Методы повышения эффективности разработки водоплавающих нефтяных залежей

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

УДК 622. 276
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ВОДОПЛАВАЮЩИХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
А. В. Поушев, Б. Б. Квеско, Е. Г. Карпова, А.Р. Квеско
Томский политехнический университет E-mail: AVPoushev@tnk-bp. com
С помощью фактической действующей трехмерной гидродинамической модели нефтяного пласта БВ81−3 нефтегазоносного месторождения, А (Томская область) изучены основные причины образования конусов подошвенной воды в пласте. Рассмотрены различные методы, позволяющие замедлить рост обводнения скважины, такие как определение оптимального положения и мощности интервала перфорации вертикальной скважины, совместная и одновременно-раздельная эксплуатация нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта. Показана эффективность одновременно-раздельной эксплуатации водонасыщенной и нефтенасыщенной зон пласта с помощью двуствольной скважины (вертикальный и горизонтальный ствол) либо с помощью двух параллельных горизонтальных стволов.
Ключевые слова:
Конус подошвенной воды, одновременно-раздельная эксплуатация, совместная эксплуатация, двуствольная скважина.
Key words:
Water coning, dual completion allowing segregatedproduction, co-mingledproduction, dual well.
Большинство нефтяных залежей, разрабатываемых в настоящее период, частично или полностью подстилаются подошвенными водами, оконтури-ваются краевыми водами, а в ряде случаев имеет место и то, и другое одновременно. Разработка водоплавающих нефтяных залежей характеризуется незначительным по продолжительности, а в ряде случаев и вовсе отсутствующим безводным периодом эксплуатации скважин, высокой себестоимостью добываемой нефти, повышенной обводненностью добываемой продукции, низкими дебитами по нефти и низким коэффициентом извлечения нефти, малыми темпами разработки. Как показывают анализы разработки месторождений с подошвенной водой, конусообразование (процесс стягивания подошвенных вод в скважину через забой или в нижние отверстия перфорированного интервала колонны) является основной причиной обводнения скважин. Это значительно снижает конечные значения коэффициента извлечения нефти и рентабельность разработки месторождения в целом.
Причины образования конусов
подошвенной воды в пласте
Вследствие отбора нефти появляется тенденция к деформированию поверхности раздела двух фаз, которая принимает холмообразный вид, называемый конусом подошвенной воды. Такая поверхность образуется вследствие того, что поток нефти к несовершенной скважине на расстоянии большего одного-двух значений продуктивной толщины от ее оси (внешняя зона) можно считать плоскорадиальным, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта. В силу того, что горизонтальная проницаемость для малопроницаемых пород в несколько раз больше вертикальной, градиент давления сдвига для жидкости увеличивается в направлении, перпендикулярном напластованию. Поэтому линии тока в этой зоне
располагаются параллельно кровле и подошве пласта. В [1−4] установлено, что создавая повышенные градиенты давления на пласт и снижая давления ниже давления насыщения, мы тем самым способствуем снижению структурно-механических свойств нефти в околоскважинной зоне и увеличению скорости фильтрации. Вокруг забоя скважины образуется внутренняя зона, характеризующаяся пространственным притоком, в которой линии тока искривлены. В результате такого искривления линий тока появляется вертикальная составляющая скорости фильтрации, значение которой возрастает с приближением к оси скважины. Наличие вертикальной составляющей приводит к подтягиванию поверхности раздела нефть-вода или газ-нефть, а ее уменьшение с увеличением расстояния от оси скважины обуславливает образование конусообразной границы раздела.
Модель черной нелетучей нефти
К настоящему времени надежные способы, позволяющие без значительных потерь нефти и материальных затрат добиться длительной работы скважин без появления в их продукции воды, еще не найдены.
