ГРИЩЕНКО АЛЕКСАНДР СЕРГЕЕВИЧ РАЗРАБОТКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ПЛАСТА БВ КЛИНОФОРМНОГО СТРОЕНИЯ
advertisement
УДК 622.276 На правах рукописи ГРИЩЕНКО АЛЕКСАНДР СЕРГЕЕВИЧ РАЗРАБОТКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ПЛАСТА БВ101-2 КЛИНОФОРМНОГО СТРОЕНИЯ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ РАЗМЕЩЕНИЕМ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа 2010 2 Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») Научный руководитель – кандидат физико-математических наук Ахмадуллин Фаниль Фанзилевич Официальные оппоненты: – доктор технических наук, профессор Котенёв Юрий Алексеевич – кандидат технических наук Сагитов Дамир Камбирович Ведущая организация – Башкирский государственный университет Защита диссертации состоится 29 апреля 2010 г. в 1000 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3. С диссертацией ГУП «ИПТЭР». можно ознакомиться в библиотеке Автореферат разослан 29 марта 2010 г. Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук Л.П. Худякова 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы Проблемы разработки клиноформных пластов в настоящее время не до конца изучены. Остаются открытыми вопросы как геологического строения, так и вопросы оптимальной выработки запасов нефти клиноформных тел. Поэтому актуальным является исследование влияния строения клиноформы, анизотропии пласта, выбора оптимального размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин на процессы нефтеизвлечения из резервуаров клиноформного типа. Решению этих вопросов и посвящена данная работа. Цель работы – уточнение клиноформного строения пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения, поиск и научное обоснование оптимальных схем размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин на залежах нефти с анизотропным коллектором. Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи: 1. Анализ существующих представлений о клиноформном строении нефтяных залежей, изучение особенностей разработки таких залежей; 2. Изучение при помощи гидродинамического моделирования влияния анизотропии поля проницаемости коллектора на процессы извлечения нефти; 3. Исследование особенностей выработки запасов нефти из наклонных анизотропных пластов (клиноформ), поиск оптимальных схем расположения вертикальных нагнетательных и добывающих скважин по латерали и по разрезу пласта при разных режимах разработки залежи; 4. Создание геологической модели клиноформных тел пласта БВ 101-2 Самотлорского месторождения, разработка рекомендаций по повышению эффективности действующей системы разработки на основе представлений о клиноформном строении залежей нефти. Методы решения поставленных задач Решение поставленных задач базируется на изучении обширной геолого-геофизической базы данных о строении клиноформных залежей нефти, анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации при помощи математического моделирования многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследований и обобщения результатов промышленных испытаний различных технологий разработки залежей. 4 Научная новизна результатов работы 1. Доказано, что при эксплуатации залежей нефти с помощью интенсивной системы разработки при пластовых давлениях выше давления насыщения нефти газом влияние латеральных компонент тензора проницаемости на выработку запасов нефти изменяет конечный коэффициент извлечения нефти (КИН). При ориентации главной оси тензора проницаемости вдоль нейтральных линий тока, определяемых расположением вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, выработка запасов нефти наиболее эффективна. При совпадении направлений главных линий тока с главной осью тензора проницаемости выработка запасов нефти сопровождается повышенными отборами воды и низкой эффективностью. Для сильно анизотропных коллекторов может быть несколько направлений главной оси тензора проницаемости, соответствующих минимальной эффективности выработки запасов, в зависимости от применяемых систем разработки. 2. Установлено, что в анизотропных коллекторах существуют определенные направления главной оси эллипсоида тензора проницаемости относительно характерных направлений размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при которых разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям в извлекаемых запасах нефти. 3. Показано, что наилучшими показателями выработки запасов нефти из наклонных пластов обладает вариант размещения вертикальных нагнетательных скважин в нижней (по абсолютным отметкам) части залежи. Данный вариант размещения нагнетательных скважин характеризуется максимальной эффективностью нефтеизвлечения и наибольшим значением КИН. При размещении нагнетательных скважин в верхней части залежи теряется почти 40 % подвижных запасов нефти из-за быстрого обводнения и отрезания остаточных запасов нефти, сосредоточенных в зоне закачки, от области отборов. 