Управление энергетическим состоянием залежи нефти 1. Управление энергетическим состоянием залежи нефти 1
 Скачать 261.78 Kb.
|
|
Раздел 2. Оценка эффективности кислотных обработок производится по промысловым данным. 2.1. ГДИС в неустановившихся режимах: КВД (КПД), метод Хорнера. До и после проведениякислотной обработки может быть проведена оценка фильтрационно-емкостных параметров в объеме дренирования и в первую очередь, изменения скин-фактора. Действительно, кислотная обработка в основном меняет параметры призабойной зоны. В среднем продуктивность скважины возрастает в 2 – 2.5 раза. 2.2. По данным мониторинга дебитов до и после кислотной обработки (пассивный эксперимент с использованием методов математической статистики). Оценка технологической эффективности методов интенсификации. 2.3. Оценка интерференции скважин при проведении на возмущающих скважинах кислотных обработок и других методов интенсификации. При использовании методов управления продуктивностью возрастает радиус влияния скважины на пласт. Поэтому на контуре питания реагирующих скважин падает пластовое давление. Это снижает эффективность обработок (интерференция). 2.4. Оценка изменения коэффициента охвата пласта заводнением. При интенсификации добычи нефти в неоднородных коллекторах возможны прорывы воды по высокопроницаемым составляющим. Это приводит к уменьшению коэффициента охвата пласта заводнением, а также к росту водонефтяного фактора. Темп разработки, т.е. дебиты скважин, необходимо обосновывать. 3. Моделирование кислотных обработок. Моделирование кислотных обработок должно проводиться с использованием программных продуктов по гидродинамическому моделированию, что позволяет учесть интерференцию скважин. Моделирование кислотных обработок на возмущающей скважине обычно сводится к заданию SKIN-факторов до и после обработки. Величина SKIN-фактора задается или по данным ГДИС, или на основе промыслового опыта увеличения продуктивности скважин. Интенсификация добычи нефти с использованием технологии ГРП Общие положения Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – механический метод воздействия на пласт. Порода разрывается в соответствии с напряженным состоянием или по плоскостям минимальной прочности под действием избыточного давления при закачке жидкости разрыва. После разрыва трещина увеличивается и возникает ее связь с другими трещинами и зонами повышенной проницаемости. Расширяется область пласта, дренируемая скважинами. В образованные трещины транспортируют зернистый материал (проппант) для закрепления трещины после снятия давления. Таким образом гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в создании искусственных и расширении естественных трещин. Микротрещины в ПЗС связаны с процессом первичного вскрытия в фазе бурения, а также с процессом вторичного вскрытия - перфорации). Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в ПЗС жидкости, которая заполняет микротрещины и расклинивает их, а также формирует новые трещины. Если при этом ввести в образовавшиеся или расширившиеся трещины закрепляющий материал (например, песок), то после снятия давления трещины не смыкаются. Давление разрыва (аналогично обосновывается максимальное забойное давление нагнетательных скважин) 1. В невозмущенном горном массиве напряженное состояние горных пород характеризуется следующими напряжениями: вертикальным σz = Рг, определяемым весом вышележащих горных пород σz = Pг = ρпgH , (1) горизонтальным σх= σу =Ргг σх= σу =Ргг=λ ρпgH , (2) ρп – плотность вышележащих горных пород, Н – глубина залегания горизонта, для которого рассчитываются напряжения, λ – коэффициент бокового распора, определяемый по формуле академика А.Н. Динника: , (3) ν – коэффициент Пуассона горной породы, зависящий от продольных и поперечных ее деформаций. Для песчаников и известняков ν = 0,2 ÷ 0,3; для упругих пород коэффициент Пуассона изменяется в пределах 0,25 ÷ 0,43. Для пластичных горных пород (глина, глинистые сланцы, каменная соль) коэффициент Пуассона стремиться к 0,5, вследствие чего λ --- 1. Давление разрыва Рр является трудно рассчитываемой величиной, но принципиально оно может соотноситься с горным давлением Рг следующим образом: Рр < > Pг . В общем случае давление разрыва зависит от следующих основных факторов: горного давления Рг, проницаемости ПЗС и наличия в ней микротрещин, прочности и упругих свойств горной породы, структуры порового пространства, свойств жидкости разрыва, геологического строения объекта, технологии проведения ГРП и др. Разрыв осуществляют так называемой жидкостью разрыва, а заполнение образовавшихся или расширившихся трещин закрепляющим материалом с жидкостью-носителем. Эффект от ГРП связан со следующими факторами: Технологии ГРП различаются объемами закачки технологических жидкостей и проппантов. Локальный гидроразрыв как управление продуктивностью. ГРП с протяженными трещинами (40 -60 м). Объемы закачки увеличиваются на