Содержание к диссертации
Введение
1. Актуальность и целесообразность применения геолого-статистического разреза для моделирования пласта 13
2. Модели прогнозирования процесса вытеснения нефти водой 22
3. Обобщенная модель, учитывающая перетоки жидкости между пропластками 44
3.1. Основные предпосылки к исследованию 44
3.2. Обзор теоретических работ по описанию влияния гравитационных сил на процесс фильтрации 61
3.3. Математическая постановка и решение задачи 70
3.4. Численное решение системы обыкновенных дифференциальных уравнений и структура программы «FiltrG» 78
4. Результаты применения предложенного подхода при регулировании процесса разработки с оценкой эффекта 86
4.1. Изобретение способа разработки нефтяной залежи 86
4.2. Практическое применение предложенной модели 91
Выводы и рекомендации 99
Список использованных источников 101
- Модели прогнозирования процесса вытеснения нефти водой
- Обзор теоретических работ по описанию влияния гравитационных сил на процесс фильтрации
- Численное решение системы обыкновенных дифференциальных уравнений и структура программы «FiltrG»
- Практическое применение предложенной модели
Введение к работе
Актуальность проблемы. Отличительной чертой современного развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса является переход значительного числа крупнейших и больших месторождений в стадию падающей добычи нефти и роста обводненности продукции. Запасы нефти высокопродуктивных зон отобраны, а оставшиеся относятся к числу трудно извлекаемых. Происходит изменение структуры остаточных запасов в сторону низкопродуктивных, низкопроницаемых, прерывистых коллекторов. Их извлечение сопряжено с трудностями определения структуры остаточных запасов и дополнительными затратами по их выработке.
В этих условиях существенное значение приобретает математическое и гидродинамическое моделирование процесса разработки с целью определения структуры остаточных запасов нефти, формирования комплекса геолого-технологических мероприятий по довыработке остаточных запасов. Решение данных вопросов требует как можно более полных знаний о степени выработанности любого участка залежи и надежного прогнозирования дальнейшего процесса вытеснения, как по отдельным участкам, так и в целом по залежам и месторождению.
Задачи восстановления физической картины вытеснения нефти водой в пласте решаются методами математического и гидродинамического моделирования.
Проблемам моделирования процесса разработки нефтяной залежи посвящен целый ряд работ таких известных авторов, как Ю.П. Борисов, Б.Ф. Сазонов, М.Л. Сургучев, Ю.П. Желтов, АЛ. Крылов, B.C. Ковалев, В.Д. Лысенко, Э.Д. Мухарский, М.Л. Саттаров, А.П. Телков, Ю.Е. Батурин, Р.И. Медведский, М.И. Максимов, А.К. Курбанов, Г.А. Атанов, В.М. Ревенко, В.Н. Щелкачев, Д.А, Эфрос, М. Маскети др.
Большинство имеющихся методик моделирования можно разбить на две группы: первые из них решают задачи инженерного проектирования и
4 отличаются простотой применения и минимумом необходимой исходной информации (метод материального баланса, геолого-статистический разрез, методы характеристик и кривых падения дебита). Другая группа отличается большой трудоемкостью и необходимостью огромного количества исходной информации (дву- и трехмерное моделирование), которая не всегда имеется в достаточном количестве. Каждый метод имеет свои преимущества и недостатки.
Выбор метода построения модели нефтяного пласта зависит от качества и полноты исходной информации о геологическом строении пласта, физических свойств фильтрующихся жидкостей и пористой среды, текущей промысловой информации. Он основывается на необходимой в каждом конкретном случае точности расчетов, имеющейся в распоряжении вычислительной технике, времени моделирования и ряде других причин.
За последние годы достигнут большой прогресс в постановке и решении различных прямых многомерных многофазных задач теории фильтрации, т.е. прогнозирования показателей разработки месторождений. Однако, что касается анализа разработки, настройки истории месторождений, т.е. решение задач идентификации, определение или уточнение коллекторских свойств пласта на основе фактических данных исследований и эксплуатации скважин (называемые обратными задачами), то здесь достигнутые результаты менее впечатляющие. Причем, как правило, обратные задачи являются некорректными, что существенно осложняет их решение. И вот в этом направлении продолжают играть огромную роль нульмерные, одномерные и квазидвумерные задачи для определения параметров модели. Яркий пример -метод материального баланса для определения объема притока законтурной воды.
