Исследование эффективности применения водогазового воздействия для неоднородных коллекторов

Известно, что продуктивные нефте- и водонасыщенные пласты обладают высокой проницаемостной неоднородностью, что существенно влияет на охват и эффективность вытеснения нефти. При этом в большей степени применения той или иной технологии его эффективность зависит от геологического строения залежи.

Обобщая данные разобьем все продуктивные интервалы многослойных коллекторов на две группы, представленные на рисунке 1.

Рисунок 1 — Типы проницаемостной неоднородности

В связи с широким развитием методов численных исследований на модели пласта, оценку эффективности водогазового воздействия на пласт выполним с использованием гидродинамического симулятора Tempest 7.0. На рисунке 2 представлены модели, аналогичные показанным на рисунке 1, но дополненные численными значениями проницаемости по каждому пропластку. Свойства флюидов и геологическая характеристика для создания моделей принимались подобными свойствам Верхнеюрских отложений Новогоднего месторождения Западной Сибири по разрезам нагнетательных скважин.

Проницаемость

Рисунок 2 — Модели неоднородных пластов

Модель на рисунке 2, 1) характеризуется преобладанием высокопроницаемого коллектора (1 и 3 слой), а модель (рисунок 8.2, 2) -преобладанием низко проницаемого коллектора (1 и 3 слой). Расчеты велись до достижения значения обводнения 98%.

^            •                       *                       е си

0%     5%     10%    15%    20%    25%    30%    35%    40%    45%    50%

о

Газосодержание закачиваемой смеси

Тип 1 Тип 2

Рисунок 3 — Накопленная добыча для разнородных пластов в случае стационарного ВГВ

Для варианта стационарного водогазового воздействия в пласте с преобладанием высокопроницаемого коллектора (тип 1) получено (Рисунок 8.3), что наибольший прирост добычи нефти отмечается в случае соотношения qв:qг = 2:1. В случае водогазового воздействия на пласт с преобладанием низко проницаемых коллекторов - максимальный соответствующий прирост по результатам моделирования происходит при qв:qг = 5:3. Однако, как видно из рисунка 4, по отношению к количеству прироста добытой нефти в сравнении с водонапорным режимом тип 2 более выгоден с точки зрения применения стационарного ВГВ.

3,5

"S"     2,5

о <2 1,5

Ct 5

т 1

5    0,5

s т с; о с о d

0%

5%    10%    15%    20%    25%    30%    35%    40%    45%    50%

Газосодержание закачиваемой смеси

•Тип 1 • Тип 2

Рисунок 4 — Дополнительно добытое количество нефти

В случае нестационарного ВГВ волновое воздействие неоднозначно отражается на количестве добытой нефти (Рисунок 5). Максимальный эффект достигается при соотношении В35:Г1 дней для пласта с преобладанием высокопроницаемого коллектора (тип 1) и В7:Г1 дней для пласта с преобладанием низкопроницаемого коллектора (тип 2). Негативный эффект нестационарного ВГВ в сравнении с системой ППД путем закачки воды наблюдается в интервалах Г1:В6-Г1:В20.

2,5

1,5

0,5

-0,5

-1

-1,5

2         4         6         8         10        12        14        16        18

Дней закачки газа при 1 дне закачки воды

•Тип 1 • Тип 2

Рисунок 5 — Эффект применения нестационарного ВГВ

Тип 1

Тип 2

Нефтенасыщенность при стационарном ВГВ q в :q г = 1:0,7

Нефтенасыщенность при нестационарном ВГВ В10:Г1

Рисунок 6 — Распределение остаточной нефтенасыщенности

Таким образом, в условиях обоих типов проницаемостной неоднородности при заданных условиях более эффективен метод совместной закачки воды и газа. Также в ходе работы определены технологические параметры водогазового воздействия.