Разработка литологически экранированной линзы совместно с частично ограниченным пластом

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Разработка литологически экранированной линзы совместно с частично ограниченным пластом

Галин Эмиль Радикович, ведущий инженер

В работе рассмотрены особенности выработки запасов нефти из литологически экранированной линзы при ее совместной разработке единым фильтром с неограниченным или частично ограниченным пластом. Основным выводом работы является недопустимость совместной разработки литологически экранированной линзы и частично или полностью открытого пласта, т.к. при этом возможны значительные потери запасов нефти, сосредоточенных в линзе.

Анализ состояния разработки ряда месторождений, а также опыт моделирования процессов фильтрации пластовых флюидов с учетом «ствола» скважины, эксплуатирующей совместно два и более пластов с различными энергетическими состояниями, показывают, что существенным процессом, осложняющим разработку залежей и приводящим к потери части подвижных запасов нефти, являются внутрискважинные межпластовые перетоки [2].

Рассмотрим с помощью простой секторной модели двухпластовой системы с пластами, один из которых представляет литологически экранированную линзу, второй - частично ограниченный пласт, процесс возникновения внутрискважинного межпластового перетока. В качестве инструмента исследований использовался пакет гидродинамического моделирования «Tempest-More». Предположим, что пласты гидродинамически не связанны друг с другом, за исключением ствола добывающей скважины. Добывающая скважина вскрывает одновременно два пласта. Верхний пласт - литологически экранированная линза. Нижний - ограничен с трех сторон и имеет контакт с водоносной областью с четвертой стороны. На границе контакта поддерживается постоянное давление, равное начальному пластовому. В такой постановке задачи модель соответствует случаю, когда частично ограниченный пласт (полулинза) подвергнут заводнению с фронтом вытесняющей воды, параллельным грани открытой области пласта (рисунок 1).

Пусть модельная залежи имеет вид прямоугольного параллелепипеда с геометрическими размерами 400х400х10 м. Залежь по вертикали разбита на два пласта с одинаковой мощностью 5 м. Добывающая скважина вскрывает нефтенасыщенные пласты в центре. Ствол скважины перфорирован по всей продуктивной мощности пластов.

В рассматриваемых ниже задачах предполагается однородное насыщение коллектора нефтью в начальный момент времени с S_oil=0.8 д.ед. Поле проницаемости коллектора однородное с K_xx=K_yy= 100 мД и анизотропное с показателем анизотропии K_zz/K_xx = 0,1.

Свойства пластовых флюидов моделировались для условий залежей с пластовой температурой 40єС. Плотность и вязкость воды при начальной пластовой температуре приняты равными 1.08 г/см³ и 0.9 сПз, соответственно. Для нефти плотность в поверхностных условиях составила 0.800 г/см³.

Рис. 1. Объемное представление куба текущей нефтенасыщенности двухпластовой модели литологически экранированной «линзы» и «полулинзы». Скважина расположена в центре. Пласты перфорированы полностью. Зеленым цветом указан контакт нефти и воды на открытой грани нижней «полулинзы».

Свойства нефти и газа представлены на рисунке 2. Начальное пластовое давление составляет 179 атм, давление начала разгазирования нефти - 78атм. Начальный газовый фактор - 50 м³/м³. Пористость коллектора - 0.24 д.ед. Начальный объем геологических запасов нефти модели составляет 266.9 тыс. м³ .

а

б

Рис. 2. PVT свойства нефти (а) и газа (б) модельной залежи.

Относительные фазовые проницаемости представлены на рисунке 3. При описании совместного движения трех фаз используются относительные фазовые проницаемости согласно второй модели Стоуна [1].

Таким образом, применяемая при исследованиях модель достаточно достоверно описывает основные особенности разработки залежи нефти:

а б

Рис. 3. Относительные фазовые проницаемости модельного пласта для нефти, воды и газа. а) - ОФП в системе «нефть-вода», б) ОФП в системе «нефть-газ».

1) изменение свойств нефти и газа с изменением давления и газосодержания в пласте,

2) проницаемостную неоднородность коллектора,

3) анизотропию проницаемости и др.

Результаты исследований, полученные с использованием данной модели, позволят детально изучить процессы внутрискважинных межпластовых перетоков.

Пусть добывающая скважина пускается в работу с начальным дебитом жидкости (нефти) q₀=200 м³/сут. На рисунке 4 представлена динамика полей нефтенасыщенности в поперечном сечении модели.

В результате отбора жидкости из пластов происходит снижение давления. При этом в верхнем пласте (линза) пластовое давление снижается практически до 1 атм, а в нижнем (полулинза) первоначальное снижение пластового давления сменяется его повышением за счет притока воды через открытую грань пласта (рисунок 5).

Разная тенденция изменения пластового давления в верхнем и нижнем пластах приводит к характерным изменениям поля нефтенасыщенности. В линзе (верхний пласт) при снижении давления ниже давления насыщения нефти газом происходит формирование в прикровельной зоне пласта области свободной фазы газа. Нижний пласт обводняется за счет притока воды. Начиная с некоторого момента, вода с нижнего пласта начинает проникать по стволу скважины в призабойную зону верхнего пласта и формировать область с пониженной нефтенасыщенностью. Происходит оттеснение запасов нефти верхнего пласта от забоя скважины.

Рис. 4. Динамика поля нефтенасыщенности (поперечный срез). Рисунки получены при значении времени после начала разработки, месяцы: а - 2, б - 12, в - 24, г - 60, д - 120, е - 180, ж - 240, з - 480.

Рис. 5. Динамика пластового давления в линзе, полулинзе и в среднем по залежи.

Для условий рассмотренной задачи объем внедрившейся в верхний пласт воды незначительный и составляет 196 м³. Повышение давления на открытой границе нижнего пласта (полулинзы) увеличивает объемы внедряющейся в линзу воды (рисунок 6).

Довольно неожиданный результат дают зависимость на рисунке 6 и сопоставление полей нефтенасыщенности для разных значений давления на открытой грани нижнего пласта (полулинзы) (рисунок 7). Объемы воды, поступающие через ствол добывающей скважины в «линзу», в зависимости от давления могут достигать внушительных значений - до 20 % порового объема «линзы».

На рисунке 8 представлены зависимости объема внедрившейся в линзу воды от обводненности добываемой продукции. Видно, что заводнение линзы через ствол скважины начинается при высокой обводненности, причем, чем выше давления на границе полулинзы, тем выше объемы внедрившейся воды и ниже значения обводненности, при которой начинается заводнение линзы.

Рис. 6. Зависимость объема внедрившейся в линзу воды в долях от ее порового объема от увеличения давления на контакте вода-нефть на открытой грани нижнего пласта (полулинзы). P - разница между давлением на ВНК и начальным пластовым давлением.

а б

Рис. 7. Поля нефтенасыщенности на конец расчетного периода для разных значений давления на открытой грани нижнего пласта (полулинзы): а - 200, б - 300 атм.

Сравнение КИН на конец расчетного периода показывает, что выработка запасов нефти линзы на порядок меньше аналогичного показателя для полулинзы.

а б

Рис. 8. Зависимости объема внедрившейся воды от обводненности добываемой продукции (а) и КИН от давления на ВНК (б).

Таким образом, проведенные исследования показали, что:

1. Совместная выработка запасов нефти из литологически экранированной линзы и частично или полностью открытого пласта единым фильтром сопровождается возникновением межпластовых внутрискважинных перетоков и оттеснением запасов нефти в линзе от забоя скважины.

2. Выработка запасов экранированной линзы на порядок ниже КИН открытого или частично экранированного пласта.

3. Объемы внедрившейся через фильтр скважины в линзу воды и начало заводнения линзы зависит от давления в открытом или частично экранированном пласте. Чем выше давление в открытом пласте, тем больший объем запасов нефти линзы оттесняется от забоя скважины и тем раньше начинается заводнение линзы за счет внутрискважинного перетока воды.

4. Анализ коэффициентов извлечения нефти линзы и полулинзы при их совместной эксплуатации показывает, что применение заводнения с помощью системы ППД увеличивает эффективность выработки запасов полулинзы и снижает КИН для экранированной линзы.

Основным выводом вышеизложенного материала является недопустимость совместной разработки литологически экранированной линзы и частично или полностью открытого пласта, т.к. при этом возможны значительные потери запасов нефти, сосредоточенных в линзе.

нефть литологический пласт месторождение

Литература

1. Азис Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. - М.: Недра, (пер. с англ.) 1982.-408с.

2. Владимиров И.В., Владимирова И.И., Тюфякова О.С., Сарваров А.Р., Литвин В.В., Манапов Т.Ф. Потеря части подвижных запасов нефти в результате возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с разными энергетическими состояниями. / Нефтепромысловое дело, № 4, 2008. С.6-11.

Размещено на Allbest.ru