Диссертация (1172962), страница 15

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

Текст из файла (страница 15)

Средняя по разрезу проницаемость принимает наибольшие значения взападной и в центральной областях залежи, где развит пропласток БП141.На залежи реализована в основном площадная 9-ти точечная системазаводнения. Анализ результатов ПГИ скважин показывает, что основныммеханизмом их обводнения является прорыв закачиваемой воды. По результатамисследований профилей приемистости и притока среднее значение коэффициентаработающей толщины скважин составляет 0,45. Наиболее полно в разработкувовлечен верхний пропласток БП141, а нижние БП145 и БП146 разработкой почти неохвачены. В ходе анализа также отмечено, что ни для одной из исследованныхнагнетательных скважин профиль приемистости не соответствует распределениюпроницаемости по ее продуктивному разрезу (см.

рис. 2.3).Сцельювыявленияфакторов,обусловливающихнедостаточнуювовлеченность пропластков в разработку, был проведен статистический анализрезультатов ПГИ скважин [236, 237]. Анализировалось влияние на степеньвовлеченностигеологическихвразработкупоказателей:конкретногопропласткаследующихначальнаянефтенасыщеннаяеготолщина,проницаемость, ее отношение к максимальному значению в разрезе скважины,аналогичное отношение для начальной нефтенасыщенной толщины пропластка,77его проводимость, расстояние по разрезу до пропластка с максимальнойпроницаемостью, удаленность скважины от контура нефтеносности, контуразамещения и контура выклинивания.Рисунок 2.3 – Сравнительный анализ профилей приемистости нагнетательнойскважины № 658 объекта БП14 Тарасовского месторождения (отмечен зеленымцветом) и проницаемости пласта (отмечен синим цветом) в ее интервале вкрытия78Такжеанализировалосьвлияниевеличиндебитапожидкости(приемистости) скважины, депрессии (репрессии) на пласт, частного от делениядебита по жидкости (приемистости) скважины на проводимость ее продуктивногоразреза,условноназванногокоэффициентомиспользованияпотенциаласкважины (КИПС).Область изменения значений каждого показателя делилась на 10интервалов.

Статистической обработкой результатов ПГИ определялась частостьвовлеченности данного пропластка в разработку при значениях данногопоказателя, попавших в данный интервал. На рис. 2.4 представлены полученныезакономерности влияния анализируемых показателей на частость вовлеченностипропластка БП141 в разработку, обозначенной буквой λ. Видно, что она снижаетсясо снижением величин следующих характеристик:проницаемостьпропластка(рис.2.4а)илиееотношениекмаксимальному значению в данном разрезе пласта;начальная нефтенасыщенная толщина и проводимость пропластка;дебит по жидкости (приемистость) скважины, или депрессия(репрессия) на пласт, либо КИПС (рис.

2.4б).Крометого,статистическаявероятностьвовлеченностиданногопропластка в разработку снижается при:приближении скважины к контуру замещения (рис. 2.4в) иливыклинивания, что можно объяснить образованием застойных зон;удалениидобывающейскважиныотконтуранефтеносности(рис. 2.4г), что можно объяснить снижением пластового давления.Такимобразом,отмеченныезакономерностипозволяютобъяснитьневовлеченность в разработку некоторых пропластков объекта БП14 в разрезескважины низкими значениями их проницаемости или толщины, низкойдепрессией (репрессией) на пласт, образованием застойных зон вблизи контуроввыклинивания или замещения, а также снижением пластового давления судалением скважины от контура нефтеносности.79а) − влияние проницаемости пропласткав) − влияние расположения скважины (ряда отбора)относительно контура замещенияб) − влияние величины КИПСг) − влияние расположения скважины (ряда отбора)относительно контура нефтеносностиРисунок 2.4 − Влияние различных факторов на величину частости λ (оцениваемой в %) вовлеченности в разработкупропластка БП141 объекта БП14 Тарасовского месторождения в работающих скважинах согласно результатам ПГИ80Отрицательное влияние низкой проницаемости пород можно объяснитьснижениемсреднегоразмерапор,чтоведеткростукапиллярногопротиводавления вытеснению нефти водой из пористой среды, усилениемкольматации пор механическими примесями, а также увеличением содержания вих составе глин [80], склонных к набуханию при контакте с закачиваемой водой,особенно пресной [42].О возможной кольматации ПЗП нагнетательных скважин мехпримесями иостаточными нефтепродуктами говорят представленные в приложении 3результаты ежедневного лабораторного контроля количества взвешенных частиц(КВЧ) и остаточных нефтепродуктов (НП) в закачиваемой воде Тарасовскогоместорождения.

Согласно ОСТ 39-225-88 содержание взвешенных частиц внагнетаемых водах с учетом геологических условий объекта БП14 не должнопревосходить 3,0 мг/л, а остаточных нефтепродуктов – 5,0 мг/л [238]. Фактическиже КВЧ в нагнетаемых водах варьирует от 4,4 до 164,4 мг/л (см. приложение 3).Анализ их химического состава показывает преобладание оксидов железа, чтоуказывает на процессы коррозии металла водоводов. Содержание остаточныхнефтепродуктов в нагнетаемой воде (см. приложение 3) также варьирует от 12,0до 64,6 мг/л.Статистический анализ величин скин-фактора в нагнетательных скважинахсогласно результатам ГДИ позволил отметить тенденцию роста его среднегозначениясопредположитьснижением проводимостисуществованиеПЗПаналогичной(рис.

