Особенности разработки пластов с активной законтурной водой Особенности

Особенности разработки пластов с активной законтурной водой (Особенности разработки водонефтяных зон)

Водонефтяные зоны Между газо-, нефте- и водонасыщенными частями пласта образуются не четкие границы, а так называемые переходные зоны. В пределах переходной зоны (воданефть) содержание нефти возрастает снизу вверх от нуля до предельного насыщения.

Разработка водонефтяных зон • • При разработке пластов с активной подошвенной водой следует учитывать возможное образование водяных конусов. Это приводит к высоким значением обводненности продукции и низкому коэффициенту охвата. Потому принятии решений по системе разработки учитываются следующие позиции: Забойное давление должно быть таким, чтобы обеспечить длительный безводный период, т. е. достаточно высоким. Степень вскрытия продуктивного пласта (вскрывается прикровельная часть пласта). Поэтому рекомендуется использовать горизонтальные скважины в прикровельной части пласта. Количественные рекомендации выдаются при численных исследованиях.

Пример разработки месторождения с активными законтурными водами при заводнении

Основные геолого-физические характеристики Восточно-Рогозинского месторождения Тип залежи Массивная, тектонически и литологически экранированная Тип коллектора Размеры залежи Карбонатный Длина, км 16 Ширина, км 4, 3 Высота, м 80 Параметр Значение Абс. отметка кровли пласта в своде, м -3390 Принятое положение ВНК (абс. отм. ), м -3470 Площадь нефтеносности, км 2 56, 7 Средняя эффективная толщина, м 14, 28 Средняя нефтенасыщенная толщина, м 11, 65 Средний коэффициент пористости, доли ед. 0, 092 Средняя начальная нефтенасыщенность, доли ед. 0, 89 Диапазон изменения проницаемости, мкм 2 0, 029 1, 000 Коэффициент расчлененности 5, 9 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0, 3

Основные геолого-физические характеристики Восточно-Рогозинского месторождения Пластовая температура, о. С 87 Нач. пластовое давление, МПа 38 Вязкость нефти в пластовых условиях, м. Па сек 0, 93 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м 3 724 Плотность сепарированной нефти, кг/м 3 841 Объемный коэффициент нефти 1, 33 Давление насыщения пластовой нефти газом, МПа 16, 3 Газосодержание, м 3/т 134 Вязкость воды в пластовых условиях, м. Па сек 0, 57 Плотность воды, кг/м 3 1100 Плотность газа, кг/м 3 0, 917 Начальные балансовые запасы нефти (кат. С 1), утвержденные ЦКР МПР, тыс. т 18447

Схема размещения проектных скважин Восточно. Рогозинского месторождения

Изменение поля насыщенности в ряде проектных скважин Восточно-Рогозинского месторождения

Проектная динамика дебитов по жидкости скважин рассматриваемого фрагмента Восточно-Рогозинского месторождения

Проектная динамика обводненности скважин рассматриваемого фрагмента Восточно-Рогозинского месторождения

Моделирование пластов с водонефтяными зонами. Для математического эксперимента водоносная область моделируется: • 1. Заданием области питания (притока). • 2. Расширением сеточной области.

Расширение сеточной области При моделировании на секторных моделях предпочтительнее использовать второй метод, в котором взаимосвязь между продуктивным пластом и водоносной зоной принимается автоматически. Второй метод может потребовать значительно больше оперативной памяти и вычислений. Возможно сокращение количества ячеек при адекватном увеличении их пористости

Распределение водонасыщенности (через 120 суток с начала разработки)

Исследование процессов разработки водонефтяных зон в неоднородном пласте при упруго-водапорном режиме

Нефтенасыщенность через 3, 5 года

Секторная модель • Секторная модель представлена элементом симметрии площадью 420*420 м, с одной вертикальной добывающей скважиной. Модель состоит из 3 гидродинамически связанных пластов: 1 - проницаемость 50 м. Д, 2 - 200 м. Д (раздел 1. 3. 3. ), 3 200 м. Д. Первые два пласта нефтенасыщенные, 3 водонасыщенный (рисунок 2. 17). Толщины пластов: 1 - 15 м, 2 - 15 - м, 3 - 50 м. Пористости пластов: 1, 2 0. 2, 3 -0. 5. • Каждый пласт представлен набор слоев: 1, 2 пласты 15 слоев по 1 м в каждом, 3 - 10 слоев по 5 метров. Размерность секторной модели по координатам X и. Y аналогична описанной в пункте 1. 3. 3.

Влияние степени вскрытия пласта на эффективность разработки удельная (на одну скважину) накопленная добыча нефти, тыс. м 3

Исследование процесса при заводнении

Исследование процессов разработки при заводнении 1 - Латеральное заводнение 2. вертикально-латеральное заводнение (закчка в те слои, из которых нет добычи).

