На правах рукописи МЕТОДЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
advertisement
На правах рукописи
ИСХАКОВ РОБЕРТ РУСТЯМОВИЧ
МЕТОДЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
С ПРИМЕНЕНИЕМ БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и
газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Москва – 2013
Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном
учреждении
высшего
профессионального
образования
«Российский
государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина» и Обществе с
ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных
газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ».
Научный руководитель
-
Официальные оппоненты:
Ермолаев Александр Иосифович,
доктор технических наук, профессор.
Михайловский Александр Артёмович,
доктор технических наук, главный научный
сотрудник Центра подземного хранения газа
ООО «Газпром ВНИИГАЗ»;
Пятибратов Пётр Вадимович,
кандидат технических наук, доцент кафедры
Разработки и эксплуатации нефтяных
месторождений РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина.
Ведущая организация
-
ОАО «Всероссийский научно-исследовательский
нефтяной институт им. академика А.П. Крылова»
(ОАО «ВНИИнефть»).
Защита диссертации состоится 26 декабря 2013 г. в 13 часов 30 минут на
заседании диссертационного совета Д 511.001.01, созданного на базе
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», по адресу: 142717, Московская область, Ленинский
район, пос. Развилка.
Автореферат размещен на интернет-сайтах ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
www.vniigaz.gazprom.ru и Министерства образования и науки Российской
Федерации.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
Автореферат разослан «25» ноября 2013 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор геолого-минералогических наук
Николай Николаевич Соловьев
2
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. Уникальные по запасам газовые месторождения
Надым-Пур-Тазовского региона Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, а также ряд
других месторождений этого региона находятся на завершающей стадии
разработки, которая характеризуется истощением пластовой энергии, активным
проявлением упруговодонапорного режима, ухудшением фильтрационных
характеристик продуктивных пластов. На месторождениях увеличивается число
скважин: с неудовлетворительным техническим состоянием; простаивающих после
неудачно проведенных ремонтных работ; низкопродуктивных.
В то же время суммарные объемы остаточных запасов газа в сеноманских
залежах по различным оценкам превышают несколько триллионов кубических
метров газа. В этой связи значительно возрастает роль мероприятий по
поддержанию в рабочем состоянии действующего фонда скважин. Необходим
возврат простаивающих скважин в эксплуатацию и вовлечение в активную
разработку запасов газа, в том числе верхней пачки продуктивного горизонта.
Одним из возможных решений этих проблем является забуривание боковых
стволов (БС) из скважин существующего фонда.
Однако в настоящее время в недостаточной мере освещены вопросы оценки
эффективности
применения
БС
в
скважинах,
эксплуатирующих
слабосцементированные коллектора на поздней стадии разработки газовых
месторождений. Кроме того, забуривание БС является дорогостоящим и сложным
мероприятием, а при проектировании БС существуют значительные риски,
связанные с неопределенностью в значениях геологических, техникоэкономических и технологических факторов.
В таких условиях проектирование систем разработки газовых залежей с
применением БС является сложной многокритериальной задачей, включающей в
себя множество отдельных, но взаимосвязанных задач. Их решение связано с
необходимостью привлечения экспертных суждений на различных этапах принятия
проектных решений. Это может привести к слишком сильному влиянию множества
субъективных факторов и, соответственно, к снижению качества и эффективности
окончательных проектных решений, особенно в условиях неопределенности
исходной информации.
Поэтому создание методов проектирования разработки газовых
месторождений с применением БС скважин, основанных на совместном
использовании геолого-гидродинамического моделирования и алгоритмов решения
многокритериальных задач в условиях неопределенности исходной информации,
позволит повысить качество принимаемых решений и повысить эффективность
систем разработки газовых залежей с применением БС. Это и предопределяет
актуальность данной работы.
Целью исследования является повышение эффективности систем
разработки газовых месторождений с применением боковых стволов скважин за
счет совершенствования методов их проектирования на основе совместного
использования алгоритмов оптимизации и геолого-гидродинамического
моделирования.
3
Основными задачами исследования являются:
1)
создание метода определения числа скважин, выделяемых под
забуривание боковых стволов при проектировании разработки залежи;
2)
разработка алгоритмов выбора скважин-кандидатов на забуривание
боковых стволов и определения очередности их ввода в эксплуатацию;
3)
разработка
алгоритмов
обоснования
направлений
и
длин
горизонтальных участков боковых стволов;
4)
технико-экономическая оценка эффективности применения боковых
стволов скважин с использованием предлагаемых алгоритмов и их программной
реализации для реального объекта добычи газа.
Методы исследования: анализ истории разработки газовых месторождений,
геолого-гидродинамическое моделирование, методы нефтегазовой гидромеханики,
методы теории принятия решений.
Научная новизна работы определяется следующими ее результатами.
Методы проектирования разработки газовых месторождений с применением
БС скважин, предложенные в работе, представляют собой комплекс
взаимосвязанных алгоритмов выбора перспективных скважин-кандидатов на
забуривание БС, определения очередности их ввода в эксплуатацию, обоснования
длины горизонтальных участков БС, а также их направлений. По сравнению с
существующими подходами, применяемыми в аналогичных целях, комплекс
позволяет учесть значительно бóльший объем геолого-промысловых данных и
расширить область допустимых решений за счет взаимодействия геологогидродинамического
моделирования,
методов
оптимизации
и
многокритериального анализа.
Создан метод оценки числа скважин, из которых рационально забуривание
БС. Метод позволяет на стадии предварительного анализа исходной информации
без проведения прогнозных расчетов технологических показателей разработки с
использованием в качестве показателя прибыли от разработки залежи оценить
целесообразность забуривания БС на данном этапе разработки залежи и
количество скважин, выделяемых под забуривание БС при проектировании
разработки залежи.
Предложены геолого-промысловые, экономико-организационные и техникотехнологические критерии эффективности применения БС, позволяющие
сформировать целевые функции задач проектирования разработки газовых
залежей с применением БС. Использование приведенных критериев на стадии
анализа исходных данных с применением метода анализа иерархий или
классификационных схем позволяет выявить скважины-кандидаты, в которых
забуривание БС будет наиболее эффективно, а на стадии определения стратегии
разработки определить очередность их ввода в разработку.
Разработан алгоритм выбора направлений БС, который по сравнению с
существующими подходами позволяет сократить временные и трудозатраты при
проектировании (прежде всего при обосновании направлений БС большого
количества скважин). Кроме этого алгоритм обеспечивает равномерный охват
дренированием остаточных запасов газа за счет более корректного учета
продуктивных характеристик скважин, их интерференции в продуктивном
горизонте, а также ограничений, обусловленных работой скважин в единую
4
систему газосборных коллекторов.
Разработан алгоритм выбора длины горизонтального участка БС, который
позволяет более корректно с использованием методов теории статистических
решений обосновать длину в условиях высокой неоднородности залежи и низкой
достоверности прогнозных значений геолого-технологических факторов.
Основные защищаемые положения:
1) метод оценки числа скважин-кандидатов на забуривание боковых стволов;
2) комплекс алгоритмов выбора перспективных скважин-кандидатов на
забуривание БС, очередности их ввода в разработку, обоснования рациональной
длины горизонтальных участков боковых стволов, а также их направлений.
3) численная апробация предлагаемых методов и их программного
обеспечения при проектировании разработки реального объекта добычи газа,
позволившая повысить эффективность системы разработки при применении
боковых стволов скважин.
