WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Qз k - накопленное количество закачиваемой воды за период между соQж j стояниями по k-ой нагнетательной скважине, м3; - накопленная добыча жидкости за период между состояниями по j-ой добывающей скважине, V Vф м3. Равенство следует рассматривать как первое приближение в оценке достоверности карт изобар.

Применение данного метода на примере данных по пласту Ач1 КальVф чинского месторождения показало, что изменение энергетики за два месяца (замеры 31.08.2002. и 31.10.2002. – таблица 1), составило 36,0 тыс.

м3. Определенное по картам изобар значение V составило 122,96 тыс. м3.

Таблица 1.

Показатели разработки за период с 31.08 по 31.10.2002. по Кальчинскому месторождению Накоплен- Плотность Объем- Накоплен- ная добыча т/м3 ный ко- Накопленная добыча за ная закачка за период, эффици- период, тыс.м3 (пл.усл.) воды за пе- V, тыс.т ент неф- риод, тыс.мти, д.ед. тыс.мНефть Вода Нефть Вода Нефть Вода Жидкость 148,18 78,24 0,89 1,00 1,07 184,72 78,24 262,96 298,96 6,Таким образом, разница по расходу жидкости в залежи за рассмотренный период составила 86,96 тыс. м3, т.е. 29 % расхода жидкости.

Из примера следует, что механизм построения карт изобар на основе интерполяционных данныхфункций дает существенную ошибку.

Все это подтверждает тот факт, что одной из главных причин низкого качества оценки потенциала пласта является недостаточный объем замеров и упрощенность выбора исходных данных для построения изолиний на картах изобар.

По уточненной карте изобар реально более точно определить участки с повышенным пластовым давлением, где высока вероятность преждевременного обводнения скважин с неоднородными коллекторами, что позволит оптимально планировать геолого-технические мероприятия на конкретном участке.

Таким образом, предлагаемая методика оценки потенциала пласта более точно характеризует состояние объекта, по сравнению с применением метода традиционного построения карт изобар.

В третьем разделе исследованы внутрипластовые процессы по данным кривых восстановления давления и кривых падения давления при проведении водоизоляционных работ.

Практически по графику восстановления забойного давления можно определить коэффициент проницаемости пласта, оценить степень загрязненности призабойной зоны пласта или ее гидродинамическое несовершенство как по характеру, так и по степени вскрытия пласта.

Однако, на практике редко встречаются литологически однородные пласты по толщине и простиранию. Проницаемость пласта изменяется в процессе работы скважины вследствие постоянного закупоривания пор коллектора механическими примесями, парафиновыми и асфальтосмолистыми отложениями. Вязкость жидкости изменяется от ствола скважины в глубь пласта в результате закачивания или прекращения закачивания воды, а также замещения высоковязких нефтей пластовой или пресной водами и перемещения водонефтяного или газонефтяного контактов в процессе заводнения пластов. В призабойной зоне пласта, как правило, имеется развитая система трещин, размеры которых изменяются в зависимости от режима работы скважин. На характер кривых восстановления забойного давления также влияют невозможность практически мгновенного прекращения притока или нагнетания жидкости в пласт, выделение газа в призабойной зоне пласта и в стволе скважины, изменение давления в них вследствие теплоотдачи и т.д.

Недостаточная информация о геологическом строении коллекторов не позволяет предсказывать с достаточной точностью время преждевременного обводнения скважин закачиваемой водой.

В диссертации рассмотрены процессы фильтрации жидкости в пласте при закачивании воды в нагнетательные скважины с учетом изменения свойств пластового флюида на фронте вытеснения.

Рассматриваемая задача о снижении давления в остановленной нагнетательной скважине обычно сводится к определению распределений давления в нескольких зонах в соответствии с теорией фронтального вытеснения Бакалея - Леверетта, в основе которой модель вытеснения одной жидкости другой, т.е. модель движения двухфазных жидкостей, сущность каждой из которых описывается законом Дарси.

Первой примыкает к скважине кольцевая зона повышенной (по отношению к первоначальной) проницаемости пласта, протяженностью от нескольких метров до нескольких десятков метров. Эта зона обусловлена активизацией пласта при закачивании больших объемов воды. Иногда ее называют зоной «техногенной трещиноватости».

Вторая кольцевая зона - зона пониженной проницаемости. Это зона смешанного потока жидкости – водонефтяной смеси. Ее протяженность также может быть различной и достигать сотен метров. Всевозможные ситуации поведения фронта вытеснения могут быть выяснены на основе изучения КПД, записываемых периодически в остановленных нагнетательных скважинах. В лабораторных условиях значения проницаемости для переходной зоны определяются экспериментально по кривым фазовых проницаемостей водонефтяных смесей при прокачивании через керн различных композиций.