В данной работе предлагается к рассмотрению квазидвумерная гидродинамическая модель пласта с учетом гравитационных сил, основанная на вероятностно-статистической геологической модели. Она адаптируется по
5 фактическим данным истории добычи, и позволяет определить профильную структуру залегания остаточных запасов нефти. Данный подход позволяет решать задачи прогнозирования дальнейшего процесса разработки и планирования геолого-технологических мероприятий.
Как известно гравитационные силы оказывают влияние на пласт любой мощности. Однако оно становится заметным для пластов большой мощности. Если при построении модели «тонкого» пласта гравитационной составляющей можно пренебречь, то при рассмотрении пластов толщиной более 10 м (особенно в межскважинном пространстве) гравитационная составляющая становится сопоставимой с гидродинамической.
В отличие от двух- и трехмерного моделирования следует отметить относительную простоту этой модели, т.к. она представляется системой обыкновенных дифференциальных уравнений, а от метода характеристик отличается тем, что в ней учитывается геолого-статистическое строение пласта.
Предложенный подход рекомендуется использовать как на начальном этапе разработки месторождения, так и на заключительном этапе доразработки месторождения. Используя всю накопленную интегральную информацию по месторождению можно учитывать наличие «окон слияния», определять наиболее вероятное нахождение невыработанных по толщине пропластков, наметить мероприятия по их довыработке. Это позволяет повысить качество составляемой проектной документации, сократить время выполнения работы. За счет более точной настройки истории и прогноза динамики показателей продлить срок проектной разработки.
Результаты расчетов могут использоваться как самостоятельно при прогнозировании уровней добычи нефти, воды, жидкости, динамики обводнения, также как переходный этап;к многомерному моделированию.
Цель работы определение структуры и механизма довыработки остаточных запасов нефти для увеличения нефтеотдачи пластов на основе
разработанной математической модели и программного обеспечения путем построения гидродинамической модели пласта с учетом гравитационной составляющей фильтрационных потоков, геологического строения пласта и результатов разработки месторождения.
Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи.
Показать, что для пластово-сводовых залежей в чистонефтяной зоне с внутриконтурным заводнением первоочередной прорыв воды тяготеет к подошве пласта,
Расширить информативность геолого-статистического разреза (ГСР) за счет включения в него данных по вертикальной проницаемости для учета вертикальной фильтрации под действием различия плотностей фильтрующих флюидов.
Разработать математическую модель с учетом гравитационных сил в пластах большой мощности, основанную на вероятностно-статистической геологической модели, с учетом окот слияния и различия плотностей нефти и воды.
Разработать алгоритм подбора вертикальной проницаемости в предложенной модели слоистого пласта с учетом гравитационных сил для моделирования окон слияния;
реализовать математическую модель в виде расчетной программы для персонального компьютера под Windows;
разработать алгоритм определения профильного и площадного размещения зон остаточных запасов нефти с учетом имеющихся локальных впадин и куполов на структуре пласта с применением предложенной модели и характеристик вытеснения универсального закона падения добычи нефти, предложенного Р.И. Медведским.
Предложить новую технологию - способ разработки месторождения (залежи), учитывающий структурное строение пласта.
Опробовать гидродинамическую модель для определения профильной структуры запасов на промысловых данных, разработать программу мероприятий по скважинам и реализовать ее на Северо-Пямалияхском и Муравленковском месторождениях.
Научная новизна работы. В диссертационной работе получены следующие научные результаты.
Показано, что в чистонефтяной зоне пласта большой мощности с внутриконтурным заводнением происходит гравитационное разделение нефти и воды с опережающим продвижением воды по подошве пласта. Гравитационное разделение нефти и воды происходит за короткое время, сравнимое со временем разработки месторождения. Теоретически обоснована и расширена область использования геолого-статистического разреза для учета интегрального эффекта от вертикальных перетоков нефти и воды через окна слияния между пропластками и пластами.
Научно обоснована математическая модель с учетом гравитационных сил в пластах большой мощности, основанная на вероятностно-статистической геологической модели. Она позволяет описывать процесс фильтрации нефти и воды в слоистом пласте при наличии окон слияния, с учетом вертикальногоj перетока между пропластками под воздействием гравитационных сил. Данная модель является обобщением модели слоистого пласта. В ней заложена возможность адаптации геологических параметров пласта по промысловым данным, а также по данным промысловой геофизики. Данный подход позволил предложить способ разработки месторождения, учитывающий локальные впадины и купола на структуре пласта.
3. Разработан и предложен алгоритм определения профильной и плоскостной структур залегания остаточных запасов с учетом имеющихся локальных впадин и куполов с целью выбора первоочередных мероприятий по интенсификации выработке остаточных запасов нефти.
Практическая ценность исследований. Описанная в данной диссертационной работе модель объясняет часто наблюдаемое явление первоочередного обводнения подошвенной части пласта, которое подтверждается результатами исследований в контрольных скважинах.
На основе обобщения существующих моделей слоистого пласта, учета окон слияния, различия плотностей нефти и воды предложена математическая модель слоистого пласта, в которой вводится действие гравитационных сил. Данная модель служит для более полного понимания процессов, происходящих в пласте.
Разработан алгоритм подбора вертикальной проницаемости в предложенной модели слоистого пласта с учетом гравитационных сил для моделирования окон слияния, что позволяет определить наиболее вероятное распределение остаточных запасов нефти и невыработанных пропластков. Она реализована в виде программного продукта, имеющего современный, удобный пользовательский интерфейс. Разработанная программа «FiltrG» реализует предложенную методику на ПЭВМ и позволяет;
использовать результаты расчетов для обоснования параметров при моделировании технологий выработки запасов на многомерных моделях, а также для разработки геолого-технологических мероприятий на скважинах, причем по интервалам пласта;
проводить многовариантные расчеты технологических показателей разработки при составлении проектов разработки и доразработки месторождений, технологических схем и технико-экономического обоснования
9 коэффициента нефтеизвлечения в целом по пласту и по конкретным скважинам при составлении программы ГТМ;
вести научно-исследовательскую и практическую работу с целью уточнения структуры остаточных запасов нефти пласта с максимальным учетом фактических промысловых данных;
использовать результаты моделирования при анализе процессов заводнения по скважинам при обосновании мероприятий по регулированию, интенсификации разработки и выработки остаточных запасов нефти на месторождениях;
определять динамику выработки остаточных запасов нефти объекта с учетом локальных впадин и куполов и повысить надежность прогнозирования показателей разработки (объема добычи нефти и воды, темпа отбора, времени разработки).
На основании фактических данных геологического строения пластов, показателей разработки проведены практические расчеты на примере Муравленковского месторождения Ноябрьского региона, которые используются при контроле, разработке и оценке выработки запасов. Эти предложения легли в основу изобретения № 2225941 «Способ разработки. нефтяного пласта», которое реализовано на Северо-Пямалияхском месторождении.
Результаты работы использованы в проектных работах для оценки величины остаточных запасов нефти и их профильной и плоскостной структуры, для разработки программы геолого-технологических мероприятий на ряде месторождений Ноябрьского региона. При реализации мероприятий получена дополнительная добытая нефть. .
Внедрение результатов исследования. Результаты используются в ОАО «СибНИИНП» при выполнении проектных работ, анализов разработки и технологических схем по месторождениям Западной Сибири:
отчет НИР «Программа геолого-технологических мероприятий и обоснование уровней добычи нефти на месторождениях ОАО «Сибнефть» на период до 2005года», 1997 г;
отчет НИР «Анализ разработки Пограничного месторождения», 2001
г;
- отчет НИР «Технологическая схема разработки Северо-Пямалияхского
месторождения», 2001 г.
и другие.
Апробация работы. В основу диссертационной работы положены результаты исследований, полученные автором в период с 1983 по 2003 гг., за время работы с ОАО «СибНИИНП».
Отдельные положения и выводы докладывались на: ученом совете ОАО «СибНИИНП» (1986 г.),
конференции молодых ученых и специалистов ОАО «СибНИИНП» (1986 г.),
Всероссийской научно-практической конференции «Новые технологии в проектировании разработки и добыче нефти на месторождениях Западной Сибири» (г. Тюмень, 22-23 января 1997
г.),
Российской конференции «Тепловые методы воздействия» (г.
Шепси, Краснодарский край, 16 июня 1997 г.),
Российской научной конференции «Пути повышения уровней
добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» (г.
