Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ и обобщение методов определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей и технологии нестационарного воздействия 11
1.1 Анализ и обобщение методов определения местоположения остаточных запасов нефти, застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей 11
1.2 Основные положения технологии циклического заводнения 19
1.3. Основные виды нестационарного воздействия 21
1.4 Механизм процесса нестационарного воздействия на неоднородные залежи
углеводородов 23
1.5. Моделирование процесса циклического воздействия на пласт. Математическая модель и основные факторы, определяющие эффективность циклического воздействия 24
Глава 2. Исследование степени информативности параметров, определяющих процесс образования застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей и анализ выработки запасов на мссюрождениях Калининградской области 35
2.1. Постановка задачи и выбор объектов разработки для исследования информативности параметров 35
2 2. Расчет меры Кульбака и выбор наиболее информативных параметров, влияющих на накопленную добычу нефти по скважинам 41
2 3. Расчет нормированного коэффициента выработки запасов и построение карт выработки запасов по исследуемым объектам разработки 58
2.4. Анализ выработки запасов нефти по исследуемым объектам разработки 75
Глава 3. Оценка эффективности применения метода перемены направления фильтрационных потоков на месторождениях Калининградской области 101
3 1. Выбор участков и необходимых параметров для оценки эффективности применения метода перемены направления фильтрационных потоков (ПНФП) 101
3 2. Расчет технологической эффективности по унифицированной методике «ВНИИнефть» и составление программы реализации метода перемены направления фильтрационных потоков 113
3.3. Реализация метода перемены направления фильтрационных потоков на гидродинамической модели Деиминского нефтяног о месторождения 143
Заключение 149
Библиографический список 153
- Анализ и обобщение методов определения местоположения остаточных запасов нефти, застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей
- Основные положения технологии циклического заводнения
- Постановка задачи и выбор объектов разработки для исследования информативности параметров
- Выбор участков и необходимых параметров для оценки эффективности применения метода перемены направления фильтрационных потоков (ПНФП)
Введение к работе
Актуальность.
На современном этапе развития нефтяной промышленности России значительное число нефтяных месторождений страны находится на поздней стадии разработки с низким уровнем добычи нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Прирост запасов по стране происходит в основном за счет месторождений и объектов разработки с коэффициентом извлечения нефти не превышающим 0 2 Освоение подобных месторождений и объектов с трудноизвлекаемыми запасами требует значительных капитальных вложений. При этом на разрабатываемых и обустроенных месторождениях остается резерв трудноизвлекаемых запасов нефти, не охваченный применяемыми традиционными технологиями разработки
Объективная оценка коэффициента извлечения нефти, важнейшею показателя рациональности использования запасов углеводородного сырья, а также в целом показателя эффективности деятельности нефтедобывающей отрасли, является актуальной и сложной задачей [1, 4, 6, 14, 16, 22, 33, 48, 49, 53, 61, ПО, 111, 116] Проблема повышения КИН находит свое отражение в решениях коллегии МПЭРФ, МПРРФ, Федерального агентства по недропользованию, ГКЗ, ЦКР Роснедра и других значимых форумов, посвященных вышеуказанной теме. Данная проблема находится в поле зрения вертикально интегрированных нефтяных компаний и специалистов различных научных и производственных сервисных предприятий [1, 2, 3, 21, 35, 40, 56, 61, 65, 82, 87, 90, 101, 108, 160, 165, 170]. Особо следует отметить роль и заинтересованность государства, как собственника недр в решении актуальной проблемы оценки и повышения коэффициента извлечения нефти.
При решении важнейшей отраслевой проблемы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти требуется решение триады следующих актуальных задач
совершенствование способов определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей [13,15,19, 51,53, 61,119, 143, 164],
разработка и совершенствование технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти в осложненных условиях поздней стадии разработки, а также при разработке залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти [41, 52, 62, 63, 64, 70,99,100, 101,121, 124,137, 139,141,174,175,177, 178];
унификация и повышение достоверности методов оценки и прогноза технологической и экономической эффективности геолого-технических мероприятий, в том числе инновационных технологии повышения нефтеотдачи [9, 19, 54, 72, 89, 92, 106, 108, 112, 113, 114, 115, 162, 163, 166, 168]
В настоящее время анализ, диагноз, прогноз и управление процессом разработки осуществляется, в том числе, с использованием сложных многомерных, многофазных, многокомпонентных детерминированных математических моделей, требующих большого количества исходной информации, а также решения уравнений неразрывности, движения и состояния. В процессе математической формализации как геологической, так и гидродинамической модели на различных стадиях возникают определенные погрешности, связанные с многочисленными вариантами масштабирования, аппроксимаций, интерполяций, адаптации и приближений К тому же, процесс моделирования занимает достаточно продолжительный период времени и требует больших финансовых затрат При этом существуют альтернативные пути и различные экспресс-методы анализа разработки нефтяных месторождений, позволяющие оперативно оценивать фактическую промысловую информацию и интерпретировать ее, не прибегал к сложному и трудоемкому моделированию, или, сочетая результаты двух подходов, получать более достоверное решение [19,70, 161,163,166,167, 168].
