Автореферат (1172959), страница 7

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

Расчеты скорости подъема уровня закачиваемой воды давали в среднем более 8 м/мес, или около 100 м/год, что противоречило восемнадцатилетнейистории разработки залежи.Была попытка проведения исследования по определению скорости продвижения текущего водонефтяного контакта с использованием замеров забойныхдавлений. Метод предполагает наличие постоянного градиента давлений междусоседней нагнетательной и добывающей скважинами вдоль прямой линии, соединяющей их забои. С использованием данного метода были проведены расчеты поскважинам, в продукции которых присутствовала закачиваемая вода.

Эти данныепозволили оценить предположительное положение текущего водонефтяного контакта, но расчеты скорости его подъема давали оценку на уровне 70 м/год, чтотакже не соответствовало текущей фактической обводненности продукции на дату исследования.Более адекватные результаты были получены при применении метода термогидродинамических исследований.

Предложенный подход позволил оценитьуровень подъема воды не по получению ее из трещин на отметке в скважине, а постепени обводнения питающих зон, трещинно-кавернозных разуплотнений. Этовозможно благодаря диагностированию и локализации источников питания соответствующих трещин. Выполненные в результате этих исследований расчеты31оценивают скорость подъема уровня ВНК – 2,5 м/мес, а сам уровень фиксировался на 160 м ниже точек притока воды в некоторых скважинах. Этот результат охарактеризовал предложенный метод как наиболее реалистичный (Рисунок 12).х1080х1804х1905х1923х1904х1407х1403х1404х1409х1432х1442х1415х1424303430340035343034503460300 м345035435903620366537303760404420кровля фундамента;ВНК на 01.06.2004 (1-й метод);ВНК на 01.06.2006 (1-й метод);ВНК на 01.06.2004 (2-й метод);ВНК на 01.06.2006 (2-й метод);заводненные зоны питания45Рисунок 12 –- Схема положения ВНК, определенных по методам давления (первый метод)и ТГДВ (второй метод)Для контроля процесса заводнения СПО целесообразно также выполнениеоперативных корректив в оценке необходимого объема закачки воды в разрабатываемую залежь.

В работе приводится предложенный автором метод расчета,который был апробирован при анализе разработки залежи нефти фундамента месторождения Белый Тигр.В соответствии с технологической схемой разработки пластовое давление взалежи нефти фундамента месторождения Белый Тигр должно поддерживатьсявыше давления насыщения примерно на среднею величину депрессии скважин.Для предотвращения нежелательного падения пластового давления темпынагнетания воды должны обеспечивать заполнение освободившейся в результатедобычи нефти, газа и воды части объема трещинно-кавернозного пространстварезервуара при тех же давлении и температуре.

Объем требуемой закачки водыможет быть определен расчетом. При выполнении таких технологических расчетов целесообразно использовать эквивалент закачиваемой воды в кубометрах, соответствующий 1 т добываемой нефти, так называемый коэффициент соответствия. В начале закачки воды (1993 г.) он составлял 1,83 м3/т. Спустя десять лет32эксплуатации было отмечено его снижение до 1,65 м3/т. Прогнозировалосьи дальнейшее уменьшение, что подтверждалось нарушением стабилизации пластового давления, оно снижалось как в добывающих, так и в нагнетательныхскважинах.

Одной из причин этого явилось недокомпенсация отборов флюидовзакачиваемой водой. В результате возросла добыча воды и нефтяного газа. Появилась вторичная газовая шапка. Анализ показал, что в этих условиях закачкойводы нужно компенсировать не только пластовую нефть, но и попутно добываемую воду и выделившийся в пласте свободный газ. При этом растворенныйв пластовой нефти газ требует для компенсации значительно меньших объемовводы, чем выделившийся газ.

Это связано с тем, что свободный газ в пластовыхусловиях фундамента имеет плотность меньшую примерно в четыре раза, чемплотность пластовой нефти, и для его компенсации требуется в 4 раза большеобъемы закачки воды, чем для растворенного газа. Для проведения корректныхрасчетов следует знать количество добываемого свободного газа. Его можно оценить по росту газового фактора в скважинах. Превышение газового фактора надстабильным значением будет свидетельствовать об объемах добываемого свободного газа.Объем закачки воды для сохранения пластового давления с учетом изложенных факторов может быть определен по единой формуле (16):в.зак =Мв.доб.в.пов.+в.пл.в.пов.{г.пов.г.пл.∙ ∆Г +(+Го ∙ г.пов.)н.пл.н.пл.} ∙ Мн(16)где Мв.доб. – масса попутно добытой воды; н.пл.

