Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Состояние исследованности проблемы и характеристика водонефтяных зон залежи 7
1.1. Характеристика проблемы 7
1.2. Выделение переходной зоны по результатам геофизических исследований скважин 12
1.3. О схематизации формирования водонефтяных зон в призабойной зоне 16
Глава 2. Исследование и формирование исходной базы данных 21
2.1. Краткая характеристика объекта исследования 21
2.2. Ревизия и обобщение геолого-геофизической информации 30
2.3. Оценка фактических границ водораздела в скважинах с ВНЗ по промысловым данным 33
2.4. Оценка достоверности коэффициента вытеснения нефти водой, остаточной водонасыщенности, пористости и проницаемости по С1а по лабораторным исследованиям 44
Глава 3. Теоретические исследования эффективности дренирования продукции скважин с ВНЗ с учетом переходной зоны 51
3.1. Постановка задачи исследования 51
3.2. Математическая модель двухфазной фильтрации в пластах водонефтяных зон 54
3.3. О формах представления и использования кривых относительных фазовых проницаемостей 59
3.4. О методике оценки вязкости водонасыщенной эмульсии 63
3.5. Постановка задачи исследования 64
3.6. Обсуждение результатов численных исследований по модели и расчет основных показателей вскрываемого перфорацией объекта без учета изменения вязкости эмульсии 67
3.7. Исследование влияния вязкости эмульсии на характеристики вытеснения 78
3.8. Исследование влияния на характеристики вытеснения неоднородности коллектора переходной зоны 82
3.9. Исследование изменения характеристик вытеснения для случая неоднородной по водонасыщениости переходной зоны 84
Глава 4. Примеры формирования технологий вскрытия пласта с ВНЗ и результаты внедрения рекомендаций автора 89
4.1. Формирование мероприятий по вскрытию пласта по площадям Ромашкинского месторождения 89
4.2. Гидродинамическое моделирование процесса фильтрации пластовых флюидов с выбором оптимальных интервалов дополнительной перфорации на скважинах НГДУ "Джалильнефть": №№ 76-99 (Ташлиярская площадь) 102
Основные выводы и рекомендации 110
Список использованных источников 111
- О схематизации формирования водонефтяных зон в призабойной зоне
- Оценка фактических границ водораздела в скважинах с ВНЗ по промысловым данным
- Исследование влияния вязкости эмульсии на характеристики вытеснения
- Формирование мероприятий по вскрытию пласта по площадям Ромашкинского месторождения
Введение к работе
Актуальность проблемы. Значительные запасы нефти на территории России сосредоточены в водонефтяных зонах. Обширным промысловым опытом и теоретическими трудами многих исследователей установлено, что при разработке залежей, подстилаемых подошвенной водой, достигается относительно низкий коэффициент нефтеотдачи. При этом разработка их сопровождается большим отбором попутно добываемой воды из-за образования конусов подошвенной воды. Поэтому одной из актуальных проблем при разработке таких залежей является вопрос об эффективной степени вскрытия пласта перфорацией, как правило, разделенного на нефтяную, переходную и водонефтяную зоны. Оптимальность вскрытия пласта перфорацией связана с одной стороны с необходимостью предупреждения конусообразования воды, а с другой - обеспечением минимального эффекта снижения продуктивности скважины и потери части подвижных запасов нефти. Представленная работа посвящена изучению этой проблемы путем разработки теоретических основ совершенствования технологии вскрытия и интенсификации отбора нефти с целью достижения максимальной нефтеотдачи пласта, поэтому актуальность её очевидна.
Цель работы. Теоретическими и аналитическими исследованиями технологий вскрытия пласта с водонефтяными зонами, включающих нефтяную, переходную и водоносную части пласта, разработать эффективные технологии вскрытия пласта перфорацией для повышения технико-экономических показателей его разработки и достижения высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов.
Основные задачи исследований.
Систематизация и анализ технологий вскрытия неоднородных по проницаемости пластов с водонефтяными зонами (ВИЗ), приуроченных к залежам маловязких и высоковязких нефтей.
Создание методики исследования процесса вытеснения нефти водой из модели пласта, состоящего из нефтенасыщенной, переходной и водонасыгценной зон.
