Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Оценка актуальности проблемы интенсификации выработки разрозненных запасов нефти истощенных месторождений 11
1.1. Причины и механизм образования разрозненных запасов нефти истощенных месторождений по опубликованным источникам 11
1.2. Основные выводы о перспективности направлений исследования 20
Выводы по главе 1 21
ГЛАВА 2. Исследование внутрииластовых механизмов и явлений, приводящих к рассредоточению запасов нефти и снижению производительности скважин на истощенных месторождениях 23
2.1. Исследование характера обводнения продукции скважин по геолого-физическим особенностям пластов и его источникам 23
2.1.1. Проблемы и методы разработки водонефтяных зон 23
2.1.2. Визуализация накопленного опыта поведения процесса обводнения как дополнение к статистическому моделированию 26
2.1.3. Прогнозирование динамики обводнения скважины в процессе нефтедобычи и методические основы расчетов на базе геологической и промысловой информации о строении объекта и режимах отбора 32
2.1.4. Оценка характера и уровня опережающего обводнения скважин 40
2.1.5. Оценка скорости подхода закачиваемой воды к добывающим скважинам 47
2.1.6. Оценка вероятности прорыва воды при высокой вязкости нефти 51
2.1.7. Многовариантный анализ частоты изменения уровня обводнения скважин для оценки остаточных запасов нефти 56
2.2. Исследование влияния раз газирования пласта на изменение структуры и характера выработки запасов нефти 64
2.2.1. Уточнение реального значения давления насыщения по свойствам пластовых флюидов 64
2.2.2. Результаты лабораторного определения коэффициентов вытеснения нефти водой, газом и чередованием закачки воды и газа на керне терригенного коллектора 78
2.3. Исследование изменения конечного коэффициента нефтеизвлечения при термозаводнении 83
Выводы по главе 2 з
ГЛАВА 3. Моделирование пласта как инструмент оценки степени истощения пласта по изменению локализации запасов нефти под влиянием гравитации, анизотропии пласта и различных вытесняющих агентов 92
3.1. Использование геолого-математической модели пласта при сопоставлении средних значений пористости и проницаемости различных по неоднородности пластов 92
3.2. Расчет различных режимов извлечения нефти в условиях анизотропии пласта 100
3.3. Расчет режимов извлечения нефти при заводнении и закачке газа в однородный пласт 104
3.4. Извлечении нефти из анизотропного и однородного по проницаемости коллектора 114
3.5. Поиск оптимального размещения нагнетательной скважины при газовом воздействии 121
3.6. Оценка влияния времени начала внедрения мероприятий по интенсификации выработки истощенных месторождений (на примере термозаводнения) 131
Выводы по главе 3 138
ГЛАВА 4. Влияние изменения режима работы истощенной залежи на полноту охвата выработкой и способы его выравнивания 139
4.1. Изменение режима работы залежи с целью увеличения охвата её выработкой 139
4.1.1. Опыт увеличения эффективности системы поддержания пластового давления при разгазировании пласта 139
4.1.2. Восстановление добывных возможностей на участках, где произошло выделение газа в пластовых условиях 144
4.1.3. Регулирование режимов скважин с целью повышения сроков фонтанирования и недопущения отсечения извлекаемых запасов нефти
в добывающих скважинах 150
4.1.4. Барьерное заводнение как способ предотвращения необратимых потерь извлекаемых запасов нефти в процессе разработки 154
4.2. Методы выравнивания поля воздействия на пласт регулированием по изменению характеристик добывающих скважин 160
4.2.1. Повышение нефтеотдачи за счет повышения коэффициентов охвата и вытеснения регулированием водогазового воздействия 160
4.2.2. Дополнительный метод фиксации отклика добывающих скважин на участке закачки смеси воды и газа для целей регулирования режимов закачки и отбора 161
4.2.3. Оценка целесообразности внедрения водогазового воздействия в условиях подгазовых зон, недонасыщенных нефтью 165
Выводы по главе 4 169
ГЛАВА 5. Комплексная оценка истощения энергии пласта при неравномерности её отбора и привнесения с целью адресного восполнения 171
5.1. Оценка отрицательных последствий запоздалого ввода системы поддержания пластового давления, отразившихся на энергетическом состоянии пласта и эффективности системы разработки в целом 171
5.2. Регулирование системы поддержания пластового давления совмещением карт текущей компенсации и по накопленным показателям 176
5.3. Комплексная оценка причин снижения эффективности заводнения 179
5.4. Метод повышения достоверности карт изобар 184
5.5. Оценка состояния скважины перед назначением геолого-технических мероприятий по форме изгиба энергетического трассера в системе «забойное - пластовое» давление 195
5.6. Применение гидродинамического моделирования для повариантной оценки перспективных направлений доразработки в условиях истощенного пласта 199
Выводы по главе 5 204
ГЛАВА 6. Формирование эффективного фронта вытеснения остаточных запасов нефти на истощенном месторождении 206
6.1. Определение преимущественного направления фильтрации закачиваемых вод 206
6.2. Метод оценки уровня взаимодействия пар скважин, основанный на распознавании схожих образов изменения показателей скважин
на графиках динамики добычи и закачки 212
6.3. Оценка взаимовлияния скважин методом частотного анализа 215
6.4. Оценка эффективности формирования системы заводнения
по взаимодействию нагнетательных и добывающих скважин 221
Выводы по главе 6 225
ГЛАВА 7. Вовлечение в активную разработку участков залежи нефти, неохваченных выработкой, с учетом геологической и технологической неравномерностейистощения пласта 226
7.1. Классификация повторяющихся фрагментов залежей в условиях анизотропного пласта с целью унификации результатов расчетов на моделях 226
7.2. Новый подход в области оценки эффективности применения горизонтальных скважин 229
7.3. Способ гидродинамически разделенной добычи нефти и воды на поздней стадии разработки нефтяной залежи с водонефтяной зоной 232
7.4. Метод вовлечения остаточных запасов нефти истощенного месторождения в активную разработку в пределах зоны дренирования скважин 238
7.5. Выработка разрозненных запасов при избирательном заводнении нефтяного пласта 242
7.6. Метод перекрестного анализа эффективности системы заводнения по трем показателям 248
7.7. Оперативная оценка разрозненных запасов нефти перед геолого-техническими мероприятиями по зонам активности разработки 252
Выводы по главе 7 257
Основные выводы и рекомендации 259
Список сокращений 261
Список использованных источников 2
- Основные выводы о перспективности направлений исследования
- Многовариантный анализ частоты изменения уровня обводнения скважин для оценки остаточных запасов нефти
- Расчет режимов извлечения нефти при заводнении и закачке газа в однородный пласт
- Дополнительный метод фиксации отклика добывающих скважин на участке закачки смеси воды и газа для целей регулирования режимов закачки и отбора
Основные выводы о перспективности направлений исследования
На поздней стадии разработки находится основная масса нефтяных месторождений России, различных по объему запасов и количеству эксплуатационных объектов (Колыванское, Обошинское, Якушкинское, Росташинское, Султангулово-Заглядинское, Сорочинско-Никольское, Самотлорское, Мамонтовское, Ромашкинское). Это обязывает искать более эффективные способы добычи нефти, так как удельные затраты на добычу одной тонны с каждым годом доразработки только возрастают.
Рост обводненности продукции скважин, снижение температуры и локальное разгазирование пласта сопровождаются постепенным рассредоточением остаточных запасов нефти. Проблема поиска и оценки объемов разрозненных запасов в последние годы возложена на методы трехмерного гидродинамического моделирования пластовой системы [1, 7, 8, 10, 13, 26, 29, 35, 38, 41, 62, 67, 98, 111, 118, 129, 130, 137, 228].
Повсеместное использование системы поддержания пластового давления (ППД) заводнением наложило отпечаток на структуру остаточных запасов нефти. С учетом этого можно оценить техногенные и естественные механизмы их локализации и перенаправить действие уже имеющихся систем заводнения на вовлечение незатронутых участков в разработку.
Объяснением низкой текущей эффективности нефтедобычи месторождений на поздней стадии является стабилизация фильтрационных полей в районах существующих скважин [3, 140,209], физико-химические изменения насыщающих пласт флюидов [102, 110, 119], изначальная неоднородность коллектора в сочетании с инертностью сформированных систем воздействия на пласт [63, 206, 228].
