Ответы_Экз

На начальной стадии разработки разбуриваются типовые скважины в разных участках залежи. Естественно, что данные разрезов будут различными: гдето имеются краевые воды, где-то чистая нефтяная залежь (ЧНЗ), где-то может быть гидродинамическая связь с газовой шапкой и т.д. Число типовых скважин обычно невелико. На их основе и строятся указанные выше секторные модели для предварительных исследований

Вопрос 12:

Выбор рациональной технологии добычи нефти при разработке карбонатных коллекторов. Классификация карбонатных коллекторов. Механизмы нефтеизвлечения при стационарном и циклическом заводнении. Методика проведения численных исследований при управлении разработкой. Вертикально-латеральное заводнение.

Ответ:

Карбонатные коллекторы в основном представлены в виде монолитов, то есть в виде коллекторов, в которых песчанистость равна 1 но имеются гидродинамически взаимосвязанные составляющие с существенно разной проницаемостью. При этом карбонатные породы могут быть существенно неоднородными.

Классификация по строению

Карбонатные коллекторы делятся на три типа — гранулярные, трещиноватые и смешанные:

•Гранулярные коллекторы сложены песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов.

•Трещиноватые коллекторы сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. Участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

•Трещиноватые коллекторы смешанного типа встречаются чаще всего, поровое пространство включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст. В зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы — трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т. д..

Технологии разработки карбонатных коллекторов

При нестационарном заводнении:

Циклическое заводнение

Циклическое заводнение применяется в неоднородных коллекторах при наличии перетоков между низко и высоко проницаемыми слоями, областями, зонами.

Наибольший эффект циклическое заводнение имеет в пластахмонолитах, когда имеется существенное различие в проницаемостях.

Так, в однопластовых карбонатных залежах порово-трещинного типа в качестве альтернативы традиционному заводнению используется нестационарное (циклическое) заводнение.

Нестационарное заводнение также успешно применяется при разработке пластов с суперколлекторами.

Нестационарное заводнение может применяться и в расчлененных пластах при определенных показателях неоднородности в соответствии с методикой ВНИИнефть

Циклическое заводнение пласта основано на последовательности периодов повышения и снижения пластового давления вследствие циклического изменения приемистости нагнетательных скважин и/или дебита добывающих скважин.

Эффект от циклического заводнения выражается в увеличении накопленной добычи нефти (коэффициент извлечения нефти) при снижении добычи воды (водонефтяной фактор). Основное влияние на повышение нефтеизвлечение оказывает интенсификация перетоков между низко- и высокопроницаемыми зонами пласта.

При стационарном заводнении:

Вертикально – латеральное заводнение

Вертикально-латеральное заводнение — это технология разработки нефтяных месторождений, при которой забои добывающих и нагнетательных скважин разнесены как в плоскости, так и в разрезе пласта.

Суть метода в том, что в добывающих скважинах перфорацией вскрывают только верхнюю часть продуктивного пласта, а нагнетание осуществляется по всему продуктивному разрезу пласта. Это позволяет исключить образование конуса воды.

Технология обычно реализуется на залежах с активной законтурной зоной с самого начала разработки. Также её внедряют на поздних стадиях разработки месторождения, отключая нижние, более продуктивные, промытые части в добывающих скважинах и закачивая агент в нагнетательные по всему продуктивному интервалу.

Основное условие успешности систем вертикально-латерального вытеснения — наличие гидродинамической связи между зонами по вертикали и горизонтали.

Применение технологии оправданно в монолитных низкопроницаемых пластах небольшой толщины с интенсивными системами разработки на основе гидроразрыва пласта.

Методы интенсификации

В качестве метода интенсификации добычи для карбонатных коллекторов используют кислотные обработки пласта.

3. Совокупное влияние капиллярных и гравитационных сил в неоднородных коллекторах приводит к причудливой конфигурации ВНК (под ВНК понимается верхняя граница переходной зоны).

ВОДЯНОЙ КОНУС

При разработке пластов следует учитывать возможное образование водяных конусов, приводящих к высоким значениям обводненности продукции и низкому коэффициенту охвата.

При образовании водяных конусов необходимо знать величину предельного безводного дебита, то есть дебита, который не вызывает образование конусов, либо они долго доходят до перфорационных отверстий. Как правило, величина этого дебита нерентабельна для разработки.

Механизмы нефтеизвлечения при разработке на упруговодонапорном режиме

1.Режим разработки – упруговодонапорный. Как правило, это режим истощения; Рпл падает во времени во всем объеме пласта. Поэтому эффективное давление существенно возрастает не только в околоскважинной зоне.

