Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор существующих методов регулирования процессов заводнения нефтяных коллекторов и постановка задачи 6
Исследования
1.1 Общие положения 6
1.2 Анализ состояния и исследованности проблем заводнения 7
1.2.1 Опыт разработки малопродуктивных низкопроницаемых пластов заводнением
1.2.2 Опыт разработки глиносодержащих пластов заводнением 12
1.2.3 Опыт разработки заводнением водонефтяных зон 14
1.3 Методы регулирования процессов заводнения. Виды исследования пласта с целью повышения эффективности заводнения
1.3.1 Современные методы исследования пласта с целью повышения эффективности заводнения
1.4 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов при заводнении
2. Характеристика объекта исследования 26
2.1 Общие сведения об объекте исследования 26
2.2 Стратиграфия и нефтегазоность 27
2.3 Геологические особенности разрабатываемого объекта пласта Дкт Вахитовского месторождения
2.4 Свойства и состав нефти и газа пласта ДКт., 34
2.5 Структура фонда скважин и показателей их эксплуатации 38
2.6 Анализ эффективности реализуемой системы разработки 42
2.7 Динамика пластового давления по объекту 45
2.8 Текущее пластовое и забойное давление по скважинам действующего 46 добывающего фонда
2.9 Температура продуктивных горизонтов 48
3. Теоретические исследования процесса регулирования заводнения путем разработки алгоритма построения карт компенсации и их использование на практике
3.1 Основные положения предлагаемого метода регулирования заводнения пласта
3.2 Теоретические основы построения карт компенсации 51
3.3 Предварительная работа с объектом применения метода регулирования заводнения. Построение карт компенсации
3.4 Практическая ценность карт компенсации, построенных по разным методикам
3.5 Новый способ регулирования заводнения и использование карт компенсации для уточнения и адаптации геологического строения залежи
4. Оценка эффективности предлагаемого способа регулирования процесса заводнения
4.1 Исследование влияния параметра компенсации по скважинам на эффективность выработки запасов нефти путем математического моделирования
4.2 Практическая реализация предлагаемых методов регулирования на основе карт компенсации на Вахитовском месторождении, пласт
Основные выводы и рекомендации 100
Литература
- Анализ состояния и исследованности проблем заводнения
- Геологические особенности разрабатываемого объекта пласта Дкт Вахитовского месторождения
- Теоретические основы построения карт компенсации
- Исследование влияния параметра компенсации по скважинам на эффективность выработки запасов нефти путем математического моделирования
Введение к работе
Актуальность работы
Преобладающим методом воздействия на нефтяную залежь в настоящее время является поддержание пластового давления (ППД) закачкой воды. Однако дальнейшее развитие технологии заводнения, совершенствование методов регулирования и существующих технических средств для их реализации разрабатывается недостаточно, так как полнота выработки запасов существующими технологиями не превышает 40-50% даже для условно однородных пластов. Для месторождений с ярко выраженной зональной и послойной неоднородностью коллекторов по проницаемости коэффициент нефтеотдачи по залежам не превышает 30-35%. Поэтому проблема выравнивания полей выработки запасов нефти путем вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон пласта является задачей достаточно актуальной. Непрерывный анализ состояния выработки запасов месторождений показывает, что рациональное применение информации об объекте, полученной с помощью гидродинамических и геофизических исследований скважин, может значительно повысить эффективность разработки объекта, в частности в технологии заводнения пластов. Поставленная задача автором решается тем, что в качестве управляемого параметра предлагается использовать карты текущей и накопленной компенсации отборов жидкости закачкой рабочего агента, разделенных на отдельные группы скважин.
Цель работы – обоснование и разработка научно-методических основ выделения зон перекомпенсации и недокомпенсации для повышения выработки запасов нефти путем регулирования отбора нефти и закачки волы на примере Вахитовского месторождения.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
-
Анализ и оценка состояния информационного обеспечения базы ГИС и ГДИС объекта исследования;
-
Оценка характеристик фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов;
-
Анализ эффективности реализуемой системы разработки пласта ДКТ-1 Вахитовского нефтяного месторождения;
-
Выделение участков с повышенными и пониженными зонами компенсации закачкой воды;
-
Исследование и обоснование эффективности повышения технологии выработки остаточных запасов регулированием заводнения.
