Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Тепловые изменения состояния нефтяного пласта в процессе разработки и их влияние на эффективность выработки запасов в осложненных условиях эксплуатации 9
1.1. Общие положения 9
1.2. Влияние на процессы пефтевытеснения техногенного изменения температуры продуктивных коллекторов и насыщающих их флюидов 10
1.2.1 Влияние температурного изменения вязкости нефти на коэффициент вытеснения 16
1.2.2. Влияние капиллярных сил на процесс вытеснения нефти горячей водой 17
1.2.3. Влияние термического расширения нефти на нефтеотдачу 18
1.2.4. Влияние паровой фазы на процесс вытеснения нефти теплоносителями 19
1.2.5. Промысловые исследования по техногенному влиянию закачки холодной воды на температурный режим пласта и продуктивные способности скважины
1.3. Влияние на эффективность выработки запасов техногенного снижения температуры нефтенасыщенных коллекторов 24
1.4. Влияние температуры на изменение структуры пористого пространства и фильтрационно-емкостных свойств нефтенасыщенного коллектора
1.4.1. Возможность терморазрыва пласта 30
1.4.2. Капиллярное движение жидкости в неизотермических условиях 30
1.4.3. Оценка изменения нефтепроницаемости от температуры при фильтрации многофазной системы 32
1.5. Выводы 36
ГЛАВА 2. Геологическое строение и анализ разработки пластов авл ав2-з самотлорского месторождения 38
2.1. Общие сведения о месторождении. Геологическое строение продуктивных пластов АВД АВг-з Самотлорского месторождения в районе блока gl3-04 38
2.2. Детализация строения залежей нефти 52
2.3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки 72
2.4. Анализ теплового режима эксплуатации залежей нефти 91
2.5. Выводы 97
ГЛАВА 3. Математическое моделирование процессов неизотермической фильтрации в послойно-неоднородных по проницаемости коллекторах
3.1. Общие положения 99
3.2. Математическая модель неизотермической фильтрации двухфазной жидкости в послойно-неоднородном пласте
3.3. Вытеснение нефти из послойно неоднородного по проницаемости пласта. Базовый вариант 108
3.4. Неизотермическая двухфазная фильтрация в послойно неоднородном по проницаемости пласте
3.5. Неизотермическая двухфазная фильтрация в многопластовой неоднородной по проницаемости системе коллекторов 122
3.6. Потери подвижных запасов нефти в неоднородном по проницаемости пласте в результате охлаждения и выпадения парафинов 134
3.7. Выводы 136
ГЛАВА 4. Новые комбинированные технологии воздействия на послойно-неоднородные пласты, предусматривающие одновременное применение технологий селективной водоизоляции и теплового воздействия 138
4.1. Общие положения 138
4.2. Оценка нефтеотдачи частично заводненного и охлажденного послойно неоднородного пласта при тепловом воздействии 139
4.3. Новая технология, предусматривающая одновременное применение технологий селективной водоизоляции частично заводненного пласта и теплового воздействия.. 144
4.4. Построение карт потери подвижных запасов нефти за счет охлаждения коллектора 149
4.5. Выбор объекта применения новой технологии теплового воздействия 149
4.6. Выводы 160
Заключение 162
Литература
- Влияние капиллярных сил на процесс вытеснения нефти горячей водой
- Детализация строения залежей нефти
- Вытеснение нефти из послойно неоднородного по проницаемости пласта. Базовый вариант
- Оценка нефтеотдачи частично заводненного и охлажденного послойно неоднородного пласта при тепловом воздействии
Введение к работе
Актуальность проблемы.
Выработка остаточных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых областях неоднородного коллектора и относящихся к категории трудноизвлекаемых запасов, осложнена значительным снижением температуры за счет интенсивного заводнения высокопроницаемых областей коллектора холодной водой. Разработка таких охлажденных зон традиционными методами характеризуется низкой эффективностью, сопровождается дальнейшим снижением пластовой температуры и возрастанием доли неизвлекаемых запасов нефти. Сложившиеся системы разработки месторождений становятся неэффективными. К настоящему времени разработано значительное количество подходов, методов и технологий регулирования заводнения продуктивных коллекторов путем ограничения отборов воды, использования тампонирующих составов и водоизолирующих добавок, которые в целом позволяют добиться повышения эффективности процесса выработки запасов. Однако, все они остаются малоэффективными и приносят только временный эффект при сохранении сложившейся системы заводнения холодной водой. Дальнейший рост эффективности выработки запасов нефти, наряду с применением физико-химических МУН, связан с повышением температуры вытесняющего агента. Данная задача является актуальной проблемой для разработки нефтяных месторождений.
