Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Особенности геологического строения и разработки нефтегазовых залежей
1.1. Общие положения и актуальность рассматриваемой проблемы 8
1.2. Основные типы нефтегазовых залежей 11
1.3. Очередность выработки запасов нефти и газа из нефтегазовой залежи 15
1.4. Сравнение воды и газа как вытесняющих агентов при разработке нефтегазовых залежей 22
1.5. Системы разработки нефтегазовых залежей 25
1.6. Системы разработки сводовых нефтегазовых залежей с активной подошвенной водой 32
1.7. Новые подходы к разработке нефтегазовых залежей с помощью горизонтальных скважин 37
1.8. Выводы 45
ГЛАВА 2. Геологическое строение и анализ разработки пластов кунгурского яруса KI, KII, KI+II михайловско-коханского месторождения 47
2.1. Общие сведения о месторождении. Геологическое строение продуктивных пластов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения 47
2.2. Детализация строения залежей нефти и газа f 60
2.3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки 74
2.4. Выводы 80
ГЛАВА 3. Математическое моделирование процессов фильтрации в послойно-неоднородных по проницаемости коллекторах подгазовой зоны 81
3.1. Общие положения 81
3.2. Математическая модель трехфазной фильтрации пластовых флюидов в неоднородных по проницаемости коллекторах 82
3.3. Исследование процессов выработки запасов нефти из пласта с искусственно созданными областями свободного газа 89
3.4. Влияние послойноіі неоднородности пропицаемостных свойств коллектора на выработку запасов нефти из пластов с искусственно созданными областями свободного газа 99
3.5. Оптимальное расположение стволов горизонтальных скважин, эксплуатирующих контактные газо-нефте-водяные зоны залежей 109
3.6. Выводы 130
ГЛАВА 4. Новые технологические решения воздействия на послойно-неоднородные пласты подгазовой зоны 132
4.1. Общие положения 132
4.2. Особенности геологического строения, разработки пластов кунгурского яруса и основные направления ввода в эксплуатацию залежей, находящихся в длительной консервации 133
4.3. Метод технико-экономического обоснования выбора точек для бурения новых горизонтальных и вертикальных скважин на продуктивные пласты кунгурского яруса 138
4.4. Реализация разработанных подходов в проектных решениях 147
4.5. Выводы 158
Заключение 160
Литература 1
- Очередность выработки запасов нефти и газа из нефтегазовой залежи
- Детализация строения залежей нефти и газа f 60
- Математическая модель трехфазной фильтрации пластовых флюидов в неоднородных по проницаемости коллекторах
- Метод технико-экономического обоснования выбора точек для бурения новых горизонтальных и вертикальных скважин на продуктивные пласты кунгурского яруса
Введение к работе
з
Актуальность темы
Выработка запасов нефти, сосредоточенных в подгазовых зонах нефтегазовых залежей и относящихся к категории трудноизвлекаемых, осложнена многофазностью потока в пласте. Это приводит к возникновению ряда негативных процессов: оттеснению нефти в газовую зону, прорыву газа к забою добывающей скважины, прорыву нагнетаемой воды в водяную зону и расформированию нефтяной оторочки, - что отрицательно сказывается на нефтеотдаче этих залежей.
Разработка подгазовых зон традиционными методами характеризуется низкой эффективностью, что связано, прежде всего, с нерентабельными значениями безгазовых (безводных) дебитов вертикальных скважин. К настоящему времени разработано значительное количество подходов, методов и технологий выработки запасов нефти подгазовых зон, в том числе и при помощи горизонтальных скважин (ГС). Однако остается нерешенным ряд задач, связанных с оптимизацией выработки запасов подгазовых зон. Поэтому данная проблема является актуальной для разработки нефтяных месторождений.
Цель работы - повышение эффективности выработки запасов нефти подгазовых зон на основе оптимального размещения стволов горизонтальных скважин.
Основные задачи исследования:
анализ существующих технологий разработки подгазовых зон месторождений;
анализ на основе математического моделирования процессов трехфазной (нефть, газ, вода) фильтрации в неоднородных по проницаемости пластах;
исследование процессов выработки запасов нефти из пластов с искусственно созданными зонами свободного газа;
4. анализ особенностей геологического строения и разработки пластов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения и определение стратегии повышения эффективности выработки запасов нефти из подгазовых зон.
Методы решения поставленных задач. При решении поставленных задач использованы современные методы обработки исходной статистической информации и математическое моделирование многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах.