В третьей зоне, находящейся за пределами переходной зоны – фронта вытеснения, фильтруется только нефть, вытесняемая потоком нагнетаемой воды.

В соответствии со сделанными допущениями о существовании различных областей фильтрации в зонах дренирования нагнетательных скважин, оценивались начальные условия для моделирования процессов снижения давления в скважине после закачивания в нее определенных объемов воды. В процессе моделирования были разработаны алгоритмы и программы, на основе которых воспроизводились рассматриваемые процессы фильтрации. Исследовались пласты с первоначальной проницаемостью 100, 50, 25, 10 и 5 мД. Время замера КПД составляло 7 суток. На рисунке приведены КПД для этапа вытеснения, когда в скважину только начинали нагнетать воду в пласт, а также для этапа длительного закачивания (рисунок 2).

Как следует из данных (рисунок 1 и 2), КПД существенно отличаются для начального этапа закачивания жидкости в пласт от КПД для этапа после длительного закачивания воды. В процессе исследований была разработана методика интерпретации КПД с определением расстояний до ближнего и дальнего фронтов вытеснения. Выполненное исследование позволяет более точно прогнозировать время прорыва воды в добывающие скважины и достоверно определять тип пластового флюида в продукции жидкости.

Метод восстановления забойного давления дает возможность более точного определения значения коэффициента проницаемости удаленной зоны пласта, где сохраняется естественное состояние коллектора, а по методу исследования скважин на неустановившихся режимах реально проводить оценку фильтрационных характеристик продуктивного пласта и принимать решения, необходимые для правильного выбора технологии РИР.

Рисунок 1. Кривые падения давления при вытеснении нефти водой в неоднородных по проницаемости коллекторах (с фронтом вытеснения до 1 м) Разработанная методика интерпретации КПД позволяет определить расстояние до ближнего и дальнего фронтов вытеснения и более точно прогнозировать время прорыва воды в добывающие скважины в неоднородных коллекторах.

Теория Баклея-Лаверетта основана на предположении о фронтальном вытеснении нефти водой. Однако имеется достаточно много примеров, свидетельствующих о струйном характере вытеснения нефти закачиваемой водой (данная теория активно развивается в последнее время Р.И.

Медведским), что подтверждается результатами трассерных исследований.

Р, МПа Lgt Рисунок 2. Кривые падения давления в неоднородных коллекторах (с фронтом вытеснения от 50 до 100 м) В четвертом разделе приведена предлагаемая методика очередности производства изоляционных работ в неоднородных коллекторах.

Она предполагает на первом этапе производить выборку скважин на анализируемом участке по причинам простоя. Из этой выборки отбираются скважины, простаивающие по причине обводнения. Затем определяется место нахождения скважин по уточненной карте изобар в зонах с наиболее высоким пластовым давлением.

Далее, находящиеся в указанных зонах скважины, разделяются по темпу обводнения: резкое (более 10 % за месяц); постепенное (менее 10 % за месяц).

В скважинах с постепенным обводнением производится сравнение по обводненности с окружающими скважинами. При значительном отличии по обводненности с окружающими скважинами (более 15 %), производится запись профиля притока, определение нефтенасыщенности и проницаемости.

При притоке воды из части продуктивного пласта по данным трассерных исследований определяется нагнетательная скважина, от которой в большей степени происходит обводнение продукции выбранной для производства изоляционных работ добывающей скважины.

По КПД нагнетательной скважины с помощью разработанной программы численного моделирования определяется ориентировочное нахождение границ фронтов вытеснения нефти водой (исходя из наличия трех зон: водяной, водонефтяной и нефтяной).

Затем рассчитывается объем каналов фильтрации жидкости от нагнетательной скважины к добывающей по следующей формуле Qв.ij Vij ij Qк.ф. = (7) j =m i Vij j =1 i=ij где Qк.ф.- объём каналов фильтрации по i-му из пиков подъёма концентрации между нагнетательной и соответствующей добывающей скважиной, м3; Qв.ij - объём закачанной в нагнетательную скважину воды до момента прохождения индикатора в i -ом пике подъёма концентрации в соответствующей скважине, м3; Vij - скорость перемещения по j -му пику подъёма концентрации индикатора по направлению на добывающую скважину, м/ч;

j =m i Vij - сумма скоростей по j -му пику по каждой j -ой добывающей j =1 i=скважине, м/ч.