Оптимизация технологий вскрытия пласта с ВИЗ путем моделирования на математической модели фильтрации пластовых флюидов в водонефтяной зоне при различных значениях проницаемости коллектора, вязкости нефти и эмульсии, насыщенности пластовыми флюидами в нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зонах.
Разработка методики расчета технологических показателей разработки залежи путем оптимизации вскрытия пласта перфорацией.
Оценка эффективности применения рекомендаций автора на месторождениях с ВИЗ в ОАО «Самаранефтегаз» и ОАО «Татнефть».
Методы исследований. Анализ отечественных и зарубежных публикаций, теоретические, лабораторные и промысловые исследования, численное моделирование и расчеты на ПЭВМ, математическое моделирование притока двухфазной жидкости из призабойной зоны пласта с ВИЗ путем использования данных геолого-статистического анализа.
Научная новизна.
1. Путем математического моделирования процесса вытеснения нефти водой на линейной модели пласта, состоящей из нефгенасыщенной, переходной и водонасыщенной зон установлено, что при соотношении толщины перфорированного нефтяного слоя к общему не более 0,8 снижение коэффициента охвата и коэффициента нефтеотдачи составляет 16-24 %.
2.Показано, что даже при увеличении соотношения толщины водонасыщенного слоя к переходному в 2-4 раза, но при условии степени вскрытая нефтеносной части в пределах 0,4-0,8, время достижения предельной обводненности уменьшается на 25 - 35 %.
3.Показано, что при степени вскрытия нефтенасыщенной части пласта 0,8 и более с увеличением вязкости эмульсии переходного слоя, коэффициент нефтеотдачи пласта уменьшается, причем в зоне максимального значения вязкости принимает закономерность близкую к линейной.
4.Установлено, что при накопленной добыче нефти в долях от максимально возможного для трехслойной модели переходной зоны при соотношении проницаемости первого пропластка к третьему больше 1, увеличивается накопленная добыча жидкости тем быстрее, чем больше проницаемость первого пропластка.
Основные защищаемые положения.
Классификация и группирование вариантов геологического представления призабойной зоны пласта с ВИЗ по нефтеводонасыщенности, с учетом переходной зоны.
Методика расчета и оптимизации интервалов вскрытия нефгенасыщенной, переходной и водонасыщенной зон пласта с учетом вязкости фильтрующихся жидкостей.
Методика формирования технологий отбора продукции на базе оптимизированных зон вскрытия пласта с ВНЗ дополнительной перфорацией.
Практическая ценность и реализация результатов работы.
Результаты диссертационной работы используются при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Татнефть» и ОАО «Меллянефть». Оптимизация интервалов перфорации проведена в 18 скважинах ОАО «Меллянефть», что позволило получить дополнительно 14182 т нефти с экономическим эффектом 18.6 млн.рублей.
5 Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2004-2006 гг.), ОАО «Меллянефть», Научно-технических советах ОАО «Самаранефтегаз» (г.Самара, 1999-2006 гг.) и ОАО «Юганскнефтегаз» (2001-2005 гг.), в нефтяной компании «ЮКОС» (г. Москва, 2002 - 2006 гг.).
Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ в изданиях, входящих в перечень ВАК, одна из которых опубликована самостоятельно. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.
Структура и объем работ.
Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 112 наименований. Работа изложена на 119 страницах, в том числе содержит 9 таблиц, 64 рисунка.
Автор выражает благодарность научному руководителю к.т.н. Тазиеву ММ.
О схематизации формирования водонефтяных зон в призабойной зоне
Выполненные в последние годы исследования, опубликованные в работах И.Д. Амелина, Т.Г. Габдуллина, В.А. Бадьянова, Б.Ю. Венделыптейна, И.С. Гутмана, В.М. Ильиной, Ю.А. Лимбергера, З.К. Козиной, Б.М. Орлинского, Ф.И. Хатьяиова, В.С. Дубровского, Е.С. Кучурина и многих других [12,24, 35,63, 73, 80,81] позволяют обобщить механизм формирования нефтенасыщенных зон, разделенных на нефтенасыщенную, переходную и водоносную зоны. Схематически гидродинамическая характеристика для случая призабойной зоны скважин может быть представлена в виде профильного геометрического изображения, приведенного на рисунке 1.5, в котором вскрытие пластов в большинстве случаев осуществляется по схеме несовершенного вскрытия как по степени так и по характеру. В соответствии с этим в призабойной зоне образуются три области фильтрационных потоков. В зоне I (рисунок 1.5), характеризующейся как прискважинная зона, где нарушается фильтрация по закону Дарси в зоне или вблизи перфорационных отверстий, так как происходит изменение направления фильтрационного потока, его скорость и вязкость смеси. Многие исследователи считают, что для случая Рзаб Рцас газом в зоне I образуется даже в случае фильтрации двухфазной жидкости эмульсионная структура потока, так как нарастание скорости потока может сопровождаться зависимо от соотношения площади породы у стенки колонны к суммарной площади перфорационных отверстий с коэффициентом п = - — »где Fn0B отв - площадь поверхности в зоне перфорации, і отв Fn0B щ - суммарная площадь перфорационных отверстий.