Научная новизна
і. Показано, что образование в пласте зон свободного газа существенно осложняет разработку залежи. Возникновение газовых «пробок» является причиной ухудшения гидродинамической связи между зонами закачки и отбора, что может привести к существенным потерям в нефтеотдаче. В пласте с газовыми зонами резко снижаются пластовые давления в области отбора и повышаются - в области закачки. Распределение полей давления позволяет сделать вывод, что наличие свободного газа ухудшает фильтрационные свойства в пространстве между добывающими и нагнетательными скважинами.
Получены зависимости коэффициента извлечения нефти (КИН) от объемов зон свободного газа, показывающие, что нефтеотдача пласта снижается с ростом объема выделившегося свободного газа.
Установлено, что коэффициент нефтеизвлечения определяется положением ствола добывающей скважины относительно подошвы пласта подгазовой зоны. Для решаемой задачи при ограниченных запасах свободного газа, сопоставимых с запасами нефти, установлено, что оптимальными с точки зрения полноты выработки запасов нефти являются расположение ствола ГС в
прикровельной низкопроницаемой зоне пласта, отбор свободного газа вместе с нефтью, частичное заводнение газовой шапки и заводнение высокопроницаемого слоя с максимальной выработкой низкопроницаемых слоев.
На защиту выносятся:
і. стратегические направления ввода в эксплуатацию залежей нефти и газа, длительное время находившихся в консервации;
методические подходы к оценке критериев выбора точек для бурения новых горизонтальных скважин;
оптимальный набор геолого-технических мероприятий, позволяющий с максимальным экономическим эффектом вывести из консервации залежи нефти и газа кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения.
Практическая ценность результатов работы
Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на Михайловско-Коханском месторождении. Внедрение разработанных подходов по оптимальному размещению горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин на Михайловско-Коханском месторождении позволило получить 890 т дополнительно добытой нефти, при этом экономический эффект составил 750 тыс. руб.
Апробация работы
Результаты работы докладывались на семинарах
НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2006-2008 гг.), научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2006-2007 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2007-2008 гг.), в ОАО «Самаранефтегаз» нефтяной компании «ЮКОС» (2006-2007 гг).
Публикации и личный вклад автора
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе 8 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ.
В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.
Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 179 наименований. Работа изложена на 174 страницах, содержит 5 таблиц, 80 рисунков.
Очередность выработки запасов нефти и газа из нефтегазовой залежи
При наличии двух полезных ископаемых в одной залежи неизбежно возникает вопрос о наиболее рациональном порядке выработки их запасов. Анализ эксплуатации нефтегазовых залежей показывает, что первоочередная разработка газовой шапки всегда сопровождается потерями нефти, а стремление к наиболее полному извлечению нефти приводит к консервации запасов газа на более или менее длительный срок. Для определения оптимального варианта разработки нефтегазовой залежи в каждом конкретном случае нужно знать потери нефти при различной степени использования ресурсов газа и время консервации запасов газа в зависимости от полноты извлечения нефти.
На основании этих данных и ряда других технико-экономических показателей, в частности обеспечения района нефтью и газом, устанавливается наиболее рациональная очередность и интенсивность разработки нефтяной зоны и газовой шапки. В практике разработки нефтегазовых залежей могут быть различные варианты порядка (очередности) извлечения запасов нефти и газа.
1. Первоочередная разработка нефтяной зоны с отбором промышленных запасов нефти, а затем эксплуатация газовой шапки. Этот вариант характеризуется наиболее полным извлечением нефти. При наличии активной пластовой воды частным случаем первого варианта будет разработка нефтяной зоны с подчиненным отбором газа из газовой шапки, строго увязанным с добычей нефти и обеспечивающим неподвижности газо-нефтяного контакта при снижений пластового давления.
2. Первоочередная добыча газа без отбора нефти. Такая разработка осуществляется часто на недостаточно разведанных площадях, когда по данным бурения первых скважин залежи вводятся в эксплуатацию как чисто газовые, а затем устанавливается наличие нефтяной зоны. Так началась разработка угленосного горизонта Елшанского месторождения, VII горизонта месторождения Карадаг, XXI и XXII пластов Хаджиабада и др. Фактические промысловые данные и теоретические исследования показывают, что добыча газа из газовой шапки до разработки нефтяной зоны сопровождается наибольшими потерями нефти. 3. Совмещенная во времени разработка нефтяной зоны и газовой шапки при любом уровне добычи нефти и газа. Такая разработка осуществляется, как правило, при большой потребности в газе. В частности, на упомянутых месторождениях Карадаг и Хаджиабад, несмотря на выявление запасов нефти, продолжался значительный отбор газа из газовой шапки с попутным извлечением нефти. Разработка газовой шапки с попутной добычей происходит на месторождении Нибельско-Верхне-Омринское и ряде других.