Область применения горизонтальных скважин • • • Низкопроницаемый коллектор; Высокорасчлененные пласты; Пласты высоковязкой нефти; Тонкие нефтяные оторочки; Шельфовые месторождения. 20

Цель применения горизонтальных скважин Целью бурения горизонтальных и наклоннонаправленных скважин является: -увеличение контакта скважины с пластом для увеличение ее продуктивности; -снижение интенсивности процесса конусообразования при снижении депрессии и удалении зоны отбора от поверхностей ГНК и ВНК. 21

Область применения горизонтальных скважин • Низкопроницаемый коллектор (в терригенном коллекторе возможна высокая анизотропия); • пласты с изолированными нефтяными областями (вовлечение в эксплуатацию изолированных зон); • Пласты высоковязкой нефти; • Тонкие нефтяные оторочки (разработка вожонефтяных и подгазовых зон); • Шельфовые месторождения (кустовое бурение). 22

Цель применения горизонтальных скважин Целью бурения горизонтальных и наклоннонаправленных скважин является: -увеличение контакта скважины с пластом для увеличение ее продуктивности; -снижение интенсивности процесса конусообразования при снижении депрессии и удалении зоны отбора от поверхностей ГНК и ВНК. 23

Основные методы расчета производительности горизонтальных скважин Геометрия зоны дренирования пласта горизонтальной скважины. • - форма круга (метод Ю. П. Борисова)

• Формула S. D. Joshi. Принимается, что зоной дренирования ГС по площади является эллипсоид

• Формула З. С. Алиева и В. В. Шеремета, допускает, что зона дренирования пласта имеет форму полосообразного пласта, полностью вскрытым ГС. • С учетом анизотропии пласта по проницаемости формула имеет вид: ; .

• - форма прямоугольника

Моделирование технологии ГС

Пример расположения скважины в ячейке

Пример входных данных для добывающей ГС • • • FPERF WELL 2 X X X X L 1 2 3 4 4 4 IW 3 3 4 5 6 7 8 JW 1 1 1 1 1 LENGTH 118 120 50 45 90 70 150 100 PWDEP 4450 4490 4560 4577 4600 4635 DIAM 0. 25 0. 15 ROUGH 0. 00001 0. 00001 ANGLV ANGLA 10 0. 12 0. 45 0. 90 0.

Ключевые слова • • • FPERF – задание профиля ГС и перфорации (вскрытия) пласта, L – перфорированные слои (по Z), IW – расположение скважины в ячейке по оси X, JW– расположение скважины в ячейке по оси Y, LENGTH - длина сегмента скважины в сеточном блоке, в котором находится эта скважина, PWDEP - глубина, на которой находится середина сегмента скважины (не обязательна), DIAM - диаметр скважины, вместо которого может использоваться значение RADW – радиус скважины, ROUGH - абсолютная шероховатость ствола скважины (не обязательно). ANGLV - угол отклонения скважины от вертикального направления, в градусах (θ на рис. 8. 4), ANGLA - угол отклонения скважины от плоскости x, в градусах (ω на рис. 8. 3).

Моделирование ГС При задании профиля и перфорации ГС необходимо задавать зоны перфораций в карте FPERF по порядку, начиная с перфорационных отверстий, ближайших к устью скважины и заканчивая самыми нижними перфорационными отверстиями.

Моделирование комплексной технологии 1. Локальное измельчение скважинной ячейки (чтобы иметь возможность изменить проницаемость в нужном количестве ячеек и тем самым задать параметры технологии тампонирования). 2. Прописать отсутствие перетоков. 3. Моделирование методов интенсификации (ГРП и СКО в данном разделе моделируем изменением Скин-Фактора в соответствии с промысловыми данными).

Разработка подгазовых зон при упругогазонапорном режиме. • -Добыча газа и конденсата одновременно с добычей нефти из нефтяной оторочки. • -Опережающая добыча нефти из оторочки с последующей добычей газа и конденсата из газоконденсатной шапки. • -Опережающая добыча газа и конденсата с последующей добычей нефти из нефтяной оторочки. Имеет место низкая эффективность разраработки. Так на Лунском месторождении (Сахалин II) избирательная добыча нефти из нефтяной оторочки в режиме истощения обеспечит КИН на уровне 7%.

Режим истощения Если позволяет продуктивность пласта, то осуществляется эксплуатация скважин в режиме критического безгазового дебита при фонтанном или механизированном способе добыче нефти. Такая технология разработки успешно реализована на Анастасиевско-Троицком месторождении и месторождении Тролл. • Разработка на режиме истощения обусловлена: • - большие (по отношению к нефти) запасы газа в газоконденсатных шапках • - значительные коэффициенты проницаемости пласта (до 5 и более Дарси). В исследовниях определяются условия неподвижности газового конуса, при котором достигаются наилучшие показатели разработки.

Моделирование режима истощения.

Только низ Вся толщина