Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 [ 47 ] 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71

7.2. РАСЧЕТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА

Результаты расчетов на основе полученных решений могут быть представлены в виде графиков безразмерного дебита нефти Qoii/Q0 в зависимости от безразмерного времени Q0t/3,14фhR), прошедшего с момента ГРП, построенных для скважин, находящихся в краевой зоне или в стягивающем ряду при различной длине l/R0 и направлении трещин, разной обводненности перед гидроразрывом и различном расстоянии между скважинами в ряду ct/R0. Например, на рис. 7.3 приведены графики, соответствующие случаю, когда гидроразрыв проводится непосредственно перед прорывом воды к добывающей скважине. Предполагается, что скважина расположена в стягивающем ряду, причем расстояния между скважинами в ряду и до первоначальной границы раздела нефти и воды совпадают ct/R0 = 1. Приведем некоторые оценки. Пусть R0 F F 500 м, ф = 0,2, h = 5 м, дебит жидкости перед ГРП составляет Q0 F 5 м3/сут. Если трещина гидроразрыва имеет полудлину 50 м, то l/R0 = 0,1. Из графика на рис. 7.3 найдем дебит нефти через год после ГРП: для трещины, параллельной ряду, значение Qoll/Q0 составит 1,8, соответственно дебит нефти - 9 м3/сут; для трещины, ортогональной ряду, Qoll/Q0 = 1,5, при этом дебит нефти равен 7,5 м3/сут. По графику можно определить также дебит нефти, если ГРП не проводится, в данном случае его величина снижается незначительно и через год составит около 5 м3/сут. Таким образом, при заданной длине трещины независимо от ее направления эффект от проведения ГРП оказался положительным: получено увеличение дебита нефти. В случае более длинной трещины определяющим фактором при оценке эффективности ГРП оказывается направление трещины. Например, при полудлине 100 м (l/R0 = 0,2) дебит нефти через год после проведения ГРП при параллельной ориентации трещины составит 10 м3/сут, а при наиболее неблагоприятной ориентации трещин перпендикулярно ряду всего 2,5 м3/сут, т.е. окажется ниже, чем в случае, когда гидроразрыв не проводится.

Рис. 7.3. Дебит нефти после прорыва воды в скважину с трещиной гидроразрыва (скважина расположена в стягивающем ряду).

Ro равно: 1 - 0,1; 2 - 0,2; 3 - 0,3; 4 - без ГРП

Для подтверждения полученных выводов о динамике обводненности после ГРП были проведены численные расчеты на базе специальной трехмерной модели многофазной фильтрации, учитывающей трещины гидроразрыва конечной проводимости. Причем в расчетах использовались реальные фазовые проницаемости и вязкости нефти и воды. Рассматривалось двухстороннее вытеснение нефти водой от прямолинейных параллельных контуров к ряду добывающих скважин, расположенному посередине между ними. Был рассчитан базовый вариант без применения ГРП и варианты с гидроразрывом в добывающих скважинах, который производился в момент достижения заданной обводненности добываемой продукции. Были рассмотрены варианты с обводненностью перед ГРП 1, 25, 50 и 80 %. В отдельных вариантах предполагалась параллельная и ортогональная ориентация трещин по отношению к контуру, т.е. проанализированы как наиболее благоприятная, так и наиболее неблагоприятная ситуация. Расстояние между скважинами в ряду и между рядами было принято равным 600 м, рассчитаны варианты с полудлиной трещин 50, 100 и 200 м.

Несмотря на размазывание фронта воды в сеточных моделях, были выявлены те же эффекты, что и при аналитическом исследовании процесса. Показано, что при параллельной ориентации трещины происходит падение обводненности после ГРП, а затем постепенное возрастание. При ортогональной ориентации трещины обводненность после ГРП резко возрастает, затем несколько снижается, после чего вновь постепенно возрастает.

в вариантах с параллельной ориентацией трещины отмечено снижение обводненности при одновременном росте добычи жидкости вследствие ГРП по сравнению с базовым вариантом. Этот эффект более значителен для длинных трещин. В вариантах с ортогональной ориентацией трещины обводненность выше, чем в базовом варианте, однако поскольку отбор жидкости также выше, то добыча нефти превышает этот показатель базового варианта. Наиболее сильно различия вариантов с разным направлением трещин проявляются в первый год после ГРП, затем уровни текущей добычи нефти сближаются. При благоприятной ориентации трещины отмечена высокая эффективность ГРП на поздней стадии разработки, т.е. при высокой обводненности добываемой продукции. Расчеты показали целесообразность проведения повторных гидроразрывов в такой ситуации. Уменьшение расстояния между скважинами не привело к каким-либо изменениям выявленных закономерностей.

Следует отметить, что аналогичные расчеты, проведенные для пятиточечной системы расстановки скважин, показали, что эффект изменения обводненности в результате перераспределения фильтрационных потоков после ГРП при площадной системе заводнения незначителен. Проведены расчеты технологических показателей как при ориентации трещины по направлению к нагнетательной скважине, так и под углом 45° к этому направлению. Было принято, что расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами составляет 400 м, полудлина трещины равна 100 и 200 м. Расчеты показали, что уровни добычи нефти и накопленные показатели вариантов достаточно быстро сближаются. Зависимости текущей обводненности от нефтеотдачи для базового варианта и для вариантов с ГРП с разной ориентацией трещины практически совпадают. Это связано с тем, что для площадных систем разработки коэффициент охвата пласта вытеснением более высокий, чем для рядных систем. Поэтому и эффекты, связанные с