Особенности разработки пластов с активной

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 (вода- нефть) 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 Карбонатный Размеры Длина, км 16 залежи 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, 0, 89 доли ед. 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), 18447 утвержденные ЦКР МПР, тыс. т

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 наклонно- направленных 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 наклонно- направленных 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 расположения скважины в ячейке

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