Диссертация (1172960), страница 22

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

Текст из файла (страница 22)

Сподъемом уровня воды на 100 м пластовое давление, замеренное в заводненнойзоне, должно расти примерно на 0,32 МПа. Уменьшение пластового давленияв нагнетательной скважине при сохранении его значения на кровле будетуказывать на снижение уровня закаченных вод за счет сегрегации или растекания.Свидетельство этого процесса отмечалось в ряде скважин.

Так, в скважине 484 приопробовании интервала 4433-5006 м получен приток закачиваемой в пласт воды,172что указывало на ее оседание за счет гравитационной сегрегации, так как этотинтервал существенно ниже интервала нагнетания. По экспериментальнымданным количественная оценка вертикальной скорости оседания может бытьвыражена формулой (7.4):u  f (s) гдеkg,(7.4) 1 1 s f (s)  2s ln  2 - поправочный множитель;s1sk – проницаемость,s – средняя водонасыщенность коллектора, – разница плотностей.При вытеснении водой половины нефти из трещины за водонасыщенностьможно принять 0,5, тогда f (s) = 0,0265.

при проницаемости К = 0,2 мкм2 длядробного множителя при тех же параметрах получим 1,49 х 10-9 м/с.Следовательно, скорость оседания в коллекторе составляет 0,129 м/сут., или47 м/год. Точность оценки относительная, так как соответствует начальной стадиизакачки воды. В дальнейшем, как видно из рисунка 7.13, сегрегация ослабеваетс приближением водонасыщенности к большим значениям, при s ≥ 0,8 сегрегацияпрактически отсутствует.Рисунок 7.13 – Зависимость поправочного множителя f (s), определяющего изменениескорости оседания воды в коллекторе от нормализованной водонасыщенности s173Физическая скорость оседания вод в нижней части залежи фундаментазначительно ниже поддерживаемой нагнетанием скорости вытеснения.

В то жевремя непосредственно на водонефтяном контакте роль гравитационнойсегрегации усиливается. Опыт разработки залежи показывает, что закачиваемаяв коллектор вода активнее поднимается, чем падает, несмотря на действие силтяжести. Это объясняется тем, что проницаемость увеличивается по направлениюк кровле, потоки фаз значительнее в направлении снижения сопротивления.Возникает и еще один аспект рассматриваемого процесса: можно ли получитьподток неохваченной вытеснением нефти с нижних слоев залежи после обводненияскважин и снижения добычи нефти на поздних этапах разработки.

Расчетыпоказывают [1; 10], что извлечение нефти за счет гравитации через толщу воды изпогребенных разуплотненных зон потребует длительного времени – от 90 до180 лет.7.5. Прогнозирование обводненности по текущим промысловым даннымНаряду с анализом и оценками текущего состояния процесса заводненияместорождений, относящихся к категории СПО, важным методологическимподходом является прогнозирование обводненности добываемой продукции нареальную перспективу.При проектировании разработки месторождений нефти и газа приходитсярешать разнообразные задачи, связанные с прогнозированием показателейразработки.

Среди целей прогнозирования можно выделить:– долгосрочный прогноз технико-экономических показателей разработкиновых объектов (для определения конечной нефтеотдачи, оценки добычныхвозможностей скважин и др.);– проектирование показателей доразработки;– проектирование новых технологий воздействия на пласт и оценкаэффективности их применения;– оперативный краткосрочный прогноз годовой добычи нефти и жидкости.174Широко используемые геолого-технологические модели залежей нефтипозволяют определить основные показатели, оценить конечный и текущийкоэффициент извлечения нефти (КИН).

Однако точность полученных решений вомногом зависит от качества исходной геолого-промысловой информациии методов ее обработки. При недоизученности залежи и ограниченном объемеисходных данных по объекту моделирования наравне с геолого-технологическимимоделями необходимо использовать и другие, интегральные по сути, модели.Проблема особенноактуальна для СПО, связанныхс кристаллическимиотложениями, для которых параметрическое наполнение геолого-технологическихмоделей характеризуется сложностью.В работе предлагается подход к решению данной задачи прогнозирования,основанный на сочетании дифференциальных (годовая добыча нефти, водыи жидкости, обводненность добываемой продукции) и интегральных (накопленнаядобыча нефти, воды и жидкости, КИН) показателей разработки.В основу предлагаемой модели положены характеристики вытеснения,которые дают достаточно надежный прогноз при внедрении новых технологий,а также при невысокой обводненности продукции [53; 54].

Предлагаетсяобосновывать характеристику вытеснения в координатах коэффициент извлечениянефти – накопленный отбор жидкости в долях от порового объема пласта.Аналитическая обработка такой характеристики степенной или иного видаэмпирической функцией дает достаточно надежный прогноз на несколько лет.Рассмотрим характеристику вытеснения в координатах «накопленная добычанефти – накопленный отбор жидкости» в долях от геологических запасов нефти,выраженных в массовых единицах. Используем для анализа математическоеопределение обводненности скважинной продукции, как производную (7.5):n пов  1  dн / d ж где,(7.5)nпов – массовая обводненность скважинной продукции в поверхностныхусловиях;175ηн = Qн/V – текущий КИН;Qн – накопленный отбор нефти;V – геологические запасы нефти;ηж = Qж/V – текущий коэффициент отбора жидкости, который по отношениюк геологическим запасам нефти может быть больше 1;Qж – накопленный отбор жидкости.При интегрировании уравнения (7.5) получаем (7.6):нж 01dн1  пов.(7.6)Для расчета обводненности скважинной продукции используем формулу дляопределения nпов, приведенную в работе [2].