В условиях развитой системы избирательного заводнения на поздней стадии разработки при зональной неоднородности пласта по толщине и проницаемости остро стоит вопрос эффективной выработки разрозненных остаточных запасов нефти [19, 39]. Факторами, способствующими процессу деструкции запасов, являются прерывистость, растленность и зональная неоднородность коллекторов как по основным объектам, так и по объектам возврата и совместно приобщенным пластам.
Более чем полувековая практика разработки месторождений доказывает тот факт, что обеспечение экономической и технологической эффективности текущей добычи нефти являлось более приоритетной задачей, чем поддержание полноты охвата месторождения выработкой с применением заводнения, что обусловило неравномерность истощения запасов нефти.
Поршневое вытеснение в условиях реального пласта, наделенного природной изменчивостью, невозможно. Применение воды как более подвижного по отношению к нефти вытесняющего агента в любом случае приводит к её прорыву в добывающую скважину. Важной задачей является оценка направлений продвижения фронта вытеснения между взаимодействующими в различной степени добывающими и нагнетательными скважинами с целью повышения эффективности уже имеющихся систем заводнения регулированием, что служит основой для вовлечения ранее не вырабатываемых запасов в активную разработку.
Интенсивное заводнение послойно- и зонально-неоднородных нефтяных пластов запустило и поддерживает процесс расчленения пласта на отдельные застойные зоны, обладающие относительно повышенной плотностью запасов нефти, а высокая расчлененность и трещиноватость коллекторов месторождений Урала-Поволжья и Западной Сибири этому лишь способствуют.
Повышенная фильтруемость нефтевытесняющего агента по трещинам и высокопроницаемым пропласткам приводит к снижению эффективности заводнения. При этом темп выработки низкопроницаемой части коллектора остается низким, так как при активизации промывки на поздней стадии разработки удельные сопротивления лишь возрастают. Постепенно запасы такой категории нефтеносных месторождений, работающих в режиме истощения, переходят в категорию трудноизвлекаемых, но данные истощенные объекты по-прежнему характеризуются значительными остаточными запасами нефти, в большей степени сосредоточенными в низкопроницаемых коллекторах.
Разработка технологических решений по интенсификации отбора нефти из истощенных месторождений, на которых извлечение запасов нефти традиционными технологиями уже не дает ожидаемого положительного эффекта, является востребованной задачей, решение которой невозможно без научных исследований, раскрывающих механизмы и закономерности уже произошедших и протекающих в настоящее время процессов и явлений. Исследования внутрипластовых механизмов и явлений, приводящих к рассредоточению запасов нефти и снижению производительности скважин на истощенных месторождениях, затрагивают следующие направления:
Одним из перспективных направлений исследований истощенных месторождений является гидродинамическое моделирование пластовых процессов. Моделирование пласта является мощным инструментом оценки степени истощения пласта по изменению локализации запасов нефти под влиянием гравитации, анизотропии пласта и различных вытесняющих агентов. Геолого-математическую модель пласта можно использовать при сопоставлении средних значений пористости и проницаемости различных по неоднородности пластов. Моделирование пласта позволяет изучать процессы извлечения нефти при различных режимах разработки залежи в условиях анизотропии пласта, процессы нефтеизвлечения при заводнении и закачке газа в однородный и анизотропный коллекторы [66, 76]. Гидродинамическое моделирование пласта также помогает решать задачи прикладного характера, к примеру исследование эффективности расположения нагнетательных и добывающих скважин, осуществлять подбор оптимального времени начала термозаводнения коллекторов с высоковязкой нефтью.
Многовариантный анализ частоты изменения уровня обводнения скважин для оценки остаточных запасов нефти
Для демонстрации работы методики использовали данные по трем залежам пласта Д4 Лебяжинского месторождения, не использованные при формировании статистической модели. В результате по формуле (2.7) получили величины расчетных давлений насыщения и их отклонения от лабораторных значений.