4. Установлено, что при формировании системы разработки клиноформных нефтяных залежей максимальная выработка запасов нефти соответствует такому расположению скважин, когда нагнетательные скважины находятся как можно ближе к водонефтяному контуру (ВНК) и в них вскрыт весь интервал пласта, а добывающие скважины размещены несимметрично в верхней и средней частях клиноформы. На защиту выносятся: 1. Принципы оптимального размещения вертикальных нагнетательных и добывающих скважин при разработке клиноформных залежей нефти с расположением зоны закачки в нижней части клиноформы, а зоны отбора продукции – в средней и верхней частях; 5 2. Оптимальный набор геолого-технических мероприятий, позволяющий с максимальным экономическим эффектом повысить нефтеотдачу клиноформных тел пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения; 3. Научно обоснованная стратегия доразработки клиноформных залежей пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения путем размещения зоны нагнетания ближе к ВНК, а добывающие скважины расположены несимметрично в верхней части клиноформы. Практическая ценность результатов работы 1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на залежах нефти пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения. 2. Внедрение комплекса мероприятий, включающих работы по разобщению клиноформных тел и оптимальному размещению новых скважин, позволило дополнительно получить 18.5 тыс. т нефти с экономическим эффектом в 27.4 млн руб. Апробация результатов работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах, проведенных в ГУП «ИПТЭР», ООО НПО «Нефтегазтехнология», «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2008-2009 гг.), научно-технических советах ОАО «Самотлорнефтегаз» (2007-2009 гг.), нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2008-2009 гг.). Публикации и личный вклад автора Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе 8 – 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. Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 89 наименований. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 69 рисунков. Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам ООО НПО «Нефтегазтехнология» за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы. КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы. 6 Первая глава посвящена аналитическому обзору научнотехнической литературы по вопросам геологического строения и разработки нефтяных залежей клиноформного типа. Отмечено, что основы учения о клиноформном строении неокома Западно-Сибирской плиты заложены в трудах А.Л. Наумова, Т.М. Онищука, М.М. Бинштока и развиты в работах А.И. Бобрышева, Н.М. Белкина, В.В. Высоцкого, В.Я. Гидиона, Л.Ш. Гиршгорна, Г.Н. Гогоненкова, И.Л. Гребневой, В.А. Дегтева, П.Н. Дядюка, А.Н. Задаенко, Е.А. Иващенко, В.П. Игошкина, В.А. Корнева, Н.Х. Кулахметова, Н.Я. Кунина, Ю.А. Михайлова, О.М. Мкртчяна, Н.Н. Нежданова, В.М. Никитина, М.А. Попова, М.Я. Рудкевича, В.С. Соседкова, В.Г. Смирнова, Ю.Н. Суркова, Л.Л. Трусова, Л.Я. Трушковой, Ф.И. Хатьянова, Ф.З. Хафизова, Л.И. Цибулина, Л.Н. Шиловой, А.Е. Шлезингера, С.С. Эльмановича, Г.С. Ясовича. Даны краткие сведения об истории возникновения представлений о клиноформном строении неокома Западно-Сибирской плиты. Описаны признаки клиноформ, а именно: выделяются в сейсмометрических границах, при обязательном контроле по материалам биостратиграфии и геофизических исследований скважин; образуют латеральный ряд полого налегающих друг на друга геологических тел, их возраст уменьшается от области питания к центру бассейна; являются совокупностью горных пород, входящих в систему местных стратиграфических подразделений, отличающихся от выше- и нижележащих отложений наклоном латеральных границ, наличием на них скрытых поверхностей перерыва седиментации; картируются субпараллельно берегу бассейна, протягиваясь на десятки и даже сотни и тысячи километров, их ширина неизмеримо меньше на первых десятках километров; внутри каждой клиноформы выделяются песчаные пласты, пачки алевролитов и глин, в кровле обычно залегает пачка тонкоотмученных глин. Клиноформы результат периодического, пульсационного поступления терригенных масс в бассейн седиментации. Обычно они разделены скрытыми перерывами, каждая является самостоятельным сегментом. Литература по разработке залежей нефти, расположенных в клиноформных пластах, отсутствует. С большой долей вероятности часть методов разработки клиноформных пластов будет совпадать с методами разработки пластов с косой слоистостью. Приведен обзор теоретических и лабораторных исследований по разработке залежей нефти с косой слоистостью. В результате отмечено, что нагнетание воды необходимо производить в высокопроницаемые пропластки, а отбор жидкости – из низкопроницаемых пропластков, что позволит в какой-то мере уменьшить темпы обводнения эксплуатационных скважин. 