2.5).тенденцииЭтосредипозволяетпропластковпродуктивного разреза нагнетательной скважины, когда мехпримесями наиболеесильно кольматируются наименее проницаемые пропластки.Действительно, по данным В.П. Тронова осаждение механическихпримесей в пористых средах из закачиваемых вод происходит в местах суженияпор [80]. А тот факт, что поры имеют наименьшие размеры в низкопроницаемыхпропластках, обусловливает их наибольшую кольматацию мехпримесями.Отмеченное выше несоответствие профиля приемистости нагнетательнойскважины распределению проницаемости по ее продуктивному разрезу такжеможнообъяснитьтехногеннойподтверждается результатамитрещинностьюГДИ, согласноПЗП.Еесуществованиекоторым для большинстванагнетательных скважин отмечается отрицательная величина скин-фактора приего среднем значении для объекта БП14 Тарасовского месторождения -4,3.Среднее значение фактора трещиноватости ПЗП нагнетательных скважин [239]объекта БП14 Тарасовского месторождения составляет 10,0.Рисунок 2.5 − Тенденция роста величин скин-фактора в нагнетательныхскважинах объекта БП14 Тарасовского месторождения согласно результатм ГДИс уменьшением проводимости продуктивности разрезаОписанные факторы лишь усиливают отмеченную выше тенденциюростаобводненностиГидродинамическаяскважинжеЧНЗприродаприданнойувеличенииобъемовзакономерностизакачки.исследованапроведением вычислительного эксперимента в гидродинамическом симуляторе[237].

Для этого использовалась схематическая модель элемента площаднойсистемы заводнения ЧНЗ (рис. 2.6а). В модель введены средние значения геологофизических параметров, близкие к параметрам объекта БП14 Тарасовскогоместорождения,атакжеегогеолого-статистическийразрез(ГСР)попроницаемости, диаграммы ОФП продуктивного пласта, свойства пластовыхфлюидов. Грид по вертикали был составлен двадцатью слоями ячеек. Размерырасчетных ячеек по латерали составляли 60,0 на 75,0 м, по вертикали – от 0,5 до822,5 м.а) − схематическая модель элемента площаднойрасчлененного проницаемостно-неоднородного пластасистемызаводненияб) − динамика показателей разработки схематической модели элементаплощадной системы заводнения расчлененного проницаемостно-неоднородногопласта при увеличении объемов закачки: 1 – объем закачки нагнетательнойскважиной I5, 2 – среднее пластовое давление, 3 – средняя обводненностьпродукции окружающих добывающих скважин83в) − динамика показателей разработки схематической модели элементаплощадной системы заводнения монолитного и однородного по проницаемостипласта при увеличении объемов закачки: 1 – объем закачки нагнетательнойскважиной I5, 2 – среднее пластовое давление, 3 – средняя обводненностьпродукции окружающих добывающих скважинг) − распределение давления между ПЗП нагнетательной скважины и ПЗПдобывающей в разнопроницаемых пропластках до и после увеличения объемовзакачки: 1 – в высокопроницаемом пропластке до увеличения закачки, 2 – там жепосле ее увеличения, 3 – в низкопроницаемом пропластке до увеличения закачки,4 – там же после ее увеличенияРисунок 2.6 − Исследование гидродинамического механизма ростаобводненности продукции скважин ЧНЗ при увеличении объемов закачки в пластНа рис.

2.6б представлена расчетная динамика средней обводненностипродукции добывающих скважин и среднего пластового давления модели приувеличении объемов закачки за счет смоделированных ОПЗ нагнетательных84скважин путем снижения в них значения скин-фактора. На рисунке отмечаетсятенденция роста обводненности скважин ЧНЗ, обводняющихся закачиваемойводой, с ростом объемов закачки и, соответственно, пластового давления.Следует отметить, что динамика построена относительно шкалы накопленнойдобычи жидкости, т.е. иллюстрирует рост темпа обводнения продукции.Аналогичные результаты (рис. 2.6в) были получены при использовании грида стой же геометрией, но абсолютно однородного по проницаемости. Это позволяетсделать вывод, что данная тенденция представляет собой общую закономерностьобводнения скважин ЧНЗ.На рис.

2.6г представлено распределение пластового давления ввысокопроницаемоминизкопроницаемомпропласткахмеждуПЗПнагнетательной скважиной I5 и скважиной первого ряда отбора Р11 для двухмоментов времени: непосредственно до увеличения закачки и через полгодапосле этого. Анализ рисунка позволяет отметить, что в результате увеличенияобъемов закачки градиент давления увеличился в обоих пропластках. Но если внизкопроницаемом пропластке рост перепада давления между ПЗП указанныхскважин составил 8,0 атм., то в обводненном высокопроницаемом − 12 атм., т.е. вполтора раза выше. Это объясняется наибольшей проницаемостью промытыхводой пропластков, меньшей сжимаемостью воды по сравнению с нефтью, и,согласно формуле для расчета пьезопроводности (2.1), большим ее значением длятаких пропластков, что обусловливает более быстрый рост дебита по воде.k (m   ф   пл ),(2.1)где  − коэффициент пьезопроводности породы коллектора; k – ее абсолютнаяпроницаемость; m – ее пористость;  − вязкость флюида; ф – его cжимаемость;пл – сжимаемость породы коллектора.2.2.2 Залежи нефти с подстилающей водойРезультаты исследований скважин залежей нефти с подстилающей водойрассмотрим на примере объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения.85Данный объект представлен крупной субмеридионально направленнойзалежью нефти с подстилающей водой и с разделяющей глинистой перемычкой, атакже с газовой шапкой.

Характеристики

Список файлов диссертации