Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Геолого-физическая характеристика нетрадиционных гранитоидных коллекторов 11
1.1 Общие сведения о нефтяных месторождениях в гранитоидных коллекторах и трещиноватых коллекторах при нулевой емкости матрицы 11
1.2 Классификация объектов в гранитоидных и аналогичных по генезису коллекторах 14
1.3 Возможные условия образования залежей нефти и газа в фундаменте месторождения «Белый Тигр» 17
1.3.1 Процесс формирования фильтрационно-емкостных свойств пород фундамента 17
1.3.2 Процесс генерации и скопления углеводородов в фундаменте и условия формирования месторождения «Белый Тигр» 19
1.4 Геологическое строение*месторождения «Белый Тигр» 21
1.4.1 Тектонико-стратиграфическая приуроченность объектов разработки 21
1.4.2 Литолого-фациальная характеристика объектов разработки 24
1.4.3 Термодинамическая и гидродинамическая характеристика объектов разработки 24
1.4.4 Фильтрационно-емкостная характеристика объектов разработки... 26
1.4.5 Анализ геологического строения месторождения по структурно-текстурным свойствам гранитоидных и аналогичных по генезису
коллекторов 29
Выводы к главе 1 32
ГЛАВА 2. Анализ разработки гранитоидных коллекторов месторождения «белый тигр» и прогноз конечных показателей разработки 33
2.1 Анализ текущего состояния разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» 33
2.1.1 Характеристика фонда скважин месторождения 33
2.1.2 Характеристика распределения начальных запасов нефти исследуемых объектов по глубине 35
2.1.3. Особенности систем разработки и заводнения залежи 37
2.1.4 Энергическая характеристика анализируемых объектов разработки и ее динамика во времени 39
2.1.5 Газовый фактор и его динамика во времени 42
2.1.6 Динамика обводнения объекта и скважин и возможные способы регулирования процесса разработки 44
2.1.7 Текущее состояние разработки фундамента месторождения «Белый Тигр» 47
2.2 Прогноз конечных показателей разработки месторождения 57
2.2.1 Краткий обзор методик прогноза показателей разработки нефтяных месторождений 57
2.2.2 Прогноз конечной нефтеотдачи и суммарного водонефтяного фактора залежи по характеристикам вытеснения 58
2.3 Балансовый метод оценки текущей и конечной нефтеотдачи заводненного объема 62
2.3.1 Методы определения положения искусственного ВНК в залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» 62
2.3.2 Адаптация метода электрометрии для контроля за изменением искусственного ВНК в гранитоидных коллекторах 68
Выводы к главе 2 78
ГЛАВА 3. Комплексное исследование гранитоидных пород-коллекторов и экспериментальная разработка методов воздействия на призабойную зону композициями химреагентов с целью повышения фильтрационно-емкостных свойств 79
3.1 Актуальность проблемы обработок призабойной зоны гранитоидных коллекторов 79
3.2 Экспресс-методы исследования эффективности обработки гранитоидных пород-коллекторов композициями химреагентов 82
3.2.1 Экспериментальное исследование эффективности обработки гранитоидных пород-коллекторов композициями химреагентов 82
3.2.2 Рекомендации по применению методов воздействия на призабойную зону для регулирования разработки 91
3.3 Экспериментальные результаты исследования по вытеснению нефти водой на модели пласта пород фундамента 92
Выводы к главе 3 93
ГЛАВА 4. Применение метода материального баланса для контроля и регулирования разработки фундамента месторождения «белый тигр» 94
4.1 Контроль и регулирования разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» 94
4.2 Методическое обоснование применения метода материального баланса для термодинамических и гидродинамических условий месторождения «Белый Тигр» 97
4.3 Определение коэффициента упругоемкости исследуемой залежи и его динамики во времени 103
4.4 Расчет динамики отбора флюидов и контроль за динамикой ВНК и ГНК методом материального баланса 106
4.5 Возможные схемы ВНК и ГНК при различных режимах отбора и закачки 114
4.6 Определение условного положения ВНК на основе метода материального баланса и распределения запасов нефти по слоям в трещиноватых коллекторах 115
4.7 Сравнительные результаты определения положения ИВНК в залежи фундамента 117
Выводы к главе 4 118
Заключение 119
Приложение 121
Список литературы 126
- Общие сведения о нефтяных месторождениях в гранитоидных коллекторах и трещиноватых коллекторах при нулевой емкости матрицы
- Энергическая характеристика анализируемых объектов разработки и ее динамика во времени
- Экспериментальное исследование эффективности обработки гранитоидных пород-коллекторов композициями химреагентов
- Контроль и регулирования разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр»
Введение к работе
В настоящее время месторождения нефти и газа в магматических породах фундамента открыты практически во всех нефтегазоносных провинциях мира (Алжир, Венесуэла, Вьетнам, Египет, Иран, Ирак, Казахстан, Мексика, Саудовская Аравия, Северный Кавказ, Россия и т.д.) и составляют значительную часть мировых запасов. Однако вопросы разработки таких месторождений, в связи с длительностью процессов разработки, изучены недостаточно. Возникает и целый ряд научно- практических вопросов, связанных с контролем и регулированием разработки таких залежей, особенно залежей, разработка которых ведется с применением системы заводнения.