Ноябрьск, 1-4 декабря 1997 г,),
Всероссийской научно-практической конференции «Тюменская
нефть - вчера и сегодня» (г. Тюмень, 22 декабря 1997 г.),
научно-практической конференции, посвященной 25-летию ОАО
«СибНИИНП» (16-17 февраля 2000 г.),
XII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов (г. Тюмень, 12-15 марта 2001 г.),
Международной конференции, посвященной 40-летию ТГНГУ (12-13 октября, 2003 г.),
секциях ученого совета ОАО «СибНИИНП» при защите отчетов,
геолого-технических совещаниях ОАО «Сибнефть-
Ноябрьскнефтегаз», ОАО «Сибнефть», ОАО «Тюменнефтегаз», совещаниях Территориальных комиссий по разработке Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов. По теме диссертационной работы опубликовано 24 статьи в рецензируемых изданиях, запатентовано одно изобретение.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения и списка литературы. Работа изложена на ПО страницах машинописного текста, включая 2 таблицы и 57 рисунков. Список литературы включает 77 наименований.
Автор считает своим долгом выразить благодарность следующим сотрудникам: P.M. Курамшину, А.В. Бякову, А.А. Телишеву, В.П. Нефедовой, Н.И. Кузьминой, В.И. Леонову, Н.А. Ведерниковой, О.А. Баженовой и другим.
Своему научному руководителю Р.И. Медведскому автор приносит свою глубокую признательность и благодарность.
Модели прогнозирования процесса вытеснения нефти водой
Методика ВНИИНЕФТИ (ВНИИ-1) подобна модели слоистого пласта, только вместо параллельно залегающих слоев разной проницаемости рассматривают пласт, состоящий из набора параллельно работающих трубок тока одинакового поперечного сечения. Трубки тока имеют разную проницаемость и вероятностно распределены в объеме пласта.
В первом приближении принято, что число трубок тока определяется эмпирической кривой распределения проницаемости («спектр проницаемости»), построенной по данным кернового материала или результатам геофизических исследований в скважинах. В методике предполагается, что в каждый момент времени скорость фильтрационного потока пропорциональна ее проницаемости.
Ряды скважин рассматриваются как эквивалентные галереи с дополнительным внутренним фильтрационным сопротивлением.
Непоршневое вытеснение нефти водой из трубки тока учитывается преобразованием спектра распределения трубок тока.
Методика Гипровостокпефти основана на преобразовании сложного фильтрационного потока к системе скважин в простой поток к эквивалентной криволинейной галерее. Предварительно для одножидкостной системы на потенциометрической модели строится поле линий токов к системе скважин. Затем спектр линий токов преобразуется в распределение трубок тока по приведенной длине. Для этого фактические микропотоки переменной ширины заменяются микропотоками постоянной ширины и длиной, равной отношению площади микропотока к его ширине на контуре питания. Общий поток к скважинам делится на контуре питания на п микропотоков равной ширины a in (сг — половина расстояния между скважинами). Приведенная длина микропотока принимается пропорционально средней скорости потока.
Расположив микропотоки в порядке уменьшения, (увеличения) приведенной длины, получают криволинейную галерею — интегральное распределение потоков по приведенной длине. После чего поток в систему скважин рассматривается как поток в криволинейную галерею. Описанные преобразования иллюстрируются на рис. 2.12., заимствованного из работы А.И.Акульшина [2]. При выполнении расчетов задаются таким давлением на криволинейной галерее (забойное давление), чтобы градиенты давления по всем траекториям были равны.
Дебит жидкости реальной трубки тока, произвольно выбранной в пласте, зависит от перепада давления на ее концах, от длины и изменчивости ширины (искривленности) трубки вдоль направления течения. Степень искривленности трубки тока обусловливается особенностями потока жидкости, связанными с зональной неоднородностью пласта: и расположением добывающих и нагнетательных скважин.
Для преобразованной (прямолинейной) трубки тока все эти факторы косвенно учитываются в ее приведенной длине. В процессе вытеснения нефти водой изменение дебитов трубок тока определяется соотношением сопротивлении их обводненных и необводненных объемов.