По нефтеотдаче третий вариант мало отличается от второго, так как при установившейся практике интенсивной выработки запасов газа объем добываемой попутно нефти (в пластовых условиях), как правило, несопоставим с отбором газа. Потери нефти при неограниченном отборе газа из газовой шапки — один из важных технологических показателей, знание которого необходимо при выборе рационального варианта разработки нефтегазовой залежи.
По вопросу потерь нефти имеется ряд работ [36-38 и др.], в которых в основном рассматривались замкнутые нефтегазовые залежи. В связи с необходимостью оценки потерь нефти для залежей различного типа и особенно с активной пластовой водой во ВНИИ была поставлена задача о фильтрации газированной нефти при отборе газа из газовой шапки, которая решалась численно. На основе таких расчетов была создана методика определения потерь нефти в нефтегазовых залежах [39]. В этой работе рассматривалась плоская задача фильтрации при неограниченном отборе газа из газовой шапки из замкнутых залежей и залежей, приуроченных к пластовой системе бесконечно большой протяженности. В основу расчетов были положены балансовые соотношения для воды, нефти и газа. Учитывалось выделение растворенного газа при снижении пластового давления, непоршневое вытеснение нефти водой и уход свободного газа из нефтяной зоны в газовую шапку. Принималось, что давление в нефтяной зоне отличается от давления в газовой шапке.
Основной целью этих расчетов было выявление механизма вытеснения газированной нефти водой и влияния различных факторов на распределение запасов нефти при отборе газа из газовой шапки, когда нефть не добывается. Как указывалось, этот вариант соответствует максимальным потерям нефти. При одновременной добыче нефти и газа и при различных сроках совмещения разработки газовой шапки и нефтяной оторочки потери также будут, но меньше, чем при отборе только газа. Проведенные исследования позволили выявить основные особенности разработки нефтегазовых залежей различного типа при неограниченном отборе газа из газовой шапки. А. Замкнутые залежи. Основной источник природной энергии в замкнутых залежах — энергия растворенного в нефти газа и газа газовой шапки. Рассмотрим сначала отбор из такой залежи только газа. В этих условиях добыча газа приведет к снижению пластового давления во всей залежи и выделению растворенного газа в нефтяной зоне. При постоянстве емкости залежи нефть с увеличением ее объема может устремиться только в газовую шапку, насыщая часть порового пространства, до этого занимаемого газом.
Как было показано в работе [4, 40] в замкнутых залежах давление в газовой шапке будет снижаться не как в чисто газовых, а медленнее вследствие внедрения нефти в газовую шапку и ухода из нее части растворенного газа. При этом в замкнутых залежах объем нефти, внедрившейся в газовую шапку при неограниченном отборе газа, сравнительно невелик и не превышает количество нефти, которое может быть добыто из нефтяной зоны при разработке ее на режиме растворенного газа и таком же снижении пластового давления.
Распределение запасов нефти между зоной начального нефтенасыщения и газовой шапкой для этого типа залежи показано на рис. 1.7. Ущерб, наносимый нефтяной зоне замкнутой нефтегазовой залежи при первоочередной разработке газовой шапки, определяется не этим уходом нефти, а резким ухудшением условий выработки всех запасов нефти при снижении пластового давления, когда используется только природная энергия пласта. 50 75 ЮО
Повышение нефтеотдачи в таких условиях может быть достигнуто только при применении методов воздействия на пласт и, в частности, заводнения. Эти дополнительные мероприятия требуют затраты значительных средств. Поэтому выбор рациональной очередности выработки запасов нефти и газа из замкнутой нефтегазовой залежи должен быть сделан на основании технико-экономического анализа вариантов разработки при различном суммарном отборе газа из газовой шапки и соответствующей ему возможной нефтеотдачи с учетом потребности района в нефти и газе и затрат на заводнение.
Б. Залежи с активной пластовой водой. В залежах с активной водой характер фильтрации нефти и ее потери при опереженной разработке газовой шапки существенно отличаются от таких же показателей для замкнутых залежей. Если из такой залежи добывается газ, то, как и для замкнутых залежей, будет наблюдаться снижение давления в газовой шапке и нефтяной зоне, что приведет к развитию газовой фазы в нефти. Одновременно отбор газа приведет к снижению давления в законтурной области и внедрению воды.
