Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Текущая изученность проблемы и постановка задач для исследования 7
1.1. Повышение степени выработки запасов и интенсификация добычи нефти 7
1.2. Методы увеличения выработки запасов 9
1.2.1. Движение жидкостей и газов в пласте 10
1.3. Гидродинамические МУН 11
1.3.1. Циклическое заводнение 12
1.3.2. Изменение направлений фильтрационных потоков переносом закачки 13
1.3.3. Создание высоких давлений нагнетания 13
1.3.4. Форсированный отбор жидкости 14
1.4. Оптимизация сетки скважин 15
1.5. Повышение коэффициента охвата и интенсификация добычи на многопластовом объекте 15
1.5.1. Бурение боковых наклонно-направленных и горизонтальных стволов 16
1.5.2. Одновременно-раздельная эксплуатация 18
1.5.3. Выбор и обоснование области размещения новых стоков 19
1.6. Выводы к главе 1 19
ГЛАВА 2. Обоснование выбора эксплуатационного объекта для исследования 21
2.1. Общие сведения 21
2.2. Краткая геолого-физическая характеристика объекта исследования 21
2.3. Анализ состояния системы разработки
2.3.1. Анализ фонда скважин 25
2.3.2. Пластовое давление в зонах отбора и закачки 29
2.3.3. Анализ выработки запасов 33
2.4. Выводы к главе 2 40
ГЛАВА 3. Теоретические исследования формирования фильтрационных полей и линий тока вводом скважин возмутителей поля давления 41
3.1. Исследование влияния размещения скважин относительно добывающих и нагнетательных скважин на конфигурацию и плотность фильтрационных полей
3.2. Преломление направлений фильтрации жидкости в пласте включением скважин-возмутителей в систему заводнения пласта 51
3.3. Многокритериальный способ выделения элемента регулирования фильтрационных полей 55
3.4. Оценка влияния ввода горизонтальной скважины на динамику обводнения добывающих скважин перед и за горизонтальным участком ствола 61
3.5. Выводы к главе 3 64
ГЛАВА 4. Интенсификация раздельной выработки запасов нефти з многопластовых залежей с разным энергетическим уровнем 65
4.1. Обоснование комбинаций совмещаемых пластов по величине диапазона забойного давления с целью регулирования фильтрационного поля многопластовой системы 67
4.2. Расчет потенциального диапазона изменения забойного давления с целью регулирования фильтрационного поля эксплуатируемых пластов
4.3. Гидродинамическое моделирование изменения фильтрационного поля многопластовой системы 75
4.4. Интенсификация выработки запасов нефти скважинами совместного фонда при переходе на гидродинамически-раздельное освоение многопластовой системы 79
4.5. Определение целевого назначения скважин потенциально пригодных к независимому формированию фильтрационных полей многопластовой системы 84
4.5.1. Обоснование технологической возможности досрочного ввода пластов объекта возврата в разработку текущим фондом скважин 84
4.5.2. Применение нагнетательных скважин для опережающей добычи нефти с объектов возврата 86
4.5.3. Гидродинамическое разобщение пластов эксплуатируемых единым фильтром 87
4.6. Выводы по главе 4 91
Основные выводы и рекомендации 93
Список использованных источников
- Движение жидкостей и газов в пласте
- Анализ состояния системы разработки
- Преломление направлений фильтрации жидкости в пласте включением скважин-возмутителей в систему заводнения пласта
- Расчет потенциального диапазона изменения забойного давления с целью регулирования фильтрационного поля эксплуатируемых пластов
Введение к работе
Актуальность работы. Особенностью разработки многопластовых объектов является высокая степень миграции скважин как стоков (источников) с пласта на пласт с целью обеспечения как приемлемых темпов выработки, так и возможности извлечения запасов нефти возвратным способом.
