УДК 622.24

 

Бораш А. Р.

 

Казахский национальный исследовательский технический университет им. К.И. Сатпаева

 

ПРИМЕНЕНИЕ МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН И ЗАЛЕЖЕЙ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ

 

Аннотация: Практически все нефтяные месторождения характеризуются наличием контурных или подошвенных вод. Разработка этих зон, как показывает практика добычи нефти, является трудной задачей. Поэтому актуальны исследования посвященные повышению эффективности разработки водонефтяных зон и залежей с подошвенной водой. К этим зонам приурочены немалые запасы нефти.

Ключевые слова: практика, нефть, скважина, эффект, зона, исследование.

 

Эксперименту подвергнут элементпласта (разработки)расположенный в водонефтяной зоне (ВИЗ) нефтяного месторождения. Прогнозные гидродинамические расчеты осуществлялись в ЗБ трехфазной (нефть - вода — растворенный в нефти газ) постановке. В качестве объекта исследования рассматривался элемент с размерами 2500*2500*25м (рис. 1), Нетрудно видеть, что при традиционных подходах на основе ВС, да и ГС, никто не помышлял элемент пласта указанных размеров рассматривать в качестве элемента разработки. Даже при допущении однородности коллекторских свойств.

При моделировании элемент разработки аппроксимирован сеточной областью размерностью 100*100*25 элементарных ячеек. Размеры ячеек по

латерали равняются 25*25 м, по вертикали — 1м. Балансовые запасы исследуемого элемента составляют 14995 тыс. м3 нефти.

Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности равняются 0.2 и 0.8 соответственно. Проницаемость вдоль осей X и У имеет значение 0.100 мкм , вдоль вертикальной оси Ъ равняется 0.010 мкм2. Начальной пластовое давление, давление насыщения и пластовая температура - 30.0 МПа, 15.0 МПа, 70 °С соответственно. Вязкости и плотности нефти и воды в пластовых условиях соответственно составляют 3.3 мПа*с, 0.6 мПа*с, 750 кг/м\ 1000 кг/м соответственно. Газосодержание равняется — 116 м/м , объемный коэффициент нефти — 1.29. Коэффициенты сжимаемости породы и воды равняются 4* 106 1/МПа и 5.34* 10"6 1/МПа соответственно.

 

 

Рисунок 1. Сеточная аппроксимация элемента разработки

 

Расчеты проводились до минимального дебита нефти равного 2 м /сут на скважину или до максимальной обводненности в 98%. При достижении одного из этих ограничений добывающая скважина отключалась. При отключении всех добывающих скважин расчет прекращался.

 

Таблица 1. Исходные данные для анализируемых вариантов

 

Глубина кровли, м

2495

Отметка водонефтяного контакта, м

2514

Пористость, д.ед.

0.2

Проницаемость вдоль Х-У, мкм~

0.100

Проницаемость вдоль Ъ , мкм

0.010

 

Начальное пластовое давление, МПа

30.0

Давление насыщения, МПа

15.0

Начальная нефтенасыщенность, д.ед.

0.80

Остаточная нефтенасыщенность, д.ед.

0.20

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с

3.3

 

Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м

860

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с

0.60

Запасы элемента, тыс.м3

14995

Ограничения на скважины:

Минимальное забойное давление в добывающей скважине, МПа

10.0

Максимальное забойное давление в нагнетательной скважине, МПа

45.0

Размерность сетки

А X, м

25

А У, м

25

дг,м

1

Размерность сетки, Х*У*7

100x100x25

Обще принято, что наиболее благоприятное расположение стволов добывающих скважин — в верхней части нефтенасыщенной толщи. Поэтому запланированная серия экспериментов заключалась в исследовании влияния на технологические показатели местоположения горизонтальных стволов многозабойной нагнетательной скважины.

На исследуемом элементе проведено 8 экспериментов при следующих условиях.

1.    Размер элемента 2500*2500*25 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины протяженностью 250 м проходит в 2.5 м от кровли пласта. Горизонтальный ствол добывающей скважины протяженностью 750 м располагается в 2.5 м от кровли пласта. Пилотный ствол нагнетательной скважины вскрывает всю нефтенасыщенную толщу. Пилотный ствол добывающей скважины вскрывает 15 м от кровли. Добывающие скважины эксплуатируются при заданном забойном давлении — 10.0 МПа. Нагнетательная скважина эксплуатируется при забойном давлении не выше 45.0 МПа и/или компенсации отбора жидкости закачкой воды равной 1. Ввод скважин во всех вариантах — одновременный.

2.    Аналогичен 1 варианту, но горизонтальные стволы нагнетательной скважины проходят в 5.5 м от кровли пласта.

Варианты 3 — 6 аналогичны варианту 1, отличие заключается в том, что горизонтальные и нагнетательные стволы размещаются в 8.5 м, 11.5 м, 14.5 м, 17.5 м от кровли пласта. В 7 варианте нагнетательные стволы располагаются на ВНК, а в 8 варианте — в 1.5 м под ВНЕС.

 

Таблица 2. Результаты прогнозных расчетов

 

Варианта

КИН

ВНФ

Дебит нефти через 31 дней

Кол-во лет разработки

 

д.ед.

3, 3

м /м

м3/сут

 

1

0.621

7.08

1683

34

2

0.625

7.07

1689

33

3

0.632

7.10

1694

33

4

0.639

7.20

1693

33

5

0.647

7.30

1705

33

6

0.653

7.40

1714

33

7

0.654

7.45

1731

33

8

0.652

7.52

1749

32

 

Результаты расчетов представлены в табл. 2. При изменении расположения горизонтальных стволов нагнетательной скважины от кровли к водонефтяной зоне происходит улучшение большинства технологических показателей. Так КИН в варианте 1 с прикровельным расположением стволов нагнетательной скважины, достигает величины 0.621. В варианте 7 значение КИН возрастает до 0.654. При углублении стволов нагнетательной скважины растут начальные дебиты по нефти. При этом несколько возрастает конечный водонефтяной фактор. На срок разработки данные изменения практически не влияют.

Объяснение сказанному заключается в положительном влиянии гравитационного фактора. Он сдерживает ускоренный подъем более тяжелой, чем нефть, воды к забоям добывающих стволов.

 

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1.   Абасов М.Т., Закиров С.Н. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу // Нефт.хоз., 2005, №9, с.90-92.

2.   Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Низаев Р.Х. Совершенствование технологии разработки залежей в карбонатных коллекторах с применением горизонтальных скважин // Нефт.хоз., 2006, №3, с.34-36.

3.   Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982, 407с. Перевод с англ.

4.   Акчурина О.Ю. Разработка краевых маломощных зон залежей горизонтальными скважинами на примере пласта БС 010 Спорышевского месторождения // Нефт.хоз., 2006, №12, с.30-32.

5.   Алиев З.С., Бондаренко В.В. Технология применения горизонтальных скважин. М.:Нефть и газ, 2006, -710 с.