Так например, для условий Урало-Поволжья в призабойной зоне [98] считается, что при расходах через перфорационные отверстия менее 3 м /сут-м на один погонный метр перфорированного пласта образование эмульсии для режима Рзаб Рцас не происходит или незначителен. Другое дело при течении трехфазной жидкости, например с высоким газовым фактором, когда резко возрастает эффект перемешивания фаз ввиду появления относительных скоростей фаз и увеличивающегося объема газа. Вторая зона или околоскважинная зона - это ограниченная границей перехода к плоско-радиальному течению жидкости и III - область, в которой фильтрация идет или приближается к закону Дарси. На основании выделенных зон видим, что выделение границы разделенной между водой и нефтью переходной зоной в обсаженной скважине представляет определенную трудность. Причем её можно замерить или только термометрией и ГК, или комбинированным расходомером-влагомером-датчиком давления. В любом случае необходимо создать условие фонтанирования скважины, так как приборы комбинированного действия через спущенные глубинные насосы, которые эксплуатируются на месторождениях Урало-Поволжья не проходят и не позволяют проводить прямых измерений. Проблема может быть решена путем применения компрессоров. Но как было отмечено выше, это очень трудоемкий процесс. Важность определения границ разделения нефтеносной, переходной зоны и воды состоит в том, что на определенных объектах, например в бобриковском горизонте Михайловско-Коханского месторождения, где мощность пластов с ВНЗ составляет от 10 до 40 м, определение размеров и границ переходной зоны может определить эффективность вскрытия пласта. Поэтому вопрос их оптимального вскрытия играет первостепенное значение, так как вскрытие определяет эффективность дренирования продукции скважин и конечный коэффициент нефтеотдачи. Однако определение оптимального интервала перфорации с наличием переходной зоны требует детального изучения гидродинамических характеристик и оценки изменения технологических показателей для единичных скважин в первую очередь прогнозного дебита, коэффициента нефтеотдачи и накопленного объема добытой нефти.
В соответствии с изложенным выше, в работе будут решаться следующие задачи:
1. Систематизация и анализ технологий вскрытия неоднородных по проницаемости пластов с ВНЗ , приуроченных к залежам маловязких и высоковязких нефтей.
2. Создание методики исследования процесса вытеснения нефти водой состоящего из нефтенасыщенного слоя, переходной зоны и водонасыщешюго участка.
3. Оптимизация технологий вскрытия пласта с ВНЗ путем моделирования на математической модели фильтрации пластовых флюидов в водонефтяной зоне при различных значениях проницаемости, вязкости, водонасыщенности пластовой жидкости в нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зонах.
4. Разработка методики расчета технологических показателей оптимального вскрытия пласта перфорацией с переходной зоной.
5. Оценка эффективности применения рекомендаций автора на месторождениях с ВНЗ в ОАО «Самаранефтегаз» и ОАО «Татнефть», ОАО «Меллянефть».