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач осуществлялось путем теоретических исследований и использования результатов обработки статистической информации о состоянии разработки Вахитовского месторождения. Для обработки статистических данных использовались методы математической статистики. Для исследования нестационарных процессов в пласте использовались детерминированные математические модели фильтрации многофазной жидкости.
Научная новизна результатов работы
-
Путем теоретических исследований состояния разработки объекта разработана методика построения карт компенсации, разделенных на карты накопленной и текущей, по которым выявлены зоны перекомпенсации и недокомпенсации на отдельных участках отбора жидкости с вытеснением закачкой воды.
-
На основе анализа данных о пластовых и забойных давлениях по объекту дано определение критерия среднего давления по группе скважин, которые использованы путем сопоставления карт накопленной и текущей перекомпенсации для формирования мероприятий по повышению эффективности отбора нефти из зон с ранее недренируемыми текущими запасами нефти.
-
Разработана методика регулирования процесса заводнения по уравнениям зависимости компенсации от закачки и давления для скважин, расположенных в слабодренируемых зонах с целью расчета нового режима отбора и нагнетания, позволяющего существенно увеличить в этой группе скважин текущий коэффициент нефтеотдачи.
На защиту выносятся:
-
Методика построения карт компенсации, разделенных на карты накопленной и текущей компенсации.
-
Методика определения и расчета среднего давления по группе скважин для формирования мероприятий по повышению эффективности отбора нефти из зон с ранее недренируемыми запасами.
-
Методика регулирования заводнения по уравнениям зависимости компенсации от закачки и давления по зонам с неравномерными отборами жидкости.
Практическая ценность и реализация результатов работы
-
Результаты диссертационной работы используются при формировании геолого-технических мероприятий для оптимизации системы заводнения Вахитовского месторождения в НГДУ «Сорочинскнефть» ОАО «Оренбургнефть».
-
Внедрение рекомендаций автора по технологии выравнивания зон перекомпенсации и недокомпенсации по пласту ДКТ-1 Вахитовского нефтяного месторождения позволило получить дополнительно 1090 т нефти с экономическим эффектом 1,850 млн. руб.
Достоверность результатов исследования получена путем применения современных статистических методов обработки исходной геолого-физической и геолого-промысловой информации, проведения экспериментальных и численных исследований и сопоставления сходимости результатов в разновариантных технологических расчетах разработки нефтяной залежи заводнением.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2008-2011 гг.), в ГУП «ИПТЭР» (г. Уфа, 2009-2010 гг.); на научно-технических советах «ТНК-ВР» (г. Москва, 2010 г.), ЗАО «Алойл» (г. Бавлы, 2009-2011 гг.).
Публикации результатов и личный вклад автора
По теме диссертации опубликовано 11 научных статей в изданиях, входящих в перечень ВАК. Одна статья опубликована без соавторов.
В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 86 наименований. Работа изложена на 107 страницах машинописного текста и содержит 57 рисунков, 9 таблиц.
Анализ состояния и исследованности проблем заводнения
Одной из серьезных проблем при разработке таких объектов, как, например, многопластовое Ромашкинское месторождение, является обеспечение охвата заводнением и достижение проектной нефтеотдачи малопродуктивных пластов. В работах Р.Х. Муслимова, Р.С. Хисамова, Р.Н. Дияшева были установлены следующие особенности освоения и разработки малопродуктивных пластов месторождений Татарии [18,19, 53, 80]:
1. Пласты низкой проницаемости лучше осваиваются под закачку воды и вовлекаются в разработку, если они перфорированы индивидуально, отдельно от высокопродуктивных пластов.
2. Основной причиной слабого охвата пласта заводнением малопродуктивных коллекторов является низкая приёмистость в большинстве нагнетательных скважинах, не компенсирующая отбор жидкости из добывающих скважин; при совместной закачке воды в скважины, в которых перфорированы и малопродуктивные и высокопродуктивные интервалы в большинстве случаев низкопроницемые пропластки не принимают воду даже при повышенном давлении. При раздельном нагнетании воды малопродуктивные пласты осваиваются под закачку и обеспечивается приемистость при давлениях 20...25 МПа.
3. На участках активной закачки воды при раздельной эксплуатации малопродуктивные коллекторы в большинстве случаев вырабатываются не хуже высокопродуктивных.