7 Практические подходы в разработке залежей нефти с косой слоистостью реализованы на примере Игольского месторождения. Одним из фундаментальных свойств флюидосодержащих коллекторов является пространственная анизотропия их фильтрационно-емкостных характеристик. Наличие пространственной ориентационной неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов определяется существованием ряда устойчивых направлений с максимальной интенсивностью движения флюидов при создании соответствующих условий, или анизотропия означает неодинаковость геофизических (в том числе и фильтрационных) свойств по различным направлениям. В условиях практической нефтедобычи явление анизотропии ФЕС выражается в резком отличии режимов работы добывающих скважин при их равном удалении от нагнетательной скважины. С целью дальнейших исследований в этом направлении проведен обзор литературы по определению влияния анизотропии физических свойств коллектора на процессы разработки нефтяных месторождений. Во второй главе приведены результаты теоретических исследований влияния анизотропии поля проницаемости коллектора на процессы нефтеизвлечения. Рассмотрена модель гипотетической литологически экранированной залежи нефти, разрабатываемой с применением заводнения (рисунок 1). Моделировались различные режимы эксплуатации залежи. Залежь разрабатывается пятью скважинами, две из которых являются нагнетательными (рисунок 1, а). Скважины образуют элемент трехрядной линейной системы разработки. Рассмотрены следующие случаи, возможные при разработке залежи: первый вариант – это разработка залежи при поддержании пластового давления (ППД) выше давления насыщения нефти газом, что обеспечивается повышенными уровнями компенсации отборов жидкости закачкой воды; второй вариант – при снижающемся пластовом давлении вплоть до значений ниже давления насыщения нефти газом, что достигается при недостаточной компенсации отборов закачкой воды. Максимальное значение имеет одна из главных компонент тензора проницаемости Kxx, остальные либо равны ей (изотропный случай), либо меньше (анизотропные случаи). Ориентация главных осей тензора проницаемости относительно осей глобальной системы координат задается углами αx, αy, β (рисунок 1, б). Рассмотрен случай, когда поле анизотропии вдоль напластования изотропно (Kxx=Kyy), а коэффициент проницаемости поперек напластования имеет меньшую величину. Это наиболее часто встречающаяся ситуация при моделировании пластовых систем, имеющих мелкую слоистость в строении коллектора. 8 а) объемное представление куба текущей нефтенасыщенности модели анизотропного коллектора (прямыми изображены скважины, темно-серыми областями представлены интервалы перфорации пласта); б) ориентация главных осей (X'Y'Z') эллипсоида тензора проницаемости относительно глобальной системы координат (XYZ) (пунктирными линиями показаны проекции осей 0Y' и 0X' на плоскость X0Y) Рисунок 1 – Модель гипотетической литологически экранированной залежи нефти, разрабатываемой с применением заводнения Проведенные расчеты показывают, что и в условиях поддержания пластового давления выше давления насыщения нефти газом, и в случае частичного разгазирования вертикальная анизотропия поля проницаемости коллектора существенно влияет на выработку запасов нефти только для сильно анизотропных коллекторов, у которых величина проницаемости перпендикулярно напластованию ниже проницаемости вдоль напластования более чем в 10 раз. При этом уменьшение отношения Kzz/Kxx снижает величину конечного КИН. Частичное разгазирование залежи в условиях рассматриваемой модели всегда приводит к снижению конечного КИН. На рисунке 2 представлено изменение конечного КИН за счет частичного разгазирования залежи для коллекторов с разными значениями показателя анизотропности проницаемости пласта. Здесь приведено отношение конечного КИН для случая частичного разгазирования к конечному КИН для разработки при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом. Видно, что для рассматриваемых моделей это отношение всегда ниже 1. При этом на кривой имеется минимум. Это говорит о том, что для коллекторов с показателем анизотропности проницаемости Kzz/Kxx = 0.01 разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям в извлекаемых запасах нефти. отношение КИН газ/КИНбезгаз, отн.ед. 9 1.00 0.98 0.96 Рисунок 2 – Изменение конечного КИН, связанное с частичным разгазированием залежи для разных значений показателя анизотропии проницаемости 0.94 0.92 0.90 0.88 0.86 0.84 0.82 0.80 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 показатель анизотропии пласта Kzz /Kxx, отн.ед. Данный эффект обусловлен следующими особенностями строения модельной залежи. При разгазировании нефти в результате снижения пластового давления выделяющаяся фаза свободного газа начинает движение к кровле коллектора за счет сил гравитации. Однако эта скорость вертикального движения мала, и в нижних слоях остается небольшое количество свободного газа, которое значительно снижает фазовые проницаемости нефти и, следовательно, эффективность нефтевытеснения. Приведенные выше результаты позволяют отметить следующее. 1. Применяемое обычно при моделировании соотношение K zz/Kxx = 0.1 практически не влияет на показатели выработки запасов нефти и на динамику технологических показателей. Для сильно анизотропного коллектора показатель анизотропности существенно изменяет все технологические показатели. 2. Потери извлекаемых запасов нефти при частичном разгазировании зависят от величины показателя анизотропности коллектора. 