Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ задач повышения эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием ноябрьского региона 10
1.1 Анализ результатов эксплуатации и повышения эффективности работы горизонтальных скважин Ярайнерского месторождения 10
1.2 Анализ результатов повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин с учетом оборудования заканчивания и механизированных способов эксплуатации 15
1.3 Анализ результатов исследования влияния геолого-физических параметров и технико-технологических факторов на выработку запасов нефти скважинами с горизонтальным окончанием 43
Выводы по разделу 1: 52
2 Исследование методики оценки рентабельности скважин и определения перспективных участков остаточных извлекаемых запасов нефти для условий месторождений ноябрьского региона 54
2.1 Разработка методики оценки рентабельности фонда скважин 54
2.2 Анализ задач повышения достоверности прогноза технологических показателей по методике подбора участков для проведения ЗБГС 62
2.3 Исследование методик оценки остаточных извлекаемых запасов нефти и определение перспективных участков залежей для выработкой БГС 68
2.4 Исследование закономерностей динамики снижения технологических показателей работы ГС для определенных геологических условий 83
Выводы по разделу 2 з
3 Результаты вычислительных экспериментов по оценке выработки запасов нефти технологией горизонтального вскрытия при различных видах обводнения залежей 91
3.1 Исследование технико-технологических решений по разработке маломощных залежей с формированием конусов подошвенной воды 91
3.2 Исследование и качественная оценка характеристики влияния послойной неоднородности на выработку запасов нефти высокопроницаемых пропластков и их обводнение 101
Выводы по разделу 3 106
4 Обоснование технико-технологических способов увеличения выработки запасов нефти объекта вынгапуровского месторождения 107
4.1 Методика прогнозирования выработки запасов нефти обводненных залежей скважинами с горизонтальным окончанием 107
4.2 Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов объекта БВ8 Вынгапуровского месторождения
4.3 Результаты оценки рентабельности фонда скважин объекта БВ8 Вынгапуровского месторождения 119
Выводы по разделу 4 126
Основные выводы и рекомендации 127
Список использованных источников 128
Список иллюстративного материала
- Анализ результатов повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин с учетом оборудования заканчивания и механизированных способов эксплуатации
- Исследование методик оценки остаточных извлекаемых запасов нефти и определение перспективных участков залежей для выработкой БГС
- Исследование и качественная оценка характеристики влияния послойной неоднородности на выработку запасов нефти высокопроницаемых пропластков и их обводнение
- Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов объекта БВ8 Вынгапуровского месторождения
Введение к работе
Актуальность проблемы
Как известно эксплуатационные затраты на высокообводненный фонд скважин зачастую превышают доходы от реализации добываемой нефти. В этой связи оценка экономической составляющей должна выполняться на достоверные прогнозируемые технологические показатели. Оперативность выполнения этой оценки также влияет на экономическую эффективность.
Действующий фонд (ДФ) нефтяных скважин компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на конец 2012 года составил более 1700 скважин. В 2012 году было введено 94 новых скважины, 57 боковых стволов (БС) и углублений. Даже при таких объёмах ввода новых скважин и проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ), от эффективной работы с существующим фондом нефтяных скважин зависят ключевые экономические показатели предприятия. Количество нерентабельных скважин в 2012 году по параметрам низкого дебита нефти и высокой обводненности оценивалось на уровне 700 скважин, что составляло порядка 40 % от всего ДФ.
В настоящее время остаточные извлекаемые запасы компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» составляют более 300 млн.т. нефти из них в категории АВСі порядка 80%, в подгруппах - «разбуренные» и «не разбуренные» 60% и 40% соответственно. При структуризации подгруппы «разбуренные» выделенные запасы под действующим и бездействующим фондом соотносятся как 50/50, при этом в подгруппе бездействующих суммарные запасы под аварийным фондом и обводненным около 70%, что составляет чуть более 50 млн.т. остаточных извлекаемых запасов.
Поддержание уровней добычи нефти на месторождениях с высоким значением выработки начальных извлекаемых запасов, высокой обводненностью в основном обеспечено адресной работой с фондом скважин. Однако, результаты работ по эксплуатации наклонно-направленных и горизонтальных скважин и проведение таких геолого-технических мероприятий, как оптимизация работы погружного оборудования, ремонтно-изоляционные работы, методы интенсификации добычи нефти и др., должны соответствовать показателям проектирования, основанным на детализации особенностей геологического строения залежей и анализе опыта применения технологии горизонтального вскрытия.
