Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Особенности геологического строения и разработки залежей нефти, приуроченных к карбонаным отложениям 8
1.1. Общие положения 8
1.2. Характеристика карбонатных коллекторов и их фильтрационно-емкостные свойства
1.2.1. Генезис и строение карбонатных коллекторов 8
1.2.2. Классификация карбонатных коллекторов із
1.2.3. Особенности течения флюидов в карбонатных коллекторах 14
1.3. Исследования фильтрации пластовых флюидов в трещиновато-поровых и порово-трещинных коллекторах 16
1.3.1. Влияние инерционных сил на фильтрацию жидкости в трещинном пространстве 11
1.3.2. Изменение действующей толщины деформируемого пласта
1.3.3. Влияние технологических факторов на продуктивность карбонатных
коллекторов 20
1.4. Опыт разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным
отложениям 28
1.5. Выводы к главе 37
ГЛАВА 2. Исследование процессов выработки запасов нефти из порово трещинных коллекторов 38
2.1. Общие положения 38
2.2. Влияние взаимодействия между системами матричных блоков и трещин на выработку запасов нефти карбонатных порово-трещинных коллекторов
2.2.1. Постановка задачи. Модель залежи с карбонатным коллектором 39
2.2.2. Влияние неизотермического заводнения на выработку запасов из карбонатных коллекторов
2.3. Влияние показателя пустотности системы трещин на выработку запасов нефти карбонатных порово-трещинных коллекторов 51
2.4. Влияние «дыхания» трещин на выработку запасов карбонатных коллекторов 55
2.5. Нестационарное воздействие на коллектора двойной пористости 57
2.5.1. Нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины (TW=TS) 59
2.5.2. Нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины (Tw Tt) 63
2.6. Выводы к главе ,. 65
ГЛАВА 3. Особенности геологического строения и разработки карбонатных порово-трещинных коллекторов турнейского яруса злодаревского месторождения 67
3.1. Геологическое строение пластов турнейского яруса Злодаревского месторождения 67
3.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов пластов турнейского яруса 71
3.3 Свойства и состав нефти, газа и воды 77
3.4. Энергетическое состояние пластов. Рекомендации по выбору режимов экс
плуатации скважин 77 з
3.5. Уточнение данных о трещинной системе на основе гидродинамических исследований скважин и пластов с применением методики Полларда 80
3.6. Анализ текущего состояния разработки пластов турнейского яруса Злодарев-ского месторождения 86
3.7. Повышение эффективности выработки запасов нефти турнейского яруса па-ротепловым воздействием 90
3.8. Выводы к главе 93
ГЛАВА 4. Применение технологий нестационарного гидродинамического воздействия для повышения эффективности разработки карбонат ных коллекторов злодаревского месторождения 94
4.1. Общие положения 94
4.2. Принципы проектирования технологий нестационарного гидродинамического воздействия на залежах нефти с карбонатным коллектором 94
4.3. Определение оптимального числа воздействующих нагнетательных скважин при нестационарном гидродинамическом заводнении 97
4.4. Выбор оптимальной технологии нестационарного гидродинамического воздействия на коллектора турнейского яруса Злодаревского месторождения 102
4.5. Программа применения нестационарного гидродинамического заводнения на залежи турнейского яруса Злодаревского месторождения 105
4.6. Моделирование применения программы нестационарного гидродинамического заводнения на залежи турнейского яруса Злодаревского месторождения. Определение технологического эффекта 108
4.7. Новая комбинированная технология нестационарного гидродинамического заводнения карбонатных коллекторов ИЗ
4.8. Выводы к главе 122
Заключение 124
Литература
- Исследования фильтрации пластовых флюидов в трещиновато-поровых и порово-трещинных коллекторах
- Влияние взаимодействия между системами матричных блоков и трещин на выработку запасов нефти карбонатных порово-трещинных коллекторов
- Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов пластов турнейского яруса
- Выбор оптимальной технологии нестационарного гидродинамического воздействия на коллектора турнейского яруса Злодаревского месторождения
Введение к работе
Актуальность проблемы.