Для решения этой сложной логистической задачи недропользователи зачастую прибегают к недостаточно эффективному, но в некоторых условиях единственному способу интенсификации выработки запасов нефти с минимальными капитальными затратами -эксплуатации скважин единым фильтром. Данный способ эксплуатации в большинстве случаев не рационально сказывается на долгосрочных прогнозах коэффициента нефтеотдачи, но позволяет получить кратковременную выгоду, так как конечный коэффициент нефтеотдачи всегда бывает ниже прогнозного. Вопрос о стратегическом формировании оптимального фильтрационного поля пласта и вытеснения в этом случае просто не стоит. С развитием технологий одновременно-раздельной эксплуатации появилась возможность получить все преимущества опережающей выработки, не нанося ущерб охвату пласта и избежать межпластовых перетоков. В подобных условиях актуальной задачей является правильный выбор режима работы каждого из гидродинамически-раздельно эксплуатируемых пластов путем рационального размещения скважин.
Поэтому технология выбора режима нового скважино-стока в условиях активно заводняемого пласта является сложной многокритериальной задачей, требующей объективной информации по окружающим скважинам и межскважинному пространству, решение которой позволит осуществить интенсификацию выработки запасов нефти многопластового объекта. Данная проблема крайне востребована в промысловых условиях и является актуальной задачей.
Цель работы - интенсификация выработки запасов нефти
многопластового объекта регулированием фонда скважин и
фильтрационного поля пласта.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
-
Оценка актуальности проблемы интенсификации выработки запасов нефти многопластового объекта регулированием фонда скважин;
-
Обоснование выбора объекта исследования, характеризующегося потенциалом для наращивания добычи нефти изменением структуры потока фильтрации;
-
Теоретические исследования способов регулирования фильтрационных потоков с целью повышения охвата выработкой;
-
Поиск и исследование особенностей методов практической реализации рекомендаций по регулированию фильтрационного поля пласта многопластового объекта разработки;
4 5. Практическая реализация рекомендаций в промысловых условиях.
Методы решения поставленных задач
Для решения поставленных задач в рамках работы проведена оценка их актуальности и выполнены: обоснование выбора объекта, теоретические исследования пластовых процессов, опирающиеся на современные методы обработки статистической информации, моделирование и обобщение результатов промысловых испытаний и рекомендаций, достоверность которых подтверждена промысловым внедрением.
Научная новизна результатов работы:
-
В результате анализа опыта регулирования заводнения и состояния выработки запасов эксплуатируемых месторождений разработана технология интенсификации отбора нефти созданием оптимальной длины фильтрационных потоков заводняемого пласта, характеризующихся увеличением скорости вытеснения и повышением охвата дренирования застойных зон пласта;
-
Для регулирования и обеспечения краевых условий (конечности) решаемых задач предложен многокритериальный способ выделения участка залежи по геотехнологическим особенностям, включающим характеристики пласта и флюида исследуемого района залежи нефти;
-
Предложена технология регулирования обводнения по напластованию путем искажения установившегося фильтрационного поля пласта и вводом протяженных возбудителей полей, создаваемых горизонтальными скважинами.
На защиту выносятся:
-
Метод сокращения длины фильтрационных потоков заводняемого пласта с целью интенсификации выработки запасов нефти оптимизацией фонда добывающих и нагнетательных скважин на базе карт градиента пластового давления;
-
Многокритериальный способ выделения элемента регулирования фильтрационных полей по давлению, свойствам коллектора, структуре пласта, геометрии (области Вороного) и естественным гидродинамическим границам пласта;
-
Технология регулирования обводнения по напластованию, основанная на использовании гидродинамического образа горизонтальных стволов нагнетательных скважин с целью экранирования и разгрузки фильтрационного поля в зоне интенсивного обводнения.
Практическая ценность и реализация результатов работы
-
Результаты диссертационной работы внедрены при разработке Пронькинского, Вахитовского, Сорочинско-Никольского месторождений ОАО «Оренбургнефть» НК «Роснефть».