Цель работы. Повышение эффективности действующих систем заводнения на основе одновременного повышения температуры вытеснения агента и оптимального применения технологий селективной водоизоляции заводненных пластов.
Основные задачи исследований.
Анализ существующих технологий теплового воздействия и результатов их применения на нефтяных месторождениях.
Анализ на основе математического моделирования процессов неизотермической фильтрации нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.
Анализ разработки, тепловой режим и состояние выработки запасов нефти пластов АВі3, АВ2_з Самотлорского месторождения в районе блока gl3-04 и определение стратегии повышения эффективности действующей системы заводнения.
Разработка комбинированной технологии, сочетающей тепловое воздействие с селективной водоизоляцией выработанных охлажденных пластов.
Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта,
4 результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации и на математическом моделировании неизотермической фильтрации жидкости в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний разработанных технологий.
Научная новизна выполняемой работы.
При заводнении холодной водой послойно-неоднородного по проницаемости пласта основной рост объемов охлажденных геологических и подвижных запасов нефти происходит после прорыва воды по высокопроницаемому слою к забоям добывающих скважин и возрастания обводненности добываемой жидкости до 80-90%.
Неизотермические процессы при заводнении холодной водой послойно-неоднородного пласта практически не сказываются на выработке высокопроницаемых слоев и снижают коэффициент нефтеизвлечения прилегающих низкопроницаемых прослоев.
Неравномерное заводнение много пластовых систем, состоящих из однородных по фильтрационно-емкостным свойствам пластов, опережающая выработка и охлаждение одного из пластов существенно изменяет условия нефтевытеснения сопредельных с ним пластов за счет неравномерного изменения свойств пластовых флюидов в результате охлаждения.
Основные защищаемые положения.
Предложена новая технология теплового воздействия в сочетании с селективной водоизоляцией послойно-неоднородных частично заводненных коллекторов.
Современное состояние разработки пластов АВі3, АВ2_з Самотлорского месторождения в районе блока gl3-04 требует существенного изменения системы разработки. Одним из направлений ее модернизации становится применение водоизоляционных и потокоотклоняющих технологий в сочетании с закачкой горячей воды.
Предложены критерии выбора участка для проведения комплексного воздействия (селективная водоизоляция и тепловое воздействие).
Практическая ценность и реализация работы.
Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий Самотлорского месторождения.
Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя: работы по выравниванию профиля приемистости и притока; работы по изоляции высокообводнившихся пропластков в добывающих скважинах; интенсификация притока в малодебитных скважинах;
5 регулирование объемов закачки и отборов по участкам; перераспределение объемов закачки по площади месторождения с целью выравнивания и восстановления температурного поля пласта, позволило получить 1,370 тыс.т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом в 2,750 млн.руб.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2005-2007 гг.), Научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г.Альметьевск, 2006 гг.) и ОАО «ТНК-Нижневартовск» (2006-2007 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2006 - 2007 гг.).
Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ, из них 4 - в изданиях, входящих в перечень ВАК. Одна статья опубликована без соавторов. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ и обобщение 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 99 наименований. Работа изложена на 172 страницах, в том числе содержит 6 таблиц, 93 рисунка.
Автор выражает глубокую благодарность сотруднику НПО «Нефтегазтехнология» к.ф.-м.н. Казаковой Т.Г. за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.
Влияние капиллярных сил на процесс вытеснения нефти горячей водой
На этом фоне, в работе [11] отмечается, что в целом технологический эффект от внедрения технологии в данных геолого-промысловых условиях (организация процесса на единичном элементе, высокая неоднородность пласта, низкая текущая нефтенасыщенность) не получен.
В качестве примера успешной реализации технологии закачки горячей воды, в [9] приводится опыт эксплуатации Воядинского месторождения, на Центральном куполе которого в 1988 году было организовано заводнение горячей водой бобриковского горизонта. Воядинское месторождение характеризуется сложным геологическим строением (высокой степенью расчлененности), что, в принципе, снижает эффективность применения тепловых методов. Однако пластовые нефти весьма тяжелые, вязкие (83-133 мПа с), смолистые, асфальтеновые и парафинистые, что благоприятствует применению технологии.