В последние годы актуальность изучения этих вопросов значительно возросла для всего мира как в связи с открытием в фундаменте новых крупных месторождений нефти и газа, так и с постепенным истощением запасов углеводородов (УВ) месторождений с терригенными и карбонатными породами.
В Республике Вьетнам доля добычи нефти из залежей фундамента месторождений «Белый Тигр», «Дракон», «Черный Лев» и др. превышает 90% от общей добычи нефти. Поэтому изучение вопросов по контролю и регулированию разработки этих месторождений становится более актуальным и действительно имеет большое практическое значение в нефтегазопромысловой практике.
Залежи нефти в фундаменте зачастую определяются сложными геологическими и термодинамическими условиями. Следовательно, анализ и регулирование разработки месторождений с такими условиями имеют не только научный интерес, но и исключительно большое практическое значение как для Республики Вьетнам, так и для всего мира. В диссертационной работе проведены анализ и регулирование разработки гранитоидных коллекторов кристаллического фундамента крупного месторождения «Белый Тигр» на шельфе Южного Вьетнама.
Цель работы
Совершенствование методов анализа и регулирования разработки гранитоидных коллекторов нефтяных месторождений Республики Вьетнам для повышения эффективности их разработки.
Задачи исследования
Изучение условий образования залежей нефти и газа в фундаменте. Обобщение основных особенностей геологического строения гранитоидных коллекторов месторождения «Белый Тигр». Изучение текущего состояния разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» и прогноз конечных показателей разработки.
Оценка эффективности методов контроля за изменением положения искусственного водонефтяного контакта (ИВНК) в фундаменте месторождения «Белый Тигр». Адаптация метода электрометрии для контроля за изменением ИВНК в гранитоидных коллекторах.
3 Экспериментальное исследование эффективности работ по,обработке призабойной зоны (ОПЗ) скважин залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин с помощью полученных эффективных композиций химреагентов.
4. Создание методики регулирования процесса разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» на основе метода материального баланса при недопущении образования газовой шапки. Определение условного положения ИВНК методом материального баланса в гранитоидных коллекторах.
Методы исследования
В диссертационной работе использовались методы промыслового анализа на основе геофизических исследований, математического моделирования и методы лабораторного анализа с использованием искусственных кернов.
Научная новизна
Установлена новая зависимость между закачкой воды в пласт и отбором жидкости для залежей Центрального свода фундамента месторождения «Белый Тигр» на основе метода материального баланса.
Впервые предложена методика контроля за перемещением ИВНК с помощью геофизических исследований скважин (ГИС) на основе электрометрии для условий залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» и других залежей со сходными геолого-физическими и термодинамическими условиями.
Практическая ценность
Разработанная методика подбора композиций химреагентов при обработке призабойной зоны на гранитоидные коллекторы и полученные результаты анализа разработки месторождения «Белый Тигр» используются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ) при чтении лекций и проведении практических занятий по дисциплинам «Контроль и регулирования процесса извлечения нефти», «История развития нефтегазовой промышленности» и «История разработки крупных нефтяных месторождений», а также при курсовом и дипломном проектировании со студентами горно-нефтяного факультета по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 59-й и 60-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (2008, 2009 гг.), в II и III Всероссийских смотрах научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов Российской Федерации (г. Томск, 2008 и 2009 гг.), на Всероссийской научно- технической конференции студентов, аспирантов и молодых« ученых (г. Красноярск, 2008 г.).