Таким образом, совершенствование методов определение местоположения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, а также разработка технолоіий направленных на вовлечение этих зон в активную разработку является одной из самых актуальных проблем нефтяной науки и проектирования разработки нефтяных месторождений Решению данной проблемы и многих других задач геологии и разработки нефтяных месторождений были посвящены работы известных Российских ученых Крылова А.П., Абасова М.Т., Боксермана А А., Басниева К С, Баишева Б Т, Борисова Ю.П., Вахитова Г.Г., Горбунова А. Г., Гавуры В Е., Гаттенбергера Ю П., Давыдова А В , Желтова Ю.В., Жданова С А , Закирова С.Н., Зайдель Я.М , Кондрушкина Ю М , Лысенко В Д , Лебединца Н П., Леви Б.И, Максутова Р А , Максимова М М., Мирзаджанзаде А X , Муслимова Р X , Малофеева Г Е , Малютиной Г С , Маслянцева Ю В , Мищенко И.Т, Мартоса В Н , Николаевского В Н , Оганджанянца В Г, Плотникова А А , Розенберга М Д, Сургучева М Л, Сазонова Б Ф , Степановой Г С, Стрижова И Н , Симкина Э М , Фазлыева Р.Т., Фурсова А Я, Цынковой О Э., Черницкого А.В , Чижовой В А , Шахвердиева А X , Шавалиева А М , Шалимова Б В , Шарбатовой И Н , Щелкачева В.II, Юрьева А Н. и других.
Целью данной работы является совершенствование и создание методов определения местоположения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, и разработка практических рекомендаций и технологий по вовлечению остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти в активную разработку.
Основные задачи исследования
1 Исследование степени информативности геологических и технологических параметров, влияющих на процесс образования слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей с использованием методов многомерной статистики
2. Разработка алгоритма расчета параметра, характеризующего степень выработки запасов нефти по зонам залежи, построение и анализ новых карт выработки запасов
3 Определение местоположения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей на основании полученных результатов исследований и проведенною анализа
Исследование на основании детального анализа выработки запасов причин образования зон с повышенной концентрацией остаточных запасов нефти, не вовлеченных в активную разработку.
Исследование и анализ результатов незапланированных ишенений режимов работы добывающих скважин на Западно-Красноборском и Ушаковском месторождениях
Апробация унифицированной методики оценки технологической эффективности предлагаемых методов увеличения нефтеотдачи пластов
Основные методы решения поставленных задач.
Исследование степени информативности геологических и технологических параметров, влияющих на процесс образования слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, осуществлялось с помощью статистического метода Кульбака [44, 88] на примере Западно-Красноборского и Ушаковского месторождений, разрабатываемых на естественном активном водонапорном режиме. С целью расчетов по данной методике была создана и использована программа «KulbakTest».
По наиболее информативным параметрам был определен нормированный коэффициент выработки запасов по скважинам, характеризующий относительную степень эффективности выработки запасов на участках рассматриваемых месторождений По результатам расчетов с помощью программы «Surfer» была проведена интерполяция коэффициентов и построены карты выработки запасов Проведен сравнительный анализ карт выработки запасов с картами остаточных запасов и остаточных нефтенасыщенных толщин, полученных с помощью гидродинамического моделирования на программном комплексе «VIP Landmark», а также инженерных расчетов с использованием результатов геофизических исследований ИННК по скважинам С целью определения причин образования
слабодренируемых зон на рассматриваемых месторождениях проведен детальный анализ выработки запасов нефти.
С целью анализа и оценки эффективности применения технологии изменения направления фильтрационных потоков на рассматриваемых залежах были проведены исследования влияния нестационарных процессов на добычу нефти при фактических изменениях режимов работ добывающих скважин На основании фактических данных но добывающим скважинам выделены периоды «спонтанной» нестационарности и проведена оценка влияния данных процессов на нефтеотдачу с использованием унифицированной методики и созданной на основе кинетической модели Колмогорова-Ерофеева программы «Шахмет». По результатам расчетов была проведена оценка эффективности применения метода перемены направления фильтрационных потоков (ПНФП) на месторождениях. С целью определения оптимальных режимов работы скважин (возможности и целесообразности остановок, форсирования или ограничения отборов жидкости) был использован анализ выработки запасов и составлена программа мероприятий, направленных на увеличение нефтеотдачи методом ПНФП. На геолого-гидродинамической модели в программном комплексе «Eclipse» проведены расчеты по реализации технологии ПІ ІФІI.
Фактический материал.
В процессе выполнения диссертационной работы были использованы геолого-промысловые материалы ООО «Лукойл-Калининградморнефть» и проектные документы «Проект доразработки Западно-Красноборского месторождения», «Дополнение к проекту доразработки Ушаковского месторождения», «Уточненный проект разработки Дейминского нефтяного месторождения», выполненные в ОАО «ВНИИнефть».