4 Степень разработанности темы исследования
Теоретические и практические аспекты разработки обводненных залежей нефти раскрыты многими как отечественными, так и зарубежными исследователями, однако, вопросы проектирования систем разработки и довыработки остаточных запасов обводненных, сложнопостроенных залежей с применением технологии горизонтального вскрытия на месторождениях Западной Сибири начали активно развивать сравнительно недавно, такие ученые как Закиров С.Н., Зозуля, Г.П., Клещенко И.И., Телков А.П. и др.
Математические модели работы скважин с горизонтальным стволом, с учетом траектории в пределах продуктивного пласта, ориентации поинтервальных трещин гидроразрыва, конструктивными характеристиками для геолого-физических условий залежей месторождений Западной Сибири представлены в работах ГилаеваГ.Г., Стрекалова А.В., Сохошко С.К. и др.
Методики оценки извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным на основе регрессионно-корреляционного анализа и научно-обоснованных статистических моделей разработали такие исследователи как: Лысенко В.Д., Медведский Р.И., Мухарский Э.Д., Севастьянов А.А. и др.
Несмотря на значительное количество теоретических исследований, а также практических результатов применения технологии горизонтального вскрытия, прогнозные технологические показатели не всегда соответствуют фактическим и обеспечивают прирост КИН. В этой связи необходимо повышение достоверности существующих методик с помощью накопленного опыта реализации исследуемой технологии для различных геолого-физических условий и стадии разработки залежей.
Цель работы:
Повышение выработки запасов нефти обводненных залежей посредствам разработки и внедрения методики обоснования технологических параметров работы скважин с горизонтальным окончанием.
Основные задачи исследования
1. Анализ результатов применения технико-технологических решений по повышению эффективности эксплуатации скважин, дренирующих обводненные залежи нефти.
-
Исследование и разработка методики научно-обоснованного прогнозирования выработки остаточных запасов нефти обводненных залежей и оценки рентабельности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием.
-
Исследование влияние геолого-физических характеристик и технико-технологических параметров эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на показатели выработки запасов нефти залежей с различными видами обводнения.
-
Внедрение методики научно-обоснованного прогнозирования технологических показателей работы скважин с горизонтальным окончанием для выработки остаточных запасов нефти обводненных залежей и оценки рентабельности эксплуатации скважин на объектах компании ОАО «Газпром нефть».
Объект и предмет исследования
Объектом исследования является нефтяная залежь, а предметом -фильтрация пластового флюида к скважине с горизонтальным окончанием. Научная новизна выполненной работы
-
На основе разработанной выборочной совокупности параметров работы скважин с горизонтальным окончанием в динамике и регрессионно-корреляционного анализа выявлена и доказана на практических примерах эмпирическая зависимость изменения технологических показателей выработки запасов нефти для геолого-физических характеристик нижнемеловых залежей Западной Сибири.
-
Разработана методика расчета технологических параметров эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием при выработке запасов нефти обводненных залежей.
Теоретическая значимость работы
-
Обосновано применение регрессионно-корреляционного анализа для прогнозирования эффективности применения технологии горизонтального вскрытия для различных геолого-физических условий и стадии разработки залежи.
-
Использование выборочной совокупности параметров горизонтальных скважин для геолого-физических условий нижнемеловых отложений, доказанной на основе регрессионно-корреляционного анализа, позволяет
6 повысить качество технологических решений и точность прогнозных показателей.
3. Разработанная методика расчета эксплуатационных параметров горизонтальных скважин обеспечивает точность проектных решений по увеличению выработки запасов обводненных залежей.
Практическая значимость работы
-
Разработанная и сертифицированная программа оценки рентабельности и геолого-технических мероприятий нефтедобывающих скважин используется для принятия обоснованных инженерных решений в компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
-
Результаты, полученные на основе выборочной совокупности и регрессионно-корреляционного анализа работы скважин с горизонтальным окончанием использованы при планировании и оценке эффективности строительства боковых горизонтальных стволов на месторождениях компаний ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», ООО «Газпромнефть Восток».
-
Разработанные инструменты оценки рентабельности и планирования эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием, в диссертационной работе апробированы на восьми скважинах, технологический эффект по которым составил 26 тыс.т. дополнительно добытой нефти.