Большое многообразие факторов, а также непостоянство характера и степени их влияния обуславливают сложность анализа процесса вытеснения нефти водой при разработке нефтяных месторождений. По этим же причинам затруднен достоверный прогноз показателей разработки, так необходимый для оценки эффективности реализуемой на объекте системы разработки. Методы прогноза с течением времени совершенствуются в направлении; более полного и точного учета факторов, определяющих динамику процесса.
Прогнозирование при проектировании разработки, базирующееся на гидродинамических расчетах, как показала практика, приводит к значительному отклонению фактических показателей от расчетных. Примеры несоответствия фактических и расчетных показателей на разные даты наблюдаем почти по всем объектам разработки Западной Сибири. Так как все гидродинамические методики имеют определенный круг допущений, в частности во всех методиках исключается переток между слоями или трубками тока. Несмотря на недостаточную точность гидродинамических расчетов, их применение оправдано на ранних стадиях разработки нефтяных месторождений. То же самое, видимо, можно сказать и про лабораторные методы [68] оценки показателей разработки. Их использование связано с определенными элементами условности, из-за трудности и невозможности моделировать всю совокупность факторов, влияющих на процесс вытеснения нефти из реального пласта.
Таким образом, все рассмотренные модели имеют положительные и отрицательные стороны: модель Баклея Леверетта описывает несмешивающее вытеснение нефти водой в однородном пласте, тогда как большинство пластов имеют ярко выраженное слоистое строение; модели слоистого пласта (Стайлса, Дикстра и Парсонса) описывают поршневое вытеснение нефти водой в слоистом пласте, но при этом между слоями отсутствуют вертикальные или межслойные перетоки (Kz = 0). модель вертикального равновесия (Коутс и др.) описывает поршневое вытеснение нефти водой в слоистом пласте, но при этом вода мгновенно «тонет» и заводняет самый нижний пропласток затем постепенно заводняются остальные пропластки снизу вверх (Кг = со). Предложенная модель описывает несмешивающее поршневое вытеснение нефти водой в слоистом пласте. При этом допускаются между слоями перетоки жидкости пропорциональные Кг, где 0 Kz co. Предельными случаями рассмотренной модели является слоистая при Кг = 0 и вертикального равновесия при Кг = со.
Обзор теоретических работ по описанию влияния гравитационных сил на процесс фильтрации
Влияние гравитационных сил на процесс фильтрации рассматривалось и анализировалось во многих трудах различных авторов.
Ещё в 1933 г. Викофф и другие авторы пришли к выводу, что из-за более высокой плотности закачиваемая вода будет в основном продвигаться по нижней части пласта. Это особенно характерно для однородного пласта. Для слоистых систем без перетоков гидродинамическая составляющая преобладает, хотя при наличии связи между пропластками получено, что коэффициенты охвата и извлечения нефти находятся между значениями коэффициентов охвата и нефтеотдачи для однородных пластов и многопластовых систем без гидродинамической связи между пропластками.
Крейг Ф.Ф. и другие авторы изучали влияние гравитационных сил (Др„) и гидродинамической составляющей (Aph) при фильтрации флюидов в однородных пластах на насыпных моделях. Результаты опытов для линейных и пятиточечных систем приведены на рис. 3.15 и 3.16. Было выявлено, что степень гравитационного разделения закачиваемой жидкости, выражаемая коэффициентом охвата по объему к моменту прорыва воды, зависит от соотношения гидродинамических сил и сил гравитации Apf/Apy.
При более высоких величинах этого соотношения получают хорошие результаты для охвата по объему. В пределах величин таких соотношений, встречающихся в нефтепромысловой практике, нефтеотдача к моменту прорыва воды в горизонтальных пластах, однородных по проницаемости, может оказаться на 20% ниже, чем ожидаемая на основании моделирования без учёта гравитационных сил. К такому же выводу пришли Девликамов P.P. и другие авторы [31].
Кроме этого Крейг вместе с соавторами изучал влияние гравитационных сил на слоистой модели. Скважины при этом размещались по пятиточечной схеме. Проницаемость пропластков различалась до 50 раз, они сообщались между собой, и при непрерывной фильтрации могли происходить перетоки. Близкие результаты были получены при наличии максимального значения проницаемости как у верхнего пропластка, так и у нижнего (рис.3.17). Это показывает, что в некоторых системах на коэффициент нефтеотдачи к моменту прорыва воды изменение проницаемости по мощности может влиять в меньшей степени, чем гравитационные силы. Для однородной системы с гравитационными силами и без них коэффициент охвата может отличаться в несколько раз. Так при Qx/Qz = 0.1 д. ед. К = 0.25, при Qx/Qz = 1.0 д. ед. К,, = 0.48, а при Qx/Qz = 10 д. ед. Кохв совпадает с таковым для однородной системы.