Практическая ценность полученных результатов.
Программная реализация предлагаемых алгоритмов использована при
проектировании разработки одного из реальных объектов добычи газа с
применением БС. На основе технико-экономических расчетов с применением
разработанного комплекса сформулированы рекомендации по технологии
применения БС, которые позволили поддержать действующий фонд скважин и
объемы добычи газа на поздней стадии разработки, улучшить условия
дренирования залежи и, как результат, повысить коэффициенты извлечения газа, а
также экономическую эффективность Проекта.
Полученные в диссертации результаты использованы при выполнении
следующих НИР:
- НИР «Обоснование целесообразности бурения боковых стволов при
разработке месторождений на поздней стадии эксплуатации» (2009 г.);
- ОКР «Создание и внедрение энергоэффективного технологического
комплекса для добычи нефти из простаивающего и малодебитного фонда скважин
на основе применения многофункциональных физико-химических воздействий и
инновационного оборудования» (2011 г.);
- НИР «Технико-экономическое обоснование целесообразности забуривания
боковых стволов при разработке сеноманской залежи Северо-Уренгойского
месторождения» (2011 г.).
По результатам проведенных исследований создана Программа для ЭВМ
«Выбор оптимальной длины и направления для забуривания бокового ствола на
бездействующем фонде скважин», Свидетельство о государственной регистрации
№ 2012614781.
Апробация работы.
Основные результаты диссертационной работы докладывались автором на
Международных и Всероссийских научных конференциях и семинарах, в том
числе:
1) Восьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и
студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 6 окт. 2009
г.);
2) Второй Международной научно-практической конференции «Мировые
5
ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения (WGRR-2010)»
(Москва, 29 окт. 2010 г.);
3) Третьей молодежной научно-практической конференции «Новые
технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (Москва, 13 окт. 2011 г.);
4) Девятой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и
студентов «Новые технологии в газовой промышленности» Москва, 4 окт. 2011 г.).
Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 11
публикациях, включающих 5 работ, опубликованных в журналах, входящих в
«Перечень …» ВАК Минобрнауки РФ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения,
трех глав, заключения и списка литературы из 125 наименований. Общий объем
работы составляет 138 печатных страниц. Текст работы содержит 37 рисунков и 20
таблиц.
Автор выражает особую благодарность научному руководителю
заведующему кафедрой Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных
месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, д.т.н., профессору
А.И. Ермолаеву. Автор также выражает свою признательность коллективу
ООО "Газпром ВНИИГАЗ" в лице д.т.н., проф. Ю.Н. Васильева, д.т.н., проф.
А.Г. Потапова, к.г.-м.н. Ю.М. Фримана, д.т.н. А.А. Михайловского, д.хим.н., проф.
В.А. Истомина, д.г.-м.н. Н.Н. Соловьева, Г.М. Гереш, Ю.Е. Дорошенко за
внимание и поддержку, проявленные к данной работе.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении раскрыта актуальность темы диссертационной работы,
сформулирована цель работы и основные задачи исследований, научная новизна,
защищаемые положения и практическая значимость проведённых исследований.
В первой главе проведен анализ истории и текущего состояния разработки
сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири. Проанализирован опыт
внедрения технологии забуривания боковых стволов (БС) на Оренбургском НГКМ;
выявлены область применения и основные риски применения БС при разработке
газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР), находящихся на
поздней стадии.
Конечной целью применения БС на поздней стадии разработки газовых
месторождений являются рациональное доизвлечение запасов углеводородов и
повышение конечных коэффициентов газоотдачи за счет поддержания фонда
действующих скважин. При этом БС могут стать дополнительным инструментом
управления разработкой газовых месторождений, повышения эффективности
стратегии разработки и поддержания объемов добычи газа на поздней стадии
эксплуатации месторождения.
Основными критериями, определяющими эффективность применения БС,
являются:
1.
Геолого-промысловые: количество остаточных запасов газа, приходящихся
на бездействующие скважины; местонахождение этих запасов относительно
бездействующих скважин и как следствие: местоположение точки вскрытия пласта
БС; форма пространственного положения БС; длина БС в продуктивном пласте;
6
термобарические
условия
залежи;
фильтрационно-емкостные
свойства
продуктивных отложений;
2.
Экономико-организационные: стоимость остаточных запасов газа в области,
не охваченной воздействием разработки действующими скважинами;
дополнительная добыча газа от ввода в эксплуатацию бездействующих скважин;
минимальный рентабельный дебит; оптимальный с экономической точки зрения
профиль БС;
3.
Технико-технологические (определяют параметры скважины с точки зрения
технической возможности проводки БС): угол входа БС в продуктивный пласт;
технологию бурения БС; конструкцию скважины с БС; характеристики наземного
оборудования, комплекса технических средств для забуривания БС.
Несмотря на то, что падающая стадия разработки характеризуется наличием
уже значительного объема информации о геологическом строении залежи, режиме
ее работы, эксплуатационных характеристиках скважин и т.п., степень
неопределенности данных сохраняется на высоком уровне по объективным
причинам, связанным с высокой неоднородностью залежи по геологопромысловым параметрам. Высокая неоднородность залежи в совокупности с
такими факторами, как взаимовлияние между скважинами, зависимость
показателей работы скважин от условий вскрытия пласта и их конструкции,
неравномерное обводнение пластов по мере выработки запасов, приводят к тому,
что технико-экономические показатели эффективности проведения мероприятия
по забуриванию БС могут существенно отличаться для различных вариантов
проводки БС. Это вызывает необходимость в применении трехмерного
гидродинамического моделирования, а также в использовании математических
методов поиска рациональных проектных решений в условиях неопределенности
исходной информации.
Однако на текущий момент практически отсутствуют отработанные
алгоритмы проектирования забуривания БС скважин, основанные на совместном
использовании методов решения оптимизационных задач и трехмерного геологогидродинамического моделирования. Существующие подходы, как правило,
основываются на широком использовании экспертных суждений и опыте
разработки, на применении приближенных аналитических зависимостей, а при
использовании гидродинамических симуляторов в основном ограничиваются
простым перебором множества различных вариантов проводки БС для различных
скважин. Такие подходы являются трудоемкими, зачастую приводят к
субъективным и неоднозначным результатам, и, как правило, в недостаточной
мере обеспечивают обоснованность принимаемых управленческих решений.
Именно решению указанных проблем посвящена вторая глава работы.
Во второй главе автором разработаны методы проектирования разработки
газовых месторождений с применением БС скважин.
Исследования, представленные в настоящей главе базируются на трудах
видных российских и зарубежных специалистов таких, как Х. Азиз, З.С. Алиев,
К.С. Басниев, С.Н. Бузинов, А.И. Гриценко, А.И. Ермолаев, С.Н. Закиров,
Г.А.Зотов, Ю.П. Коротаев, Г.Б. Кричлоу, Б.Б. Лапук, Т. Саати, Р.В. Сенюков,
И.В. Серебренников, В.В. Скворцов, В.Р. Хачатуров, А.Х. Шахвердиев.
Проектирование разработки газовых залежей с применением БС является
7
сложной многокритериальной задачей, включающей выбор скважин-кандидатов на
забуривание БС, обоснование конструкции (в том числе профиля БС, длины
горизонтального участка, азимутального направления и т.п.) и производительности
скважин с БС, оценку технологического и экономического эффекта от
мероприятия с учетом интерференции БС с соседними действующими
скважинами, а также с другими проектируемыми стволами.