Методология и методы исследования
Методологической основой исследования стали труды отечественных и зарубежных ученых в области подземной гидромеханики. Проведение вычислительных экспериментом с применением математических и цифровых моделей, выполнение систематизации и анализа результатов исследований. В работе были использованы такие общенаучные методы как сравнительный анализ, обобщение, ранжирование, а также теоретическое исследование, математическое моделирование изучаемых процессов, графоаналитические подходы и методы.
Положения, выносимые на защиту
1. Эмпирическая зависимость динамики технологических показателей выработки запасов нефти нижнемеловых отложений горизонтальными скважинами.
2. Методика расчета эксплуатационных параметров горизонтальных скважин и динамики выработки запасов нефти нижнемеловых обводненных залежей.
Степень достоверности результатов проведенных исследований:
теория построена на известных законах подземной гидромеханики и промысловых данных, проверяемых фактическими показателями эксплуатации горизонтальных скважин и согласуется с опубликованными данными по теме диссертации;
идея базируется на обобщении опыта эксплуатации, результатах исследований и прогнозирования эффективности разработки нефтяных месторождений скважинами с горизонтальным окончанием;
использованы сравнения авторских данных и данных промысловой практики, полученные ранее по рассматриваемой тематике, в результате чего установлено совпадение авторских результатов с результатами, представленными в независимых источниках по данной тематике;
установлено, что результаты вычислительных экспериментов по моделированию разработки нижнемеловых обводненных залежей скважинами с горизонтальным окончанием, полученные на адаптированных математических моделях, показали воспроизводимость с фактическими технологическими показателеми эксплуатации нефтяной залежи Вынгапуровского месторождения;
использованы методы обработки исходной информации и выполнены вычислительные эксперименты по обоснованию факторов, влияющих на эффективность выработки запасов нефти залежей с различным обводнением скважиной с горизонтальным окончанием участка, с применением апробированных методов прикладной математики и достоверной трехмерной цифровой гидродинамической модели.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 -Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно: пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с
8 целью рационального недропользования» и пункту 5 «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».
Апробация результатов работы
Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на конференциях: Новые технологии для ТЭК Западной Сибири 2010 г, Нефть и газ Западной Сибири 2011 г., 3-ей Международной конференции «Интенсификация добычи нефти» (Ноябрьск, 2011 г.); семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2011 -2015 г.г.), научно-технических совещаниях ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (2010-2012 г.г.).
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 10 печатных работах, в том числе в 4 изданиях, рекомендованных ВАК РФ, также свидетельство 2013615502 РФ об официальной регистрации программы для ЭВМ, №2013618024.
Структура диссертации
Диссертационная работа изложена на 145 страницах машинописного текста, содержит 42 таблицы, 77 рисунков, одно приложение. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 75 наименований.
Анализ результатов повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин с учетом оборудования заканчивания и механизированных способов эксплуатации
Как видно на рисунке 1.5 горизонтальным стволом вскрывается также и нижележащий пропласток, нарушены непроницаемые покрышки и через полученные литологические "окна" скважина обводняется "чужой" водой.
Проведен сравнительный анализ показателей работы с соседними скважинами. Для ГС № 101Г к ближнему окружению можно отнести ВС № 801 и ГС № 102Г. Вертикальная скважина стала интенсивно обводняться с первых месяцев эксплуатации при постоянном отборе жидкости. ГС № 102Г обводняется темпами, порядка (0.5 %-мес). Похожая динамика наблюдалась и у горизонтальной скважины № 101Г на протяжении первого года, после чего продукция стала резко обводняться. При тенденции уменьшения отборов, как по жидкости, так и по нефти. Текущие показатели снизились по сравнению с максимальными значениями в 2 и 20 раз, соответственно. Уровни снижения отборов соседних скважин можно считать более стабильными.
Ремонтно-изоляционные работы проведены на скважине во втором квартале 2009 года для ликвидации поступления воды из интервалов горизонтального ствола посредствам воздействия «жидкого пакера» на забой и вязко-упругим составом в две стадии.
В результате проведения геолого-технического мероприятия снижение по дебиту жидкости составило 70 т/сут с последующим снижением в дальнейшем. Основным результатом можно считать сокращение попутно-добываемой воды на 21 тыс.т. за 8 месяцев, поскольку дебит по нефти снизился в два раза [24].