Публикации
По теме диссертации опубликованы 10 научных работ, в том числе 5 статьей, 3 из которых опубликованы в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с перечнем ВАК Минобрнауки РФ.
Объем и структура работы
Диссертация изложена на 141 странице машинописного текста и включает введение, 4 главы, 45 рисунков, 25 таблиц, основные выводы и рекомендации. Список литературы содержит 142 наименования и приложение, изложенное на 6 страницах.
Автор благодарит профессора М.А. Токарева за научное руководство, заведующего кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» профессора Ю.В. Зейгмана за постоянную помощь в работе, коллектив кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» за помощь в проведении лабораторных исследований по созданию искусственных кернов, а также выражает признательность за ценные советы к.ф-м.н Фам Куанг Нгоку, заведующему лабораторией МиФП НИПИнефтеморгаза СП «Вьетсовпетро» Ле Динь Лангу и коллективу Отдела «Разработка нефтяных и газовых месторождений» НИПИнефтеморгаза СП «Вьетсовпетро».
Общие сведения о нефтяных месторождениях в гранитоидных коллекторах и трещиноватых коллекторах при нулевой емкости матрицы
К трещинному типу относятся коллекторы с хорошо развитой микро- и макротрещиноватостью, которая уверенно фиксируется на кривых электрического сканирования, акустического каротажа (АК), по сильному затуханию волн Лэмба-Стоунли. Каверновая и структурная пустотпость имеют подчиненное значение.
К каверново-трещинному типу относятся коллекторы, в которых пустотность представлена микро- и макрокавернами, микротрещинами и крупными порами, в той или иной степени связанными между собой. Трещинная пустотность имеет подчиненное значение. Коллекторы этого типа имеют повышенную общую пустотность по нейтрон-нейтронному (ННК) и плотностному гамма-гамма-каротажу (ГГК).
К структурному (блоковому) типу относятся коллекторы, в которых породы обладают относительно небольшими емкостными свойствами и по своим фильтрационно-емкостным характеристикам близки к коллекторам с межзерновой пустотностью. Коллекторы этого типа имеют относительно низкие значения пористости по ННК и ГГК и наиболее полно охарактеризованы керном, и им свойственна ярко выраженная левая асимметрия в распределении пористости.
Предлагаемая классификация гранитоидных коллекторов подтверждается результатами изучения структуры пустотного пространства по большим шлифам, пропитанным окрашенными смолами, и данных ртутной лорометрии, анализом пустотности по кернам [4].
Процесс застывания магматических пород происходил с различной скоростью. Внешняя поверхность и периферийная часть застывали раньше с грубозернистой кристаллизацией, а внутренняя часть застывала медленнее с тонкозернистой кристаллизацией. Состав гранита характеризуется значительным содержанием высоковязкого кремния, что привело к быстрому застыванию. За счет потерь газа и воды сформированы пустоты, но для и кислого состава (двуслюдистых гранитов) степень образования 2-3% пустот больше в породах среднего состава (диорит) и слабого кислотного (гранодиорит). За счет разной скорости застывания снаружи и внутри также произошло формирование трещин и микротрещин вертикального и горизонтального направлений, особенно во внешней коре [78].
Тектонические движения блоков вызывают перемятия, дробления и смешения с формированием зон разуплотнения. При этом верхняя часть выступа более трещиноваты и раздроблены.
Минеральный состав также влияет на процесс образования трещин. Двуслюдистые граниты наиболее крупнозернистые кристаллизованные и наиболее хрупкие по сравнению с гранодиоритами. Особенно тонкозерни- сто кристаллизованные диориты являются наиболее плотными и крепкими. Поэтому при тектонических движениях и выветривании сводовая часть Центрального свода массива легко дробится и разрушается. Из-за этого пористость в породах диоритов (в Северо-Восточном крыле) достигает величин меньше 0,2% , в породах гранодиоритах она составляет от 0,4% до нескольких процентов. Проницаемость в диоритах достигает 0,003 мкм2, а в гранодиоритах она имеет значение 0,05 мкм2, в редком случае до 0,2 мкм2, в двуслюдистых гранитах ее значение до 0,6-0,8 мкм2 [1,78].