В I960 г. Гоучер и Линдли опубликовали результаты исследований по заводнению модели, состоящей из двух пропластков, с размещением скважин по пятиточечной схеме, в которой.одновременно выдержаны условия подобия по вязкости, капиллярным и гравитационным силам.
Между пропластками существовала гидродинамическая связь. Песок был преимущественно гидрофильный. На рис. 3.18 приведены полученные зависимости для процесса заводнения модели пласта при вязкости нефти 2,17 сПз и восьмикратном различии проницаемости двух пропластков. Было выявлено, что заметная разница в нефтеотдаче получается в зависимости от того, находился ли более проницаемый пропласток наверху или внизу. Лучший охват заводнением был получен в том случае, когда более проницаемый пропласток помещался в верхней части модели, что связано с высокой вязкостью нефти и большой скоростью прокачки. Влияние гравитационной составляющей было минимизировано. Авторы также отмечают, что объем добытой нефти при данном объеме закачанной воды слегка уменьшается по мере увеличения темпов суточной закачки. В продолжение этих работ Карпентер и другие авторы воспроизвели влияние вязкостных и гравитационных сил в двухпластовой модели при пятиточечной схеме разработки. Они определили, что наибольший коэффициент нефтеотдачи был достигнут при низких темпах закачки воды (в пределах 0,256—13,7 м /сут. м), что влечет подключение гравитационных сил. При этом значение коэффициента нефтеотдачи для многопластовых систем, имеющих гидродинамическую связь между пропластками, находится между значениями коэффициентов нефтеотдачи для однородных пластов (I) и многопластовых систем (II) без гидродинамической связи между пропластками (рис. 3.19). При увеличении разности плотностей жидкостей время прорыва уменьшается, а доля безводной добычи нефти сокращается. Здесь кривая I - вытеснение для однородного пласта, кривая П-для слоистого пласта по Стайлсу имеет максимально безводную добычу. Кривые 1, 2, 3 - лабораторные данные по вытеснению жидкостей различной плотности: 1) Ар=0.009 г/смЗ, 2) Ар=0.076 г/смЗ, 3) Др=0.113 г/смЗ. В приведенных работах Крейга, Гоучера и Линдли, Карпентера и других приводятся соображения о влиянии перетока между пропластками и различие плотностей флюидов на коэффициент охвата по мощности. воды и нефти меньше 1, наличие перетока может способствовать увеличению охвата по мощности к моменту прорыва, а при соотношении подвижностеи больше 1 и наличии перетока процесс охвата уменьшается по сравнению с охватом в изолированных друг от друга пропластках (рис. 3.20). Здесь F площадь, охваченная заводнением в низко проницаемом пропластке, F1 66 площадь, охваченная заводнением в высокопроницаемом пропластке. При малых скоростях активно вырабатываются и подключаются низкопроницаемые пропластки.
Численное решение системы обыкновенных дифференциальных уравнений и структура программы «FiltrG»
Исходя из предложенных мероприятий, разработана следующая технология воздействия на пласт (см. рис.4.1). На I этапе рассматривается первая группа скважин, которая при бурении (возврате) попадает в район локальной впадины, В них перфорируется подошвенная часть, чтобы снизить гидродинамическую составляющую и продлить срок безводной добычи. Вторая группа - это скважины, которые при бурении (возврате) попадают в район локального купола. При этом скважины перфорируются по всей нефтенасыщенной толщине с целью интенсификации добычи. На IГ этапе - после частичного обводнения пласта на скважинах первой группы осуществляется доперфорация верхней части пласта, а на скважинах второй группы - изолируется подошвенная часть пласта. Данная технология была оформлена как изобретение и получен патент 2225941 РФ. Формула изобретения такова. Способ разработки нефтяной залежи включает разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, осуществление в два этапа перфорации продуктивного пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В соответствии с сеткой размещения добывающих скважин определяют положение забоев добывающих скважин в зоне локального купольного поднятия или в зоне локальной впадины. Причем на первом этапе при попадании забоя добывающей скважины в зону локальной впадины производят перфорацию добывающей скважины в интервале подошвенной части продуктивного пласта, а при попадании забоя добывающей скважины в зону локального купольного поднятия производят перфорацию добывающей скважины во всем интервале толщины продуктивного пласта. На втором этапе производят перфорацию кровельной части продуктивного пласта в добывающих скважинах, расположенных в зоне локальной впадины, при достижении обводненности до 50% и выше, при этом в добывающих скважинах, расположенных в зоне локального купольного поднятия, производят изоляцию подошвенной части продуктивного пласта.
