Обоснование технологий воздействия на пласт, плотности сетки и системы размещения скважин для добычи нефти

Анализ строения нефтегазоконденсатных залежей пластов БУ₈¹, БУ₈² и БУ₈³ свидетельствует, что во всех пластах запасы нефти сосредоточены в нефтяных оторочках краевого типа, частично совпадающих в структурном плане. Средняя нефтенасыщенная толщина варьируется от от 2 до 13 м при средней нефтенасыщенности 0,75. По своим геолого-физическим характеристикам и физико-химическим свойствам нефтяные оторочки идентичны. Для обоснования плотности сетки скважин выполнено предварительное моделирование разработки на элементе модели нефтегазоконденсатной залежи пласта БУ₈² с целью уменьшения продолжительности расчета показателей разработки.

Расчеты на гидродинамической модели элемента проведены в пакете Tempest More (ROXAR). Размеры ячеек модели в плоскости XY приняты размером 100х100 м. Границы элемента подбирались таким образом, чтобы максимально обеспечить условия подобия по геолого-физической характеристике и параметрам неоднородности коллекторов, а также соотношению в них запасов нефти и свободного газа (рисунок 3.18).

Для оценки эффективности применения систем поддержания пластового давления и обоснования плотности сетки скважин выполнено моделирование процесса разработки нефтяных оторочек с консервацией запасов газа газовой шапки при площадных (семиточечной и девятиточечной) и барьерном способах воздействия на пласт, а также без организации ППД. Всего рассмотрено 20 вариантов, отличающихся плотностью сетки скважин, которая принималась для всех способов разработки 9, 16, 25, 36 и 49 га/скв. Вскрытие добывающими и нагнетательными скважинами нефтяной оторочки осуществлялось наклонно-направленным стволом с вертикальным окончанием. Результаты моделирования и схемы размещения скважин представлены в приложении Е.

Первоначально во всех вариантах расчетный период принят равным 70 годам, однако при моделировании, разработка оторочки без поддержания пластового давления прекращалась через 65 лет при расстоянии между забоями 500м, и 69 лет при расстоянии между забоями 300м. В случае ППД по семиточечной схеме разработка оторочки прекращалась на 34 году при сетке 16 га/скв, 40 году при плотности сетки 9 га/скв и 65 году при плотности сетки 25 га/скв. При ППД по девятиточечной схеме разработка оторочки прекращалась чере 55 лет при плотности сетки 9 га/скв. Аналогичная ситуация характерна и для барьерного заводнения, когда все скважины выбывали из эксплуатации при плотности сетки 9 га/скв на 44 году, при плотности сетки 16 га/скв на 60 году и 25 га/скв на 69 году соответственно.

В остальных вариантах продолжительность расчетного периода составляла 70 лет. Размещение скважин на элементе осуществлялось в пределах изопахиты четыре и более метров, интервалы вскрытия оторочек устанавливались на расстоянии 2 м от ГНК и ВНК.

Известно, что основная сложность при обосновании оптимальных систем разработки нефтяных оторочек заключается в выборе способа воздействия на продуктивные пласты с целью увеличения конечных коэффициентов нефтеотдачи. В процессе разработки оторочек потери пластовой энергии в результате отбора нефти частично восполняются за счет расширения газовой шапки.

Рисунок 3.18 – Схема выделения расчетного элемента нефтегазовой залежи пласта БУ₈²

При этом влияние последней на энергетическое состояние в зоне отбора и эффективность вытеснения нефти в значительной степени зависит от величины и градиента давления в нефте и газонасыщенной частях залежей, определяемого динамикой соотношения остаточных запасов свободного газа и нефти.

При эксплуатации нефтяных скважин неизбежны прорывы свободного газа во вскрытый перфорацией интервал, которые являются не только нежелательными при их работе, но и отрицательного сказываются на коэффициентах нефтеотдачи. По этой причине поддержание пластового давления закачкой газа не приведет к существенному увеличению коэффициента нефтеотдачи и может только усугубить положение, в связи с чем, в качестве агента для закачки, предлагается использовать воду.

В качестве ограничений на работу скважин приняты:

- давление на забое нагнетательных скважин – 40,0 МПа;

- давление на забое добывающих скважин – 21,8 МПа;

- предельная обводненность продукции – 98 %;

- максимальный газовый фактор – 5000 м³/м³;

- минимально рентабельный дебит нефти 2 м³/сут;

- коэффициент эксплуатации – 0,95.

Дата добавления: 2015-07-25