Научная новизна работы состоит в следующем
Разработан метод определения местоположения застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей, базирующийся на построении новых карт выработки запасов, рассчитанных на основе методов многомерной статистики.
Установлены геологические и технологические параметры, оказывающие наибольшее влияние на процесс образования слабодренируемых и застойных зон на Западно-Красноборском и Ушаковском месторождениях
3 Созданы іеолою-гидродинамические 3D модели Ушаковского и Дейминского
месторождений. 4. Определен новый приведенный параметр - коэффициент выработки запасов нефти,
характеризующий степень выработки участков пласта в зависимости от
геолої ических и технологических параметров, оказывающих наибольшее влияние на накопленную добычу нефти по скважинам.
Установлено влияние изменения фактических режимов работы добывающих скважин на текущую добычу нефти и обводненность, а также взаимосвязь возникающих при этом процессов с переменой направления фильтрационных потоков в пласте.
Проведена оценка технологической эффективности от перемены направления фильтрационных потоков при незапланированном изменении режимов работы добывающих скважин Предварительно определены оптимальные периоды изменений режимов и продолжительности работы добывающих скважин.
Разработана специальная программа мероприятий по перемене направления фильтрационных потоков на Ушаковском, Западно-Красноборском и Деиминском месторождениях. Установлена целесообразность остановки, форсирования и ограничения режимов работы скважин, при составлении программы ПНФП
На основе гидродинамического моделирования разработки Дейминского нефтяного месторождения доказана технологическая эффективность применения технологии ПНФП в условиях естественного активного водонапорного режима Основные защищаемые положения
Новые результаты, полученные при исследовании степени информативности параметров, определяющих процесс образования застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей
Метод определения местоположения застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей
Теоретические и практические рекомендации по применению технологии ПНФП с целью повышения нефтеотдачи в условиях естественного активного водонапорного режима
4 Результат апробации унифицированной методики оценки технологической эффективности применения технолоіии ПНФП в условиях разработки месторождений Калининградской области
Достоверность полученных результатов, выводов и рекомендаций диссертации обоснованы: теоретическими предпосылками, сравнительным анализом и расчетами. Практическая ценность. 1. Усовершенствованные методы определения местоположения слабодренируемых зон использованы при проектировании доразработки месторождений Калининградской области, находящихся на поздней стадии
2. С целью увеличения нефтеотдачи проведен анализ и обоснование эффективности применения метода ПНФП на Ушаковском и Западно-Красноборском месторождениях, выбраны оптимальные режимы работы добывающих скважин, составлена и рекомендована программа мероприятий по реализации ПНФП.
Результаты работы были использованы в «Авторском надзоре за реализацией проекта доразработки Западно-Красноборского месторождения», а также в «Дополнении к проекту доразработки Ушаковского нефтяного месторождения», принятых ЦКР Роснедра, что подтверждается актом о внедрении
Результаты расчетов на геолого-гидродинамической модели Дейминскою нефтяного месторождения были использованы при обосновании технологий повышения нефтеотдачи в рамках «Авторского надзора за реализацией технологического проектного документа «Уточненный проект разработки Дейминского нефтяного месторождения»
Апробация работы.
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научном семинаре «Теория и практика разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений» ОАО «ВПИИнефть» (2004 г.), на 33-й конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности» (30.10-06.11.2004, Черногория), заседаниях секции «Разработка нефтяных месторождений» Ученого Совета ОАО «ВНИИнефть» (2004 г, 2005 г.), научно-технического совета ООО «Лукойл-Калининградморнефть» (2004 г, 2005 г), заседаниях нефтяной секции ЦКР Роснедра (2005 г, 2006 г.), конференции «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» НТО нефтяников и газовиков им. акад И.М.Губкина (26 01-01.03 2007 г., Московская обл, БО «Бекасово») Публикации.
1. Малинов И.О., Захаров ИВ Оценка ожидаемого эффекта при проектировании нестационарного заводнения //Сб научных трудов ОАО «ВНИИнефть», «Повышение эффективности извлечения нефти из пластов», 2004, №130 - С 85-93 2 Малютина Г С , Захаров И В. Диагностика послойного обводнения на основе анализа выработки запасов нефти из пласта (на примере Западно-Красноборского месторождения). //Сб.научных трудов ОАО «ВНИИнефть», «Совершенствование разработки нефтяных месторождений», 2004, №131 - С.52-58
3. Шахвердиев А.Х., Захаров И.В., Сулейманов И В Исследование степени информативности параметров, определяющих процесс образования застойных и слабодренируемых зон залежей углеводородов // Нефт хоз-во., 2004, №8 - С 64-68
4 Шахвердиев АХ, Максимов М.М., Рыбицкая ЛИ, Захаров ИВ Создание
системы оптимального управления объектами разработки нефтяных
месторождений //Нефт хоз-во , 2004, №10 - С 40-49
5 Захаров ИВ Определение местоположения и технолоіия извлечения
трудноизвлекаемых запасов нефти в слабодренируемых зонах нефтяных залежей,
находящихся на поздней стадии разработки//Сборник докладов конференции
«Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с
трудноизвлекаемыми запасами», НТО нефтяников и газовиков им ак. И.М Губкина,
Москва, 2007
6 Шахвердиев А X, Мандрик И Э , Захаров И В Влияние технологических
особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент
извлечения нефти//Сборник докладов конференции «Геология, разработка и
эксплуатация нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», НЮ
нефтяников и газовиков им. ак. И М Губкина, Москва, 2007
Объем и структура работы.
Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения Диссертация содержит 167 страниц машинописного текста, включает 57 рисунков, 26 таблиц, библиографический список литературы из 182 наименования на 15 листах. Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю академику РАЕН, д.пин. Шахвердиеву А.Х. за плодотворные идеи, внимание и поддержку в процессе работы над диссертацией.
Автор выраоюает искреннюю признательность за ценные консультации и содействие в выполнении работы академику РАЕН, проф., д.т.н. Жданову С.А., почетному чл. РАЕН, к.г-м.н. Максимову М.М., к.г-м.н. Рудой B.C., д.пин. Малютиной Г.С., к.т.н. Кряневу Д.Ю., к.т.н. Рыбицкой Л.П., к.т.н. Ледовичу И.О., Десяткову В.М., Кузилову И.А., Кузилову О.И., Сулейманову И.В. Автор благодарит соавторов и коллег из ОАО «ВНИИнефть» и ООО «Лукойл-Калининградморнефть», участвующих в разработке и внедрении положений диссертации.
Анализ и обобщение методов определения местоположения остаточных запасов нефти, застойных и слабодренируемых зон нефтяных залежей
Анализ состояния выработки запасов нефти, основные методы оценки и определения местоположения остаточных запасов обобщены и рассмотрены в работе [15]
Эффективность систем разработки нефтяных месторождений с заводнением во многом определяется полнотой вовлечения в разработку промышленных запасов нефти, характером и степенью их выработки. От этого зависят как темпы добычи, так и полнота извлечения нефти из недр [17].
В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в первую очередь зависит от степени охвата объекта разработки, как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения вытесняющею агента Поэтому основное внимание при геолого-промысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием и особенностям продвижения флюидов по продуктивным пластам
К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс выработки запасов, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, реологические, физические и химические свойства насыщающих пласты и закачиваемых в них флюидов [1, 5, б, 8, 20, 47, 48, 57, 66, 75, 80, 81, 91, 103, 104, 105, 110,111,150,151].
К числу основных технологических факторов, влияющих па показатели заводнения и нефтеотдачу пластов, относятся параметры сетки добывающих скважин, схема системы заводнения, темп разработки, технология отбора жидкости и закачки воды, условия разработки смежных пластов, характер вскрытия продуктивных пластов в скважинах [40, 48, 50, 56,57,66, 81, 89,90,91, 97,103,111].
Обработка данных полученных при наблюдении за процессом выработки запасов залежи дает возможность установить текущее положение водонефтяного контакта, внешнего и внутреннего контуров нефтеносности и объем промытой части пласта
В настоящее время в связи с развитием методов контроля за разработкой нефтяных месторождении значительно расширились представления о характере перемещения водонефтяного контакта (ВНК). Выделяются две основные формы перемещения ВНК подъем ВНК по вертикали и послойное обводнение нефтяной залежи. В результате совместного действия большого числа факторов водонефтяной контакт в процессе перемещения по пласту принимает обычно очень сложную геометрическую форму, вплоть до фрактальной [119,144,149,160,173].
Текущее положение ВНК устанавливается следующими методами 1. Метод элеюрометрических исследований скважин при определенных природных геолого-физических условиях позволяет на любой стадии разработки нефтяных залежей с достаточной точностью определять положение ВНК и расчленять разрез пласта на нефтенасыщенные и водонасыщенные или заводненные интервалы по различию их электрических сопротивлений. По залежам, находящимся в поздней стадии разработки, первоочередной задачей электрометрических исследований является установление текущего положения ВНК и определение остаточной и заводненной толщин пласта На практике применение метода на поздней стадии разработки нефтяных пластов ограничивается тем обстоятельством, что электрометрические исследования, можно проводить только во вновь пробуренных, необсаженных эксплуатационной колонной скважинах и поэтому основная информация поступает в период разбуривания залежей, т.е. характеризует начальное состояние геологических запасов В последние годы разработан способ проведения электрометрических исследований в обсаженных колоннах. В этом случае участок обсадной колонны против продуктивного объекта должен быть представлен стеклопластиковыми трубами 2. Методы радиометрических исследований могут проводиться в обсаженных колонной скважинах и поэтому позволяют проводить многократные исследования нефтяных пластов, что очень важно для контроля подъема ВНК и характера выработки запасов во времени В промысловой практике нашли широкое применение следующие модификации радиометрических исследований скважин -нейтронный-гамма-каротаж (НГК); - нейтрон-нейтронный каротаж (ННК); - импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК); - импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК)
При благоприятных геолого-физических условиях с помощью данных методов определяется текущее положение ВНК и значения остаточной нефтенасыщенной и заводненной толщин пластов на различные даты. Достаточно надежные результаты определений получаются при вытеснении нефти водой высокой минерализации и исследовании пластов, не вскрытых перфорацией. В пластах, вскрытых перфорацией, и в случае вытеснения нефти пресной водой эффективность радиометрических исследований снижается, и это обстоятельство ограничивает применение метода Для оценки текущей нефтенасыщенности и положения ВПК в гораздо меньшем объеме используется углерод-кислородный и широко-полосной акустические методы.