3. Увеличение анизотропии коллектора (уменьшение Kzz/Kxx) всегда приводит к снижению эффективности нефтеизвлечения. Отмечено, что данные выводы применимы к интенсивным системам разработки, элемент которых рассматривался выше. Исследовано влияние анизотропии латеральной проницаемости на коэффициент нефтеизвлечения. Рассмотрен случай, когда главная ось эллипсоида тензора проницаемости (Kxx) лежит в плоскости напластования и образует угол β с осью 0X глобальной системы координат. Значения компонент тензора проницаемости Kxx и Kzz в локальной системе координат будем считать постоянными и равными Kxx=1.0 мкм2, Kzz=0.1 мкм2. Компонента Kyy в зависимости от задачи принимает значения 0.50, 0.10 и 0.01 мкм2. Таким образом, 10 переменными задачи становятся величины латеральной анизотропности и угла ориентации главной оси эллипсоида анизотропии. Были проведены две серии вычислительных опытов, соответствующие различным режимам эксплуатации залежи: с поддержанием давления выше давления насыщения нефти газом и при частичном разгазировании. В каждой серии расчеты проводились для разных значений показателя анизотропности Kyy/Kxx и угла β, изменяющегося от 0º до 90º. Анализ полученных результатов показывает, что при незначительной анизотропии поля проницаемости динамики технологических показателей разработки залежей с разной ориентацией главной оси тензора проницаемости близки друг другу, что и следовало ожидать. Однако можно отметить и характерные различия. Выработка запасов нефти и достижение предельной обводненности наиболее быстро происходят в случае, когда β = 90° или наибольшей проницаемостью характеризуется направление глобальной оси 0Y. Этот вариант также обладает наибольшей эффективностью выработки запасов (больший объем добытой нефти на меньший объем отобранной жидкости). Хотя в начальный период разработки залежь обладает наименьшим показателем безводной эксплуатации, тем не менее, по остальным параметрам – темпу падения дебита нефти, росту обводненности и конечного КИН – залежь с такой ориентацией главной оси тензора проницаемости относительно главных линий тока в системе разработки обладает наилучшими показателями. Зависимости конечного КИН от угла ориентации главной оси тензора проницаемости при разных значениях показателя анизотропности приведены на рисунке 3. Влияние латеральных компонент тензора проницаемости в случае применения интенсивных систем разработок на выработку запасов нефти имеет по величине значение несколько процентов (для рассмотренной задачи порядка 5.8 %). При этом необходимо отметить, что если главная ось тензора проницаемости ориентирована вдоль нейтральных линий тока, определяемых расположением добывающих и нагнетательных скважин, то выработка запасов нефти наиболее эффективна. Если главная ось тензора проницаемости близка по направлению с главными линиями тока, то выработка запасов нефти сопровождается повышенными отборами воды, а эффективность ее наименьшая. Для сильно анизотропных коллекторов может быть несколько направлений главной оси тензора проницаемости, соответствующих минимальной эффективности выработки запасов, в зависимости от применяемой системы разработки (рисунок 3.) В зависимости от ориентации главной оси тензора проницаемости эффективность выработки запасов нефти может быть более высокой для сильно неоднородного коллектора, чем для более однородного. 1.000 КИН, в долях от максимального значения, д.ед. 11 0.995 0.990 0.01 0.985 0.1 0.5 Рисунок 3 – Зависимости конечного КИН (в долях от максимального значения) от угла ориентации главной оси тензора проницаемости β при разных значениях показателя анизотропности Kyy/Kxx= 0.01, 0.10, 0.50 отн.ед. 0.980 0.975 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 угол ориентации главной оси тензора проницаемости, град Рассмотрено влияние третьей фазы (свободного газа) на зависимости конечных КИН от величины анизотропности поля проницаемости и ориентации главной оси тензора проницаемости. Показано, что частичное разгазирование залежи может как повысить, так и снизить эффективность нефтевытеснения. Если в результате разгазирования залежи фаза свободного газа увеличивает сопротивление движению закачиваемой воды в направлении повышенной фильтруемости, то данный эффект способствует повышению эффективности вытеснения нефти. Кроме того, в анизотропных коллекторах существуют определенные направления главной оси эллипсоида проницаемости относительно характерных направлений размещения добывающих и нагнетательных скважин, при которых разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям в извлекаемых запасах нефти. В третьей главе рассматриваются особенности выработки запасов нефти из наклонных анизотропных пластов (клиноформ). Рассмотрены полого падающие пласты, условия формирования которых создали направления преимущественной фильтрации пластовых флюидов. Наряду с анизотропией фильтрационно-емкостных свойств коллектора на гидродинамический поток пластовых флюидов в наклонных пластах существенное значение начинают оказывать силы гравитации. В главе рассмотрен ряд задач, связанных с поиском оптимального размещения скважин и систем разработки с ППД в наклонных пластах. Пусть γ – угол, определяющий наклон плоскости пласта. На рисунке 4 представлено текущее поле нефтенасыщенности наклонного 12 пласта, разрабатываемого интенсивной системой скважин – тремя добывающими и двумя нагнетательными. Нефтенасыщенность, д.