Оценка фактических границ водораздела в скважинах с ВНЗ по промысловым данным
Оценка границ водораздела в пробуренных скважинах (рисунок 2.3), как было отмечено выше, определяется только по результатам геофизических исследований. Важность этого вопроса очень велика, так как по оценке границ распределения нефти и воды в нефтяной части переходной и водоносной зон определяют эффективность вскрытия пласта с ВНЗ большой мощности, например, для бобриковского горизонта Михайловско-Коханского месторождения в котором мощность ВНЗ достигает 20 м. Кроме того, она необходима также для формирования и определения технологии изоляции подошвенных вод, ограничения водопритока и проведения обработок призабойных зон с целью интенсификации притока нефти с одновременным ограничением отбора воды, успешно применяемые в последние годы. Необходимость определения границ нефтеводораздела важна и для гидродинамических расчетов по оценке прогнозного дебита, накопленной добычи нефти и определения коэффициента нефтеотдачи по данной скважине в ячейке, окруженной другими скважинами. Но для этого необходимо оценить в разрабатываемых месторождениях и текущие извлекаемые запасы нефти путем выделения водораздела на примере рисунка 2.3, которые проводятся по кривым КС, БКЗ, БК, ИК (рисунок 2.4), где кривые КС являются как базовая привязка для проверки качества кривых БКЗ. В зонах перехода от нефти к водонасыщенной зоне кривые БКЗ, БК, ИК дают характерные участки, в которых удельное сопротивление пород резко меняется в зависимости от их насыщения нефтью или водой. Однако как будет показано ниже, однозначной границы при этом не отбивается. Так, обобщение результатов геофизических исследований по оценке влияния удельного сопротивления пород (Rn, ом-м) на коэффициент пористости по объектам С la, С2 Михайловско-Коханского месторождения показало значительный разброс коэффициента пористости от удельного сопротивления пород в нефтенасыщенных, переходных и водоносных зонах (рисунок 2.5). Полученная информация говорит лишь о том, что в результате математической обработки не установлена четкой связи - Кн = f(Rn),a отмечается лишь широкая зона, ограниченная значениями Кп = 16-24%. Дальнейшие исследования зависимости коэффициента нефтенасыщенности от Rn для водонасыщенной, нефтенасыщешюй и переходной зон показывает на определенную закономерность существования функции Кп = f(Rn), рисунок 2.6. Отметим, что при анализе статистических данных ГИС используется только уточненная информация.
Анализ рисунка 2.6 показал, что в графической зависимости выделяются четыре зоны. С нефтенасыщенностыо в зоне I от 75 до 95 %, II зона от 50 до 75 % и III зона менее 30-50 % и IV зона - менее 30 %. Причем представительность данных в зоне I составляет 73 % всех измерений, в зоне II - 18 %, в зоне III- 6 % и в IV зоне менее 3 %. Зависимость между Кн и Rn, обработанная по методу наименьших квадратов имеет вид: Кн = 401п/? 35 + 27, где коэффициент корреляции равен R2=0,82. Приведем пример использования зависимости Ки = f(Rn)для выделения границ нефтеводораздела по объекту и единичным скважинам. Основной характеристикой для нефтеводораздела является параметр удельного сопротивления пород, который для зоны I может быть определен в виде составных сопротивлений пород слагающих зону I, как в зоне, представленной статистически большой выборки.
Рассмотрим более подробно возможность влияния на изменение свойств нефти, пластовой воды и механических примесей на график зависимости Кн = f(Rn) по рисунку 2.6. В общем случае, величина коэффициента нефтенасыщенности характеризует отношение объема пор, занятых нефтью ко всему объему пор породы [80,81]. Максимальное значение Кн = 1, соответствующее полностью гидрофобным коллекторам, (в которых пленка нефти полностью обволакивает твердые частицы породы) встречаются очень редко. В многочисленных исследованных скважинах максимальное значение Кн равно 0,9, так как подавляющая часть коллекторов гидрофильна, ввиду того, что твердые частицы, образующие коллектор, смачиваются водой. Количество воды, содержащейся в породе называемой неподвижной водой, причем пресная или минерализованная связанная с поверхностью пор силами молекулярного сцепления и подвижной воды, определяется коэффициентом водонасыщенности.
Для гидрофильных и частично гидрофобных коллекторов, которыми представлены терригенные коллекторы девона, которые характеризуются как основные породы коллекторов Урало-Поволжья справедливо равенство.
Проведенное исследование по оценке коэффициента нефтенасыщенности по первичной методике оценки К„ (методика оцифровки и интерпретации данных ГИС существующая до 1990 г) и с введением усовершенствований по состоянию на 01.01.2006 года показали, что для скв.№ 325 бис выделяются 5 пропластков, вместо трех ранее выделенных.
