Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Сравнительная эффективность систем заводнения . 9
1.1. Классификация метода заводнения. 9
1.2. Сравнительная эффективность регулярных систем заводнения. 19
1.3. Влияние показателя интенсивности систем заводнения на коэффициент нефтеизвлечения. 25
1.4. Эффективность законтурного заводнения тульско-бобриковских отложений небольших месторождений Татарстана. 34
ГЛАВА 2. Особенности вытеснения нефти водой в неоднородных нефтяных пластах при регулярных системах заводнения 47
2.1. Вытеснение нефти водой в.послойно и зонально неоднородном: по коллекторским свойствам пласте при различных вариантах размещения скважин. 47
2.2. Влияние площадной анизотропии пласта на коэффициент охвата заводнением. ...54
2.3. Условия применения метода поддержания пластового давления при реализации системы горизонтальных скважин 73
2.4. Системы разработки с применением горизонтальных скважин. 84
2.5. Регулирование разработки путем; переноса фронта нагнетания при применении горизонтальных скважин. 90
ГЛАВА 3. Влияние плотности сетки скважин и интенсивности системы разработки на коэффициент нефтеизвлечения . 104
3.1. Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин 105
3;2. Влияние интенсивности системы; разработки на коэффициент нефтеизвлечения : 113
ГЛАВА, 4. Развитие технологии заводнения нефтяных месторождений. 118
4.1. Методика выбора регулярных систем заводнения 118
4.2. Развитие методов проектирования систем заводнения 135
Основные выводы и рекомендации. 148
Список использованной литературы. 153
- Сравнительная эффективность регулярных систем заводнения.
- Влияние площадной анизотропии пласта на коэффициент охвата заводнением.
- Системы разработки с применением горизонтальных скважин.
- Влияние интенсивности системы; разработки на коэффициент нефтеизвлечения
Сравнительная эффективность регулярных систем заводнения.
Сравнительному анализу эффективности регулярных систем заводнения при помощи численного моделирования посвящено много работ [14-17]. При этом сопоставляются технико-экономические показатели разработки равномерно - рассредоточенных и рядных систем и их разновидностей. При обобщении и систематизации этих работ обнаруживается, что: - сопоставляются системы заводнения с различной интенсивностью, например пяти-, семиточечная с трехрядной, а девятиточечная с пятирядной; - для обоснования эффективности систем заводнения применяются раз личные критерии, иногда взаимоисключающие. Основными из них являются выбор систем заводнения по максимуму дебита скважин и по максимуму нефтеизвлечения. Сопоставляя начальные дебиты (темпы отбора) и экономи ческие показатели, многие авторы приходят к выводу, что наиболее эффек тивными являются интенсивные равномерно - рассредоточенные системы за воднения, по сравнению с менее интенсивными многорядными системами. Сравнительный анализ эффективности вытеснения нефти водой рядных и рассредоточенных систем заводнения мы провели с использованием математической модели [20] процесса заводнения, основанного на численном решении уравнений двухфазной фильтрации несмешивающихся жидкостей. Для описания краевой задачи использованы уравнения двумерного течения в системе скважин. Ввиду больших характерных размеров области течения в этой задаче пренебрегли капиллярными силами. Система уравнения процесса записана в следующем виде:
Для численного интегрирования системы уравнений (1.1) и (1.2) использован метод конечных разностей. Расчеты технологических показателей нами были проведены для трехрядной и девятиточечной систем заводнения, соответственно, с соотношением добывающих и нагнетательных скважин т=2.7 и 3 и при одинаковых других условиях: толщина пласта- 10 м; вязкость нефти- 16 мПа-с, проницае-мость- 0.611 мкм , пористость- 20%,. забойные давления добывающих и нагнетательных скважин- 12.5МПа и 22МПа [96]. Сопоставлялись такие технологические показатели, как достигаемая ими степень нефтеизвлечения, темпы отбора запасов (максимальные дебиты), ВНФ, сроки разработки. Площадь на одну скважину во всех вариантах была принята одинаковой. За конец разработки была принята обводненность продукции, равная; 95 %. Результаты расчетов приведены в табл.
Технологические показатели систем заводнения с одинаковой интенсивностью отличаются друг от друга незначительно и обеспечивают приблизительно равную степень нефтеизвлечения и ВНФ. По темпам отбора более предпочтительны рассредоточенные системы, а по конечному коэффициенту нефтеизвлечения, отборам жидкости - рядные системы заводнения. Следовательно, при одинаковой интенсивности систем и при равных других условиях коэффициенты нефтеизвлечения, ВНФ, дебиты скважин могут служить критериями эффективности при выборе вида систем заводнения и проводи 22 мых мероприятий по изменению систем заводнения залежей для: различных геолого-физических условий.
В І процессе исследования эффективности мероприятий следует варьировать следующими; параметрами: а) местоположением нагнетательных скважин в зонально неоднородном пласте; б) временем освоения дополнительных скважин под нагнетание воды; в) формой ячейки системы заводнения и их размещением относительно главных осей тензора проницаемости.
Выбор вида заводнения? в значительной мере зависит от коэффициента зональной анизотропии коллекторских свойств пласта и типа проектных скважин. Например, при; учете зональной! анизотропии коллекторских свойств пласта, коэффициент нефтеизвлечения больше при; рядной системе по сравнению с пятиточечной. А наибольший технологический и экономический эффект при рассредоточенной системе заводнения достигается при полной? или частичной замене вертикальных скважин системы их горизонтальными типами. Многорядные системы (трех и более рядов добывающих ГС между нагнетательными рядами) оказались малоэффективны из-за "экранирующего" действия вертикальных и ГС первого ряда.
Сравнительный анализ эффективности разновидностей систем заводнения нами проводился для пяти-, семи-, девятиточечной и. пятирядной систем заводнения [96]. Для каждой системы заводнения провели расчеты по 6 вариантам, различающимся друг от друга соотношением вязкостей нефти и воды (до =2, 3- 5, 8, 16, 32) при постоянстве других исходных данных (АР = 22 МПа, К = 0,4-10" мг,. гс — ОДм, h = 10м). Площадь на одну скважину во всех вариантах была принята одинаковой.
Влияние площадной анизотропии пласта на коэффициент охвата заводнением.
Давно замечено, что продуктивные пласты месторождений нефти отличаются анизотропией коллекторских свойств. Первые такие сведения получены в результате анализа кернового материала. Было обнаружено, что коэффициенты проницаемости образцов породы вдоль и поперек напластования нередко отличаются между собой [29,30,31]. В і последние годы все большее внимание начинает привлекать площадная анизотропия коллекторских свойств пласта. Она объясняется особенностями осадконакопления, но в значительной степени - тектоническими процессами. При формировании будущей ловушки продуктивный пласт подвергается сжимающим усилиям, которые приводят к развитию и формированию системы трещин определенной направленности. Особенно это касается карбонатных коллекторов [31,36,57]. Отрицательное влияние трещиноватости из-за быстрого прорыва воды в добывающие скважины отмечено в работе [32] по залежам Чечено-Ингушетии, в [33] - по объектам Татарстана, в [34,35] - по залежам Куйбышевской и Оренбургской областей. Эти отрицательные последствия объясняются [27] тем, что трещины имеют большую проводимость и протяжённость, сопоставимую с расстоянием между скважинами, что приводит к преждевременному прорыву воды и снижению охвата пласта заводнением.
При анализе данных разработки карбонатных залежей, характеризующихся трещиноватостью, многие авторы отмечают анизотропный характер фильтрации флюидов. Выявлению площадной анизотропии и ее количественным параметрам уделяются усилия ученых разных научных направлений. Наряду с лабораторными определениями стали развиваться методы оценки: анизотропии пласта по фактическим данным исследований скважин.
С целью изучения; анизотропии коллекторских свойств продуктивных карбонатных пород в работе [37] составлены карты удельной ёмкости (произведение эффективной толщины на открытую пористость) семилукского горизонта Барсуковского, Вишанского, Восточно-Первомайского, Малодушин-ского и Осташковичского месторождений. Главной тенденцией изменения удельной ёмкости пород семилукского горизонта является то, что по площади залежи: выделяются локальные поля, имеющие преимущественно линейно-вытянутые формы субпараллельных региональному разлому и совпадающих по ориентации направлением«развития; основных систем тектонических трещин: Анизотропия фильтрационных свойств также определена путём прослеживания темпа снижения пластового давления в скважинах, которые введены в эксплуатацию до начала заводнения, и когда давление в залежи было выше давления; насыщения. Составленные карты текущих изобар по выше перечисленным месторождениям показывают, что изобары в залежах отражены эллипсами при ориентации их больших осей субпараллельно региональным разломам.
Подтверждением эллипсовидной формы линии изобар для; анизотропных коллекторов служат данные работы [39], где приведены, упрощённые формулы распределения давления- вокруг одной возмущающей скважины в неограниченном; плоском, анизотропном І пласте при стационарном режиме. Расчёты показывают, что линиями равного давления являются соосные эллипсы, отношение квадратов полуосей которых равно площадному коэффициенту анизотропии Ку / Кх. В работах [39-42] приведены методики определения параметров анизотропии по данным фильтрации \ в трещиноватых пластах. В работе [43] показана перспективность аэрокосмических методов выделения: зон трещиноватостей карбонатных коллекторов:.Эти исследования показывают, что направления трещиноватости, определенные по изменению характера и интенсивности пластового давления, дебитов скважин, обвод 56 ценности, совпадают с результатами АКТИ; Довольно эффективным способом является закачка в пласт (вместе с нагнетаемой водой) различных индикаторов [44,45,46]. Важным инструментом становится применение методов гидропрослушивания пласта [47,48,49,50,51,52] . Использование современных методов сейсморазведки, результатов геофизических и гидродинамических исследований і скважин, керновыми данными позволяют устанавливать объемную анизотропию коллекторских свойств и ориентацию систем трещин. [53,54].
К особенностям проектирования разработки низкопродуктивных коллекторов, характеризующихся трещиноватостью, следует отнести [37-39] взаимное размещение добывающих и і нагнетательных скважин; относительно простирания основных трещин. Тем самым задача осложняется и сводится не только выбору вида ; системы заводнения, но и выбору местоположения -; добывающих и нагнетательных скважин относительно простирания основных направлений трещин.
В работе [34] оптимальным направлением продвижения фронта- воды,. несмотря г на низкую эффективность на первом этапе, является направление, перпендикулярное, простиранию основных систем тектонических трещин. Продвижение фронта воды в крест простиранию трещин обеспечит вытеснение нефти из менее проницаемой части породы блоков.
Системы разработки с применением горизонтальных скважин.
В поисках все более совершенных технологий разработки нефтяных месторождений республики Татарстан в последнее время взят курс на широко - масштабное применение горизонтальных скважин [58]. При этом подчеркивается необходимость проектировать системы разработки на основе применения горизонтальных технологий, а не единичных ГС. Системы разработки с ГС, в отличие от систем с ВС, имеют ряд существенных особенностей [59, 60], выдвигающих ряд дополнительных требований к обоснованию места их расположения как в разрезе пласта, так и по площади залежи, направления их проводки и т.д. Как известно, при обосновании эффективности бурения горизонтальных скважин мерилом их предпочтительности используется дебит скважин [61]. Такой подход справедлив при бурении единичных FC. Но при проектировании систем разработки на основе горизонтальных технологий из-за сильной интерференции скважин выбор систем разработки на основе сравнения дебитов может привести к ошибочным решениям. Например, бурение З БГС на Сиреневском месторождений привело увеличению дебита залежи, но Кин остался на уровне базового варианта. Следовательно, за критерии; эффективности при размещении системы ГС необходимо применять дебиты, Кин, ВНФ в целом по залежи.
Обоснование рационального варианта размещения горизонтальных и вертикальных скважин по башкирским отложениям Светлогорского поднятия; Дачного месторождения проведено с использованием компьютерного гидродинамического моделирования [99]. Рациональный вариант выбирался по критериям максимум нефтеизвлечения, минимум ВНФ, максимальный амплитудный дебит залежи. По башкирскому объекту Светлогорского поднятия просчитывались 4 варианта, отличающиеся размещением горизонтальных и вертикальных скважин (рис.2.24). Вариант 1. Предусматривает бурение 22 скважин, в т.ч. 14 добывающих и 8 нагнетательных. Из добывающего фонда 6 -ГС.
Бурение горизонтальных стволов с центра залежи в направлении контура нефтеносности, бурение вертикальных скважин в краевых зонах оказались неудачными. Горизонтальные скважины.-HW- 18, 21, 10, 4 начали работу с высокой обводненностью 60 -і- 77 %. Вертикальные скважины №№ 3, 5, 6, 8, 13, расположенные вокруг семиточечного элемента, состоящего из горизонтальных скважин, оказались малодебитными (1,46-2,05 т/сут.). Для сравнения: дебиты вертикальных скважин №№ 14, 15, 16, расположенных в центральной части залежи, изменяются от 3,36 до 4,62 т/сут. Водонефтяной фактор по вертикальным скважинам первой группы составляет в среднем 17,7, а по второй группе всего 3,9. Схема расположения скважин на башкирском ярусе Светлогорского поднятия по вариантам Таким образом, горизонтальные скважины и элементы системы заводнения, состоящие из горизонтальных скважин, размещенные в центральных частях залежи, ухудшают работу окружающих их вертикальных скважин. С другой стороны, эти вертикальные скважины создают дополнительную неравномерность продвижением воды к ГС, тем самым ухудшают их работу.
С целью уменьшения1 перечисленных выше отрицательных явлений рассмотрен вариант 2 размещения горизонтальных и вертикальных скважин. Вариант 2. В этом варианте ГС расположены вписанными в изолинии толщин с образованием двух сопряженных элементов систем заводнения треугольной формы, которые вместе образуют ромб. Вертикальные добывающие скважины размещены в углах ромба из предположения, что они предотвратят быстрое обводнение концов ГС, т.е. будут экраном на пути воды от нагнетательных скважин. Предусматривается: бурение 20 скважин (11 добывающих, 9 нагнетательных), в т.ч. 5 горизонтальных.
По этому варианту, по сравнению с вариантом 1, увеличились: нефте-извлечение на 1,3 %; средние дебиты скважин с.7,3 т/сут до 11,9 т/сут. Значительно увеличился амплитудный дебит залежи при меньшем фонде скважин. При этом увеличились дебиты как вертикальных, так и горизонтальных скважин. Уменьшился ВНФ по ГС. Увеличение ВНФ по вертикальным скважинам связано с быстрым обводнением и добычей значительного количества воды скважинами №№ 7, 8, 16, расположенными углах ромба. Водонефтя-ной фактор по этим скважинам соответственно составляет 21.3і 11.4, 9.6.
Добывающие скважины №№ 7,8V расположенные в углах ромба, где сходятся концы 3 горизонтальных скважин и питаются от общего источника, работают с нерентабельными малыми дебитами соответственно 1,1 т/сут и 2,4 т/сут. Суммарная; накопленная; добыча нефти по ним составляет 14,6 тыс.т. Отказ: от бурения этих скважин: в следующем варианте: 2п привел к увеличению накопленной добычи по 4 горизонтальным скважинам № HW 4, 5, 10, 12 на 40 тыс.т. При этом1 ВНФ по этим скважинам увеличился с 6,4 до 7,5.