Принципиальным отличием ГС от вертикальных скважин является низкий уровень фильтрационных сопротивлений в ПЗ, не превышающий 5% от общего уровня. При проведении водоизоляционных работ, где используются тампонажные составы, создающие дополнительные гидродинамические сопротивления в ПЗ, уровень этих сопротивлений в ГС ниже, чем в вертикальных скважинах. Поэтому, например, предусматривается поинтервальная селективная технология с применением нефильтрующихся временных блокирующих пакеров на основе обратных водных эмульсионных составов (ОВЭС). Регулирование вязкостных свойств ОВЭС достигается в основном содержанием минерализованной фазы. Данные эмульсионные составы обладают программируемым "временем жизни", которое зависит от пластовой температуры и вида применяемого эмульгатора, который выбирается для определенных геолого-физических условий.
Оптимальные параметры технологии (состав композиции, скорость закачки, объем композиции) рассчитываются численными методами. Вся длина ствола разбивается на интервалы, которые характеризуются протяженностью, гидропроводностью, и типом жидкости (нефть-вода). Указанные параметры, в сочетании с известными реологическими характеристиками полимерных композиций, позволяют рассчитать радиусы проникновения и объемы композиции на каждом шаге расчетов. На основе многовариантных расчетов выбирается оптимальный объем композиции, соответствующий максимальному уменьшению неоднородности пласта (коэффициента вариации проницаемости), обводненности продукции и дебиту дополнительно добытой нефти.
В настоящее время существует множество отечественных и зарубежных технологий водоизоляции, начиная от установки цементных мостов и консервации обводнившихся интервалов до закачки различных химических реагентов, которые снижают проницаемость по воде или закупоривают интервалы, по которым поступает вода в скважины.
Анализ результатов повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин с учетом оборудования заканчивания и механизированных способов эксплуатации
Бурение горизонтальных скважин (ГС) в Ноябрьском регионе началось в 1999 для увеличения добычи нефти и как метод разработки пластов, альтернативные способы которых экономически нецелесообразны. По способу заканчивания ГС на месторождениях Ноябрьского региона делятся на две категории: с не обсаженным хвостовиком и хвостовиком оборудованным фильтром.
В настоящее время рынок производителей оборудования для нефтегазовой отрасли предлагает разнообразный выбор оборудования и материалов, с различными техническими характеристиками соответствующими различным геолого-физическим условиям эксплуатации.
Современные отечественные производители фильтров (ОАО «Тяжпрессмаш», СП «Углеводородные Скважинные Системы», ООО НТЦ «ЗЭРС», ООО «РосФин», ООО «Отдельное конструкторское бюро нефтяного приборостроения», ООО «НПФ РИФИНГ», ЗАО «Самарскиегоризонты», Научно-производственное предприятие «Сигма-С»), а так же и зарубежные (Weatherford International Ltd., Halliburton,Baker Huges, Chevron Corporation, BP, M-I Drilling Fluids, Stone EnergyCorporation, Shell International, Eni - Agip, Texaco, Repsol и др.) предлагают большой выбор технических средств, предотвращающих вынос частиц породы коллектора [25, 26, 27, 28, 29].
В настоящее время на месторождениях ОАО «Газпромнефть - ННГ» в работе находится около 200 горизонтальных скважин и скважин после строительства бокового горизонтального ствола (БГС). Типовая схема скважины после строительства БГС в «ОАО Газпромнефть-ННГ»представлена на рисунке 1.6. Средняя длина горизонтальных скважин составляет 3100 - 3800 м. (вертикальная глубина - от 2750 до2850 м), длина горизонтального ствола - от 550 до 1050 м. Вертикальный ствол укрепляется обсадной колонной внешнего диаметра168, 178 или 219 мм, а горизонтальный ствол заканчивается беспроволочным фильтром типа ФБ производства компании ОАО «Тяжпрессмаш» с наружными диаметрами 89, 102, 114 мм за исключением незначительного количества скважин с необсаженным хвостовиком по Чатылькинскому, Равнинному и Вынгапуровскому месторождениям. Внешний диаметр хвостовиков для заканчивания боковых стволов составляет 114, 102 или 89 мм [30]. Фильтры беспроволочные типа ФБ (рисунок 1.7) применяются в нефтяных и водозаборных скважинах любой конструкции и работают в среде минерализованной пластовой воды, нефти, конденсата и других пластовых флюидов. Данный тип фильтра предназначен для предотвращения разрушения слабосцементированных коллекторов и попадания в скважину породы и других механических примесей во время эксплуатации. Стоимость фильтра ФБ диаметром 114 мм составляет 31 тысяча рублей. Характеристики беспроволочных фильтров представлены в таблице 1.1. В таблице 1.2 представлено описание фильтров спущенных в скважины Средне-Итурского и Западно-Ноябрьского месторождений.
