Повышение эффективности выработки карбонатных коллекторов при заводнении
Многообразие фильтрационно-емкостных и физических свойств системы пласт-флюид карбонатных пластов, характерное для нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений шельфа РФ, обуславливает необходимость при выборе технологических решений учета степени реализации механизмов фильтрации на основе гидродинамических, капиллярных, гравитационных сил, а также деформационных процессов, роста газонасыщенности и др. Наиболее полно степень реализации механизмов фильтрации при гидродинамическом моделировании учитывается в моделях двойной пористости/проницаемости. Вместе с тем до настоящего времени указанные модели не находят широкого применения при проведении проектных расчетов показателей разработки. Обычно используются, так называемые, эквивалентные поровые модели (осредненные по пустотному пространству) с модифицированными фазовыми проницаемостями, что приводит к недостаточно полному учету обмена флюидами между матрицей и трещинами.
В статье представлены сравнительные (по обеим моделям) результаты расчетов показателей разработки для выбора и совершенствования технологий разработки и эксплуатации сложнопостроенных (карбонатных) месторождений Арктического шельфа РФ для широкого диапазона геолого-промысловых условий.
Так, рассмотрены интервалы проницаемости трещин карбонатных коллекторов от 500*10-3 мкм2 до 15*10-3 мкм2 и матриц от 10*10-3 мкм2 до 1*10-3 мкм2 и т.д.
|
|
|
В результате расчетов обоснованы следующие границы применения гидродинамических моделей карбонатных коллекторов с низкопроницаемой гидрофильной матрицей.
1. Для прогнозирования показателей разработки высокопроницаемых коллекторов (более 50 мД) с применением технологий горизонтальных скважин (ГС) использовать модели, учитывающие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) трещин и матричных блоков.
Анализ результатов, приведенных в таблице 1, позволяет сделать вывод о том, что имеет место значительное различие в коэффициента извлечения нефти (КИН), причем по поровой модели расчетный КИН значительно выше, чем по модели двойной пористости. Поэтому рекомендуется проводить расчеты по модели двойной пористости. Предлагается в высокопроницаемых коллекторах использование модели двойной пористости. Относительный КИН увеличивается при увеличении проницаемости и уменьшении пористости матрицы (табл.1). В таблице указан параметр – относительный КИН; т.е. отношение КИН по модели двойной пористости к КИН по поровой модели.
Таблица 1 - Относительное изменение КИН высокопроницаемых карбонатных коллекторов при реализации жестководонапорного режима (матрица смешанного типа, Ркап=1 атм, размер блоков равен 5 м)
|
|
|
| Показатель разработки | Относительный КИН, д.е. | ||||
| kт, мД | 500 | 100 | 50 | ||
| mт, % | 1 | 1 | 1 | ||
| kм, мД | 1 | mм=5 % | 0.7424 | 0.8154 | 0.871 |
| 5 | 0.8182 | 0.8615 | 0.9032 | ||
| 1 | mм=10 % | 0.6364 | 0.7077 | 0.7581 | |
| 5 | 0.8182 | 0.7692 | 0.8065 | ||
2. Для прогнозирования показателей разработки низкопроницаемых коллекторов (менее 50 мД) с применением технологий горизонтальных скважин (ГС) возможно использование эквивалентных поровых моделей для прогнозирования конечных показателей разработки.
Анализ результатов расчетов для низкопроницаемых карбонатных коллекторов (таблица 2), позволяет сделать вывод о том, что при заводнении низкопроницаемых карбонатных коллекторов имеет место значительно меньшее различие КИН. Вместе с тем текущие значения КИН (и других показателей разработки) отличаются существенно, что соответствует промысловому опыту разработки. Поэтому в низкопроницаемых коллекторах для прогнозирования конечных КИН возможно использование обоих моделей карбонатного пласта. Текущие показатели разработки отличаются (рис.1, таблица 3), причем различие КИН уменьшается при уменьшении пористости и увеличении проницаемости матрицы. Прогноз КИН по поровой модели несколько занижен (в пределах точности расчетов).