При первоочередной разработке газовой шапки, когда нефть не добывается, запасы ее остаются постоянными, но степень их «извлекаемое» претерпевает значительные изменения, так как часть их остается в заводненной зоне, а часть перемещается в газовую шапку.
Детализация строения залежей нефти и газа f 60
Михайловско-Коханское месторождение по запасам и добыче нефти относится к крупным нефтяным месторождениям Самарской области. Эксплуатация месторождения была начата в 1954 г., когда были введены в разработку пласты кунгурского яруса. К моменту перевода залежи в консервацию восточная часть Коханского купола залежи кунгурских пластов Kj и Кц в значительной степени была выработана и разработка ее в 1993 г. прекращена. Западная часть пластов кунгурских отложений (Михайловско-Марьевский купол) в эксплуатацию не введена.
Продуктивные пласты Ki и Кц кунгурского яруса по данным описания керна сложены доломитами пелитоморфными, мелкокристаллическими и оолитовыми. В основной микрокристаллической массе доломитового состава выделяются сгустковые образования, редкие кристаллы гипса, чаще доломит замещается ангидритом. В цементе доломит криптокристаллический и ангидрит кристаллический. По типу порового пространства доломиты мелко пористые, трещиноватые, равномерно пропитанные нефтью [160].
По структуре выделяются два крупных поднятия - Михайловско-Марьевский купол и Коханском и Восточно-Коханском купола (рисунок 2.1.)
Непроницаемый раздел между пластами Ki и Кц составляет 5-8 м и прослеживается на всей площади месторождения, за исключением ряда скважин на Восточно-Коханском куполе, где происходит слияние продуктивных пластов кунгурского яруса. В связи с этим на Коханском и Восточно-Коханском куполах пласты Ki и Кц рассматриваются как единая гидродинамически связанная залежь нефти пласта Кі+ц с общим ВПК.
На Михайловском и Марьевском куполах по данным опробования пласты Ki и Кц содержат залежи газа и нефти, а на Коханском и Восточно-Коханском куполах только нефтяную залежь. Максимальные начальные нефтенасыщенные (толщины) нефти приходится на пласт Кц-ц центральной и восточной частей Коханского купола (рисунок 2.2).
По состоянию на 01.01.2008 пласты Ki и Кц на месторождении вскрыты 313 скважинами из которых 112 пробурены на кунгурский ярус, остальные скважины — транзитные. К настоящему времени все скважины, перебывавшие в эксплуатации на кунгурский ярус, ликвидированы, залежь находится в консервации [161, 162].
На Михайловском и Марьевском куполах пласты Ki и Кц выделяются как отдельные объекты разработки. При этом как верхний пласт Кь так и ниже лежащий пласт Кц, содержат газовые шапки значительных объемов (рисунок 2.2 и 2.3). Практически вся залежь относится к ЧНЗ или неконтактной ВНЗ [162].
На Коханском куполе (пласт КІ+Ц) газовые залежи отсутствуют. Большая площадь залежи относится к ВНЗ. Зоны замещения пластов отсутствуют. Пласт К-І на Михайловском и Марьевском куполах По данным корреляции разреза скважин (рисунок 2.12а, 2.126) пласт K-I выделяется в центральной части кунгурского яруса на глубинах от 554 м до 625 м, общей толщиной от 0.5 м до 10 м, состоящий в основном из одного пропластка, иногда из двух (на Михайловском куполе), редко из трех пропластков (скв. 334).
Толщина пласта К-І в пределах Михайловско-Марьевского куполов изменяется от 0.5 м до 10 м., общая нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.2 до 10 м, газонасыщенная - от 0.8 до 6 м, водонасыщенная от 0.7 до 3 м.