Исследование методик оценки остаточных извлекаемых запасов нефти и определение перспективных участков залежей для выработкой БГС
Основная часть разрабатываемых месторождений компании ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» находится на 4-й стадии разработки, характеризующейся высокой обводнённостью продукции скважин, и низкими дебитами по нефти. В этой связи, большое значение имеет оптимизация работы погружного оборудования и непрерывный мониторинг рентабельности добычи по низкоэффективным скважинам, также своевременная выработка и обоснование технико-технологических предложений по реализации геолого-технических мероприятий. В данном разделе представлен алгоритм и апробация программы «Оценка рентабельности и ГТМ скважин». Данный инструмент мониторинга позволяет оперативно получать информацию о технологической и экономической рентабельности скважин, без потери времени на ожидание подведения итогов производственными и экономическими службами. Что позволяет в значительной степени повысить экономическую эффективность, посредствам оперативного принятия решений по работе скважины.
В данный момент компания ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» (компания) ведёт разработку 13 месторождений, а так же работы над наращиванием ресурсной базы [43]. Показатели разработки по месторождениям представлены на рисунке 2.1. 800 - 81 81 82 86 89
Средне-действующий фонд (СДФ) нефтяных скважин компании на конец 2012 года составляет 1719 скважин. В 2012 году было введено 94 новых скважины, 57 боковых стволов (БС) и углублений. Даже при таких объёмах ввода новых скважин и проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ), от эффективной работы с существующим фондом нефтяных скважин зависят ключевые экономические показатели предприятия [44 , 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51]. Количество нерентабельных скважин в 2012 году оценивалось в пределах от 55 до 725 скважин, что составляло 3-42 % от всего СДФ. В этой связи была разработана компьютерная программа «Программа оценки рентабельности и ГТМ скважин» [45, 48, 49] результаты апробации которой представлены в данной работе.
Программа составлена с помощью макросов Visual Basic for Applications (VBA) в Excel, предназначена для решения следующих задач: 1. Оперативная оценка рентабельности скважин в текущем периоде; 2. Расчёт эффекта от остановки скважины; 3. Расчёт критичных показателей рентабельности скважин (анализ рентабельности); 4. Расчёт эффекта от ГТМ (подбор ГТМ для отдельной скважины). Ниже представлены пояснения к каждой задаче в отдельности. Под оперативной оценкой рентабельности скважины понимается оценка каждой индивидуальной скважины на рентабельность эксплуатации. При оценке учитываются: физические показатели (Сила тока /, частота F, напряжение U, напряжение отпайки Uomn, режим автоматического повторного включения (АПВ), межремонтный период (МРП), с помощью которых выполняется расчет потребления электроэнергии для каждой скважины, затем и удельные затраты по добыче жидкости; экономические показатели, которые используют для определения таких параметров оценки как: 1-удельные затраты по закачке воды (учитываются расходы на электроэнергию необходимую для закачки рабочего агента в пласт); 2-удельные затраты по подготовке нефти (учитываются расходы на электроэнергию, транспортировку и подготовку нефти); 3-удельные затраты на содержание действующего фонда (ДФ), которые включают в себя: ремонтнефтепогружного кабеля УЭЦН, фонд оплаты труда (ФОТ) производственных рабочих (с отчислениями); 4-штрафы за сверхнормативное сжигание газа с учётом процента утилизации по каждому месторождению в отдельности; 5-налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) с учётом льгот зависящих от текущего отбора начальных извлекаемых запасов (НИЗ).
Полученные пять показателей входят в затратную часть при оценке рентабельности скважины, в свою очередь прибыль состоит из выручки от реализации нефти и попутного нефтяного газа (ПНГ) по ценам на текущий месяц. Исходя из этого, производится расчет маржинального дохода и рентабельности скважины. Результат работы программы, после оценки рентабельности представлены в виде рекомендации по дальнейшей эксплуатации УЭЦН: «остановить»; «оставить в работе»; «остановить после отказа оборудования».