Сущность способа состоит в том, что выбор интервалов перфорации в добывающих скважинах при формировании системы заводнения осуществляют в зависимости от положения забоев добывающих скважин на структуре так, чтобы направление фильтрационных потоков закачиваемой воды и отбираемой нефти к забоям добывающих скважин способствовало оптимизации воздействия гравитационной составляющей на фронт закачиваемой воды в направлении фильтрации. Это достигается ускоренным заполнением локальной впадины закачиваемой водой1 и интенсификацией извлечения нефти добывающими скважинами в зоне купольного поднятия!
При совместной фильтрации нефти и закачиваемой воды, последняя движется не только в направлении фильтрации от нагнетательной скважины к добывающей, но и, под действием силы тяжести, опускается вниз. Фронт вытеснения закачиваемой воды однороден и имеет склонность опережающего продвижения к подошвенной части:пласта, что соответствует реально наблюдаемым фактам опережающего заводнения подошвенной части добывающих скважин. Указанная особенность фильтрации закачиваемой воды способствует созданию застойных зон в процессе вытеснения нефти водой. Из этого следует, что закачиваемую воду необходимо подтягивать от подошвы добывающей скважины к ее кровельной части путем направленного изменения фильтрующего потока, что достигается соответствующим выбором интервала перфорации добывающей скважины.
Размещение скважин производят по структурной карте пласта, представляющий собой залежи платформенного типа, контактные залежи с подошвенной водой, либо сочетание локальных купольных поднятий и локальных впадин, которые налагают дополнительные условия на процесс фильтрации несмешивающихся жидкостей различной плотности.
Способ реализуют следующим-образом (см. рис,4.2). В соответствии с сеткой размещения добывающих и нагнетательных скважин определяют. положение забоев добывающих скважин в зоне локального купольного поднятия или в зоне локальной впадины. Затем, на первом этапе производят перфорацию добывающих скважин 4, расположенных в зоне локальных впадин 3, в подошвенной части пласта, а перфорацию добывающих скважин 4 в зоне локального купольного поднятия 2 производят по всей толщине пласта. В этом случае вырабатывается застойная зона добывающей скважины в зоне локальной впадины, ее подошвенная часть, и частично застойная зона вблизи нагнетательной скважины. Таким образом, первый этап способа способствует подтягиванию закачиваемой воды к подошве добывающих скважин, расположенных в зоне локальной впадины, и тем самым оказывает дополнительное вытесняющее воздействие путем предотвращения образования застойной зоны, а фильтрация закачиваемой воды к добывающим скважинам в зоне купольного поднятия затормаживается и, тем самым создает условия для выравнивания фронта вытеснения закачиваемой воды в подошвенной части добывающей скважины локального купольного поднятия.
Практическое применение предложенной модели
Размещение скважин производят по структурной карте пласта, представляющий собой залежи платформенного типа, контактные залежи с подошвенной водой, либо сочетание локальных купольных поднятий и локальных впадин, которые налагают дополнительные условия на процесс фильтрации несмешивающихся жидкостей различной плотности.
