Диссертация (1172968), страница 11
Текст из файла (страница 11)
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЗАВОДНЕНИЯКАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С УЧЕТОМ РАСПОЛОЖЕНИЯ ЗОНРАЗУПЛОТНЕНИЙ4.1 Промысловые исследования анизотропии проницаемости коллектораРанее проведенные индикаторные исследования на элементе, включающемнагнетательную скважину, были проанализированы с применением новой моделигеологического строения месторождения. В результате сделано предположение оперемещении трассерных жидкостей по зонам трещинности, распространённым впределах площади исследований. Подробнее рассмотрим это на примере закачкииндикатора в скважину 1922 (Рисунок 4.1).Рисунок 4.1 – Фрагмент структурной карты по кровле башкирского ярусас диаграммами текущих показателей разработкии одним из вариантов распределения трещинностиВ скважине 1922 в качестве индикатора был использован растворазотнокислого аммония (аммиачной селитры).
В качестве реагирующегоокружения были выбраны добывающие скважины 1913, 1914, 1918, 1930, 1940,811941, 1942, 1943, 1945, 1946, 1953, 1954, 1955, 1957. В результате проведенныхисследований индикатор был обнаружен только в пробах продукции скважин 1913,1930, 1943, 1945, 1946. В попутно добываемой воде из скважин 1914, 1918, 1940,1941, 1942, 1953, 1954, 1955, 1957 трассер не был зафиксирован ни в одном извыполненных отборов.Приинтерпретациирезультатовиндикаторныхисследованийбыливыделены проводящие каналы и трубки тока, образующие крупные пачки игалереи, по которым осуществлялось перемещение меченых жидкостей кконтрольным скважинам (рисунки 4.2, 4.3).Рисунок 4.2 – Распределение установленных фильтрационных потоковзакачиваемой воды в нагнетательную скважину 1922 (%)82Рисунок 4.3 – Распределение скоростей фильтрациина объекте исследования (м/сут)В продукции скважин 1913, 1945, 1946 первые порции индикаторафиксировались спустя 5–6 суток с момента начала закачки, для скважины 1943 –через 16 суток и для скважины 1930 – через 50 суток.С учетом проведенных в диссертации исследований, в соответствии сглавой 3 причину такого поведения индикатора можно объяснить передвижениеминдикатора по зонам трещинности и направлением регионального потока:скважины1922,1913,1946расположенынаоднойлиниираспространения кольцевой трещины, вследствие чего время прихода индикатораминимальное;скважины 1945, 1943, 1930 расположены в радиальных трещинах,соединённых с кольцевой системой, а не непосредственно со скважиной, попричине чего увеличивается расстояние движения индикатора от нагнетательнойскважины до добывающей.
Также на движение индикатора к скважине 1930оказывает значительное влияние региональный противопоток по ГАЗН, которыйсоздает дополнительное сопротивление продвижению закачиваемой жидкости отскважины 1922 по кольцевой системе трещин на север [103].83По всей видимости, результаты интерпретации без учета зон разуплотненийне в полной мере соответствуют распределению предложенных пачек и галерей,представленных на рисунках, либо они должны иметь другой, более причудливыйхарактер.На поверхность было извлечено около 4 % от закачанной массы индикатора,причиной того, с учетом нового видения, может служить перемещение основнойдоли трассеров по зонам трещинности, не вскрытым вертикальными скважинами ипротягивающимися за пределы месторождения и залежи.Такимобразом,послепроведённогоавтороманализарезультатовиндикаторных исследований был сделан вывод о том, что на показатели разработкиобъектов с развитой системой трещиноватости при организации заводненияоказывает решающее влияние расположение скважин относительно различныхтрещин.Анализ проведенных трассерных исследований доказывает, что высокаяприемистость нагнетательных скважин не является условием успешноговытеснения нефти.
Закачиваемая вода продвигается по различным трещинам отзабоев нагнетательных скважин до ВНК залежи, минуя блоки, насыщенныенефтью. При закачке воды вокруг нагнетательных скважин не образуется областьповышенного давления, которая по более проницаемым вертикальным трещинамустремляется к ВНК залежи и растворяется в общей массе подошвенной воды.Однако нельзя отрицать наличия некоторых полосовых зон повышенного давленияв проводящих трещинах.
Но они оказывают небольшое влияние на давление вемкостном пространстве блоков. Основная масса индикатора растворилась впластовой воде, а ее незначительная часть по сети ближайших трещин прорываетсяк забою добывающих скважин [74].4.2 Совершенствование технологии заводнения карбонатных коллекторов сучетом расположения зон разуплотнений844.2.1 Оценка влияния зон распространения трещинности на показателиработы скважин при организации закачки для условий башкирского объектаАканского нефтяного месторождения на основе геолого-гидродинамическоймоделиПри выборе и совершенствовании системы заводнения карбонатныхобъектов одним из основополагающих моментов является изучение и выделениесистемы трещинности и ее интенсивности в пределах разрабатываемого пласта.Автором предлагается рассматривать достаточно большие участки месторождениякак единую взаимосвязанную систему для организации ППД.