В современных условиях увеличение добычи нефти ряда нефтяных провинций Росси связано с ускорением промышленного освоения новых месторождений и залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, а также с совершенствованием технологии разработки старых месторождений на основе научно-технических достижений и передового производственного опыта. Возрастающее значение карбонатных залежей как источников добычи нефти обусловлено:
а - распространением карбонатных коллекторов с установленной промышленной нефтеносностью во многих нефтяных провинциях России,
б - низкой степенью промышленного освоения геологических запасов нефти карбонатов,
в - ростом доли карбонатных коллекторов в общем балансе остаточных запасов нефти за счет опережающей выработки более продуктивных терригенных пластов.
Сегодня опыт разработки карбонатных коллекторов имеет уже более чем 60 -летний срок, является достаточно обширным и разнообразным по успешности. Проблемы нефтедобычи из карбонатных отложений освещены в научно-технической литературе достаточно широко. В то же время богатое наследие научных изысканий в области разработки карбонатных коллекторов слабо применяется на практике. Это связано с одной стороны с традиционными подходами в разработке карбонатов, сложившимися в период массового освоения высокопродуктивных терригенных залежей нефти. С другой стороны разнообразие геологических условий залегания карбонатных отложений, их свойств и особенностей разработки - все это осложняет выбор универсальных оптимальных технологий выработки запасов.
В связи с этим, создание новых эффективных технологий разработки карбонатных коллекторов, адаптация существующих технологий для получения высоких текущих отборов нефти и достижения высоких коэффициентов нефтеизвлечения, все это является одной из наиболее актуальных задач, стоящих перед нефтяной промышленностью.
Цель работы - совершенствование технологий нестационарного гидродинамического воздействия в разработке карбонатных трещинно-поровых коллекторов, применение разработанных решений для интенсификации и повышения эффективности выработки запасов нефти из коллекторов месторождений Пермского края, Оренбургской области и Республики Татарстан.
В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие основные задачи:
-
Анализ причин формирования остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах двойной пористости и обзор существующих технологий выработки запасов из трещинных и трещинно-поровых коллекторов.
-
Исследование на математических моделях процессов извлечения нефти из коллекторов двойной пористости. Определение роли параметров пустотное и проницаемости в выработке запасов нефти. Определение оптимальных условий применения технологии нестационарного воздействия.
-
Исследование особенностей строения и разработки коллекторов турнейского яруса Злодаревского месторождения.
-
Применение полученных в работе результатов при разработке программы нестационарного заводнения коллекторов турнейского яруса Злодаревского месторождения.
Методы исследований.
Решение поставленных проблем основано на использовании современных методов обработки статистической информации по истории разработки месторождения, использования методов математического моделирования процессов фильтрации жидкостей в про-
з странственно неоднородных коллекторах с применением современных вычислительных методов, обобщение разработанных рекомендаций и проведения промышленных испытаний предлагаемых решений. Научная новизна:
-
При уменьшении интенсивности обмена пластовыми флюидами между трещинами и порами, вызываемого неизотермическим заводнением «холодной» водой или при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, эффективность выработки запасов нефти из трещинно-поровых коллекторов снижается. Для условий рассмотренной задачи уменьшение параметра обмена от 0,1 до 0,01 м"2 привело к снижению конечного КИ Н от 0,367 до 0,236 д.ед.
-
Влияние неизотермического заводнения на выработку запасов нефти наиболее значимо проявляется после прорыва закачиваемой воды к забою добывающей скважины по системе трещин. При этом, чем выше обмен жидкостями между системами трещин и пор, тем больше запасов нефти переходит в категорию не извлекаемых за счет охлаждения пласта. В рассмотренной задаче снижение КИН за счет неизотермического характера фильтрации достигает 0,013 д.ед.
-
Нестационарное воздействие с симметричными циклами работы и остановки нагнетательной скважины увеличивает конечный КИН при разработке трещинно-поровых коллекторов. Величина прироста КИН относительно стационарного воздействия незначительно зависит от длительности полупериода работы (остановки) нагнетательной скважины. Объемы попутно добываемой воды снижаются с увеличением длительности полупериода работы (остановки). Для условий рассмотренной в работе задачи увеличение времени цикла с 20 до 60 суток привело к снижению объема попутно добываемой воды на 10%.