В общем случае процесс конусообразования, как и многие другие задачи разработки месторождений, не имеет точного решения, поэтому для физико-математического моделирования процесса конусооб-разования была использована трехфазная, трехмерная модель черной нелетучей нефти (Black oil model, Eclipse 100). Для этой цели была использована фактическая действующая трехмерная гидродинамическая модель нефтяного пласта БВ81−3 месторождения, А Западной Сибири, в которой был выделен сектор размерами 1500×1000×33 м, разбитый на ячейки по 20 м по длине и ширине, 1,5 м — по высоте. Геометрические параметры модели представлены в таблице. Используемая действующая трехмерная гидродинамическая модель нефтяного пласта
БВ81−3 соответствует промыслово-геологическим условиям Самотлорского месторождения.
Таблица. Параметры модели пласта БВ81- месторождения А
Параметры Значение
Количество ячеек, шт. 82 500
По X 75
По Y 50
По Z 22
Проницаемость по горизонтали
В нефтенасыщенной зоне, мД 100
В водонасыщенной зоне, мД 100
Коэффициент анизотропии 0,1
Свойства пластовой воды
Вязкость, сП 0,4
Плотность, кг/м3 1018
Свойства пластовой нефти
Вязкость, сП 0,85
Плотность в стандартных условиях, кг/м3 841
Пластовое давление, атм 213
Пористость пласта, % 22,5
В модели нелетучей нефти предполагается наличие трех фаз (нефть-вода-газ). Вода и нефть не смешиваются, а газ предполагается растворимым в воде и нефти. Модель нелетучей нефти базируется на уравнении неразрывности или сохранения массы флюидов и уравнении движения (закон Дарси), которым описывается скорость фильтрации для каждого из фильтрующихся флюидов. Закон Дарси устанавливает зависимость между скоростью фильтрации и градиентом давления для каждой фазы. Предполагается, что фильтрация изотермическая и флюиды в пласте находятся в состоянии термодинамического равновесия. В этом случае зависимости PVT (давление-объем-темпе-ратура) представляются в виде зависимостей объемных коэффициентов нефти от давления.
Плотность флюидов и поровый объем выражаются как функции давления с помощью уравнений состояния в явном виде. Модель нелетучей нефти дополняется начальными и краевыми условиями. Под начальными условиями понимается распределение на пространственных поверхностях значений давления и насыщенностей в первоначальный момент времени. Под краевыми условиями понимается задание граничных условий (режимов работы) на границе моделируемой области и на каждом из источников и стоков, представляющих скважины. В гидродинамическом симуляторе Eclipse доступны явные и неявные схемы расчета полей давлений и насыщенностей. В данной работе расчеты выполнялись, используя полностью неявную схему расчета, плюсом которой является улучшенная сходимость расчета на длительном промежутке времени по сравнению с явной схемой.
Определение оптимального расположения и мощности интервала перфорации вертикальной скважины
Одним из способов замедления роста обводненности скважины из-за прорыва подошвенной воды в нижние отверстия интервала перфорации является расположение интервала перфорации по возможности дальше от водонефтяного контакта и ближе к кровле пласта. Для определения оптимального расположения и мощности интервала перфорации скважины была использована описанная выше модель нефтяного пласта БВ81−3 месторождения, А (Томская область). Для расчета были выбраны размеры интервала перфорации от 0,1 до 1,0 толщины нефтенасыщенной части пласта, и положение перфорации устанавливалось от кровли пласта до зоны водонефтяного контакта. Эксплуатация скважины осуществляется при давлении на забое, близком к давлению насыщения.
В процессе моделирования выяснилось, что при увеличении мощности интервала перфорации от кровли пласта к подошве от 10 до 20% от нефтенасыщенной толщины накопленная добыча нефти увеличивается на 15% с 505 до 591 тыс. м3, а период рентабельной добычи нефти сокращается с 82 лет до 71 года (рис. 1).