В целом проектирование (процесс технологического проектирования) можно
представить в виде схемы, состоящей из нескольких последовательно выполняемых стадий (Рисунок 1):
1) сбора и подготовки исходных данных для проектирования; 2) оценки рационального числа скважин, подлежащих восстановлению забуриванием БС; 3) ранжирования скважин по уровню пригодности геолого-технологических условий для
забуривания БС; 4) выбора рациональной конструкции (рационального направления, длины горизонтального участка, профиля БС) и обоснования продуктивности
скважин с БС; 5) расчета технологических показателей эксплуатации скважин с БС
и месторождения в целом; 6) расчета показателей экономической эффективности
мероприятий по забуриванию БС; 7) ранжирования скважин по уровню эффективности бурения БС и формирования стратегии ввода скважин с БС в разработку; 8)
расчета технологических показателей и характеристик экономической эффективности Проекта.
Условность выделения стадий проектирования обусловлена сильной
взаимной связью проектных решений данной конкретной стадии как от решений,
принимаемых на предыдущих стадиях проектирования, так и от возможных
решений на будущих стадиях. К примеру, невозможно обосновать рациональную
длину горизонтального участка скважины, если неизвестно направление для
забуривания БС. В то же время обоснование рационального направления
невозможно без оценки продуктивности скважины и длины ее горизонтального
участка. Это приводит к необходимости применения комплексных подходов,
принятию определенных допущений и упрощений на каждой стадии
проектирования, а также использованию итерационной схемы принятия конечного
управленческого решения.
В качестве примера рассмотрим взаимодействие задач выбора оптимального
направления и длины горизонтального участка. Первоначально определяется
оптимальное направление с учетом допущения о заданной величине длины
горизонтального участка БС (исходя из опыта забуривания БС, общепринятых для
данного региона подходов или из других соображений). На следующем этапе
рассчитывается оптимальная длина горизонтального участка с учетом прогнозных
фильтрационно-емкостных свойств продуктивного разреза и термобарических
условий, характерных для выбранного на предыдущей итерации направления. Для
найденного значения оптимальной длины осуществляется проверка оптимальности
выбранного направления. Итерации повторяются до тех пор, пока значения
оптимальной длины и оптимального направления на данной итерации не совпадут
со значениями этих параметров на предыдущей итерации.
Первым этапом проектирования является оценка количества скважин,
восстановление продуктивности которых с помощью забуривания БС на данном
этапе разработки целесообразно.
8
Сбор и подготовка исходных данных для проектирования.
Оценка рационального числа скважин, подлежащих
восстановлению забуриванием БС
Ранжирование скважин по уровню благоприятности
геолого-технологических условий для забуривания БС
Выбор скважин-кандидатов на забуривание БС
Обоснование направления
БС
Выбор рациональной конструкции скважин с БС
Обоснование длины БС
Обоснование профиля БС
Динамика дебита скважин с
БС и соседних скважин
Расчет технологических показателей эксплуатации
скважин с БС и месторождения в целом
Накопленный отбор газа
Объем и распределение
остаточных запасов газа
Чистая прибыль
Расчет показателей экономической эффективности
мероприятий по забуриванию БС
Чистый дисконтированный
доход
Внутренняя норма
доходности
Ранжирование скважин и формирование стратегии ввода
скважин с БС в разработку
Расчет технологических показателей и показателей
экономической эффективности Проекта
Рисунок 1 – Основные этапы проектирования разработки месторождения с
применением БС
Создан метод оценки рационального числа скважин, подлежащих
восстановлению забуриванием БС, в котором критерием оптимальности является
максимум прибыли от разработки залежи. По результатам расчетов можно оценить
целесообразность применения БС для конкретных геолого-промысловых условий
9
на данной стадии разработки залежи.
Задача заключается в определении количества вертикальных простаивающих
скважин, которые следует восстановить с помощью забуривания БС с
субгоризонтальным окончанием.
Более подробно задача ставится следующим образом. Дано: Т - срок
разработки залежи; tв – момент начала эксплуатации восстановленных скважин с
БС, принятый за начало отсчета, т.е. Т-tв – промежуток времени от начала
эксплуатации скважин с БС до окончания разработки залежи; Nп - фонд
простаивающих скважин; Nд - фонд действующих вертикальных скважин; Vв –
остаточные запасы газа залежи к моменту tв; Qв - средний дебит вертикальных
скважин к моменту tв; Q(t) - дебит в момент времени t, tвtТ; (t) – газоотдача,
рассчитываемая от остаточных запасов Vв к моменту времени t; a - отношение
дебита скважины с БС к дебиту вертикальной скважины при заданной длине
горизонтального участка скважины, a>0; b – стоимость забуривания БС; cc затраты на обслуживание (за весь период разработки залежи) одной скважины; cg –
отпускная цена на газ. Найти: x - число простаивающих скважин, подлежащих
восстановлению забуриванием БС, которое обеспечит максимальную прибыль в
период разработки залежи.
При решении поставленной задачи предполагается, что дренирование залежи
происходит при газовом режиме и изменением коэффициента сверхсжимаемости в
рассматриваемом периоде можно пренебречь. Тогда справедливо приближенное
равенство:
𝑃пл (𝑡)𝑃в (1 − (𝑡)),
(1)
где Pпл(t) – величина пластового давления в момент времени t, а PвРпл(tв) пластовое давление залежи в момент tв.
С целью получения в дальнейшем аналитического решения (для
демонстрации возможностей метода) допустим, что в классической двучленной
формуле притока газа к забою вертикальной скважины В – коэффициент
фильтрационного сопротивления, обусловленный «инерционными» потерями
равен нулю. Тогда
2
Р2пл (𝑡) − Рзаб (𝑡) = А𝑄(𝑡),
(2)
где А - коэффициент фильтрационного сопротивления, рассчитанный по данным
газодинамических исследований скважин.
В общем же случае при использовании двучленной формулы, решение
задачи может быть получено аналогичным образом, но с использованием
численных методов.
Кроме этого предполагаем, что с падением пластового давления
максимально допустимая депрессия Рmах(t) - также уменьшается:
Рmax (𝑡) = 𝑃пл (𝑡),
(3)
где 0<<<1.
Тогда уравнение притока принимает вид:
𝑄(𝑡) = [(2 − )𝑃в2 /𝐴](1 − (𝑡))2 .
(4)
Пусть в(tв) Т.к. в=0, то Qв - средний дебит вертикальных скважин при
пластовом давлении, равном Pв:
𝑄в = [(2 − )𝑃в2 /𝐴].
(5)
10
Поэтому с учетом (4):
𝑄((𝑡)) = 𝑄в (1 − (𝑡))2 .
(6)
Тогда агрегированная (упрощенная) модель разработки газовой залежи
принимает вид:
𝑉в
𝑑(𝑡)
𝑑𝑡
= 𝑎𝑄((𝑡))𝑥 + 𝑄((𝑡))𝑁д , (𝑡в ) = в = 0, 𝑡в ≤ 𝑡 ≤ 𝑇.