В промысловых же условиях, в большинстве случаев не удается создать изолированные системы нефтедобычи. Поэтому всегда остро стоит вопрос правильности выбора режима работы как добывающих, так и нагнетательных скважин, который зависит в первую очередь от фильтрационно-емкостных особенностей коллектора, причем учитываться должна не только послойная, но и зональная неоднородность [8, 38, 39, 45].
В результате многолетней закачки огромных объемов воды, пластовые флюиды, в том числе и нефть, претерпевают изменения различного характера, что в последствии сказывается на процессе её извлечения. Вопросы формирования остаточных запасов нефти широко рассмотрены в литературе. Результаты подробных исследований приводятся, к примеру в работах М.Л. Сургучева, Э.М. Симкина, Н.Н. Михайлова, B.C. Ковалева, И.Л. Мархасина, В.И. Титова, С.А. Жданова, А.Г. Телина, Н.И. Хисамутдинова и других [30, 40, 42, 68, 71, 81]. Опыт этих исследований свидетельствует об изменении свойств нефти, что обязательно следует учитывать при выборе способов и методов разработки остаточных запасов.
Исследователи относят остаточную нефть к двум группам [81]: 1. Нефть, не вовлеченная в процесс фильтрации и сосредоточенная в застойных и недренируемых зонах и пропластках, не охваченная воздействием вытесняющих агентов. Основной причиной появления так называемых «целиков» нефти является неоднородность пласта, как по простиранию, так и по разрезу, а также низкий охват заводнением по причине нерационального размещения скважин и несбалансированности режимов их работы.
2. Нефть остающаяся в промытых зонах, что является особенностью изменения фазовых проницаемостей при высоких значениях водонасыщенности фильтрационного потока.
В зависимости от степени гидрофильности и гидрофобности породы состав и свойства остаточной нефти значительно отличаются [81]. При вытеснении нефти из гидрофильной пористой среды реализуется поршневой режим вытеснения, когда до 90% нефти может быть извлечено в безводный период. В свою очередь, водный период для гидрофильных горных пород непродолжителен, и при закачке 0,5...1,5 поровых объемов воды достигается предельная обводненность. Связанная вода образует пленку по всей поверхности породы, а нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах: Фильтрация воды происходит в первую очередь по мелким и средним капиллярам, нефть из которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры. Остаточная нефтенасыщенность в этом случае представлена капиллярно-защемленной нефтью.
В гидрофобной пористой среде, напротив, вода сосредоточена в центре крупных пор, а нефть образует пленку на поверхности породы. При вытеснении вода образует непрерывные каналы через крупные и средние капилляры, а толщина нефтяных пленок постепенно уменьшается. Процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводным и продолжительным водным периодом, для достижения предельной обводненности требуется закачка 10... 15 поровых объемов воды. Остаточная нефть сосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких и тупиковых порах.
Формирование остаточной нефти в промытых зонах определяется также свойствами самой нефти [29,41, 42, 61]. Компонентный состав, дисперсное строение, содержание тяжелых фракций, наличие полярных асфальтено-смолистых веществ являются факторами, влияющими на структурно-механические свойства капель и пленок нефти и на межфазное натяжение [2, 15, 23].
Важнейшей задачей при интенсивном воздействии на нефтеносные пласты, содержащие остаточные, а потому трудно извлекаемые запасы нефти является развитие и постоянное совершенствование методов анализа состояния заводнения и выработки запасов нефти продуктивных пластов. Определяющая роль в создании научных основ анализа процессов разработки принадлежит Крылову А.П., Ивановой М.М., Чоловскому И.П., Султанову С.А., Муслимову Р.Х., Мухарскому Э.Д., Лысенко В.Д., Вахитову Г.Г., Баишеву Б.Т., Халимову Э.М., Батурину Ю.Е. В многочисленных печатных и рукописных изданиях на примере отдельных скважин и участков площадей Ромашкинского месторождения описано наличие самых разнообразных форм продвижения контуров нефтеносности и подъема ВНК при заводнении коллекторов пластовой водой, а также особенности и темпы продвижения закачиваемых вод при использовании различных модификаций внутриконтурного заводнения [15, 28, 44, 48].
Систематизация различных случаев заводнения коллекторов на примере Ромашкинского месторождения была наиболее полно приведена в работах Муслимова Р.Х. [46, 47, 48, 52, 53, 54].
