Файл: Исследование способов поддержания нефтеотдачи пластов углеводородов на поздних стадиях разработки.pptx

, на полуострове Мангышлак, были поставлены специальные промысловые опыты по изучению внутрипластового теплообмена и установлению влияния температурных изменений на фильтрацию парафинистых нефтей. Результаты промысловых исследований показали, что приток тепла в охлажденные пласты из прилегающих горных пород происходит весьма медленно из-за низкой теплопроводности горных пород. После 15,5 месяцев температура была недовосстановлена на 24,2⁰С. Результаты аналитических расчетов были согласованы с данными исследований и показали, что для полного восстановления температуры в значительно охлажденных пластах требуется продолжительное время, от 8-10 лет и более. Следовательно, при периодических нагнетания холодной воды не может происходить восстановление температуры до начальной и не ликвидируются отрицательные последствия от охлаждения.
Динамика восстановления температуры

Изменение температуры на различных расстояниях от скважины

Промысловые исследования влияния температурных изменений на фильтрацию парафинистой нефти в коллекторе

Вблизи нагнетательной скважины №710 были пробурены три контрольные наблюдательные скважины №191, 192, 193, забои которых отстояли от забоя скважины №710 соответственно на 11 м, 49 м и 67 м, образуя разносторонний треугольник. Характер вскрытия слоев указан на рисунке: в скважине №710 был перфорирован для нагнетания один из верхних слоев XIV горизонта.

---

В экспериментальных скважинах №191, 192, 193 вскрыли только один соседний продуктивный нижележащий слой, отделенный от заводняемого слоя глинистой перемычкой толщиной 2,3 м.

Согласно методическому плану, предполагалось закачать холодную воду в верхний слой через скважину №710, передать через глинистую перемычку тепловое возмущение на нижележащий слой и с помощью скважин №191, 192 и 193 исследовать влияние температурных изменений на фильтрацию в естественных пластовых условиях. До проведения закачки определили начальные параметры. Когда температура на забое скважины №191 снизилась относительно первона­чальной пластовой на 1,8 °С, скважину пустили в эксплуатацию и определили коэффициенты продуктивности. Они оказались ниже определенных до нагнетания холодной воды в скважине №710 соответственно на 26,6 и 33,7 %.

Изменение коэффициента продуктивности в скважине 191 после закачки холодной воды в скважину 710 приведено в таблице.

Период замера	Коэффициент продуктивности, т/(сут.Мпа)	Снижение коэффициента продуктивности, %
До нагнетания холодной воды в скважину №710	0,143	0
После нагнетания холодной воды:
1-й замер	0,105	26,6
2-й замер	0,095	33,6

Опытно-промышленное нагнетание горячей воды

В процессе нагнетания горячей воды при различных режимах сняли профили поглощения. Охват пласта заводнением составил 23-25 м., т.е. 80-86% от вскрытой толщины, фактически все слои принимали горячую воду. Снижения приемистости не отмечалось. Выбор месторождения Узень под термальное заводнение был не случаен, ведь исследования показали, что при высокопарафинистой нефти, содержащейся в слоисто-неодно­родных пластах, холодное заводнение не может обеспечить качественную разработку месторождения. Влияние изменения температуры на поведение нефти месторождения Узень уникально: нефть при 30 — 32 °С превращается в структурированную массу, а при 12 - 15 °С - в твердый битум. Охлаждение такой нефти при обычном заводнении в слоях с пониженной проницаемостью (которые составляют до 35 %) чревато потерями нефти и не достижением удовлетворительного коэффициента нефтеотдачи. Ввиду неадекватности геологических условий для выявления влияния технологии заводнения на воздействие и добычу нефти была применена специальная методика.

---

Считается, что в этих условиях целесообразно сравнивать не столько абсолютные значения показателей, которые в основном зависят от геологических условий, а важно выявить динамику их изменений (во времени), которая в значительной степени обусловливается самой технологией разработки. Было проведено сопоставление безразмерных параметров — дебитов и отборов нефти во времени, при котором все текущие показатели в период холодного и термального заводнения были поделены на показатели начала нагнетания. Это несколько уменьшило влияние отдельных геологических характеристик и идентифицировало (хотя и не полностью) условия. Реализация закачки горячей воды приводит к восстановлению ранее сниженной пластовой температуры на старых и к поддержанию и повышению температуры на новых участках, которые разбуриваются для уплотнения сетки и перевода месторождения под термоплощадное завод­нение. Анализируя последующую динамику добычи нефти, можно отметить, что темпы падения добычи нефти сначала уменьшились, а затем добыча стабилизировалась, затем наметился рост добычи нефти. Анализ характеристик вытеснения, построенных в полулогарифмичес­ких координатах добыча нефти - добыча жидкости для месторождения в целом и отдельных блоков разработки, показывает улучшение условий вытеснения нефти из пластов