ед. Рисунок 4 – Куб текущей нефтенасыщенности наклонного пласта с анизотропным коллектором (прямыми изображены скважины, темно-серыми областями представлены интервалы перфорации пласта, угол наклона пласта γ = –15º) Рассмотрено поле проницаемости, локальный тензор которого имеет компоненты Kxx= Kyy= 1 мкм2 и Kzz= 0.1 мкм2. Главные оси эллипсоида тензора проницаемости лежат в плоскости пласта, а ось компоненты Kzz перпендикулярна плоскости пласта. Зададим угол β = 0°, где β – угол между проекцией локальной оси компоненты Kxx на плоскость X0Y и глобальной осью 0X. Приняты следующие возможные положения вертикальных нагнетательных скважин: первый вариант – нагнетательные скважины располагаются в нижней части пласта (рисунок 4); второй вариант – нагнетательные скважины располагаются в верхней части пласта; третий вариант – одна нагнетательная скважина располагается в нижней части пласта, другая в верхней, образуя ряд. Анализ динамик кубов нефтенасыщенности по вариантам расположения вертикальных нагнетательных скважин указал на разницу в характере заводнения залежи при разных вариантах размещения скважин ППД. Если при размещении нагнетательных скважин в нижней (по абсолютным отметкам) части залежи вытеснение нефти водой напоминает фронтальное движение с некоторым опережением по нижним слоям коллектора (за счет гравитационного разделения фаз), то при иных вариантах расположения скважин ППД характер вытеснения далек от фронтального. При размещении нагнетательных скважин в верхней (по абсолютным отметкам) части залежи характер вытеснения нефти закачиваемой водой практически полностью определяется гравитационными силами. В начальный период заводнению подвергаются лишь нижние слои пласта, верхние в результате 13 гравитационных сил остаются незаводненными. При этом однородный по проницаемости пласт ведет себя как послойно неоднородный. Заводнение пласта затрагивает в большей мере нижний фильтрационный слой в зоне закачки и все слои в зоне отбора. Складывается парадоксальная ситуация, когда остаточные запасы нефти концентрируются в зоне закачки воды (!!!). Примерно такая же картина наблюдается и при третьем варианте разработки, что говорит о низкой эффективности применения нагнетательной скважины, расположенной в верхней части залежи. Интересно, что при размещении нагнетательных скважин в верхней части залежи теряется почти 40 % подвижных запасов нефти из-за быстрого обводнения и отрезания остаточных запасов нефти, сосредоточенных в зоне закачки, от области отборов. Это значительный показатель. Проведенные исследования указали на зависимость эффективности выработки запасов от расположения нагнетательных скважин при разработке наклонных пластов. Это связано, прежде всего, с возросшим вкладом в процессы фильтрации гравитационных сил. Увеличение разнородности пластовых флюидов по плотности усилит это влияние. Поэтому является интересным исследование процессов выработки запасов нефти при частичном разгазировании залежи, когда в пласте возникает фаза свободного газа. На рисунке 5 представлено изменение конечного КИН за счет частичного разгазирования залежи для различных вариантов размещения вертикальных нагнетательных скважин. Здесь приведено отношение конечного КИН для случая частичного разгазирования к конечному КИН для разработки при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом. Интересным результатом является увеличение конечного КИН в результате образования фазы свободного газа при втором варианте разработки. Это связано с тем, что при образовании «газовой шапки» в области закачки воды часть нефти оттесняется в нижние слои и вытесняется закачиваемой водой к забоям добывающих скважин. В случае, когда разработка ведется без образования фазы свободного газа, запасы нефти в верхних слоях коллектора в зоне закачки остаются невыработанными. Для остальных вариантов это отношение всегда ниже 1. В работе проведены исследования, касающиеся особенностей разработки залежей клиноформного типа. В качестве прототипа модельной залежи используется изолированная клиноформа пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения. Анализ полученных результатов показывает, что результат моделирования процесса выработки запасов нефти клиноформной залежи зависит от типа сетки. Основные различия для разных сеток наблюдаются в краевых областях залежи. В моделировании процессов выработки запасов большую роль играет правильный подбор сетки, таким образом, «правильность» выбора сетки должна включаться в процесс адаптации гидродинамической модели. 14 отношение КИН газ/КИНбезгаз, отн.