Как известно, достижение высокой эффективности термовоздействия и реальный прогрев межскважинного пространства возможен при весьма плотной сетки эксплуатационных скважин, по некоторым оценкам, не более 2-4 га/скв. В связи с этим, технологической схемой термозаводнения предусматривалось уплотнение сетки скважин с 13.9 до 7.6 га/скв, ввод 18 очагов нагнетания теплоносителя.
Результаты внедрения продемонстрировали различный уровень эффективности закачки в зависимости от продуктивных возможностей скважин [12]. В южной зоне объекта, характеризующейся лучшими коллекторскими свойствами, и приемистостью нагнетательных скважин до 400 мЗ/сут, температура теплоносителя на забое составляла до 120 С. В пласт поступало до 65 % подаваемого на устье количества тепла. В северной зоне, характеризующейся ухудшенными продуктивными характеристиками, приемистость скважин составляла не более 100 мЗ/сут. Соответственно, потери тепла при транспортировке были значительно большими: температура воды на забое не превышала 50 С, а в пласт поступало не более 30 % подаваемого тепла.
Нагнетание теплоносителя привело к общему увеличению добычи нефти и одновременно - к повышению обводненности продукции. Дополнительная добыча нефти за счет комплексного термо- и гидродинамического воздействия составила за три года, по данным работы, 253.1 т.т. Наибольшее распространение из числа термических методов добычи тяжелой нефти получил метод паротеплового воздействия, в связи с наибольшей теплоемкостью пара по сравнению с водой и газом.
Механизм воздействия пара на эффективность выработки нефти достаточно сложный. При взаимодействии пара с пластовой нефтью не только снижается вязкость и ослабляются структурно-механические свойства пластовой нефти, но и происходит ее термическое расширение, изменяется компонентный состав в результате термического крекинга при температурах выше 300-400 С. Кроме того, снижается поверхностное натяжение, изменяется капиллярное давление, относительные проницаемости и тип смачиваемости коллектора. В целом, все эти изменения способствуют снижению остаточной нефтенасыщенности коллектора.
Наибольший прирост нефтеотдачи при реализации паротеплового воздействия наблюдается на залежах высоковязких нефтей. Классическим примером его реализации можно считать разработку Ярегского месторождения в Республики Коми, где эксплуатация много лет велась термошахтным способом. По существующим оценкам, за счет реализации данного метода нефтеотдача на месторождении составит в 10-15 раз большую величину по отношению к применению шахтного метода, основанного на гравитационном режиме, без использования паротеплового воздействия [13]. При этом, на отдельных участках достигнутый КИН составляет 0.55-0.60 д.ед.
Кроме того, технология паротеплового воздействия в сочетании с инициированием процесса ВПГ применялась на нескольких месторождениях Татарстана [10].
К недостаткам паротеплового воздействия необходимо отнести, прежде всего, его низкую эффективность на продуктивных пластах малой мощности, ограничение по глубине залегания пластов (в общем случае — не более 1000 м), а также потребность в специальном высокотехнологичном и энергоемком оборудовании для выработки пара и закачки его в пласт, низкую вытесняющую способность агента в неоднородных коллекторах из-за малой вязкости закачиваемого агента.
Проблемы и задачи исследовательских работ в области тепловых методов разработки нефтяных месторождений подробно освещаются в докладе, подготовленном ВНИИнефть, который в методическом плане не утратил своей актуальности до сих пор [14]. Там, в частности, отмечается, что высокая актуальность необходимости внедрения технологий, позволяющих реализовать повышение текущего фона температур продуктивных пластов, и, как следствие, - снижение вязкости пластовой нефти -объясняется тем, что при увеличении отношения вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента (воды) до показателя 20-25, показатели процесса вытеснения настолько ухудшаются, что обычное заводнение как метод разработки таких месторождений становится неприемлемым. При этом доля месторождений с нефтями вязкостью более 20 мПа с у нас в стране весьма значительна.