Гидротермальная деятельность играет роль в процессе формирования ФЕС пород фундамента месторождения «Белый Тигр». Горячие растворы с температурой выше 80С-220С обычно в интервалах температур 120-210С образованы за счет конденсации водяных паров из магматических пород при застывании и осадочных толщ, залегающих на большой глубине. При гравитационном уплотнении горячие растворы освобождались и мигрировали в верхнюю часть в виде паров. Такие активизированные растворы как щелочные растворы, воздействовали на породы кислого состава фундамента. В результате этого растворились слабоустойчивые минералы в зоне смятия, дробления и на грани трещин различных видов. Это привело к образованию пустот и каверн в фундаменте.
Наличие покрышки также имеет значение в процессе формирования ФЕС пород фундамента месторождения «Белый Тигр». Горячие растворы сохранили свою энергию и активно реагировали на минералы при наличии покрышек. В пределах структуры «Белый Тигр» имеется углисто- глинистая пачка верхнего олигоцена с толщиной 64 м над Центральным сводом, 200-400 м над Северным сводом. Эта пачка опирается на глинистую пачку нижнего миоцена толщиной 800-1000 м с формированием надежной покрышки для сохранения нефти в фундаменте. Глинистые пачки верхнего олигоцена и нижнего миоцена являются устойчивыми покрышками после погружения до глубин более 2000 м.
Если бы отсутствовала покрышка, то тепловая энергия горячих растворов покинула бы фундамент. В результате чего горячие растворы слабо реагировали на слабоустойчивые минералы. В этом случае эффект растворения гидротермальных растворов намного снизился. В связи с этим явлением каверны и пустоты мало образованы. При этом условии и ФЕС пород снизились, и УВ, особенно легкие, сохранились мало в фундаменте.
Таким образом, тектонические движения способствовали формированию разломов и трещин. В дальнейшем поверхностные и горячие подземные растворы интенсифицировали процесс образования каверн и пустот за счет сил растворения. Все эти явления привели к формированию ФЕС пород фундамента месторождения «Белый Тигр». Если бы отсутствовала гидротермальная деятельность, тогда коллекторы фундамента, в основном, носили только трещинный характер.
По вопросу генерации и скоплении УВ в фундаменте шельфа Южного Вьетнама, даже в настоящее время, нет единой точки зрения. Разными авторами высказаны различные гипотезы. Одни исследователи связывают их образование с миграцией нефти из осадочных олигоценовых толщ (Хоанг Д.Т. и др.), другие - с глубинным перетоком УВ по тектоническим разломам (Горохов В.К. и др.).
Энергическая характеристика анализируемых объектов разработки и ее динамика во времени
Однако запроектированная система разработки по схеме I не применилась на практике, поскольку ее проектная нефтеотдача низка. Кроме того, работа по нагнетанию попутного газа и газа другого источника в зону с потенциальным образованием вторичной газовой шапки (зона I) является сложной по технологии и нерентабельной по экономике. Для ППД в такой зоне требуется огромный объем газа, так как пластовое давление в зоне I само велико (примерно 33 МПа на абс. отметке -3050 м по состоянию на 01.01.1993 г.). Закачка газа в такую зону, как правило, проводится насосами очень высокой мощности, цена которых даже достигает до сотии миллионов долларов.
Начатая в 1993 г. закачка воды позволила замедлить темп падения пластового давления, а затем и стабилизировать его значение в основной части залежи на уровне выше давления насыщения нефти газом. Режим растворенного газа получил развитие при эксплуатации Северного свода, где фундамент характеризуется повышенной неоднородностью и на протяжении всего периода разработки. Объем нагнетаемой воды был недостаточным для компенсации отборов пластовых флюидов.