Несмотря на это, недостаток современных систем разработки заключается в том, что закачиваемая в пласт вода вытесняет нефть, в основном, из хорошо проницаемых коллекторов. В результате они оказываются сильно обводненными. Если затем и удается активизировать запасы нефти в низкопроницаемых зонах, то вытесняемая из них нефть попадает в обводненные коллекторы. Такая нефть нескоро достигнет забоев добывающих скважин, к тому же в обводненных зонах за счет вторичного насыщения происходят дополнительные потери пришедшей туда нефти [61]. Таким образом, сложившиеся системы воздействия на залежи нефти не учитывают в должной мере неоднородность коллекторских свойств продуктивных пластов [56].
При этом отдельно следует выделить коллектора низкопроницаемые и мало продуктивные. Так в работах Валиханова А.В., Муслимова Р.Х., Мухарского Э.Д., Горбунова А.Т., Дияшева Р.Н., Ошитко В.М., Коцюбинского В.Л., Суханова Н.А. обобщены результаты освоения и разработки малопродуктивных коллекторов. Было установлено, что радиус эффективного дренирования скважин, вскрывших малопродуктивные пласты проницаемостью 0,05-0,15 мкм2, может составлять до 200-250 м.
Геологические особенности разрабатываемого объекта пласта Дкт Вахитовского месторождения
Пробная эксплуатация колганского объекта Вахитовского месторождения началась в июне 2002 года, по индивидуальному плану пробной эксплуатации скважины № 260. Объект находятся в завершающей стадии разбуривания. По состоянию на 01.07.2010 г. на объекте в эксплуатационном фонде находится 29 скважины (по проекту -30): добывающих — 21 (по проекту 21 скважина), нагнетательных — 8 (по проекту 9 скважин). Все скважины объекта действующие, оборудованы установками электроцентробежных насосов.
В таблице 2.4 и рисунках 2.8-2.9 приведена характеристика основного фонда скважин и основных показателей по отбору нефти и жидкости. Динамика фактических и накопленных показателей разработки представлена на рисунках 2.10-2.11.
Максимальный действующий добывающий фонд скважин составлял 29 ед. в 2009 году. Максимальный дебит по нефти был получен в 2003 гг. в размере 611 т/сут. Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 2009 году - 1320 тыс.т при отборе 38,4 % начальных извлекаемых запасов нефти и обводненности добываемой продукции равной 11 %. Максимальная годовая добыча жидкости также была получена в 2009 году в размере 1461 тыс.т. Закачка воды была начата в 2006 г. в две нагнетательные скважины со средней приемистостью равной 94,8 м3/сут. Отбор нефти за первое полугодие 2010 года составил 782 тыс.т, отбор жидкости — 878 тыс.т. По состоянию на июль 2010 года среднегодовой дебит действующих скважин составил 202 т/сут по нефти и 231 т/сут по жидкости. Обводненность добываемой продукции - 12,2 %. Темпы отбора от начальных и извлекаемых запасов нефти в 2009 году равны 9,78 %.
Средний дебит нефти по объекту в 2009 году составил 210,6 т/сут (по проекту -211,4 т/сут), средний дебит по жидкости - 253,4 т/сут (при проектном уровне 222,6 т/сут). За первое полугодие 2010 года средний дебит по нефти составил 225 т/сут., по жидкости 253,4 т/сут.
Текущая компенсация отбора в 2009 году составила 98,8 % при проектном уровне ПО %, накопленная - 59,6 % при проектной - 72,1 %. За первое полугодие 2010 года объем закачанной воды составил 966,4 тыс. м при средней приемистости 732,2 м /сут.
С начала разработки эксплуатационного объекта добыто (по состоянию на 01.06.2010 г.) почти 5,96 млн.т нефти. Отбор от начальных извлекаемых запасов нефти составляет 44,2 %, а текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,260 доли ед. (рисунок 2.12). Накопленная добыча жидкости почти 63,4 млн.т, накопленный водожидкостной фактор - 5,9 %. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды равна 62,2 %. Кратность текущих извлекаемых запасов нефти (отношение величины ТИЗ к годовой добыче нефти в 2009 г.) - 5,7 лет.
