Файл: Анализ водогазового воздействия на Ванкорском месторождении.docx

Анализ результатов, обобщенных в таблице позволяет заключить следующее: при последовательной закачке сухого газа, независимо от очередности их закачки (вначале газа, затем воды и наоборот), моделирующий процесс вытеснения увеличивается на 2,7-16 % по сравнению с обычным заводнением. Совместная закачка сухого газа и воды с отношением газа к воде в пределах 0,22-0,78 увеличивает коэффициент вытеснения на 8,1-29,6% по сравнению с заводнением. Эта же величина коэффициента вытеснения достигается в опытах, в которых газ и вода закачивались попеременно.

Исходя из лабораторных исследований можно сделать вывод что закачка газа и воды в любых модификациях приводит к увеличению степени

вытеснения нефти по сравнению с заводнением.

8. 1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   14

---

Наиболее оптимальный метод воздействия на Ванкорском месторождении

В результате положительно проведенных опытно промышленных испытаний ВГВ, зарекомендовала себя последовательная закачка воды и газа, в результате который был получен дополнительный приток нефти. Рассмотрим метод последовательного вытеснения на примере Нх-III-IV.

На Ванкорском нефтегазоконденсатном месторождении в качестве системы ППД используется заводнение или закачка газа, как показали теоретические исследования и промысловая практика, совместная закачка газа и воды повышает общую эффективность вытеснения нефти. Ванкорское месторождение обладает значительными ресурсами газа, поэтому целесообразно рассматривать использование метода водогазового воздействия.

В качестве исследуемого принят объект Нх-III-IV. На объекте Нх-III-IV поддержание пластового давления происходит приконтурной системой ППД с расположением нагнетательных скважин вблизи контура ВНК, а также системой газонагнетательных скважин, осуществляющих закачку газа в газовую шапку. Действующий нагнетательный фонд составляет 34 скважины (в том числе 6 газонагнетательных). Средняя приемистость на 2015 год составляет 840 м³/сут.

Как видно из карты накопленных отборов рисунок 3.13, объект разрабатывается блочно-квадратной сеткой с наклонно-направленной нагнетательной скважиной в центре ячейки образованной горизонтальными скважинами (расстояние между нагнетательной и добывающей скважиной 1000 м). на севере и в центральной части залежи и рядной сеткой в подгазовой зоне

---

объекта. Соотношения количества добывающих скважин к нагнетательным составляет 2,9.

Все нагнетательные скважины являются наклонно – направленными, вскрывая при этом интервалы начальной нефтенасыщенности (газовые скважины перфорированы в изначально газонасыщенных интервалах).

Рисунок 3.13 Карта накопленных отборов объекта Нх-III-IV
В качестве исследуемого был принят пласт Нх-III-IV. Выработка запасов происходит в зоне СК. Наибольшим потенциалом извлекаемых запасов характерезуется Нх-IV. Для увеличения темпов отборов запасов рекомендуется применить последовательное ВГВ. Отмечается тенденция быстрого роста обводненности. В будующем рекомендуется после обводнения добывающей скважины до 98% перевести ее под нагнетательную скважину для проведения последовательного ВГВ. В которую сначала будем закачивать воду около 2-3 месяцев, затем перейдем на газ.


Рисунок 3.14 Анализ выработки запасов для объекта Нх-III-IV
Из вышеуказанного рисунка видно, что выработка запасов происходит в зоне СК. Наибольшим потенциалом извлекаемых запасов характерезуется Нх-IV. Перевод скважин позволит увеличить дренирование и выработку запасов Нх-IV (рисунок 3.15), и, следовательно, увеличить добычу нефти.
Рисунок 3.15 Пример выработка недренируемых запасов Нх –IV
Добывающие скважины всегда вскрывают зону с улучшенными ФЕС-

---

«суперколлектор». На севере залежи суперколлектор характерезуется наибольшими толщинами, и горизонтальные скважины вскрывают преимущественно суперколлектор.

Стоит отметить, что на нагнетательных скважинах объекта Нх-III-IV, где вскрыт суперколлектор, коэффициент охвата работающих толщин напрямую зависит от толщины вскрытого высокопроницаемого пропластка и может

принимать достаточно низкие значения, что свидетельствует о невытеснении запасов из низкопроницаемых зон, при этом коэффициент охвата толщин закачкой в газонагнетательных скважинах близок к 100% .

Для предотвращения ранних прорывов газа и воды по суперколлектору в добывающие скважины, предлагается использовать пассивные устройства притока для выравнивания профиля приемистости на нагнетательных скважинах Ванкорского месторождения, которая дает возможность «прижать» высокопроницаемые зоны и, тем самым интенсифицировать приток из низкопроницаемых участков. Можно использовать трубчато-канальные устройства притока производства компании Baker Hughes.[6] На рисунке 3.17 показан характерный профиль вытеснения и прорыва воды в добывающую скважину в случае использования стандартного заканчивания скважины при заводнении неоднородного коллектора.




Рисунок 3.17 Профиль вытеснения для стандартного заканчивания нагнетательной скважины
На рисунке 3.18 показан равномерный профиль вытеснения в случае использования устройства контроля закачки.


Рисунок 3.18 Профиль вытеснения для нагнетательной

---

скважины с ICD

9. 1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   14

---