной Kфакт скважины Kпот.

Коэффициенты продуктивности определялись методами исследования скважин на неустановившемся режиме и установившихся отборов. В случае, когда коэффициент продуктивности определялся в разное время, принималось его среднее значение.

Результаты сопоставления дренируемых запасов нефти со значениями параметра представлены на рисунке 2, где показано, что между ними существует степенная зависимость, характеризующаяся высоким коэффициентом достоверности аппроксимации и описывается следующими уравнениями:

для скважин, вскрывших первый тип коллекторов:

1.29 1.Q0 = 74.32 Q0 = 45. - в зонах с ППД, - в зонах без ППД;

для скважин, вскрывших вторую группу коллекторов:

1.17 1.Q0 = 47.06 Q0 = 97. - в зонах с ППД, - в зонах без ППД.

Q = 74.32* 1. Q0 = 45.20* 1.Q0 = 47.06* 1.Q = 97.21* 1.0 100 200 300 400 Обобщенный геологический параметр 1 тип коллекторов (с ППД) 2+3 тип коллекторов (с ППД) 1 тип коллекторов (без ППД) 2+3 тип коллекторов (без ППД) Рисунок 2 – Зависимость дренируемых запасов нефти от геологического параметра В результате проведенного анализа отмечается, что снижение коэффициента продуктивности за счет некачественного вскрытия и отсутствие системы ППД приводит к уменьшению величины дренируемых запасов.

Полученные зависимости позволяют прогнозировать величину потенциальных дренируемых запасов исходя из условий качественного вскрытия пласта, а также оценить прирост дренируемых запасов за счет проведения гидроразрыва.

Анализ показателей работы скважин с ГРП свидетельствует о приросте дренируемых запасов нефти по коллекторам второго и третьего типа, более чем в 2 раза, по коллекторам первого типа – в 1,5 раза, что позволяет считать ГРП Дренируемые запасы, т методом повышения нефтеотдачи.

В пятом разделе проведен анализ результатов применения водоизоляционных технологий, выявивший, что основной причиной низкого качества ремонтно-изоляционных работ (РИР) является несовершенство технологии проведения изоляционных работ, не учитывающей наличие в пласте трещин ГРП. Все проводимые водоизоляционные работы по технологии делятся на 2 группы:

1. Закачивание в скважину специальных водоизолирующих растворов через перфорационные отверстия нефтенасыщенного пласта;

2. Закачивание в скважину водоизолирующих растворов через перфорационные отверстия, находящиеся в водоносном пласте.

Недостатком первой технологии является то, что при закачивании специального тампонирующего раствора через фильтр происходит оттеснение углеводорода и кольматация призабойной зоны нефтенасыщенного пласта, а это, в свою очередь, приводит не только к снижению притока воды в скважину, но и дебита нефти.

Недостатком второй технологии является то, что перфорационные отверстия продуктивного пласта не изолируются и при закачивании цементного раствора происходит его циркуляция по трещине в цементном камне из водонасыщенной части в нефтенасыщенную, а затем и в ствол скважины. При этом происходит не только кольматация трещин ГРП, но и выдавливание проппанта в ствол скважины, что приводит к уменьшению эффекта от ГРП и РИР, а также создает опасность прихвата оборудования выдавленным проппантом.

Для повышения эффективности и качества изоляционных работ в скважинах после гидравлического разрыва продуктивного пласта предлагается новый способ проведения операций РИР. Сущность предлагаемого способа заключается в том, что в перфорационных каналах продуктивного пласта устанавливают непроницаемый экран и перфорируют пласт, расположенный ниже продуктивного, после чего производится восстановление цементного камня за эксплуатационной колонной (приоритетный номер заявки 2004113356).

Перекрытие может быть достигнуто установкой цементного моста в районе перфорационных отверстий с задавливанием цемента в пласт. Объем цемента для задавки в пласт определяют из условия последующей возможности создания перфорационных каналов между продуктивным пластом и скважиной.

Затем перфорируют пласт, расположенный ниже продуктивного (например, непроницаемый пропласток между продуктивным и водоносным пластами), и через перфорационные отверстия проводят ремонтно-изоляционные работы.

Преимущества предлагаемого способа проведения РИР заключаются в том, что создание непроницаемого экрана в перфорационных отверстиях продуктивного пласта обеспечит проведение работ без проникновения тампонажного раствора в продуктивный пласт, позволит проводить закачку с / бо льшим давлением и будет способствовать равномерному проникновению тампонирующего раствора по всей длине трещины в цементном камне. Это сохранит проницаемость в трещинах гидроразрыва и призабойной зоне пласта, что, в свою очередь, повлияет на получение необходимого эффекта как от РИР, так и от ГРП.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. При проведении адаптации систем разработки на примере линзовидных залежей Песчаного месторождения установлена необходимость выделения в среднеюрских отложениях четырех типов коллекторов: I тип – русловые отложения; II тип – отложения боковых русел и меандрирующих рек;

III тип – отложения внешней поймы; IV тип – отложения внутренней поймы.