-
Рекомендации автора по регулированию отбора ранее не дренируемых запасов реализованы на Пронькинском месторождении на
5 участке района скважины №1246, в результате которых дополнительно добыто 1210 т. нефти с экономическим эффектом 2.4 млн. руб.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы
докладывались на научно-технических советах НПО
«Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2012-2014 гг.), на XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Российского энергетического форума (г. Уфа, 2013 г.), на Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть, Технологии - 2014» (г. Уфа, 2014 г.), на научно-технических советах ООО «РН-СамараНИПИнефть» (2013, 2014 гг.).
Публикации и личный вклад автора
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 10 научных трудах, в том числе 7 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов, анализ результатов опытно-промышленных испытаний технологий отбора нефти.
Структура и объем работы
Движение жидкостей и газов в пласте
Первое применение данного способа увеличения нефтеотдачи состоялось в 1938 году (Азербайджан) [6]. Суть технологии в поэтапном снижении забойного давления, то есть увеличении депрессии и, соответственно, дебитов жидкости добывающих скважин. В результате в неоднородных объектах подключаются к области дренирования застойные зоны и малопроницаемые пропластки, улучшаются фильтрационные свойства аномально вязких нефтей.
Применению форсированного отбора должны предшествовать водоизоляционные работы и исследования зависимости отборов нефти от отборов жидкости. Осуществляться форсированный отбор может, к примеру, за счет применения ЭЦН высокой подачи либо увеличения загрузки ШГН [6].
Таким образом, каждый из указанных методов имеет свои критерии применения, и их внедрение с целью повышения эффективности выработки ряда объектов/зон не будет достаточно эффективным. В ряде случаев подобные технологии не могут обеспечить полноценное вовлечение пласта в разработку, так регулятор воздействия - скважина - не может охватить зоной своего влияния определенную область. В таких случаях требуется регулирование фонда скважин.
Исследованием конфигурации и плотности сетки скважин (ПСС) занимались Гавура В.Е., Алексеев П.Д., Токарев М.А., Лисовский Н.Н. и др. [1, 11, 35, 65-67]. Подбор оптимальной сетки скважин - одна из основных задач при проектировании системы разработки, как на начальном этапе разработки, так и в дальнейшем - при уточнении геологического строения и проявлении технологических особенностей разработки. Помимо максимально полного распределения запасов по зонам дренирования, оптимальная сетка скважин обеспечивает эффективное применение третичных методов увеличения нефтеотдачи.
На текущий момент основными требованиями к проектированию сетки скважин (ее плотности и конфигурации) являются: - соответствие геолого-фильтрационной характеристике; - обеспечение высокого КИН; - экономическая обоснованность. Оптимизация сетки скважин производится с целью обеспечения текущей добычи и увеличения КИН. Главным вопросом здесь является - могут ли быть отобраны запасы данной скважины другими скважинами [50].
Коррекция текущей сетки скважин введением новых стоков может быть достигнута за счет регулирования фонда: бурения новых скважин, а в случае разработки многопластового месторождения за счет переводов, реанимирования фонда бурением боковых и горизонтальных стволов, приобщения пластов в совместную или в одновременно-раздельную эксплуатацию.
Бурение новых скважин - затратная и трудоемкая задача. Поэтому в случае многопластовых месторождений целесообразно принять к рассмотрению оставшиеся три метода (подраздел 1.5).
Большинство месторождений, разрабатываемых сейчас в РФ (в том числе, в Оренбургской области [64]) и за рубежом - многопластовые, что накладывает свой отпечаток на стратегию разработки. В частности, это объединение нескольких пластов в один объект разработки, перевод скважин с других горизонтов по мере выработки запасов и обводнения скважин (разработка "снизу вверх" (преимущественно) и "сверху вниз" (с добуриванием)), геометрия расположения скважин с учетом возможности перевода, применение технологий совместной и одновременно-раздельной добычи и/или закачки и т.д.
Влияет это и на возможности регулирования фонда скважин: на многопластовом объекте помимо бурения это возможно осуществлять переводами, зарезкой боковых и горизонтальных стволов, приобщениями в совместную и одновременно-раздельную эксплуатацию. Данные методы обладают экономическим преимуществом по сравнению с бурением новых вертикальных скважин.