-
Нестационарное воздействие с несимметричными периодами работы и простоя нагнетательной скважины увеличивает коэффициент нефтеизвлечения относительно нестационарного воздействия с симметричными циклами. Величины эффективности от нестационарного воздействия пропорциональны величине соотношения времени простоя к времени работы Ts/Tw.
Основные защищаемые положения:
-
Параметр интенсивности обмена пластовыми флюидами между системами пор и трещин является одним из инструментов адаптации геолого-технологических моделей разработки трещинно-поровых коллекторов, так как он существенно влияет на продвижение фронта вытеснения, дебит нефти, конечный КИН. Чем выше интенсивность обмена между трещинами и порами, тем выше конечный КИН, время безводной эксплуатации, начальный дебит нефти.
-
Альтернативой дорогостоящей и малоэффективной технологии паротеплового воздействия на залежи турнейского яруса Злодаревском месторождении является нестационарное заводнение, позволяющее без дополнительных капитальных вложений достичь КИН 0,365 д.ед. (для теплового воздействия -0,300 д.ед.).
-
Программа нестационарного заводнения пластов турнейского яруса Злодаревского месторождения, состоящая из четырех последовательных этапов.
-
Новая технология нестационарного воздействия.
Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования и методов обработки статистической информации с использованием ПЭВМ, анализа и апробации полученных рекомендаций в промысловых условиях.
Практическая ценность.
Результаты, полученные в диссертационной работе, используются при реализации геолого-технических решений в разработке нефтяных залежей с карбонатным трещинно-поровым коллектором, а также в качестве инженерно-технологических методик при выборе и прогнозировании эффективности нестационарного воздействия на месторождениях Пер-
ми. Оренбургской области, Татараана. От внедрения разработанных рекомендаций в производство НПО «Нефтегазтехнология» за период 2009-2010 г.г. получен экономический эффект в сумме 338,0 тыс.рублей.
Апробация работы.
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология», УфаНИПИнефть (г. Уфа, 2009-2011 гг.), ТатНИПИнефть (г. Бугульма), Научно-техническом совете ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (2008-2009 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2010 г.).
Публикации результатов и личный вклад автора.
По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ из них 3 - в изданиях, входящих в перечень ВАК. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.
Структура и объем работы.
Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 149 наименований. Работа изложена на 133 страницах, в том числе содержит 12 таблиц, 53 рисунка.
Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» и ТатНИПИнефть за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.
Исследования фильтрации пластовых флюидов в трещиновато-поровых и порово-трещинных коллекторах
Разнообразие типов пор объясняет неоднозначность определения проницаемости. Каверны и другие сходные пустоты могут создать высокую пористость, но сообщаемость пор может и не существовать в карбонатах. И, что еще хуже, хаос может царить на всех уровнях. Иногда даже цельный керн может оказаться непредставительным. Разброс значений проницаемости, замеренной в различном масштабе, может быть следствием неоднородности или анизотропии породы. Единственный надежный способ оценить проницаемость в масштабе пласта - это промысловые испытания.
Вместе с тем, в последние годы достигнут значительный прогресс в разработке новых методов ГИС, позволяющих установить фильтрационно-емкостные параметры карбонатного коллектора (см. обзор [87]). Сегодня два новых метода каротажа - каротаж ядерно-магнитного резонанса (NMR) и каротаж волн Стоунли - предлагают новые перспективы для определения проницаемости и структуры пор карбонатов.
В карбонатах надо особенно тщательно определять и анализировать два типа средне- и крупномасштабных особенностей, которые возникают в связи с горным давлением и тектоническими напряжениями. Любой из этих факторов может экстремально воздействовать на отдачу пласта, создавая зоны с гетерогенным или анизотропным режимом эксплуатации там, где это даже не ожидается. Такими двумя характеристиками являются стилолиты и трещины [74].
Стилолиты присутствуют в любом осадочном пласте, но особенно распространены в карбонатах. Стилолиты легко распознаются на обнажениях и в керне как неправильные поверхности раздела между слоями пород. Сформированные в процессе уплотнения, вероятно, в результате механизма растворения под давлением, стилолиты концентрируют тонкозернистый нерастворимый остаток вдоль своих неправильных швов. Обычно предполагается, что они действуют как барьеры проницаемости, но некоторые измерения проницаемости по керну подтвердили, что стилолиты могут способствовать развитию проницаемости. Следовательно, их выявление и оценка их воздействия на проницаемость являются первоочередной задачей для инженера-разработчика.