ед. 1.1 1.05 Рисунок 5 – Изменение конечного КИН, связанное с частичным разгазированием залежи, для разных вариантов размещения вертикальных нагнетательных скважин 1 0.95 0.9 0.85 0.8 1 в ар 2 в ар 3 в ар Предложена процедура построения косослоистой сетки как наиболее полно отражающей особенности формирования клиноформных залежей. Проведен многовариантный поиск оптимального размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин на залежи нефти клиноформного типа (рисунок 6). Рисунок 6 – Расположение и перфорация вертикальных добывающих и нагнетательных скважин (показаны различные варианты взаимного расположения двух добывающих скважин, положение нагнетательных скважин соответствует их оптимальному размещению) 15 Показано, что наилучшим является вскрытие всего интервала пласта, через который проходит траектория скважины, а оптимальным является размещение вертикальной нагнетательной скважины как можно ближе к водонефтяному контуру. Для определения оптимального размещения добывающих скважин введена целевая функция, определяющая максимальную эффективность выработки нефти из пласта при минимальных отборах жидкости и времени разработки пласта: A a1 КИН – a 2 Qж – a 3 Т , где а1, а2, а3 – весовые коэффициенты; КИН – отношение значения КИН рассматриваемого варианта к максимальному значению КИН по всем вариантам в определенной группе расчетов; Qж – отношение значения накопленного отбора жидкости рассматриваемого варианта к максимальному значению накопленного отбора жидкости по всем вариантам в определенной группе расчетов; Т – отношение значения общей продолжительности разработки элемента залежи рассматриваемого варианта к максимальному значению общей продолжительности разработки элемента залежи по всем вариантам в определенной группе расчетов. Показано, что максимальный КИН и максимум целевой функции соответствуют несимметричному расположению добывающих скважин, а минимальный КИН – симметричному расположению скважин. Это связано с тем, что при несимметричном расположении скважин фильтрационные потоки имеют также несимметричную форму, в результате чего недренируемая область между скважинами и границей клиноформы становится меньше. В четвертой главе проработаны основные вопросы уточнения геологической модели и рассмотрены проблемы выработки запасов нефти из залежей нефти пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения, имеющих клиноформное строение (рисунок 7). На основе представления о строении пласта БВ101-2 как клиноформном теле в главе дается анализ разработки и выработки запасов локальных клиноформ. Данное обстоятельство существенно меняет представление об эффективности действующей системы разработки, которая предполагала с самого начала вскрытие и эксплуатацию единым фильтром всех продуктивных пропластков, зачастую относящихся к различным клиноформным телам. 16 Следующим обстоятельством, усложняющим выработку рассматриваемого пласта, является тот факт, что каждая из клиноформ состоит из групп косослоистых пропластков с послойно неоднородным полем проницаемости. И, наконец, как показывает анализ данных геофизических и гидродинамических исследований скважин, для рассматриваемых объектов определяющей является зональная неоднородность поля проницаемости. Рисунок 7 – Геологический разрез пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения с юго-востока на северо-запад Рассмотрены особенности структуры запасов нефти клиноформных тел пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения. В частности, на рисунке 8 приведено распределение геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти по показателю послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора клиноформы D пласта БВ101-2. Распределение показывает, что в неоднородных коллекторах, послойная неоднородность которых составляет более 0.3 отн.ед., сосредоточено 95 % геологических и 94 % извлекаемых запасов нефти. Из них на долю сильно неоднородных по разрезу коллекторов (послойная неоднородность более 1) приходится около 68 % геологических и 58 % извлекаемых запасов нефти. Это означает, что при одновременной эксплуатации выработка запасов прослоев происходит крайне неравномерно. 17 доля в запасах пласта, % Раскрытые выше особенности геологического строения пласта БВ101-2 предопределили осложнения в выработке запасов. Это, прежде всего, стремительно прогрессирующая обводненность добываемой продукции, снижение эффективности действующей системы разработки. геологические 70 подвижные извлекаемые 60 50 40 30 20 10 извлекаемые подвижные 0 менее 0.1-0.3 0.3-0.6 0.1 геологические 0.6-1 более 1 Рисунок 8 – Распределение начальных геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти клиноформы D пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора На рисунке 9 представлены зависимости текущего КИН и начальных извлекаемых запасов (НИЗ), введенных в разработку действующей системой разработки, от обводненности добываемой продукции пласта БВ 101-2 Самотлорского месторождения. НИЗ, введенные в разработку, определялись по комплексу характеристик вытеснения. Хорошо видно, что в условиях действующей системы разработки утвержденный КИН не достигается. Более того, в результате быстрого обводнения добываемой продукции часть НИЗ, введенных в разработку действующей системой скважин, была потеряна. 18 КИН, текущий КИН, НИЗ введенные в разработку в долях от геологических запасов нефти, д.