Две залежи с содержанием ЛУВ более 15 % (Пласт Д4, Исаковское и Лебяжинское поднятие, третья группа) показали высокую сходимость прогноза давления насыщения (погрешность менее 0,5 МПа). По залежи Верхнегорского поднятия пласта Д4, отнесенного ко второй группе (содержание ЛУВ от 5 % до 15 %), отклонение составило минус 7,9 МПа.
Результаты исследования на статистической модели (рисунок 2.37) позволяют в промысловых условиях пересчитать допустимые пределы изменения забойного давления и избежать нежелательных последствий внутрипластового разгазирования.
Из анализа рисунка 2.38, построенного по данным Лебяжинского месторождения (пласт Д1), видно, что снижение продуктивности скважин произошло чуть раньше (на 6 месяцев), чем кривая среднего забойного давления пересекла лабораторное значение давления насыщения (tl , 23 МПа) и почти совпало с точкой пересечения уровня давления насыщения, определенного по статистической модели (tl, 25 МПа). Данный факт свидетельствует о том, что давление насыщения в 25 МПа более соответствует действительности и подтверждается реакцией пластовой системы на преодоление критического давления разгазирования.
Сопоставление динамик забойного и пластового давлений с продуктивностью скважин по дебиту нефти
За разгазированием нефти в ПЗП последовало постепенное разгазирование межскважинного пространства (t2 и t2 ), что способствовало снижению продуктивности скважин за пять лет в два раза. Все зафиксированные процессы происходили в период отсутствия системы ППД на данном объекте (до 2005 года), что привело к снижению пластового давления до уровня 20 МПа, что на 20 % ниже давления насыщения, определенного по статистической модели, и на 13 % - лабораторного значения. В этих условиях для сохранения дебитов по нефти при дегазации пласта пришлось опустить забойное давление до 14 МПа.
Численные исследования на модели по характеристикам технологических показателей, параметров пласта и свойств нефти и газа показали, что при даже частичном образовании свободного газа для неоднородных по проницаемости пластов Лебяжинского месторождения происходит резкое изменение фильтрационных полей из-за образования газовых пробок, что приводит в снижению коэффициента текущей нефтеотдачи на 6... 8 %.
Основной задачей при проектировании является достижение максимального КИН при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах. Прямым способом увеличения КИН является повышение коэффициента вытеснения нефти из горной породы коллектора пласта. Перспективным способом повышения коэффициента вытеснения является технология водогазового воздействия на пласт. В определенных пластовых условиях данный метод показывает лучшую вытесняющую способность, чем заводнение. Продолжению исследований в данной области способствует актуальная проблема экологически безопасной утилизации попутно добываемого газа.
В рамках работы были рассмотрены и сопоставлены результаты лабораторных опытов определения коэффициентов вытеснения нефти различными агентами и их сочетанием (вода, газ и водогазовая смесь (ВГС)) на керне (Самотлорское месторождение, покурская свита).
Модель пласта собрана из образцов песчаника, полученных из керна оценочной скважины № 25 (Самотлорское месторождение). Остаточная водонасыщенность воспроизведена согласно данным капиллярометрии. Модель пластовой нефти рекомбинированная и изовискозная (вязкость 13,5 мПа с при 42 С, контроль вязкости добавлением керосина). Модель газа (агента) рекомбинированная и соответствует дегазированному газу. Термобарические условия (42 С и 13 МПа) соответствовали пласту ПКіз. Средняя скорость фильтрации флюидов (линейная) - 250 метров в год.
Описание модели пласта по исходным параметрам приведено в таблице 2.15. Таблица 2.15 - Описание модели пласта по исходным параметрам Индекс модели Длина, см Диаметр, см Проницаемость,1Л-3 210 мкм Пористость,% Связанная вода, % Подготовительные работы при моделировании велись в соответствии с ОСТ [154]. Результаты, полученные в ходе эксперимента, обрабатывались специализированной программой [219].
Индекс модели С1 (таблица 2.15). Проницаемость модели [мкм ]: по воздуху 1.020, по керосину 0.7161, по нефти 0.6751. Связанная вода 19.9%. Расход 5 см /ч (262 м/год). Результаты эксперимента по вытеснению нефти водой представлены на рисунке 2.39.