Если стилолиты в целом препятствуют течению флюидов, то трещины почти всегда способствуют ему. И действительно, некоторые коллекторы, в частности карбонаты, для достижения промышленного уровня добычи почти полностью зависят оттрещиноватости. Таким образом, характерной особенностью месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, является большое разнообразие фильтрационных характеристик, зависящее от объема пустотного пространства, размеров пор и каверн, а также от сообщаемое их норовыми каналами и трещинами [44-45, 58]. Объемы пустотного пространства определяют емкостные свойства породы (запасы нефти), а характер развития системы трещин и других фильтрационных путей - дебиты скважин.
Выделение групп по отношению к структуре фильтрационного пространства позволит определить тип гидродинамической модели, достаточно достоверно описывающей процессы движения пластовых флюидов.
Для изучения коллекторов смешанного типа башкирского и турнейского возрастов Пермского Прикамья предложен статистический метод разделения карбонатных пород на трещинные и порово-каверновые [43].
На основе комплексного изучения карбонатных коллекторов с точки зрения их промышленного освоения, была составлена схематическая классификация с выделением четырех групп [23]: - первая группа: высокопродуктивные (высокопроницаемые) коллекторы с проницаемостью пор или каверн более 0,1 мкм ; тип коллектора - поровый или кавернозный (или порово-кавернозный); - вторая группа: среднепродуктивные, с проницаемостью пор от 0,01 до ОД мкм ; тип - поровые, и трещиновато-кавернозные; - третья группа: низкопродуктивные, с проницаемостью пор менее 0,01 мкм2, но выше 0,001 мкм2; тип - пористо-трещинные и кавернозно-трещиноватые; - четвертая группа: карбонатные породы с проницаемостью пор менее 0,001 мкм ; тип - трещинно-кавернозно-поровый. В Татарстане карбонатные отложения среднего карбона и серпуховского горизонта нижнего карбона, как правило, можно отнести к третьей группе по вышеуказанной классификации.
В работе [34] на примере одного из месторождений Волгоградской области дана классификация карбонатных коллекторов с разделением их на три типа (трещинный, по-ровый и смешанный) в зависимости от вклада в проницаемость трещин и межпоровых каналов. Причем, все выделенные три типа коллекторов подразделяются на три подтипа в зависимости от доли трещинной, поровой и каверновой емкости.
Большое, а для низкопродуктивных коллекторов - решающее значение имеет трещиноватость горных пород [8, 9].
Трещины подразделяются на открытые и закрытые. Закрытые - заполнены вторичным кальцитом, глинистой массой, битумом, пиритом, флюоритом, серой. Пересечение закрытых трещин открытыми указывает на то, что закрытые трещины образовались ранее пересекающих их открытых [8, 9].
Условия возникновения трещиноватости в карбонатах, ее роль в формировании коллекторов и влияние их на процесс извлечения нефти рассматривались в работах Смехова Е.М., Аширова К.Б., Сазонова Б.Ф., Ковалева В.С., Дементьева Л.Ф., Багринцевой К.И., Халимова Э.М., Майдебора В.Н. и др.[39, 40, 88, 54, 8, 35, 43, 44, 15, 55].
При изучении трещинной проницаемости в лабораторных условиях можно определить нижний предел проницаемости пласта за счет трещиноватости, так как при наличии больших трещин вынос керна невозможен. На проницаемость трещинно-порового пласта оказывает влияние и длина трещин, которую невозможно определить при изучении их на шлифах [34].
Влияние взаимодействия между системами матричных блоков и трещин на выработку запасов нефти карбонатных порово-трещинных коллекторов
Необходимо отметить, что для случая о=0.001 (отсутствие взаимодействия между трещинами и пористыми блоками) динамика пластового давления после прорыва воды к забою добывающей скважины имеет вид монотонно убывающей кривой. При наличии взаимодействия между трещинами и пористыми блоками в динамике пластового давления наблюдаются колебания, связанные с оттоком нефти из пористых блоков в систему заводненных трещин, что повышает фильтрационное сопротивление для движения жидкости и приводит к увеличению среднего пластового давления.
