Файл: Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой.pdf

зоне. Распределение

проницаемости

по

горизонтам

описывается

с л о ж н ы м

логарифмически

нормальным

законом,

состоящим

из

двух-трех составляющих с различными значениями

стандартных

отклонений о. Большей степенью неоднородности по

проницаемо­

сти

характеризуются горизонты

I эксплуатационного объекта

( X I I I

и X I V ) . Стандартные

отклонения

д л я них соответственно

равны:

0і =

О,9

и 02 = 0,5

для

горизонта

X I I I ;

Сі = 0,8;

аг =

0,5, а 3 = 0 , 2

д л я

горизонта X I V , для объекта

I I —

по

горизонту

X V

О\ = 0,7,

аг =

= 0,35 и

по X V I — а і = 0 , 6 ;

с г 2 = 0 , 2 .

Линзы H полулинзы от объема проницаемой части пласта со­

ставляют

от 1 до

30%

по

горизонтам. Наибольшей

прерывностью

характеризуется горизонт

X I I I ,

где

непрерывная часть

пласта со­

ставляет

лишь 50%, полулинзы

30%

и линзы

20%.

При выполнении расчетов вытеснения нефти холодной

водой

исходная

кривая

распределения

проницаемостей

преобразовыва ­

л а с ь

в зависимости от величины

отставания

фронта

заданного

лодной — &С р/16; &ср/9, йср/4.

По всем горизонтам для

каждого значения

нижнего предела

проницаемости определялись

параметры

закона

распределения и,

в частности, стандартное отклонение, среднее значение

проницае­

мости, а т а к ж е р а б о т а ю щ а я

эффективная

мощность.

Результаты

ния расчетной

схемы приведены

в табл . 10.

Из

таблицы

следует.

Т а б л и ц а 10

Горизонты

Нижний

X I I I

X I V

предел

про­

ницаемости

СГі

а.

V

м д

10

360

0,9

0,50

280

0,8

0,5

0,2

Л/16

400

0,8

0,50

300

0,7

0,5

0,2

k/9

460

0,5

0,50

310

0,6

0,4

0,2

ли

540

0,3

0,50

370

0,5

0,2

—

10

170

0,7

0,39

100

0,6

0,2

17,3

6/16

170

0,7

0,35

100

0,6

0,2

17,3

kß

220

0,7

0,35

ІОО

0,6

0,2

17,3

240

0,7

0,35

120

0,6

0,2

14,1

Соотношение этих параметров в значительной

мере

определя­

ют

результаты

термогидродинамических

расчетов

при з а к а ч к е

хо­

лодной и горячей воды в зависимости от характера

неоднородности

того пли

иного пласта.

Наиболее значительно при изменении нижнего

предела

прони­

цаемости изменяются параметры более неоднородных по

прони­

цаемости горизонтов

X I I I

и X I V . Так, по

горизонту

X I I I при изме-

нении

нижнего

предела

проницаемости

от

, „

мд

до

. . .

360

=

10

А/4= —

= 90 мд среднее значение

проницаемости

увеличилось

с

360

до

540

мд,

стандартные

отклонения

уменьшились

от

сі = 0,9,

аг =

0,5

д о

оі = 0 , 3 ,

а2 = 0,5,

эффективная

р а б о т а ю щ а я

мощность

умень­

шилась

в 1,55

раза .

При указанных выше п а р а м е т р а х выполнена оценка

текущей

добычи

нефти

за

15-летний

период

разработки

горизонтов

X I I I — X V I ,

а т а к ж е

рассчитана

нефтеотдача и

сроки

разработки

этих горизонтов

при

условии

выключения

с к в а ж и н

в

момент,

когда

обводненность

их продукции достигнет 80%. Расчеты

выполнены

д л я

вариантов

внутриконтурной

закачки

горячей

воды

(случай

п о д д е р ж а н и я начальной пластовой температуры)

и холодной воды

при

различных

значениях

нижних

пределов

проницаемости:

10 мд, /гс р/16, Аср/9 и fccp/4.

В расчетах

принято,

что

вязкости

нефти

в

пластовых

условиях

для

горизонтов

X I I I ,

X I V , X V и X V I

горячен 'ВОДЫ

( . І в . г = 0,6

спз, вязкость холодной

воды

1,1 спз.

