WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Строится серия карт начальных нефтенасыщенных толщин пластов. Для j-ой скважины рассчитываются начальные запасы нефти в пластах Vij, динамики кратности прокачки j и коэффициента нефтеотдачи зоны дренирования Кнj.

Проводится статистическая обработка результатов ПГИ скважин совместно с геолого-технологическими параметрами, которая выявляет значения параметров (этап обучения), при которых работают или не работают конкретные пласты. С использованием метода процедуры Вальда на этапе анализа определяют работающие и не работающие пласты в неисследованных скважинах. Для каждого пласта в скважине определяется коэффициент участия в работе (1, 0) и по формуле (1) рассчитывается добыча жидкости (закачка вода) за период Qi:

Qi =QсквKуч i Kпр i КФакт, (1) i где Qскв – добыча жидкости (закачка) скважины, Кучi - коэффициент участия iого пласта в работе (1, 0), Кпр – доля i-ого пласта в проводимости скважины;

Кфактi – коэффициент отклонения доли i-ого пласта в добыче от его доли в проводимости, который при достаточном объеме исследований определяется статистически, или же приравнивается единице.

Для каждого пласта рассчитывается коэффициент прокачки ij.

По скважине рассчитывается зависимость Кнi от i, которая переносится на каждый пласт и с ее помощью по ij определяется Кнij. Далее с учетом Vij рассчитывается накопленная добыча нефти. По полученных данным на основе карт начальных нефтенасыщенных толщин рассчитываются карты остаточных нефтенасыщенных толщин и строится модель остаточных запасов залежи. С использованием метода проведена локализация остаточных запасов залежи БП14 Тарасовского месторождения.

Далее с целью оценки состояния остаточных запасов в различных зонах сложнопостроенной залежи объекта БП14 Тарасовского месторождения разработан и применен (на середину 2003 года) метод факторного структурного анализа разработки. Анализ включает действия: дифференцирование залежи на элементы с учетом геологической модели, расчет для каждого элемента средних значений геолого-физических, технологических и энергетических показателей и факторный анализ полученных данных.

В ходе анализа получен ряд корреляций. Точки почти всех участков находятся в прямой связи между величиной показателя интенсивности обводнения (величиной опережения выработки НИЗ обводненностью продукции) и величиной пластового давления (рисунок 2, а), что согласно приведенным в главе 3 исследованиям указывает на обводнение скважин этих участков закачиваемыми водами. По участкам, приуроченным к выдержанным коллекторам (т.е. всем, кроме четырех восточных приграничных), имеет место тенденция возрастания величины конечного КИН, рассчитанного с использованием характеристики вытеснения, при увеличении коэффициента работающей толщины (рисунок 2, б). Данная закономерность указывает на сосредоточение остаточных запасов в недренируемых пропластках. По этим участкам также отмечается зависимость текущего КИН от проницаемости коллектора (через коэффициент вытеснения). По результатам анализа на этих участках рекомендованы мероприятия по ВПП нагнетательных скважин.

Точки восточных участков (синие точки на рисунке 2, б) в этих тенденциях не участвуют. При тех же значениях коэффициента работающей толщины их конечный КИН ниже точек, соответствующих выявленной тенденции. При тех же значениях проницаемости текущий КИН этих участков также ниже. Это объясняется низким охватом заводнением по площади, указывает на локализацию остаточных запасов в тупиковых зонах, что обусловлено слабой выдержанностью коллектора. Для этих участков рекомендован перевод системы заводнения с девятиточечной схемы на более жесткую пятиточечную.

Далее в главе изложены особенности действия физико-химических и гидродинамических МУН в условиях залежей ТИЗ нефти. Особенностью действия ПОТ в условиях НПК объекта БП14 Тарасовского месторождения является сильное снижение приемистости обработанных нагнетательных скважин и дебитов жидкости реагирующих скважин после обработки.

Результатами сопоставительного анализа динамик показателей разработки участка залежи АС5-6 Мамонтовского месторождения при воздействии сшитым полимерным составом (СПС) был подтвержден иной по отношению к общепринятому механизм действия ПОТ в условиях ВПЗ. Этот механизм заключается в тампонировании гелем поглощающих непродуктивных интервалов и переориентации потоков закачиваемой воды в нефтенасыщенную часть пласта. Впервые на этот эффект указал по результатам ПГИ В.И.Дворкин.

Гидродинамические аспекты данного механизма изучены в главе 3.

Приведены теоретические исследования механизма описанных закономерностей обводнения скважин ВПЗ при проведении ФОЖ, результаты факторного анализа эффективности ГТМ по ФОЖ на скважинах ВПЗ ПК19-Барсуковского месторождения и ЧНЗ БП14 Тарасовского. Выявлены зависимости величины прироста обводненности продукции скважины после поведения ГТМ от различных показателей, в частности от интенсивности обводнения (рисунок 3), новые критерии выбора скважины для проведения ФОЖ. Скважина ЧНЗ считается пригодной для ФОЖ с позиции недопущения роста обводненности, если выработка НИЗ зоны дренирования составляет не выше 0,5 д.ед. или отстает, если исходить из значения обводненности продукции. На скважинах ВПЗ допустимо проведение ФОЖ при наличии выдержанной перемычки между разнонасыщенными частями разреза.

Для оптимизации времени начала воздействия ПОТ на нефтяной пласт предложен корреляционный метод анализа состояния фильтрационных потоков. Согласно этому методу проведение воздействия рекомендуется в случае, когда рост закачки приводит к увеличению добычи воды, но уже не приводит (или почти не приводит) к увеличению добычи нефти.

В третьей главе проведением серии вычислительных экспериментов в среде электронного симулятора «Eclipse», а также проведением фильтрационПрирост обводненности, д.ед.

- - - - - 0 0, 0, 0, 1,0 0,8 0,6 0,4 0,Показатель интенсивности обводнения, д.ед.

Рисунок 3 - Корреляция величины прироста обводненности скважины объекта БП-14 Тарасовского месторождения после проведения ГРП с базовым значением показателя интенсивности обводнения а) схематическая секторная модель объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения б) динамика обводненности продукции различных скважин при изменении объемов закачки 1 – закачка по скв. I4, 2 – обводненность скв. Р45, 3 – обводненность скв. РРисунок 4 - Исследование реакции на изменение объемов закачки скважин с различными источниками обводнения: скважина Р45 первого ряда (прорыв ФНВ) и скважина Р48 стягивающего ряда (ЗКЦ) ных исследований рассмотрены вопросы, возникшие в ходе изучения промыслового материала. Это вопросы механизма проявления описанных закономерностей обводнения скважин с различным источником поступления воды, критериев выбора объектов воздействия ПОТ, технологиями селективной изоляции водопритоков и ГТМ по ФОЖ, особенностей механизма действия ФОЖ и ПОТ в условиях залежей ТИЗ нефти, адаптация ПОТ к условиям ТИЗ.

Вычислительными экспериментами установлена определяющая роль ЗКЦ в проявлении вышеописанных закономерностей обводнения скважин ВПЗ.

Снижение обводненности скважин, в которые вода поступает из-за ЗКЦ (рисунок 4), при увеличении объемов закачки объяснено более высоким ростом пластового давления в нефтенасыщенной части резервуара по сравнению с водонасыщенной. То же самое, т.е. снижение обводненности, но при увеличении отборов жидкости (рисунок 5), объяснено меньшим пластовым давлением в нефтеносной части пласта по сравнению с водоносной, соответственно меньшей депрессией на пласт и большим относительным приростом депрессии при снижении забойного давления. Одновременно показан рост обводненности скважин, добывающих закачиваемую воду, при росте объема закачки и необратимый рост обводненности у скважин, обводняющихся из-за конусообразования, при увеличении отборов (рисунок 5), что объясняется увеличением конуса.

Результаты исследований обобщены в виде корреляционного метода диагностики источника обводнения скважин. Достоверность метода показана в работе сравнением его результатов с результатами ПГИ скважин объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения, которые совпадают.

Далее путем моделирования применения технологии СПС с использованием блока полимерного заводнения симулятора «Eclipse» и проведения серии вычислительных экспериментов исследованы и уточнены критерии выбора участков воздействия ПОТ. Полимерному составу приданы реологические свойства, характерные СПС, при этом предполагалась общность критериев выбора объектов воздействия этих технологий. С использованием Время 1 – дебит жидкости, 2 - обводненность при обводнении из-за конусообразования, 3 - обводненность при обводнении из-за ЗКЦ Рисунок 5 - Динамика обводнения скважины ВПЗ при изменении дебита жидкости и при различных источниках поступления воды 0,R2 = 0.0,0,0,0,02 0,0,R2 = 0.0,0 5 10 15 20 25 30 Степень проницаемостной неоднородности, крат а) - зависимость степени снижения обводненности продукции от вертикальной проницаемостной неоднородности пласта:

1 - расчлененный пласт, 2 - монолитный пласт 0,0,R2 = 0.0,0,0,0,0,0,0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,Показатель интенсивности обводнения, д.ед.

б) - зависимость степени снижения обводненности продукции после воздействия СПС от базовой величины показателя интенсивности обводнения Рисунок 6 - Зависимость эффективности СПС от различных геолого-технологических факторов Обводненность, д.ед.

Дебит жидкости, м 3/ сут.

Снижение обводненности, д.ед.