В процессе проведения опыта прорыв воды был зафиксирован в момент прокачки 0.374 объема пор, к этому моменту (окончания безводного периода) коэффициент вытеснения составил 0.467 д.ед. при текущей нефтенасыщенности 42.7 %.
Поступление нефти из модели прекратилось, когда объем прокачанной воды составил шесть объемов пор, к этому моменту коэффициент вытеснения составил 0.658 д.ед. при текущей нефтенасыщенности 27.38 %.
Расчет режимов извлечения нефти при заводнении и закачке газа в однородный пласт
Разгазирование нефти в пластовых условиях при текущей эксплуатации залежи с появлением свободного газа резко меняет фильтрационные характеристики потока и, как следствие, снижает проток нефти к забою добывающих скважин. Такое явление наблюдается на Ольховском месторождении.
Залежь ардатовского горизонта среднего девона ДЗ является одной из залежей Ольховского месторождения (рисунок 4.5). Представлена терригенными коллекторами толщиной от 0.6 до 12.8 м (средняя 4,3 м), с расчлененностью 2.5 ед. (средняя пористость - 13.1 %, проницаемость - 59 мД, начальная насыщенность по нефти - 91 %). Залежь представлена чистонефтяной зоной с проявлениями литологических нарушений в качестве замещений и разломов.
Нефть, залегающая на глубине 3420 м при температуре 65 С, характеризуется низкой вязкостью в пластовых условиях 0.51 мПа с (плотность 709 кг/м , объемный коэффициент 1.368 д.ед.) при вязкости пластовой воды 0.95 мПа с.
На режиме истощения объект разрабатывался с 1982 по 1994 гг. 3 скважинами, а система ППД была внедрена только в 1995 году переводом 1 скважины из категории добывающих. На сегодняшний день залежь разрабатывается 14 добывающими и 6 нагнетательными скважинами. Накопленная добыча нефти 559 тыс. т, жидкости - 665 тыс. T, газа - 104 млн м , закачка - 439 тыс. м , текущая обводненность 16.2 % (максимальная годовая за историю - 30 %, 2008 г.) при степени выработки НИЗ 52 %. Начальный газовый фактор принят равным 186 м/т. Начальное пластовое давление составляет 36.6 МПа, текущее изменяется от 9.4 до 36.4 МПа. Начальное давление насыщения нефти газом 17.2 МПа, текущее в данном районе не определялось.
Интенсивная, опережающая выработка участка при забойных давлениях по ряду скважин ниже давления насыщения (рисунок 4.6, скважины №№ 412, 2419 и 2552) в условиях отсутствия прорывов законтурных вод и близком к поршневому вытеснению привела к снижению пластового давления. Его значение опустилось ниже начального давления насыщения. Прямых исследований по изменению газового фактора и давления насыщения, а также вязкости нефти в таких скважинах пока не проводилось.
С целью планирования доразработки участка скважин было проведено определение зон интенсивного разгазирования нефти и образования областей свободного газа с построением карт динамической насыщенности свободного газа, выделившегося в пласте в результате снижения пластового давления. Для определения и анализа объема газа нами выполнены расчеты по данным о добыче нефти и начальному газовому фактору.
В условиях недостатка исходных данных разработанная методика позволяет на основе первичной промысловой информации и основных данных о геологическом строении залежей нефти и свойствах пластовых флюидов дать качественную оценку областей повышенной насыщенности свободного газа. Методика хорошо себя зарекомендовала при прогнозировании зон разгазирования нефти при анализе разработки Шумовского месторождения (Пермская область).