Изменение дебитов нефти добывающих скважин в зоне нагнетания холодной (1) и горячей (2) воды

Применение исследований влияния температурных изменений на фильтрацию парафинистой нефти в коллекторе для расчета расстояний между скважинами в сетке

Расположение скважин для нагнетания воды имеет важное значение при заводнении скважин. Скорость нагнетания воды зависит от эффективной проницаемости, вязкости воды и нефти, эффективного радиуса скважины, давления в коллекторе и приложенного давления воды и как выяснилось из исследования на месторождении Узень, от температуры нагнетаемой воды. В расчете, который, проводится в этой работе, предлагается подсчитать расстояние между скважинами , учитывая температурный коэффициент, который был найден по результатам сравнительных характеристик закачек воды разной температуры на месторождении Узень:

---

По точкам на графике было вычислено среднее значение температурного коэффициента:

Где – изменение дебита нефти при нагнетании холодной воды (в %);

– изменение дебита нефти при нагнетании горячей воды (в %);

n- количество реализаций опыта.

Данные для расчета сведены в таблицу:

№		Горячая вода	Холодная вода	Х/Г
1	8+14 горизонты	0,97	0,93	0,958763
2		1,23	1,02	0,829268
3		1,55	1,1	0,709677
4		1,46	1,12	0,767123
5	15+16 горизонты	0,6	0,39	0,65
6		0,89	1,51	1,696629
7		0,38	1,27	3,342105
			Σ/n	1,279081

Опытные данные и расчет температурного коэффициента
Для регулирования разработки заводнением важно подобрать оптимальную плотность сетки. Проблема влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу является одной из основных в теории разработки нефтяных месторождений. Плотность оказывается влияние на уровень добычи нефти из пласта, на конечную нефтеотдачу и на экономические показатели разработки нефтяного месторождения. Расстояние между скважинами играет важную роль, так как чем больше это расстояние, тем больший объем нефтеносных пород в так называемых тупиковых и застойных зонах не будет вырабатываться, При разработке малопродуктивных пластов, характеризующихся высокой неоднородностью, целесообразно применение с самого начала процесса разработки площадных систем заводнения в сочетании с «гибкими» сетками скважин. Применение равномерных сеток при этом дает возможность создать серии взаимосвязанных, различных по интенсивности воздействия, последовательно и логично переходящих один в другой вариантов размещения добывающих и нагнетательных скважин. Для регулирования разработки заводнением важно подобрать оптимальную плотность сетки. Проблема влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу является одной из основных в теории разработки нефтяных месторождений. Плотность оказывается влияние на уровень добычи нефти из пласта, на конечную нефтеотдачу и на экономические показатели разработки нефтяного месторождения. Расстояние между скважинами играет важную роль, так как чем больше это расстояние, тем больший объем нефтеносных пород в так называемых тупиковых и застойных зонах не будет вырабатываться, При разработке малопродуктивных пластов, характеризующихся высокой неоднородностью, целесообразно применение с самого начала процесса разработки площадных систем заводнения в сочетании с «гибкими» сетками скважин. Применение равномерных сеток при этом дает возможность создать серии взаимосвязанных, различных по интенсивности воздействия, последовательно и логично переходящих один в другой вариантов размещения добывающих и нагнетательных скважин.

---

Для равномерной сетки скважин средние расстояния между скважинами вычисляют по следующей формуле :

Где l – в м.;

а - коэффициент пропорциональности;

Sc – площадь объекта разработки, приходящая на одну скважину (если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число добывающий и нагнетательный скважин на месторождении n, то в ряде случаев используют Scд – площадь нефтеносности, приходящуюся на одну добывающую скважину), в м2/скв. Формулу можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения. В эту формулу и добавляется температурный коэффициент, тогда формула примет вид:

Для примера, рассчитаем расстояние между скважинами на нефтегазоконденсатном месторождении с парафинистой нефтью без и с учетом введенного температурного коэффициента.

Пласт	1	2	3
Средняя глубина залегания, м	2710	2740	2770
Тип залежи	Нефтегазоконденсат, пластовая сводовая	Нефтегазоконденсатная, пластовая сводовая, литологически экранированная
Тип коллектора	терригенный
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2	208917	130796	123195
Средняя общая толщина, м	24,2	21,6	17,5
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	3,69	2,73	3,16
Пористость, %	16	15	15
Проницаемость, мкм2	0,029	0,013	0,004
Начальная пластовая температура, ⁰С	75,6	75,8	76,4
Начальное пластовое давление, МПа	28,32	28,53	28,70
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с	4,27	8,019	11,91
Вязкость нефти в поверхностных условиях, сСт	6,904	параф.	параф.
Температура нагнетаемой холодной воды, ⁰С	10	10	10
Температура нагнетаемой горячей воды, ⁰С	96	96	96
Расчлененность	1-10	1-9	1-7

---