Вопрос бурения боковых и горизонтальных стволов изучался в разных аспектах и различными учеными, такими как Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П., Тимофеев Н.С., Григорян A.M., Брагин В.А., Хакимзянов И.Н., Закиров С.Н., Мукминов ПР., Муслимов Р.Х., Лысенко В.Д., Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я., Ювченко Н.В., Ferguson W.I., Hang В.Т., Joshi S.D. [9, 16, 23, 33, 53-54, 72, 73, 81, 83-84]
Бурение вторых стволов можно классифицировать как частный случай бурения многозабойных скважин (многозабойного бурения). Бурение многозабойных скважин представляет, в свою очередь, способ наклонно-направленного бурения с забуриванием дополнительных стволов.
Основой современного бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин и стволов являются технологии, разработанные во второй половине XX века в бывшем СССР. При этом главное отличие при бурении горизонтальных скважин (ГС) либо стволов от бурения наклонно-направленных (ННС) - меньший радиус кривизны при переводе ствола в конечный участок [72].
Одна из первых наклонно-направленных скважин была пробурена в 1941 году в Бухте Ильича (Баку). За год до этого зарезка вторых стволов была осуществлена в 22 скважинах производственного объединения "Азнефть" (Баку). Предпосылкой для этого явилось внедрение многоступенчатого турбобура, позволяющего бурить без вращения колонны. В 1952 году создается технология бурения разветвленно-горизонтальных скважин (автор A.M. Григорян), которая реализуется годом позже в Башкортостане (Карташевское месторождение): многозабойная скважина № 66/45 имела 10 стволов, три из которых - горизонтальные.
С 1950-х годов начинает внедряться бурение ГС гидравлическими забойными двигателями. Шарнирные отклонители, магнитные ориентаторы, короткие турбодолота, специальные каротажные зонды усовершенствовали процесс бурения и исследования ГС. Однако требовалось дальнейшее уменьшение радиуса кривизны.
С середины 1960-х годов для бурения ГС применяются винтовые забойные двигатели (разработка ВНИИБТ, 1966 год), получившая распространение благодаря простоте устройства и оптимальным характеристикам. Продолжаются исследования в области теории и практики бурения ГС, в том числе - в области изучения притока пластовой жидкости к горизонтальным и наклонным стволам.
Так, в работе Борисова Ю.П., Пилатовского В.П., Табакова В.П. "Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами", опубликованной в 1964 году, приводятся аналитические зависимости для притока к ННС и ГС, систематизированы данные по теории и опыту эксплуатации таких скважин [9].
С 1972 года начинает осуществляться бурение ГС с помощью электробуров, это позволило производить инклинометрические исследования непосредственно при бурении, что явилось особенно важным для горизонтальных стволов.
С конца 1980-х годов активные работы по бурению горизонтальных скважин начинаются за рубежом (США).
На текущий момент наиболее популярными для бурения боковых горизонтальных стволов являются трехшарочечные долота, также применяются алмазные долота. Современный этап в строительстве боковых и горизонтальных стволов характеризуется, в первую очередь, ростом объемов наклонно-направленного и горизонтального бурения и повышением уровня их значимости - сейчас это не экспериментальная технология, а полноценный метод увеличения нефтеотдачи и проектирования сетки скважин, на основе которого формируются системы разработки. Особенно высока значимость бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов и скважин в водоохранных и прибрежных зонах, при разработке пластов малой нефтенасыщенной толщины (ГС) или с высокой степенью расчлененности (ННС), а также при необходимости выработки запасов из застойных, не охваченных дренированием зон. Таким образом, еще одной важной областью применения наклонно-направленных и горизонтальных стволов является оптимизация сетки скважин.
