Исследование процессов разработки трудноизвлекаемых запасов

1. Исследование процессов разработки трудноизвлекаемых запасов.

2. Классификация ТИЗ

1.
2.
3.
4.
5.
Водонефтяные и подгазовые зоны.
Неоднородные коллектора.
Низкопроницаемые коллектора.
Месторождения высоковязкой нефти.
Глубокозалегающие пласты с аномально высоким
пластовым давлением и др.

3. Особенности разработки пластов с активной законтурной водой (Особенности разработки водонефтяных зон)

4. Водонефтяные зоны

Между газо-, нефте- и водонасыщенными
частями пласта образуются не четкие
границы, а так называемые переходные
зоны.
В пределах переходной зоны (воданефть) содержание нефти возрастает
снизу вверх от нуля до предельного
насыщения.

5. Зависимости капиллярного давления от водонасыщенности исследованных вариантов

0,10
Капиллярное давление, МПа
0,08
0,06
0,04
0,02
0,00
0
0,1
0,2
0,3
-0,02
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
Водонасыщенность, д.ед.
Гидрофобный коллектор
Слабо гидрофильный коллектор
Гидрофильный коллектор

6. Капиллярно-гравитационное равновесие до разработки

pi p j p (s)
ij
к
2 ij cos ij
r
где - капиллярное давление,
σ – величина межфазного поверхностного натяжения;
θ – угол смачивания;
r – радиус капилляра.
i-я фаза – нефть
j-я фаза –вода
.
pнв рнА н gh
pвВ рвА в gh
pнв pвВ ( в н ) gh рс
На свободной поверхности ВНК Рк=0 и
давления в нефтяной и водной фазах
равны (точка А) (гидрофильный пласт).

7. Разработка водонефтяных зон

При разработке пластов с активной подошвенной водой
следует учитывать возможное образование водяных конусов.
Это приводит к высоким значением обводненности продукции
и низкому коэффициенту охвата. Потому при принятии
решений по системе разработки учитываются следующие
позиции:
Забойное давление должно быть таким, чтобы обеспечить
длительный безводный период, т.е. достаточно высоким.
Неполная степень вскрытия продуктивного пласта
(вскрывается прикровельная часть пласта).
Поэтому рекомендуется использовать горизонтальные
скважины в прикровельной части пласта. Количественные
рекомендации выдаются при численных исследованиях.

8. Пример разработки месторождения с активными законтурными водами при заводнении

9. Основные геолого-физические характеристики Восточно-Рогозинского месторождения

Тип залежи
Массивная, тектонически и
литологически
экранированная
Тип коллектора
Размеры
залежи
Карбонатный
Длина, км
16
Ширина, км
4,3
Высота, м
80
Параметр
Значение
Абс. отметка кровли пласта в своде, м
-3390
Принятое положение ВНК (абс. отм.), м
-3470
Площадь нефтеносности, км2
56,7
Средняя эффективная толщина, м
14,28
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
11,65
Средний коэффициент пористости, доли ед.
0,092
Средняя начальная нефтенасыщенность,
доли ед.
0,89
Диапазон изменения проницаемости, мкм2
0,029 1,000
Коэффициент расчлененности
5,9
Коэффициент песчанистости, доли ед.
0,3

10. Основные геолого-физические характеристики Восточно-Рогозинского месторождения

Пластовая температура, оС
87
Нач. пластовое давление, МПа
38
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа сек
0,93
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3
724
Плотность сепарированной нефти, кг/м3
841
Объемный коэффициент нефти
1,33
Давление насыщения пластовой нефти газом, МПа
16,3
Газосодержание, м3/т
134
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа сек
0,57
Плотность воды, кг/м3
1100
Плотность газа, кг/м3
0,917
Начальные балансовые запасы нефти (кат. С1),
утвержденные ЦКР МПР, тыс. т
18447

11. Схема размещения проектных скважин Восточно-Рогозинского месторождения

Схема размещения проектных скважин ВосточноРогозинского месторождения

12. Изменение поля насыщенности в ряде проектных скважин Восточно-Рогозинского месторождения

13. Проектная динамика дебитов по жидкости скважин рассматриваемого фрагмента Восточно-Рогозинского месторождения

180
скв. №15
скв. №16
160
скв. №17
скв. №21
скв. №23
120
скв. №27
3
Дебит жидкости м /сут
140
скв. №28
100
скв. №29
80
60
40
20
0
01/01/01
01/01/03
01/01/05
01/01/07
Дата
01/01/09
01/01/11

14. Проектная динамика обводненности скважин рассматриваемого фрагмента Восточно-Рогозинского месторождения

1
0.9
Обводненность, доли ед.
0.8
0.7
0.6
скв. №15
0.5
скв. №16
скв. №17
0.4
скв. №21
скв. №23
0.3
скв. №27
0.2
скв. №28
скв. №29
0.1
0
01/01/01
01/01/03
01/01/05
01/01/07
Дата
01/01/09
01/01/11

15. Моделирование пластов с водонефтяными зонами.

Для математического эксперимента
водоносная область моделируется:
• 1. Заданием области питания
(притока).
• 2. Расширением сеточной области.

16. Расширение сеточной области

При моделировании на секторных моделях
предпочтительнее использовать второй
метод, в котором взаимосвязь между
продуктивным пластом и водоносной зоной
принимается автоматически. Второй метод
может потребовать значительно больше
оперативной памяти и вычислений. Возможно
сокращение количества ячеек при
адекватном увеличении их пористости

17. Распределение водонасыщенности (через 120 суток с начала разработки)

18. Исследование процессов разработки водонефтяных зон в неоднородном пласте при упруго-водапорном режиме

19. Нефтенасыщенность через 3,5 года

20. Секторная модель

• Секторная модель представлена элементом
симметрии площадью 420*420 м, с одной
вертикальной добывающей скважиной. Модель
состоит из 3 гидродинамически связанных пластов: 1
- проницаемость 50 мД, 2 - 200 мД (раздел 1.3.3.), 3 200 мД. Первые два пласта нефтенасыщенные, 3 водонасыщенный (рисунок 2.17) . Толщины пластов:
1 - 15 м, 2 - 15 - м, 3 - 50 м. Пористости пластов: 1,2 0.2, 3 -0.5.
• Каждый пласт представлен набор слоев: 1,2 пласты 15 слоев по 1 м в каждом, 3 - 10 слоев по 5 метров.
Размерность секторной модели по координатам X иY
аналогична описанной в пункте 1.3.3.

21. Влияние степени вскрытия пласта на эффективность разработки

140.0
120.0
100.0
80.0
60.0
40.0
Вскрытие всего интервала
Вскрятие 1/4 пласта
Вскрятие 2/4 пласта
Вскрятие 3/4 пласта
20.0
Feb-69
Feb-65
Feb-61
Feb-57
Feb-53
Feb-49
Feb-45
Feb-41
Feb-37
Feb-33
Feb-29
Feb-25
Feb-21
Feb-17
Feb-13
Feb-09
Feb-05
Feb-01
0.0
удельная (на одну скважину) накопленная добыча нефти, тыс.м3

22. Системы горизонтальных скважин при разработке водонефтяных и подгазовых зон

23. Разработка подгазовых зон – нефтяных оторочек (упруго-газонапорный режим)

• При разработке нефтяных оторочек реализуется процесс
дренирования - рост газонасыщенности оторочки ( Sг); Рпл0=Рнас.
• При разработке возможно образование газовых конусов
вследствие прорыва газа из газовой шапки. Уменьшается
коэффициент охвата пласта процессом дренирования. Это
происходит при определенных условиях по степени вскрытия
оторочки и режимов работы скважин.
• Рзаб ограничено величиной Рзаб≥0.8Рнас.
• В карбонатных коллекторах возможен прорыв газа из газовой
шапки по трещинам, что приводит к уменьшению коэффициента
охвата и истощению газовой шапки. Поэтому один из основных
природных параметров – анизотропия по Z.

24. Совокупность факторов, влияющих на нефтеизвлечение при упруго-водонапорном и упруго-газонапорном режиме.

X1 – степень вскрытия пласта, м (от кровли для оторочек и то подошвы
для ВНЗ).
• X2 – забойное давление (от близких к давлению насыщения до
Рзаб мин=0.8Рнас для оторочек; аналогично при ВНЗ)
• X3 – анизотропия пласта по оси Z. Например, X3 =0.5, 1, 0.25, 0.1

25. Планирование численных исследований

Пример расчетного классификатора для упругогазонапорного режима (скважина вертикальная, Рнас=20 МПа).
В результате расчетов для каждой комбинации факторов рассчитываются
накопленная добыча нефти и газовый фактор.