Для скважин с рекомендацией «остановить» программа рассчитывает эффект от остановки скважины за выбранный период времени (день, неделя, месяц, год и т.п.) с учётом стоимости оборудования, т.к. в данный момент расходы по добыче скважинной продукции превышают прибыль от её реализации.
С помощью опции программы «Анализ рентабельности» для выбранной скважины производится расчёт критичных значений по цене нефти Netback (р./т.), и дебита нефти QH (т./сутки), при которых рентабельность равна нулю. Данная опция позволяет анализировать параметры работы скважины, используя прогнозные данные с определением дальнейших рекомендаций.
В последующем производится выбор ГТМ и расчёт технологического эффекта от мероприятия [44, 45] для скважины-кандидата, с помощью программы определяются основные экономические показатели.
По представленному алгоритму были рассмотрены практически все скважины с низкой рентабельностью месторождений компании. В качестве примера рассмотрим скважину №1244 Вынгапуровского месторождения по состоянию на 01.02.2013 г. Динамика технологических показателей скважины представлена рисунке 2.2.
Исследование и качественная оценка характеристики влияния послойной неоднородности на выработку запасов нефти высокопроницаемых пропластков и их обводнение
Одним из наиболее сложных месторождений компании ОАО «Газпрмонефть-Ноябрьскнефтегаз» с позиции разработки нефтяных залежей с активной подошвенной водой является Спорышевское месторождение. По данной причине применение ГРП на объектах невозможно, МУН по выравниванию профиля приемистости (ВПП) и поверхностно активные вещества не позволяют достичь высоких технологических показателей. В этой связи только достоверное проектирование ГС и выбор технико-технологических решений обеспечивает выработку запасов [73].
Для решения задачи обоснования технико-технологических методов выработки запасов обводненных залежей. Поставлен ряд экспериментов на одном из объектов данного месторождения.
Объект разработки АС Спорышевского месторождения включает в себя пласты АС4, АСб, АС7, ACg. Раздельная разработка каждого не отвечает принципам рациональности, однако каждый из пластов имеет малые нефтенасыщенные толщины и активную подошвенную воду. Для моделирования выбраны участки двух основных пластов АС4 и АС6, размеры экспериментального участка - 1000 на 1000 м.
Оценка влияния параметров пласта на возможность совместной добычи производилась на секторной модели в гидродинамическом симуляторе Eclipse El00. Размерность сектора задавалась по оси X - 50 ячеек, по Y - 50 ячеек, по Z -100 ячеек. Общие размеры сектора- 1000 на 1000 м.
Моделирование разработки пластов осуществлялось вертикальной скважиной. Разработка длилась до момента выбытия добывающей скважины. Распределение слоев по оси Z - по пласту АС4 с 1 по 46, по пласту АС6 с 47 по 70. Геолого-физические характеристики пластов показаны в таблице Таблица 3.1. Графическое отображение проницаемости по пластам показано на рисунке 3.5. Как видно из таблицы, основное различие, осложняющее совместную эксплуатацию двух пластов, - это значительная разница в проницаемости около 5 раз (20 мД и 113 мД). Очевидно, что пласт АСб будет значительно быстрее вырабатываться по отношению к выработке пласта АС4.
Результаты гидродинамических расчетов показали, что при совместной разработке коэффициенты извлечения нефти по пластам отличаются в несколько раз. Так, по пласту АС4 до экономического выбытия скважины на секторной модели удалось добиться КИН, равного 0,116, когда по пласту АСб КИН составил 0,44 (см. рис. 3.3).
Накопленная добыча по слоям при совместной добыче приведена на рисунке 3.2. Характер выработки запасов по разрезу показан на рисунке 3.4. Как видно из рисунка, наиболее выработанным является пласт АС6 (нижний объект), для вовлечения запасов по пласту АС4 (верхний объект) необходимо применение отличных по сравнению с пластом АСб методов воздействия на пласт. Одним из таких методов является раздельная эксплуатация, которая позволяет обособленно воздействовать на пласт, начиная с простых решений, таких, как величина забойного давления, интервал перфорации, и заканчивая более сложными инженерными решениями, такими, как бурение горизонтальных стволов, позволяющих синхронизировать и выровнять интенсивность и характер выработки пластов. Накопленная добыча нефти, тыс.м3
Для сопоставления различных способов разработки многопластовых систем на примере объектов АС4 и АС6 были выполнены расчеты с совместной и одновременно раздельной добычами (СД и ОРД). Сопоставление приведено ниже на рисунках 3.12-3.13. Как видно из рисунков, преимущество раздельной добычи заключается в дополнительно добытой нефти в объеме 12,5 тыс. м .