На основании данных о расстоянии между нагнетательной и добывающей скважинами вычисляется пропорциональное отношение водяной зоны к рассматриваемым совместно нефтяной и водонефтяной зонам, границы которых определены с помощью алгоритмов и программ численного моделирования КПД в нагнетательной скважине.

Расположение зон фронта вытеснения в пятиточечной системе размещения скважин схематично показано на рисунке 3.

Рисунок 3. Схема струйного вытеснения нефти водой при пятиточечной системе размещения скважин 1- добывающие скважины; 2 – нагнетательная скважина; 3 – каналы низкого фильтрационного сопротивления; зоны: 4 – нефтяная; 5 – водонефтяная; 6 - водяная Исходя из допущения, что объем каналов фильтрации от нагнетательной скважины к добывающей в первой половине расстояния в два раза больше, чем во второй, по полученным результатам вычисляется коэффициент заполнения каналов фильтрации. Данный коэффициент необходим в дальнейшем для расчета объема закачивания изоляционного состава.

Расчет объема изоляционного состава производится по формуле:

ij V = kзап Qк.ф., (8) ij где kзап – коэффициент заполнения; Qк.ф. – объем каналов фильтрации, м3.

Затем вычисляется коэффициент условной приемистости по формуле K = Q 10 P, (9) усл.пр где Q – условная приемистость скважины, м3/сут., Р – давление, при котором определена приемистость (для расчетов принимаются замеры условной приемистости при 10 МПа), МПа.

Выбор рецептур закачиваемых изоляционных составов для производства РИР производится в зависимости от коэффициента условной приемистости (таблица 2).

Затем по КВД добывающей скважины оценивается состояние прискважинной зоны пласта и, в случае необходимости, производится ОПЗ (например кислотная обработка).

Таблица 2.

Выбор изолирующих составов для РИР Коэффициент Изолирующие составы условной приемистости < 2 Гелеобразующие от 2 до 3,5 Вязкоупругие > 3,5 Осадкообразующие Закачивание выбранного по таблице 2 вида и рассчитанного по формуле (8) объема изолирующего состава производится при давлении, не превышающем давления гидроразрыва пород для продуктивных пластов.

Практика подтвердила, что закачивание селективного изоляционного материала следует вести из расчета 0,2 м3 состава на 1 м вскрытого перфорацией пласта.

Докрепление цементным раствором закачанных составов ведется из расчета 1м3 цементного раствора на каждую единицу коэффициента условной приемистости, определенной по формуле (9).После повторной перфорации нефтенасыщенных продуктивных пластов производится освоение скважины с применением пусковых муфт азотными компрессорами по разработанной в диссертационной работе технологии.

В разделе приведены результаты выполненных работ по разработанной технологии, а также сведения о новом оборудовании, рекомендуемом для повышения качества проведения РИР. Для этого была разработана установка для приготовления цементного раствора типа УПЦР-6/6 и налажено ее серийное производство.

Успешность применения новой технологии ремонтно-изоляционных работ в скважинах с неоднородными коллекторами можно показать на следующем примере.

Скважина № 35031 Самотлорского месторождения была пробурена в 1986 г. и эксплуатировала объект АВ2-3 (интервалы перфорации 1751,5 - 1758,0 м; 1769,5 – 1772,0 м; 1774 -1782,0 м). Дебит нефти на 01.04.00 составлял 0,1 т/сут. при обводненности 99 %.

По данным ГИС (от 03.04.00) было получено заключение, что обводнение продукции скважины происходит из интервалов 1753,2-1754;

1776,6-1779 м.

По результатам трассерных исследований было установлено, что причиной обводнения является поступление воды от нагнетательной скважины № 30443. Объем каналов низкого сопротивления составил 520,0 м3. В результате обработки КВД скважины № 35031 было определено, что ПЗП закольматирована, поэтому была проведена ее кислотная обработка. По данным исследования КПД нагнетательной скважины № 30443, применения алгоритмов и программ численного моделирования границ водяной, смешанной и нефтяной зон, коэффициент заполнения составил 0,2. Объем изоляционного состава был рассчитан по формуле (8) и составил 104,0 м3.

Приемистость скважины при давлении 10,0 МПа составила 480,0 м3/сут.

При этом коэффициент условной приемистости, рассчитанный по формуле (9), составил 4,8.

Для производства РИР по таблице 2 выбран осадкообразующий изоляционный состав. В скважину было закачано 110,0 м3 состава и 3,5 м3 селективного изоляционного материала (Продукт 119-204) из расчета 0,2 мсостава на 1м вскрытого перфорацией пласта.

Pages:     | 1 || 3 |






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