Анализируя опыт выработки запасов нефти пласта Дкт-і Вахитовского месторождения можно сделать вывод о том, реализуемая система разработки достаточно эффективна. Разбуривание объекта велось опережающими темпами, что связано с высокой подтверждаемостью первоначальных проектных дебитов нефти и низкой фактической обводненностью продукции скважин. За период с начала разработки (2002-2010гг.) отобрано 44,2 % извлекаемых запасов при обводненности продукции 12%. Высокопроницаемый коллектор пласта Дкт-і способствует высоким дебитам, низкая вязкость пластовой нефти (1,1 мПа с) приближает характер вытеснения к поршневому.
Основной технологией воздействия на пласт с целью интенсификации добычи нефти в условиях пласта Дкт-i Вахитовского месторождения является система поддержания пластового давления путем закачки пластовой воды. Карта разработки по залежи пласта пласта Дкт-і приведена на рисунке 2.13. Динамика фактических показателей разработки объекта по состоянию на 01.07.2010 года представлена на рисунке 2.8.
Карта текущих извлекаемых запасов с текущими отборами пласта Дкт-i на 01.07.2010 года На рисунках 2.8-2.9, 2.12, 2.13-2.14 представлены основные графические зависимости, характеризующие эффективность работы залежи, из которых видно, что с начала разработки объекта происходит увеличение годовых отборов нефти и жидкости при стабильно низком значении обводненности продукции (около 10%). Увеличение отборов достигается вводом новых добывающих и нагнетательных скважин. При этом заметна тенденция снижения среднего дебита добывающих скважин по мере ввода новых скважин (наиболее продуктивными оказались скважины из числа первых пробуренных) и по причине снижения пластового давления. В период 2008-2010 гг. дебиты вьшіли на стабильный уровень, наблюдается увеличение обводненности по отдельным скважинам.
Анализируя текущие показатели работы скважин совместно с картой текущих извлекаемых запасов нефти можно выделить участки пониженной выработки наряду с несогласованной работой отдельных скважин в паре «добывающая-нагнетательная». Этот факт, наряду с локальными прорывами закачиваемой воды указывает на необходимость регулирования системы заводнения с целью повышения эффективности извлечения нефти [57].
Характеристика вытеснения (рисунок 2.14) показывает прямую зависимость между накопленными отборами нефти и жидкости. В последнее время наблюдается отклонение от линейной зависимости на фоне увеличения обводненности. Своевременный ввод в работу нагнетательных скважин, как видно из рисунка 2.15, обеспечил стабильно высокие дебиты добывающих скважин, остановил снижение пластового давления, в последнее время позволил несколько увеличить темпы отбора жидкости.
Теоретические основы построения карт компенсации
Исходя из условия замкнутости залежи, оптимальным значением компенсации по объекту следует считать значение 100%, что соответствует наиболее сбалансированной выработке участков.
Карты, построенные по первой методике, т.е. «поблочно», основаны на том, что рассчитанное значение компенсации по блоку присвоено точкам расположения нагнетательных скважин. Эти карты являются наиболее простыми и характеризуют состояние скомпенсированное отбора жидкости закачкой воды по каждому отдельному вьщеленіюму блоку скважин. Схема регулирования состоит либо в изменении режима работы нагнетательной скважин — центра блока, либо суммарного дебита по жидкости окружающих добывающих скважин.
Построение карт на основе второй методики, т.е. «по добыче жидкости» производится путем расчета компенсации отборов жидкости закачкой воды для добывающих скважин и присвоения полученных значений точкам расположения добывающих скважин. Регулирование разработки залежи на основе этих карт актуально при невозможности изменения режимов работы нагнетательных скважин. Выравнивание поля компенсации осуществляется только путем изменения режимов работы добывающих скважин.
Карты, построенные по третьей методике («комбинированно») наиболее универсальны, поскольку используются расчетные значения компенсации как по нагнетательным, так и по добывающим скважинам. Эти карты наиболее достоверно описывают сложившуюся картину по залежи, а регулирования возможно производить путем адресного подбора оптимального режима работы как по добывающим, так и по нагнетательным скважинам.