В докладе отмечены ученые, стоявшие у истоков исследований неизотермических процессов, происходящих в пласте, последствий, к которым приводят данные изменения, и внесшие наибольший вклад в развитие тепловых методов разработки. В первую очередь это А.А. Аббасов, Н.А. Авдонин, И.Д. Амелин, М.А. Багиров, А.Р. Гарушев, И.Ф. Глумов, К.К. Дубровай, С.Л. Закс, А.Г. Ковалев, А.А. Кочешков, Н.С. Кувшинов, С.А. Кундин, А.К. Курбанов, Б.Б. Лапук, Г.Е. Малофеев, Н.И. Мельничук, Я.А. Мустаев, А.Ю. Намиот, Н.Н. Непримеров, К.А. Оганов, Н.К. Праведников, А.Л. Раковский, М.Д. Розенберг, Л.И. Рубинштейн, А.И. Сергеев, Э.М. Симкин, М.Л. Сургучев, Е.В. Теслюк, Ф.А. Требин, И.А. Чарный, Э.Б. Чекалюк, А.Б. Шейнман и др.
В связи с необходимостью самого широкого развития тепловых методов воздействия на пласт, выделены наиболее важные задачи, стоящие перед учеными и производственниками. Это создание технологичного и энергосберегающего оборудования для выработки горячей воды, пара, различного рода нагревателей, а также устройств, инициирующих горение; разработка рациональных конструкций добывающих и нагнетательных скважин с учетом всех возможных осложнений, связанных с повышением температуры пласта, флюидов, процессов горения; создание технологий по минимизации тепловых потерь, разделения углеводородных газов и продуктов горения; создание приборов для контроля за протеканием тепловых процессов; технологий регулирования продвижения теплового фронта и т.д.
Критерии применимости и ограничения использования тепловых методов разработки рассмотрены в работе [15]. Отмечено, что целый ряд осложнений, сопровождающий внедрение тепловых методов интенсификации выработки запасов — обильное пескопроявление, образование песчаных пробок, интенсивное эмульгирование нефтей, серьезные осложнения в работе наземного и глубиннонасосоного оборудования, сложности контроля и регулирования продвижения тепловых фронтов - предопределяет необходимость при проектировании отдельно рассматривать вопросы промышленной безопасности эксплуатации скважин, конструкций наземного и подземного оборудования, проблемы крепления забоев скважин, регулирования выработки запасов.
Детализация строения залежей нефти
Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Самотлорского месторождения изучались по данным исследований поверхностных и глубинных проб.
Для Самотлорского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. Практически во всех случаях по мере уменьшения глубины залегания пластов снижаются пластовые давления и температуры. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового. Всем пластам свойственна одна и та же закономерность изменения свойств пластовых нефтей: от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта снижаются газовые факторы, давление насыщения, возрастает плотность и вязкость нефти.
По классификации ГКЗ РФ нефти Самотлорского месторождения относятся к легким, сернистым, парафинистым, малосмолистым и смолистым. Результаты исследования глубинных проб нефти методом ступенчатого и однократного разгазирования приводятся в таблице 2.5.
Изложенные ниже подходы позволяют провести более детальные построения, уточняющие геологическую модель объектов. Применяемые методы и построения изложены в работах [34, 35,46].
Для оптимизации системы разработки залежи, основой анализа выработки запасов должны быть точные данные о геологическом строении месторождения, распределении балансовых, подвижных и начальных извлекаемых запасов нефти по пластам и по площади. Все это требует дальнейшей детализации геологического строения залежи до уровня "скважина-пропласток". Современное состояние разбуренности пластов группы АВ Самотлорского месторождения позволяет построить подробную, хорошо детализированную геологическую модель, опирающуюся на данные ГИС и ГДИС.
