УДК 622.276 © В.И.Кудинов, Н.В.Зубов, В.А.Савельев, 1998
В.И. Кудинов (ОАО "Удмуртнефть"), Н.В. Зубов, В.А. Савельев (УдмуртНИПИнефть)
V.I.Kudinov (OAO "Udmurtneft"), N.V.Zubov, V.A.Saveliev (UdmurtNIPIneft)
Регулирование теплового воздействия при разработке залежей высоковязкой нефти с послойной неоднородностью коллекторов
Monitoring of thermal stimulation during development of high viscosity oil pools with layered heterogenity of reservoirs
Г
Presented is a procedure for monitoring heat carrier injection, which enables to carry out uniform displacement in the layers of reservoir with layered heterogenity. Possibility of this procedure applicaton for water floods monitoring is stated.
едостатком многих реализуемых систем разработки нефтяных месторождений методами нагнетания в пласт вытесняющих агентов является то, что закачка агента осуществляется одновременно через всю совокупность интервалов перфорации скважины вдоль нефтенасыщен-ной толщины пласта. При этом не дооце-нивается послойная неоднородность коллектора, существенно влияющая на эффективность вытеснения, а следовательно, и системы разработки.
При заводнении, например, закачиваемая в пласт вода поступает, в первую очередь, в те прослои, которые имеют наименьшее фильтрационное сопротивление или наибольшую проницаемость. Продвигаясь по таким прослоям, вторгаемая в пласт вода еще больше уменьшает их фильтрационное сопротивление, и приемистость по воде этих прослоев резко возрастает. Следовательно, основная доля закачиваемой воды будет фильтроваться по высокопроницаемым прослоям, а низкопроницаемые прослои остаются невыработанными.
Указанный негативный эффект еще более усиливается при нагнетании в пласт теплоносителя для залежей с высоковязкой нефтью.
Теплоноситель, проникая в высокопроницаемый участок пласта, еще сильнее уменьшает его фильтрационное сопротивление, чем при обычном заводнении, что еще более усиливает неравномерность выработки прослоев пласта. Таким образом, хотя при закачке теплоносителя общая нефтеотдача пласта и возрастает за счет лучшей выработки высокопрони-
цаемых слоев, неравномерность выработки прослоев различной проницаемости увеличивается. В связи с отмеченным весьма актуальными являются вопросы регулирования процессов нагнетания вытесняющих агентов в пласт с целью обеспечения равномерной выработки прослоев и увеличения охвата их вытеснением.
Решению указанной проблемы посвящено достаточно много работ, однако они касаются в основном вопросов борьбы с неравномерной выработкой пластов на стадии разработки, когда уже отмечается неравномерность выработки.
Общеизвестны такие методы регулирования, как выравнивание профилей приемистости в нагнетательных скважинах и ограничение притока воды в добывающих скважинах [1-4]. Однако, к сожалению, они применяются в основном запоздало, когда исправить положение уже трудно. Предложены также способы увеличения фильтрационных сопротивлений обводнившихся пластов [4, 5] с целью увеличения охвата выработки менее проницаемых соседних пластов. Всё это методы регулирования разработки, когда необходимо исправлять положение со сложившимся неравномерным охватом пласта вытеснением. По возможности процессы регулирования закачки вытесняющих агентов необходимо вести постоянно, чтобы не допустить неравномерности выработки пластов.
Непосредственно идея предлагаемого метода регулирования возникла на основе результатов анализа разработки Гре-михинского месторождения Удмуртской Республики с применением технологий импульсно-дозированного теплового
воздействия (ИДТВ) [6], импульсно-дозированного теплового воздействия с паузами (ИДТВ(П)) [7], теплоцикли-ческого воздействия на пласт через системы нагнетательных и добывающих скважин (ТЦВП) [8], на которые имеются патенты Российской Федерации.
Пласт А4 башкирского яруса Греми-хинского месторождения относится к сложнопостроенным. По данным геологического моделирования, в его разрезе можно выделить три пачки нефтенасы-щенных коллекторов: верхнюю, среднюю и нижнюю. Каждая пачка представляет собой совокупность нефтенасыщенных прослоев различной проницаемости, разделенных слабопроницаемыми или непроницаемыми перемычками. Разработка такого пласта путем закачки вытесняющего агента при равномерной перфорации скважины вдоль всей нефтенасы-щенной толщи неэффективна из-за неравномерности выработки прослоев.
Технологии ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП являются достаточно эффективными, что подтверждается практикой их внедрения на Гремихинском месторождении. К недостатку технологий относится то, что в них не было предусмотрено регулирование приемистости с целью равномерной выработки пласта.
Предлагаемый метод регулирования направлен на устранение указанного недостатка. Основная сущность его заключается в избирательном нагнетании теплоносителя в пласт, начиная со слабопроницаемых прослоев.