Отметим, что формула (2.3) заложена в системы "ГИНТЕЛ", "INGEO", и по ним ведется определение Кн. Так как программа «ГИНТЕЛ» очень громоздка и требует много места и ресурсов ПЭВМ, неудобна пользователю из-за перевода оцифрованных ГИС в общепринятом формате LAS в формат INGIS для удобства пользователю была создана на базе «ГИНТЕЛ» более удобная и совершенная программа «INGEO». Основные отличия и особенности программы «INGEO» приводятся в методических положениях НПО «Нефтегазтехнология», основанные на базе рисунка 2.6, разработанные при участии автора. Величина Кн определялась только для пластов, в которых с большой степенью точности можно было оценить значение сопротивления пласта, так как достоверность определения Кн в большой степени зависит от точности определения Rn. В то же время, как показывает практический опыт работы и результаты сравнения Кн определенного по геофизическим данным и лабораторным, путем анализа керна, погрешность определения коэффициента нефтенасыщенности коллектора зависит главным образом от степени его нефтенасыщенности. При высоких значениях Кн (Кн 80%) погрешность определения параметра очень мала (рисунок 2.6). Однако, с уменьшением степени нефтенасыщенности погрешность определения Кн возрастает и при Кн 40% (рисунок 2.6) погрешность определения может достигать 50% и более. Поэтому Кн в пластах с пониженной нефтенасыщенностью не всегда может быть определена. Разъясним такую неопределенность на примере скважин Ромашкинского месторождения.
Так, например, в терригенном девоне (таблица 2.2) в скважине 528 в пашийском горизонте Ромашкинского месторождения по сопротивлению пласта -10.8 омм, определенному методами КС и ИК, кровля пласта нефтенасыщена, но в этом же интервале по лабораторным исследованиям керна дают в насыщении воду, но в тоже время скважина пробуренная в целях доразведки пашийской залежи была ликвидирована без опробования по геологическим причинам, так как по гипсометрическим отметкам по всем маркирующим горизонтам оказалась ниже, чем например рядом в структуре со скважиной 427 (таблица 2.2).
По данным исследований шлама, керна и предварительному заключению геофизиков для сложнопостроенных коллекторов карбонатного девона и иногда нижнего карбона, например, Муслюмовского месторождения характерна битуминозность насыщения коллекторов. Глубина залегания битуминозных коллекторов изменяется от 1521 мв семилукском до 1736 м в бурегском горизонтах, начальное пластовое давление 16,6 МПа, текущее -15,2 МПа, а пластовая температура 35С - такая же как и в пашийских, но не битуминозных коллекторах. Как видно из таблицы 2.2, такие коллекторы, в основном, встречаются в евлано-ливенском, семилукском и бурегском горизонтах. Эффективные коллекторы в них имеют сложную морфологию и являются трещинными. Сопротивление в этих коллекторах имеет очень высокие значения за счет повышения глинистости и битуминозное. Кн по мнению многих исследователей, подтвержденный расчетами, должен составить 80-90%, а в существующем стандарте, например, ОАО «Татнефть» по интерпретации ГИС не учитывается битуминозность пластов и глинистость коллекторов. Поэтому четко отбить кровлю и подошву нефтенасыщенности не удается. В связи с этим в данной интерпретации ГИС Кн по бобриковским терригенным коллекторам интерпретировался с учетом высоких сопротивлений в битуминозных коллекторах и их глинистости построенные в виде зависимости по рисунку 2.6 с дальнейшим внесением поправок на численное значение Кн..
Исследование влияния вязкости эмульсии на характеристики вытеснения
Рассмотрим процессы фильтрации нефти и воды в модельном пласте, представленном на рисунке 3.2 при различных зависимостях вязкости нефти от водонасыщенности пласта. В соответствии с методическими указаниями были построены зависимости вязкости нефти от водонасыщенности, которые определялись по формуле (3.16), в которой параметры принимают следующие значения в диапазоне обводненностей 5-95 % и вязкостей от 20 до 100 мПа.с (рисунок 3.25): хо=0.5,уо=1.
Из рисунка 3.24 видно, что на изменение вязкости водонасыщенной эмульсии со значительным влиянием обводненности начинается с доли воды равной 0,2 (20 %0. Причем резкий рост вязкости отмечается в диапазоне от 0,3 до 0,65 (или от 30 до 65%). Чем выше начальные значения вязкости пластовой нефти, тем выше темп снижения вязкости эмульсии в диапазоне обводненности 65-70 %.Полученная зависимость достаточно близко согласуется по результатам исследования фактического распределения давления на забойном участке, замеренное в фонтанных скважинах путем пересчета потерь давления (dP/dL) для различных значений обводненности [99, том II, стр.115-143].
