Автореферат (1172959), страница 9
Текст из файла (страница 9)
Наиболее распространенными способами определения степени взаимовлияния скважин являются статистические методы, одним из которых являетсяметод ранговой корреляции Спирмена. Величина коэффициента линейной корреляции Спирмена лежит в интервале +1 и -1. Коэффициент может быть положительным и отрицательным, характеризуя направленность связи между двумя технологическими показателями работы скважин (связи закачки – дебит пожидкости, закачка – дебит по нефти, закачка – обводненность).По результатам расчетов определяется направление «влияющих» фильтрационных потоков при стационарном режиме работы нагнетательных скважин, прициклическом режиме (скважины 1109, 1107, 11205) и при изменении закачки(скважина 11206).Для оценки степени влияния нагнетательной скважины на добывающие были рассмотрены все пары скважин рассматриваемой выборки.
Изучались связиследующих пар величин (по суточным показателям работы скважин):1) закачка – дебит по жидкости; 2) закачка – дебит по нефти; 3 закачка –обводненность.Результаты проведенных расчетов (Таблица 1) показали, что взаимосвязимежду величинами колеблются от слабой до весьма высокой. Наиболее высокоезначение коэффициента Спирмена наблюдается для связи величин закачка – дебит жидкости и закачка – дебит нефти. Проведенные исследования позволяютустановить пары скважин, которые обладают высокой степенью взаимовлияния.Сравнение взаимовлияния при стационарном режиме закачки и режимом с изменением закачки позволяет определить изменение направление фильтрационныхпотоков, что является подтверждением реагирования скважин участка на изменение закачки по участку.40Таблица 1 – Результаты оценки влияния нагнетательных скважинСеверо-Хоседаюского месторожденияВ качестве примера на рисунке 15 представлена картина распределения потоков участка опытных работ по испытанию метода ИФП, из которого видно, что41в 9 скважинах (24, 1308, 1108, 1103, 1101, 11204, 1201, 1205, 1203) произошлоувеличение дебита нефти.Рисунок 15 – Картина распределения потоков на опытном участкеАнализ суточных технологических показателей показал, что период увеличения дебита скважин по нефти разнится и составляет от 7 до 15 сут.
Некоторое,хотя и кратковременное, снижение обводненности по отдельным скважинам рассматриваемого участка свидетельствует об увеличении охвата выработкой нефтенасыщенных зон дренирования в районе этих скважин.Анализ по выявлению потенциальных возможностей перераспределенияобъемов закачки на Северо-Хоседаюском месторождении, с учетом ввода в трехновых нагнетательных скважин в северной части месторождения показал возможность реализации метода изменения фильтрационных потоков на большей части месторождения с вовлечением более значительных объемов запасов нефти.Кроме того, для увеличения эффективности процесса извлечения нефти из сложнопостроенных карбонатных коллекторов метод ИФП может быть реализован каксо стороны нагнетательных, так и со стороны добывающих скважин, при этомвозможно и проведение адресных обработок скважин в целях интенсификациидобычи и закачки, снижения обводненности добываемой продукции, изоляциипритока подошвенных и пластовых вод и т.
п. Реализация подобного системноадресного подхода к вопросам повышения эффективности разработки и увеличе-42ния добычи нефти на других месторождения нашей страны подтверждает своюрезультативность, результаты отражены в [24] и ряде других публикаций.Выводы и рекомендацииИзучение и освоение СПО является актуальной темой научных исследований в области геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений.
Их отличия обусловлены неоднозначной геометризацией залежей и резкой неоднородностью продуктивных коллекторов. Арсенал таких объектов достаточно широк иразнообразен, в работе, однако, рассмотрены СПО, связанные толькос трещинными карбонатами и с кристаллическими породами фундамента.Работа с такими месторождениями включает комплекс проблем и неопределенностей, связанных с оптимизацией реализуемой системы разработки в разныхее элементах: выборе эксплуатационных объектов, режима эксплуатации, методавоздействия и оперативного контроля за процессом. Эффективность технологических решений при этом предопределяется глубиной понимания структуры исвойств сложнопостроенного продуктивного резервуара.
Поэтому важнейшимфактором ее обеспечения является успешная методология изучения таких объектов от палеореконструкций до учета состояния текущих промысловых характеристик. При этом в работе обосновывается необходимость руководствоваться рядомпринципиальных положений.Большая толщина продуктивной толщи обусловлена длительностью ееформирования в различных фациальных условиях. В связи с этим принципиальным является подход к выбору эксплуатационных объектов на таких месторождениях с учетом седиментационной модели в карбонатных трещиноватых коллекторах и петрофизической модели в кристаллических отложениях.При создании геолого-гидродинамических моделей залежей СПО, связанных с карбонатными коллекторами, принципиальным является использованиеконцептуальной диагностируемой типизации коллекторов, обеспечивающей дифференцированный подход к отображению зонального послойного распространения коллекторов с разными условиями фильтрации.Особенность СПО, связанная с большой толщиной дренируемого объема и спреобладанием трещинной фильтрации, требует учета горно-механическихнапряжений, образующихся неоднородностью перекрывающего разреза и дифференцированно влияющего на продуктивности скважин, вплоть до замыкания продуктивной толщи.43Для СПО, связанными с кристаллическими породами, характеризующимисяпрактически отсутствием первичной пористости матрицы, традиционные оценкизапасов ограничены.