При рассмотрении сложных геологических объектов (например, нефтенасыщенные многопластовые зонально-неоднородные коллектора) описание и детализация их свойств начинается с выделения некоторого элемента, в пределах которого свойства объекта достаточно однородны и могут быть описаны гладкими функциями (например, двумерными сплайнами). В таких случаях часто применяется разбивка объекта на основе триангуляции Делани на элементарные треугольники, в вершинах которых располагаются скважины
Наименование Пласт АВ, "2 Пласт ABt3 Пласт АВ2-3 Диапазон изменения Среднее значение Диапазон изменения Среднее значение Диапазон изменения Среднее значение от до от до ОТ ДО Количество исследованных скважпі[/проб 19 19 81 115 96 117 а) Нефть Давление насыщения нефти, МПа 6,0 14,7 9,7 5,3 17,0 11,0 7,1 16,0 11,6 Газосодержание при однократном разгазировании, MJ/T 55 114,2 76 30,4 144,63 88 51,1 119,8 85,6 Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли сд. 1,130 1,311 1,203 1,020 1,390 1,202 1,101 1,550 1,251 Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Pi = 0,638 МПа Т,= 40С 56,1 65,1 55,0 Р2 = 0,491 МПа Т2=38С 4,5 5,9 8,0 Р3 = 0,245 МПа Т3=35С 3,1 3,9 5,5 Р4 = 0,103 МПа Т4=20С 7,2 6,5 3,5 Р5= МПа Т5= С Суммарное газосодержанне, м3/т 68 72 70 50,5 115,3 81,3 55 96 72 Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. 1,149 1,183 1,165 1,080 1,212 1,172 1,120 1,249 1,190 Плотность, кг/м3 724 822 774 690 860 768 676 821 753 Вязкость, мПа с 1,24 2,37 1,63 0,84 2,97 1,51 0,85 2,90 1,55 Температура насыщения парафином, С 18 33 26,5 20 33 27,1 20 35 27,5 б) Пластовая вода Газосодержание, MJ/T 1,98 2,66 2,22 1,98 2,66 2,22 1,90 2,70 2,12 - в т.ч. сероводорода, м3/т 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Объемный коэффициент, доли ед. 1,008 1,014 1,012 1,008 1,014 1,012 1,008 1,014 1,012 Общая минерализация, г/л 13,5 25,1 19,9 13,5 25,1 19,9 13,5 29,2 25,0 Плотность в пласт.усл., кг/м3 1,001 1,007 1,004 1,001 1,007 1,004 1,000 1,011 1,008 (см. рисунок 2.10), и на не перекрывающиеся многоугольники (области Вороного). При наличии зон замещения область Вороного разделялась на "коллектор" и "не коллектор" линией замещения. Параметры пласта (абсолютные отметки кровли и подошвы пласта, толщина, пористость, проницаемость, глинистость, нефтенасыщенность и др.) являются функциями пространственных координат. Отметим, что это табличные функции, так как они заданы только в определенных точках координатной плоскости (в точках расположения скважин). Основной проблемой является определение этих функций в межскважинном пространстве. Для интерполирования значений физических параметров пласта используется схема Акима [36] на основе проделанной триангуляции Делани. Использование такой процедуры позволяет определить значения физических параметров пласта в любой точке области Вороного. Данный подход можно использовать для более детального исследования неоднородности фильтрационно-емкостных показателей коллекторов.
Рисунок 2.10. Фрагмент карты плотности начальных балансовых запасов пласта АВ]1"2 Самотлорского месторождения (блок gl3_04) с расположением пробуренных скважин, триангуляционной сеткой Делани (тонкие сплошные желтые линии) и областями Вороного (жирные сплошные черные линии). В работе [35] разработан алгоритм построения карт послойной и зональной неоднородностей на основе разбиения объекта на элементарные непересекающиеся объемы (области Вороного). При этом коэффициенты зональной и послойной неоднородностей становятся функцией пространственных координат и определяются для каждого узла сетки Делани по выше приведенным формулам, в которых N — количество скважин, области Вороного которых граничат с областью Вороного выбранной скважины. Т.е. показатель зональной неоднородности коллектора определяется локально по группе соседних скважин.
Для характеристики неоднородности коллектора в данной точке пласта в целом вводится понятие результирующей неоднородности, определяемой как (Vp +1) = ІУІ + 1)(К/ +1), где V2n - послойная неоднородность и V23 - зональная неоднородность. Расчет геологических запасов нефти и построение карт плотности начальных балансовых запасов нефти.
На основе полученных полей физических параметров пласта численным интегрированием (объемный метод) определяются балансовые запасы нефти, содержащиеся в области Вороного данного пласта, и находятся средние для области значения пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также рассчитывается площадь коллектора в области Вороного. Знание средних параметров и площади коллектора области Вороного позволяет отнести запасы нефти этой области к определенной категории типов коллекторов и рассчитать площадную плотность запасов.
По описанной выше процедуре рассчитываются и строятся карты плотности балансовых запасов нефти горизонтов месторождения (рисунки 2.11-2.13).
Расчет подвижных запасов нефти и построение карт плотности начальных подвижных запасов нефти.
Ранее были приведены основные положения детализации строения объекта и построения карт плотности запасов нефти, неоднородности коллектора. Ниже остановимся на алгоритме расчета и построения карт начальных подвижных запасов нефти.
Задачи расчета начальных извлекаемых запасов и их объемное распределение в теле нефтеносной залежи для проектируемой системы разработки являются составной частью процесса математического моделирования. При этом качество результатов моделирования зависит во многом от качества и количества исходной информации. Во многих случаях выгоднее заменить детерминированную модель на статистическую и использовать методики, оперирующие статистическими величинами.