Снижение обводненности, д.ед.

модели элемента девятиточечной системы заводнения воспроизводилось воздействие СПС закачкой через нагнетательную скважину при различных геолого-технологических условиях. Выявлены условия, способствующие росту эффективности, которая оценивалась снижением обводненности и относительным приростом дебита нефти. К этим условиям относятся высокая или средняя проницаемость пласта, высокая вертикальная проницаемостная неоднородность (рисунок 6, а) и расчлененность разреза, в случае его монолитного строения - высокая проницаемостная анизотропия и направление тренда роста проницаемости вниз; повышенная базовая обводненность продукции скважин, оптимальное значение которой не ниже 70 %; повышенное положительное значение показателя интенсивности обводнения продукции участка (рисунок 6, б). Последнее повторяет критерий, выявленный в ходе факторного анализа эффективности ФОЖ. Это совпадение указывает на универсальность данного критерия. Он. выражается формулой:

тек тек K K выт охв К = fтек - отборНИЗ = fтек -, (2) и.о.

кон кон K K выт охв где – обводненность, Кохв – коэффициент охвата, Квыт – коэффициент вытеснения.

Для условий гидрофильного коллектора, когда Квыттек Квыткон.можно написать:

тек Kохв К = fтек - отборНИЗ = fтек - = fтек - Kод, (3) и.о.

кон Kохв где Код – коэффициент охвата заводнением дренируемых запасов нефти.

Как видим, данный показатель качественно выражает степень опережения процессом обводнения скважин процесса заводнения пласта и может использоваться мерилом неэффективности заводнения.

Заметим, вычислительным экспериментом показана эффективность ПОТ на ВПЗ при преобладании нефтенасыщенной части в разрезе пласта.

Исследованные аналогично критерии выбора скважин для проведения селективной изоляции водопритоков практически повторяют критерии выбора объектов воздействия ПОТ. Кроме этого, показано, что изоляция обводненного интервала в добывающей скважине может ухудшить выработку запасов в следующих условиях: в монолитных объектах и в скважинах первого ряда. В первом случае это происходит в результате последующего внутреннего конусообразования в ПЗП скважины из-за разности давлений между изолированным и работающим пропластками, во втором – в результате последующего прорыва воды по обводняющему пропластку в скважину второго ряда. В первом случае для изоляции рекомендуется применять реагенты, не перекрывающие обводненный интервал полностью, а лишь ограничивающие поступление воды, что исключает образование конуса. Для снижения обводненности скважин первого ряда рекомендуется выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

Вычислительными исследованиями подтверждены полученные во 2-ой главе критерии выбора скважин для проведения ФОЖ. В частности, показан механизм снижения обводненности форсированной скважины, обводняющейся из-за ЗКЦ, механизм обводнения форсированной скважины первого ряда и форсированной скважины второго ряда при остановке скважины первого.

Расчетами на схематической секторной модели залежи БП14 Тарасовского месторождения изучены особенности действия ПОТ в условиях НПК, в частности, причины обычно сильного снижения приемистости обработанной нагнетательной скважины. Одной из сопутствующих причин является ограничение роста давления закачки после обработки скважины из-за обвязанности нескольких скважин на один водовод.

С помощью схематической секторной модели залежи ПК19-Барсуковского месторождения изучен механизм действия ПОТ в условиях ВПЗ при обводнении скважин из-за ЗКЦ. Механизм заключается в тампонировании водоносной части разрезов нагнетательных скважин, в снижении пластового давления водоносной части резервуара на контуре питания добывающей скважины (рисунок 7) и в снижении дебита подошвенной воды, в переориента1 – в водоносной части при комплексной обработке, 2 – в водоносной части при обработке СПС, 3 – в нефтеносной части при обработке СПС, 4 – в нефтеносной части при комплексной обработке Рисунок 7 – Расчетная динамика пластового давления в различных частях разреза на контуре питания скважины Р48 схематической секторной модели объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения при обработке нагнетательных скважин СПС и при их обработке по комплексной технологии ВПП Время 1 - суммарный дебит нефти реагирующих скважин, 2 - суммарный дебит жидкости, 3 - средняя обводненность, 4 - приемистость нагнетательной сважины, 5 - забойное давление нагнетательной скважины, 6 - забойное давление реагирующей скважины Рисунок 8 – Расчетная динамика показателей эксплуатации скважин схематической секторной модели объекта БП-14 Тарасовского месторождения при обработке нагнетательной скважины по комплексной технологии ВПП Обводненность, д.ед.

Забойное давление, атм Дебит, приемистость, м 3/ сут ции потоков закачиваемой воды на нефтенасыщенную часть пласта и в восстановлении там пластового давления (рисунок 7).

Pages:     | 1 || 3 |






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