Геолого-физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении

2.5 Геолого-физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении

Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются :

глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,

залежи литологически экранированные, естественный режим - упругий

замкнутый,

толщина пластовАС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.

начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа,

пластовая температура- 88-90°С,

низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам

исследования керна - по пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС ₁₂ соответственно 15,4,

25,8, 2,4 мd

высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,

плотность пластовой нефти- 780-800 кг/м³,

вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с,

давление насыщения нефти 9-11 МПа,

нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90°С (для более высоких температур применяются дорогостоящие, специальные по составам полимеры).

3. Заводнение пластов

Опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказывается довольно эффективным методом воздействия на низкопроницаемые коллектора при строгом соблюдении необходимых требований к технологии его осуществления. В числе основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнения низкопроницаемых пластов оказываются:

ухудшение фильтрационных свойств породы за счет:

набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой,

засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде,

 

выпадением в пористой среде коллектора осадков солей при химическом взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды,

уменьшение охвата пласта заводнением вследствие образования вокруг нагнетательных скважин трещин-разрыва и распространения их в глубь

пласт (для прерывистых пластов, возможно также некоторое увеличения охвата пласта по разрезу),

значительная чувствительность к характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом значительное снижение проницаемости коллектора засчет выпадения парафинов.

Проявление всех этих явлений в низкопроницаемых коллекторах вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемых породах.

Для устранения влияния на процесс заводнения указанных факторов используются соответствующие технологические решения: оптимальные сетки скважин и технологические режимы эксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава, соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а также добавка в воду специальных компонентов.

Для Приобского месторождения заводнение следует рассматривать в качестве основного метода воздействия .

Применение растворов ПАВ на месторождении было отвергнуто, в первую очередь, по причине низкой эффективности этих реагентов в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Для Приобского месторождения и щелочное заводнение не может быть рекомендовано по следующим причинам:

- основной из них является преимущественная структурная и слоистая глинистость коллекторов. Глинистые агрегаты представлены каолинитом, хлоритом и гидрослюдой. Взаимодействие щелочи с глинистым материалом может привести не только к набуханию глин, но и к разрушению породы. Щелочной раствор низкой концентрации увеличивает коэффициент набухаемости глин в 1,1-1,3 раза и снижает проницаемости породы в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой , что является критичным для низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения. Применение растворов высокой концентрации (снижающих набухаемость глин) активизирует процесс разрушения породы. Кроме того, глины с высокой способностью к ионному обмену могут отрицательно воздействовать на оторочку щелочного раствора в результате замены натрия на водород.

- сильно развитая неоднородность пласта и большое число пропластков, приводящие к низкому охвату пласта раствором щелочи. Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.

Расчет показателей разработки месторождения при трехрядной схеме расположения скважин.

Исходные данные Исходные данные
				9
№	Наименование параметра	Еденица	Символ	Значения
п/п		измерения
1	Площадь нефтеносности	М2	S	2000*109
2	Плотность сетки скв-н	М2/СКВ	Sc	25*104
3	Расстояние м/д линией нагнетания и линией отбора	М	1	500
4	Расстояние м/д сквжинами (ширина элемента)	М	b	500
5	Абсолютная проницаемость пласта	М2	Кабс	0,17*1012
6	Общая толщина пласта	М	ho	20.6
7	Коэффициент охвата		Кохв	0.7
8	Вязкость нефти в пластовых условиях	Па* с	µH	1,54*10-3
9	Вязкость воды в пластовых условиях	Па* с	µB	0,36*10-3
10	Относительная проницаемость
11	пласта для нефти	М2	kn	0,85
11	Относительная проницаемость
	пласта для воды	М2	kн	0,32
12	Толщина пласта, охваченного заводнением	М	h	14,4
13	Пористость пласта		m	0,19
14	Начальная насыщенность связанной водой		SCB	0,1
15	Остаточная нефтенасыщенность		SHOCT	0,27
16	Перепад давлений м/д линиями нагнетания			.
	и отбора	Па	Рс	0,476* 106

 

Месторождение вводится в разработку в течение шести лет. При этом ежегодно разбуривается и вводится в эксплуатацию по 60 элементов

(60 скважин).

Разработка осуществляется при постоянном перепаде междулиниями нагнетания и отбора.

Предполагается, что за весь рассматриваемый период ни один

элемент системы не выбывает из разработки. Требуется рассчитать

изменение в течение 12 лет следующих показателей разработки

месторождения: 1) добычи нефти, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для одного элемента системы разработки;

2) добычи нефти, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для месторождения в целом.

4.1 Методика расчета дебитов нефти и воды в элементе трехрядной системы разработки месторождения при логарифмически нормальном законе распределения абсалютной проницаемости представлена в источнике ((1), задача 3.7).

4.2 Расчет показателей разработки элемента трехрядной системы.

По формуле (13) из (1) определяют проницаемость к* пласта, обводнившегося ко времени t=t*.

Например, при t*=3J5*10 ≈365 сут

Для вычисления дебита нефти и воды необходимо определять значение интеграла

Можно при этом использовать также таблицы интеграла вероятности

помещенные в справочнике (2).

Имеем соотношение:

Обозначим

тогда

Таким образом, обводненность v=v(t) будем вычислять по формуле (21) из ист.(1) преобразованной к виду

Приведем к виду, удобному для вычислений, зависимость k_*=k_*(t)

Например, при t= 3,15·10⁷≈365сут k_* =2.9·10^-12

По таблицам Ф(3,59)=0,99. Отсюда при t=3 515*10⁷с значение v_э=0,005 Результаты вычислений изменения во времени обводненности продукции, а также дебита нефти и воды при постоянном дебите жидкости для элемента

пласта приведены в таблице при ряде значений времени t==t_*

Т , годы	К*, 10-12м2	X	Ф(X)	Vэ(t)	qнэ, м3/сут	qвэ м3/сут	ηэ
1	2,9	3,59	0,99	0,005	34,83	0,17	0,138
2	1,46	2,5	0,9874	0,0063	34,78	0,22	0,154
3	0,97	1,9	0,9426	0,029	34	1,0	0,166
4	0,73	1,53	0,9164	0,04	33,6	1,4	0,189
5	0,58	1,05	0,7062	0,147	29,8	5,2	0,193
6	0,49	0,9	0,6318	0,18	28,7	6,3	,0,208
7	0,42	0,69	0,5098	0,24	26,6	8,4	0,224
8	0,37	0,45	0,3472	0,33	23,45	11,55	0,235
9	0,32	0,3	0,2358	0,38	21,7	13,3	0,244
10	0,29	0,13	0,1034	0,45	19,25	15,75	0,258
11	0,26	-0,02	-0,016	0,5	17,5	17,5	0,262
12	0,24	-0,15	-0,1192	0,56	15,4	19,6	0,270

Дебит жидкости, получаемый из элемента разработки q_ж согласно (20) не изменяется со временем при p_c=const. По формуле (20) имеем

 

согласно источнику (1).

Изменение во времени нефтеотдачи показано на графике 1 ,откуда видно что через 12 лет после начала разработки элемента его нефтеотдача станет равной Г1э=0,27.

4,3 Определение показателей разработки месторождения.

Согласно плану разбуривания и обустройства месторождения ежегодно в течение шести лет, т.е. в течение срока ввода месторождения в разработку в эксплуатацию передается по 60 элементов. Всего за 6 лет введено в эксплуатацию 360 элементов. Для простоты будем считать, что добыча нефти с разбуриваемых элементов будет происходить с начала каждого года.

Для определения изменения во времени добычи нефти по месторождению в таб. 2 приведены данные о добыче нефти из элементов, вводимых в действие за каждый год. Для определения добычи нефти в целом по месторождению добыча нефти по группам элементов суммируется по каждой горизонтальной строке таблицы. Аналогичным образом строится таблица 3 для расчета добычи воды.

Обводненность добываемой из месторождения продукции вычисляют по формуле

Всего по месторождению в разработку вовлекается объем нефти в пластовых условиях

Коэффициент охвата по месторождению в целом η₂=0,7. Поэтому общий объем нефти в пласте

Нефтеотдача по месторождению в целом определяется как отношение объема накопленной добычи нефти

к первоначальному объему нефти в пласте Vн