Новый способ регулирования заводнения и использование карт компенсации для уточнения и адаптации геологического строения залежи
Полученные в предыдущем разделе карты текущей и накопленной компенсации характеризуют «потенциальное» состояние нефтяной залежи. Используемая при их построении информация о геологическом строении носит первичный характер. Данные же о режимах работы скважин указывают на фактическое состояние разработки. Комбинируя эти параметры первичной и фактической информации в картах компенсации можно косвенно оценить насколько они согласуются между собой. При этом для получения объективной картины необходимо использовать данные о пластовом и забойном давлении по скважинам. Анализ систем заводнения заключается в построении зависимостей коэффициента компенсации для выделенных элементов от времени и сравнении с картой давлений, построенной по замерам. Соответственно, анализ системы разработки можно разбить на следующие этапы:
Карта пластового давления зачастую на практике «растянута по времени», т.е. замеры проводятся по нескольким скважинам в год и для построения целостной картины, характеризующей энергетическое состояние объекта необходимо использовать несколько «устаревшие» данные, поскольку замеры «растянуты» по годам. Поэтому сопоставление карты пластового давления корректно производить с картой накопленной компенсации. Информация о забойном давлении по скважинам практически всегда присутствует на промысле, причем эта информация актуальна, поскольку замеры (пусть и косвенными методами) проводятся регулярно и подобными исследованиями охвачено большинство фонда скважин. Карта забойных давлений может быть весьма полезна при сопоставлении с картой текущей компенсации, поскольку в обоих случаях анализируются актуальные скважинные данные.
Карта пластового давления и забойных давлений пласта Дкт-і Вахитовского месторождения представлены на рисунках 3.15-3.17. Расчет значений забойных давлений по нагнетательным скважинам производился с учетом линейного давления на устье и потерь на трение по длине ствола скважины.
Точное определение забойного давления в нагнетательных скважинах весьма важно с точки зрения возможности образования трещин при гидроразрыве пласта, в случае если значение забойного давления близко к давлению разрыва. Ряд исследователей [18,19] считает образование трещин на забое нагнетательных скважин возможно уже при создании забойного давления Рзаб=1.33 Рнач.пл., что в условиях рассматриваемого объекта составляет 460 атм.
Для сопоставления карт давлений и карт компенсации с целью детального анализа и выявления зон соответствия (несоответствия) фактического энергетического состояния объекта и потенциального распределения дренируемых объемов по скважинам предлагается следующий порядок действий:
Исследование влияния параметра компенсации по скважинам на эффективность выработки запасов нефти путем математического моделирования
Регулирование процесса заводнения будем осуществлять изменением режимов работы скважин и параметром компенсации отборов жидкости закачкой воды (задается для нагнетательной скважины).
Согласно описанным выше подходам, процесс регулирования можно осуществлять тремя методами (на основе карт компенсации, построенных по трем методикам): 1) Изменяя режим работы нагнетательной скважины; 2) Изменяя режимы работы только добывающих скважин; 3) Комбинированно. Изменяя режим работы как нагнетательной, так и добывающих скважин.
Целью эксперимента поставим оценку эффективности каждого предлагаемого метода регулирования по сравнению с базовым вариантом. В качестве базового примем вариант с компенсацией 100%. Уровень текущей компенсации устанавливается после снижения пластового давления модельной залежи до среднего текущего давления пласта Дкт-1 Вахитовского месторождения, тем самым модельные расчеты будут ближе к фактической ситуации на рассматриваемом объекте. На рисунке 4.6 показано изменение поля нефтенасыщенности в разные моменты времени, на котором отчетливо видно вытягивание фронта вытеснения в сторону скважин № 1 и №4, поскольку они находятся в наиболее продуктивных участках пласта. Опережающая выработка участков расположения скважин №1 и №4 приводит к их преждевременному обводнению, участки скважин №2 и №3 на конец расчетного периода остаются выработанными частично (рисунок 4.бе).
Поскольку у нас имеются расчетные показатели модели и формулы для расчета компенсации 4.1-4.5, мы может построить динамику изменения коэффициента текущей компенсации по каждой зоне и выявить зоны перекомпенсации и недокомпенсации. Покажем, как согласуются параметры работы скважин базового варианта с коэффициентами текущей компенсации в каждый момент времени для модельной залежи (рисунок 4.7).