Дальнейшая разработка нефтяных коллекторов залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» проводилась по новой запроектированной схеме системы разработки (рис. 2.3, схема И). По этой схеме система разработки залежи в фундаменте основана на следующих положениях: — ППД в кровле Центрального свода (-3050 м) на уровне 24-25 МПа. На отдельных участках залежи Северного свода допускается снижение пластового давления ниже давления насыщения; — подошвенное заводнение, когда закачка воды производится в интервалы ниже глубины 4000 м; зону отборов установить выше глубины 3500-3600 м; — скважины бурятся с субгоризонтальными стволами; — траектории добывающих и нагнетательных скважин предусматриваются перпендикулярными плоскости развитых субвертикальных зон трещиноватости; — расположение скважин предусматривает равномерный охват залежи заводнением по площади и по глубине; — по мере продвижения ИВНЕС интервалы отбора переносятся в прикровельную часть; — нагнетательные скважины могут переводиться на отбор из кровельной части залежи. Реализация этих положений в течение 5-ти лет показала достаточную эффективность этой системы и целесообразность ее дальнейшего развития. Внедрение системы заводнения позволило достичь высоких темпов отбора от начальных извлекаемых запасов нефти и продлить период фонтанирования добывающих скважин по сравнению с разработкой залежи на естественном режиме. Перенос интервалов закачки воды ниже абс. отметок -4000 м способствовал сокращению числа преждевременно обводняющихся скважин и равномерному подъему ИВНК. Низких значений обводненности добываемой продукции удалось достичь путем проведения мероприятий по переводу ряда нагнетательных скважин в добывающие и переноса интервалов дренирования добывающих скважин в кровельную часть залежи по мере подъема ИВНК. Тем не менее, в настоящий момент актуальной остается проблема, связанная с применением технологии изоляции притока воды в открытом стволе скважин [103]. Как отмечено, фундамент месторождения «Белый Тигр» разделен на Центральный, Северный и Южный своды. Однако разработка нефтяных коллекторов только ведется на Центральном и Северном сводах фундамента. Практика показывает, что энергическая характеристика Центрального свода и Северного свода фундамента намного отличается. Изменение пластовых давлений на Северном своде фундамента Пластовое давление в объеме Северного свода фундамента снизилось ниже давления насыщения, а на отдельных участках ниже 10 МПа. Разработка залежи осуществляется на смешанном режиме вытеснения, при котором наиболее заметно проявляется режим растворенного газа. Так как Северный свод фундамента месторождения «Белый Тигр» разбит на отдельные блоки, гидродинамическая связь между которыми очень слабая. Поэтому ни какое среднее значение не может характеризовать среднее пластовое давление для всего объекта. Динамика забойного давления некоторых добывающих скважин Северного свода фундамента во времени, приведена на рис. 2.4.
Экспериментальное исследование эффективности обработки гранитоидных пород-коллекторов композициями химреагентов
Очевидно, что для текущего и перспективного планирования добычи нефти на месторождении «Белый Тигр» необходимо определить пути фильтрации закачиваемой воды и истинное положение ИВНК в залежи фундамента.
Методы определения ВНК и ГНК в терригенных и карбонатных коллекторах достаточно изучены. Такие методы подробно изложены в соответствующих монографиях, методических руководствах, к числу которых в первую очередь относятся работы В.Н. Дахнова, Б.Ю. Венделыитейна, Р.А. Резванова, Ф.А. Гришина, М.А. Жданова, В.П. Савченко, М.А. Токарева, Д. Роучи и др.
Трещиноватые коллекторы в гранитоидных породах являются новым типом коллектора, значительно отличающиеся от коллекторов в терригенных и карбонатных породах. Поэтому ныне актуальным является вопрос определения положения ВНК в гранитоидных коллекторах.
В залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» введена система закачки с целью ППД с 1993 г. и водопроявление в добывающих скважинах началось после закачки 2-3 лет. Поэтому методы определения ИВНК начались широко применять с 1997 г. К настоящему времени в основном положение ИВНК в залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» определялось следующими методами: 1. Метод 1: метод эксплуатационного каротажа (Production Logging Test, PLT), который основан на определении интервалов притока нефти и воды в скважинах; 2. Метод 2: метод забойных давлений; 3. Метод 3: метод аналогии, основанный на положении текущего ИВНК соседних скважин. При определении положения ИВНК в залежи фундамента основными считаются методы 1 и 2, а методы 3 — дополнительными. Определение ИВНК методом PLT В залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» в первую очередь обрабатывались скважины, где имеющие точные значения работающих интервалов, определенные методом PLT. В случае, когда на дату проведения исследования скважина уже была обводнена, то отметка ИВНК принималась на уровне водонефтяного раздела. При этом отмечалась дата проведения исследования и для определения положения ИВНК на текущий момент времени вносилась поправка, учитывающая скорость подъема ИВНК в данном районе. В случае если на дату проведения исследования PLT вода в продукции скважины отсутствовала, учитывались отметки интервалов притока и продуктивность данных интервалов, а затем по величине текущей обводненности продукции проводилось обоснование нахождения текущего ИВНК в конкретном работающем интервале.
До 2009 г. методом PLT проведено более 100 исследований, но, к сожалению, они не дали однозначного ответа о положении ВНК. Имеют место многочисленные примеры, когда отметки притоков воды, выявленные по данным PLT, различаются на десятки и сотни метров даже в соседних скважинах. Более того, отмечены случаи притока воды на отметке выше интервала, дающего чистую нефть. Так, в скв. 1404 вода появилась в апреле 1997 г. В ближайшей нагнетательной скв. 1405 закачка велась на интервале 3927-4067 м с февраля 1994 г. В скв. 1404 самая нижняя точка притока соответствует абсолютной глубине 3574 м. Если предположить, что уровень ВНК поднялся до 3574 м, то расчетная скорость его подъема по традиционному подходу составляет 12 м/мес. В скв. 1407 вода появилась в мае 1999 г. Самая нижняя точка притока соответствует абсолютной глубине 3556 м. Предположительно скорость подъема ВНК равна 6 м/мес. В скв. 1415 скорость подъема ВНК от нагнетательной скв. 424 при таких же допущениях составляет 8,6 м/мес. Соответственно средняя скорость составляет более 8 м/мес, или около 100 м/год, что противоречит более двадцатилетней истории разработки залежи.
В гранитоидных коллекторах темпы обводнения скважин чрезвычайно разнообразны. Поэтому для повышения надежности результатов определения по методу PLT требуется проводить регулярные замеры параметров, даже несколько раз в год.
Метод РЬТ является одним из традиционных методов определения ВНК в нефтяных коллекторах, а для залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» - основным. Однако определение положения ИВНК в фундаменте проводится только по определенной группе обводнивщихся скважин. Поэтому результаты обработки РЬТ характеризуют только условное его положение. Более того, по методу РЬТ полученные отметки водопроявления в скважинах неоднозначны, поскольку механизм обводнения скважин в трещиноватом коллекторе фундамента носит, в значительной степени, «кинжальный» характер. В данном случае говорить о четком положении ИВНК некорректно. По методу РЬТ на 01.01.2009 г. среднее условное положение ВНК на Центральном своде фундамента месторождения «Белый Тигр» находится на глубине 3350 м [6, 103]. Определение ИВНК методом забойных давлений В связи с тем, что метод РЬТ дал результаты, не довольные для специалистов СП «Вьетсовпетро» по определению положения ИВНК в залежи фундамента месторождения «Белый Тигр», с 2004 г. предпринята попытка определить положение ИВНК по забойным давлениям добывающих и нагнетательных скважинах. Определение ВНК методом забойных давлений предполагает наличие постоянного градиента давлений между соседней нагнетательной и добывающей скважинами вдоль прямой линии, соединяющей их забои. Исследования специалистов НИПИморнефтегаза СП «Вьетсовпетро» в 2004 г. показали, что тогда положение ИВНК находилось в диапазоне 3450-3540 м. Понижение уровня ИВНК с севера на юг отмечалось только в скв. 1442 (на глубине 3740 м). Установлено, что средняя скорость подъема ИВНК по залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» составила около 70 м/год [112]. С учетом этой скорости на рис. 2.21 показаны предполагаемые уровни ИВНК на 01.06.2006 и 01.01.2009 г. и, которые ясно противоречат текущей фактической обводненности продукции и текущему.