Итак, современный уровень развития технологии бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов позволяет рассматривать их в качестве оптимальной технологии для регулирования фонда скважин, как экономически более выгодную альтернативу бурения новых скважин. Технология привлекательна тем, что расширяет зону дренирования, а также позволяет охватить воздействием требуемую область пласта, даже если ствол скважины, из которой происходит зарезка ствола, несколько удален от этой области либо зона его дренирования охватывает ее лишь частично.
Анализ состояния системы разработки
Анализ динамики пластового давления Пронькинского месторождения проводился на основе обработки данных по фактическим замерам пластовых давлений, содержащимся в карточках скважин. Карты пластовых давлений построены по данным замеров пластового давления, полученным как прямым методом (при интерпретации КВД и КПД), так и методом интерпретаций КВУ (КПУ).
На рисунке 2.4 представлена карта текущего пластового давления по пласту Ал. На ней наблюдаются области как повышенного, так и пониженного давления. Области пониженного давления локализуются в районах интенсивного дренирования пласта добывающими скважинами. Области повышенного давления характерны для районов с развитой системой ИНД или локальным возмущающим очагом.
На рисунке 2.5 представлены графики результатов замеров пластовых давлений по пласту А4 с начала разработки. По объекту наблюдается снижение пластового давления. В некоторых скважинах пластовое давление ниже давления насыщения нефти газом (2009 год - 7 скважин; 2010 год - 19 скважин; 2011 год - 5 скважин (№182, 188, 198, 199, 201)). Впервые пластовое давление в зоне отбора упало ниже давления насыщения в 1997 году по скважине № 161.
Динамики среднего пластового и забойного давлений пласта А4 Пронькинского месторождения представлены на рисунке 2.6. По пласту А4 наблюдается тенденция к снижению среднего пластового давления по добывающим скважинам (с 2005 года соответственно), в 2010 году пластовое давление по добывающим скважинам падает до 75 атм, средние забойные давления снижаются и становятся близки к давлению насыщения нефти газом (в 2007 году среднее забойное давление падает ниже давления насыщения -до 47 атм), по результатам замеров часть скважин пласта А4 эксплуатируется при забойном давлении ниже давления насыщения (скважины №№120, 137, 140, 189, 198, 199, 201-2007-2014 гг.).
Распределение пластовых и забойных давлений скважин, пласт А4 Согласно данным промысловых замеров динамика пластового давления в последнее десятилетие по ряду пластов характеризуется устойчивой тенденцией к снижению. Построение распределения значений пластовых и забойных давлений по выборке скважин с имеющимися забойным и пластовым давлением на дату замера, показывает, что в настоящее время часть скважин работает с забойными давлениями ниже давления насыщения нефти газом. Необходимо отметить, что у трех скважин из выборки пластовое давление также ниже давления насыщения нефти газом (скважины №189, №198, №199). В таких условиях существуют предпосылки к разгазированию залежи.
Хорошо известно, что в процессе эксплуатации залежей нефти в режиме недостаточной компенсации отборов жидкости закачкой воды, в результате разгазирования нефти наблюдается снижение давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента и одновременно увеличивается плотность пластовой нефти. При этом в результате разгазирования нефти в пластах образуются области свободного газа, обладающего значительной упругоемкостью. При низких значениях проницаемости коллектора такие области могут выступать в качестве экрана для воздействия системы ППД на добывающие скважины.
Необходимо отметить, что по скважинам по замерам пластового давления имеется пластовое давление выше начального, что наряду со значениями давления ниже насыщения говорит об неоптимизированности существующей системы ППД. Хорошо известно, что высокие значения текущих пластовых давлений по действующим добывающим скважинам подтверждают наличие хорошей гидродинамической связи зон дренирования данных скважин с окружающими нагнетательными скважинами и свидетельствуют о потенциально высокой эффективности проведения на них различных мероприятий, направленных на перераспределение фильтрационных потоков в пласте, уплотнение сетки скважин, изменение фонда скважин для регулирования системы заводнения. 2.3.3. Анализ выработки запасов
Для Пронькинского месторождения текущий КИН составляет 0,201 д.ед. при обводненности добываемой продукции 27,9 %. Отбор от НИЗ - 42,2 %. В зоне дренажа действующей системы разработки находится 77,1 % от утвержденных НИЗ. Месторождение содержит одну крупную залежь пласта А4 (73,9 % геологических и 73,6 % извлекаемых запасов) и группу малых залежей, представленных обширными ВНЗ, осложненных литологически- и тектонически экранированными участками. В настоящее время основная добыча нефти происходит с пластов горизонтов А4 и Бг (рисунок 2.8), при этом на пласт А4 приходится около 50 % текущих отборов нефти. По накопленным показателям добычи нефти на долю пласта А4 приходится 74,4 % от всей добытой нефти месторождения (рисунок 2.8). Поэтому общие закономерности характера выработки запасов наследуются по пласту А4.
