Прогнозирование продуктивности скважин и темпов нефтеизвлечения при высокой газонасыщенности пластовой нефти : на примере месторождений Верхнего Прикамья

• Автор: Поплыгин, Владимир Валерьевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2011
• Место защиты: Пермь
• Количество страниц: 141 с. : ил.

Содержание
Введение
Г лава 1. Г еолого-физи ческая характеристика и основные показатели разработки нефтяных месторождений Верхнего Прикамья. Анализ изученности проблемы исследований. Цели и задачи исследований
1.1. Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Верхнего Прикамья
1.2. Основные показатели разработки нефтяных месторождений Верхнего Прикамья
1.3. Геолого-физические и технологические факторы, определяющие
продуктивность добывающих скважин
1.3.1. Геолого-физические факторы
1.3.2. Технологические факторы
1.4. Принципы проектирования показателей разработки нефтяных залежей Верхнего Прикамья
1.5. Основные выводы. Задачи исследований
Глава 2. Изменение продуктивности и производительности добывающих скважин при высокой газонасыщенности пластовой нефти
2.1. Продуктивность и производительность добывающих скважин в
начальный период их эксплуатации
2.2. Продуктивность и производительность скважин при изменении
пластовых и забойных давлений
2.3. Прогнозирование продуктивности добывающих скважин при изменении пластовых и забойных давлений
Выводы к главе
Глава 3. Продуктивность добывающих скважин при периодической откачке жидкости

3.1. Изменение продуктивности периодических скважин в периоды работы и накопления
3.2. Специальные исследования периодических скважин
3.3. Оптимизация технологических режимов работы периодических добывающих скважин
Выводы к главе
Глава 4. Разработка методики прогнозирования показателей разработки нефтяных залежей с учетом изменения продуктивности скважин
4.1. Разработка методики прогнозирования показателей разработки
4.2. Апробация методики оперативного прогнозирования показателей добычи нефти с учетом изменения продуктивности скважин
4.3. Оценка темпов нефтеизвлечения для залежей высокогазонасыщенной нефти с поддержанием пластового давления на уровне начального
Выводы к главе
Основные выводы и рекомендации
Библиографический список

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность исследований
Коэффициенты продуктивности нефтедобывающих скважин определяют эффективность добычи нефти при разработке месторождений, особенно в сложных геолого-физических условиях.
Коэффициенты продуктивности (Кпрод) и производительность скважин зависят от ряда факторов - естественных, определяемых геолого-физической характеристикой объекта разработки, т.е. нефтяной залежи, и связанных с человеческой деятельностью по организации процесса нефтеизвлечения. В зависимости от характера изменения условий работы негативное влияние многих факторов на коэффициенты продуктивности и производительность скважин проявляется в большей или меньшей степени.
Разработка нефтяных залежей практически всегда сопровождается изменением пластового давления (Рпл), при котором в продуктивных пластах происходят сложные физические процессы, снижающие фильтрационноемкостные свойства горных пород и коэффициенты продуктивности скважин. Недоучет этого фактора при проектировании технологических режимов работы скважин снижает достоверность прогнозирования технико-экономических показателей, темпов нефтеизвлечения, сроков разработки залежей и конечной нефтеотдачи.
На территории Верхнего Прикамья в Пермском крае разработка и эксплуатация нефтяных месторождений осложнена неоднородностью коллекторов на значительной части площади их распространения и высокой газонасыщенностью пластовой нефти при повышенных значениях давления насыщения (РНас)- Периоды разработки нефтяных залежей до ввода в эксплуатацию систем поддержания пластового давления характеризуются значительным снижением пластовых давлений вплоть до Рнас, забойные давления в скважинах с постоянной откачкой жидкости снижаются на 20...5О % по отношению к этому давлению. Исследование вопросов влияния снижения

В первую очередь для модификации абсолютной проницаемости используются кондиционные данные гидродинамических исследований фонда добывающих скважин. Сначала по результатам исследований находится множитель для каждой скважины, представляющий отношение кйгди/кЬгис. На основании полученной выборки методом интерполяции строится двухмерное поле поправок на исходную проницаемость пласта. В конце процедуры в исходный куб проницаемости вводится поправочный коэффициент и гидродинамическая модель пересчитывается с новой проницаемостью.
Далее полученная проницаемость модифицируется по результатам воспроизведения истории разработки, а именно на основе сравнения расчетных величин дебитов жидкости, пластового и забойного давлений в каждой скважине с фактическими данными до достижения сходимости по жидкости. При этом происходит коррекция абсолютной проницаемости как в районе отдельных скважин, так и среднего значения по зональным интервалам.
Особое внимание уделяется построению модифицированных функций фазовых проницаемостей. Функции относительных фазовых проницаемостей, входящие в уравнения фильтрации многофазных жидкостей, в настоящее время определяются на малых образцах породы (кернах), которые представляют лишь незначительную часть объема пласта. Так как реальным коллекторам нефти свойственны неоднородности различного масштаба осреднения, то функции относительных фазовых проницаемостей, определенные на кернах, не являются точной характеристикой многофазного течения в пласте и должны быть модифицированы. С помощью фильтрационной модели при адаптации разработки по известной динамике добычи нефти и воды подбираются функции модифицированных фазовых проницаемостей для каждого объекта разработки.
На последнем этапе сбиваются коэффициенты продуктивности по скважинам с учетом геолого-технических мероприятий (ГТМ), проводимых на скважинах, а также с учетом динамики дебита жидкости и депрессии по каждой скважине.