Карты начальных нефтенасыщенных толщин пластов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения, а) пласты KI и KI+II; б) пласт КН. Рисунок 2.3. Геологический разрез пластов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения, а - Михайловско-Марьевский купол; б - Коханский купол Средняя эффективная толщина коллектора составляет 2.4 м. Коэффициент расчлененности по эффективным толщинам - 1.23, средний коэффициент песчанистости коллектора - 0.9 доли ед. Средняя суммарная нефтенасыщенная толщина -2 м, минимальная - 0.2 м, в скв.2 на Марьевском куполе, максимальная - 5.5 м, в скв. 17 на Михайловском куполе. Коэффициент расчлененности нефтенасыщенных толщин в среднем 1.1. В ЧНЗ суммарная нефтенасыщенная толщина составляет 0.5...5.5 м, в ВНЗ - 0.2...2.5 м, в газонефтенасыщенной (НГЗ) — 0.8...3.8 м. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина пласта K-I составляет 0.8...4.0 м. Суммарная газонасыщенная толщина в чисто газонасыщенной зоне (ЧГЗ) в среднем 2.2 м, в НГЗ - 1.6 м. В ЧГЗ суммарная газонасыщенная толщина изменяется от 1 до 4 м, в НГЗ — от 0.8 до 3.5 м. Коэффициент расчлененности в среднем по НГЗ равен 1, по ЧГЗ - 1.13. Суммарная водонасыщенная толщина в целом по пласту K-I изменяется от 0.7 м до 2.8 м, составляя в среднем 1.6 м. ВНК на Михайловском и Марьевском куполах отбивается на разных гипсометрических отметках. Так ВНК на юго-западе Михайловского купола принят на абс. отм. -447 - 448 м, в центральной части - на абс. отм. -435 - 436 м, в пределах Марьевского купола - 442-445 м. Положение ГНК на месторождении определялось по результатам опробования и было принято на Михайловском куполе на абс. отм. -427 м, на Марьевском - на абс. отм. -422 м. Пласт К-П на Михайловском и Марьевском куполах Пласт К-П приурочен к подошвенной части кунгурского яруса. Общая толщина пласта изменяется от 2 до 10 м.
Пласт К-П имеет прерывистый характер распространения. Коэффициент прерывистости в целом по пласту составляет 0.4 доли ед. Коэффициент расчлененности по пласту 1.326 дол. ед.. На общую газонасыщенную часть приходится 0.2...8.0 м, от общей толщины пласта. Общая нефтенасыщенная толщина составляет 0.6...7.0 м, водонасыщенная -0.6... 10.0 м.
Нефтегазовая залежь на Михайловском и Марьевском куполе пластового типа. Суммарная эффективная толщина коллекторов изменяется от 2 до 8 м, коэффициент вариации составляет 0.219. Средний коэффициент песчанистости коллектора- 0.914 доли ед. Средняя нефтенасыщенная толщина — 3.8 м, минимальная - 0.6 м, в скв. 8 Марьевского купола, максимальная - 7.0 м, в скв. 353. Коэффициент расчлененности нефтенасыщенных толщин 1.1. В ЧНЗ нефтенасыщенная толщина составляет 3...7 м, в ВНЗ — 0.6...6.5 м, в НГЗ - 1.. .5.5 м. Газонасыщенная толщина пласта К-П в среднем составляет 2.7 м. В НГЗ — 2.4 м, в
ЧГЗ - 4.5 м. Газонасыщенная толщина в НГЗ изменяется от 0.2 м скв. 8 Михайловского купола до 5.0 м в скв. 28, в ЧГЗ - от 2 м в скв. 59 до 8 м в скв. 329. Коэффициент расчлененности газонасыщенных толщин равен 1, среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0.145. В пределах залежи пласта К-П суммарная водонасыщенная толщина изменяется от 0.6 м до 7 м.
Математическая модель трехфазной фильтрации пластовых флюидов в неоднородных по проницаемости коллекторах
Рассмотрим для простоты двумерную (профильную) модель однородного по фильтрационно-емкостным свойствам пласта. Предположим, что в результате ряда причин в толще пласта образовалась зона свободного газа (газовая «пробка»). Чтобы исключить явления, связанные с дальнейшим разгазированием нефти, будем полагать, что при моделировании все фильтрационные процессы происходят при давлении выше давления насыщения нефти газом. Предположим также, что эффекты от капиллярного давления и гравитационного поля незначительны по сравнению с гидродинамическими силами. Движение пластовых флюидов поддерживается созданием постоянного перепада давления на входе и выходе из пласта, а кровля и подошва пласта являются непроницаемыми. На вход в пласт подается вода [159].
Приведем основные абсолютные и относительные параметры модели. Предполагается, что длина пласта Lx=400 м, толщина Lz=10 м. Соотношение продольной (вдоль х) и поперечной (вдоль z) проницаемостей Kz/Kx=0.1. Соотношение вязкостей нефти и воды JU0//J4 =2.5, газа и воды jug/fiM =0.1. Значения упругоемкости воды, нефти, газа и скелета породы соответственно равны Д,, =3.7-КГ10 Яд-1, Д, =5.7 -КГ10 Па\ J3C =4.5-10-10 Па \ J3g = 1.5- \Q Па х. Начальное пластовое давление ро—1-15-10 Па, максимальное давление на входе в пласт (забой нагнетательной скважины)- 1.5ро, на выходе из пласта (забой добывающей скважины) - 0.5ро. Масштаб времени при этом равен 1 отн.ед - 1.06 сут.