Более эффективным является предложенный усовершенствованный метод материального баланса, отличающийся тем, что оценка ведетсяв терминах плотностей фаз и их зависимости от текущего давления и температуры отдельно для каждой фазы и режима разработки.Эффективным средством формирования геолого-гидродинамических моделей залежей СПО в кристаллических отложениях является предложенный методспециальной обработки термогидродинамических исследований скважин, позволяющий локализовать и количественно оценить фильтрующие элементы резервуара.
Необходимым дополнением метода является его комплексирование с атрибутным анализом материалов 3D сейсмики.Контроль за процессом заводнения является ключевым элементом управления разработкой СПО. Он складывается из комплекса методов, включая фиксацию текущего уровня искусственного ВНК, оценку необходимого объема закачкиводы, учета эффекта проседания и растекания воды, прогноз показателей обводнения на основе текущих промысловых данных.Из широкого спектра третичных методов повышения эффективности разработки залежей СПО наиболее актуальными являются методы, нацеленные наснижение неконтролируемой обводненности скважин путем воздействия на процесс заводнения методами, в основе которых лежат физико-химическиеи гравитационные процессы. К первым относятся анализируемые в работе технологии – применение для заводнения ионно-модифицированной воды.
Ко вторымсистема нестационарного заводнения и режим оптимизации темпа отбора жидкости в скважинах.В целом, обоснованные в работе подходы, оценки и технологии представляют единый методологический комплекс работы с СПО в целях его реализации исовершенствования для повышения эффективности разработки.44Основные результаты исследований опубликованы в следующих работах.Статьи в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:1.Сравнительный анализ относительных фазовых проницаемостей дляпорового и трещиноватого коллектора при слабой гидрофильности или гидрофобности внутренней поверхности породы / М.Г.
Алишаев, Е.Г. Арешев,В.В. Плынин, А.В. Фомкин // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 12. – С. 54-59.2.Фомкин А.В. Применение метода материального баланса к замкнутым залежам массивного типа с большим этажом нефтеносности / А.В. Фомкин //Нефтяное хозяйство. - 2002. - №11. - С. 71-74.3.Влияние гравитационной сегрегации фаз на извлечение нефти из залежи фундамента месторождения Белый Тигр / М.Г. Алишаев, А.Н. Гриценко,А.В. Фомкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №9. – С. 44-47.4.Фомкин А.В.
Особенности создания геологической модели трещиноватого коллектора, приуроченного к магматическим породам фундамента /А.В. Фомкин, А.В. Чумак, Е.А. Трахачева // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 11. С. 27-28.5.Алишаев М.Г. Гравитационное оседание и растекание воды, закачиваемой в залежь фундамента месторождения Белый Тигр / М.Г. Алишаев,А.Н. Гриценко, А.В. Фомкин // Нефтяное хозяйство. - 2005. - №6. – С. 14-17.6.Алишаев М.Г. Необходимые объемы нагнетания воды для стабилизации пластового давления в залежи нефти фундамента месторождения Белый Тигр/ М.Г.
Алишаев, А.Н. Гриценко, А.В. Фомкин // Нефтяное хозяйство. - 2005. №1. - С. 52-55.7.Штырлин В.Ф. Сопоставление результатов термогидродинамическойвизуализации трещин с новой интерпретацией данных сейсмики 3D /В.Ф. Штырлин, А.В. Фомкин, В.В. Плынин // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 6. С. 36-38.8.Горшенев В.С. Новый подход к определению положения искусственного водонефтяного контакта в нефтеносных гранитах / Штырлин В.Ф., Фомкин А.В., Плынин В.В. // Нефтяное хозяйство. - 2006.
- №6. - С. 44-469.Прогнозирование обводненности добываемой продукции при разработке нефтяного месторождения (на примере залежи фундамента месторожденияБелый Тигр) / В.А. Васильев, А.В. Фомкин, Е.А. Трахачева, А.И. Щекин //Нефтяное хозяйство. - 2006. - №6. – С. 48-50.10. Прогнозирование обводненности добываемой продукции при разработке нефтяного месторождения / В.А. Васильев, А.В. Фомкин, Е.А. Трахачева,А.И.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