2.Процесс замещения нефти водой происходит в вертикальном направлении и зависит от гидродинамических градиентов, капиллярных

иупругих сил.

3. Механизмы нефтеизвлечения - гидродинамические градиенты, упругие капиллярные, гравитационные силы.

Все решения по управлению разработкой принимаются на основе предварительных расчетов с использованием гидродинамических симуляторов. Гидродинамические симуляторы это программные комплексы, в которых дифференциальные уравнения, описывающие процесс фильтрации флюидов в пласте решаются на основе конечно – разностной аппроксимации - дискретизации.

Технологии управления (разработки)

При численных исследованиях обосновываются

•дебиты и забойные давления добывающих скважин, т.е. при разработке залежей с краевыми и подошвенными водами необходимо ограничивать дебит, чтобы избежать образования конуса воды;

•Степень вскрытия пласта;

•Конструкция скважины (вертикальная или горизонтальная).

Другие технологии разработки

1.Создание экранов вблизи ВНК под забоем скважины (вертикальная скважина) для увеличения критического дебита и снижения темпов обводнения добываемой продукции.

Вкачестве материалов экрана выступают пены, гели и другие агенты а также химические вещества, способные создавать непроницаемые зоны в разрезе пласта или зоны повышенных фильтрационных сопротивлений.

2.Дострел вертикальной скважины до конца переходеной зоны.

Рекомендуют в определенный момент времени производить дострелы нижних интервалов пласта вплоть до переходной зоны. При этом считается, что дострел надо производить при обводненности 30 -40 %.

3. Формирование обратного конуса

Скважина имеет двойное заканчивание в нефтяной и водяной зонах. Наличие пакера позволяет осуществлять независимый отбор воды по одной из НКТ с целью формирования обратного нефтяного конуса. По второй НКТ осуществляется отбор безводной нефти. Возможна добыча воды и нефти в циклическом режиме или одновременно.

При реализации технологии происходит квази гидрофобизацию соответствующего объёма под забоем вертикальной скважины ниже

отметки ВНК, снижается фазовая проницаемость для воды и замедляется поступление пластовой воды в скважину.

Методика многовариантных численных исследований

1.Фактор “конструкция скважины ”.

Фактор имеет 2 интервала (уровня): горизонтальная и вертикальная

2.Фактор “степень вскрытия пласта, м от кровли”.

Фактор имеет 4 интервала (уровня): 5, 10, 15, 20 м. Количество уровней определяется экспертами.

3. Фактор “ограничение на забойное давление ”.

Фактор имеет 2 уровня: Рз=Рнас и Рз=0.8Рнас.

4. Фактор “ограничение на дебит по жидкости”.

Фактор имеет 3 уровня: qmin ,q, qmax.

Для каждой комбинации уровней факторов рассчитываются показатели разработки за заданный период времени; в данном случае накопленная добыча нефти и срок разработки. Выбирается тот вариант, в котором наилучшие показатели разработки (с учетом неопределенности в критериях).

Например, рассчитывается на симуляторе накопленная добыча нефти для вертикальной скважины при степени вскрытия от кровли 5 м и ограничении на Рзаб=Рнас, при ограничении на дебит qж = qж мин ., т.е. определяется Qнак 2111. и т.д. Всего 48 расчетов.

Вопрос 14:

Понятие системного подхода при выборе мероприятий и технологий по управлению разработкой. Структура метода, комплекс взаимосвязанных задач, критерии.

Ответ:

Системный подход основан на согласовании всех элементов добывающей системы с помощью моделей фильтрации, подъема и оптимизации.

Управление процессами разработки при реализации системного подхода

1.Методы управления зависят от геолого-промысловых условий.

2.Принятие решения о применении одного из нескольких возможных методов управления осуществляется на основе значения критериев эффективности. Критерии эффективности рассчитываются (или оцениваются по факту) за определенный период времени.

3.Критериев эффективности обычно несколько, поэтому решение принимается в условиях неопределенности с использованием методов оптимизации.

Основные положения

1. При управлении разработкой учитываются технологические и техникоэкономические критерии за заданный период времени.

Поэтому в общем случае необходимо рассматривать группу добывающих и нагнетательных скважин с учетом геолого-промысловых особенностей пласта.

2. Основные элементы добывающей системы: «пласт – призабойные зоны скважин – скважины – скважинное оборудование». Система поддержания пластового давления может быть задана по значению максимального давления на устье нагнетательной скважины. Система сбора и подготовки нефти и газа и промысловых сточных вод может быть задана по значению минимального давления на устье в НКТ добывающей скважины.