|
|
|
Таблица 3 - Основные показатели разработки
| mтр, % | kм, мД | жестко водонапорный режим | ограничение на приемистость 50 м3/сут | ||||
| КИН, % | Qз.нак, тыс.м3 | tр,год | КИН, % | Qз.нак, тыс.м3 | tр,год | ||
| 0.2 | 5.0 | 44.7 | 305.1 | 4.8 | 33,18 | 228.2 | 13.5 |
| 2.7 | 43.6 | 364.4 | 5.5 | 32,83 | 262.3 | 15.8 | |
| 1.0 | 41.1 | 447.5 | 6.5 | 31,71 | 351.5 | 20.3 | |
| 0.5 | 38.9 | 512.5 | 7.3 | 30,52 | 406.3 | 23.3 | |
| 1 | 2.7 | 52.9 | 413.4 | 6.3 | 38,99 | 305.9 | 17.9 |
3. При управлении энергетическим состоянием залежи (ППД) в высокопроницаемых карбонатных коллекторах (более 50 мД) обеспечивать низкие репрессии на пласт для активизации капиллярной пропитки гидрофильной матрицы и увеличения коэффициента охвата.
Рисунок 1 - Динамика КИН для трещинно-поровой (верхний график) и поровой модели Рисунок 2 - Динамика обводненности продукции при реализации жесткого водонапорного режима и при ограничении по закачке (q1 соответствует qзак = 250 м3/сут; q2 - 50 м3/сут; добычные возможности скважины qн =250 м3/сут)Проведен дополнительный комплекс исследований, направленный на обоснование режимов работы нагнетательных скважин при kт=500 мД , kм=1 мД:Ø забойное давление добывающих скважин поддерживались на уровне, близком к давлению насыщения пластовой нефти газом: Рс=19,5 МПа;
|
|
|
Ø ограничение по дебиту добывающей скважины соответствуют добычным возможностям, qд = 250 м
Ø забойное давление нагнетательной скважины – на уровне гидравлического разрыва пласта – Рсн = 25 МПа;
Ø ограничения по закачке (qн) выбирались первоначально из условия обеспечения жесткого водонапорного режима, qн =250 м3/сут, а в дальнейшем эта величина уменьшалась (qн =200, 150, 100) до величины соответствующей максимальному значению КИН, qн.опт равно 50 м3/сут. При дальнейшем снижении ограничения по закачке КИН практически остается постоянным.
Результаты расчетов показателей разработки, приведенные на рис. 2, позволяют сделать вывод о том, что при низких репрессиях (1 атм) достигаются наилучшие показатели разработки за счет увеличения коэффициента охвата: появляется период безводной эксплуатации и увеличивается обмен флюидами между матрицей и трещинами (ступенчатый характер кривой). Относительное изменение КИН увеличивается с 0,63 до 0,71 д.ед. Градиенты давлений в оптимальном режиме составляют 0,003 атм/м, а при обеспечении жесткого водонапорного режима 0,013 атм/м (при максимальном капиллярном давлении 1 атм).
Учитывая вышеизложенное, на основе анализа особенностей механизмов фильтрации нефти при заводнении обоснованы границы использования эквивалентной поровой модели и модели двойной пористости карбонатного коллектора в зависимости от фильтрационно-емкостных и физических свойств обеих сред /2,3/.
Выявлены качественные и количественные закономерности влияния фильтрационно-емкостных параметров и физических свойств системы пласт-флюид карбонатного коллектора на текущие и конечные показатели разработки при учете особенностей фильтрационных процессов.
Обоснованы рациональные режимы работы добывающих и нагнетательных скважин, которые обеспечивают депрессии, позволяющие наилучшим образом реализовать механизмы фильтрации трещинно-порового пласта с учетом совокупности механизмов фильтрации.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 514; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!