Распределение добычи нефти по продуктивным пластам Пронькинского месторождения Текущий КИН составляет 0,203 д.ед. при обводненности добываемой продукции 32 %. Отбор от НИЗ - 42,5 %. В зоне дренажа действующей системы разработки находится 74,6 % от утвержденных НИЗ. Тренд зависимости текущего КИН от текущей обводненности (рисунок 2.9) показывает, что при сохранении темпов вовлечения в активную разработку запасов проектный КИН по залежи будет достигнут. Темпы выработки объекта и прироста активно разрабатываемых запасов соответствуют темпам обводнения, что указывает на равномерность охвата залежи воздействием по площади. В разработку вовлечено более 70% запасов. Необходима оптимизация существующей системы воздействия регулированием объемов закачки и отборов с целью перераспределения фильтрационного поля.
Преломление направлений фильтрации жидкости в пласте включением скважин-возмутителей в систему заводнения пласта
Как мы видим, векторы направлений поля давлений направлены от нагнетательных скважин к добывающим. При этом можно отметить в какой степени каждая из нагнетательных скважин оказывает влияние (возмущение) на векторное поле вблизи добывающих скважин.
При этом анализируя направления и протяженность векторных полей представленных на рисунке можно сделать вывод что остаточные запасы в центре участка (рисунок 3.12) дренируются "усилиями" лишь пяти точек возмущений (на рисунке показаны стрелками). На данном участке (порядка 2500 метров по вертикали) этого, конечно же, недостаточно.
Автором предложено в непосредственной близости от области повышенной плотности остаточных запасов нефти осуществить три перевода скважин с других пластов (2 перевода в нагнетание и 1 в добычу) для преломления существующих направлений фильтрации и уплотнения возмущений в поле давлений (рисунок 3.13). а) б)
Рисунок 3.13 - Векторное поле давлений пласта А4 Пронькинского месторождения без учета рекомендаций (а) и с учетом (б)
Таким образом добавлением трех новых очагов возмущения векторного поля давлений нам удалось увеличить плотность векторов фильтрации проходящих через остаточные запасы пласта, а также сократить расстояние между точками возмущений.
Использование векторного поля давлений в отличие от общеприменимого анализа расположения пар "нагнетательная скважина - добывающая скважина" позволяет оценить в какой степени каждый источник возмущений влияет на рассматриваемый участок пласта и выбрать наиболее удачное место для преломления направлений в месте наибольшего разряжения векторов поля.