На рисунках 3.25 и 3.26 видно, что при росте вязкости водонефтяной эмульсии происходит более быстрое обводнение продукции из пласта и снижается коэффициент нефтеотдачи. При любой вязкости водонефтяной эмульсии максимальный коэффициент нефтеотдачи достигается при степени вскрытии пласта 0,2-0,3, что соответствует половине нефтяного пропластка. Максимальная добыча нефти обеспечивается при полном вскрытии нефтяного пропластка (рисунок 3.27).
Заметим, что при вязкости водонефтяной эмульсии 50 мПа с вариант с перфорацией 0,3 д.ед. пласта (неполное вскрытие нефтяного пропластка) близок к варианту вскрытия 0,5 пласта, при котором перфорированы весь нефтяной пропласток и часть пласта с водонефтяной эмульсией. При дальнейшем росте вязкости водонефтяной смеси вариант вскрытия 0,3 пласта является более предпочтительным.
На рисунке 3.28 приведена зависимость накопленной жидкости от степени вскрытия пласта при различных значениях максимальной вязкости водонефтяной смеси. Заметим, что при вязкости водонефтяной эмульсии равной 50 мПа.с максимальный отбор жидкости достигается при полном вскрытии нефтяного пласта. При вязкости водонефтяной эмульсии более 50 мПа.с максимальный отбор жидкости достигается при полном вскрытии всего пласта, включая водонасыщенный слой.
Формирование мероприятий по вскрытию пласта по площадям Ромашкинского месторождения
Используя теоретические исследования в разделах 2 и 3 и полученные методические основы формирования технологии вскрытия пласта принимается, что рассматриваемые рекомендации в большей степени направлены на их применимость в разрабатываемых объектах, для которых геологическая и гидродинамическая модель известна, или имеется база по оцифровке и интерпретации ГИС, а также обобщенные данные гидродинамических исследований. Тогда, в основе такой модели, используемой для построения поля водонасыщенности, например в районе скважин №№ 7834, 7966 Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения, приведенной выше как геолого-гидродинамическая модель (раздел 3.2), лежит представление о пласте как о слоисто неоднородном по мощности, проницаемости, пористости и нефтенасыщенности объекте. Данные о структурном строении пластов, объеме залежи и ее запасы брались на основе геологической модели, разработанной автором совместно с НПО "Нефтегазтехнология".
Надо отметить, что методы расчета вытеснения нефти из слоисто-неоднородного пласта с подошвенной водой и конусообразование широко известны, например, в работах [36,38,39,43,48,49,50], а тем более технологии ограничения отбора воды с ВНЗ [14, 21, 23,46, 61, 65, 66, 67, 68, 69, 74, 75, 91, 95]. В нашей работе конкретно речь идет об оптимальности вскрытия пласта. Рассмотрим наши методические разработки применительно к конкретным объектам, в частности работу единичных скважин в виде ячейки (рисунок 4.1).
Рядом с рассматриваемыми добывающими скважинами находятся нагнетательные скважины (№ 14393 и № 7546 соответственно, рисунок 4.1), поэтому в качестве внешнего краевого условия рассматривалось равенство пластового давления равного 1,5 от начального пластового давления. Рассматривалась радиальная фильтрация двухфазной жидкости в приближении модели "Black oil". Забойное давление задавалось равным 0,5 от начального пластового давления. Так как для данной задачи гидродинамические силы значительно превосходят по величине капиллярные и гравитационные силы, то последние в модели не учитывались. Подошва и кровля горизонта предполагаются непроницаемыми.
Определение оптимального варианта перфорации для добывающей скважины № 7834
Фильтрационные параметры пласта dOla, на который работает скважина № 7834 приведены в таблице 4.1. Перемьика между пропластками 1 и 3 рассматривалась как слабо проницаемая с нефтенасыщенностью 0,5 д.ед., сформированная по результатам рисунка 2.6. Установлено, что переходная зона сформирована между пропластками 1 и 2.