О 9 18 27 36 44 53 62 71 80
Время, годы 10%-И-20% -30%-40%- 50%-100%
Рис. 1. Динамика накопленной добычи нефти при увеличении мощности интервала перфорации (%) от кровли пласта к подошве
Дальнейшее увеличение мощности интервала перфорации от кровли пласта к подошве от 20 до 100% от нефтенасыщенной толщины пласта приводит к быстрому подтягиванию конуса подошвенной воды к нижним отверстиям интервала перфорации, в результате которого накопленная добыча нефти снижается с 591 до 351 тыс. м3, а период рентабельной добычи нефти сокращается с 71 до 12 лет (рис. 1). Следовательно, с точки зрения увеличения нефтеотдачи пласта наиболее приемлемым, исходя из полученных результатов, является перфорирование 20% нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве. Однако, несмотря на полученные результаты, даже при благоприятном расположении и мощности интервала перфорации, дебит нефти недопустимо мал, и уже после
непродолжительного времени разработки наблюдается прорыв подошвенной воды в нижние перфорационные отверстия скважины.
Совместная эксплуатация нефте-
и водонасыщенной зон пласта
В [1, 5] установлено, что одним из способов повышения эффективности разработки водоплавающих нефтяных залежей может быть способ образования обратного конуса пластовой нефти в водонасыщенной толщине подошвенных вод, путем вскрытия и совместной эксплуатации водо- и нефтенасыщенной зон пласта. Так как отбор только одного из флюидов неизбежно приводит к конус-ообразованию, предложено перфорировать колонну против нефте- и водонасыщенного интервалов и отбирать одновременно и нефть и воду. Физически это означает, что слив воды через перфорационные отверстия, расположенные в водонасыщенной зоне изменяет поле потенциала потока вокруг скважины таким образом, что водяной конус «подавляется». Течение в перфорационные отверстия воды образует направленную кверху вязкостную силу, которая образуется при прохождении через верхние (для нефти) перфорационные отверстия. В результате баланса сил устойчивое равновесие конуса образуется и сохраняется внизу, вокруг и ниже перфорационных отверстий для нефти. В дальнейшем, наличие обратного конуса будет препятствовать быстрому прорыву подошвенной воды в скважину.
Рис. 2. Накопленная добыча нефти и время рентабельной добычи при увеличении мощности интервала перфорации водонасыщенной зоны пласта
Для расчета эффективности совместной эксплуатации водо- и нефтенасыщенной зон пласта размеры интервала перфорации нефтенасыщенной части пласта составляли 100%, а размеры интервала перфорации водонасыщенной части пласта варьировались от 8 до 100%.
Анализ результатов показал, что совместная эксплуатация пластов является неэффективной для данных геологических условий. При увеличении мощности интервала перфорации в водонасыщенной зоне от нуля до 100% накопленная добыча
нефти уменьшается на 24% с 341 до 260 тыс. м3, а период рентабельной добычи нефти снижается с 12 до 10 лет (рис. 2). Наиболее приемлемым, исходя из полученных результатов, при совместной эксплуатации слоев пласта является совместная перфорация 100% нефте- и 8% водонасыщенной толщины пласта. При этом, по сравнению со случаем частичного вскрытия (20% нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве), наблюдается значительное снижение накопленной добычи нефти на 42% с 591 до 341 тыс. м3 (рис. 5).
Одновременно-раздельная эксплуатация
нефте- и водонасыщенной зон пласта
В [1] установлено, что альтернативным решением проблемы увеличения обводнённости продукции при совместной эксплуатации водо- и нефтенасыщенного пластов служит раздельная эксплуатация двух зон с помощью двух насосно-компрессорных труб (рис. 3). В этом случае производится вскрытие водоносного слоя пласта и его совместная эксплуатация с нефтяным, причем оба слоя изолированы друг от друга с помощью пакера. В предыдущем разделе была установлена неэффективность совместной эксплуатации зон пласта, при которой водо- и нефтенасыщенный слои пласта перфорировались полностью. В связи с этим, в данном разделе предлагается оценить эффективность данного вида эксплуатации зон пласта при различной мощности и расположении интервалов перфорации. Для расчета эффективности одновременно-раздельной эксплуатации водо- и нефтенасыщенной зон пласта размеры интервала перфорации зон пласта варьировались от нуля до 100%.