ед. 0.5 0.45 Рисунок 9 – Зависимости текущего КИН и НИЗ, введенных в разработку действующей системой разработки, в долях от геологических запасов, от обводненности добываемой продукции пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения текущий КИН 0.4 НИЗ введенные в разработку утвержденный КИН 0.35 0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0 0 20 40 60 80 100 обводненность, % Проведенный анализ состояния разработки рассматриваемого участка пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения позволяет сделать следующие выводы. 1. Сформированная система разработки рассмотренного объекта Самотлорского месторождения позволяет осуществлять относительно эффективную выработку запасов данных объектов, однако различающиеся фильтрационно-емкостные свойства коллектора, различная эффективность сформированной системы ППД предопределили их неравномерную выработку на текущий момент времени. 2. Рассмотренные эксплуатационные объекты характеризуются высоким уровнем обводнения продукции. Малые показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при низких достигнутых КИН 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. 3. Пласт БВ101-2 Самотлорского месторождения характеризуется сложным строением, разнородностью свойств коллекторов по пластам, высокой послойной и зональной неоднородностью. При этом часть нагнетательных скважин ведет одновременно закачку в различные клиноформы пласта БВ101-2. Объединение клиноформ в 19 единые эксплуатационные объекты не является оптимальным, т.к. данные пласты отличаются как по плотности геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти, так и по своим фильтрационно-емкостным свойствам (неоднородности ФЕС). Данный вывод существенен, т.к. продуктивность пластов и их КИН определяются не только значением проницаемости пласта, но и показателем его неоднородности. 4. При высоком уровне неоднородности коллекторов и наличии гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками для увеличения охвата заводнением необходимо применение гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи, таких как нестационарное воздействие, потокоотлоняющие технологии. 5. Анализ геологического строения и выработки запасов нефти позволяет наметить следующие направления в повышении эффективности системы разработки: разобщение объектов разработки пласта БВ 101-2 Самотлорского месторождения, представленных клиноформными образованиями. Это позволит повысить эффективность системы ППД за счет адресности воздействия, избежать потери части запасов нефти за счет их оттеснения от забоя скважины в результате внутрискважинных межпластовых перетоков; одновременное применение селективной водоизоляции промытых высокопроницаемых прослоев в вертикальных добывающих скважинах и потокоотклоняющих технологий в воздействующих нагнетательных скважинах; особенности строения нефтенасыщенных коллекторов пласта БВ101-2 позволяют предполагать, что опережающая выработка 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; пласт БВ101-2 характеризуется сильной расчлененностью. Такие пласты целесообразно разрабатывать сильно наклонными скважинами, гарантированно пересекающими все нефтенасыщенные пропластки, или многозабойными скважинами с разводом стволов по вертикали на различные пропластки; перспективным, но достаточно капиталоемким, является, на наш взгляд, нестационарное применение водогазового воздействия (ВГВ), позволяющего кратно повысить эффективность вытеснения из низкопроницаемых прослоев коллектора. В этом случае основной задачей при ВГВ станет значительное 20 повышение пластового давления, что позволит газу растворяться в нефти и снижать ее вязкость и плотность. Для того чтобы газ достаточно быстро попал в низкопроницаемые области коллектора и вытеснил нефть оттуда, применяется циклическое воздействие. Таким образом, можно говорить о принципиально новой технологии – комбинированной, обладающей синергетическим эффектом. Разработка такой технологии является крайне перспективной, особенно для залежей пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения. На основе полученных в работе результатов сформирован комплекс первоочередных геолого-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности действующей системы разработки. Основные выводы и рекомендации 1. При эксплуатации залежи нефти интенсивной системой разработки при пластовых давлениях выше давления насыщения нефти газом влияние латеральных компонент тензора проницаемости на выработку запасов нефти изменяет конечный КИН на несколько процентов. Если главная ось тензора проницаемости ориентирована вдоль нейтральных линий тока, определяемых расположением вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, то выработка запасов нефти наиболее эффективна. Если главная ось тензора проницаемости близка по направлению с главными линиями тока, то выработка запасов нефти сопровождается повышенными отборами воды, а эффективность ее наименьшая. Для сильно анизотропных коллекторов может быть несколько направлений главной оси тензора проницаемости, соответствующих минимальной эффективности выработки запасов, в зависимости от применяемой системы разработки. 