Суть данной методики заключается в комбинировании элементов математического моделирования и методов детализации геологического строения залежей. Уравнения фильтрации для давления и водо- и газонасыщенностей интегрируются по объему областей Вороного. При этом полагается, что все термодинамические и фильтрационные параметры внутри ячейки Вороного однородны. Дифференциальные уравнения при таком интегрировании превращаются в систему алгебраических уравнений, по одному уравнению на каждую ячейку области Вороного. Вместе с краевыми условиями, которые для пласта имеют вид: отсутствие потока на ячейках, покрывающих зоны неколлектора, и постоянство пластового давления на ячейках, покрывающих область водонефтяного контакта, система алгебраических уравнений решалась сначала относительно давления, а затем определялись водо- и газонасыщенности. Временной шаг - один месяц. В связи с тем, что данные о добыче газа по скважинам отсутствуют, то полученные результаты
На рисунке 4.7 приведена карта динамической насыщенности свободного газа, выделившегося в пласте в результате снижения пластового давления в 2006, 2008 и 2010 годах. Видно, что по ряду зон существует устойчивое во времени образование областей свободного газа. Сопоставление полученных карт раз газирования и карт удельной продуктивности работы скважин по жидкости (отношение суточной добычи жидкости (закачки) к депрессии (репрессии) на метр эффективной перфорированной мощности пласта) показало снижение продуктивности в районах с пониженным пластовым давлением.
Исходя из подобной же информации на 2008 г., в 2009 г. был проведен комплекс геолого-технических мероприятий как по добывающим, так и по нагнетательным скважинам, направленный на восстановление пластового давления и продуктивности скважин данного района. Мероприятия включали в себя:
Предпринятые в течение года мероприятия по восстановлению продуктивности участка со стороны нагнетательных скважин не принесли ожидаемого эффекта, кроме того наблюдается ускоряющееся падение пластового давления по разгазированным скважинам (рисунок 4.6, период 2009-2010 гг.) предположительно ввиду перераспределения фильтрационных каналов в условиях наличия тектонических нарушений и ухода закачиваемой воды.
Сопоставление режимов добычи жидкости и закачки воды по соседним скважинам указывает на снижение (изменение) взаимосвязи между ними по скорости отклика на кратное изменение закачки. Наблюдается демпфирующий потокоотклоняющий эффект. Несмотря на снижение показателей газирующих добывающих скважин, создание дополнительных очагов воздействия положительно повлияло на соседние скважины, пластовое давление по которым не преодолело критический рубеж давления насыщения нефти газом.
Как видно из анализа графиков рисунка 4.6 и карт рисунка 4.7, процесс разгазирования является скоротечным по меркам всего периода разработки (один-два года), последствия же такого допущения привычными методами регулирования разработки оперативно исправить не удалось.
Вторым этапом реанимирования участка стал комплекс мероприятий, направленный на восстановление фильтрационных характеристик, ухудшенных вследствие разгазирования в районе добывающих скважин. Химические и термохимические методы воздействия были отодвинуты на второй план по причине дороговизны и небольшого радиуса воздействия на призабойную зону пласта. Выбор был остановлен на гидродинамическом методе воздействия, а именно на принудительной релаксации. Предложенная технология заключается в периодической остановке скважин на релаксацию (постепенное насыщение нефти газом в пластовых условиях) с предварительным её глушением сырой дегазированной отстоявшейся нефтью (добытой из этого же пласта) с расчетом продвижения её в глубь призабойной зоны на 20...25 м с последующим закрытием скважины на избыточном давлении. Периодичность остановок подбиралась в промысловых условиях из расчета вывода скважины на стабильный режим работы и составила 2...4 месяца работы на 1...2 недели релаксации. Дебит по жидкости был увеличен с целью компенсации потерь в добыче за время простоя. Резких изменений в обводненности продукции не наблюдается.
Дополнительный метод фиксации отклика добывающих скважин на участке закачки смеси воды и газа для целей регулирования режимов закачки и отбора
Фактическая эффективность пробуренных горизонтальных скважин значительно ниже расчетной. Низкие значения фактических дебитов нефти и повышенная обводненность заставляют переоценивать правильность принятых на стадии проектирования скважин решения.
Эффективность размещения горизонтальных скважин зависит от взаимной ориентации вертикальных и горизонтальных стволов скважин участка.
Причинами снижения эффективности горизонтальных скважин являются: несовершенство технологий вскрытия продуктивного пласта; послойная и зональная неоднородности пласта; трещиноватость коллектора; погрешности геофизических приборов и методов при проводке проектного профиля скважины; неразвитость или асимметричность действия системы ППД.