Вытеснение нефти из послойно неоднородного по проницаемости пласта. Базовый вариант
Пласты АВ] ", ABi , АВ2-3 существенно различаются как по степени выработки запасов, так и по текущему состоянию разработки. Наиболее низкой выработкой начальных извлекаемых запасов по объектам характеризуется пласт ABi " . Степень выработки пласта ABi3 носит промежуточный характер. По пласту АВг-з текущая выработка наиболее значительна. Соответственно, от эффективности их дальнейшей эксплуатации в значительной степени будут зависеть технологические показатели разработки группы пластов АВ в целом, всего месторождения, поскольку ОИЗ этих пластов в сумме составляют порядка 60 % от остаточных запасов месторождения.
Начиная с 1991 года, пласт ABi имеет небольшое преимущество в годовой добыче нефти по сравнению с пластами АВ2-3. Пласт АВ1 " до последнего времени оставался фактически не вовлеченным в разработку, обеспечивая до 1999 года менее 10% годовой добычи нефти по группе пластов АВ в целом по месторождению. С 1999 года, за счет ввода в эксплуатацию новых скважин, отборы нефти по пласту АВ11"2 значительно возросли, что позволило не только компенсировать снижение добычи по другим пластам, но и увеличить годовую добычу нефти по группе пластов АВ. По всем пластам, за исключением ABi ", обводненность продукции превысила 90%.
Характерной особенностью разработки пластов рассматриваемой группы является наличие значительного числа добывающих и нагнетательных скважин, перебывавших за всю историю разработки в совместной эксплуатации на два и более пластов в различных сочетаниях и в разные периоды времени, причем в ряде скважин в динамике сочетания дренируемых пластов менялись. Для совместных добывающих скважин характерны сочетания двух соседних пластов. Максимальная доля таких скважин в добывающем фонде за всю историю разработки отмечается по пласту ABi и составляет 55,2 % (в целом по месторождению). В совместном нагнетательном фонде, кроме сочетаний двух соседних пластов, в ряде скважин закачка осуществлялась сразу во все три рассматриваемых пласта. Доля совместных скважин в нагнетательном фонде составила максимальную величину по пласту ABi " (76,9 %). Доля совместных скважин в фонде и накопленных показателях для пластов ABi1"2, ABi3 и АВг-з по нагнетательным скважинам выше, чем по добывающим. При этом следует отметить, что значительное число совместных скважин к настоящему времени выведено из эксплуатации (числятся в бездействии или консервации, ликвидированы).
Пласты группы АВ принадлежат к единой гидродинамической системе и имеют общий ВНК (-1685 м). На основании анализа геолого-геофизической информации в продуктивной толще рассматриваемых пластов выделяется ряд областей, где имеет место их слияние, что предполагает наличие перетоков между пластами в межскважинном пространстве в процессе их разработки. Кроме того, в исторический период были обнаружены многочисленные заколонные перетоки в скважинах. На основании этого в работах [32,33] констатируется, что рассмотрение каждого из пластов группы АВ как самостоятельного эксплуатационного объекта является в значительной степени формальным (в первую очередь по пластам ABi и АВ2-3). Проведенная на гидродинамической модели качественная и количественная оценка перетоков флюидов между пластами показала значимый характер данного процесса.
В настоящее время значительная часть фонда добывающих скважин пластов АВ находится в бездействии, причем большая часть из них была остановлена по причине высокой обводненности. Выбытие добывающих скважин из действующего фонда из-за высокой обводненности приняло массовый характер с 1987 года. При этом значительная часть неработающего фонда расположена на участках залежей, где сосредоточены достаточные объемы остаточных запасов нефти. Этот факт свидетельствует о выборочной выработке запасов из наиболее продуктивных и обводнившихся интервалов разреза. Для эффективного ввода неработающих скважин в действующий фонд необходимо предварительное проведение на них комплекса геолого-технических мероприятий, включающих изоляцию обводнившихся интервалов, интенсификацию добычи нефти из менее продуктивной части разреза.