порядок. Возможно вовлечение в разработку дополнительных запасов нефти – увеличение коэффициента охвата, снижение обводненности. Селективный гидроразрыв - для вовлечения в разработку и повышения продуктивности низкопроницаемых слоев. Массированный ГРП – трещины протяженностью до 1000 м (тысячи кубометров жидкостей, тысячи тонн пропанта). Критерии применения Неоднородность пласта по простиранию и расчлененности; Проницаемость пласта не более 30 мД, при вязкости нефти не более 5 мПа*сек; проницаемость до 50 мД при вязкости до 50 мПа*сек; в высокопроницаемых пластах эффективен локальный ГРП; Литологические экраны (глинистые слои, отделяющие продуктивный пласт от газо- и водо- насыщенных коллекторов) не менее 4,5 – 6 м; Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта должна обеспечивать длительность технологического эффекта после ГРП; Текущий КИН не должен превышать 30%. / / Моделирование ГРП Моделирование ГРП должно проводиться с использованием программных продуктов по гидродинамическому моделированию, что позволяет учесть интерференцию скважин. Моделирование ГРП на возмущающей скважине при проведении мини гидроразрыва обычно сводится к заданию отрицательного SKIN-фактора. Величина SKIN-фактора задается или по данным ГДИС, или на основе промыслового опыта увеличения продуктивности скважин. На месторождениях Западной Сибири использование гидроразрыва соответствует заданию отрицательного SKIN-фактора от -3 до -5. При этом приведенный (расчетный) радиус скважины становится равны порядка 10 м. Действительно, попытка задать большую величину SKIN-фактора противоречит физическому смыслу: знаменатель в формуле Дюпюи становится отрицательным. Моделирование при массированном ГРП требует знания длины и направленности трещины, т.е. задания области повышенной проводимости. Реальные размеры трещины не всегда могут быть реализованы в программных продуктах из-за плохой сходимости численных алгоритмов, поэтому иногда моделируют проводимость трещины, а не раскрытость и истинную проницаемость. Оценка эффективности ГРП по данным мониторинга. Таблица 1 - Характеристики вытеснения для краткосрочного прогноза показателей разработки
В вышеприведенных формулах: - накопленное количество добытой нефти , воды и жидкости соответственно; - извлекаемые запасы нефти; - начальный балансовый запас нефти; - предельная обводненность добываемой продукции, доли ед.; - коэффициенты; - среднегодовой % нефти в добываемой продукции; - последнее и предельное значение содержания воды в добываемой продукции; - время; - накопленный водонефтяной фактор; -накопленная добыча нефти до начала обводнения продукции; - потенциально возможная добыча нефти; - безразмерный коэффициент, характеризующий темп обводнения (определяется из обобщенной характеристики А.Ю.Борисова- №25 при n=1) Оценка эффективности технологических решений (ГТМ) Анализ технологической эффективности проводится в соответствии с методическим руководством «Методика оценки технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов» Министерство Энергетики России (рис. 1– 3). Анализ проводится по характеристикам извлечения нефти водой (характеристик вытеснения) на основе фактических данных до и после проведения ГТМ. Степень увеличения накопленной добычи нефти оценивается путем экстраполяции накопленной добычи жидкости и характеристики вытеснения по фактическим данным до проведения ГТМ. Примеры расчетов технологической эффективности СКО и технологии выравнивания профиля притока приведены в табл. 3 и на рис. 1,2,3; исходные данные мониторинга реальной скважины представлены в табл.2. Алгоритм расчетов технологической эффективности ГТМ следующий: Исследуется динамика накопленной добычи жидкости до проведения ГТМ (табл.3, столбец 8). Указанная динамика аппроксимируется линейной зависимостью. Проводится экстраполяция накопленной добычи жидкости до конца исследуемого периода (рис.1). Это позволяет дать прогноз накопленной добычи нефти без учета ГТМ. Исследуется характеристика заводнения, т.е. зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (табл.1, рис.2). Проводится экстраполяция указанной зависимости до значения накопленной добычи жидкости, величина которой предварительно определена в соответствие с п.1. Это позволяет дать прогноз накопленной добычи нефти без учета ГТМ. Технологический эффект определяется как разность фактической накопленной добычи нефти и накопленной добычи нефти, которая определена по п.2. Следует отметить, что в указанной методике самым жестким допущением является тот факт, что при оценке технологической эффективности ГТМ по фактическим данным до и после его проведения на скважине не проводились другие мероприятия и не изменялась закачка. Рис. 1 - Динамика накопленной добычи жидкости Рис. 2 - Оценка технологической эффективности ПСКО на скв. 662138 (13 апреля 1996) Рис. 3 - Оценка технологической эффективности выравнивания профиля притока на скв. 662138 (16 ноября 2001) |