– средняя плотность нефти в пластовых условиях на уровне ее преимущественного отбора в залежи (643 кг/м3); Г– прирост газового фактора по сравнению со стабильным, обусловленный наличием в залежи свободного газа, который выделяется в результате снижения давления; г.пл – средняя плотность пластового газа в пластовых условиях (190220 кг/м3); Мн – масса добытой сепарированной нефти, т.Сопоставление расчётных данных с фактическими объёмами закачки приусловии постоянства пластового давления подтвердили корректность использования предложенной методикиДругой проблемой контроля заводнения залежи нефти фундамента месторождения Белый Тигр явилось то, что она занимает достаточно большую площадь(что характерно для рассматриваемого типа месторождений). Недостаточная закачка воды приходилась, в основном, на ее северные и периферийные части, тогдакак в южной части наблюдалась перекомпенсация.

Даже если отбор нефти в це33лом по залежи компенсируется удовлетворительно, то необходимо соблюдатьпринцип локальной компенсации отборов из-за большой протяженности и неоднородности залежи. Распределение закачки воды по площади должно примерносоответствовать отбору нефти по площади.Это обусловило необходимость ещё одного аспекта изучения и контроляпроцесса заводнения на СПО – необходимость учета явления оседания и растекания воды, закачиваемой для поддержания пластового давления. Следует отметить,что эта проблема актуальна именно для коллекторов с трещинно-каверновойструктурой, ещё и потому, что в отличии от гранулярных коллекторов в них малароль капиллярных сил.

Этот факт усугубляется в гидрофобизированных коллекторах.Залежь в кристаллических породах фундамента месторождения Белый Тигррасположена, в основном, на глубинах от 3100 до 4800 м. Подошвенные или законтурные воды не обнаружены. Залежь считается замкнутой, запечатанной. Дляподдержания пластового давления закачивается морская вода преимущественно внижнюю часть залежи на отметках от -4100 до -4300 м, что выше подошвы залежи.На начальном этапе закачки вокруг интервала приемистости образуетсярасширяющийся пузырь воды, который со временем растекается и оседает вниз кподошве. При этом процесс включает два основных компонента: гидродинамическое вытеснение за счет перепада давления в нагнетательных и добывающихскважинах и гравитационную сегрегацию вследствие разницы плотностей нефти(630-650 кг/м3) и воды в пластовых условиях (950-970 кг/м3).

С подъемом уровняводы на 100 метров пластовое давление, замеренное в заводненной зоне, должнорасти примерно на 0,32 МПа. Уменьшение пластового давления в нагнетательнойскважине при сохранении его значения на кровле будет указывать на снижениеуровня закаченных вод за счет сегрегации или растекания. Свидетельство этогопроцесса отмечалось в ряде скважин. Так, в скважине 484 при опробовании интервала 4433-5006 м получен приток закачиваемой в пласт воды, что указывало наее оседание за счет гравитационной сегрегации, так как этот интервал существенно ниже интервала нагнетания. По экспериментальным данным количественнаяоценка вертикальной скорости оседания может быть выражена формулой (17):u  f (s) kg,34(17)1sгде f (s)  2s ln  21 s  – поправочный множитель; k – проницаемость, s –1 s средняя водонасыщенность коллектора,  – разница плотностей.При вытеснении водой половины нефти из трещины за водонасыщенностьможно принять равной 0,5, тогда f(s) = 0,0265, при проницаемости k = 0,2 мкм2для дробного множителя при тех же параметрах получим 1,49·10 - 9 м/с.

Следовательно, скорость оседания в коллекторе составляет 0,129 м/сут, или 47 м/год.Расчеты показывают, что при принятых условиях, максимальная скоростьоседания воды в коллекторе составляет 0,13 м/сут. При этом сегрегация ослабевает при увеличении водонасыщенности системы. При s ≥ 0,8 сегрегация практически отсутствует.Возникает и еще один аспект рассматриваемого процесса: можно ли за счетгравитационной сегрегации получить подток неохваченной вытеснением нефти снижних слоев залежи после обводнения скважин и снижения добычи нефти напоздних этапах разработки.

Характеристики

Список файлов диссертации