Одной из наиболее актуальных в настоящее время проблем для месторождения является эффективная выработка запасов низкопродуктивной части пласта АВ/"2, поскольку перспективы стабилизации и увеличения добычи нефти на месторождении в целом в значительной степени зависят от этого пласта. Именно в нем сосредоточены основные остаточные запасы по группе пластов АВ (около половины). На сегодняшний день наиболее приемлемыми технологиями для разработки пласта ABi "2 следует признать современные технологии ГРП. Результаты опытно-промышленных работ позволяют рассчитывать на достижение утвержденных значений нефтеизвлечения по пласту АВ]1"2. В последнем проектном документе пласт ABi " утвержден как самостоятельный объект разработки с созданием собственной сетки скважин с включением в качестве составной части дельтовых отложений пласта ABi1"2, ранее входивших в объект ABi.
В целом, анализ состояния сложившейся системы разработки позволяет сделать вывод о том, что процесс эксплуатации рассматриваемых пластов в последние годы протекает относительно эффективно. Темпы выработки запасов по объектам повысились, компенсация отборов пластовой жидкости закачкой превышает 100 % по текущему показателю по пласту АВг-з, а по накопленному — по АВі3 (в рамках рассматриваемого участка). За истекший период эксплуатации большинство фактических показателей разработки превышали проектные величины. По пласту ABi " накопленные показатели разработки хуже, но они значительно улучшились за последние годы.
Однако необходимо отметить, что некоторые технологические характеристики эксплуатации все же нуждаются в своей корректировке. В первую очередь речь идет о необходимости ограничения объемов попутно добываемой пластовой воды и повышения темпов выработки запасов по наиболее продуктивным пластам АВ]3 и АВ2-3. Обводненность по этим залежам к началу 2007 года достигла 95-96 % при относительно малых величинах текущих извлекаемых запасов, введенных в разработку, и низких достигнутых КИН. Малые показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при значительных объемах закачки свидетельствуют о недостаточно высокой эффективности реализуемой системы ППД и потенциальной возможности ограничения объемов попутной воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций.
Основная часть накопленной добычи нефти (63.4 %) приходится на пласт ABi3, что связано в первую очередь с его наибольшей в сравнении с другими рассматриваемыми пластами продуктивностью.
Пласт АВ] сохраняет «лидирующие» позиции и по текущим показателям, однако, по основной характеристике - добыче нефти - позиция пласта АВ] " изменилась с 13-кратного отставания до менее чем 1.5-кратного. Относительные показатели пласта АВг-з, наоборот, ухудшились.Средняя обводненность по пластам за первые три месяца 2007 года составила: ABi1"2 - 81.9 %, АВ!3- 94.8 %, АВ2-з - 96.3 %.
Среднесуточный дебит жидкости в 2007 году составил 36.0 т/сут по пласту ABi "2, 150.0 т/сут по ABi , 84.0 т/сут по АВг-з- Распределение среднесуточных величин дебитов по нефти между пластами носит несколько иной характер за счет меньшего обводнения пласта ABi " и составляет 6.5 т/сут, 7.8 т/сут и 3.1 т/сут соответственно. На картах плотностей начальных и текущих извлекаемых запасов представлены соответственно показатели накопленной и текущей эксплуатации фонда добывающих и нагнетательных скважин по каждому из пластов (рисунки 3.28-3.33).
Оценка нефтеотдачи частично заводненного и охлажденного послойно неоднородного пласта при тепловом воздействии
Рассмотрим эффективность применения теплового воздействия на охлажденный послойно неоднородный по проницаемости пласт. Для этого используем модель, описанную в предыдущем разделе.
Выше уже было показано, что возрастание объемов охлажденных текущих подвижных запасов нефти в послойно-неоднородном по проницаемости пласте начинается при выработке основных запасов нефти высокопроницаемого слоя (рисунок 3.7). Очевидно, при возрастании обводненности добываемой продукции до 90 % (для условий данной задачи) основные подвижные запасы нефти высокопроницаемого слоя выработаны. Именно в данный момент необходимо начать закачку в пласт воды с температурой равной начальной пластовой или выше ее. Промоделируем такой вариант теплового воздействия на пласт.
Рассмотрим состояние заводнения модели пласта в момент времени, когда обводненность жидкости на выходе из модели равна 90%. В этот момент начнем закачивать воду с температурой равной Т=1.5То. Динамика изменения полей насыщенности и температуры приведены на рисунке 4.1. Хорошо видно, что к началу закачки горячей воды запасы высокопроницаемого слоя практически выработаны, а охлаждению подверглась незначительная часть пласта вблизи от забоя нагнетательной скважины. Поэтому в результате теплового воздействия температура пласта в охлажденных зонах коллектора быстро восстанавливается и в дальнейшем происходит рост температуры заводненной части пласта. Вместе с ней возрастает (более медленно) и температура низкопроницаемых частей коллектора.