(7)
Пусть 𝑇 (Т, х) – зависимость конечной газоотдачи (газоотдачи на момент
окончания периода разработки) от x - числа скважин с БС. Тогда с учетом
полученной выше зависимости дебита вертикальной скважины от времени (6) и
уравнения (7) получим:
𝑇 𝑄в
∫0 𝑇 (1 − (𝑡))−2 𝑑 = ∫𝑡
в
Откуда
𝑉в
[𝑁д + 𝑎𝑥]𝑑𝑡.
(8)
1
𝑇 = 1 − 1+δ[𝑁 +𝑎𝑥],
(9)
д
где 𝑄в (𝑇 − 𝑡в )/𝑉в .
Теперь критерий оптимальности 𝐹(𝑥) (максимум прибыли от разработки
залежи без учета дисконтирования) принимает вид:
1
𝐹 (𝑥 )𝑐𝑔 𝑉в {1 − 1+δ[𝑁 +𝑎𝑥]} − 𝑏𝑥 − 𝑐с (𝑁д + 𝑥) → 𝑚𝑎𝑥 .
0≤𝑥≤𝑁п
д
(10)
Вычисляя производную функции F(x) по переменной х и приравнивая
полученное выражение нулю, получим х0 – стационарную точку этой функции:
𝑥0 =
𝑐 𝑉 δ𝑎
√ 𝑔 в −1
𝑏+𝑐𝑐
𝑁д
.
(11)
𝑎δ
𝑎
Откуда х* - оптимальное значение числа простаивающих скважин,
переводимых в горизонтальные скважины забуриванием БС, будет вычисляться по
формуле:
0, 𝑥0 ≤ 0,
∗
𝑥 = {𝑥0 , 0 < 𝑥0 < 𝑁п ,
(12)
𝑁п , 𝑥0 ≥ 𝑁п .
*
Если F(x )0, то есть основания считать разработку залежи нерентабельной.
В ином случае вариант разработки с забуриванием БС для х* скважин является
предпочтительным с точки зрения прибыли от добычи газа.
Следующим этапом проектирования является предварительный отбор x*
скважин из заданного фонда, исходя из определенного перечня геологотехнологических условий. По результатам данного этапа будет определен список
скважин-кандидатов, в которых с учетом сложившейся системы разработки
наиболее вероятны благоприятные условия для проведения мероприятий по
забуриванию БС и которые, соответственно, подлежат дальнейшему более
подробному анализу и оценке. Для решения указанной задачи разработан метод
выбора скважин-кандидатов на забуривание БС.
Метод базируется на применении подходов теории принятия решений:
а) методе анализа иерархий (МАИ);
б) методе классификационных схем.
11
−
Модификация, основанная на методе анализа иерархий, состоит в
следующем. Геолого-технологические условия, которые наиболее благоприятны
для забуривания БС, на первом этапе предлагается разбить на уровни иерархии и
оценить по критериям, соответствующим эвристическим подходам к выбору таких
скважин. Все факторы (показатели), определяющие успешность и эффективность
мероприятия, можно условно разделить на следующие группы: технические,
геологические и технологические. В отдельные группы факторов можно выделить
показатели и характеристики, получаемые по результатам геологогидродинамического моделирования, а также по результатам экономической
оценки эффективности мероприятия. Последние две группы факторов на стадии
анализа исходной информации и предварительного отбора скважин-кандидатов
можно не учитывать. Они становятся определяющими только на последующих
стадиях ранжирования скважин при определении стратегии их ввода в
эксплуатацию, а также при принятии конечного проектного решения.
Полный перечень показателей, соответствующим представленным группам
факторов, представлен в диссертационной работе. Приведенные перечни
показателей пяти групп факторов в достаточной мере характеризуют текущее
состояние скважины, ее призабойной зоны и пласта.
Итоговая оценка группы факторов i получается путем суммирования
произведений оценок каждого фактора на соответствующий коэффициент веса
данного фактора:
𝑛𝑖
𝑠𝑖 = ∑𝑗=1
𝑝𝑖𝑗 𝑠𝑖𝑗 ,
(13)
где sij - оценка фактора j в группе факторов i; pij - коэффициент веса фактора j в
𝑛𝑖
группе факторов i, причем ∑𝑗=1
𝑝𝑖𝑗 = 1; ni - количество факторов в группе i.
По итогам проведенного анализа каждой скважине присваивается значение
итоговой оценки, получаемой путем суммирования произведений итоговых оценок
каждой группы на соответствующий коэффициент веса данной группы:
𝑁
ф
𝑆 = ∑𝑖=1
𝑃𝑖 𝑠𝑖 ,
(14)
где S - итоговая оценка по скважине; si - итоговая оценка группы факторов i; Pi коэффициент веса группы факторов i, причем ∑N
i=1 𝑃𝑖 = 1; Nф - количество групп
факторов.
Ранжируя скважины по величине их итоговой оценки, получим
первоочередные скважины, наиболее приемлемые, исходя из принятых критериев,
для забуривания БС. Таким образом, чем выше итоговая оценка, тем более
целесообразно забуривание БС из скважины для восстановления или повышения ее
продуктивности.
Модификация, основанная на использовании классификационных схем,
состоит из нескольких этапов:
1. Нормирование по максимальному значению параметра
Yi
Yi
, i 1...n,
Ymax
(15)
где Yi - нормированное значение элемента совокупности; Yi - элемент
совокупности; Ymax - максимальное значение элемента в совокупности.
Таким образом, все операции будут осуществляться с безразмерными
12
величинами, изменяющимися в пределах от 0 до 1.
2. Выбор количества групп, на которые будет разделена совокупность.
Например, если шаг равен 1/2, то совокупность будет разделена на 2 группы.
В первую группу войдут значения [0, ..., 0,5], во вторую (0,5, ..., 1]. Причем, шаг
для каждой совокупности параметров может быть выбран как постоянный, так и
переменный, в зависимости от требуемой детальности.
3. Классификация и построение распределения уровней благоприятности
(пригодности) или вероятности пригодности скважины для забуривания БС.
Во второй главе разработан также алгоритм выбора оптимального
направления для забуривания БС.
Алгоритм основан на видоизменении методик оптимального размещения
скважин на месторождении, изложенных в работах Айда-заде К.Р., Бузинова С.Н.,
Ермолаева А.И., Закирова С.Н., Колбикова С.В., Коротаева Ю.П.,Сенюкова Р.В. и
др. Использование известных методик оптимального размещения для выбора
оптимального направления БС без их адаптации к специфики поставленных задач
затруднительно по нескольким причинам.
Во-первых, данные методики адаптированы под решение задач размещения
скважин на площади новых месторождений с заданным распределением
начальных запасов. Для действующих месторождений с использованием
указанных методик проблематично учесть влияние работы уже имеющегося фонда
скважин с фактическими эксплуатационными характеристиками.
Во-вторых, недостатком существующих методов является радикальное
увеличение временных затрат при проектировании размещения значительного
числа скважин (на решение задачи оптимального их размещения могут
потребоваться недели или даже месяцы). Поиск оптимального размещения
заданного количества БС с помощью простого перебора всех возможных
вариантов также требует значительных временных затрат.
В этой связи предлагается использовать подходы теории «жадных»
алгоритмов, согласно которым по результатам поиска на каждом шаге локально
оптимального решения предполагается, что итоговое решение также окажется
оптимальным. Применяя указанную идеологию, поиск оптимальных направлений
БС для всех скважин-кандидатов предлагается свести к последовательному
итеративному поиску оптимального направления БС для каждой скважины в
отдельности при условии заданных направлений БС других скважин, а также с
учетом размещения существующего фонда скважин. В этом случае алгоритм
поиска оптимальных направлений БС всех скважин-кандидатов будет включать
следующие итерации.