Основные положения технологии циклического заводнения
В числе известных и широко применяемых технологий вовлечения остаточных запасов нефти в активную разработку является нестационарное или циклическое заводнение [18]
Циклический (нестационарный) метод заводнения основан на периодическом изменении режима воздействия на нефтяные залежи сложного строения, при котором в продуктивных отложениях искусственно создается нестационарное распределение пластового давления и движения пластовых флюидов. Практически всегда нестационарное заводнение применяется в комплексе с технологиями изменения направления фильтрационных потоков, что приводит к одновременному увеличению охвата пласта заводнением по толщине и площади. При этом эффекг от нестационарных процессов в пласте дополняется эффектом от изменения направления фильтрационных потоков [59,143]
Нестационарное поле давлений в пласте создается за счет периодического изменения объема нагнетаемого вытесняющего агента и добываемой и І пласта жидкости в случае искусственного заводнения коллектора или при циклическом отборе жидкости в случае естественного водонапорного режима
В работе [24] физический смысл технолоіий нестационарного заводнения определяется следующим образом: "Способ предусматривает увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания воды Это является предпосылкой для возникновения внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями (участками) разной проницаемости. При этом в полуцикл повышения давления нагнетания вода из слоев с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые слои, а в полуцикл снижения давления нефть из малопроницаемых прослоев перемещается в высокопроницаемую часть коллектора"
С 1965 г. разработка метода ведется в трех направлениях теоретическое изучение, лабораторно-экспериментальные исследования и проведение опытных работ в промысловых условиях
Путем теоретических исследований первая оценка межслойных перетоков при переменном давлении на линии наїнетапия была сделана в 1967 г. При этом решалась задача определения количества жидкости, перетекающей из одного пропластка в другой в результате появления при импульсном нагнетании градиента давления, направленного перпендикулярно к напластованию. Математически был описан первый цикл процесса Полученные формулы оказались довольно сложными. Практического применения эта методика расчета не нашла, но она послужила толчком для развития теоретических основ циклического метода заводнения
В дальнейшем в работах [23, 26, 31] изучались вопросы неустановившейся фильтрации несмешивающихся жидкостей в пласте при периодическом изменении давления или расхода воды на линии нагнетания, распределения давления в каждой точке пласта, оценки перетоков жидкости между слоями разной проницаемости и эффективности процесса В большинстве работ [146, 153, 154, 155] реальный пласт представляется в виде двухслойной системы с различной характеристикой слоев. Предложенные этими авторами методики позволяют с различной степенью точности и сложности операций рассчитывать отдельные стороны процесса. С четом и на основе указанных работ во ВНИИнефть в начале 70-х годов была создана математическая модель процесса, которая применяется при проектировании разработки месторождении [134, 146, 153,154,155].
В области лабораторно-экспериментальных исследований, направленных на раскрытие физической сущности метода, важно отметить исследования [12, 23, 24, 25, 26, 27,28, 29, 30, 31, 32, 77, 122, 128, 129, 130, 131]
Экспериментально установлено, что при циклическом заводнении период снижения пластового давления характеризуется интенсивным перераспределением жидкостей в пласте за счет капиллярной пропитки, в результате чего водонасыщенность более проницаемого (обводненного) слоя заметно уменьшается за счет вытеснения нефти из малопроницаемых прослоев. Лабораторные модели пористой среды воспроизводили наличие элементов малопроницаемых включений, блоков трещинова го-пористои среды, малопроницаемых слоев в слоистом пласте. С помощью этих моделей изучали процесс капиллярного удержания воды в пористых средах, смачиваемость пород, вязкость нефти, водонасыщенность, удельный расход воды, продолжительность циклов и др [23, 26, 31, 77,145].
Исследованиями было показано, что степень удержания малопроницаемыми слоями внедрившейся в них воды зависит от продолжительности полуцикла снижения давления нагнетания; в пластах с высоким начальным содержанием остаточной воды капиллярное перераспределение жидкостей, насыщающих неоднородный коллектор, происходит интенсивнее.
В результате лабораторных исследований, направленных на изучение влияния вязкости нефти на эффективность процесса, установлено, что при циклическом воздействии темп извлечения нефти с увеличением вязкости снижается. [23, 26, 31, 77, 145].