Рис. 3. Борьба с конусообразованием путём одновременнораздельной эксплуатации водо- и нефтенасыщенного пластов
Анализ результатов показал, что оптимальным является перфорирование 20% нефтенасыщенной и 8% водонасыщенной толщины от кровли пласта к подошве, так как для данного случая накопленная добыча нефти достигает максимального значения 710 тыс. м3 (рис. 4). По сравнению со случаем частичного вскрытия (20% нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве), наблюдается значительное увеличение накопленной добычи нефти на 23,8% со 541 до 710 тыс. м3при достижении обводненностью предельного значения 98% (рис. 5).
750
600
ю
ч 6
I ?3450 | Д 300
С щ
9 I
150
¦100 з
I!
80 3
60
¦40
¦20
& amp-
СО
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Перфорация нефтенасыщенной зоны пласта, %
I--1 Накопленная добыча нефти, тыс. м3
0 Время работы скважины, годы
Рис. 4. Накопленная добыча нефти и время рентабельной добычи при перфорации 8% водонасыщенной зоны и увеличении мощности интервала перфорации нефтенасыщенной зоны пласта м
Раздельная эксплуатация водо- и нефтенасыщенной зон пласта с помощью двухзабойных скважин
В [5] установлено, что одним из решений проблемы конусообразования в пласте является технология бурения двухзабойных скважин. Природа образования гребней подошвенной воды в горизонтальных скважинах такова, что прорыв подошвенной воды в первую очередь происходит в области пятки горизонтальной скважины, а затем распространяется вдоль всей длины ствола. Для того, чтобы замедлить скорость образования гребней по-
дошвенной воды в пласте, предлагается применять раздельную эксплуатацию водо- и нефтенасыщенного пластов с помощью:
• двухствольной скважины (вертикальный и горизонтальный стволы) —
• двух параллельных горизонтальных стволов.
1. Раздельная эксплуатация водо- и нефтенасыщенного пластов с помощью двухствольной скважины (вертикальный и горизонтальный стволы)
Данная технология предполагает использование двухствольной скважины, таким образом, что нижняя (водонасыщенная) часть коллектора эксплуатируется с помощью вертикально пробуренного ствола скважины, а верхняя (нефтенасыщенная) часть эксплуатируется с помощью горизонтального ствола протяженностью 500 м, расположенного на расстоянии 10% от кровли к подошве пласта (рис. 6, а).
Анализ результатов показал, что для данной технологии наиболее оптимальным является перфорация 8% водонасыщенной толщины от кровли пласта к подошве и отбор из данного интервала 500 м3чистой воды в сутки. По сравнению со случаем горизонтальной скважины, вскрывающей 10% нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве, наблюдается значительное увеличение накопленной добычи нефти на 23% с 619 до 805 тыс. м3 при достижении обводненностью предельного значения 98% и увеличение времени рентабельной добычи нефти на 49% с 18,4 до 36 лет (рис. 7).
0
0
Рис. 5. Динамика накопленной добычи нефти при различных методах вскрытия пласта в вертикальной скважине
Рис. 6. Раздельная эксплуатация водо- и нефтенасыщенного слоев пласта с помощью двухствольных скважин
2. Раздельная эксплуатация водо- и нефтенасыщенного пластов с помощью двух параллельных горизонтальных стволов
Данная технология предполагает использование двухствольной скважины, которая имеет два ствола, расположенных параллельно друг над другом в пласте. Один из стволов такой скважины бурится ниже водонефтяного контакта с целью эксплуатации водонасыщенной части резервуара, второй же ствол протяженностью 500 м бурится вблизи кровли нефтяного продуктивного пласта (рис. 6, б).