Из рисунка 4.7 видно, что в целом залежь работает в условиях 100% текущей компенсации, однако, сбалансированность выработки участков добывающих скважин весьма низкая. Так, скважины №2 и № 3 находятся в явно перекомпенсированной зоне, в то же время скважина №4 работает в условиях недокомпенсированности. В связи с эти наблюдается «перекос» выработки отдельных участков объекта в целом (рисунок 4.6е). В оптимальном режиме работает только скважина №1. Нефтенасыщенность, д ед
Перейдем непосредственно к оценке эффективности трех методов регулирования на основе имеющихся данных текущей компенсации по зонам расположения скважин в базовом варианте. Карта текущей компенсации базового варианта модельной залежи на сентябрь 2011 года (см. рис. 4.7) совмещенная с картой забойных давлений приведена на рисунке 4.9, из которого отметим, что скважины №2 и №3 находятся в зоне перекомпенсации, одновременно по ним имеется резерв по забойному давлению, поскольку оно находится выше среднего значения (105 атм.). Скважины №1 и №4 работают с забойным давлением ниже среднего значения, причем скважина № 4 находится в зоне недокомпенсации. В целом залежь работает в условиях 100% текущей компенсации, о чем говорит ее значение в точке расположения нагнетательной скважины на рисунке 4.9.
Однако, как видно из рисунка 4.10 снижение уровня текущей компенсации по модельному объекту ниже 100 % приводит к серьезным потерям в добыче нефти — до 30 % от базового варианта. Происходит это, прежде всего за счет снижения пластового давления, поскольку в целом по залежи отбирается жидкости больше, чем закачивается воды. В таких условиях добывающие скважины работают в режиме падения дебитов (забойное давление находится на постоянном уровне) при условии отсутствия активности подошвенной воды. Снижение объемов закачки для выравнивания поля скомпенсированности отдельных зон неэффективно.
Противоположная ситуация наблюдается при увеличении объемов закачки в нагнетательную скважину. Выработка запасов в целом по объекту увеличивается при значении компенсации выше 100%, причем как видно из рисунка 4.10 накопленные показатели по добыче нефти при компенсации 110%, 115%, 120% близки между собой. Данный факт указывает, что для условий модельной залежи предельным следует считать значения компенсации на уровне 110%, дальнейшее ее увеличения ожидаемого технологического эффекта не приносит.
В целом по залежи эффективность от увеличения закачки проявляется за счет сбалансированной выработки недокомпенсированных зон и повышения пластового давления (приближения его к уровню начального). Однако, при таком подходе, несмотря на наличие эффекта, дисбаланс поля скомпенсированности сохраняется.
Покажем на рисунке 4.11 изменения в динамике параметра текущей компенсации по скважинам за счет мероприятий варианта 1 (комп.110%). В сравнении с рисунком 4.7 видно, что в целом «разброс» параметра компенсации по скважинам значительно уменьшился, а сами значения стали ближе к 100% отметке. Интересным фактом следует признать то, что явно перекомпенсированные зоны (например, скв.№2) не стали еще более перекомпенсированными, то есть произошло перераспределение фильтрационных потоков на фоне которого наблюдается более сбалансированная выработка всех участков залежи.
Таким образом, установлено, что регулирование заводнения путем изменения только режимов работы нагнетательной скважины, способно повлиять на эффективность нефтеизвлечения. При условии замкнутости модельного блока и отсутствия активности подошвенной воды снижение уровня компенсации ниже 100% приводит к значительным потерям в добыче нефти на фоне снижения пластового давления. Напротив увеличение компенсации до уровня 110% дает ощутимый прирост накопленной добычи по сравнению с базовым вариантом (около 15%). Дальнейшее увеличение компенсации эффекта не приносит.
Рисунок 4.11 - Динамика параметра текущей компенсации по скважинам (вариант 1, компенсация 110%)
Рассмотрим вариант №2 - регулирование процесса заводнения путем подбора режимов работы добывающих скважин на основе анализа коэффициентов компенсации в точках их расположения. Изменения в режиме работы нагнетательной скважины не производятся (компенсация 100% как и в базовом варианте).
На основе рекомендаций, изложенных в главе 3, установим новые режимы работы добывающих скважин:
По скважинам, находящимся в зоне перекомпенсации снизим забойное давление до уровня среднего значения 105 атм., также «проведем» обработку призабойной зоны с целью интенсификации притока путем установления отрицательного скин-фактора в модели. Запланированные мероприятия позволят увеличить добычу жидкости по скважинам №2 и №3, тем самым снизить перекомпенсированность этих зон.