Лабораторными экспериментами показано, что метод циклического заводнения может применяться на всех месторождениях, которые могут разрабатываться с заводнением и характеризуются неоднородностью пластов по проницаемости или значительной вязкостью нефти (или тем и другим одновременно) 1.3. Основные виды нестационарного воздействия
Основные виды циклического нестационарного заводнения можно классифицировать как по особенностям создания нестационарных физических полей (давления), так и по промышленным способам их реализации. В работах [123, 125, 156] предложена следующая классификация основных видов нестационарных воздействии.
1 Отключение обводнившихся скважин или снижение отборов жидкости из них, в результате чего растет пластовое давление, происходит перераспределение градиентов давления по простиранию залежи, соответствующая интенсификация градиентов в окрестности работающих необводненных скважин и, как следствие, прирост добычи нефти, снижение обводненности продукции
2 Увеличение градиентов давления в окрестности добывающих скважин путем снижения забойных давлений (форсирование отборов)
3. Увеличение расхода нагнетаемой воды по отдельным группам скважин для повышения градиентов давления в направлении застойных и слабодренируемых зон. Сам метод воздействия - попеременное форсирование закачки - может рассматриваться как метод изменения направления фильтрационных потоков. 4 Рациональное снижение скорости фильтрации для интенсификации межслойного обмена фазами в пластах, где существенные капиллярные и гравитационные силы, а также уменьшение отборов жидкости для предотвращения образования конуса подошвенной воды
5. Периодическое снижение или прекращение закачки как способ реализации упругих проявлений в пласте При этом в «каналах» высокой обводненности давление падает быстрее, чем в малопроницаемых нефтенасыщенных слоях, зонах, блоках В результате, в каждом цикле имеет место кратковременное уменьшение притока к добывающим скважинам со стороны обводненных зон и некоторое увеличение притока со стороны нефтенасыщенных зон.
6. Снижение пластового давления до давления насыщения для разгазирования оставшейся в обводненном пласте нефти и уменьшения остаточной нефтенасыщенности при последующей «выдержке» пласта и вытеснении газированной смеси водой. Как отмечается в работе [43], разгазирование нефти не только создает условия для увеличения объема воды, внедряемого в малопроницаемые участки, но и значительно увеличивает поверхность капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенные зоны, а также улучшает условия для удержания воды в этих зонах при обратных градиентах Наличие в поровом пространстве свободной газовой фазы положительно сказывается на эффективности нестационарного процесса
Постановка задачи и выбор объектов разработки для исследования информативности параметров
Определить информативность параметра - значит, найти статистическую или причинно-следственную взаимосвязь между изменениями этою параметра и управляющей функцией или параметром успешности В числе информативных параметров могут оказаться фильтрационно-емкостные, физические, технологические и геологические, которые в свою очередь оказывают существенное влияние на показатели разработки нефтяных залежей При этом существенную роль играет изменчивость одних параметров в пределах одного самостоятельного пласта и других параметров в пределах большего числа пластов и месторождений [98]. При решении различных задач разработки нефтяных месторождений, в различных постановках, особенно при моделировании, необходимо предварительно оценить степень информативности каждого параметра на конечный результат или на показатели разработки, в том числе на текущий или накопленный отбор нефти Следует отметить, что после определения наиболее «влиятельных» параметров необходимо их нормировать, так как это повышает их информативность. Карты, построенные таким образом на основе выбранных параметров и их комбинации, содержат более достоверную информацию по сравнению с широко применяемыми на практике традиционными картами разработки Одним из методов определяющих информативность параметров является мера Кульбака. [44, 88,164]
Рассмотрим задачу влияния изменчивости геологических и технологических параметров на накопленный отбор нефти скважин Западно- Красноборского и Ушаковского месторождений, расположенных в Калининградской области.
Запасы нефти месторождений приурочены к продуктивному среднекембрийскому пласту [55, 133] Залежи месторождений разрабатываются на естественном активном водонапорном режиме и в настоящее время находятся на поздней стадии разработки [85] Геолого-физическая характеристика месторождений представлена в таблицах 2.1-2.2 Особенностью геологического строения Ушаковского месторождения является разделение его на два купола Северный и Южный. В процессе разбуривания Северной залежи установлено, что в районе скважины 53 намечается седловина, которая делит ее на два куполовидных участка - восточный и западный.
Режим работы среднекембрийских продуктивных пластов активный водонапорный. Текущее пластовое давление незначительно снизилось относительно начального давления и составляет более 80% от начального по всем объектам [84] В большинстве добывающих скважин данных месторождений динамические уровни находятся на устье. Газосодержание низкое - 11.8-21.2 м/т, нефть - малосернистая, смолистая, парафинистая с плотностью в пластовых условиях 0 771-0.802 г/см и вязкостью 1.57-1 86 мПас Пластовые воды хлоркальциевого типа с минерализацией до 175 г/л. Особенности и механизмы разработки таких пластов и режимов подробно рассмотрены в работах [15,47, 58, 79, 85, 102, 126,127, 136, 137, 171].