Зависимости текущего КИН от текущей обводненности представлены на рис. 2.6, Из полученных результатов видно, что параметр интенсивности обмена пластовыми флюидами между системами пор и трещин существенно влияет как на конечный КИН (при 90% обводненности), так и на продолжительность безводного периода (рис. 2.7).
На рис. 2.8 представлена зависимость начального дебита нефти от параметра интенсивности обмена пластовыми флюидами между системами пор и трещин. Т.к. в начальный период работы добывающей скважины пластовое давление одно и то же для всех рассмотренных вариантов, то установление зависимости дебита нефти от о позволит определить степень взаимодействия между трещинами и матрицей на качественном уровне по данным промысловых замеров. текущая обводненность, д.ед.
Представленные выше результаты позволяют сформулировать очень важные выводы.
1. Параметр интенсивности обмена пластовыми флюидами между системами пор и трещин является одним из инструментов адаптации геолого-технологических моделей разработки трещиновато-поровых коллекторов, т.к. он существенно влияет на продвижение фронта вытеснения, дебит нефти, конечный КИН.
2. Важность процесса обмена между трещинам и поровыми блоками для выработки запасов нефти является общепризнанной. Однако, нигде не отмечается, что в процессе разработки степень связанности норового и трещинного пространств может значительно меняться. В качестве примера можно привести неизотермическое заводнение трещиновато-поровых коллекторов «холодной» водой, в результате которого происходит неравномерное изменение температуры пласта, на границе поровых блоков в результате охлаждения выпадают АСПО, тем самым ухудшая не только гидродинамическую связь между трещинами и блоками, но и теплопроводящие свойства поровых блоков. Другим примером может служить выделение в приграничных слоях поровых блоков газа при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. Образовавшаяся фаза свободного газа препятствует проникновению закачиваемой воды в поровые блоки, тем самым снижая связанность трещин и блоков матрицы. Как показано выше, эффективность разработки трещиновато-поровых коллекторов при этом может снизиться значительно.
Рассмотрим процессы неизотермической фильтрации пластовых флюидов в коллекторе с двойной пористостью. Основной вопрос предстоящего исследования - это насколько изменение пластовой температуры скажется на выработку запасов нефти из модельной залежи.
Предположим, что вязкость нефти зависит от температуры согласно графику, представленному на рис. 2.9 [125].
Зададим температуру закачиваемой воды равной 10С. Рассмотрим изменение поля пластовой температуры, вызванное закачкой холодной воды.
Здесь необходимо отметить, что стандартный гидродинамический симулятор типа Tempest More позволяет изучать распространение теплового возмущения в коллекторе. Для этого предлагается модель потери (притока) тепла через кровлю и подошву пласта Vinsome-Westerveld [126]. Рисунок 2.9. Изменение вязкости нефти в результате охлаждения. 20 температура, С
Кубы пластовой температуры трещинной системы на конец расчетного периода для разных значений параметра обмена: а - о=0.001, б - о=0.01, в - о=0.1, г о=5.01/м2. Интересно отметить, что чем меньше взаимодействие между системой трещин и пористыми блоками матрицы, тем больший объем трещинного пространства имеет пониженное значение пластовой температуры в результате заводнения холодной водой.
К сожалению, в литературе не достаточно полно освещены тепловые свойства пород, вмещающих карбонатные коллектора. При моделировании используются свойства породы самого карбонатного коллектора при нулевой его пористости, т.е. кровля и подошва предполагают отсутствие насыщения пластовыми флюидами. В реалиях картина значительно более сложная. Прежде всего, приподошвенная и прикровельная часть пласта зачастую характеризуются ухудшенными показателями фильтрационно-емкостных свойств, но содержит какое-то количество углеводородов. Неравномерное охлаждение коллектора в следствии его заводнения приведет к охлаждению прикровельных и припо-дошвенных участков пласта, что будет сопровождаться тепловыми изменениями нефти, сосредоточенной в указанных зонах, а именно выпадением твердой фазы - парафинов. В отличие от карбонатных пород, теплопроводность парафинов в разы (а для тугоплавких парафинов - на порядок) ниже теплопроводности «сухой» карбонатной породы. Образование в приподошвенной и прикровельной областях пласта своеобразной «парафиновой кожи» приведет к ухудшению теплообмена с выше и ниже лежащими породами. При этом, картина изменения теплового поля пласта может иметь вид, представленный на рис. 2.11.