В табл . 11

указаны

средние дебиты нефти

за 15

лет р а з р а ­

ботки при

з а к а ч к е горячей и холодной воды в долях единицы от

дебита

по

горизонту

при з а к а ч к е горячей

воды.

И з табл . 11

сле­

дует, что при закачке в пласты холодной воды по

всем

горизонтам

по мере

уменьшения

величины

отставания

теплового

фронта

от

фронта

вытеснения

(увеличения

нижнего предела

проницаемости)

кущей

нефтеотдачи

по сравнению

с закачкой горячей воды.

Так,

за

15 лет разработки

по горизонтам

X I I I , X I V , X V

при за­

качке горячей воды может быть

получен

прирост

в текущей

до­

быче нефти по сравнению с закачкой холодной воды

примерно

10%

при

нижнем пределе проницаемости kl 16

и

около

20% при

/г/4.

Д л я

горизонта

X V I как

наиболее

Т а б л и ц а

11

однородного из всех рассматри ­

ваемых прирост в текущей добыче,

Закачка

холодной

воды

нефти

бѵдет

соответственно

ра­

Гори­

вен

10

и

14%.

зонт

' V 1 6

V 9

fecp/4

В

табл.

12

представлены

ре­

з у л ь т а т ы расчетов

нефтеотдачи и

XIII

0,90

0,89

0,82

сроков

разработки

при

з а к а ч к е

XIV

0,89

0,88

0,88

холодной и горячей воды при

XV

0,92

0,82

0,77

отключении

оядов скважин, когда

XVI

0,90

0,90

0,84

их продукция

обводнена

на

80%.

пых и эксплуатационных скважин глубинными дебитомерами

пока­

зывают, что неохват вытеснением нефти водой но мощности

гори­

зонтов

X I I I — X V I составляет

за

первый период

разработки не

менее

20%. П р и

з а к а ч к е холодной

воды те и другие

потери

будут

безвозвратными,

так как нефть

в неохваченных заводнением

зонах

закачке горячей воды часть этой нефти будет извлечена.

Таким

образом,

учет

начального

коэффициента

охвата

по

мощности и потерь нефти в линзах, полулинзах и тупиковых

зонах

приводит к существенному дополнительному снижению

конечной

нефтеотдачи и* 'при закачке холодной іводы. При этом

д а ж е

при

нижнем

пределе проницаемости /гС р/16 и

kcp/9

(наиболее

осто­

р о ж н а я

оценка

потерь нефти

при з а к а ч к е

холодной

воды)

нефте­

отдача

по

горизонту

X I I I снизится

с

0,41

до

0,25

(на

40%),

по

X V I — с

0,46

до

0,3

(на 35%), по X V — с

0,45

до

0,28

(на

38%)

н по X V I — с

0,48 до 0,34

(на 30%),

а

потери

нефти

при

внутри-

контурной

закачке

холодной

воды

на

месторождении

Узень

со­

с т а в я т

несколько десятков миллионов

тонн.

Из изложенного

следует,

что разработка горизонтов

X I I I — X V I

месторождения

Узень при поддержании

пластового

давления и

температуры путем .внутриконтурной закачки

горячей

воды

по­

зволит повысить текущую добычу нефти на 10—20%.

конечную

нефтеотдачу на 30—40% и получить

дополнительно

десятки

миллионов тонн нефти по сравнению с разработкой

этих

гори­

зонтов

при з а к а ч к е холодной

воды.

Одной

из основных проблем

проектирования и а н а л и з а

раз ­

р а б о т к и нефтяных месторождений является

н а д е ж н ы й

прогноз

добычи нефти и жидкости во времени

при

вытеснении

нефти

водой.

К настоящему времени в процессе проектирования, анализа и

•обобщения

опыта разработки нефтяных

месторождений

получены

многочисленные решения задачи сб оценке технологических

пока­

зателей эксплуатации нефтяных месторождений во времени.

Прогноз процесса обводнения можно выполнить путем гидро­

динамических расчетов с учетом неоднородности пластов,

мето­

дами материального б а л а н с а и

методами, основанными

на

экс­