Для Западно-Красноборского и Ушаковского месторождений коэффициент вытеснения нефти пластовой водой - 0.72. По данным месторождениям в ОАО «ВНИИнефть» в период с 2004 года были выполнены следующие работы «Авторский надзор за реализацией проекта доразработки Западно-Красноборского нефтяного месторождения», «Дополнение к проекту доразработки Ушаковского нефтяного месторождения». Проектный фонд на месторождениях реализован полностью, дополнительное бурение не предусматривается. Плотность сетки скважин составляет на Западно-Красноборском месторождении - 17 га/скв., на Ушаковском месторождении - 14 га/скв Утвержденные коэффициенты извлечения нефти на Западно-Красноборском месторождении - 0 588, на Ушаковском месторождении - 0.667. Коэффициент охвата вытеснением составляет на Западно-Красноборском месторождении - 0.82, на Ушаковском месторождении - 0.93. Несмотря на плотную сетку скважин и высокие коллекторские свойства, существует резерв увеличения нефтеотдачи за счет вовлечения слабодренируемых зон пласта в активную разработку. Поэтому для повышения информативности анализа выработки запасов нефти была поставлена задача использования нового альтернативного метода определения местоположения остаточных запасов нефти
Таким образом, при высоких коллекторских свойствах объектов, низкой вязкости нефти, плотной сетке скважин, активном водонапорном режиме и многих других благоприятных условиях для эффективной разработки, выработка запасов происходит неравномерно и остается резерв для совершенствования системы разработки. В связи с этим при проектировании местороокдений одной из важнейших задач является определение местоположения слабодренируемых зон, а также выбор технологий для увеличения нефтеотдачи месторождений.
Для расчета меры Кульбака на первом этапе были выбраны параметры, влияющие на эффективность разработки: средневзвешенные значения в нефтенасыщенной части пласта по каждой скважине - коэффициенты песчанистости, пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности, расчлененности и эффективной нефтенасыщенной толщины. В качестве параметра, характеризующего технологический потенциал непосредственно скважины, выбран максимальный дебит скважин по нефти. В качестве параметра успешности выбрана накопленная добыча нефти по скважинам на момент достижения в них обводненности 50%. По этому же принципу выбираем параметр наработки, т.е. время работы скважины, который, как правило, отличается от календарного времени и учитывает коэффициент эксплуатации.
Исходная информация по Западно-Красноборскому и Ушаковскому месторождениям представлена в таблице 2.3-2.4.
Согласно алгоритму расчета меры Кульбака диапазон изменения каждого параметра разбивается на п интервалов и подсчитывается частота попадания в эти интервалы его значений, соответствующих успешным и неуспешным значениям управляющего параметра, в нашем случае накопленной добычи нефти. Поэтому в зависимости от граничного условия, разбивающего диапазон изменения параметра успешности на два, образовываются группы А (успешные) и группа В (неуспешные).
Далее принимаются граничные условия для параметра успешности. С этой целью для выборки по накопленной добычи нефти осуществляется ранжирование, результаты которой представлены на рисунках 2.3-2 4. По результатам видно, что на Западно-Красноборском месторождении наиболее эффективно отбор происходит по скважинам с накопленной добычей выше 210 тыс.т нефти, хуже всего по скважинам с добычей ниже 53 тыс.т. Для Ушаковского месторождения можно выделить граничные условия для области высоких значений накопленной добычи нефти - 165 тыс.т, для области низких значений - 15 тыс т.
Па примере Западно-Красноборского месторождения рассчитаем меру Кульбака для коэффициента проницаемости с граничным условием для накопленных отборов нефти равным 53 тыс.т. Из таблицы 2 3 диапазон изменения проницаемости от 14.494 до 1203.484 мД разбиваем на 3 интервала Составляем расчетную таблицу 2.5.
Выбор участков и необходимых параметров для оценки эффективности применения метода перемены направления фильтрационных потоков (ПНФП)
Результаты расчетов технологической эффективности, проведенные по унифицированной методике «ВНИИнефть» с помощью программы «Shahmet» [167], приведены в таблицах 3.1 - 3.4 и на рисунках 3.9 - 3.12. Эффект от фактических изменений направления фильтрационных потоков по всем участкам рассчитывался на последнюю фактическую дату разработки. Однако, эффективность от выделенных на рисунках 3.3 -3.8 циклов изменения режимов работы скважин (увеличения или уменьшения) принимались на дату их окончания. Кроме того, по участку 3 рассчитана эффективность на последнюю фактическую дату разработки, в результате остановки скважины 64 в июне 2003 года. Следует отметить, что в последнем случае оцененная эффективность является следствием как остановки скважины 64, но и влиянием изменения направлений фильтрационных потоков за счет изменения режимов работы других скважин на участке 3.