Пусть открытая пористость пласта составляет т=0.24 д.ед., соответствующая абсолютная проницаемость — Кх=1 мкм". Начальная нефтенасыщенность в основном объеме пласта составляет 0.9 д.ед, а в области газовой «пробки» - 0.2 д.ед. Газонасыщенность свободного газа в основном объеме пласта составляет 0.0 д.ед., а в области газовой «пробки» достигает 0.70 д.ед. (см. рисунок 3.2). Процесс моделирования нефтеизвлечения продолжается до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта.
Рассмотрим разные варианты задачи. Для сравнения исследуем динамику показателей разработки для аналогичного по ФЕС пласта в отсутствие зоны свободного газа, а также для случаев с разными объемами зоны свободного газа.
Динамика полей насыщенности и давления для модели, представленной на рисунке 3.2., показана на рисунке 3.3. Опишем полученные результаты подробнее. наличии зоны свободного газа имеет свои особенности. Это, прежде всего, динамика пластового давления в области закачки и области отбора. На рисунках 3.3 а - д обращает внимание быстрое и значительное снижение давления в области отбора. Граница области пониженного давления практически совпадает с внешней границей области повышенной газонасыщенности. При этом, в зоне закачки воды происходит быстрое повышение пластового давления. Зона максимального градиента давлений совпадает с начальной границей зоны повышенной газонасыщенности, что можно интерпретировать как возникновение области с ухудшенными фильтрационными параметрами. В дальнейшем, по мере истощения запасов свободного газа поле давления стремится к распределению с постоянным градиентом, за исключением зоны закачки воды, которая характеризуется минимальным градиентом давления (рисунки 3.3. з-к). Интересно, что граница зоны с минимальным градиентом давления совпадает с первоначальной границей зоны повышенного газосодержания. После истощения подвижных запасов свободного газа поле газонасыщенности не меняется (рис. 3.3. ж-з), а продолжается изменение поля водонасы-щенности (рис. 3.3. и-к). При этом необходимо отметить, что движение пластовых жидкостей происходит в области с газосодержанием свободного газа отличным от нуля, что приводит к снижению фазовых проницаемостей для движения пластовых жидкостей.
Рассмотрим динамику показателей разработки модельного пласта с зоной свободного газа. Для сравнения на графиках приведем показатели разработки аналогичного пласта без зоны свободного газа (база). На рисунке 3.4. приведены динамика текущих показателей - дебитов нефти, газ и воды добывающей скважины и приемистости нагнетательной скважины. Хорошо видно, что в начальный период наблюдается резкое падение дебита нефти как для пласта с газовой «пробкой», так и для чисто нефтяного пласта. Это падение связано со снижением пластового давления. Однако, темпы снижения дебитов для различных задач разные. Так для пласта с газовой зоной в начальный период наблюдается плавное снижение дебита нефти и после прорыва газа - очень сильное падение величины дебита нефти. При этом, в этот же период дебит нефти чисто нефтяного пласта многократно превышает дебит нефти пласта с газовой зоной. Плавное снижение дебита нефти в начальный период связан с менее интенсивным уменьшением пластового давления, т.к. газовая зона, легко расширяясь при снижении давления, подпитывает энергией призабойную зону пласта.
В период прорыва газа к забою добывающей скважины пластовое давление в зоне отбора резко снижается, практически до величины забойного давления (рисунок 3.5). По мере отбора запасов свободного газа пластовое давление возрастает, затем при подходе нефтяной оторочки стабилизируется и при приближении фронта вытеснения возрастает до максимальной величины. Аналогичное поведение характерно для пластового давления в зоне отбора чисто нефтяного пласта, за исключением периода значительного снижения при прорыве газа. В зоне закачки пластовое давление сначала снижается, причем для пласта с газовой зоной в большей мере, что обеспечивает более медленное падение приемистости в начальный период. Затем происходит резкое возрастание пластового давления в области закачки и снижение приемистости нагнетательной скважины. Такое поведение системы можно интерпретировать как отсутствие или ухудшение гидродинамической связи между зонами отбора и закачки. Необходимо отметить, что степень изменения пластового давления в зонах отбора и закачки во многом определяется видом кривых ОФП в системе c[ о ш
Динамика пластового давления в зонах отбора и закачки при разработке модельного пласта с зоной свободного газа (vl) и без нее (база). «нефть-газ». Так, на рисунке 3.6 представлена динамика пластовых давлений в зонах отбора и закачки для других кривых ОФП. Здесь предполагается, что при движении пластовых жидкостей в присутствии свободного газа относительные фазовые проницаемости всех флюидов малы. При этом видно, что зоны отбора и закачки имеют очень плохую гидродинамическую связь (высокие пластовые давления в зоне закачки и низкие пластовые давления в зоне отбора).