2. В зависимости от ориентации главной оси тензора проницаемости эффективность выработки запасов нефти может быть более высокой для сильно неоднородного коллектора, чем для более однородного. При повышении анизотропии поля проницаемости эффективность выработки становится более зависимой от ориентации главной оси тензора проницаемости. 3. В анизотропных коллекторах существуют определенные направления главной оси эллипсоида проницаемости относительно характерных направлений размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при которых разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям извлекаемых запасов нефти. 4. Показано, что наилучшими показателями выработки запасов нефти из наклонного пласта обладает вариант размещения вертикальных 21 нагнетательных скважин в нижней (по абсолютным отметкам) части залежи. Данный вариант размещения нагнетательных скважин характеризуется максимальной эффективностью нефтеизвлечения и наибольшим КИН. При размещении нагнетательных скважин в верхней части залежи теряется почти 40 % подвижных запасов нефти из-за быстрого обводнения и отрезания остаточных запасов нефти, сосредоточенных в зоне закачки, от области отборов. 5. Результаты численных расчетов показали, что при формировании системы разработки клиноформных нефтяных залежей максимальная эффективность выработки запасов нефти соответствует случаю, когда вертикальные нагнетательные скважины расположены как можно ближе к водонефтяному контуру, и в них вскрыт весь интервал пласта, а добывающие скважины размещены несимметрично в верхней части (по абсолютной отметке) клиноформы. Это связано с тем, что при несимметричном расположении скважин фильтрационные потоки имеют также несимметричную форму, в результате чего недренируемая область между скважинами и границей клиноформы становится меньше. 6. Разработаны методы геологического моделирования клиноформных залежей и создана 3D геологическая модель локальных клиноформ пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения. 7. Показано, что клиноформное строение пласта БВ 101-2, а также особенности структуры геологических запасов нефти предопределили осложнения в разработке локальных клиноформ Самотлорского месторождения. Эксплуатационные объекты характеризуются высоким уровнем обводнения продукции. Малые показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при низких достигнутых КИН 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. Определены стратегические направления доразработки пласта БВ 101-2 Самотлорского месторождения. Сформирован комплекс первоочередных геолого-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности действующей системы разработки. Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах: 1. Методика расчета эффекта охлаждения пласта от заводнения при неизотермической фильтрации коллекторов./ Т.Ф. Манапов, О.П. Торопчин, А.С. Грищенко, С.Л. Рыжов, А.П. Титов, Р.Г. Исмагилов. – Уфа: ООО «Выбор», 2008. – 39 с. 22 2. Грищенко А.С., Гильманова Р.Х., Мустаева Э.Р., Рыжов С.Л. Особенности геологического строения локальных клиноформ пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 9. – С. 18-23. 3. Сарваретдинов Р.Г., Хуснутдинова Р.З., Горобец Е.А., Грищенко А.С., Рыжов Е.А., Осепян С.С. Обоснование методики выделения ВНК по клиноформам пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 9. – С. 51-56. 4. Мустаева Э.Р., Сарваретдинов Р.Г., Грищенко А.С., Рыжов С.Л., Яруллин Р.Р. Численный метод корреляции клиноформ для уточнения геологического строения пласта БВ 101-2// НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 10. – С. 33-37. 5. Ахмадуллин Ф.Ф., Гильманова Р.Х., Грищенко А.С., Михеев Ю.В., Осепян С.С. Особенности 3D геологического моделирования локальных клиноформ пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 12. – С. 38-41. 6. Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Михеев Ю.В., Грищенко А.С. Методы оптимального размещения скважин в системе ППД в наклонном пласте (клиноформах) с поддержанием пластового давления выше давления насыщения нефти газом // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – № 1. – С. 20-33. 7. Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Сарваретдинов Р.Г., Грищенко А.С., Рыжов С.Л. Исследование оптимального размещения нагнетательных скважин в наклонном пласте с учетом частичного разгазирования // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – № 1. – С. 34-38. 8. Ахмадуллин Ф.Ф., Грищенко А.С., Манапов Т.Ф., Осепян С.С. Проблема применения различных сеток при моделировании залежей, имеющих сложную геометрическую форму // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – № 1. – С. 87-91. 9. Грищенко А.С. Стратегия выработки запасов нефти из геологических объектов сложного строения (на примере клиноформенных залежей пласта БВ101-2 Самотлорского месторождения) // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – № 1. – С.91-94 23 Соискатель А.С. Грищенко 24 Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 19 марта 2010 г. Бумага писчая. Заказ № 141. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР» РБ, 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.