На первом этапе в слабопроницаемые прослои закачивается теплоноситель в таком количестве и такой последователь-
3/1998 37
Объект Технология ИДТВ(П) Предлагаемый способ
воздействия Закачка агента в КИН Закачка агента
поровыхобъемах в поровых объемах КИН
Пласт в целом 1,5 0,27 1,5 0,34
Прослой:
первый 0,4 0,14 1,4 0,32
второй 0,9 0,25 1,5 0,34
третий 3,2 0,42 1,6 0,36
ности, чтобы уравнять фильтрационные сопротивления всех прослоев. На втором этапе в разработку подключаются все прослои. Вследствие того, что на первом этапе достигнуто выравнивание фильтрационных сопротивлений, в дальнейшем приемистости будут пропорциональны поровым объемам прослоев, и обеспечится равномерность выработки. Именно критерий поступления вытесняющего агента в пласт пропорционально поровым объемам прослоев, несмотря на различие их по проницаемостям, обеспечивает равномерность охвата вытеснением.
Реализация предлагаемого метода регулирования процесса вытеснения связана с осуществлением следующей совокупности технических решений и технологических приемов:
1) в качестве объекта воздействия выбирается пласт, показатель послойной неоднородности которого не превышает 10;
2) строится подробная геологическая модель пласта, в которой указываются число выделяемых прослоев п, их проницаемости ¿1, ¿2,... кп; толщины h2,...
пористости т^ т,, ..., тп; нефте- или водонасыщенности $1°, х,0,..^0;
3) на основе геологической модели рассчитываются начальные фильтрационные сопротивления прослоев с расположением их для удобства в порядке убывания а °> о70> ... >0
12 п '
4) на основе математического (и физического) моделирования строится график зависимости (падения) фильтрационного сопротивления пласта от безразмерного времени т (закачки вытесняющего агента в поровых объемах), т.е. О(т) ;
5) закачку вытесняющего агента начинают с прослоя, имеющего самое высокое начальное фильтрационное сопротивление, и продолжают до тех пор, пока фильтрационное сопротивление не снизится до о^0, т.е. до выполнения условия 01(т1)=022°;
6) с момента т до безразмерного времени т2 закачку ведут уже в два прослоя, где значение т2 определяется из условия 01(т2)=030;
7) аналогично подключается третий прослой и так далее;
8) после подключения последнего прослоя переходят к этапу одновременного совместного вытеснения нефти по пласту в целом;
9) на всех этапах закачки в добывающих скважинах возможны режимы раздельной и совместной эксплуатации прослоев.
Рассмотрим более подробно значение каждого этапа в осуществлении технологического процесса.
1. При выборе объекта разработки предлагается проследить, чтобы максимальное соотношение проницаемостей прослоев не превышало 10. Это ограничение гарантирует, что для таких пластов выравнивание фильтрационных сопротивлений по предлагаемому методу возможно. При слишком больших значениях показателя неоднородности фильтрационное сопротивление самого низкопроницаемого прослоя может и не снизиться до сопротивления высокопроницаемых прослоев даже при длительной промывке его вытесняющим агентом.
2. Значение геологической модели весьма весомо, поскольку именно на ее основе строятся все дальнейшие расчеты. Успешность регулирования закачки и повышение эффективности вытеснения во многом зависят от адекватности данных геологической модели характеристикам природного пласта.
3. Начальные фильтрационные сопротивления прослоев, в первую очередь, дают представление о приемистости. Способы расчета фильтрационных сопротивлений известны, и они рассчитываются в пределах области от нагнетательной скважины до ряда добывающих. При примерно одинаковых перепадах давления в области фильтрации приемистости прослоев, как известно, обратно пропорциональны их фильтрационным сопротивлениям.
Если уравнять фильтрационные сопротивления, то приемистости будут пропорциональны поровым объемам прослоев. Это в конечном счете означает, что все прослои будут промыты одинаково и будут иметь близкие между собой коэффициенты извлечения нефти (КИН).
Естественно, в реальных условиях пластов добиться абсолютного выравнивания охвата вытеснением не удается. Фильтрационное сопротивление сложным образом зависит от проницаемости, относительных фазовых проницаемо-стей и вязкостей жидкостей. Поэтому при регулировании закачки необходимо постоянно следить за динамикой фильтрационных сопротивлений работающих прослоев. Для этого предусмотрен пункт 4.
4. Режим регулирования избирательной закачки в пласт, вплоть до подключения в работу всех прослоев, контролируется на основе зависимости фильтрационного сопротивления от объема нагнетания вытесняющего агента т.
Теоретические расчеты по модели слоисто-неоднородного пласта показывают, что независимо от проницаемости при одинаковых поровых объемах закачки начальные фильтрационные сопротивления прослоев уменьшаются в одинаковой степени. На основе этого не требуется строить графики для всех прослоев, необходим один график О(т) (см.рисунок).
5. Безразмерное время т определяется по формуле
Т = я t /Уп, (1)
где я - темп нагнетания вытесняющего агента, м3/сут; t - время нагнетания, сут; Уп - поровый объем пласта, м3.
Поскольку на подготовительном этапе на основе геологической модели поровые объемы и начальные ф
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.