Проанализируем теперь процесс выработки запасов нефти из пласта с газовыми зонами. На рисунке 3.7 показаны характеристики вытеснения для пласта с газовой зоной и чисто нефтяного пласта. Сравнивать абсолютные значения накопленных показателей двух кривых не корректно, т.к. пласты обладают разными запасами нефти. Однако, представляет интерес ход самих кривых, который отражает эффективность процесса нефтеизвлечения. Действительно, для чисто нефтяного пласта характерно наличие в характеристике вытеснения одного изгиба, связанного с прорывом воды. Для пласта с газовой зоной таких изгибов два - один из них соответствует прорыву газа, второй -прорыву воды.
Метод технико-экономического обоснования выбора точек для бурения новых горизонтальных и вертикальных скважин на продуктивные пласты кунгурского яруса
На этапе разбуривания залежей особое внимание уделяется исследованиям свойств пластовых флюидов и вмещающих их коллекторов. Данные исследования, кроме того, что они носят обязательный характер, являются актуальными для залежей нефти Коханского купола, где в результате разработки произошли значительные изменения свойств пластовых систем. Своевременно проводимые исследования должны позволить систематически контролировать и уточнять основные параметры скважин и продуктивных пластов в процессе выработки запасов.
В работе [163] отмечалось, что залежи кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения представляют собой изолированные залежи с неактивной законтурной водоносной областью. Поэтому большое внимание уделяется формированию системы ППД с начала создания системы разработки.
С учетом опыта разработки пластов кунгурского яруса основные направления ввода залежей из консервации в разработку можно определить следующим образом.
Начальные дебиты скважин по нефти на Коханском куполе в пласте Кц-ц не превышали 4-5 т/сут и имели тенденцию быстрого, в течение нескольких лет, снижения до « 1 т/сут. Разработка нефтяной залежи осуществлялась на режиме растворенного газа без создания, системы ППД. Кроме того, снижение пластового давления привело к смыканию части трещин в порово-трещиноватом пласте Кц-ц. С целью получения более высоких начальных дебитов скважин по нефти, кунгурские отложения Михайловско-Коханского месторождения рекомендуется разбуривать системой горизонтальных скважин в пределах 4-х метровой начальной нефтенасыщенной толщины пластов. На восточном участке Коханского купола взамен ликвидированных скважин бурится новый фонд по треугольной сетке с расположением забоев между забоями ликвидированных скважин, то есть новая сетка скважин вписывается в старую ликвидированную сетку скважин. Вертикальные скважины размещаются в пределах 2-х метровой нефтенасыщенной изопахитьт, ГС - 4-х метровой нефтенасыщенной изопахиты. Организуется семиточечная система водогазового воздействия на пласты, которая в приконтурных областях переходит в избирательную систему заводнения. Бурение новых скважин начинается с центральных зон залежи, имеющих наибольшую нефтенасыщенную толщину пластов. В неразбуренных зонах - бурение скважин осуществляется по принципу «от известного — к неизвестному».
Разработку залежей нефти кунгурского яруса пласта Кц Михайловского и Марьевского куполов предлагается проводить с использованием барьерного заводнения в области газонефтяного контакта с одновременным отбором газа из газовых шапок (рисунок 4.1), в результате чего будет предотвращены прорывы газа к забоям нефтяных скважин
137 и попадание нефти в газоносную область. Пласт Кі на данном куполе является объектом возврата и разрабатывается скважинами, выбывшими в «тираж» по пласту Кн. Другой альтернативной технологией разработки маломощного нефтенасыщенного пласта Кі может быть технология периодического отбора запасов нефтяной оторочки в режиме использования залежи как подземного хранилища газа (ПХГ). При этом добывающие нефтяные скважины работают в периодическом режиме при пиковых объемах закачки газа в купольную часть хранилища.