На рис. 2.12 представлены динамики пластового давления (а) и зависимости КИН от текущей обводненности добываемой продукции (б) для ряда вариантов с учетом неизотермичности фильтрации (с индексом 1) и без учета тепловых эффектов. Необходимо отметить, что для всех вариантов, за исключением варианта с незначительным обменом между трещинами и пористыми блоками (1 и It), снижение температуры пласта приводит к потерям в КИН.
Для случая, когда обмен между матрицей и трещинами незначительный, снижение температуры пласта приводит к увеличению КИН. При этом, в отличие от других случаев, выработка запасов происходит при больших значениях пластового давления, чем при изотермической фильтрации (см. рис. 2.12, кривые 1 и It). Данный эффект может быть объяснен тем, что с выработкой запасов нефти из трещинной системы начинается капиллярная пропитка и вытеснение нефти из блоков матрицы.
Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов пластов турнейского яруса
Для турнейских отложений коэффициент вытеснения определяется по зависимости: Kewm= 0,0432-ln (Н/и„) + 0,8297 с индекс детерминизации R2=0,6845, полученной на основе экспериментов с моделями пластов турнейско-фаменских отложений Павловского, Судановского и Быркинского месторождений в связи с отсутствием керна нужной проницаемости по Злодаревскому месторождению.
По пластам Ті и Тг исследования глубинных проб пластовых флюидов отсутствуют. Свойства нефти турнейских отложений приняты по аналогии со свойствами нефти Малиновских отложений. Согласно этим данным вязкость пластовой нефти составила 78.3 сПз, плотность - 0.914 г/см , газонасыщенность 6,8 м /т, давление насыщения нефти газом -8.35 атм.
Исследованы три поверхностных пробы нефти, полученных при совместном испытании пластов Тj и Тг. Согласно данным исследований нефть тяжелая (плотность 0,920 г/см ), высоковязкая (251,9 мм2/с), парафинистая (3,43 %), высокосернистая (2,52 %), обогащена смолами (23,37%) {табл. ЗА). Таблица 3.4. Свойства поверхностной нефти пластов Т% и Тг турнейского яруса Злода-ревсиого месторождения.
Водоносные породы турнейских отложений залегают ниже поверхности водоне-фтяного контакта, принятого на абсолютной отметке минус 1311 м. Методами геофизического исследования скважин в турнейских отложениях установлено два проницаемых пласта. Та и Тг. Пласт Tj распространен в сводовой части поднятия, на склонах он выклинивается. В нем выделено от одного до четырех водоносных прослоев толщиной 0,4 - 2,0 м при суммарной эффективной толщине 2,8 - 3,6 м. В пласте Тг отбито от одного до вось-ми водосодержащих прослоев толщиной 0,6 - 5,8 м. Суммарная эффективная 80Д0нЗСЫ-щенная толщина пласта превышает 8 м.
По данным геофизического исследования скважин коллекторские свойства пород пласта Ті низкие, у пород пласта Тг они изменяются в широком диапазоне.
Минерализация пластовых вод составила 261.31 г/л, плотность -1.176 г/cм3. 3.4. Энергетическое состояние пластов. Рекомендации по выбору режимов эксплуатации скважин
Разработка залежи началась скв. 207 в конце августа 1997 года. Величина начального пластового давления рассчитана с использованием зависимости начального пластового давления от абсолютной глубины на Злодаревском месторождении Рпл=0,0111-Набс+1,3333. Полученное давление 15,78 МПа принято за начальное. Пластовое давление, замеренное в октябре 1997 года - 15,07 МПа, а в марте 2000 года 13,75 МПа. Динамика пластового давления представлена на рис. 3.6. Начальный коэффициент продуктивности получен путем оценки замеров забойных и пластового давлений, дебита. Параметры пластов Ti и Та были определены по трем скважинам (скв. 175, 207, 228), причем в СКВ. 207 имеющей совместные испытания Ti и Та пропорционально вскрытой толщине пласта. Затем для каждого из пластов были посчитаны среднеарифметические значения {табл. 3.5 и 3.6). Величина гидропроводности по Ti составила 0,28 мкм см/мПасек, по Та 0,52 мкм -см/мПа-сек, проницаемость 0,143 мкм и 0,114 мкм соответственно.
По результатам потокометрических исследований скв. 207 в августе 1998 года было установлено, что пласт Та отдает 100% продукции, тогда, как пласт Ti не работает.
После соляно кислотной обработки скв. 207, параметры призабойной зоны существенно не изменились, т.е. СКО результата не дала. Оценка состояния УЗП по отношению к ПЗП проведенная при исследовании скв. 228 в момент испытания пласта Та указывает на закупорку ПЗП и скин-эффект имеет положительную величину 1,88 [табл. 3.7, 3.8).
Согласно проведенному в [125] анализу работ по определению предельно-допустимых пластовых и забойных давлений, текущие значения пластового давления следует поддерживать близкими к начальному пластовому. При невозможности поддержания пластового давления на уровне первоначального следует избегать снижения пластового давления для турнейских отложений ниже 12,79 - 13,07 МПа. Среднее значение горного давления для пластов турнейского яруса - 33,4 МПа. Исследована необходимость ограничения снижения забойного давления с целью сохранения прочности цементного кольца скважины, разобщающего продуктивные нефтенасыщенные пласты от вышележащих и нижележащих водонасыщенных пластов. Величина забойного давления, исходя из прочности цементного кольца скважины, определяется по формуле: Рс Рп„.вод. - h-a, где Рт.тд. - пластовое давление водонасыщенного пласта; Л - толщина раздела между нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами; а -максимальное допустимое на 1 м высоты цементного кольца давление. Величина а зависит от условия вскрытия пласта, качества цемента и технологии цементирования скважины. Среднее значение а равно 2,4 МПа/м. Пластовое давление водоносного пласта для турнейских отложений равно 14,05 МПа, толщина раздела между нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами 2,8 м, то допустимое снижение забойного давления исходя из прочности цементного кольца равно 9,44 МПа. Таким образом, с точки зрения прочности цементного камня снижение давления ниже 9,44 МПа не допускается. Необходимо также отметить, что снижение забойного давления для добывающих скважин ниже давления насыщения (для турнея - 8,35 (0,250 Рзаб/Ргор) Мпа) не допустимо.
Анализ зависимости коэффициента продуктивности от отношения Рзаб/Ргор приведенной в работе [125] показывает, что имеются скважины, работающие при забойном давлении ниже давления насыщения. Следует отметить, что снижение забойного давления для добывающих скважин ниже давления насыщения на 10-20 % не допускается.
Забойное давление в нагнетательных скважинах не должно превышать давление гидроразрыва пласта с тем, чтобы избежать неравномерности вытеснения нефти водой и уменьшения дебита нефти в суммарном отборе жидкости. При определении оптимального давления нагнетания в неоднородных пластах следует учитывать ряд факторов. Во-первых, необходимость обеспечения высоких темпов отбора нефти. Во-вторых, повышение коэффициента использования нагнетательных скважин достигается путем подключения наибольшего числа перфорированных пластов под закачку воды.
Повышение доли освоенных пластов в нагнетательных скважинах особенно необходимо при организации очагового заводнения или внедрении систем площадного и избирательного заводнения. Для наиболее полной выработки запасов нефти из продуктивных отложений следует поддерживать предельно-допустимые значения давления нагнетания для турнейских пластов -12,54 МПа (0,81Ргор).
Выбор оптимальной технологии нестационарного гидродинамического воздействия на коллектора турнейского яруса Злодаревского месторождения
Нагнетательные скважины №№204, 211, 215 переводят в циклический режим закачки с периодом работы Тт определенным по данным ГДИС. Средняя суммарная приемистость в период работы нагнетательных скважин определяется из соотношения Ят(=яА1 + т$1т )- время простоя нагнетательных скважин в цикле устанавливается равным 2 Tw. Исходя из этого, средняя суммарная суточная приемистость должна возрасти до 3qst. В случае отсутствия возможности наращивания приемистости до заданных значений, устанавливается максимальная технически достижимая приемистость нагнетательных скважин.