Контроль и регулирования разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр»
Эксплуатация продуктивных коллекторов фундамента открытым стволом добывающих скважин создает благоприятные условия для комплексирования традиционно используемого при контроле за разработкой импульсного нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам (ИННМт), данных электрометрии (бокового каротажного зондирования БКЗ) и акустического каротажа. При этом при наличии достаточных и качественных ГИС в породах фундамента и их сопоставлении с данными эксплуатационного каротажа (РЬТ) возможно решение следующих задач: — выделение продуктивных интервалов; — контроль за продвижением и текущим положением ИВНК [6, 103]. Регулирование процесса разработки объекта Благодаря большим объемам нагнетаемой воды в фундамент добыча нефти месторождения поддерживается на высоком уровне. Основная часть скважин (более 70%) эксплуатируется фонтанным способом, остальные - газлифтным. Залежь фундамента имеет крайне сложное геологическое строение, значительную неоднородность по простиранию и разрезу пласта. Она характеризуется высоким этажом нефтеносности, а коллектор относится к трещиновато-кавернозному типу. Структура пустотного пространства в резервуаре фундамента и примененная технология разработки предопределили сложный характер продвижения закачиваемой воды и вытесняемой нефти в объеме залежи. Основными каналами продвижения являются трещины, обладающие максимальной раскрытостью. Вытеснение нефти из мелких трещин осуществляется с меньшей скоростью. Более быстрые темпы продвижения воды по макротрещинам приводят к прорывам воды к забоям добывающих скважин и, как следствие, их прогрессирующему обводнению, а запасы нефти в объеме мелких трещин защемляются и остаются невыработанными. Опыт разработки массивных залежей нефти с подобным развитием пустотного пространства и анализ текущего состояния выработки запасов залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» указывают, что основными направлениями повышения нефтеизвлечения на данном этапе разработки являются — смена направлений фильтрационных потоков в объеме залежи-и увеличение плотности сетки скважин. Смена направления фильтрационных потоков включает комплекс мероприятий, таких как: ввод в эксплуатацию новых нагнетательных скважин и перевод части нагнетательных скважин в добывающий фонд, изоляционные работы обводнившихся интервалов в добывающих скважинах. Не исключается также применение циклической закачки воды с продолжительным временным интервалом и повышением давления нагнетания [6, 54, 103]. К основным мероприятиям по регулированию разработки заводнением нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами обычно относят: — активное внедрение методов водоизоляции и разработка технологий, направленных на повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ; — смена направлений фильтрационных потоков в объеме залежи. В данном случае смена направления фильтрационных потоков включает комплекс мероприятий, таких как ввод в эксплуатацию новых нагнетательных и добывающих скважин и перевод части нагнетательных скважин в добывающий фонд, изоляционные работы обводнившихся интервалов в добывающих скважинах; — бурение новых эксплуатационных скважин и боковых стволов в бездействующих и малодебитных скважинах с целью повышения степени выработки запасов нефти; — внедрение газлифтного способа эксплуатации скважин на блок- кондукторах; — создание дополнительных очагов нагнетания путем перевода добывающих скважин в нагнетательные или бурения новых скважин [6]. Приведенный анализ показывает, что контроль и регулирование разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» до настоящего времени не осуществляется по методу материального баланса. Следовательно, вопрос о его применении для контроля и регулирования разработки гранитоидных коллекторов месторождения «Белый Тигр» является актуальным.
С помощью метода материального баланса решают ряд задач разработки нефтяных и газовых месторождений. Его применяют для определения начальных запасов УВ в пласте, установления объема вторгшейся в продуктивный пласт воды из водоносного бассейна, анализа разработки и прогнозирования показателей разработки месторождений [110].
Основу метода материального баланса составляет уравнение, отражающее равенство между количеством (объемом) УВ, содержавшихся в залежи до начала ее разработки QHO, и количеством (объемом) УВ, извлеченных из залежи QH и оставшихся в ней QHOn на любой момент разработки.
Похожие диссертации на Анализ и регулирование разработки месторождения "Белый тигр" со сложными геологическими и термодинамическими условиями залегания