Таким образом, рассмотрен пример интенсификации выработки запасов нефти за счет регулирования фильтрационных полей создаваемых работой добывающих и нагнетательных скважин. Показано, что появление скважин-возмутителей фильтрационного поля с учетом оценки текущего состояния выработки позволяет стандартными методами работы с фондом скважин интенсифицировать добычу нефти. 3.3. Многокритериальный способ выделения элемента регулирования фильтрационных полей
Исследование состояния нефтяных пластов на базе изменения фильтрационных характеристик является неотъемлемой составляющей в вопросах выделения элемента регулирования фильтрационных полей. Площадное изменение основных коллекторских свойств пласта можно описать функцией тангенциальной кривизны. Так чем больше радиус тангенциальной кривизны поля коллекторских свойств, тем более равномерное распределение ФЕС наблюдается на рассматриваемом участке, и наоборот - чем меньше радиус тангенциальной кривизны поля свойств, тем более резким изменением ФЕС характеризуется участок. Параметр тангенциальной кривизны определяет кривизну поля исследуемого параметра по отношению к вертикальной плоскости, перпендикулярной направлению градиента. Тангенциальная кривизна равна плану кривизны Кн и зависит от тангенциального искривления Кт и синуса угла наклона склона Y: KH = KT/sinY (3.2) Рисунок 3.14 - Наглядное представление параметра тангенциальной кривизны (Gradient Direction - направление градиента, перпендикулярного к вертикальной плоскости)
Тангенциальная кривизна определяет кривизну поверхности в вертикальной плоскости, перпендикулярной к направлению градиента. Максимальные значения кривизны, как показано на рисунке 3.14, отображаются темным цветом и указывают области расходящегося потока.
Совмещение построенных карт тангенциальной кривизны по трем параметрам с картой плотности текущих запасов нефти по пласту (рисунок 3.18), позволяет выделить внутренние геологические границы пласта, определяющие зоны его изотропности, в пределах которых мероприятия по регулированию заводнения пласта будут иметь очертания участка воздействия.
Совмещенная карта распространения радиуса кривизны полей проницаемости, расчленённости, структуры пласта, текущих извлекаемых запасов нефти с выделением элементов регулирования фильтрационных полей Отметим, что немаловажную роль в выделении области регулирования фильтрационных полей при заводнении является формирование технологических границ, обусловленных градиентом давления. На рисунке 3.19 показаны технологические границы элементов.
Кроме того, области регулирования фильтрационных полей при заводнении ограничиваются естественными гидродинамическими границами пласта (внешний контур нефтеносности, зоны замещения коллектора плотными породами, тектонические разломы, рисунки 3.20-3.22). Также границы могут выделяться геометрическим способом, к примеру, по областям Вороного. Зона замещения коллектора
При этом горизонтальный ствол скважины №1595 является экранирующим для скважины №33, в отличие от скважины №27. Влияние горизонтального ствола скважины №1595 на скважину №27 можно назвать разгружающим, так как с вводом ГС фильтрационное поле участка изменяется, а значительная доля воды обводнявшая скважину №27 перераспределяется и входит в область дренирования ГС. Далее для более детального представления физики протекающих процессов на рисунках 3.24-3.25 приведена динамика дебита нефти, жидкости, обводненности и приемистости по рассматриваемым скважинам.
Расчет потенциального диапазона изменения забойного давления с целью регулирования фильтрационного поля эксплуатируемых пластов
Прогнозный период расчета составил 50 лет. Режим разработки - естественный режим. Нижний пласт Д1 является низкопродуктивным и выработка запасов значительно отстает от вышележащего пласта. Горизонтальный участок скважины, приуроченный к пласту Д1, позволит увеличить площадь дренирования, а тем самым ускорить выработку запасов нижнего пласта.
Результаты моделирования показали явное преимущество раздельной эксплуатации пластов Дкт1+Д1 в условиях Вахитовского месторождения. Применение ГРД в горизонтальных скважинах дает существенный прирост в добычи нефти с нижнего пласта и тем самым позволяет сократить время разработки нижележащего низкопроницаемого пласта, как представлено на рисунке 4.7. н
Интенсификация выработки запасов нефти скважинами совместного фонда при переходе на гидродинамически-раздельное освоение многопластовой системы [69, 70, 71]
Согласно результатам расчетов, приведенных в таблице 4.5, по скважинам совместного фонда Вахитовского месторождения возможно снижение забойного давления при внедрении технологии ГРД и, следовательно, повышение продуктивности скважин.
