Диссертация (1172960), страница 21
Текст из файла (страница 21)
В концептуальном плане залежь представляет собой сетьразнонаправленныхмакро-исупертрещин,соединяющихспорадическиприсутствующие в теле массива разуплотненные зоны. Эти зоны являютсяосновными вместилищами нефти и по сути зонами питания трещин, доставляющихнефть к стволам скважин.Залежь разрабатывается с конца 80-х гг. ХХ в. В 1993 г. приступили к закачкеводы для поддержания пластового давления [64]. В 2006 г.
средняя обводненностьпродукции скважин составляла 11 %. Достаточно остро встал вопрос о контроле запродвижением искусственного водонефтяного контакта. На первом этапе контрольосуществляется с помощью эксплуатационного каротажа (PLT), было проведенооколо 100 исследований. Однако, интерпретация и анализ исследований оказалисьнеоднозначными. Отмечались многочисленные примеры, когда отметки притоковводы, зафиксированные по данным PLT, различались на десятки и сотни метровдаже в соседних скважинах.
В ряде случаев они фиксировались на отметках вышеинтервалов, дававших чистую нефть. Расчеты скорости подъема уровнязакачиваемой воды давали в среднем более 8 м/мес., или около 100 м/год, чтопротиворечило восемнадцатилетней истории разработки залежи.В дальнейшем были проведены исследования по определению скоростипродвижения текущего водонефтяного контакта с использованием замеровзабойных давлений. Метод предполагает наличие постоянного градиента давлениймежду соседней нагнетательной и добывающей скважинами вдоль прямой линии,соединяющей их забои. Данным методом были проведены расчеты по скважинам,в продукции которых присутствовала закачиваемая вода.
Эти данные позволилиоценить положение текущего водонефтяного контакта в диапазоне глубин 3430–3540 м, за исключением одной скважины, давшей более глубокую отметку.Расчеты скорости подъема уровня искусственного водонефтяного контакта давалиоценку на уровне 70 м/год, что также не соответствовало текущей фактическойобводненности продукции на дату исследования.Более адекватные результаты при определении характера обводнения каждойскважины были получены при исследовании методом термогидродинамической166визуализации (далее – ТГДВ). Технология метода рассматривалась выше (глава 3).Его различные модификации были применены в 10 скважинах месторождения.
Врезультате были получены данные:– о направлении течения флюида (горизонтальное, снизу-вверх, сверхувниз);– о геометрических параметрах и конфигурации питающих трещин(разломов);– о глубине расположения области их питания (разуплотненных зон);– о емкостных свойствах предполагаемых областей разуплотнения породыфундамента.На рисунке 7.10 приведены схемы вертикальных разрезов околоскважинногопространства исследованных скважин. На схеме видно различие в структурномположении разуплотненных зон, из которых по трещинам в скважины поступаетнефть с водой и из которых только нефть (Рисунок 7.10).
Эти различия дают оценкутекущего условного положения водонефтяного контакта. Очевидно, что на стенкескважины регистрируется характер притока трещины, а движение фронта водыопределяется характером обводнения зон их питания.Расчеты, выполненные в результате исследований по методу ТГДВ,предполагают среднюю скорость подъема текущего уровня ВНК всего 2,5 м/мес, асам уровень на дату исследования находится на 160 м ниже фиксируемыхв скважине точек притока воды. Насопоставлениявариантоврисунке 7.11 представлена схемарасположенияуровняискусственногоВНК,рассчитанного по забойным давлениям и методом термогидродинамическойвизуализации трещин. Данные разработки месторождения по состоянию на датупроведенныхисследованийподтверждаютлучшуюэффективностьи реалистичность использования для контроля процесса разработки трещинныхрезервуаров метода ТГДВ.167а8080490590440730003350-кровля3387-кровляэ/к-33223449-кровля350035523759-кровля4000ц/м34953648-кровля3401 01.2004(914)э/к-34583495- 04.2001э/к-3737PLT-08.19993757-4044и ниже375212.1998 – вода ик 11.1999 – 18%04.2001 – изоляция воды,но вода на 3495м – 90 %э/к-3984377005.1999-вода ик 12.2005 – 1 %4045разлом4234PLT-08.19994300- и ниже4328446544574470с 05.1994 – нагнетатель.4500451509.2001 – вода ик 12.2005 – 50 %4604э/к-4603- откр.ств.-притока нет;- с 02.1995 – нагнетател.разлом50005009б4043000409424424424154244243076-кровля3170-кровля12.2005 – водынетц/м33283463 07.2004(455)3454 03.2004(433)3500PLT-06.19973496-3509 - нефть3556-3574 - вода3424-кровля3431-кровляэ/к-3457э/к-34173536 07.2004(424)радиальный притокКРС-07.1997ц.м.=35343584дострел385539404000380006.1995 – вода ик 08.1996 – 65 %ц/м-392204.1997 – вода ик 06.1997 – 6.2 %382511.2002 – вода ик 04.2005 – 44 %387506.2000 – водаи к 08.2003 –75%э/к-4015э/к-4263в открытомстволепритокане получено4782э/к-3894PLT-10.20033920-3998закачка- с 08.1995446945003687-кровля3741 07.2003(424)закачка- с 12.1995по 06.199647614475Условные обозначения:Расчетное положение ИВНК по пластовым давлениям3741 07.2003(424)Расчетная отметка ИВНК (м), дата расчета,(№) нагнетательной скважиныСупертрещины с фильтрацией по ним нефти или воды06.1995 – вода ик 08.1996 – 65 %Дата появления воды на отметке (м) идинамика обводненности5000Рисунок 7.10 – Схема притока воды и нефти по результатам ТГДВ168х14043430х1409х1432х1442х1415300 м3450Рисунок 7.11 – Схема положения ВНК, определенных по методам давления (первый метод)и ТГДВ (второй метод)7.3.