Рассматривались следующие варианты перфорации скважины № 7834 с учетом работы окружающих скважин 14393,14392,14373,14374:
1. базовый вариант - вскрыто 1,3 м нефтенасыщенной толщины пропластка 1;
2. вскрыт весь пропласток 1 - 3,6 м нефтенасыщенной толщины;
3. вскрыто 4 м пласта - пропласток 1 и 0,4 м пропластка 2 со слабой нефтенасыщенностью.
С помощью математического моделирования рассчитывались поля давления и насыщенности, строились графики динамики основных показателей разработки залежи (дебиты по нефти, воде и жидкости, коэффициента заводнения, КИН и др.). Варианты сравнивались по характеристикам вытеснения. Моделирование нефтеизвлечения заканчивалось по достижении обводненности продукции скважины 95 %.
Ниже представлены основные результаты по моделированию выработки запасов нефти в районе скважины № 7834.
На рисунках 4.2 и 4.3 представлена динамика выработки запасов по вариантам 1, когда перфорируется 1,3 м пропластка 1, и варианту 3, когда вскрыт весь пропласток 1 и часть (0,4 м) малопроницаемого пропластка 2 со слабой нефтенасыщенностью. Видно, что выработка запасов нефти происходит более равномерно при 3-ем варианте разработки. Однако, как показывает динамика показателей разработки (рисунки 4.4,4.5,4.6), при данном варианте разработки происходит более быстрое обводнение нефти. Дальнейшее увеличение интервала перфорации приводит к аналогичному результату.
Как показывают расчеты, наиболее оптимальным вариантом разработки скважины № 7834 является вскрытие всего нефтенасыщенного пропластка 1 - вариант 2. При данном варианте дебит по воде выше чем при базовом (рисунок 4.5), но значительно выше дебит по нефти (рисунок 4.4). Вариант 2 обладает лучшими характеристиками вытеснения (рисунок 4.7).
Таким образом, для скважины № 7834 Ташлиярской площади рекомендуется перфорация всего нефтенасыщенного пропластка 1 (3,6м).
Рассматривались следующие варианты перфорации скважины № 7966:
1. базовый вариант - вскрыто 3 м нефтенасыщенной толщины пропластка 1;
2. вскрыт весь пропласток 1 - 6,4 м нефтенасыщенной толщины;
3. вскрыто 7 м пласта - пропласток 1 и 0,6 м пропластка водонасыщенного пропластка 2;
4. вскрыт весь пласт.
С помощью математического моделирования рассчитывались поля давления и насыщенности, строились графики динамики основных показателей разработки залежи (дебиты по нефти, воде и жидкости, коэффициента заводнения, КИН и др.). Варианты сравнивались по характеристикам вытеснения. Моделирование нефтеизвлечения заканчивалось по достижении обводненности продукции скважины 95 %.
Ниже представлены основные результаты по моделированию выработки запасов нефти в районе скважины № 7966.
На рисунке 4.8 представлена динамика выработки запасов по базовому варианту 1, когда перфорируется 3 м пропластка 1. На рисунке 4.8 хорошо видно, что за счет образования "конуса" происходит быстрое обводнение и отрезание части запасов от нефтеизвлечения.
На рисунке 4.9 представлена динамика выработки запасов по варианту 4, когда вскрыт весь пласт. Видно, что выработка запасов нефти происходит более равномерно, чем в предыдущем варианте. За счет размывания водопефтяного контакта часть нефти попадает в водонасыщенный интервал (пропласток 3) и извлекается через перфорационные отверстия. Однако, как показывает динамика показателей разработки (рисунки 4.10, 4.11, 4.12), при данном варианте разработки происходит самое быстрое обводнение нефти. Вскрытие части водопасыщенного пласта (вариант 3) также приводит к быстрому обводнению добываемой продукции. Как показывают расчеты, наиболее оптимальным вариантом разработки скважины № 7966 является вскрытие всего пефтенасыщенного пропластка 1 - вариант 2. При данном варианте дебит по воде не превышает базовый вариант (рисунок 4.11), но значительно выше дебит по нефти (рисунок 4.10). Вариант 2 обладает лучшими характеристиками вытеснения (рисунок 4.13). Таким образом, для скважины № 7966 Ташлиярской площади рекомендуется перфорация всего нефтепасыщепного пропластка 1 (6,4м).