Исходя из полученных результатов, для данной технологии оптимальным является эксплуатация нижней водонасыщенной части пласта с помощью горизонтального ствола протяженностью 100 м, вскрывающего 8% от верхней части водонасыщенной зоны пласта и отбор из данного интервала 500 м³ чистой воды в сутки. По сравнению со слу-
чаем горизонтальной скважины, вскрывающей 10% нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве, наблюдается значительное увеличение накопленной добычи нефти на 30,2% с 619 до 887 тыс. м3 при достижении обводненностью предельного значения 98% и увеличение времени рентабельной добычи нефти на 50% с 18 до 36 лет (рис. 7).
Как показано в [5] в результате раздельной эксплуатации водо- и нефтенасыщенной зон удалось снизить обводненность скважины с 97 до 69% и увеличить дебит нефти практически в три раза с 15 до 42 т/сут.
Для месторождений Западной Сибири с целью предотвращения подтягивания подошвенной воды к нижним интервалам перфорации предлагается вести раздельную добычу нефти и воды из изолированных водо- и нефтенасыщенной зон пласта через сдвоенную гибкую подъемную колонну насо-
?5 1000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38
Время, годы Н Горизонтальная скважина
-Щг Одновременно-раздельная эксплуатация нефте- и водоносной зон пласта с помощью двух параллельных стволов -А Одновременно-раздельная эксплуатация нефтеносной
(горизонтальный ствол) и водоносной (вертикальный ствол) зон пласта с помощью двухствольной скважины
Рис. 7. Динамика накопленной добычи нефти при различных методах вскрытия пласта в горизонтальной скважине
сно-компрессорных труб двумя электроцентро-бежными насосами. Два электроцентробежных насоса спускают на подвеске к колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм- оба насоса имеют осевую линию. Концентрическая гибкая колонна насосно-компрессорных труб диаметром 38 мм спускается параллельно основной колонне от поверхности до внутрискважинного манифольда. Верхний насос поднимает продукцию через основную колонну насосно-компрессорных труб с диаметром 89 мм. Нижний насос имеет специальный клапан и перегоняет добываемую жидкость по нескольким насосно-компрессорным трубам к мани-фольду, от которого жидкость поднимается через колонну насосно-компрессорных труб с диаметром 38 мм.
Выводы
1. На трехмерной гидродинамической модели нефтяного пласта БВ81−3 месторождения, А (ЗападноСибирский регион) изучены причины образования конусов подошвенной воды в пласте.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Телков А. П., Грачев С. И. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. Ч. 2. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2001. — 482 с.
2. Маскет М. Течение однородной жидкости в пористой среде. -Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. — 628 с.
3. Телков А. Л., Стеклянин Ю. И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. — М.: Недра, 1965. — 101 с.
2. Рассмотрены методы определения оптимального положения и мощности интервала перфорации вертикальных скважин для совместной и одновременно-раздельной эксплуатации нефте- и водонасыщенной зон пласта.
3. Показано, что для вертикальной скважины наиболее приемлемым является перфорирование 20% нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве. Для совместной/одновременно-раздельной эксплуатации водо- и нефтенасыщенной зон пласта оптимальным является одновременная перфорация 100/20% неф-те- и 8% водонасыщенной толщин.
4. Для горизонтальной скважины, вскрывающей 10% нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве, раздельная эксплуатация во-до- и нефтенасыщенного пластов с помощью двухствольной скважины (вертикальный и горизонтальный стволы) и с помощью двух параллельных горизонтальных стволов прирост накопленной добычи нефти составит 24,5 и 30,2%.
4. Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. — М.: Гостопте-хиздат, 1983. — 528 с.
5. Shirman E.I., Wojtanowicz A.K. More Oil with Less Water Using Downhole Water Sink Technology // PE Annual Technical Conference and Exhibition, 27−30 September 1998. — New Orleans, Louisiana, 1998. — P. 215−225.
Поступила 27. 10. 2010 г.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой