Главная

Популярная публикация

Научная публикация

Случайная публикация

Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка

Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы

КАТЕГОРИИ:






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

№ п/п Параметры Значение Размер-ность
  Плотность Нефти пластовой,     кг/м3  
  Вязкость Нефти пластовой 0,7 мПа×с  
  Газонасыщенность (газовый фактор) пластовой нефти   м3/ м3
  Объемный коэффициент пластовой нефти 1.4 ––
  Сжимаемость нефти при пластовых условиях 4.351*10-5 1/МПа
  Давление насыщения пластовой нефти газом2*) 13,5 МПа

 

Таблица 4.2 - Физические свойства пластовой воды

№ п/п Параметры Значение Размерность
  Плотность пластовой воды при 20 оС   кг/м3
  Вязкость пластовой воды при пластовой температуре 0,6 мПа×с
  Сжимаемость воды при пластовых условиях 4.351*10-5 1/МПа

 

Таблица 4.3 - Геолого-промысловая характеристика залежи

 

№ п/п Показатели Значение Размерность
  Пластовое давление 16,5 МПа
  Пластовая температура   оС
  Альтитуда ВНК – водонефтяной контакт, ГНК – газонефтяной контакт   м м
  Эффективная толщина пласта (средняя) 8.0 М
  Глубина залежи   М
  Коэффициент пористости (среднее значение) 0.113 %
  Сжимаемость коллектора 5.581*10-4 1/МПа
  Коэффициент нефтенасыщенности (средний) 0,76 %
         

 

Расчетная модель слоистого пласта представлена в таблице 4.4.

 

Табл.4.4 - Расчетная модель слоистого пласта

 

Номер слоя Эффективная проницаемость, мкм2 Толщина слоя, м
  0.002 3.4
  0.07 2.0
  0.13 0.8
  0.19 0.5
  0.275 0.6
  0.58 0.7

 

 

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 (SC 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 (SC=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 (SС) и различных забойных давлениях нагнетательных скважин (Рзн).

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 (RОСТ) 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 (SC=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:

vikidalka.ru - 2015-2024 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных