Исследование процессов разработки слоисто-неоднородного коллектора при применении технологии тампонирования

Исходные данные для проведения многовариантных расчетов

Проектирование технологии тампонирования для выравнивания профиля приемистости возможно путем уменьшения проницаемости высокопроницаемых слоев в прискважинной зоне пласта. Для увеличения коэффициента охвата пласта заводнением одновременно с тампонированием высоко-проницаемых слоев в ряде случаев целесообразно проведение обработок низкопроницаемых слоев вблизи добывающих и нагнетательных скважин.

При обосновании системы разработки с применением указанных технологий необходимы предварительные гидродинамические расчеты для выработки рекомендаций по степени изменения проницаемостей слоев и объемам закачки реагентов. Результаты расчетов могут быть использованы при физическом моделировании процесса тампонирования в целях обоснования выбора состава.

Геолого-промысловые параметры, необходимые для моделирования, приведены в таблицах 4.1. – 4.3.

Таблица 4.1 - Физические свойства пластовой и дегазированной нефти, нефтяного газа

Таблица 4.2 - Физические свойства пластовой воды

Таблица 4.3 - Геолого-промысловая характеристика залежи

Расчетная модель слоистого пласта представлена в таблице 4.4.

Табл.4.4 - Расчетная модель слоистого пласта

Оценка максимального дебита добывающих скважин и соответствующих забойных давлений проводилась с учетом экспоненциального снижения проницаемости от внутрипорового пластового давления (рис. 4.1, сплошная линия k (р)= const, пунктир в случае экспоненциальной зависимости проницаемости от давления). Забойное давление добывающих скважин принято равным давлению насыщения (наибольшая депрессия составляет 2,9 МПа).

Рис. 4.1 - Прогнозные индикаторные кривые

Проведены многовариантные прогнозные расчеты показателей разработки при использованием технологии тампонирования для обращенной 9-и точечной системы площадного заводнения при различных плотностях сетки скважин.

Результаты многовариантных расчетов

При моделировании процесса извлечения нефти водой, как указывалось выше, исследовалась обращенная 9-и точечная система разработки при различных плотностях сеток скважин (S_C равны 12.5, 18 и 24.5 га/скв.). Обоснованы забойные давления нагнетательной скважины из условия обеспечения поддержания пластового давления на уровне, соответствующем началу разработки. Так, для обращенной девятиточечной системы (S_C=18 га/скв) забойное давление нагнетательной скважины составило 26 МПа (давление гидравлического разрыва пласта равно 28 МПа). Забойные давления добывающих скважин приняты равными давлению насыщения пластовой нефти газом.

Для проведения многовариантных расчетов с учетом поставленных задач были приняты следующие параметры и интервалы варьирования: плотность сетки скважин - 12,5-24,5 га/скв; радиус тампонирования (изменения проницаемости околоскважинной зоны) - 0-30 м; фактор остаточного сопротивления (степень снижения проницаемости околоскважинной зоны нагнетательный скважины - 1-10).

Результаты расчетов динамики показателей разработки приведены на рис. 4.2, при различных плотностях сетки скважин (S_С) и различных забойных давлениях нагнетательных скважин (Р_зн).

Рис. 4.2 - КИН при различных плотностях сетки скважин

Рис. 4.3 - Распределение нефтенасыщенности пласта

(через 1 год после начала разработки)

Рис. 4.4 - Распределение нефтенасыщенности пласта

(через 1 год после начала разработки) с применением технологии тампонирования (RОСТ =3; r=10 м)

Рис. 4.5 - Зависимость КИН от фактора остаточного сопротивления RОСТ, SC=18 га/скв.

Рис. 4.6 - Зависимость КИН от радиуса тампонирования r, SC=18 га/скв.

Проведены расчеты для выработки рекомендаций по степени снижения проницаемости (R_ОСТ) высокопроницаемых пропластков в околоскважинной области нагнетательных скважин, а также по размеру области с заниженной проницаемостью (рис. 4.3 - 4.6) Для всех расчетов выбрана плотность сетки скважин 18 га/скв, как наиболее предпочтительной по совокупности технологических критериев /4/.

Для рассмотренного элемента системы разработки применение технологии тампонирования (фактор остаточного сопротивления – 3; радиус тампонирования - 10 м) увеличение КИН составляет всего на 1.2%. Наиболее значимым результатом тампонирования является уменьшение закачки на 8% при увеличении срока разработки на 1 год. Таким образом, без применения технологий интенсификации добычи нефти в низкопроницаемых слоях (например, ПСКО), не происходит значимого увеличения коэффициента охвата, рис 4.7.

Учитывая, что рассматриваемые пласты имеют существенную неоднородность по проницаемости (от 2 до 580 мД, причем низкопроницаемый пропласток является наиболее мощным), одновременно с тампонированием высокопроницаемого пропластка необходимо проведение соляно-кислотных обработок низкопроницаемого пропластка вблизи добывающих и нагнетательных скважин.

Рис. 4.7 - Накопленные показатели разработки за 9 лет (SC=18 га/скв.).

При проведении расчетов параметры ПСКО выбирались на основе обобщения опыта эксплуатации низкопроницаемых карбонатных коллекторов; в среднем проницаемость призабойной зоны увеличивается в 2.5 – 3 раза.

Моделирование соляно-кислотной обработки осуществлялось соответствующим изменением дополнительных фильтрационных сопротивлений (скин-фактора) в околоскважинных зонах.

Рис. 4.9 - Зависимость коэффициента извлечения нефти при различных технологиях интенсификации добычи нефти (SС=18 га/скв)

Рис. 4.10 - Распределение нефтенасыщенности пласта
(через 10 лет после начала разработки) с применением
технологии тампонирования

Рис. 4.11 - Распределение нефтенасыщенности пласта
(через 10 лет после начала разработки) с применением
технологии тампонирования совместно с ПСКО

Ниже приведена характеристика секторной модели для обращенной девятиточечной системы разработки (S_C=18 га/скв.): количество ячеек секторной модели составляет NX= NY =42; NZ=6, размер ячеек DX=DY=10 м, DZ=3.4 2.0 0.8 0.5 0.6 0.7 м (размер каждого слоя). Каждый слой выделен в отдельный регион для повышения достоверности гидродинамических расчетов при возможном задании модели для каждого слоя, а также для вывода результатов расчетов по каждому слою.

Для изменения ФЕС околоскважинных зон в начальный момент времени (вследствие ГТМ) необходимо локальное измельчение основной гидродинамической сетки с учетом особенностей ГТМ (радиус проникновения состава и изменение проницаемости). Если ГТМ проводится в момент времени, отличный от начального, можно учесть ГТМ изменением скин-фактора (в файле *r.dat). Кроме того, можно получить распределение давления и насыщенностей и т.д. в пласте в необходимый момент времени, отличный от начального. В дальнейшем проводить изменение ФЕС с учетом полученных распределений. В данном разделе проведение ГТМ учитывается изменением скин-фактора. Ниже приведен пример карты перфорации (Well Perforarions), которая должна заполняться на момент ГТМ посредством Data Studio (или в файле *r.dat).

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: