автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Влияние изменения величины пластового дваления на фильтрационные параметры пласта и показатели разработки нефтяной залежи

РГ6 (^российский НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАЧЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ИМЕНИ АКАДЕМИКА А.П.КРЫЛОВА (ВНИИ)

- ДПР 1994

На правах рукописи УДК 66.067.1+532.1

НАЗАРОВ АЛЕКСАНДР ЮРЬЕВИЧ

ВЛИЯНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА И ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Специальность 05.15-06 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых несторождений

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Москва 19 9 4

Работа выполнена во Всероссийском нефтегазовом научно-исследова тельском институте (ВНИИнефть).

Научный руководитель - заслуженный деятель нау> и техники

Рф,доктор технических наук, профессор Баииев Б.Т.

Официальные оппоненты - д.т.н.,профессор Саттаров Н.К.

к.т.н. Давыдов А.В. Ведущее предприятие - Производственное объединение

"Пермнефть"

Защита состоится "V " _ _ __ _1994г в __ часов на заседании

Специализированного совета Д.104.02.01 ВАК России при Всероссийском нефтегазовом научно-исследовательском институте*ВНИИ) по адресу!125422,Москва,1-й Дмитровский проезд,д.10.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке ВНИИ.

Автореферат разослан _ .. _ 1994г.

Учёный секретарь Специализированного совета кандидат геолого-минералогических

наук Шш^ М.М.Максимов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Повышение коэффициента нефтеязвлечения

и сокращение сроков разработки месторождений - одна из важнейших задач нефтяной промышленности. Данная проблема может быть решена не только при применении третичных методов добычи нефти« но и при совершенствования технологии заводнения нефтяных пластов»

В настоящее время заводнение остаётся, несмотря на наличие большого количества альтернативных технологий увеличения нефтеотдачи пластов( наиболее надёжным методом) обеспечивающим достижение высоких технико-экономических показателей разработки«

Дискуссионным является вопрос выбора оптимальных условий заводнения нефтяных залежей и« в частности,допустимых величин снижения пластового давления'Широко известен американский опыт разработки« предусматривающий длительный период "первичной" добычи нефти на естественной режиме перед начален заводнения« В ряде работ показана возможность снижения пластового давления до давления насыщения без ухудмения показателей разработки при последующем заводнении.

Диссертационная равота посвпшеча изучения данного вопроса в условиях зависимости коллекторских свойств пород разрабатыоаакнх сб-ьектсз от давления- Произведенный расчеты показывает воззюз-ность получения дополнительной добычи нефти для настораяданий с коллекторскини свойствами! зависящими от давления за счёт учёта данного Фактора при проектирования системы разработки.

Цель работы. Оценка оптимальных условий заводнения нефтяных залежей с коллекторскини свойствами, зависящими от давления*

Основные задачи: ^

1.Исследование причин и закономерности изменения Фильтрационных параметров пласта при снижении пластового давления•

2'Сопоставление показателей разработки залежи при пониженной пластовой давлении( сложившаяся практика разработки) и при давлении в зоне отбора« близком к начальному путём математического моделирования процесса разработки с использованием двумерной трёхфазной модели Фильтрации«

3-Выдача рекомендаций по проектированию систем разработки месторождений с коллекторскини свойствами« зависящими от давления-

Научная новизна полученных результатов состоит в сопоставлении при различных условиях показателей разработки реальной залежи нефти с коллекторскини свойствами пласта«зависящими от давления путём адаптации натематической модели-

При этом!

1-Впервые произведено математическое моделирование процесса разработки залежи нефти с коллекторскини свойствами«зависящими от давления-

2.Разработан и использован метод пошагового счёта с Фиксированными значенияни проницаемости,соответствующими среднему пластовому давлению за период-

3-Сформулированы рекомендации по проектированию систем разработки залежей с коллекторскини свойствами« зависящими от давления-

Практическая ценность работы заключается в том«что в ней! а)предложены мероприятия по совершенствованию разработки яснополянской залежи Чашкинского несторождения с целью интенсификации выработки запасов и дренированию невырабатываемых участков на ба-

зе адаптации натенатической моделиi

б)произведено уточнение местоположения начальных балансовых запасов нефти моделируемой залежи

в)показана необходимость использования на залежах с коллекторс-кини свойствами«зависящими от давления систем разработки»имеющих запас интенсивности; позволяющий компенсировать ухудиение коллек-торсккх свойств пласта при снижении пластового давления-

Зачридаеныв положения!

1-Фильтрационные параметры терригенных пластов при определённой вещественном составе коллектора (плохая окатанность зёрен«наличие глинистого цемента) зависят от давления¡определяющим признаком данной зависимости является снижение продуктивности скважин в начальный период эксплуатации залежи-

2-Реализация системы разработки происходит в период« когда гидропроводность снизилась в результате падения пластового давления в залежи и запроектированная система воздействия оказывается неадекватной изменившемуся состоянию пласта т.к. её параметры были заданы на базе данныхi полученных в период пробной эксплуатации •

3-Проектируемая система разработки должна иметь запас интенсивности для компенсации ухудшения Фильтрационных параметров пласта«происходящего в период пробной эксплуатации и организации системы заводнения.

4.В условиях благоприятного соотношения коэффициентов подвижности воды и нефти является целесообразным развитие системы поддержания давления с самого начала разработки и ограничение отбора нефти на ранних стадиях эксплуатации объекта с целью недо-

пушения снижения пластового давления«

Реализация и апробация работы. Результаты расчётов использованы при совершенствовании систены разработки яснополянской залежи Чамкинского месторождения и реализации текущих геолого-технических мероприятий в НГДЧ " По лазнанефть''. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на

- научных семинарах и - заседаниях секции учёного совета отдела разработки нефтяных месторождений ВНИИ (1990 -1993гг>

- на 13-ой научно-технической конференции молодых учёных и специалистов ПермШПИнефтьС г* Пермь 11987)

- научно-техническом конференции«посвященной 25-летишо института ПернНИПИнефть(г■Пермь«1989)

- научно-технической конференции Пермского политехнического нн-ститута(г•Пермь,1989)

фактический материал. В основу диссертационной работы положены результаты обработки исходного промыслового материала (кривые восстановления давления«замеры пластового я забойного давлений« дебита скважин к др.) па яснополянским залежам Чаыкинского« "Юр-чукского« Укьвинского«Ольховского« Ярино-Каненоложского« Шеметик-ского месторождений*Деталь но переработана и проанализирована вся имеющаяся информация по яснополянской залежи Чашкинского месторождения.

Об-ьёи работы. Диссертационная работа изложена на 132 страницах« иллюстрируется рисунками и таблицам* на 32 страницах и состоит из введения«4 глав «заключения«списка литературы из 89 наименований и приложении на 40 страницах.

Работа выполнена в НГДУ Полазнанефтъ ПО ПерннеФть. Автор вы-

ражает искренним благодарность за оказанную помочь в работе над диссертацией научному руководителя доктору технических наук «профессору Б.Т-Бамшеву. Автор благодарит А-В-Распопова за оказанную помощь в обеспечении программными средствами для работы над диссертацией •

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

В первой главе рассмотрена история изучения вопроса- Впервые проблема зависимости фильтрационных параметров пласта применительно к разработке нефтяной залежи рассмотрена А.П.Крыловым и Г-И-Баренблаттон в 1955г, предложена математическая модель и введён термин упругопластичесхого режима Фильтрации »когда при снижении пластового давления происходит необратимое уменьшение пористости «существенно влияющее на режим работы пласта-

Из зарубежных источников данного периода наиболее известны работы фэтта«Дэвиса«Шейдеггера«в которых отмечается значительное влияние внешнего давления на Фильтрационные свойства пород-

Дальнейшее изучение рассматриваемого вопроса продолжено В. М. Добрыниным,Н.С•Гудок,В•Н•Николаев ским,А•Т.Горбуновым,Н.Н. Пав -ловой с использованием кернового материала. Авторы отмечают существенные деформационные изменения у глинистых и плохо отсортированных пород при росте эффективного напряжения.

Работы более позднего периода посвящены изучению рассматриваемой проблемы применительно к месторождениям Западной Сибири. Экспериментальные исследования« выполненные В.М.ДобрыниныН|В.Б*Му-ликын,М■Ф■Мирчинкоя,В. П.Соничси на керновом материале показывают

значительное изменение проницаемости плохо отсортированных песчаников с ростом внешнего давления на скелет.породы- Ю.И.Дёмушкин, Р.С.Сахабгареев, М • ф • Свищев, анализируя причины снижения продуктивности добывающих скважин пласта БВ8 Мегионского месторождения в период пробной эксплуатации«заключают, что данное явление вызвано пластической деформацией и уплотнением пород за счёт увеличения эффективного напряжения.

Такии образом, обзор литературы показывает высокую вероятность развития процессов деформации коллектора при эксплуатации нефтяных залежей и' их необходимо учитывать при проектировании и реализации систены разработки-

Во второй главе произведен анализ промысловых данных о влиянии пластового давления на фильтрационные параметры пласта«Кол-лекторские свойства пород яснополянских залежей северной группы месторождений Пермской области (Чашкинское,Нрчукское,Уньвииское> зависят от давления, что подтверждается снижением коэффициентов продуктивности разведочных скважин в процессе падения пластового давления в залежах« Определяющей причиной снижения коэффициентов продуктивности является ухудшение Фильтрационных параметров пласта - такой вывод позволяет сделать анализ динаники гидропровод-ности удалённой зоны пласта, определённой по кривын восстановления давления«

Рассматриваемые залежи залегают на глубине 2000-2200м,начальные пластовые давления составляли 22-24 НПа« Коллекторы представлены мелкозернистыми песчаниками и алевролитами со средней пористостью и проницаемостью по керну 15-17Х и О-172-0.387 нкн2 соответственно «Нефти надовязкме с газосодержанмен 105-125 мЗ/т,давле-

ние »-насыщения находятся в пределах 13-15 МПа.

Залежи отличаются сходный литологическин составом пород«невысокая отсортированность и окатанность зёрен кварца! преобладание механического уплотнения зёрен и наличие глинистого цемента обусловливают значительные деформационные изменения коллекторов при росте эффективных напряжений на скелет породы-

Уменьшение коэффициентов продуктивности происходит пропорционально снижению пластового давления в залежах, при этом выделение свободного газа в призабойной зоне при снижении забойного давления ниже давления насыщения слабо отражается на изменениях коэффициентов продуктивности. По скважине N17 Юрчукского месторождения наблюдается рост коэффициента продуктивности при увеличении пластового давления в районе данной скважины. Результаты по всем обработанный скважинам,где имелся представительный материал (13 скважин) сведены в итоговую зависимость, в которую включены скважины соседних иесторождений<Ольховского, Ярино-Каненноложско-го, Шеметинского). Продуктивность скважин на этих месторождениях зависит от давления,однако степень снижения коэффициентов продуктивности заметно меньше,что связано как с лучшими коллекторскими свойствами (Ярино-Каиенноложское месторождение), так и с меньшим достигнутым перепадом давления (Шеметинское,Ольховское месторождения ).

Динамика изменения гидропроводности удалённой зоны пласта при снижении пластового давления проанализирована на базе результатов обработки кривых восстановления давления методом касательной (86 кривых по 8 скважинам рассматриваемых объектов)•

В процессе падения дебитов и снижения продуктивности растёт

совершенство скважин- Так, в сквахине N17 Юрчукского месторождения коэффициент совершенства вырос с 0*36 до 2-97 при уменьшении гидропроводности удаленной зоны пласта со 1222*10Е-2 до 46*10Е-2 нкм*м/мПа«с( при коэффициенте совершенства равном 1 скважина гидродинамически совершенна).Совершенство скважины растёт за счёт ухудшения паранетров удалённой зоны пласта при неизменных или мало изменявшихся характеристиках призабойной зоны- В периоды увеличения пластового давления наблюдается рост гидропроводности, однако величина последней не достигает значений, характерных для первой стадии снижения давления, т-е. существует гистерезис изменения фильтрационных параметров-

Уменьшение гидропроводности достигает 90* от приведённой к начальный условиям в диапазоне суцествукцих значений прироста эффективного напряжения- Интенсивное изнененение гидропроводности происходит при увеличении эффективного напряжения выше 4МПа, что соответствует снижению пластового давления на 15-20Я от начального; очевидно,что снижение давления в залежах ниже данной величины нерационально, т.к. приводит к существенному изненению Фильтрационных параметров пласта-

Результаты вычислений сведены в итоговую зависимость гидро-провадности от эффективного напряжения на скелет породы, которая использовалась в дальнейшем для приведения Фильтрационных параметров пласта к начальным условиям и задания величины снижения .проницаемости коллектора при адаптации математической модели-

Развитие системы поддержания пластового давления на рассматриваема объектах проходило медленно ввиду трудоёмкости освоения нагнетательных скважин ж быстрого затухания их приёмкстости. Не-

Ч

\ / чУ

смотря на тО| что постепенно увеличивалась интенсивность воздействия путём перехода от приконтурного заводнения на Чашкинском и Юрчукском к площадному и от трехрядной системы на Уньвинском мес-' торождении к очаговому« эффективность поддержания пластового давления и в настоящее время остаётся низкой. Основная причина -уменьшение гидропроводности пласта в процессе снижения пластового давления в залежах и неадекватность системы воздействия, её постоянное отставание и неспособность эффективно поддерживать пластовую энергию.

Разработка залежей производится низкими темпами, так максимальный темп отбора по яснополянской залежи Юрчукского месторождения достигнут на 2-ом год после ввода в разработку и составил 2.8*/!, несколько выше достигнутый максимальный темп отбора по яснополянским залежам Унъвинского и Чашкинского месторождений -4.2 и 4.6'/ соответственно. По существу, технологические ограничения по давлению (вынужденное ограничение темпа отбора иэ залежи за счёт низкого пластового давления) растягиваются на весь основной период разработки.

Стихийная консервация эксплуатационных скважин, возникающая в результате недостатка пластовой энергии усиливает неравномерность выработки запасов, так как простаивают не только малодебит-ные скважин;,м расположенные в зонах с ухудшенной характеристикой коллектора, но и скважины, имеющие достаточно высокую потенциальную продуктивность,однако недоосвоенные ввиду малого периода Фонтанирования либо его отсутствия. Перевод на механизированный способ эксплуатации не решает проблему из-за низких статических уровней в скважинах и, как следствие, малых величин депрессии, созда-

ваеной насосами, неспособной произвести очистку призабойной зоны от Фильтрата бурового раствора« колькаткрующих частиц и т-п-

Создаётся ситуация« когда текп выработки запасов зависит не от степени разбуренности месторождения и количества введенных скважин« а от эффективности системы поддержания пластового давления« т-е- количества нагнетательных скважин и их приёмистости-\ Сложившаяся практика ввода месторождений в разработку предусматривает период пробной эксплуатации« в течение которого определяются основные гидродинамические характеристики залежи« используемые в дальнейшем при составлении технологической схемы разработка» Пластовое давление интенсивно снижается (особенно это характерно дли объектов о больной площадью нефтеносности или затрудненной связью с законтурной областью), ухудшаются Фильтрационные параметры пласта- В яонент реализации систена разработки уже изначально неадекватна изменившемуся состоянию залежи так как гид-ропроводиостъ пласта значительно снизилась•

В третье» главе описаны результаты математического моделирования процесса разработки бобриковскон залежи Чамкинского месторождения с использованием двумерной нодели трёхфазной Фильтрации« основанной на уравнениях Маскета-Мереса, разработанной во ВНИИнефть (SUTRA Y>•

Расчёты проводились в режиме заданных дебитов для добываниях и в режиме заданных забойных давлений для нагнетательных скаажжи* Пластовое давление контролировалось по всея скваиииан«однако предпочтение отдавалось прямым занераи« точность которых в несколько раз выи*« чем у давлений« определённых расчётный путёи по статя-ческоиу уровню« При прочих равных условиях пластовые давления«за-

меренные на высокодебитных скважинах,более точны и достоверны,чем пластовые давления, полученные по результатам исследования мало-дебмтных скважин-

Для учёта изменения Фильтрационных параметров сделано допущение, что эффективная мощность не меняется, а изменение гидропро-водности обусловлено снижением проницаемости пласта- Применён метод пошагового счёта ввиду отсутствия возможности задания проницаемости как Функции давления в используемой математической модели. Интенсивное снижение пластового давления происходило в первые три года эксплуатации залежи, затеи оно стабилизировалось па уровне 15.5-16.5МПа. Исходя из этого, расчёт проводился в 4 этапа, первые три шага включали по одному году эксплуатации залежи, последний - оставшиеся 12 лет.Проницаемость в каждом расчёте соответствовала среднегодовому пластовому давлению в зоне отбора-Поле давлений запрашивалось из /специального Файла davl.txt, поля толщин пересчитывались в среде BASIC с учётом меняющейся нефтеиасыиениости•

Сопоставление зависимостей проницаемости от давления, полученных на бг>зе промысловых исследований и в результате адаптации математической модели показывает,что на начальном участке кривой, включающем первые два года эксплуатации залежи (в диапазоне роста эффективных давлений от 0 до 4-2 МПа) наблюдается совпадение Фактических и расчётных данных* В более поздний период, в диапазоне увеличения эффективных давлений от 4-2 до 7.8 МПа кривые расходятся, расчётная кривая соответствует более высоким значениях проницаемости. Это обусловлено наличием участков повышенного давления вокруг нагнетательных скважин, в то время как в зонах отбора пластовое давление остаётся на 7-8 МПа ниже начального. К сожалению,

используемая модель не позволяет задать проницаемость как Функцию давления в каждом узле или в каждой зоне (что связано с ограниченным числом зон различной проницаемости)! реализация данного способа вычислений позволила бы добиться более полного совпадения Фактической и расчётной кривых зависимостей проницаемости от давления.

В процессе адаптации произошло уточнение геологического строения залежи- При подготовке исходных данных расположение начальных контуров нефтеносности (внешнего и внутреннего) было принято согласна последнего подсчёта запасов (ПермНИПИнеФть«1986г)• В результате расчётов не подтвердилась наличие значительной части запасов на восточном крыле структуры! которое недоразведано из-за близости охранной зоны водозабора г-Березники. В северной части месторождения произошло некоторое увеличение запасов за счёт прироста площади нефтеносности. На последних шагах счёта!12-14 год разработки) ощутимым стал недостаток запасов в юго-западной части месторождения. Бурение оценочных скважин в этом районе (1992г) подтвердило наличие здесь дополнительных запасав. В целом па залежи произошло увеличение балансовых запасов нефти на 34)С от запасов« утверждённых в ГКЗ (1983г).

При подгонке пластовых давлений наилучшее совпадение достигнуто по скважинам с высокими коэффициентами продуктивности« наиболее трудно добиться приемлемого результата по низкодебитным« длительно простамаатщя скважинам« добыча которых зачастую расписана (.по скважине показана определённая добыча нефти при её Фактическом простое)« как правило« пластовые давления« подученные по результатам исследования подобных скважин имеют значительную погрешность.

Сопоставление расчётных и Фактических объёмов закачиваемой во-

да показывает значительное искажение отчётных данных,поэтому от ориентировки на объёмы закачки, показанные в отчётных документах, пришлось отказаться-

Коэффициенты приёмистости подбирались в два этапа.Сначала объёмы закачки задавались исходя из приблизительной величины пластового давления в зоне отбора, т.е. строгая подгонка давлений как по нагнетательным, так и по добывающим скважинам не производилась-Затем была проведена адаптация Фазовых проницаемостей, исходя из Фактической динамики обводнения по эксплуатационным скважинам. На базе полученных данных для каждой нагнетательной подбирались одна-две опорных добывающих скважины, наиболее чётко реагирующих на изменения работы нагнетательной скважины. На втором этапе обиёмы закачки регулировались уже исходя из динамики давлений и обводнённости по опорным добывающим скважинам.

Наибольшее расхождение расчётных объёмов и показанных в отчётных документах наблюдается для скважин NN153,171, в которых основная часть закачиваемой воды перетекала по заколонному пространству в нижележащий турне-фаменский пласт,что подтверждается геофизическими исследованиями. Сопоставимые объёмы закачки получены по скважинам NN24,31,расчётная закачка заметно меньше показанной в отчётах по скважинам NN18,163,168,169.

При подборе Фазовых проницаемостей произошли значительные корректировки коэффициентов, изменяющих конфигурацию кривых. Месторождение разделяется на две области« значительно отличающиеся свойствами поверхности породы. Основная часть эалежм характеризуется "классическими" Фазовыми проницаемостями приблизительно одинаковыми для воды и нефти, в то же время юго-восточная область обладает

Фазовыни проницаеностяни для воды в 8-10 раз ниже проницаеностей для нефти* Такое соотношение относительных проницаеностей характерно для гидрофильных пород* Косвенный признаком гидрофильности коллектора в данном районе является сложность освоения добывающих скважин после ремонта (скв-NN57)59,155) и интенсивное снижение продуктивности скважин в водный период эксплуатации (скв-NN158, 160)- Ранее подобные явления отменены автором на Ольховском месторождении, приуроченного к песчаникам с преимущественно гидрофильным характером смачиваемости-

Сопоставление расчётной и Фактической динамики обводнения по отдельным скважинам и в целом по залежи даёт удовлетворительное совпадение, отметим лишь расхождение, полученное по скважинам NN158,159 в период высокой обводнённости, что связано с увеличением проводимости пласта в зонах дренирования данных скважин при росте пластового давления*

На базе адаптации математической модели получено распределение текущей нефтенасыщенности на 1.01-93г и сформулированы рекомендации по совершенствованию существующей системы разработки, включающие освоение под закачку 4-х обводнённых добывающих скважин! KN33, 158,160,162) и одной оценочной(N300).возврат 2-х скважин под добычу с нижележачего пласта(NN26,164),освоение под добычу с ремонтно-изоляционныни работами скважины N157,бурение 5-6 оценочных скважин в южной и северо-восточной частях залежи.

В четвёртой главе произведён расчёт прогнозных технологических показателей разработки при пластовой давлении и проницаемости,близких к начальный! расчёт экономической эффективности прогнозного варианта и сформулированы рекомендации по совершенствованию систен

разработки залежек о коллекторскини свойствами«зависаниям от давления«

Задача решалась в режиме заданных депрессий« проницаемость соответствовала первому году разработки залежи (пластовое давление в зоне отбора 20-21 МПа). Коэффициенты продуктивности корректировались пропорционально изменении проницаемости- Динамика ввода скважин совпадала с фактической за исключением опережающего ввода нагнетательных скважин за счёт отсутствия периода отработки на нефть (скв-NN31«168«169) и более раннего пуска под закачку законтурной разведочной скважины N24- Объемы добычи и закачки регулировались такин образом« чтобы пластовое давление в зон* отбора поддерживалось на уровне 20МПа-

Расчёты показывают« что уровень отбора нефти при фактически сложивменся соотношении добывающих и нагнетательных скважин определяется обгёнани закачки воды« т.к. добывающие скважины работают с большим запасом производительности (депрессия составляет 50-70* от Фактически достигнутой)« а коэффициенты приёмистости нагнетательных скважин даже при условии их роста пропорционально изменению проницаемости недостаточно высоки« чтобы компенсировать отбор-Известно« что приёмистость нелинейно зависит от давления и в условиях превышения некоторого критического давления в зонах закачки происходит образование трещин вблизи нагнетательных скважин« обеспечивавших их высокую приемистость! исходя из этого« коэффициенты приёмистости были заданы в 2-Зраза выме Фактически достигнутых-

Дополнительная добыча по прогнознону варианту за рассматриваемый период (16 дет) составляет 988тыс-т- «максимально достигнутый темп отбора от извлекаемых запасов 6.2Х при Фактическом 4-6<» при-

рост текущего коэффициента извлечения нефти - 9'/,. Наблюдается совпадение характеристик вытеснения ¿ля прогнозного и Фактического вариантов за рассмотренный период разработки.

Отмечается значительное расхождение в объёмах закачанной воды при сопоставлении отчётных данных и полученных при адаптации модели- Накопленная компенсация согласно паспорта разработки залежи составляет (на 1-01-93г) Юб-Эй, по результатам адаптации - 67-4'/,; в прогнозном варианте компенсация в объёме 92*/, обеспечивает поддержание пластового давления на уровне 20-21МПа в зоне отбора- Коэффициент производительной закачки (отношение объёма закачанной воды по результатам адаптации к объёму воды по отчётным данным) составляет 0-62-

Оценка прироста конечного коэффициента нефтеизвлечения для прогнозного варианта разработки исходя из взаимосвязи данного параметра с темпом отбора« гидропроводностькСпроницаемостью) и пластовым давлением в зоне отбора даёт величину в пределах 6-7*/•

За базу сравнения для определения экономического эффекта от внедрения прогнозного варианта приняты Фактические показатели разработки залежи за 1978-1992гг. Расчёты выполнены на основе данных по калькуляции себестоимости добычи нефти НГДУПолазнанефть" за 1 полугодие 1993г-Себестоимость дополнительно добытой нефти с учётом затрат на закачку воды»подъём»перекачку«подготовку жидкости и централизованных отчислений составила 5044-64руб/т при Фактической себестоимости 6013-53руб/т- Дополнительная прибыль-949700тыс-рч прибыль предприятия (при продажной цене 9312руб/т) - 4182873тыс-р-: Все расчёты.выполнены,в ценах 1-го полугодия 1993г-

Произведённые расчёты показывают целесообразность организации

заводнения я ограничения отбора нефти на ранней стадии разработки для залежи с коддекторскинм свойствами, зависящими от давления с целью недопущения снижения пластового давления. Разработка пласта с Фильтрационными параметрами, близкими к начальным обеспечивает не только прирост текущей добычи нефти, но и увеличение конечной нефтеотдачи•

Экономическая эффективность варианта разработки при начальных условиях подтверждается меньшей себестоимостью дополнительно добытой нефти, сокращением срока разработки (следовательно - снижением затрат на бурение скважин-дублёров, реконструкцию систем сбора я транспорта нефти, системы ППД), получением дополнительной прибыли на более ранних стадиях выработки запасов«которую можно использовать для улучшения технического обеспечения процесса добычи, реализации третичных методов повышения нефтеотдачи«

Важный Фактором является способность нагнетательных скважин при наличии сети естественных трещин в пласте сохранять высокую приёмистость в течение длительного периода. Недопущение роста эффективных напряжений позволяет сохранить сеть естественных трещин в раскрытом состоянии,что существенно облегчает процесс освоения нагнетательных скважин и снижает затраты на восстановление их приёмистости.

При наличии сети естественных трещин первое критическое давление на забоях нагкетаталышх скважин близка к гидростатическому или лишь незначительно превышает его. С ухудщеннен Фильтрационных характеристик коллектора величина критического давления,обеспечивающего стабильную приёмистость нагнетательных скважин достигает горного давления. Для условш! яснополянских залеяей северной труп-

пы месторождений Пермской области давление на забоях нагнетательных скважин достигает горного при устьевых давлениях 27-28 МПа. В существующих условиях разработки (пластовое давление снижено на 89 МПа от начального) устьевое давление 20 МПа,при которой ведётся заводнение залежей, не обеспечивает стабильной приёмистости нагнетательных скважин- Сохранение Фильтрационных характеристик коллектора является предпосылкой для достижения стабильной приёмистости нагнетательных скважин при устьевых давлениях 20 МПа-

Для осуществления разработки залежи при пластовом давлении, близком к начальному, необходимо иметь запас интенсивности системы воздействия, который позволит, несмотря на ухудшение Фильтрационных характеристик, восстановить пластовое давление, поскольку снижение давления неизбежно в период пробной эксплуатации и, вообще говоря, необходимо для оценки упругоёнкости залежи и степени связи с законтурной областью-

Целесообразность наличия запаса интенсивности системы воздействия была показана В-С-Ковалёвым 1В•М.Житомирским и Б-ф-Сазоновым-Сформулированное последним понятие коэффициента запаса производительности залежи предусматривает при проектировании системы заводнения степень её активности принимать более высокой, чем это требуется для обеспечения заданного уровня добычи нефти, в данном случае система легче поддаётся управлению и регулированию. Отметим также, что при выборе системы воздействия инженер-проектировщик всегда закладывает определённый запас прочности,основываясь на интуиции и опыте реализации подобных систем разработки-

Однако очевидно, что такого рода запас активности системы заводнения не превышает 10-15%, в то время как ухудшение Фильтраци-

онных параметров в сложившихся условиях разработки (снижение пластового давления на 8-9 МПа) достигает 60-80'/, • В этом случае запас интенсивности системы воздействия должен включать не только увеличение перепада давления между забоями добывающих и нагнетательных скважин,но и сгущение сетки скважин и уменьшение соотношения числа добывающих и нагнетательных сквахин, а следовательно, - изменение системы заводнения«В каждой конкретном случае величина запаса интенсивности устанавливается исходя из темпа снижения давления и степени изменения коллекторских свойств, определённых в период пробной эксплуатации залежи.

Яснополянская залежь Чашкинского месторождения находится на третьей стадии разработки и сформулированные выше рекомендации не могут быть реализованы на данном объекте- Из рассматриваемой группы месторождений наиболее подходящим объектам для реализации предложенных рекомендаций является Палашерский участок яснополянской залежи Уньвинского месторождения, находящийся на второй стадии разработки- Запроектированное здесь сочетание трёхрядной блоковой системы с приконтурнын заводнением обладает характерной для всех рассмотренных объектов особенность» - низкой эффективностью поддержания давления-

С целью совершенствования системы воздействия и интенсификации выработки запасов Палашерского участка необходимо!

- преобразовать трёхрядную блоковую систему в площадную (предложен один из возмоиных вариантов размещения скважин« включающий бурение 5 дополнительных нагнетательных и перевод под закачку 4 добывающих скважин)

- предусмотреть первоочередное бурение, обустройство и освоение

нагнетательных скважин /

- временно ограничить отбор нефти из залежи для восстановления пластового давления до уровня 20-21 МПа (текущее пластовое давление составляет 16.5 МПа)■

Выполнение предложенных мероприятий позволит:

- добиться устойчивой приёмистости нагнетательных скважин и облегчить процесс их освоения за счёт восстановления сети естественных трещин

- увеличить долю фонтанной добычи

- увеличить темп отбора запасов после временного ограничения добычи нефти

- повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения-

ОСНОВНЫЕ .ВЫВОДЫ

1-Основной причиной низких темпов разработки яснополянских залежей северной группы несторождений Пермской области является недостаточная эффективность систем поддержания пластового давления, реализованных на данных объектах-

2-Песчаники рассматриваемой группы залежей весьма чувствительны к изменению эффективного напряжения на скелет породы за счёт невысокой отсортированности и окатанности зёрен кварца, преобладания механического уплотнения зёрен и наличия глинистого цемента .

3-Снижение коэффициентов продуктивности скважин в период падения пластового давления обусловлено изменением фильтрационных параметров пласта, а не коэффициентов совершенства скважин-

4'Уменьшение гидропроводности удалённой зоны пласта достигает 90'/ от приведённой к начальный условиям в диапазоне существующих значений прироста эффективного напряжения (7-9 МПа или 3040'/, от начального пластового давления) .Интенсивное изменение гидропроводности происходит при увеличении эффективного напряжения выше 4 МПа, что соответствует снижению пластрвого давления на 15. 20)! от начального» Данное значение является рациональным пределом снижения давления для рассматриваемой группы залежей.

5-Выработка запасов из залежи с Фильтрационными параметрами пласта близкими к начальным (прогнозный вариант) обеспечивает увеличение тенпа отбора на 30-35'/ в основной период разработки и прирост конечной нефтеотдачи на 6-7% по сравнению с фактическим вариантом. Увеличение эффективного напряжения за счёт снижения пластового давления для прогнозного варианта составляет 2-8-3-8ППз, Фактического - 7.8-8-3 МПа-

6-Система разработки, реализуемая на залежи с коллекторскими свойствами,зависящими от давления,должна иметь запас интенсивности, способный компенсировать ухудшение Фильтрационных параметров пласта, происходящее в процессе падения пластового давления- Величина запаса интенсивности устанавливается исходя из темпа снижения давления и степени изменения коллекторских свойств, определённых в период пробной эксплуатации залежи.

7.Для условий яснополянских залежей северной группы месторождений Пермской области,имеющих благоприятное соотношение коэффициентов подвижности (за счёт пониженной Фазовой проницаености для воды в заводнённом объёме и соотношения вязкостей нефти и воды, близких к единице) является целесообразным развитие системы под-

держания давления с самого начала разработки и ограничение отбора нефти на ранних стадиях эксплуатации объекта с целью недопущения снижения пластового давления-

8-Поддержание пластового давления близким к начальному позволяет сохранить сеть естественных трещин коллектора в раскрытом состоянии , что значительно облегчает процесс освоения нагнетательных скважин и снижает затраты на восстановление их приёмистости.

9-Разработанный и использованный при адаптации метод пошагового счёта позволяет с удовлетворительной точностью смоделировать процесс изменения проницаемости при снижении давления- Более полное совпадение расчётной и Фактической кривых зависимости проницаемости от давления может быть достигнуто при задании проницаемости как Функции давления в каждой зоне или, что более предпочтительно, узле математической модели-

По тене диссертации опубликованы следующие работы:

1-Митрофанов В-П-,Тульбович Б-И-,Бейзман В-Б-«Назаров А.И. Анализ особенностей разработки бобрнковской залежи Ольховского месторождения ,М,"Нефтяное хозяйство",1991,N7,с-19-23-

2-Назаров А-Ю- Изменение гидропроводности терригенного пласта при снижении давления в залежи,-Тр-ВНИИ,вып.115(в печати).

3.Назаров А-Ю- Изменение фильтрационных параметров терригенного пласта при снижении пластового давления и оценка оптимальных условий заводнения,-ЭИ "Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи",М,ВНИИОЭНГ,1990,N8-

4-Назаров А-й- Оценка влияния темпов разработки на коэффициент

неФтеизв лечения на основе анализа выработки залежи нефти по трубкам тока|Экспресс информация,сер."Разработка нефтяных месторождении и методы повышения нефтеотдачи",ВНИИОЭНГ,М,1991,N5,с.15-19.

Соискатель " ' А.Ю.Назаров

\