Все эти факторы в явном и неявном видах влияют на показатели работы пробуренной скважины. Это указывает на многозадачность проблемы оценки эффективности проектирования и проводки горизонтальных скважин прямым методом по дополнительной добыче и темпам обводнения.
Предлагаемый метод оценки эффективности применения горизонтальных скважин заключается в сравнение двух выборок скважин, пробуренных исходя из различных принципов обоснования.
В качестве объекта исследования была выбрана центральная часть залежи нефти Самотлорского месторождения (пласт БВ8). По двум группам скважин, пробуренным в разный период разработки без учета и с учетом методики размещения скважин (глава 7.1), были сопоставлены показатели выработки.
Для сопоставления групп скважин, имеющих различные характеристики (ФЕС пластов, длина и ориентация горизонтальных окончаний), возможно использование только относительных величин нормированных относительно собственных максимумов или среднего значения. Нами было произведено сопоставление по изменению относительной величины подвижных и введенных в активную разработку запасов нефти в районе горизонтальных скважин.
Подвижные запасы нефти - произведение коэффициента вытеснения (для средней проницаемости по участку) на геологические запасы участка.
Дренируемые запасы нефти определяются прогнозным трендом характеристики вытеснения по накопленной жидкости и нефти на момент достижения предельной обводненности продукции (98 %).
Результаты расчета приращения добычи нефти, равного изменению доли подвижных запасов относительно активных запасов, приведены в таблице 7.1.
По двум группам, участвующим в сопоставлении, общее изменение соотношения дренируемых и активных запасов составило 2 %. Что в пересчете на нефть составило 2.48 тыс. т. Из них на день расчета, уже было добыто 2.05 тыс. т. Данную дополнительную добычу можно рассматривать как результат работ по оптимизации размещения, ориентации и профиля скважин проектируемых во второй, более поздней группе на основе рекомендаций.
Предлагаемый метод сравнения групп скважин может иметь более широкое применение для сопоставления ГТМ, реализованных в сложносопоставимых условиях и с различными технологическими параметрами.
Способ гидродинамически разделенной добычи нефти и воды на поздней стадии разработки нефтяной залежи с водонефтяной зоной
Предложен способ добычи нефти из нефтяной залежи [161], подстилаемой подошвенной водой, посредством перфорации как прикровельной нефтенасыщенной, так и подошвенной водонасыщенной зон пласта для отбора воды из водонасыщенной зоны и нефти из нефтенасыщенной зоны, отличающийся тем, что перфорацию водонасыщенной зоны осуществляют с меньшей плотностью перфорационных отверстий, чем плотность перфорации нефтенасыщенной зоны, причем соотношение плотностей перфорации водонасыщенной и нефтенасыщенной зон определяют путем математического моделирования на основе геолого-промысловых данных рассматриваемой залежи и из условия, что плотность перфорации водонасыщенной зоны обеспечивает ее барометрическую разгрузку и поддержание текущего пластового давления на уровне средних значений в нефтенасыщенной зоне. Для этого определяют вязкости воды и нефти в пластовых условиях, начальное и текущее пластовые давления и фильтрационные параметры зон пласта - их нефтенасыщенные толщины, абсолютную и фазовую проницаемости, пористость, нефтенасыщенность, и на модели пласта определяют оптимальное соотношение перфорационных отверстий для водоносной и нефтеносных частей, соответствующую наиболее высокому коэффициенту прогнозной нефтеотдачи пласта (таблица 7.2).
Изобретение применимо для нефтяных залежей с активными подошвенными водами при отсутствии экранов между нефтенасыщенной и водонасыщенной зонами, обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяных залежей за счет предотвращения конусообразования подошвенной воды.
Перфорация ведется как в прикровельной нефтенасыщенной, так и подошвенной водонасыщенной зонах пласта. Плотность перфорационных отверстий в водонасыщенной зоне всегда меньше, чем в нефтенасыщенной. Соотношение плотностей перфорации водонасыщенной и нефтенасыщенной зон определяют путем математического моделирования на основе геолого-промысловых данных рассматриваемой залежи и из условия, что плотность перфорации водонасыщенной зоны обеспечивает ее барометрическую разгрузку.