Итерация 1:
1.
Определяется локально оптимальное решение для размещения БС
первой скважины с учетом размещения действующих скважин, но без учета
проектируемых БС других скважин.
2.
Определяется локально оптимальное решение для второй скважины, но
уже с учетом найденного решения для первой скважины.
3.
Аналогично производится поиск оптимального направления БС для
третьей скважины с учетом найденных решений для первой и второй скважины. И
так далее, пока не будут найдены решения для всех проектируемых БС.
13
Очередность скважин в алгоритме при поиске оптимального размещения БС
определяется на стадии предварительного ранжирования скважин с
использованием метода анализа иерархий или классификационных схем (см.
выше).
Итерация 2:
Поочередно производится проверка оптимальности найденного решения для
каждой скважины на предыдущей итерации, но уже с учетом найденных решений
для БС других скважин. В случае необходимости производится корректировка
направления БС каждой скважины.
Итерация 3, 4, 5 и так далее:
Аналогично итерации 2 до тех пор, пока направления БС всех скважин на
данной итерации не совпадут с направлениями БС, найденными на предыдущей
итерации.
Под рациональным направлением БС каждой скважины-кандидата
понимается его расположение в пласте и относительно соседних скважин, которое
обеспечивает:
а) наибольшую скорость фильтрации блоков с наибольшими запасами газа,
что направлено на максимально возможный охват пласта;
б) максимально возможное приближение БС к блокам, имеющим бόльшие
значения эффективности.
Введенное понятие рациональности соответствует эвристическим правилам
размещения скважин, принятым в практике разработки месторождений. Эти
правила направлены на обеспечение максимального извлечения газа из пласта.
Поиск оптимального направления БС одной из скважин-кандидатов при
известном размещении действующего фонда скважин и направлении БС других
скважин-кандидатов распадается на несколько стадий.
Первая стадия
включает в себя подготовку исходных данных для
проведения последующих расчетов. Проводится однократно, и на последующих
стадиях и итерациях алгоритма используются результаты, полученные на данной
стадии.
Залежь разбивается на блоки одинаковой площади, при этом размеры
каждого блока должны позволять размещение в нем горизонтального участка
скважины в любом направлении. При этом считается, что длина БС, вскрывающего
продуктивный пласт, а также величина максимального отхода забоя БС от ствола
исходной скважины относятся к числу заданных параметров. Предварительно
считается, что при размещении БС скважины в каком-либо квадрате координаты
середины горизонтального участка совпадают с центром этого квадрата.
Максимальное количество блоков и, соответственно, минимальную площадь
блока, можно найти, исходя из длины горизонтального участка БС, который
необходимо разместить в одном блоке. Минимально допустимая длина стороны
квадрата будет совпадать с этой длиной.
С помощью пакета по гидродинамическому моделированию оцениваются
остаточные запасы углеводородных ресурсов каждого блока и другие
характеристики, влияющие на выбор направления БС. На основе полученных
оценок, рассчитывается показатель «полезности» каждого блока («вес» блока) с
точки зрения величины объемов остаточных запасов газа, вычисляются расстояния
14
между блоками.
Перейдем к описанию алгоритма выбора оптимального направления БС
скважины в газовой залежи для случая, когда залежь задана двумерной областью.
Введем исходные параметры: d - номера действующих скважин, d = 1...D; k номера скважин-кандидатов, k = 1...K; i - номера всех скважин, включая
действующие и скважины-кандидаты, i = 1...D+K; j - номера блоков, j = 1...N,
причем ND+К1.
Рассчитывается λ𝑗 - вес блока:
λ𝑗 =
𝑉𝑗
𝑉
, 𝑗 = 1, … , 𝑁,
(16)
где Vj - остаточные запасы газа j-го блока, Vj0, а Vmax{Vj}>0, j=1,…,N.
В качестве j можно использовать любой параметр, характеризующий
продуктивность («важность», «полезность») j-го блока.
Пусть Rij - расстояние между центрами i-го и j-го блоков, Rij0, Rii=0,
R=max{Rij}>0, i=1,…,N, j=1,…,N.
На данной стадии определяются также области возможного размещения БС
(номера блоков), исходя из заданной величины максимального отхода забоя БС от
стволов исходных скважин-кандидатов и возможных с технической точки зрения
направлений стволов. Далее для каждого возможного варианта направления БС
проводятся расчеты второй, третьей и четвертой стадии алгоритма.
На второй стадии для каждого варианта направления БС рассматриваемой
скважины-кандидата определяется соответствующий этому направлению дебит в
зависимости от термобарических условий, принятых ограничений на
технологический режим и прогнозных фильтрационно-емкостных свойств
продуктивного разреза в данном направлении. При этом могут быть использованы
широко известные уравнения притока газа к скважине, изложенные в работах
Алиева З.С., Бузинова С.Н., S.D. Joshi, Economides M.J. и др. Обозначим номера
вариантов направления БС рассматриваемой скважины за х, а общее количество
вариантов направления БС за Х.
На первой итерации дебит первой скважины с БС определяется при заданном
на стадии подготовки исходных данных пластовом давлении, определенном по
результатам гидродинамических расчетов на дату ввода БС при работе
существующего фонда скважин и без учета проектируемых БС. При этом
очевидно, что ввод БС в разработку приведет к изменению поля пластовых
давлений, перераспределению потенциалов и, следовательно, дебитов скважин.
В этой связи в последующих расчетах определение производительности БС
для каждого варианта направления и поиск оптимального направления БС
необходимо производить с учетом корректировки исходного поля пластовых
давлений на величину возмущения, вносимого окружающими скважинами и БС
(кроме искомого БС). Для расчета возмущения поля пластового давления в
результате ввода в разработку БС других скважин-кандидатов предлагается метод,
основанный на использовании принципа суперпозиции.
В качестве исходной информации предлагается использовать: карту изобар,
построенную по результатам гидродинамического моделирования (по фактически
действующему фонду скважин, без учета наличия новых проектируемых скважин);
данные о продуктивности (дебитах) и системе размещения действующего фонда
15
скважин и проектируемых БС (кроме искомого БС); данные о фильтрационноемкостных свойствах пласта и свойствах флюида.
Применение принципа суперпозиции позволяет свести поиск распределения
поля пластового давления к определению величины возмущения, возникающего
при размещении новой проектной скважины в заданной точке пространства, и
простому алгебраическому суммированию данного возмущения и текущих
значений давления. При этом предполагается: залежь изотропна; пластовое
давление на контуре питания залежи постоянно; контур питания находится на
бесконечном удалении от скважин. Данный подход к расчету поля пластового
давления может быть представлен в виде следующей формулы:
𝑃𝑗1 = 𝑃𝑗0 + (𝑃𝑗′ − 𝑃𝑗′′ ),
(17)
где 𝑃𝑗1 - искомое значение пластового давления в блоке j; 𝑃𝑗0 - исходное значение
давления в блоке j (определенное по результатам геолого-гидродинамического
моделирования без учета работы новых проектируемых БС); Р𝑗′ - значение
пластового давления в блоке j, определенное по методу суперпозиций с точностью
до константы С с учетом только существующего фонда скважин без БС; Р𝑗′′ значение пластового давления в блоке j, определенное по методу суперпозиций с
точностью до константы С с учетом и существующего фонда скважин, и скважин с
БС. Т. к. формуле (17) значения пластовых давлений, определенных по методу
суперпозиций с точностью до константы С, вычитаются одно из другого, то
значение константы С не оказывает влияния на результат расчета поля пластовых
давлений.
При совместной работе в пласте D+K скважин результирующий потенциал
∗
Ф𝑗 в произвольном блоке j находится как сумма потенциалов всех скважин:
𝑞𝑚𝑖
Ф𝑗∗ = ∑𝐷+𝐾
𝑖=1 (
2π
) ln𝑅𝑖𝑗 + 𝐶,
(18)
где qmi - удельный массовый дебит i-й скважины, приходящийся на единицу
толщины пласта.
В этом случае, пластовое давление при известном распределении поля
потенциалов можно определить с точностью до некоторой константы С:
μ
𝑃𝑗′ = Ф𝑗∗′ + С,
(19)
𝑃𝑗′′
𝑘
μ
= Ф𝑗∗′′ + С.
𝑘
(20)
Подставляя найденные значения 𝑃𝑗′ и 𝑃𝑗′′ в формулу (17), получим решение
задачи определения поля пластового давления при заданном размещении и
производительности БС других скважин-кандидатов.
На третьей стадии при найденных значениях дебитов всех скважин
определяются области преимущественного дренирования каждой скважины для
всех возможных вариантов направления БС.
В качестве критерия отнесения блоков к области преимущественного
дренирования той или иной скважины выбрана линейная скорость фильтрации в
направлении данной скважины, которая учитывает как расстояние до скважины,
так и ее дебит.
Скорость фильтрации в блоке j по направлению к скважине i для x-го
16
варианта направления БС вычисляется по формуле:
ω𝑖𝑗х = 𝑞𝑖 /2πρ𝑅𝑖𝑗 .
(21)
Обозначим область преимущественного дренирования i-й скважины при x-м
варианте направления БС за Ωix.
Таким образом, если i-й скважине соответствует максимальная скорость
фильтрации в блоке j при x-м варианте направления БС, то блок j принадлежит
области преимущественного дренирования этой скважины Ωix:
∀ 𝑗 = ̅̅̅̅̅
1, 𝑁 ∃ Ψ𝑗𝑥 = 𝑚𝑎𝑥 (ω𝑖𝑗х ), 𝑗 ∈ Ω𝑖𝑥 .
(22)
𝑖
Введем параметр, обратно пропорциональный величине Ψ𝑗𝑥 :
1
𝑓𝑗х = Ψ .
(23)
𝑗𝑥
Величина fjх характеризует степень удаленности данного блока j от скважины
i и скорость его дренирования при заданном размещении скважин и направлении
БС.
Введем нормированную величину
𝑓𝑗х
𝐹𝑗х =
𝑚𝑎𝑥
(𝑓𝑗х )
(24)
𝑗=1..𝑁,х=1…𝑋
относительно максимально возможного значения 𝑓𝑗х .
После определения областей преимущественного дренирования всех
скважин для каждого варианта направления БС переходим к четвертой стадии.
На четвертой стадии для каждого блока рассчитывается cjx - комплексный
параметр (штраф), характеризующий величину веса (остаточных запасов) данного
блока и линейную скорость фильтрации в направлении скважины, области
преимущественного дренирования которой данный блок относится. Параметр cjx,
характеризующий величину веса (остаточных запасов) и линейную скорость
фильтрации в j-м блоке при x-м варианте направления БС определим по известной
формуле:
γ
1−γ
𝑐𝑗х = 𝑗 ∙ 𝐹𝑗𝑥 , γ ∈ [0,1],
(25)
где (1-γ) - экспертная оценка важности показателя «степени дренируемости» по
отношению к «весу» j-го блока. Если γ=0, то считается, что при направлении БС
следует учитывать только скорости дренирования участков залежи. Если =1, то
считается, что направление БС устанавливается, только исходя из «весов» блоков.
Для каждого варианта направления БС определяется суммарный штраф всех
блоков, характеризующий объем и скорость фильтрации остаточных запасов
залежи в направлении дренирующих их скважин:
Сх = ∑𝑁
(26)
𝑗=1 𝑐𝑗𝑥 .
Чем больше величина введенной штрафной функции, тем меньше скорость
фильтрации бóльших объемов остаточных запасов в направлении дренирующих их
скважин.
На пятой заключительной стадии определяется вариант оптимального
направления БС, при котором величина суммарного штрафа всех блоков будет
минимальна. Т.е., если r-й вариант направления такой, что
17
𝐶𝑟 = 𝑚𝑖𝑛 {𝐶𝑥 },
(27)
1≤𝑥≤𝑋
то r-й вариант считается наиболее целесообразным.
Разработанный в диссертации алгоритм выбора оптимальной длины
горизонтального участка БС учитывает возможность использования как широко
известных аналитических формул для расчета продуктивности скважин в
зависимости от длины горизонтального участка, так и результатов, полученных с
помощью гидродинамических симуляторов. В качестве одного из подходов
рассмотрено использование формулы S.D. Joshi:
2 −𝑃 2
𝑃пл
заб
0.001𝑘ℎ
𝑄 = 0.131μ𝑧𝑇
𝑎+√𝑎2 −(𝐿/2)2
{ln[
где
(𝐿/2)
]+
,
(28)
ℎ𝐼
ℎ𝐼
ln( (𝐼+1))+𝐷𝑄+𝑆}
𝐿
𝑟с
𝐿
𝑘
𝑎 = √0,5 + √0,25 + (2𝑅к /𝐿)4 , 𝐼 = √ 𝑥 ,
2
𝑘𝑧
(29)
Рпл., Рзаб. - пластовое давление и ограничение по забойному давлению, кгс/см2; μ вязкость газа, сПз; k - проницаемость, мД; Т - пластовая температура, К; h толщина пласта, м; Rк, rc. - радиусы контура питания и ствола, м; z - коэффициент
сверхсжимаемости; L - длина горизонтального участка БС, м; kx, kz - коэффициенты
проницаемости вдоль и перпендикулярно напластованию; S - скин-фактор, д.е.; D скин-фактор, зависящий от дебита, (тыс.м3/сут)-1.
Учитывая сложность существующих подходов оценки S - скин-фактора
скважины в зависимости от длины горизонтального участка, для оценки скинфактора скважины с БС предложено использование геометрического подхода,
основанного на модификации формулы Hawkins M.F. и упрощенных
представлениях о структуре призабойной зоны пласта. Учет всех возможных
погрешностей расчета скин-фактора и рисков несоответствия прогнозных и
фактических характеристик призабойной зоны предлагается проводить с
использованием методов теории статистических решений (выбор рациональных
стратегий по критериям Вальда, Гурвица и т.п.).
Для формулы (27) M. Economides обосновал использование скин-эффекта:
𝑆=(
𝑘
𝑘s
− 1) ln [
1
𝐼+1
𝑎ℎ,𝑚𝑎𝑥 2
4
√ ((
3
𝑟с
) +
𝑎ℎ,𝑚𝑎𝑥
𝑟с
+ 1)]
(30)
где 𝑎ℎ,𝑚𝑎𝑥 − максимальное проникновение бурового раствора в горизонтальном
направлении, м; 𝑘𝑠 − проницаемость призабойной зоны, мД.