При совместной разработке за счет значительного и более раннего обводнения пласта АС4 (пласт 1) происходит преждевременное выбытие скважины, дренирующей верхний объект, (хотя потенциал верхнего пласта полностью не исчерпан), т.е., из-за высокой обводненности пласта 1, пласт 2 вырабатывается не полностью.
Очевидно, что избежать данной ситуации можно было бы и при совместной добыче за счет изолирования на поздней стадии разработки нижнего пласта. Но, в любом случае, постоянно осуществляемый мониторинг (проведение ИННК, ПГИ) для принятия оперативного решения, в свою очередь, накладывает дополнительную финансовую нагрузку по отношению к варианту с раздельной добычей. К тому же, учет добычи с пластов при совместной разработке осуществляется косвенными методами, что снижает качество предлагаемых решений по оптимизации добычи.
Выполнение расчетов при совместной разработке двух пластов с штуцированием притока осуществлялось путем установления контроля по дебиту жидкости. Перепад давления на штуцере рассчитывался автоматически с помощью специальной опции, реализованной в EclipseNetwork, 97 автоматического штуцера. Динамика дебитов нефти при реализации совместной разработки с ограничением притока по пластам показана на рисунке 3.8. Коэффициенты извлечения при реализации данного варианта составили: 0.456 -пласт АС6, 0.123 - пласт АС4.
Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов объекта БВ8 Вынгапуровского месторождения
Малодебитный фонд. В этой группе скважины эксплуатируются с дебитами нефти, не превышающими 5 т/сут. В данной группе числятся 173 скважины со средним дебитом нефти 2,8 т/сут и средней обводненностью 94,6 %, в т.ч. с дебитом нефти менее 1,0 т/сут - 22 скважины со средним дебитом нефти 0,4 т/сут и средней обводненностью 99,5 %.
Среднедебитный фонд. В данной группе скважины эксплуатируются с дебитом нефти, лежащим в интервале 5-50 т/сут. Число таких скважин - 413 ед. с дебитом 14,6 т/сут и водосодержанием 67,7 %, из них с дебитом нефти от 5 до 10 т/сут работает 26,9 % или 151 скв. (средняя обводненность 81,4 %), с дебитом от 10 до 20 т/сут работает 27,4 % или 163 скв. (средняя обводненность 66,9 %), от 20 до 50 т/сут работает 15,1 % или 90 скв. (средняя обводненность 52,3 %).
Высокодебитный фонд. В этой группе, скважины эксплуатируются с дебитом нефти более 50 т/сут. Количество высокодебитных скважин - 9 единиц (или 1,5 %) со средней обводненностью 22,0 %.
Все действующие добывающие скважины работают с присутствием воды в добываемой продукции. С обводненностью до 20 % работает 13,4 % действующего фонда скважин (80 скв. со средним дебитом нефти 22,4 т/сут и средней обводненностью 10,6 %); с обводненностью от 20 % до 60 % работает 28,2 % действующего фонда скважин (168 скв. со средним дебитом нефти 17,7 т/сут и средней обводненностью 40,5 %); от 60 % до 90 % работает 36,5 % 114 действующего фонда скважин (217 скв. со средним дебитом нефти 9,5 т/сут и средней обводненностью 78,9 %); от 90 % до 94 % работает 6,7 % действующего фонда скважин (40 скв. со средним дебитом нефти 4,6 т/сут и средней обводненностью 91,9 %);с обводненностью от 94 % до 98 % работает 10,3 % действующего фонда скважин (61 скв. со средним дебитом нефти 4,1 т/сут и средней обводненностью 96,0 %); и с обводненностью более 98 % работает 4,9 % действующего фонда скважин (29 скв. со средним дебитом нефти 1,0 т/сут и средней обводненностью 99,0 %).
Ввиду низких фильтрационно-емкостных свойств объекта и высокой расчлененности практически все скважины, пробуренные в период 2002 - 2010 гг., были введены в работу с проведением ГРП после бурения.
Распределение бездействующего фонда по объектам добычи и причинам нахождения в бездействующем фонде следующее: 80,5 % скважин (62 ед.) принадлежит объекту БВ8, из них 6 скважин -аварийные, 19 скважин - обводненные, 14 - слабоприточные и 23 - в бездействии по прочим причинам. 115 Таблица 4.2 - Распределение действующего фонда добывающих скважин по накопленной добыче нефти и жидкости по состоянию на 1.01.2011г.