Влияние интенсивности системы; разработки на коэффициент нефтеизвлечения
Кроме плотности сетки и соотношения добывающих и нагнетательных скважин коэффициент нефтеизвлечения зависит от целого ряда других факторов. Полученные в работах [69-77] и др. статистические зависимости Кин от природных и технологических параметров - проницаемости, вязкости, песчанистости, перепада давления, плотности сетки, интенсивности системы заводнения и т.д. показывают, что удельный вес влияния каждого параметра в отдельности на коэффициент нефтеизвлечения небольшое [69]. Преимущественное влияние на коэффициент нефтеизвлечения оказывают природные факторы, удельный вес совместного влияния которых достигает 40%. Поэтому в последующих работах исследования продолжились в направлении поиска универсальной зависимости коэффициента нефтеизвлечения от комплекса геолого-физических и технологических условии разработки; месторождения. Так, в работе В .Н.Мартоса [71 ] в качестве комплексного природного параметра использовалась гидропроводность. По мнению многих исследователей (Брагин Ю.И, Токарев М.А. и др.) [77-79], наиболее информативным комплексным параметром, объединяющим значительную часть природных факторов, является коэффициент продуктивности. В работе [77] приведены зависимости Кин от коэффициента продуктивности. Значения коэффициента корреляции, которые изменяются от 0.386 до 0.857, указывают на достаточно значимую связь коэффициента нефтеизвлечения и продуктивности. В условиях выделенных групп объектов наблюдается закономерный рост величины выработки запасов нефти с увеличением продуктивности. Кроме всего обще 114 известно, что работающая толщина и остаточная нефтенасыщенность существенно зависят от перепада давления в пласте [90-92]. Продуктивность скважин и перепад давления между скважинами являются параметрами дебита скважин. Но при этом остается неучтенным влияние на коэффициент нефтеизвлечения структуры порового пространства, количественно определяемой пористостью, нефтенасыщенностью. Их совместное влияние учитывает комплексный показатель - удельные балансовые запасы на единицу площади. О существенном влиянии этого комплексного показателя на Кин отмечают Брагин Ю.И., Азаматов В И:, Гулько Е.Н., Шустеф И.Н., Токарев М.А., Амелин И.Д., Дементьев Л.Ф. в работах [77-81]. Причем, установлено что с увеличением удельных балансовых запасов коэффициент нефтеизвлечения уменьшается.
В работе [83] с помощью анализа влияния различных геолого-физических и технологических параметров на коэффициент нефтеизвлечения и теории размерностей получено соотношение для расчета коэффициента охвата пластов воздействием в элементе системы расположения скважин, учитывающие влияние запасов углеводородов в элементе, параметр плотности сетки скважин, эффективную проницаемость пласта.
Неэффективная нефтенасыщенная толщина пласта, S - начальная нефтенасыщенность, Sc -параметр плотности сетки скважин, определяемый как площадь в га, приходящаяся на одну скважину, А, в- некоторые константы, а- коэффициент сетки, зависящий от системы расположения скважин, Коф- эффективная проницаемость пласта.
Изучению влияния на коэффициент нефтеизвлечения скорости фильтрации посвящено значительное число работ отечественных и зарубежных ав-торов[84-89]. В работах [84-87] приведены зависимости коэффициента вытеснения от скорости фильтрации. Анализ этих данных показывает, что ко 115 эффициент вытеснения сначала увеличивается очень быстро, затем, при достижении некоторой скорости, выполаживается. Все эти данные можно представить в виде: Кв=Кв max-exp(-a/w), (ЗЛО) где а- некоторая постоянная, w-скорость фильтрации. Формула вида (ЗЛО) оказалась справедлива и для зависимости нефте извлечения от средней скорости фильтрации. В работе [88] приведены дан ные по изучению характера зависимости нефтеизвлечения от скорости фильтрации по пласту Д2Константиновской и по пласту Д,Серафимовской группы месторождений. При этом скорость фильтрации приближенно оцени валась по формуле: W=qd 12 я -R-M h, где qd -средний дебит скважины; R- радиус воронки депрессии; h- толщина пласта; M=m-S - коэффициент пористости с учетом использования объема пор; S- начальная нефтенасыщенность; m-пористость, д.ед. Умножая числитель и знаменатель показателя на (R) и. подставляя вместо скорости фильтрации его значение, получим:
