ЛИТВИН ВИТАЛИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
advertisement
УДК 622.276.1/.4. На правах рукописи ЛИТВИН ВИТАЛИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (на примере Самотлорского месторождения) Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа 2009 2 Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология» Научный руководитель доктор технических наук Гильманова Расима Хамбаловна Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевич кандидат технических наук Ганиев Булат Галиевич Ведущая организация Башкирский государственный университет Защита состоится 23 июля 2009 г. в 1000 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3. С диссертацией ГУП ИПТЭР». можно ознакомиться в библиотеке Автореферат разослан 23 июня 2009 г. Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук Л.П. Худякова 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы Рост применения технологий горизонтального бурения при вводе в разработку новых месторождений нефти и при доразработке старых месторождений требует научного обоснования и поиска оптимальных условий строительства и эксплуатации систем разработки, основанных на горизонтальных скважинах (ГС). Поэтому дальнейший поиск оптимальных схем расположения стволов ГС с целью повышения эффективности выработки запасов нефти является актуальной проблемой. Цель работы поиск и научное обоснование оптимальных схем размещения стволов горизонтальных скважин и их реализация на реальных залежах нефти. Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи: анализ существующих технологий разработки залежей нефти с применением горизонтальных скважин. Изучение особенностей эксплуатации ГС на различных месторождениях; гидродинамическое моделирование ГС в неоднородном пласте в условиях частичного разгазирования залежи нефти; поиск оптимальных схем расположения стволов горизонтальных скважин по латерали и по разрезу пласта; разработка рекомендаций по повышению эффективности применения ГС и действующих систем разработки на залежах нефти Самотлорского месторождения. Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации и на математическом моделировании многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний различных технологий разработки залежей нефти с применением горизонтальных скважин. Научная новизна результатов работы Научно обосновано снижение эффективности выработки запасов нефти при возникновении внутрискважинного межпластового перетока жидкости в результате совместной эксплуатации двух и более гидродинамически не связанных пластов с различным энергетическим состоянием. Исследование влияния расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти (КИН) и плотность сетки 4 скважин показало, что использование общепринятых в промысловой практике представлений о том, что горизонтальная скважина заменяет две вертикальные скважины (ВС), не всегда отражает истинное положение вещей. Данное соотношение выполняется только при оптимальном расположении ствола ГС. Показано, что при разработке послойно-неоднородного по проницаемости пласта с применением заводнения размещение ствола ГС в высокопроницаемом слое приводит к снижению КИН. Основные защищаемые положения: вывод о том, что режим частичного разгазирования при разработке чисто нефтяной залежи с послойно-неоднородным по проницаемости коллектором является более эффективным, чем режим ограничения отборов и поддержания пластового давления (ППД) выше давления насыщения нефти газом; разработанный каталог различных схем расположения стволов ГС и определенные для них технологические показатели – КИН и плотность сетки скважин; оптимальный набор геолого-технических мероприятий (ГТМ), позволяющий с максимальным экономическим эффектом повысить нефтеотдачу пластов пачки АВ Самотлорского месторождения. Практическая ценность и реализация результатов работы Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на Самотлорском месторождении. Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы: по разобщению пластов, выбору скважин-кандидатов для зарезки боковых горизонтальных стволов (БГС), оптимальной проводке стволов горизонтальных скважин, позволило дополнительно добыть 2,2 тыс. т нефти с экономическим эффектом в 3,86 млн руб. Апробация работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология», УфаНИПИнефть (г. Уфа, 2006-2008 гг.), научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2006-2007 гг.) и ОАО «ТНКНижневартовск» (2007-2008 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2007-2008 гг.). Публикация результатов и личный вклад автора Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 8 научных работах, в т.ч. 7 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях. 5 Структура и объем работ Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 157 наименований. Работа изложена на 177 страницах, содержит 20 таблиц, 86 рисунков. Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» за помощь и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией. КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные защищаемые положения, показаны научная новизна и практическая ценность работы. Первая глава посвящена аналитическому обзору научнотехнической литературы по вопросам применения горизонтальных скважин в разработке нефтяных и газовых месторождений. Вопросы теории и практики применения технологии горизонтального бурения в разработке нефтяных месторождений освещены в трудах следующих исследователей: Алиева З.С., Басова И.К., Бердина Т.Г., Бескровного Н.С., Борисова Ю.П., Бузинова С.Н., Волкова Ю.А., Гайфуллина Я.С., Горшениной Е.А., Грайфера В.И., Григорьева А.В., Григоряна А.М., Григулецкого В.Г., Евченко В.С., Егурцова Н.А., Зайцева С.И., Закирова С.Н., Зарипова А.Т., Захарченко Н.П., Ибатуллина Р.Р., Ибрагимова А.И., Иктисанова В.А., Ипатова А.И., Кагана Я.М., Кнеллера Л.Е., Котляровой Е.М., Кременецкого М.И., Крылова В.А., Крючкова Б.Н., Кулинича Ю.В., Куштановой Г.Г., Леготина Л.Г., Лысенко В.Д., Максимова В.П., Маринина Н.С., Меркулова В.П., Молоковича Ю.М., Мохеля А.Н., Мукминова И.Р., Муслимова Р.Х., Низаева Р.Х., Овчинникова М.Н., Пилатовского В.П., Полубариновой-Кочиной П.Я., Розенберга И.Б., Сафиуллина М.Н., Сомова Б.Е., Стрельченко В.В., Сучкова Б.М., Табакова В.П., Тюрина В.В., Фазлыева Р.Т., Фархуллина Р.Г., Хайруллина М.Х., Чекушина В.Ф., Шамсиева М.Н., Шеремета В.В., Юсупова И.Г., Янгуразовой З.А., Babu D.K., Butler R.M., Economides M.J., Ehlig-Economides C.A., Giger F.M., Goode P.A., Joshi S.D., Kuchuk F.J., Lichtenberger G.J., Odeh A.S., Raghavan R., Suprunowicz R., Thambynaygam R.K. и других. В настоящее время структура сырьевой базы нефти РФ такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми малопродуктивными коллекторами в разработку при их разбуривании вертикальными скважинами может быть экономически невыгоден, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов 6 окажется не вовлеченным в промышленную разработку. Это относится к трудноизвлекаемым запасам, находящимся в неоднородных и низкопроницаемых пластах, коллекторах с высоковязкой нефтью, потенциальные ресурсы которых оцениваются по стране в несколько миллиардов тонн. Рост интереса к технологиям разработки с применением горизонтальных стволов скважин связан также и с процессом истощения «легких» запасов нефти и ростом доли трудноизвлекаемых запасов «старых» месторождений России. Ввод в разработку менее продуктивных, имеющих категорию трудноизвлекаемых запасов нефти, стал одной из причин бурного развития горизонтального бурения и проводки боковых горизонтальных стволов, позволяющих существенно увеличить зоны дренирования. Анализ научно-технической литературы показал, что в настоящее время не всегда используется весь потенциал горизонтальных технологий при освоении и разработке нефтяных месторождений. Результаты ряда работ подтверждают, что повышение эффективности разработки месторождений возможно на основе оптимального (по критерию максимизации КИН) выбора местоположения, профиля и взаимной ориентации стволов горизонтальных скважин. Поэтому продолжение данных исследований применительно к конкретным месторождениям остается актуальной задачей. Горизонтальные технологии (в том числе и многозабойные скважины) направлены, с одной стороны, на создание новых более эффективных систем разработки, с другой, на повышение эффективности использования старого фонда скважин в результате зарезки боковых горизонтальных стволов. Технология зарезки БГС позволяет «реанимировать» пробуренный фонд условно-вертикальных скважин, осуществить дополнительный отбор запасов нефти за счет ранее находившихся в недренируемых областях залежи, повысить общую величину КИН. Несмотря на ряд преимуществ применения горизонтальных технологий их фактическая эффективность значительно ниже теоретически возможной. Не всегда оправдываются ожидания по дебитам, в некоторых случаях происходит быстрое обводнение продукции скважин. В литературе выделяют следующие причины недостаточной эффективности ГС: особые условия вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, неоднородность геологического строения пласта-коллектора, несовершенство методов определения гипсометрического положения точки входа в продуктивный пласт, трещиноватость коллектора, отставание организации поддержания пластового давления и др. факторы. 7 Одной из наиболее значимых по важности проблем при использовании ГС является аспект сравнительной эффективности различных систем разработки. В проведенных работах по сравнению эффективности выработки залежей различными системами разработки с применением горизонтальной технологии показано, что в призабойной зоне ГС теряется лишь 2…4 % прилагаемой на пласт депрессии, в то время как на вертикальных скважинах потери давления в ПЗП достигают 50 %. Характеристики вытеснения в системах с применением ГС также существенно лучше, чем в вариантах с вертикальными скважинами. Остается открытым вопрос оптимизации схем размещения ГС как по латерали в окружении действующих скважин (вертикальных и горизонтальных), так и в разрезе пласта. Во второй главе приведены результаты теоретических исследований, связанных с поиском оптимальных решений по применению горизонтальных скважин в разработке нефтяной залежи. При проектировании системы разработки возникают вопросы о выборе оптимальных параметров системы разработки. Стоит ли строить систему разработки только с применением ГС или вертикальных скважин? Оправдано ли бурение ГС для интенсивных систем разработки, таких как линейные n-рядные системы разработки? Одним из насущных вопросов проектирования систем разработки является вопрос влияния ГС на выработку запасов и, соответственно, на плотность сетки скважин. Применяемые подходы зачастую носят эмпирический характер, не подтвержденный модельными расчетами. Несмотря на обилие работ в научной и научнотехнической литературе, посвященных данным вопросам, эти проблемы еще не имеют однозначного решения. В работе рассмотрена модель послойно-неоднородного по проницаемости пласта, представленного десятью фильтрационными слоями с проницаемостью, изменяющейся от 10 до 1000 мД, между которыми существует гидродинамическая связь. Слои имеют также различную пористость (от 0.16 до 0.24 д.ед.) и начальную нефтенасыщенность (от 0.7 до 0.8 д.ед.). Залежь разрабатывается трехрядной линейной системой скважин. На рисунке 1 показан элемент этой системы разработки. Исследован ряд случаев, возможных при разработке залежи. В качестве базового варианта разработки рассмотрен случай, когда залежь разрабатывается вертикальными скважинами, с системой заводнения и дополнительным условием, согласно которому пластовое давление не снижается ниже давления насыщения нефти газом (ограничение на величину забойного давления добывающих скважин). 1 вариант – разработка залежи вертикальными скважинами, в условиях частичного разгазирования залежи (компенсация отборов жидкости закачкой воды 8 менее 100 % в начальный период и забойные давления добывающих скважин ниже давления насыщения нефти газом). 2 вариант – разработка залежи горизонтальными скважинами, в условиях частичного разгазирования залежи (компенсация отборов жидкости закачкой воды менее 100 % в начальный период и забойные давления добывающих скважин ниже давления насыщения нефти газом). Этот вариант разбит на подварианты, отличающиеся расположением стволов горизонтальных скважин: 2.1 – стволы скважин расположены в высокопроницаемом слое; 2.2 – стволы скважин расположены в верхнем низкопроницаемом слое; 2.3 – стволы скважин расположены в верхнем (2ГС) и нижнем (2ГС) низкопроницаемых слоях. КИН, д.ед. Период разработки, лет 0.700 30 КИН, д.ед. 20 0.680 15 0.670 10 0.660 срок разработки, лет 25 0.690 5 0.650 0 база 1 2.1 2.2 2.3 вариант а б Рисунок 1 Модель послойно-неоднородного по проницаемости пласта с расположением стволов ГС (вариант 2.1) (а) и показатели выработки запасов по вариантам разработки (б) Полученные результаты (рисунок 1, б) показывают, что разработка залежи в режиме частичного разгазирования является более эффективной, однако прирост эффективности незначителен и дает увеличение КИН на 0.008 д.ед. Кроме того, первый вариант обеспечивает более высокие темпы отбора нефти в начальный период разработки залежи. Применение горизонтальных скважин позволило увеличить темпы отбора запасов нефти и сократить сроки разработки залежи. Вместе с тем, быстрое снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом приводит к образованию техногенной газовой «шапки», что, с одной стороны, способствует более полному извлечению нефти из верхнего низкопроницаемого пропластка, но с другой, приводит к быстрому снижению дебита нефти, увеличению доли свободного газа в добываемой продукции, снижению гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами. 9 Конечный КИН для варианта 2.1 составил 0.669, что ниже КИН для первого варианта и превышает на 0.003 д.ед. значение КИН базового варианта. Такое снижение эффективности выработки запасов связано с тем, что расположение стволов ГС в высокопроницаемом слое приводит к быстрой выработке запасов нефти этого слоя, заводнению и последующему отключению скважин, при этом запасы низкопроницаемых слоев остаются невыработанными. Таким образом, для данного варианта применение ГС не увеличивает охват воздействием, а выступает инструментом интенсификации выработки запасов нефти. Очевидно, в данном случае целесообразность применения ГС решается с привлечением экономических критериев. Размещение стволов ГС в низкопроницаемом слое увеличивает эффективность нефтеизвлечения, т.к. при таком расположении скважин выработка запасов происходит более равномерно. Вместе с тем, во всех рассмотренных выше вариантах отмечается формирование «застойной», не вырабатываемой зоны в области коллектора, ограниченного стволами добывающих ГС. Для предотвращения этого рассмотрен вариант с расположением стволов ГС в разных низкопроницаемых слоях. Расчет технологических показателей разработки для данного варианта дает максимальный конечный КИН при сохранении темпов выработки запасов. Анализ полей нефтенасыщенности показывает, что «застойная» зона в коллекторе при таком размещении стволов ГС не образуется. Несмотря на то что различие КИН в модельных вариантах небольшое, тем не менее, различие в размещении стволов ГС позволит достичь большей эффективности в выработке запасов нефти. Рассмотрены вопросы эффективности выработки запасов нефти в анизотропном по проницаемости коллекторе. Показано, что наличие анизотропии проницаемости приводит к снижению эффективности нефтеизвлечения. На рисунке 2 представлены кривые зависимости конечного КИН от показателя анизотропии проницаемости коллектора для каждого из рассмотренных выше вариантов. Полученные результаты продемонстрировали интересную закономерность. Чем выше анизотропия проницаемости коллектора, тем ниже конечный КИН. Для сильно анизотропных коллекторов (Kz/Kx= 0.01) бурение ГС становится неэффективным по сравнению с применением вертикальных скважин. При этом потери в КИН меньше для варианта 2.3, который предполагает расположение стволов ГС у кровли и подошвы пласта, т.е. охватывает воздействием больший объем коллектора. Снижение эффективности применения ГС в сильно анизотропных по проницаемости коллекторах связано с тем, что в данном случае поток флюидов происходит в основном вдоль напластования, и имеет низкую интенсивность в вертикальном 10 направлении. Выработка запасов нефти происходит послойно. Так как вертикальная скважина вскрывает все слои коллектора, то и эффективность выработки запасов для нее будет выше. Для ГС в первую очередь вырабатываются и, следовательно, заводняются те слои, через которые проходит ствол скважины. Остальные слои вырабатываются менее интенсивно, что и приводит к уменьшению значения конечного КИН. Данное положение имеет принципиальный характер, т.к. оно определяет стратегию создания наиболее эффективной системы разработки залежи нефти. Очевидно, что сильно анизотропные по проницаемости пласты должны разрабатываться либо системой вертикальных скважин, либо системой полого направленных скважин, вскрывающих все нефтенасыщенные пропластки. конечный КИН, д.ед. 0.7 0.65 0.6 вариант 1 вариант 2.2 вариант 2.1 вариант 2.3 0.55 1 0.5 0.1 0.01 анизотропия проницаемости, д.ед. Рисунок 2 Зависимость конечного КИН от показателя анизотропии проницаемости коллектора для разных вариантов разработки залежи Одним из вопросов, возникающих при проектировании систем разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных стволов скважин, является оптимальное расположение ГС относительно других скважин эксплуатационного и нагнетательного фонда. На модели однородного по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) пласта рассматриваются различные схемы расположения добывающих и нагнетательных скважин. Для каждой схемы рассмотрены различные варианты размещения стволов скважин. В расчетах задавалось требование равенства 100 %-ной компенсации отборов жидкости закачкой воды. Стволы горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин расположены посередине пласта. Вертикальные скважины вскрывают пласт полностью. На рисунке 3 в качестве примера представлена одна из рассмотренных схем расположения скважин. 11 Вариант 0 Вариант 1 Вариант 3 Вариант 4 Вариант 2 Рисунок 3 Варианты расположения добывающих и нагнетательных скважин Результаты расчетов различных вариантов расположения ГС приведены в таблице 1. Из таблицы 1 видно, что наибольший коэффициент извлечения нефти достигается в третьем варианте, где нагнетательная и добывающие скважины – горизонтальные и стволы добывающих скважин направлены к границам участка. Для варианта 4 характерен меньший КИН, что связано с меньшим охватом воздействием при данном расположении стволов ГС. Таблица 1 Результаты расчетов различных вариантов расположения ГС Номер варианта 0 1 2 3 4 Накопленная Коэффициент Коэффициент добыча нефти, нефтеизвлечения, охвата, д.ед. 3 3 д.ед. 10 м 831.5 0.336 0.50 821.9 0.332 0.49 1164.9 0.470 0.69 1179.3 0.476 0.70 1119.5 0.452 0.67 x 0.95 1.92 1.99 1.73 Рассмотрим, как влияет расположение стволов ГС на плотность сетки скважин. Для определения данного соотношения в условиях рассматриваемой модели воспользуемся следующим подходом. Для варианта 0 рассчитывается плотность сетки скважин по формуле S0 F0 , где F 0 – площадь нефтеносности; n1 – количество n1 вертикальных скважин. Из формулы КИН 0 К в е 0 определим 1 коэффициент S 0 для варианта пропорциональности : 1 КИН 0 , где КИН 0 коэффициент извлечения нефти ln S 0 К в 12 варианта 0, Кв – коэффициент вытеснения. В дальнейшем полагаем, что const . Для варианта i > 0 с применением ГС определим плотность сетки Si скважин КИН i ln Кв 1 из формулы КИН i К в е Si , т.е. F0 . С другой стороны, S i , где x – n1 хn2 искомый коэффициент, отражающий соотношение ВС и ГС, n1 и n2 – количество соответственно вертикальных и горизонтальных скважин для данного варианта. Расчеты коэффициента x, представленные в таблице 1, показывают, что значение соотношения, близкое к установившемуся в промысловой практике 1:2, соответствует только оптимальному расположению ГС (соответствующему максимальному КИН). Для других вариантов расположения ГС это соотношение ниже и изменяется от 0.95 (!) до 1.73. Очевидно, что неудачное расположение ствола ГС будет соответствовать меньшему значению коэффициента плотности сетки скважин. При этом значение параметра х, меньшее единицы, свидетельствует о нецелесообразности бурения горизонтальных стволов добывающих скважин для данных вариантов. В третьей главе рассматриваются особенности геологического строения и состояние разработки пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения. В настоящее время проблемы стремительного обводнения добываемой продукции и сосредоточения остаточных запасов в низкопроницаемых интервалах коллектора для данного месторождения являются крайне актуальными. Особенностью геологического строения названных выше пластов являются их высокие послойная v2l и зональная v2z неоднородности проницаемостных свойств коллектора. Так, для пласта АВ13 средняя послойная неоднородность составляет 0.81 отн.ед. Это говорит о том, что в разрезе пласта соседствуют прослои, которые отличаются на порядок и выше. С помощью примененного в работе подхода определена структура геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения в районе блока G16-04. Структуризация запасов проводится по следующим основным показателям: проницаемости, послойной неоднородности (рисунок 4), зональной неоднородности коллектора. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров ФЕС. Распределение запасов нефти по послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора показывает, что в коллекторах, проницаемости слоев которых отличаются в 10 и более раз, находятся 13 значительные объемы нефти – около 58 % всех геологических и 50.1 % начальных извлекаемых запасов пласта АВ13. доля в запасах пласта, % 35.0 29.1 26.0 30.0 25.0 24.1 29.5 17.1 20.0 14.7 14.0 15.0 3.6 10.0 5.0 31.9 26.5 26.3 25.5 25.8 3.0 2.9 0.0 менее 0.1 от 0.1 до 0.3 от 0.3 до 0.6 извлекаемые подвижные геологические от 0.6 более 1 до 1 интервалы изменения послойной неоднородности, отн.ед. Рисунок 4 Распределение геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пласта АВ13 в районе блока G16-04 Самотлорского месторождения по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора Таким образом, анализ структуры запасов нефти пластов АВ11-2, АВ2-3 в районе блока G16-04 Самотлорского месторождения показывает, что пласты месторождения характеризуются сложным строением, разнородностью свойств коллекторов по пластам, высокой послойной и зональной неоднородностью. Опережающая выработка запасов нефти происходит из высокопроницаемых пропластков, а остаточные запасы нефти сосредоточены в низкопроницаемых прослоях. При наличии гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками для увеличения охвата заводнением необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, такие как нестационарное воздействие, потокоотклоняющие технологии. Перспективным является применение технологий горизонтального бурения в интенсификации выработки запасов нефти из водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных залежей пластов группы АВ. Сформированная система разработки рассмотренных пластов Самотлорского месторождения на начальном этапе позволяла осуществлять относительно эффективную выработку запасов нефти, однако различающиеся фильтрационно-емкостные свойства коллектора, различная эффективность сформированной системы ППД АВ13, 14 предопределили их неравномерную выработку на текущий момент времени. Следствием этого является высокий уровень обводнения продукции. Особенно актуально это в отношении пластов АВ 13, АВ2-3. Малые показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при недостаточных объемах закачки и низких достигнутых КИН (рисунок 5) свидетельствуют о недостаточно высокой эффективности реализуемой системы ППД и потенциальной возможности ограничения объемов попутно добываемой воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций. 0.5 0.45 Текущий КИН, д.ед. 0.4 Текущий КИН Расчетный КИН 0.35 0.3 0.25 0.2 . 0.15 0.1 0.05 0 0 20 40 60 80 100 Обводненность, % Рисунок 5 Зависимость текущего КИН от обводненности добываемой продукции пласта АВ13 Самотлорского месторождения в районе блока G16-04 Проведенный анализ эффективности разработки в целом указывает на необходимость: повысить текущие темпы отбора запасов нефти путем повышения эффективности работы нагнетательного фонда; провести работы с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, ликвидации «кинжальных» прорывов воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, организовать проведение работ по ограничению водопритока в добывающих скважинах; повысить эффективность закачки вытесняющего агента, реализуемый коэффициент охвата процессом дренирования через организацию системы нестационарного заводнения; провести работы по разукрупнению совместного фонда и повышению эффективности выработки запасов залежей путем использования самостоятельных сеток скважин; 15 применять перспективные технологии горизонтального бурения в интенсификации выработки запасов нефти из водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных залежей пластов группы АВ. Анализ применяемых на участке технологий МУН показал очень низкую эффективность гидроразрыва пласта (ГРП) (таблица 2), что связано с близостью водоносных или обводнившихся в результате заводнения пластов. Таблица 2 Успешность ГРП по объектам Пласт Количество операций АВ11-2 АВ13 АВ2-3 39 6 1 Количество успешных операций 18 1 0 Средний коэффициент успешности 0.49 0.17 0 В таких условиях стратегия интенсификации выработки остаточных запасов нефти должна быть построена на технологиях горизонтального бурения. Целью этих мероприятий является регулирование выработки запасов в условиях, когда по причине аварийности или обводненности эксплуатация существующих скважин невозможна, а остаточные запасы в зоне их дренирования достаточно велики. Кроме того, данная технология – мощное средство реанимации пробуренного фонда, выведенного из эксплуатации по ряду причин. В условиях рассматриваемого участка бурение боковых горизонтальных стволов проводили в обводненных скважинах, часто расположенных близко к рядам нагнетательных скважин или к контуру водонефтяного контакта (ВНК). К моменту остановки этих скважин обводненность продукции превышала 80 %. Положительным фактором бурения БГС является увеличение добычи нефти. Однако по всем введенным в эксплуатацию БГС увеличилась обводненность добываемой продукции. Анализ причин быстрого обводнения БГС и пробуренных на участке ГС показал, что вскрываемые ими пласты характеризуются значительной зональной и послойной неоднородностью. Все рассматриваемые горизонтальные скважины пробурены в сильно неоднородных зонах в водонефтяной зоне или в частично заводненных коллекторах (рисунок 6). Проведенные численные исследования показали, что наличие послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора в пласте водонефтяной зоны существенным образом влияет на процесс вытеснения нефти водой при эксплуатации пласта горизонтальной скважиной. Анализ эффективности эксплуатации горизонтальных 16 скважин пласта АВ2-3 показал, что при разработке контактной водонефтяной зоны использование горизонтальных скважин предпочтительнее вертикальных при соблюдении нескольких условий. Во-первых, ствол горизонтальной скважины должен размещаться как можно ближе к кровле пласта. Во-вторых, при помощи моделирования или экспериментально необходимо подбирать оптимальный режим эксплуатации горизонтальной скважины, при котором обводненность продукции достаточно долго остается низкой. В-третьих, высокие отборы горизонтальных скважин должны компенсироваться закачкой. 1227p 211892 21189 g17-05 g17-04 21235p 21235 29975 29976 21236 29974 29977 1036p 29973 26269 21237p 29978 211891 26634 26672 26273 29972 26272 29971 g16-05 29785 29757 26276 26276-2 26656 1066p26635 26277 26706 g16-03 g16-04 26718 50790 29758 29789 50786 29996 50785 29799 26693 26700-2 26700 29997 29925 29776 1239p 26717 50780 26699 26759 26705-2 26705 26694 50779 29999 21200 50772 26702 50770 26701 50771 29766 50769 26677 5947 26697 26721 50751 26696 26708 25903 29781 g15-04 50754 5949 50753 g15-03 50819 50764 1035p 5948 29777 50820 50763 5951 5950 50754b 29767 25912 50821 50762 50761 26708-2 26688 26697-2 29797 29779 29771 29998 21200-2 26286 29790 29796 29793 29953 26714 26720 25886 25902 25892 50746 26603 25915-2 25917 5075250749 50748 25908 25902-2 50750 25915 29305 25913 25904 61350 50741b 50742 25909 25916 26583 50747 25898 16281 16259 50743 Плотность текущих подвижных запасов нефти на 2005 г, тыс.т/га 0 0.0001 1 2 3 4 5 6 7 8 Рисунок 6 Фрагмент карты плотности текущих подвижных запасов нефти на момент начала бурения ГС (01.01.2005 г) (пласт АВ13, район блока G16-04 Условные обозначения Самотлорского месторождения) НПО Нефтегазтехнология Лаборатория разработки нефтяных месторождений Самотлорское месторождение. Блоки g16_04, g16_05, g16_03, g15_03, g15_04, g17_04, g17_05. Пласт АВ1(3). 26717 - положение пластопересечения (забоя) и номер скважины Карта плотности текущих подвижных запасов нефти на 2005 г. Для повышения эффективности действующей системы разработки в четвертой главе предложен комплекс геологотехнических мероприятий, основными элементами которого стали Рисунок 1.5.5 бурение горизонтальных стволов, разобщение пластов с разным энергетическим состоянием и предотвращение внутрискважинных межпластовых перетоков, организация нестационарного воздействия. 1000м внешний контур нефтеносности Должность внутренний контур нефтеносности Составил МАСШ ТАБ 1: 22000 1 0 Фамилия 2км Подпись Прил.: Листов: Экз.: Проверил 17 Первым и, пожалуй, основным моментом недостаточной эффективности сложившейся системы разработки является отсутствие стратегии доразработки залежи. Система разработки требует значительного изменения, т.к. при существующем положении дел утвержденный КИН не достигается. Здесь необходимо отметить, что для адресного воздействия на остаточные запасы нефти в послойно и зонально неоднородных пластах основной упор в области бурения должен быть сделан на горизонтальные технологии. Однако это капиталоемкий и наукоемкий путь повышения эффективности действующей системы разработки. Вместе с тем, для повышения эффективности действующей системы разработки необходимо провести ревизию эксплуатационного и нагнетательного фондов скважин для устранения возможности возникновения внутрискважинных межпластовых перетоков жидкости и связанного с ними неконтролируемого заводнения невыработанных пластов и оттеснения запасов нефти от забоев добывающих скважин. В работе на примере двухпластовой модели (рисунок 7) научно обосновано явление потери части запасов нефти при совместной эксплуатации пластов с разными энергетическими состояниями. 1 Рисунок 7 Модель двухпластовой системы, эксплуатируемой добывающей скважиной единым фильтром. Пласты гидродинамически не связаны друг с другом за исключением ствола добывающей скважины. В высокопроницаемый пласт (1) ведется закачка воды. Цветом показано поле водонасыщенности. Изолиниями показано поле давления. 0.8 0.6 1 0.4 0.2 0 1 0.8 0.6 2 0.4 0.2 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Водонасыщенность, д.ед. На рисунке 8 приведены динамики текущих подвижных запасов нефти пласта 1 и потерь подвижных запасов нефти пласта 2 в зависимости от обводненности продукции скважины. Видно, что наибольший темп оттоков подвижных запасов пласта 2 соответствует уровню обводненности добываемой жидкости более 90 %. К моменту достижения предельной обводненности (98 %) около половины всех подвижных запасов нефти пласта 2 оттеснены за контур дренажа скважины. Необходимо отметить, что данное явление – отток запасов нефти и неконтролируемое заводнение за счет внутрискважинных 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 18 перетоков неоднократно наблюдалось в процессе моделирования разработки ряда месторождений. Например, моделирование разработки залежей нефти пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения показало, что в «совместных» скважинах существуют внутрискважинные межпластовые перетоки. 0 -0.1 0.7 0.6 пласт 1 -0.2 пласт 2 -0.3 0.5 -0.4 0.4 -0.5 -0.6 0.3 -0.7 0.2 -0.8 0.1 -0.9 0 потери подвижных запасов нефти пласта 2 в долях от геологических запасов, д.ед. подвижные запасы нефти пласта 1 в долях от геологических запасов, д.ед. 0.8 -1 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 обводненность продукции скважины, д.ед. Рисунок 8 Динамика текущих подвижных запасов нефти пласта 1 и потерей подвижных запасов нефти пласта 2 в зависимости от обводненности продукции скважины Методом «нечетких множеств» отобраны добывающие скважины с высокой обводненностью добываемой продукции, в которых высока вероятность внутрискважинного перетока. По данным скважинам рекомендовано отключение высокопроницаемых обводнившихся пластов. Значительное залегание начальных извлекаемых запасов нефти в неоднородных коллекторах, что характерно для пластов группы АВ в районе блока G16-04 Самотлорского месторождения, заранее предопределяет достаточно быстрое нарастание обводненности добываемой продукции. В таких условиях необходимо применение технологий нестационарного заводнения, позволяющего снизить неравномерность вытеснения нефти водой. Проведенный анализ позволил выявить зоны пластов с низкой выработкой извлекаемых запасов нефти и повышенной плотностью недренируемых подвижных запасов нефти. Наличие таких зон обусловлено следующими факторами: 1) высокая неоднородность проницаемостных свойств коллектора и его низкая средняя проницаемость; 19 2) несовершенство действующей системы разработки (пласты, различающиеся своими ФЕС, разрабатываются единой сеткой скважин). Для организации циклического заводнения был выбран пласт АВ13 блока G17-04. Фрагмент карты плотности текущих подвижных запасов пласта АВ13 приведен на рисунке 9, а. Нагнетательная скважина 29976 имеет высокую тесноту связи с добывающими скважинами 29978, 29977, 21235. Данный участок характеризуется достаточно высокой послойной неоднородностью и, как следствие, большой плотностью недренируемых подвижных запасов нефти (рисунок 9, б). Обводненность рассматриваемой группы добывающих скважин на 01.05.2008 г. составляет 86 %. Пластовое давление в зоне отбора выше давления насыщения нефти газом. 1227p 211892 21189 g17-04 g17-04 21235 21235p 21235 29975 29976 29973 21237 1036p 21237p 29977 29973 26269 211891 29978 26634 29977 29978 26634 26672 26672 26273 26273 29972 29972 26272 26272 29971 29971 29785 26656 1066p26635 26277 26277 26706 29785 g16-05 1066p26635 26656 а) б) g16-04 26718 29789 26718 g16-0426276 50790 29790 50790 26706 26276-2 Рисунок 9 Фрагмент карты плотности текущих подвижных (а) 29758 g16-03 29758 50786 нефти и50786 недренируемых подвижных (б) запасов 29799 26693 29996 50785 26693 29996 50785 3 (пласт АВ1 Самотлорского месторождения) 29925 26700-2 26700-2 29757 26276 26276-2 21236 29974 1036p 26269 29976 21236 29974 g16-03 00 g17-05 g17-05 29975 1227p 21189 29757 29971-2 29789 29799 29997 26700 29776 29776 50785-2 1239p 26717 29797 297 50780 50780 26759 29779 29779 26705-2 26699 26699 26705 29771 29771 29998 29998 26694 26694 50779 50779 29999 29999 50772 50772 21200 50819 50819 50771 50771 26702 26702 29766 29766 29781 29781 50764 26677-2 26286 50770 50764 50770 26701 26701 1035p 5948 1035p 5948 50769 50769 5947 26677 5947 29777 26677 29777 50820 50763 50761-2 50820 50763 50762 5951 50762 5950 5951 5950 50761 26708-2 50761 26688 50754b 29767 26688 26708-2 29796 25912 50754b 29767 25912 50821 50821 26721 26721 50753-2 26697-2 26708 26708 50751 50754 50751 26696 25903 50754 26696 25903 5949 29793 5949 29 50753 50753 26697 29953 26603 26714 26603 26720 25902-2 26714 25915-2 26720 25915-2 25917 5075250749 25902-2 25917 5075250749 50748 25915 50748 25908 50750 25915 25908 50750 29305 25886 25913 25886 25902 25913 25904 50742 25902 25904 50742 25909 61350 25892 25916 50741b 25909 61350 26583 50746 25892 25916 50741b 50746 50747 50747 25898 16281 25898 16281 16259 16259 50743 50743 29997 26700 26717 26759 На основе созданной фильтрационной модели участка просчитаны несколько вариантов нестационарного воздействия со стороны скважины 29976 с различными периодами работы и остановки 26286 скважины: 1) 30 сут работает, 30 сут отключена; 2) 15 сут работает, 30 сут отключена; 3) 30 сут работает, 15 сут отключена. g15-04 g15-0 Сравнение накопленной добычи нефти при различных 26697-2 вариантах разработки приведено на рисунке 10. На основании 26697 g15-03 гидродинамического моделирования g15-03 результатов можно сделать вывод о положительном эффекте организации циклической закачки в скважине 29976. На начальном этапе моделирования наиболее эффективным является нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины, при котором скважина работает с одинаковыми периодами работы и остановки. В режиме, при котором период работы скважины Плотность недренируемых подвижных запасов нефти, тыс.т/га 29976 в 2 раза меньше периода остановки, достигается наибольшее 26705-2 26705 Плотность текущих подвижных запасов нефти, тыс.т/га 0 0.0001 1 2 3 4 5 6 7 0 0.2 0.6 1 1.4 1.8 2.2 2.6 8 Условные обозначения 26717 НПО Нефтега стационарый 600 нестационарный:30-30 нестационарный:15-30 500 нестационарный:30-15 400 300 200 100 Рисунок 10 Mar-2095 Mar-2089 Mar-2083 Mar-2077 Mar-2071 Mar-2065 Mar-2059 Mar-2053 Mar-2047 Mar-2041 Mar-2035 Mar-2029 Mar-2023 Mar-2017 Mar-2011 0 Mar-2005 Накопленная добыча нефти, тыс.т 20 значение дополнительно добытой нефти. Однако на первом этапе при данном режиме происходит значительное снижение добычи нефти по сравнению с базовым вариантом. Очевидно, необходимо менять режимы эксплуатации нагнетательной скважины с течением времени. Технологические показатели разработки опытного участка при стационарном и нестационарном воздействиях на пласт со стороны нагнетательной скважины 29976 На основании полученных в предыдущих разделах результатов были сформированы первоочередные ГТМ по повышению эффективности разработки рассматриваемого участка. Предлагаемые мероприятия имеют двойную цель. Во-первых, они направлены на повышение эффективности действующей системы разработки рассматриваемого участка. Во-вторых, они являются элементами эксперимента по опробованию новых подходов в разработке нефтяных залежей, часть из которых были изложены выше. Все мероприятия были просчитаны на хорошо адаптированной гидродинамической модели залежи и являются вполне обоснованными, что позволяет надеяться на их высокую эффективность. Предложенный комплекс ГТМ позволит за прогнозный период в 20 лет дополнительно добыть 874 тыс. т нефти при сокращении добычи жидкости в 3108 тыс. т и закачки воды в 2366 тыс. м3. Прирост накопленного чистого дисконтированного дохода (НЧДД) за этот период составит более 190 млн руб. 21 Основные выводы и рекомендации 1. Анализ научно-технической литературы показал, что в настоящее время не всегда используется весь потенциал горизонтальных технологий при освоении и разработке нефтяных месторождений. Результаты ряда работ подтверждают, что повышение эффективности разработки месторождений возможно на основе оптимального (по критерию максимизации КИН) выбора местоположения, профиля и взаимной ориентации стволов горизонтальных скважин, поэтому продолжение данных исследований применительно к конкретным месторождениям остается актуальной задачей. 2. Проведенные расчеты показали, что разработка чисто нефтяной залежи с послойно-неоднородным по проницаемости коллектором в режиме частичного разгазирования является более эффективной, чем в режиме ограничения отборов и поддержания пластового давления выше давления насыщения нефти газом. Это связано с большей эффективностью нефтеизвлечения из низкопроницаемых прослоев коллектора при расширении выделяющегося из нефти газа. 3. Показано, что для интенсивных систем разработки (на примере 3-рядных линейных) применение горизонтальных скважин не дает существенного прироста КИН, а является инструментом интенсификации добычи нефти. С другой стороны, показано, что расположение ГС можно оптимизировать по мощности пласта. Так, размещение ствола ГС в высокопроницаемом слое приводит к снижению КИН. 4. Предложена схема размещения стволов ГС в послойнонеоднородном по проницаемости пласте. Расположение стволов ГС в прикровельном и приподошвенном низкопроницаемых слоях позволит увеличить КИН и предотвратить образование «застойной» зоны в области коллектора, ограниченного стволами добывающих скважин. 5. Исследованы процессы нефтеизвлечения из послойнонеоднородных анизотропных по проницаемости коллекторов. Показано, что чем выше анизотропия проницаемости коллектора, тем ниже конечный КИН. Для сильно анизотропных коллекторов (Kz/Kx= 0.01) применение ГС становится неэффективным по сравнению с применением вертикальных скважин. В этом случае пласт необходимо разрабатывать либо системой вертикальных скважин, либо системой полого направленных скважин, вскрывающих все нефтенасыщенные пропластки. 6. Исследование влияния расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин показало, что использование общепринятых в промысловой практике представлений о том, что горизонтальная скважина заменяет 22 две вертикальные, не всегда отражает истинное положение вещей. Только при оптимальном расположении стволов ГС данное соотношение выполняется. Однако, как показали модельные расчеты, неудачное расположение ГС может снизить эффективность разработки участка. При этом эквивалентность ГС и вертикальных скважин может составлять величины менее 1, что говорит о нецелесообразности применения таких схем расположения стволов горизонтальных скважин. 7. Проведенный анализ особенностей геологического строения и состояния разработки пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 в районе блока G16-04 Самотлорского месторождения позволил выявить следующие факты: особенности строения нефтенасыщенных коллекторов – высокая послойная и зональная неоднородности проницаемостных свойств коллектора – привели к опережающей выработке высокопроницаемых пропластков, прогрессирующему росту обводненности, снижению эффективности действующей системы поддержания пластового давления и разработки в целом. Остаточные запасы нефти сосредоточены, в основном, в низкопроницаемых областях коллектора. В таких условиях основные направления стратегии доразработки залежи должны быть направлены на адресное воздействие на остаточные запасы нефти посредством бурения горизонтальных стволов (горизонтальных скважин, многозабойных ГС и БГС), селективную водоизоляцию заводненных участков пласта с целью ограничения водопритока и изменения направления фильтрационного потока, организацию нестационарного воздействия; эксплуатация двух и более гидродинамически не связанных пластов с различным энергетическим состоянием приводит к возникновению в стволе скважины межпластовых перетоков жидкости, что отрицательно сказывается на эффективности нефтеизвлечения. Проведенные исследования указывают на крайнюю необходимость разукрупнения объектов эксплуатации; близость водоносных (заводненных) пластов предопределила низкую эффективность проводимых на участке ГРП. Предложено заменить ГРП на бурение БГС или радиальное бурение. 8. Для повышения эффективности действующей системы разработки предложен комплекс геолого-технических мероприятий, основными элементами которого стали бурение горизонтальных стволов, разобщение пластов с разным энергетическим состоянием и предотвращение внутрискважинных межпластовых перетоков, организация нестационарного воздействия. Предложенный комплекс ГТМ позволит за прогнозный период в 20 лет дополнительно добыть 874 тыс. т нефти при сокращении добычи жидкости в 3108 тыс. т и закачки воды в 2366 тыс. м3. Прирост НЧДД за этот период составит более 190 млн руб. 23 Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах: 1. Экспресс-методика расчета технологических показателей эксплуатации залежей нефти / И.В. Владимиров, В.В. Литвин, А.Р. Сарваров, Е.А. Горобец, А.Г. Кан, Ю.В. Михеев. – Уфа: ООО «Выбор», 2007. 44 с. 2. Литвин В.В. Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта на пластах пачки АВ Самотлорского месторождения // Нефтепромысловое дело. 2008. № 12. С. 26-28. 3. Владимиров И.В., Владимирова И.И., Тюфякова О.С., Сарваров А.Р., Литвин В.В., Манапов Т.Ф. Потеря части подвижных запасов нефти в результате возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с разными энергетическими состояниями // Нефтепромысловое дело. 2008. № 4. С. 6-11. 4. Гильманова Р.Х., Вафин Б.И., Литвин В.В., Сарваров А.Р., Кожин В.Н. Особенности геологического строения и разработки залежей нефти пластов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2008. № 5. С. 35-40. 5. Шпан В.Я., Вафин Б.И., Сагитов Д.К., Литвин В.В., Сарваров А.Р. Анализ характера преждевременного обводнения продукции скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы // Нефтепромысловое дело. 2008. № 6. С. 21-25. 6. Владимиров И.В., Ахмадуллин Ф.Ф., Батрашкин В.П., Литвин В.В., Сарваров А.Р. Оценка степени взаимодействия пар «нагнетательная – добывающая» скважин для выбора объектов применения комбинированного воздействия со стороны этих скважин на послойно неоднородные нефтенасыщенные коллекторы // Нефтепромысловое дело. 2008. № 9. С. 18-21. 7. Владимиров И.В., Горобец Е.А., Литвин В.В., Васильев В.В. Особенности применения циклического заводнения на недонасыщенных нефтью коллекторах (на примере пластов ПК-13 Самотлорского месторождения) // Нефтепромысловое дело. 2008. № 10. С. 25-31. 8. Сарваров А.Р. Владимиров И.В., Тюфякова О.С., Казакова Т.Г., Литвин В.В. Влияние расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2008. № 12. С. 61-63. 24 Лицензия № 223 от 03.08.2000 г. Подписано к печати 19.06.2009 г. Формат 60x84/16. Бумага типографская № 1. Компьютерный набор. Печать офсетная. Усл.-печ. л. 1.36 Тираж 100 экз. Заказ № 26 Отпечатано в типографии ООО «Штайм» Республика Башкортостан, 450005, г. Уфа, ул. 8-е марта, 12/1.