Проникновение бурового раствора происходит неравномерно по длине
горизонтального ствола. Оценить радиус загрязнения можно следующим образом.
Допустим, коммерческая скорость бурения горизонтального ствола равна vбур. Если
длина горизонтального ствола равняется L, то бур - время нахождения бурового
раствора в пробуренном стволе будет определятся скоростью проходки при
бурении vбур:
бур= L /vбур.
(31)
Формула Дюпюи для фильтрации раствора в пласте имеет вид:
18
𝑄бур =
2π𝑘пл 𝐿∆𝑃
𝑅
μбур ln к
,
(32)
𝑟с
где 𝑄бур - объем бурового раствора, фильтрующегося в пласт за единицу времени;
μбур − вязкость бурового раствора; ∆𝑃 −репрессия при бурении горизонтального
ствола.
Геометрическую фигуру, заполняемую объемом раствора 𝑉, внедрившегося
в пласт, представим в виде цилиндра и вычислим его по формуле:
2
𝑉 = π𝐿(𝑅пр
− 𝑟c2 )
(33)
С другой стороны, этот же объем раствора можно рассчитать по формуле:
𝑉 = 𝑄бур ∙ τбур
(34)
Приравнивая (33) и (34) с учетом (31) и (32), получим формулу для оценки
максимального радиуса загрязненной части ПЗП:
2𝑘пл ∆𝑃
𝑎ℎ,𝑚𝑎𝑥 = √
μ
𝑅к
бур ln 𝑟с
𝐿
𝑣бур
+ 𝑟c2
(34)
Подставляя полученное значение радиуса загрязненной ПЗП в формулу (30),
можно определить значение скин-фактора и, соответственно, дебит скважины с БС
в зависимости от длины горизонтального участка.
С использованием приведенных зависимостей и чистого дисконтированного
дохода (ЧДД) в качестве показателя эффективности проведено исследование
чувствительности оптимальной длины к изменению фильтрационных свойств
вскрываемого участка залежи, степени ухудшения свойств призабойной зоны в
процессе бурения БС, прогнозного давления на устье скважины. Эти факторы, как
правило, имеют низкую или среднюю степень достоверности. Если не учитывать
неопределенность в значениях приведенных факторов, то это может привести к
существенным ошибкам при обосновании длины горизонтального участка БС с
учетом ограничений на технологический режим эксплуатации (предельная
скорость на устье скважины, превышение которой приводит к абразивному износу
скважинного оборудования; максимальная депрессия; минимальная скорость на
забое с целью обеспечения условий выноса водопесчаной смеси и т.д.).
К примеру, при заданном ограничении по устьевому давлению (принятому
равным прогнозному среднему устьевому давлению на кусте действующих
скважин) величина оптимальной длины увеличивается со 300 м до 450 м при
ухудшении прогноза проницаемости вскрываемого разреза с 300 до 100 мД
(Рисунок 2). В этой связи для принятия решения по выбору длины
горизонтального участка БС в условиях неопределенности исходной информации
предложено использование методов теории статистических решений. В
диссертации предлагается применение двух подходов в зависимости от
имеющейся исходной информации. Подходы базируются на введении трех гипотез
о поведении окружающей среды («природы»):
- гипотеза 1 («пессимистический» сценарий) - истинными являются наименее
благоприятные значения параметров (Н1);
- гипотеза 2 («нейтральный» сценарий) - истинными являются средние
19
24
500
20
400
16
300
12
200
8
100
4
0
500
0
50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650
Длина горизонтального участка, м
Дебит
ЧДД за 10 лет
24
Скорость газа на забое
Скорость газа устье
Депрессия
20
400
16
300
12
200
8
100
4
0
а)
600
Дебит скважин, тыс.м3/сут
ЧДД, млн.руб
Скорость газа, м/с
Депрессия, кгс/см2
600
0
0
Скорость газа, м/с
Депрессия, кгс/см2
Дебит скважин, тыс.м3/сут
ЧДД, млн.руб
значения параметров (Н2);
- гипотеза 3 («оптимистический» сценарий) - истинными являются наиболее
благоприятные значения параметров (Н3).
0
50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650
Длина горизонтального участка, м
Дебит
ЧДД за 10 лет
Скорость газа на забое
Скорость газа устье
Депрессия
б)
Рисунок 2 – Оптимизация длины горизонтального участка БС при проницаемости
вскрываемого разреза, равной 300 мД (а) и 100 мД (б)
Если возможна экспертная оценка вероятности истинности каждой из этих
гипотез, то в качестве наилучшего значения длины горизонтального участка
выбирается длина, оптимальная с точки зрения среднего значения ЧДД.
Если получение таких оценок вероятностей затруднительно, то можно
воспользоваться критерием Вальда: в качестве наилучшего значения длины
горизонтального участка выбирается длина, оптимальная при наименее
благоприятных значениях (рассмотрено также применение критерия Гурвица).
В третьей главе автором проведена численная апробация предлагаемых
методов и их программной реализации при проектировании разработки с
применением трехмерной постоянно действующей геолого-технологической
модели (ПДГТМ) реального объекта добычи газа, что позволило повысить
эффективность проектного варианта его разработки с применением БС скважин.
20
Объект расположен на севере Западной Сибири. Основной продуктивный
горизонт приурочен к сеноманским отложениям. Горизонт залегает на глубинах
1124-1234 м. Его общая толщина составляет около 111 м. Залежь сводовая,
водоплавающая, массивного типа с неоднородным терригенным коллектором,
прерывистым распространением пропластков глин и глинистых пород по площади
месторождения. По горизонту, к которому приурочена сеноманская залежь,
картируются два основных локальных поднятия: западный купол с размерами
15х30 км и амплитудой 70 м и восточный купол с размерами 3,5х7 км и
амплитудой 10-20 м. Начальные геологические запасы куполов соотносятся как
1:5,5 в пользу западного купола. Западный купол месторождения введен в
эксплуатацию в 1987 г, к настоящему времени извлечено более 71% начальных
геологических запасов, восточный купол - в 2007 г., извлечено более 6%
начальных геологических запасов.
Прогноз технологических показателей эксплуатации скважин с БС и
месторождения в целом проведен с учетом работы скважин в единую газосборную
сеть и потерь давления по стволу скважин, в том числе по горизонтальному
участку БС скважин. С целью более точной оценки производительности БС с
помощью гидродинамического моделирования в зонах размещения скважинкандидатов осуществлено локальное измельчение ячеек модели.
В соответствии с предложенными в 2-й главе методами проектирования и
основными этапами выполнены следующие расчеты.
1. Проведена оценка рационального числа скважин, подлежащих
восстановлению забуриванием БС. Результаты: при условии обеспечения
скважинами с боковым горизонтальным стволом дебитов выше, чем в среднем по
действующим вертикальным скважинам в 1.2 раза, необходимо провести
мероприятия по восстановлению продуктивности всего фонда простаивающих
скважин. Однако учитывая значительные риски, связанные с отсутствием опыта
забуривания БС на сеноманских газовых залежах в условиях низких пластовых
давлений и, как следствие, возможным неподтверждением прогнозной
продуктивности скважин с БС, в анализе на последующих этапах проектирования с
целью отработки технологии проведения такого вида работ забуривание БС
рекомендовано только из 5 простаивающих скважин;
2. Определены приоритеты 32 простаивающих скважин с точки зрения
пригодности геолого-промысловых условий для проведения мероприятий по
забуриванию БС. В качестве основных критериев для ранжирования взяты
следующие признаки: высокое пластовое давление; высокая плотность остаточных
запасов; большая остаточная газонасыщенная толщина; большая толщина
глинистого экрана в нижней газонасыщенной части разреза; высокая
проницаемость в верхней газонасыщенной части разреза; малое количество
действующих скважин в радиусе влияния скважины. По итогам ранжирования
определены 5 скважин-кандидатов, в которых наиболее высока вероятность
успешного проведения мероприятий по забуриванию БС и, соответственно,
ожидается наибольшая их эффективность.