На основе анализа поопределению зон разуплотнений были выбраны участки для организацииэффективной системы заводнения.Для оценки влияния зон разуплотнений на показатели работы скважин былрассмотренучастокнабашкирскомобъектеАканскогоместорождения(рисунок 4.4). На данном участке были проведены 3D сейсмические исследования,по результатам интерпретации которых выявлены возможные зоны разуплотнений.Рисунок 4.4 – Фрагмент структурной карты по кровле башкирского яруса ссистемой трещинности выделенной по аномалиям «ant-tracking»85Для рассмотрения был выбран элемент в районе скважины 1986, состоящийиз скважин, размещенных по равномерной треугольной сетке 300 x 300 м.Рассматриваемый элемент расположен в пределах сводовой «кальдеры».
В районеэлемента выделяются три типа трещин: линеаментные, кольцевые и радиальные(рисунок 4.4) [103].БылопредложенодвавариантаорганизациисистемыППДнарассматриваемом участке (рисунок 4.4):1) расположение нагнетательной скважины в центре элемента, когда оннаходится внутри сводовой «кальдеры». Кольцевой разлом, ограничивающийданную «кальдеру», является барьером для закачиваемой воды;2) расположение нагнетательной скважины вне элемента и сводовой«кальдеры», но в зоне линеаментной трещинности.Для рассмотрения описанных вариантов была создана тестовая ГДМ,схематично имитирующая участок данного элемента.
В качестве инструментаисследованийиспользовалсяпрограммныйкомплексгидродинамическогомоделирования Tempest More фирмы Roxar.Необходимо отметить, что исследовательские расчеты проводились согласнометодике, описанной в п. 3.1.В связи с перечисленными особенностями для представления и оценкихарактера влияния трещинности был смоделирован участок с линеаментными,кольцевыми и радиальными трещинами.Во всех вариантах ограничение на забойные давления добывающих скважинсоответствуют давлению насыщения пластовой нефти газом (2 МПа), объемызакачиваемой воды задавались из условия компенсации, равной 100 %.Ограниченияпоработедобывающихскважинзадавалисьследующие:максимальная обводненность – 98 %, минимальный дебит нефти – 0,5 т/сут.Первый вариантВ центре сектора был организован обращенный семиточечный элементплощадной системы заводнения.
Расстояние между скважинами было приняторавным 300 x 300 м (рисунок 4.5).86Рисунок 4.5 – Вариант семиточечного элемента с нагнетательной скважинойв центреАнализ динамики показателей разработки скважин семиточечного элементапозволяет выделить две группы скважин в зависимости от их расположенияотносительно трещин: в первую группу входят скважины 3, 5; во вторую – 1, 2, 4,6 (Рисунок 4.6). Показано, что в первую очередь закачиваемая вода доходит доскважин 2, 6 по линеаменту, далее следует прорыв воды в скважины 1, 4; самыйпродолжительный безводный период работы по скважинам 3, 5, которые наиболееудалены от трещин, и поэтому накопленная добыча по данным скважинаммаксимальная.
Распределение закачиваемой воды через 5 лет после началаразработки приведено на рисунке 4.7.87Рисунок 4.6 – Динамика показателей разработки по скважинамсемиточечного элемента (первый вариант)а)б)Рисунок 4.7 – Распределение трассера закачиваемой воды через 5 лет посленачала разработки: а) в трещинной части; б) в матричной части88В пределах первого варианта были дополнительно рассмотрены дваподварианта 1.1, 1.2, которые отличались от базового углом расположения осиэлемента по отношению к оси X, который равнялся 45º (базовый – 90º) (рисунок4.8). В варианте 1.2 были отключены скважины 3, 5, расположенныенепосредственно в трещине (рисунок 4.8, в).а)б)в)Рисунок 4.8 – Варианты расположения скважин семиточечного элементаотносительно оси X: а) вариант 1 (под углом 90º); б) вариант 1.1 (под углом 45º);в) вариант 1.2 (под углом 45º с отключением скважин 3, 5)При сравнении рассчитанных вариантов было выявлено, что с точки зрениявыработки запасов наиболее эффективен вариант 1.2 с отключением скважин 3, 5,расположенных непосредственно в трещине при повороте оси элемента на угол 45ºпо отношению к оси X (рисунок 4.9, таблица 4.1).
Накопленная добыча по данномуварианту на конец разработки максимальная, водонефтяной фактор (ВНФ)минимальный. Это можно объяснить наиболее равномерной выработкой запасов врезультате снижения вероятности преждевременного обводнения скважин.89Рисунок 4.9 – Технологические показатели разработки по вариантамТаблица 4.1 – Технологические показатели по вариантам на конец разработкиВариант11.11.2Накопленнаядобыча нефти,тыс. т231255262Накопленнаязакачка,тыс. м3406351474347ВНФ,доли ед.192218Срокразработки,лет101103126Расчет экономических показателей производился на период, равный 20 годампосленачаларазработки(таккакприрасчетенабольшийпериоддисконтированное значение доходов и расходов практически не влияет нарезультирующие показатели) (Таблица 4.2)90Таблица 4.2 – Основные технико-экономические показатели по вариантам за 20 летпосле начала разработкиВариантПоказатели11.11.2Добыча нефти, тыс.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