Добывающие скважины работают в стационарном режиме. По мере заводнения трещинной системы пьезопроводность пласта меняется. Поэтому необходимо в период остановки нагнетательных скважин проводить ГДИС с целью уточнения продолжительности периода работы в цикле.
Замеры обводненности добываемой продукции в эксплуатационных скважинах производится не реже, чем один раз в два-три дня.
По достижении средней обводненности по группам реагирующих добывающих скважин в 75-80% добывающие скважины переводятся в циклический режим работы. Величина обводненности, при которой добывающие скважины переходят в циклический режим работы, обоснована в работе [135] для вязких и сверхвязких нефтей. Этап 2 завершается.
Основными результатами второго этапа являются: 1. закачиваемая в нестационарном режиме вода внедряется в пористые блоки в области расположения нагнетательных скважин, что повышает эффективность выработки запасов нефти. 2. нефть, вытесненная из пористых блоков в систему трещин, снижает там фазовую проницаемость для движения воды, что способствует большему впитыванию воды за счет капиллярной пропитки в пористые блоки. 3. изменения пьезопроводности пласта приводит к необходимости уточнения продолжительности периода работы нагнетательной скважины. 4. Третий этап.
В третьем этапе скважины нагнетательного и добывающего фонда переводятся в циклический режим работы. Нагнетательные скважины работают в противофазе с добывающими. Период работы нагнетательных скважин (простоя добывающих скважин) меньше периода их простоя (работы). Подача воды в пласт происходит порциями в результате интенсивной закачки в период работы нагнетательных скважин. При этом в области закачки и затем в трещинной системе удаленной от области нагнетания зоны повышается давление, что способствует внедрению воды в поровые блоки. Действие капиллярных сил увеличивается. По мере продвижения смеси нефти и воды в зону отбора по системе трещин, в районе остановленных добывающих скважин повышается пластовое давление. Включение добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах приводит к быстрому отбору жидкости из трещинной системы, снижению давления в ней. При этом инициируется переток жидкости из поровых блоков в трещины.
С учетом гидрофильное породы матрицы поток нефти из поровых блоков в трещины будет преобладать над потоком воды.
В течение третьего этапа решаются следующие задачи: 1. Уточняются периоды работы нагнетательных скважин в результате проведения ГДИС. Соответственно определяются периоды простоя добывающих скважин. 2. В остановленных добывающих скважинах проводят гидродинамические исследования методом КВД, снятие индикаторных кривых. Исследования позволят уточнить данные от трещинной системе коллектора, а также определить критические величины забойного давления, ниже которого происходят существенные изменения проницаемости трещин. 3. В период работы добывающих скважин проводят замеры динамических уровней и текущей обводненности. В результате выполнения третьего этапа происходит постепенное заводнение поровых блоков в межскважинном пространстве. При этом нефть, перетекшая из блоков в трещины, снижает фазовую проницаемость воды и повышает равномерность продвижения фронта заводнения. В результате повышения пластового давления в области отборов при включении добывающих скважин подключаются к дренированию нефти дополнительные области коллектора. Эффективность выработки запасов нефти повышается.
Основным отрицательным моментом предлагаемой программы нестационарного гидродинамического воздействия на коллектора турнейского яруса Злодаревского месторождения является падение темпов отбора в периоды простоя добывающих скважин. С другой стороны, третий этап программы начинается после повышения обводненности добываемой продукции более 75-80 %. В результате периодической работы добывающих скважин снизится средняя за цикл обводненность, что также повысит экономическую эффективность разработки.
Для определения технологической эффективности предлагаемой программы нестационарного воздействия на залежи турнейского яруса Злодаревского месторождения была модифицирована существующая на предприятии гидродинамическая модель. При расчетах использовалась модель коллектора двойной пористости. В виду недостатка ряда
Расчеты проводились для двух вариантов. Базовый (описан в разделе 4.3.) предполагает работу нагнетательных и добывающих скважин в стационарном режиме. Используется оптимальная схема расположения нагнетательных скважин.
Вариант разработки с нестационарным заводнением предусматривает работу сначала нагнетательных, а затем и добывающих скважин, в нестационарном режиме, описанном в программе нестационарного воздействия (раздел 4.5).
