Совершенствование разработки трудноизвлекаемых запасов на основе комплексного анализа информации — страница 10

  • Просмотров 427
  • Скачиваний 17
  • Размер файла 266
    Кб

месторождению выше, и, вероятно, составляет порядка 24,5-24,8 МПа. Таким образом, в условиях разработки юрских отложений Харампурского месторождения в зонах, где пластовое давление близко к давлению насыщения, необходимо поддержание энергетического состояния залежи на первоначальном уровне. Рисунок 2 - Динамика пластового, забойного давлений и коэффициента продуктивности по действующим скважинам (горизонт Ю1) Поэтому, добывающие

скважины, расположенные вдоль непроницаемых экранов, предлагается перевести под нагнетание уже после 365 суток эксплуатации. Вводить в эксплуатацию систему поддержания пластового давления позже не рекомендуется, так как в последствии возможно образование техногенных трещин от нагнетательных скважин к добывающим и, в результате, резкий прорыв воды. После эксплуатации блока в течение 1000 суток адаптивное расположение скважин

дает преимущество. Для пятиточечной системы характерны следующие особенности: три нагнетательные скважины, расположенные в северо-восточной части блока, используются не рационально, то есть они не участвуют в формировании фронта вытеснения. Непроницаемый экран, расположенный в северо-восточной части месторождения, нарушает гидродинамическую связь между рядом нагнетательных и добывающих скважин, и, как следствие,

возникает: аномально высокое пластовое давление в радиусе нагнетания данных скважин, падение пластового давления в добывающих скважинах, а нагнетательные скважины работают в "холостую". Нагнетательные скважины третьего ряда также работают не эффективно, то есть непроницаемый экран нарушает гидродинамическую связь между третьим рядом нагнетательных и третьим рядом добывающих скважин. В результате, невозможно

сформировать равномерный фронт вытеснения, и в третьем ряду добывающих скважин образуется область низкого пластового давления. По распределению нефтенасыщенности после 2000 суток эксплуатации четко видно, что в районах непроницаемых экранов невозможно добиться равномерного фронта вытеснения, и контур нагнетания для скважин системы поддержания пластового давления усечен как раз в области непроницаемых экранов. Это

позволило сделать вывод о неэффективности эксплуатации стандартной схемы размещения скважин в данных геологических условиях (рисунок 3а, 3б). Рисунок 3 - Карты текущего пластового давления (а) и текущей нефтенасыщенности (б) по варианту 1 (стандартная пятиточечная система размещения скважин) Совершенно противоположная ситуация наблюдается при адаптивной системе. Здесь характерно равномерное распределение пластового давления