Основной причиной нахождения добывающих скважин в бездействии является высокая обводненность в продукции (в 24 скважинах, 31,2 % фонда), 16 скважин (20,8 %) являются слабоприточными, аварийность фонда - 7 скважин (9,1 % бездействующего фонда) и по прочим причинам бездействуют 30 скважин (табл. Таблица 4.3).
Среди «прочих причин» нахождения добывающих скважин в бездействии отмечаются падение изоляции УЭЦН до нуля, ожидание капитального ремонта, отсутствие подачи, отсутствие циркуляции. Распределение скважин по причинам бездействия на 01.01.2011 г.
Объект разрабатывается с 1982 года. По состоянию на 01.01.2011 г. накопленная добыча нефти по объекту составила 56,0 млн. т нефти, извлечено 108,3 млн. т жидкости и закачано 179,7 млн. м воды. Отбор извлекаемых запасов по объекту БВ8 достиг 70,2% при текущей обводненности 70,6%, а текущий КИН составил 0,183 при утвержденном 0,260.
Текущий фонд скважин составляет 982 скважины в т.ч. 661 - добывающая, 321 - нагнетательная, из них действующих добывающих - 595 скважин, действующих нагнетательных - 221 скважина.
Поддержание пластового давления объекта БВ8 путем заводнения ведется с 1984 г. Начальное пластовое давление объекта составляет 28,0 МПа, давление насыщения нефти газом - 14,5 МПа. Текущее энергетическое состояние в среднем по объекту удовлетворительное. Средневзвешенное пластовое давление на 1.01.2011 г. составляет 28,7 МПа, что на 0,7 МПа выше начального пластового давления. В том числе, в зоне отбора среднее пластовое давление составляет 27,7 МПа; в зоне нагнетания - 35,1 МПа
Основные технологические показатели работы фонда и показатели степени выработки запасов по пласту БВ8 с оценкой текущего КИН представлены в таблице Таблица 4.4. На рисунке 4.6 представлены темпы отборов от НИЗ и ТИЗ. - основная залежъ пласта БВ8 является самой крупной по размеру, содержащая почти 62% запасов и определяющая текущий уровень добычи нефти месторождения (около 85%); - продуктивный пласт БВ8 имеет высокую степень геологической неоднородности (расчлененность изменяется в пределах 1,0 - 12,0, песчанистостъ - 0,13 - 1,0), оказывающей влияние на равномерность выработки запасов, часть которых остается неохваченной; - объект БВ8 находится на II стадии разработки, этапе стабилизации добычи нефти с годовым темпом отбора - 3,4 % , при этом степень выработки достигла 70,2 % от утвержденных НИЗ (по категории B+Ci) при обводненности добываемой продукции 70,6 % , текущий КИИ составляет 0,183 при проектном значении 0,260; - по объекту реализованы четыре основные системы разработки: девятиточечная площадная, блочная трехрядная, обращенная семиточечная, очагово-избирательная. Наибольший КИИ достигнут при внедрении площадной девятиточечной системы разработки, составивший 0,226, приближаясь к проектному (0,260). Низкий КИИ связан с реализацией обращенной семиточечной системой разработки - 0,123. Выработка запасов по объекту распределяется неравномерно. Высокие отборы характерны для центральной и «шнурковых» частей залежи. Реализованную систему разработки по объекту в целом можно считать достаточно эффективной при текущем КИИ - 0,183 при обводнённости продукции - 70,6 % ; - текущее энергетическое состояние в среднем по объекту удовлетворительное, средневзвешенное пластовое давление на 1.01.2011 г. составляет 28,7 МПа. Однако, среднее пластовое давление по-прежнему на 0,7 МПа превышает начальное пластового давление.; - по результатам контроля ПГИС охват пласта БВ8 выработкой по разрезу, оценивается как достаточно высокий и составляет 0,90. Активно вырабатывается более половины толщины - 0,66, пассивно - 0,23, а 11 % толщины принимаемых интервалов не охвачено выработкой.
Результаты оценки рентабельности фонда скважин объекта БВ8 Вынгапуровского месторождения Как было отмечено в предыдущем подразделе объект характеризуется высокой обводненностью и почти 10%-ым остановленным фондом скважин в основном по причине обводненности.