Расчет необходимого объема закачкиК этой же проблеме примыкает вопрос о корректной оценке необходимогообъемазакачкиводывразрабатываемуюзалежь.Всоответствиис технологической схемой разработки пластовое давление в залежи нефтифундамента месторождения Белый Тигр должно поддерживаться выше давлениянасыщения примерно на среднею величину депрессии скважин. Давлениенасыщения, замеренное по отобранным пробам нефти, составляет 19–24,9 МПа.
Поплощади и глубине залежи фундамента явных существенных закономерностейв распределениифизико-химическихобнаруживается (Рисунок 7.12).свойствпластовыхфлюидовне169Рисунок 7.12 – Зависимость давления насыщения (а) и газосодержания нефти (б)от глубины отбора пробыКонечно, в процессе разработки свойства флюидов меняются из-за отборанефти и изменения термобарических условий. Однако, уменьшение плотностинефти, как правило, незначительны. В случае залежи фундамента месторожденияБелый Тигр не превышают 3 %.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 расчетовцелесообразно использовать эквивалент закачиваемой воды в кубометрах,соответствующий1тдобываемойнефти,такназываемыйкоэффициентсоответствия.
В начале разработки (1993 г.) он составлял 1,83 м3/т. Спустя 10 летэксплуатации было отмечено его снижение до 1,65 м3/т. Прогнозировалосьи дальнейшее уменьшение, что подтверждалось нарушением стабилизациипластового 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 закачкой170воды нужно компенсировать не только пластовую нефть, но и попутнодобываемую 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 4 раза, чем плотностьпластовой нефти, и для его компенсации требуется в 4 раза больше объемы закачкиводы, чем для растворенного газа. Для проведения корректных расчетов следуетзнать количество добываемого свободного газа. Его можно оценить по ростугазового фактора в скважинах. Превышение газового фактора над стабильнымзначением будет свидетельствовать об объемах добываемого свободного газа.Объем закачки воды для сохранения пластового давления с учетомизложенных факторов может быть определен по единой формуле (7.3):Vв.зак =Мв.доб.ρв.пов.+ρв.пл.ρв.пов.ρг.пов.{ρг.пл.∙ ∆Г +ρ(1+Го ∙ г.пов.)ρн.пл.ρн.пл.} ∙ Мн ,(7.3)где Мв.доб.
– масса попутно добытой воды;н.пл – средняя плотность нефти в пластовых условиях на уровне еепреимущественного отбора в залежи (643 кг/м3);ΔГ – прирост газового фактора по сравнению со стабильным, обусловленныйналичием в залежи свободного газа, который выделяется в результате снижениядавления;г.пл – средняя плотность пластового газа в пластовых условиях (190–220 кг/м3);Мн – масса добытой сепарированной нефти, т.Залежь фундамента занимает достаточно большую площадь. Недостаточнаязакачка воды приходится, в основном, на ее северные и периферийные части, тогдакак в южной части закачки воды достаточно.
Даже если отбор нефти в целом позалежи компенсируется удовлетворительно, то необходимо соблюдать принциплокальной компенсации отборов из-за большой протяженности и неоднородности171залежи.Распределениезакачкиводыпоплощадидолжнопримерносоответствовать отбору нефти по площади.7.4. Учет растекания и оседания водыЕще одним аспектом методологии изучения процесса разработки СПО,в данном случае на примере залежи фундамента месторождения Белый Тигр,является проблема оседания и растекания воды, закачиваемой для поддержанияпластового давления. Эта проблема актуальна именно для коллекторовс трещинно-каверновой структурой, в которых в отличие от гранулярныхколлекторов мала роль капиллярных сил.Как отмечалось выше, залежь в кристаллических породах фундаментаместорождения Белый Тигр имеет продуктивную толщину более 1500 ми расположена, в основном, на глубинах от 3100 до 4800 м.
Подошвенные илизаконтурные воды не обнаружены. Залежь считается замкнутой, запечатанной. Дляподдержания пластового давления ведется закачка воды. Закачивается морскаявода преимущественно в нижнюю 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 внизк подошве.Приэтомпроцессвключаетдваосновныхкомпонента:гидродинамическое вытеснение за счет перепада давления в нагнетательныхи добывающих скважинах и гравитационную сегрегацию вследствие разницыплотностей нефти (630–650 кг/м3) и воды в пластовых условиях (950–970 кг/м3).
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