Показатели разработки для такого варианта теплового воздействия приведены на рисунке 4.2. Здесь же для сравнения представлены показатели для варианта разработки с заводнением холодной водой. Видно, что в заключительный этап разработки пласта вариант с тепловым воздействием характеризуется более высокими дебитами нефти, что позволяет несколько снизить обводненность добываемой продукции и продлить срок эксплуатации. Сопоставление характеристик вытеснения (рисунок 4.3) также показывает, что приращение накопленной добычи нефти за счет применения теплового воздействия происходит при значительных дополнительных отборах жидкости. В целом, применение теплового воздействия дает технологический эффект, конечный КИН послойно-неоднородного по проницаемости пласта за счет восстановления и повышения температуры коллектора увеличивается почти на 0.05 д.ед. (рисунок 4.4.)
Необходимо также отметить, что прирост КИН происходит при высокой обводненности добываемой продукции.
Рассмотрим динамику охлаждения текущих геологических и подвижных запасов нефти. На рисунке 4.5. представлено изменение со временем текущих объемов геологических и подвижных запасов нефти, сосредоточенных в охлажденных областях коллектора. Как отмечалось ранее, при заводнении холодной водой доли запасов нефти, оказавшихся в областях коллектора с температурой ниже критической, составляли: для текущих геологических — 21 % от начальных геологических запасов нефти, для текущих подвижных - 11 % от начальных подвижных запасов нефти модели. Применение закачки горячей воды привело к тому, что доля охлажденных запасов довольно быстро снижается до 0, т.е. изменение вязкости нефти в невыработанных участках пласта направлено в сторону снижения ее величины. Как показано на рисунке 4.6. уменьшение охлажденных объемов нефти происходит при обводненности менее предельной, что и позволяет увеличить конечную нефтеотдачу послойно-неоднородного пласта.
Зависимость охлажденных объемов текущих геологических и подвижных запасов нефти в долях от их начальных значений от текущей обводненности добываемой продукции для вариантов разработки пласта: ХВ - закачка холодной воды, ТВ - тепловое воздействие. эффективность нефтеизвлечения, так и восстановить пластовую температуру до начальной и тем самым снизить негативный эффект от заводнения холодной водой.
Данное положение имеет реальное практическое применение как для вновь вводимых в разработку залежей, так и для залежей, длительное время находящихся в разработке с применением заводнения. Первоочередная выработка высокопроницаемых слоев коллектора при их заводнении холодной водой не снижает эффективности нефтеизвлечения. Однако после выработки высокопроницаемых пропластков и быстрого обводнения добывающих скважин необходимо переходить на закачку теплой воды, иначе продолжение заводнения холодной водой приведет к увеличению доли трудноизвлекаемых запасов нефти.
Представленные выше исследования показали, что существует оптимальный подход к применению холодной и горячей воды в качестве вытесняющего агента. Однако, переход на закачку горячей воды необходимо сопровождать эффективными мероприятиями по ограничению отборов воды для повышения эффекта от теплового воздействия.
Рассмотрим эффективность совместного применения технологий селективной водоизоляции обводненного пропластка [85-92] и теплового воздействия на послойно неоднородный по проницаемости пласт. Будем использовать рассмотренную выше модель послойно неоднородного пласта. Предположим, что в момент достижения обводненности добываемой жидкости значения 90 % в нагнетательную скважину начинают закачку горячей воды, а в добывающей проводят селективную водоизоляцию (СВИ) обводненного высокопроницаемого слоя [93]. Промоделируем СВИ как единовременное снижение проницаемости высокопроницаемого слоя в призабойной зоне скважины в 10 раз.
На рисунке 4.7. приведена динамика полей давления, водонасыщенности и температуры после применения СВИ и начала закачки горячей воды. Сравнивая с рисунком 4.1. видно, что в случае комбинированного применения СВИ и теплового воздействия заводнением охвачена большая часть пласта. Вблизи от забоя добывающей скважины наблюдается уширение фронта вытеснения за счет аналога эффекта конусообразования, что позволяет вовлечь в разработку запасы нефти, сосредоточенные в этих областях. Динамики текущих и накопленных показателей разработки, соответствующие варианту совместного применения СВИ и теплового воздействия приведены на рисунках 4.8. и 4.9.