С учетом этой формулы уравнение(7.6) приводится к виду (7.7):нж 1   1   н  dн   1  н  0.(7.7)Используя разложение подынтегральной функции в ряд, с учетом граничныхусловий получаем выражение для определения коэффициента извлеченияжидкости при заданном КИН (7.8):nnn  1 2 1 n  1  n  2 н  2! n  3  н 1 ж  н  n 1н   nn  1n  2  3  ...  nn  1...n  m  1 m  ...нн3! n  4 m! n  m  1,(7.8)где μ – жидкости.Расчеты можно выполнять относительно отобранной из пласта воды в = жн (7.9):176nnn  1 2 1н нn  1 n  22! n  31 в  н  нn 1   nn  1n  2 3  ...

 nn  1...n  m  1 m  ...нн3! n  4m! n  m  1 (7.9)и накопленного водонефтяного фактора В = в/н (7.10)nnn  1 2 1 n  1  n  2 н  2! n  3  н 1 Вn  1  nn  1n  2 nn  1...n  m  1 mнн3  ... н  ...3! n  4 m! n  m  1.(7.10)Прогнозный расчет по интегральным характеристикам осуществляется послеадаптации формул к фактическим данным разработки.Обводненность добываемой продукции можно рассчитать также по формуле(7.11):n в t  1  1 н t  1  н t  ж t  1   ж t .(7.11)Интегральные характеристики вытеснения были использованы для прогнозанакопленного водонефтяного фактора В и накопленного отбора жидкости Qж позалежи фундамента месторождения Белый Тигр (СРВ).

При расчетах приняты –= 0,84 и n = 2,5 (  и n – параметры, входящие в формулу (6.5) для расчета nпов).Результаты адаптации интегральных характеристик вытеснения по залежифундамента месторождения Белый Тигр приведены в таблице (Таблица 7.1).Адаптация модели интегральной характеристики вытеснения дала весьма высокуюстепеньсходимости.Значениянакопленноговодонефтяногофактораи коэффициента извлечения жидкости при адаптированных подвижных запасахнефти достаточно хорошо совпадают с фактическими данными.177Таблица 7.1 – Сопоставление расчетовГодразработкиQн,тыс.

тnпов, %Факти-Vад,ческий В млн тВФактическийηнФакти-по фор-ческий ηжмуле(6.10)ηжпо формуле (6.8)1490,000,00–––0,00–29290,000,00–––0,00–331800,000,00–––0,00–467260,000,00–––0,00–5118090,000,00–––0,00–6174810,000,00–––0,00–7238040,02–1780,1340,1340,0030,1348296310,140,00031820,1630,1630,00510,1649368501,000,00222160,1710,1710.00590,17210456030,860,00352350,1940,1950,00860,19611558031,420,00552740,2040,2050,01000,20612665353,740,01093070,2170,2190,01200,22013777994,110,01813260,2390,2420,01600,24314898535,180,02073550,2530,2580,01920,258151019306,020,02593550,2870,2950,02890,295161135417,740,03183840,2960,3050,03180,305171240978,270,03683980,3120,3230,03750,32418134000––3980,337–0,04930,353Нарисунке7.14приведенырезультатыкорреляциифактическихи прогнозных значений коэффициентов извлечения нефти и жидкости дляуказанной залежи (Рисунок 7.14). Корреляционная кривая продолжена дополуторного от запасов нефти отбора жидкости, что соответствует η н = 0,69.178Рисунок 7.14 – Интегральная характеристика вытеснения для залежи фундаментаместорождения Белый ТигрОписаннаяметодикаосновананаиспользованииинтегральныххарактеристик вытеснения, адаптированных к условиям конкретной залежи,и позволяет выполнять прогнозирование показателей разработки.7.6.

Оценка вероятности деформации продуктивного резервуара СПОпри длительном снижении пластового давленияВлияние разработки нефтяных и газовых месторождений на окружающуюсреду многообразно. Один из аспектов этой проблемы, связанный с техногеннымотрицательным воздействием процесса извлечения нефти и газа из недр на самупродуктивную толщу, ее деформационную устойчивость и изменение, является,в том числе, спецификой месторождений, относящихся к категории СПО. Этоособенность таких месторождений, залежи которых приурочены к мощнымгидродинамически связанным резервуарам.

Большие толщины, высокое давлениечасто обуславливают разработку таких залежей, хотя бы частично на истощение,то есть на режимах – упругом, растворенного газа, газовом и даже гравитационном(пример: месторождение Долина). В этом случае, сильное влияние нагеологическуюсредуоказываютгеодинамическиепроцессы,когдапри179эксплуатации таких залежей нефти или газа в случае большого сниженияпластового давления может происходить нарушение равновесия пластовых сил соследующими последствиями:– уплотнение продуктивного пласта;– проседание поверхности земли;– затопление и засолонение поверхности;– движение пластичных пластов;– землетрясение.Следует оговорить, что для СПО, связанных с залежами в кристаллическихпородах, такие проявления не характерны. Это обусловлено большой жесткостьювмещающих пород и практически отсутствием реакции на снижение пластовогодавления. В то же время для более эластичных карбонатных трещиноватыхколлекторов такие негативные явления могут проявляться при определенныхусловиях.В мире известно много случаев активных геодинамических процессов приразработке нефтяных и газовых месторождений.

Характеристики

Список файлов диссертации