При значительном различии продуктивности пластов, выработка запасов двухпластовои системы одной скважиной происходит крайне неравномерно. На рисунке 4.8 показано распределение удельной продуктивности пластов в скважинах совместного фонда Вахитовского месторождения, которое демонстрирует явное отставание одного из пластов в отборах нефти по большинству скважинам. При таком характере отборов по состоянию на 2013 год наблюдается существенное различие в величинах кратности запасов. Отметим, что по большинству скважин наблюдается превышение удельной продуктивности верхнего пласта.
По результатам вышеприведенных расчетов (таблица 4.9) рассмотрим возможность повышения продуктивности скважин совместного фонда за счет потенциала снижения забойного давления при использовании ГРД с целью оптимизации времени выработки запасов по совмещенным пластам.
В районе высокопродуктивных скважин с максимальной величиной кратности запасов нефти рекомендуется рассмотреть возможность появления новых стоков. 4.5. Определение целевого назначения скважин потенциально пригодных к независимому формированию фильтрационных полей многопластовой системы
С целью выбора скважин-кандидатов для рекомендации внедрения технологии ГРД с целью приобщения объектов возврата существующим фондом скважин была построена специальная карта-диаграмма (рисунки 4.10-4.11). На четырёхсекторной пиктограмме в центре выделена область для отображения текущего эксплуатируемого горизонта по его цвету. Внешние поля сектора отображают величину текущих извлекаемых запасов по основному и дополнительным пластам в соответствии с цветом. Серой полупрозрачной областью в центре диаграммы скважины отмечен размер окружности масштабом в 30 тыс. т извлекаемых запасов нефти, являющейся оценочным ориентиром.
Карта-диаграмма для выбора кандидатов для применения ГРД с целью досрочного ввода пластов объекта возврата в разработку текущим фондом скважин по объёму извлекаемых запасов приходящихся на скважину по пластам, восточная часть Вахитовского месторождения
Таким образом визуальное сопоставление размеров извлекаемых запасов нефти (рисунки 4.10-4.11) по пластам и оценочного ориентира позволило выделить группу скважин, каждый из пластов которых представлен высоким объёмом извлекаемых запасов, позволяющих скважине продолжительное время обеспечивать высокие добывные показатели и окупить капитальные и эксплуатационные затраты на применение раздельной добычи. Кроме того, данная карта позволила выполнить ранжирование скважин на приоритетность внедрения ГРД по величине запасов.
Скважина, рекомендуемая к внедрению ГРД с целью приобщения ранее не дренируемого пласта Ді к пласту Дкт-і: № 5028.
Скважины, рекомендуемые к внедрению ГРД с целью приобщения ранее не дренируемого пласта Дкт-і к пласту Ді, в порядке убывания приоритета: №№ 261, 5236.
Кроме того, полученную карту-диаграмму (рисунки 4.10-4.11) можно использовать для назначения рекомендаций по переводу скважин на другой горизонт по факту текущей выработки (к примеру, скважину № 5236 можно со временем перевести с пласта Ді на пласт Дкт-і). 4.5.2. Применение нагнетательных скважин для опережающей добычи нефти с объектов возврата
В данном разделе рассматриваются вопросы на основе изучения эффективных различных технологий заводнения пластов, опубликованных в работах [52, 62, 74, 82, 91, 93] для исследования и определения возможности оценки целесообразности использования ГРД в промысловых условиях опережающей выработки совместно вскрытых пластов.
Для рекомендации внедрения технологии ГРД была построена специальная карта-диаграмма с целью выбора скважин-кандидатов и добычи нефти с объектов возврата через существующий нагнетательный фонд скважин (рисунки 4.12-4.13). На четырехсекторной пиктограмме в центре выделена область для отображения текущего заводняемого горизонта по его цвету. Внешние поля сектора отображают величину текущих извлекаемых запасов по недренируемым дополнительным пластам в соответствии с цветом. Серой полупрозрачной областью в центре диаграммы скважины отмечен размер окружности масштабом в 50 тыс. т извлекаемых запасов нефти, являющейся оценочным ориентиром. Величина его увеличена (с 30 тыс. т), так как мероприятия по раздельной закачке более затратные и требуют больших капитальных вложений, чем при ГРД.