2. Разработана методика оценки размеров линз-коллекторов, которая позволяет, используя замеры дебитов и пластового давления, определить распространение песчаных тел, обоснованно задать граничные условия при гидродинамическом моделировании и определить изменение фильтрационных сопротивлений после проведения операций по интенсификации притока в коллекторах различного типа.

3. На примере Песчаного месторождения, по результатам многофакторного анализа результатов проведения ГРП установлено, что на участках распространения коллекторов с проницаемостью более 30 мД, основное влияние на добычу оказывает гидропроводность пласта, при этом изменение количества проппанта и его концентрация незначительно сказываются на дополнительной добыче жидкости.

3.1. Установлено, что после гидроразрыва второго и третьего типов коллекторов с проницаемостью менее 25 мД, основное влияние на добычу жидкости оказывает количество закачанного проппанта и его концентрация в пласте.

4. Установлено влияние ГРП на изменение дренируемых запасов, причем по коллекторам второго и третьего типов дренируемые запасы увеличились более чем в 2 раза, по коллекторам первого типа – в 1,5 раза, что позволяет считать ГРП методом повышения нефтеотдачи для среднеюрских залежей.

4.1. Установлено, что снижение коэффициента продуктивности из-за некачественного вскрытия пласта и отсутствие системы заводнения приводит к уменьшению величины дренируемых запасов.

5. Разработанный способ разработки нефтяных залежей (патент на изобретение № 2237155 РФ), учитывающий линзовидное строение продуктивных пластов, позволяет проектировать адаптивную систему разработки, сочетающую этап эксплуатации и доразведку пласта.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Копытов А.Г. Учет фациальной неоднородности при разработке нефтяных залежей среднеюрских отложений на примере Песчаного месторождения // III конференция молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. тез.

докл. – Сургут, 2002. – С. 66-69.

2. Пат. 2237155 РФ, Е 21 В 43/20. Способ разработки неоднородной залежи углеводородов / Копытов А.Г. (Россия). – 2003100276/03; Заявлено 04.01.2003; Олубл. 27.09.2004, Бюл. №27.

3. Копытов А.Г. Анализ применения ГРП в среднеюрских отложениях на примере Песчаного месторождения / А.Г. Копытов, Н.С. Грачева // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междунар. науч.

техн. конф. посвящ. 40-летию ТюмГНГУ. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. – С. 123124.

4. Копытов А.Г. Влияние геологических факторов на эффективность гидроразрыва пласта в среднеюрских отложениях Песчаного месторождения / А.Г. Копытов, К.В. Коровин // Нефть и газ Западной Сибири: Тр. Междунар.

науч. техн. конф. – Тюмень, 2003. – С. 82-83.

5. Копытов А.Г. Влияние геологических и технологических факторов на величину дренируемых запасов / А.Г. Копытов, К.В. Коровин // Материалы IV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли Ханты-Мансийского автономного округа: Сб.

тез. докл. – Уфа: КогалымНИПИнефть, 2003. – С. 72-74.

6. Копытов А.Г. Оценка влияния активности верхнеюрского водоносного комплекса на выработку запасов нефти / А.Г. Копытов, А.Н. Налобина // Материалы IV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. тез. докл. – Уфа: КогалымНИПИнефть, 2003. – С. 7479.

7. Налобина А.Н. Методика оценки активности законтурной водоносной зоны продуктивного пласта / А.Н. Налобина, А.Г. Копытов // «Известия вузов.

Нефть и газ». –2004. - № 1. – С. 37-42.

8. Севастьянов А.А. Комплексная оценка эффективности использования упругой энергии пласта при разработке мелких залежей / А.А. Севастьянов, А.Н. Налобина, А.Г. Копытов, В.П. Квитковская // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Cб. докл. VI науч. практ. конф. – ХантыМансийск, 2004. – С. 45-52.

9. Севастьянов А.А. Особенности проектирования разработки мелких залежей на упруговодонапорном режиме / А.А. Севастьянов, А.Н. Налобина, А.Г. Копытов, В.П. Квитковская // Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений: Тр. Междунар. технологического симпозиума. – М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004. – С. 195-201.

10. Севастьянов А.А. Технико-экономическая эффективность разработки мелких залежей на упруговодонапорном режиме / А.А. Севастьянов, А.Н.

Налобина, А.Г. Копытов, В.П. Квитковская // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна: Тр. III Всерос. науч. техн. конф. ТюмГНГУ – Тюмень, 2004.

11. Грачев С.И. Оценка прироста дренируемых запасов нефти по скважинам за счет ГРП / С.И. Грачев, А.Г. Копытов, К.В. Коровин // «Известия вузов. Нефть и газ». – Тюмень, 2005. № 2.

Соискатель А.Г. Копытов

Pages:     | 1 | 2 ||






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