Способ реализуют следующим-образом (см. рис,4.2). В соответствии с сеткой размещения добывающих и нагнетательных скважин определяют. положение забоев добывающих скважин в зоне локального купольного поднятия или в зоне локальной впадины. Затем, на первом этапе производят перфорацию добывающих скважин 4, расположенных в зоне локальных впадин 3, в подошвенной части пласта, а перфорацию добывающих скважин 4 в зоне локального купольного поднятия 2 производят по всей толщине пласта. В этом случае вырабатывается застойная зона добывающей скважины в зоне локальной впадины, ее подошвенная часть, и частично застойная зона вблизи нагнетательной скважины. Таким образом, первый этап способа способствует подтягиванию закачиваемой воды к подошве добывающих скважин, расположенных в зоне локальной впадины, и тем самым оказывает дополнительное вытесняющее воздействие путем предотвращения образования застойной зоны, а фильтрация закачиваемой воды к добывающим скважинам в зоне купольного поднятия затормаживается и, тем самым создает условия для выравнивания фронта вытеснения закачиваемой воды в подошвенной части добывающей скважины локального купольного поднятия. На втором этапе, при достижении обводненности продукции 50% и более в добывающих скважинах расположенных в зоне локальной впадины производят перфорацию кровельной части продуктивного пласта, т.е. проводят полное вскрытие (дострел) продуктивной толщины пласта, а в добывающих скважинах в зоне локального купольного поднятия изолируют подошвенную часть пласта известным способом. На этом этапе перфорация по всей толщине пласта добывающей скважины в зоне локальной впадины и изоляция подошвенной части добывающей скважины в зоне локального купольного поднятия создают дополнительные условия для подтягивания закачиваемой воды вверх, выравнивая фронт вытеснения закачиваемой воды в целом по разрезу пласта в области заводнения, Перфорацию нагнетательныххкважин осуществляют в соответствии с решениями проектного документа при формировании системы заводнения. Для выработки застойных зоншефтяных пластов платформенного типа этапы 1 и 2 чередуют через одну добывающую скважину. В контактных нефтяных залежах с подошвенной водой, перед проведением этапов I и 2, осуществляют изоляцию подошвенной воды методом обратного конуса пластовой нефти. При использовании способа на месторождениях, находящихся на конечной стадии разработки, с целью увеличения коэффициента извлечения нефти, этапы 1 и 2 реализуют в сочетании с изоляционными мероприятиями заводненных интервалов с использованием форсированного отбора жидкости: Таким образом, предложенная, модель позволяет объяснить и описать часто наблюдаемое явление первоочередного обводнения подошвенной части пласта, подтверждаемое результатами исследований в контрольных скважинах. Эти теоретические выводы позволили перейти к практическим результатам и оформить изобретение по выработке запасов нефти пласта с учетом структурных локальных куполов и впадин. 4.2. Практическое применение предложенной модели Практическим применением модели является составление программы ГТМ. При этом проводится оперативная оценка обводнения и выработки пропластков в скважине или по участку залежи, прогноз изменения динамики обводнения, рекомендации по проведению РИР, а также мероприятий по оптимизации и форсированному отбору жидкости. После реализации ГТМ проводится оценка эффективности геолого-технологического мероприятия. В настоящее время контроль за выработкой запасов, оценка текущей, насыщенности методами ИННК, RST, АКТАШ и др. используются в незначительном количестве. Поэтому модельные расчеты позволяют оценить текущее насыщение по участку или скважине, заранее предсказать порядок и динамику обводнения скважин, наметить, предваряющие мероприятия по усилению или снижению влияния гравитационных и гидродинамических сил, что повлечет подключение недренируемой части разреза. , Здесь и намечались первоочередные мероприятия.
В период 1996-2000 годы специалистами ОАО «СибНИИНП» была выполнена научно-исследовательская работа «Комплексные геолого-технологические мероприятия- на 1996-1997 годы по оптимальному использованию добывающего фонда скважин и развитию системы заводнения с целью стабилизации добычи нефти на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Данная работа рассмотрена на Центральной Комиссии по разработке МТЭ РФ и утверждена к реализации (протокол ЦКР №2178 от 9.10.1997 г).
Реализация программы мероприятий на месторождениях Ноябрьского района проводилась в период 1996-1998 годов. По результатам построения одно- и. квазидвумерных моделей строились карты остаточных запасов и определялись зоны преимущественного расположения остаточных запасов нефти. Исходя из результатов реализации утвержденной программы мероприятий, в дальнейшем была разработана НИР «Комплексные геолого-технологические мероприятия на 1999-2001 годы по оптимальному использованию добывающего фонда скважин и развитию системы заводнения с целью стабилизации добычи нефти на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». В качестве следующего примера рассмотрим участок пласта БСц Муравленковского месторождения с трехрядной системой заводнения (рис. 4.3).