Для проверки правильности
предлагаемого подхода проведены расчеты на ПДГТМ, по результатам которых
определены прогнозные величины дополнительного отбора газа за 10 лет
разработки при забуривании БС для каждой из рассмотренных на этапе
21
ранжирования скважин. Это позволило определить зависимость величины
дополнительного накопленного отбора газа от приоритета скважины, полученного
с использованием классификационных схем (Рисунок 3). Для указанной
зависимости коэффициент корреляции составил 0,79 (для скважин Западного
купола). Единственной точкой, которая «выбилась» из полученной зависимости,
явилась точка, соответствующая скважине Восточного купола. Данный факт
объясняется значительными различиями между куполами по уровню
выработанности запасов газа, и, соответственно, по величине пластового давления.
Рисунок 3 – Зависимость величины дополнительного накопленного отбора газа из
месторождения от оценки уровня благоприятности условий скважины
3. Выполнены расчеты по оптимизации длины горизонтального участка и его
направления с использованием результатов гидродинамического моделирования и
прогнозных значений скин-фактора скважины. Установлено, что длина
горизонтального участка БС для скважин Западного купола не должна превышать
150-200 м, Восточного - 250 м. Бóльшее значение рекомендуемой длины для
скважины Восточного купола связано с более низкими фильтрационноемкостными свойствами продуктивного горизонта в зоне расположения скважин,
меньшим этажом газоносности, значительно бóльшими значениями пластового
давления. При поиске оптимальных направлений для забуривания БС из
рассматриваемых скважин-кандидатов по критерию накопленного отбора из
месторождения за 10-летний период установлено, что результаты, полученные с
использованием гидродинамической модели, полностью совпадают с
результатами, полученными с применением оптимизационного алгоритма,
рассмотренного в главе 2. Данный факт подтвердил работоспособность
оптимизационного алгоритма, правильность выбранных критериев оптимальности,
а также возможность использования данного алгоритма для проектных работ.
4. Проведена оценка технологического и экономического эффекта для
варианта разработки залежи с применением БС по сравнению с базовым вариантом
(без забуривания БС). Применение БС позволило к концу рассматриваемого
22
периода разработки (2030 г.) увеличить коэффициенты газоотдачи на 0.6%, а также
увеличить ЧДД на 4.2%, что свидетельствует об эффективности предлагаемых
решений по применению БС при разработке газовых залежей.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ
Основные научные результаты выполненных исследований могут быть
сформулированы в виде следующих выводов.
1. Создан метод оценки числа скважин, из которых рационально забуривание
БС по критерию максимума прибыли от разработки залежи.
2. На основе методов анализа иерархий и классификационных схем с
применением предложенных в работе критериев эффективности БС разработаны
алгоритмы выбора скважин-кандидатов на забуривание БС и очередности их ввода
в разработку. Алгоритмы позволяют уже на стадии анализа исходных данных
выявить скважины-кандидаты, в которых забуривание БС обеспечивает
максимальные дополнительные объемы добычи газа.
3. Усовершенствованы методы проектирования разработки с применением
БС скважин, а именно, алгоритмы обоснования длины горизонтальных участков
БС и их направлений. Методы позволяют учесть неопределенность в исходных
данных и показателях эффективности, интерференцию скважин в продуктивном
горизонте и ограничения, обусловленные работой скважин в единую систему
газосборных
коллекторов,
осуществить
взаимодействие
геологогидродинамического моделирования с алгоритмами оптимизации. За счет этого
при фиксированных временных сроках, выделяемых на проведение проектных
работ, анализу подвергается большее число допустимых вариантов разработки по
сравнению с существующими средствами проектирования. Тем самым применение
разработанных методов ведет, в конечном итоге, к повышению качества и степени
обоснованности принимаемых проектных решений
4. На примере эксплуатации реального объекта добычи газа с апробацией
предлагаемых методов и их программной реализации, сформирован вариант
системы разработки с применением БС, позволяющий повысить эффективность
извлечения остаточных запасов газа и конечные коэффициенты газоотдачи из
залежи.
СПИСОК ОСНОВНЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
1. Исхаков Р.Р. Учет неоднородности пласта при обосновании глубины
спуска насосно–компрессорных труб в горизонтальную газовую скважину /
А.И.Захаров, Р.Р. Исхаков // ВНИИОЭНГ, Строительство нефтяных и газовых
скважин на суше и на море. – 2009. – №7. – С. 34–40.
2. Исхаков Р.Р. Поддержание уровней добычи газа путем забуривания
боковых стволов на месторождениях Западной Сибири, находящихся на
завершающей стадии эксплуатации / В.В. Полупанова, С.А. Воронов, Р.Р. Исхаков,
В.В. Соловьев // Сб. научных статей по проблемам нефти и газа, Труды
Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина –
2010. – №2/259. – С. 47–60.
3. Исхаков Р.Р. Проблемы формирования технологических режимов работы
23
газовых промыслов на месторождениях Надым–Пур–Тазовского региона /
Г.М. Гереш, Ю.Е. Дорошенко, Л.Н. Евликова, Р.Р. Исхаков // Сборник научных
трудов ООО "ТюменНИИгипрогаз": 2011 г. / ООО "ТюменНИИгипрогаз". Тюмень:
Флат, 2011. – С. 124–127.
4. Исхаков Р.Р. Методика проектирования боковых стволов скважин на
месторождениях Западной Сибири с учетом поздней стадии разработки /
Р.Р. Исхаков, С.А. Воронов, А.И. Ермолаев, В.В. Воронова // Нефтяное хозяйство.
– 2012. – №1. – С. 38–41.
5. Исхаков Р.Р. Проблемы формирования технологических режимов работы
газовых промыслов на месторождениях Надым–Пур–Тазовского региона /
Г.М. Гереш, Ю.Е. Дорошенко, Л.Н. Евликова, Р.Р. Исхаков // Газовая
промышленность. – 2012. – №1/669. – С. 24–27.
6. Исхаков Р.Р. Методика выбора направления для забуривания боковых
стволов на основе оптимизационного алгоритма расстановки скважин // Нефть, газ
и бизнес – 2012. – №8. – С. 76–79.
7. Исхаков Р.Р. Свидетельство о государственной регистрации программы
для ЭВМ «Выбор оптимальной длины и направления для забуривания бокового
ствола на бездействующем фонде скважин» / М.А. Мохов, Р.Р. Исхаков,
С.А. Воронов, В.В. Воронова // Свидетельство № 2012614781, Заявка №
2012612566, Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ Федеральной службы
по интеллектуальной собственности 29.05.2012 г.
Подписано к печати «20» ноября 2013 г.
Заказ № 4139
Тираж 100 экз.
1 уч. – изд.л, ф-т 60х84/16
Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
24
По адресу: 142717, Московская область,
Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
25