Наличие газовых шапок в кунгурских пластах на Михайловско-Коханском месторождении является важнейшей предпосылкой для организации процесса водогазового воздействия на нефтяные залежи кунгурского яруса Коханского участка, где в результате существенного снижения пластового давления произошло разгазирование нефти. Газ для приготовления водогазовой смеси поставляется на насосно-бустерную установку (НБУ) по газопроводу из газовой шапки на Марьевском куполе, либо с СУ-14, расположенной на Коханском куполе.
Закачку рабочего агента - водогазовой смеси - в нагнетательные скважины предполагается осуществлять в циклическом режиме, а после прорыва нагнетаемого газа в добывающие скважины, они переводятся на периодическую эксплуатацию в противофазе с работой нагнетательных скважин.
Сочетание данных технологий разработки нефтяных оторочек и газовых шапок кунгурских отложений на Михайловско-Коханском месторождении позволит получить более высокие начальные дебиты скважин по нефти, стабилизировать их во времени, а также достичь утвержденные коэффициенты нефтеизвлечения за более короткий период разработки объектов без внедрения нефти из оторочек в газовые части залежей. При этом, для исключения процесса снижения пластового давления в нефтегазовых залежах, компенсация отбора закачкой должна быть не менее 100 % (с учетом малоактивной законтурной водоносной области).
В соответствии с геолого-физическими характеристиками коллекторов, а также исходя из результатов математического моделирования истории разработки залежей нефти, определяются области, перспективные для размещения новых скважин. Основой для определения границ размещения скважин являются технико-экономические расчеты показателей разработки характерных элементов систем разработки нефтяных залежей.
По залежам нефти кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения определение границ размещения скважин произведено с учетом величин экономически предельных дебитов, минимальных извлекаемых запасов нефти, обеспечивающих рентабельность разработки залежи. Область экономической целесообразности бурения новых скважин обуславливалась выбором таких значений начальных извлекаемых запасов нефти и дебитов по нефти, при которых суммарный за все время выработки запасов нефти накопленный чистый дисконтированный поток денежной наличности XNPV(Qo,q) 0. Для определения области эффективного бурения находится нижняя граница поля значений NPV(Qo,q) = 0. Дисконтированный чистый поток денежной наличности (NPV) рассчитывается в соответствие с Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96). Срок окупаемости мероприятия определялся из условия первого изменения знака текущего значения ENPV(Qo,q,t) (с "-" на "+"). Предельное время эксплуатации скважины определялось из условия максимума накопленного дисконтированного чистого потока денежной наличности ENPV(Qo,q,t):
Условие определения экстремума функционала позволяет установить связь между начальным дебитом по нефти и начальными извлекаемыми запасами в виде функциональной зависимости на плоскости значений «НИЗ» - «начальный дебит нефти».
Используемые в расчетах экономические нормативы определялись по данным хозяйственной деятельности предприятия - недропользователя за 2007 г. Предельные значения начальных извлекаемых запасов нефти определялись по рентабельным отборам за весь срок разработки (но не более 30 лет - средний срок службы скважины) на одну скважину. Технологические показатели работы определялись на основе модельных результатов эксплуатации скважин, вскрывающих нефтяные залежи с типовыми коллекторскими характеристиками продуктивных пластов кунгура. По динамике технологических показателей рассчитывалась динамика ENPV. Строилась динамика ZNPV в зависимости от величины начального дебита скважины по нефти. Отрицательные значения NPV в первые годы эксплуатации скважины связаны с капитальными вложениями на бурение. Для ряда значений начального дебита по нефти при заданной величине НИЗ SNPV всегда меньше нуля, что говорит о безусловной экономической неэффективности бурения таких скважин в современных экономических условиях. Анализ первой производной по времени данной зависимости (чистый дисконтированный доход предприятия - NPV) показывает, что отрицательный NPV по величине меньше для скважин с большими начальными дебитами по нефти. Вместе с тем, для этих скважин характерно и более быстрое снижение положительной величины NPV, что связано с более быстрым отбором запасов нефти.
Анализ полученных данных показал их значительную зависимость от начальных извлекаемых запасов, приходящихся на скважину, и начальных дебитов скважин по нефти. Кроме того, такие показатели как срок окупаемости мероприятия и предельный срок эксплуатации скважины, также в основном определяются этими двумя параметрами. На рисунке 4.2 на плоскости значений «НИЗ» - «начальный дебит нефти» указаны области положительных и отрицательных значений накопленного чистого дисконтированного дохода предприятия для залежей кунгура. Линии, разделяющие указанные области, соответствуют условной рентабельности мероприятия, т.е. ситуации, когда ZNPV=0 за рассматриваемый период времени.