На последнюю фактическую дату разработки суммарная накопленная дополнительная добыча нефти по трем участкам составила 16.2 тыс.т. За один цикл, продолжительность которого составляет в среднем 1,5 года, суммарная по всем участкам накопленная дополнительная (за счет применения метода перемены направлений фильтрационных потоков) добыча нефти составила 6,4 тыс. т нефти. Наиболее заметное проявление эффекта сдвинуто, как правило, на 3 - 8 месяцев относительно даты начала реализации цикла (рисунки 3.9 - 3.12). Данный факт показывает, что после выхода режима работы скважин на нестационарный, процессы в пласте, в том числе изменение фильтрационных потоков, начинают проявляться только через определенный период. В дальнейшем, нестационарный процесс фильтрации переходит в стационарный, после чего необходимо опять менять направление уже вновь сформировавшихся потоков.
Для среднестатистической оценки начала проявления эффекта и его затухания, была рассмотрена зависимость суммарной текущей технологической эффективности по основным участкам от календарного времени (рис.3.13). По данной зависимости начало проявления эффекта соответствовало 6 месяцам, момент его затухания - 18 месяцам, а максимум эффективности (начало ее снижения) - 12 месяцам. Определение общепринятыми методами оптимальных циклов и полуциклов работы добывающих скважин достаточно затруднительно, так как для условий месторождений Калининградской области необходимо учитывать: -естественный режим, без применения системы ППД; -активную водоносную область пласта, препятствующую целенаправленному перераспределению потоков. -перемена направления фильтрационных потоков (в том числе незапланированное) осуществляется не отключением добывающих скважин, а снижением отбора жидкости, что приводит к увеличению периода изменения потоков в пласте.
В соответствии с проведенными исследованиями предварительно продолжительность цикла и полуцикла была принята по оценкам фактического проявления эффекта. Полуцикл работы одной скважины участка с форсированным или сниженным отбором жидкости принят равным полгода (начало проявления эффекта), а цикл, соответственно, один год (начало снижения эффекта). В дальнейших исследованиях с целью уточнения параметров технологии ПНФП основным этапом является теоретическое обоснование и создание алгоритма расчета оптимальных циклов и полуциклов работы добывающих скважин на каждом конкретном участке с учетом геолого-физических его свойств и характера выработки запасов.
С учетом полученных результатов по исследованию эффективности незапланированных изменений направления фильтрационных потоков и детального анализа выработки запасов, выбраны участки и скважины, предварительно определена продолжительность циклов и полуциклов, и составлены следующие критерии по реализации технологии ПНФП: ? участки для проведения мероприятий должны быть приурочены к зонам повышенной концентрации остаточных запасов, ? продолжительность цикла определяется временем проявления эффекта, которое, в свою очередь, обусловлено геолого-гидродинамическими характеристиками пласта и состоянием выработки запасов нефти; ? для форсирования рекомендуются скважины с преимущественным послойным обводнением в нефтенасыщенной части пласта, подтвержденным ИННК при достижении предельной обводненности продукции (97-99%), а также скважины, расположенные в зонах, характеризующихся равномерным подъемом ВНК с высокой скоростью; ? не форсировать (стабилизировать или ограничить увеличение отборов) скважины с признаками преимущественного послойного обводнения, установленного по результатам анализа выработки запасов, а также скважины, расположенные в зонах, характеризующихся равномерным, но с низкой скоростью подъемом ВНК, где также существует вероятность послойного обводнения в прикровельной части разреза. скважины с обводненностью продукции 99% и более, могут быть остановлены, но не ликвидированы, так как возможно их использование при целенаправленном гидродинамическом регулировании с применением технологии ПНФП.
Для составления программы реализации технологии ПНФП на Западно-Красноборском месторождении анализируемые участки с низкой степенью выработки запасов, разделены таким образом, чтобы на каждом из них находилось по 4 добывающие скважины. На рис. 3.14 показано расположение семи выделенных участков, в пределах которых пласт характеризуется относительно низким коэффициентом выработки и высокой концентрацией остаточных запасов. Такое разделение на участки выполнено для того, чтобы реализовать адресное воздействие на пласт и обеспечить удовлетворительную точность оценки технологической эффективности.
Продолжительность цикла принята равной одному году и, соответственно, полуцикла - полгода Одному полуциклу будут соответствовать повышенные отборы жидкости в определенных скважинах или их форсирование, другому - пониженные. Режимы работы скважин в цикле разбиваются на четверти цикла с целью создания максимально возможного изменения градиента давления на выбранном участке.
В связи с тем, что на Западно-Красноборском месторождении имеет место послойное обводнение, а более полный охват вытеснением нефти водой обеспечивается за счет равномерного подъема ВПК, скважины разделены на две группы - форсировать и не форсировать.
При форсировании этих скважин во время одного из полуциклов (повышения отборов) будет обеспечено изменение направления фильтрационных потоков и увеличение зоны дренирования, что позволит вовлечь в разработку не охваченные ранее зоны и увеличить коэффициент охвата пласта вытеснением по площади. В период снижения отборов жидкости (другой полуцикл) положительное влияние на выработку запасов окажут как изменения направления потоков, так и подъем ВНК. Кроме того, в этот период будут созданы условия для гравитационного разделения фаз «нефть» -«вода».
