Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Постановка задач для исследований и степень изученности проблемы на современном этапе 13
1.1. Выделение степени выработанности запасов нефти по стадиям разработки месторождений 14
1.2. Вопросы оптимизации размещения скважин на стадии проектирования разработки 17
1.2.1. Строительство многозабойных горизонтальных скважин на многопластовых залежах для повышения коэффициента охвата 18
1.2.2. Проводка вторых стволов, в том числе с горизонтальным окончанием 20
1.2.3. Эксплуатация многопластовых объектов с использованием оборудования одновременно-раздельной эксплуатации 21
Выводы по главе 1 23
ГЛАВА 2. Анализ особенностей геологического строения и существующей системы разработки объекта исследований 25
2.1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов объекта исследований (на примере Кутушского месторождения) 25
2.2. Определение различных видов неоднородноcтей строения объектов по результатам построения компьютерных моделей Кутушского месторождения 29
2.3. Анализ особенностей геологического строения отложений среднего карбона Кутушского месторождения 35
Выводы по главе 2 52
ГЛАВА 3. Исследования и совершенствование технологий эффективной выработки запасов нефти в неоднородных залежах 54
3.1. Исследования по оптимизации сетки скважин при различных системах заводнения на неоднородных залежах 54
3.2. Технология регулирования разработки зонально-неоднородной залежи с помощью изменения сетки скважин после проведения гидравлического разрыва пласта 62
3.3 Cовершенствование выработки запасов нефти с помощью строительства многозабойных скважин с условно горизонтальным окончанием на многопластовых залежах
3.4. Исследования процессов выработки запасов нефти на многопластовых залежах за счет совершенствования технологий строительства скважин с горизонтальным окончанием с использованием геолого-технологической модели 76
3.4.1 Подбор оптимального сценария разработки неоднородной многопластовой залежи нефти с использованием моделирования 77
3.4.2. Сопоставление результатов по выбору оптимальной технологии для выработки запасов нефти из многопластовых залежей 94
3.5. Исследование процесса выработки запасов нефти из многопластовой залежи башкирского яруса Сергиевского поднятия Кутушского месторождения с использованием геолого-технологической модели 97
3.6. Совершенствование технологий по разработке многопластовых обводненных залежей нефти с применением оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации и строительства вторых стволов 108
3.6.1. Технологии на основе применения оборудования одновременно-раздельной эксплуатации 108
3.6.2. Технология строительства нескольких вторых стволов с учетом объемной неоднородности 112
Выводы к главе 3 116
ГЛАВА 4. Совершенствование методов по эффективной выработке запасов и технико-экономическая оценка их успешности на разных стадиях разработки 118
4.1. Использование результатов метода непродольного вертикального сейсмопрофилирования (НВСП) для регулирования сетки скважин на начальной стадии разработки (на примере Навесного нефтяного месторождения) 118
4.2. Совершенствование технологий по определению зон с остаточными запасами нефти методом проводки вторых стволов на поздней стадии разработки 124
4.2.1. Критерии для проектирования проводки БГС 126
4.2.2. Анализ применения методов проводки вторых стволов и интенсификации добычи нефти 128
4.2.3. Создание методики для уплотнения сетки скважин методом проводки вторых стволов на поздней стадии разработки в залежах представленных зонами с остаточной нефтью (на примере терригенных отложений горизонта Д1 Абдрахмановской площади 132
Ромашкинского месторождения)
4.3. Совершенствование технологий разработки нефтяных залежей с водонефтяными зонами 139
4.4. Оценка экономической эффективности разработки коллекторов башкирского яруса 140 Выводы к главе 4 146
Основные выводы и рекомендации 147
Список использованных источников 151
Приложение
Акт о внедрении результатов
Диссертационной работы
- Проводка вторых стволов, в том числе с горизонтальным окончанием
- Определение различных видов неоднородноcтей строения объектов по результатам построения компьютерных моделей Кутушского месторождения
- Cовершенствование выработки запасов нефти с помощью строительства многозабойных скважин с условно горизонтальным окончанием на многопластовых залежах
- Анализ применения методов проводки вторых стволов и интенсификации добычи нефти
Введение к работе
Актуальность темы
Для нефтяных компаний России объективной реальностью станет необходимость перехода к освоению месторождений нефти со сложным пространственным строением залежей, состоящих из многопластовых объектов с высокой изменчивостью (неоднородностью) вмещающих пород, путём внедрения собственных разработок и технологий. Традиционные подходы к разработке таких месторождений иногда приводят к опережающей выработке запасов углеводородов высокопродуктивных зон и прослоев, а также к росту обводненности продукции скважин, в то же время в низкопроницаемых прослоях коллекторов образуются зоны слабодренируемых запасов, поэтому для извлечения таких запасов необходимо использование новых технологий добычи нефти. Первостепенное значение для избирательной выработки остаточных запасов из коллекторов, имеющих сложное геологическое строение и различные фильтрационно-емкостные свойства играет определение зон их локализации. Одним из путей решения проблемы довыработки остаточных запасов нефти, сконцентрированных в слабодренируемых зонах из-за неоднородного и сложного строения является применение различных систем размещения скважин.
Удержание уровней добычи и достижение высокого значения конечного коэффициента извлечения нефти для неоднородных и сложнопостроенных коллекторов может быть получено путём совершенствования существующих технологий, направленных на интенсификацию выработки запасов с помощью комплексного воздействия на пласт:
эффективной проводкой скважин с горизонтальным окончанием в зонах с высокой зональной и послойной неоднородностью;
применением гидроразрыва пластов для регулирования системы разработки;
технологиями, направленными для более полной выработки запасов в неоднородных, линзовидных пластах с водонефтяными зонами с малым этажом нефтеносности;
- использованием оборудования для одновременно-раздельной добычи и одно
временно-раздельной закачки при совместной разработке двух и более пластов с раз
личными фильтрационно-емкостными свойствами.
Представленная работа посвящена изучению проблемы интенсификации выработки запасов нефти в условиях неоднородных и сложнопостроенных коллекторов с помощью создания новых эффективных методов и технологий нефтеизвлечения.
Степень разработанности темы. Проблемам повышения эффективности выработки запасов нефти из неоднородных и сложнопостроенных коллекторов посвящено большое количество работ. Основные принципы совершенствования систем разработки неоднородных коллекторов были заложены в трудах таких ученых, как Абдулмазитов Р.Г., Бакиров И.М., Газизов А.А., Гилязов Р.М., Дементьев Л.Ф., Дия-шев Р.Н., Ибатуллин Р.Р., Иктисанов В.А., Лисовский Н.Н., Лысенко В.Д., Миронова Л.М., Муслимов Р.Х., Мухаметшин Р.З., Низаев Р.Х, Рамазанов Р.Г., Токарев М.А., Фазлыев Р.Т., Хакимзянов И.Н., Хисамов Р.С., Шавалиев А.М. Существенный вклад в развитие теоретических и практических основ разработки и эксплуатации многопла-
4 стовых объектов внесли Валовский В.М., Валовский К.В, Гарифов К.М., Насыбуллин А.В. Несмотря на то, что проблемам выработки запасов нефти и, в частности, из различных типов коллекторов, посвящен ряд зарубежных и отечественных исследований, вопрос повышения эффективности выработки запасов из неоднородных и слож-нопостроенных коллекторов является недостаточно изученным и проработанным. Так, например, остаются малоизученными вопросы выработки запасов из многопластовых залежей среднего карбона, отсутствует методический подход к выработке подвижных запасов нефти на различных стадиях разработки, с близким расположением ВНК и водонефтяными зонами, с малым этажом нефтеносности, не до конца изучена эффективность технологий направленных для адресной выработки запасов, не определены способы повышения эффективности систем заводнения на многопластовых объектах, вследствие чего на практике возникают проблемы комплексного воздействия на такого рода объекты разработки.
Наличие широкого круга нерешенных вопросов повышения эффективности разработки неоднородных и сложнопостроенных коллекторов характеризует объективную необходимость совершенствования технологий, направленных на повышение эффективности адресной выработки запасов с помощью различных систем размещения скважин.
Цель работы – повышение эффективности выработки запасов нефти на разных стадиях разработки месторождений в условиях неоднородных и сложнопостроенных коллекторов для различных систем размещения скважин.
Основные задачи исследований:
-
Формирование представления об особенностях геологического строения разрабатываемых отложений среднего карбона Кутушского нефтяного месторождения с помощью компьютерного моделирования и выделение на его основе слабодренируе-мых участков имеющих рентабельную величину остаточных извлекаемых запасов.
-
Исследования на математических моделях направления движения флюидов на многопластовой залежи и совершенствование технических и технологических решений для повышения эффективности проводки скважин с горизонтальным окончанием для практической реализации рекомендаций по обеспечению дифференцированного воздействия на объекты с разными фильтрационно-емкостными свойствами или различной степенью неоднородности.
-
Разработка метода по использованию результатов данных непродольного вертикального сейсмопрофилирования на стадии проектирования для оптимизации размещения скважин.
-
Разработка метода по выбору направления дополнительных стволов в эксплуатационных скважинах в участках с относительно высокой плотностью подвижных запасов нефти.
-
Создание технологий для повышения степени выработки запасов в неоднородно-линзовидных пластах с водонефтяными зонами и в обводненных многопластовых залежах с малым этажом нефтеносности.
Методы решения поставленных задач.
Для решения поставленных задач в рамках работы проведены сравнительные теоретические исследования особенностей фильтрации в неоднородных и сложнопо-
5 строенных коллекторах при существующей системе разработки. Проведены исследования эффективности предложенных технологий, направленных на дальнейшее развитие системы разработки с помощью методов трехмерного геологического и гидродинамического моделирования, а также многомерного статистического анализа.
Научная новизна результатов работы:
-
Установлена корреляция между формой траектории горизонтальных стволов скважин с горизонтальным окончанием и степенью охвата неоднородного нефтяного пласта вытеснением для его разработки.
-
Установлена корреляция между оптимальной длиной работающего интервала горизонтального участка ствола добывающей скважины и распределением фильтрационных потоков нефти при искусственном заводнении залежи.
-
Для условий разработки продуктивных пластов среднего карбона Кутушско-го нефтяного месторождения определена степень вскрытия горизонтального участка ствола добывающей скважины в зависимости от проницаемости продуктивных пластов.
4. Установлена зависимость между направлением и углами профилей непро
дольного вертикального сейсмопрофилирования и положением забоев скважин в за
лежи.
Основные защищаемые положения:
-
Технология разработки многопластовых залежей нефти с помощью размещения в добывающих и нагнетательных скважинах условно-горизонтальных забоев с целью дифференциации давления нагнетания по каждому из пластов в зависимости от их фильтрационно-ёмкостных свойств.
-
Технология разработки обводненной нефтяной залежи с помощью оборудования одновременно-раздельной добычи для исключения образования конусов обводненности.
-
Метод оконтуривания залежей нефти и оптимизации размещения проектного фонда скважин на основе использования результатов непродольного вертикального сейсмопрофилирования для повышения эффективности разработки макронеоднород-ных залежей, за счет увеличения точности структурных построений.
-
Технология разработки неоднородно-линзовидных пластов с водонефтяными зонами с помощью воздействия на линзу: 1) за счет отбора продукции пласта из вскрытого участка со стороны устья, расположенного выше уровня водонефтяного контакта; 2) за счет нагнетания жидкости из условно-горизонтального участка скважины в участок вскрытия со стороны забоя, расположенного выше уровня водоне-фтяного контакта, в результате разрежения, создаваемого отбором.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности.
Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п. 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
6 имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов.
Практическая ценность результатов работы.
-
Установлено, что в неоднородном пласте выработка запасов нефти с применением добывающей скважины с горизонтальным окончанием с синусоидальным, нисходящим или восходящим профилем позволяет достичь большего охвата пласта вытеснением, чем в случае вертикального или строго условно-горизонтального ствола.
-
Для условий разработки продуктивных пластов среднего карбона Кутуш-ского нефтяного месторождения горизонтальные окончания скважин проводят до сообщения с вертикальной нагнетательной скважиной. Для отделения забоя нагнетательной скважины от добывающей проводят изоляцию с помощью установки глухого пакера на расстоянии 40-60 м дальше забоя. Определён эффективно работающий интервал, равной длине 100-125 м от точки входа в пласт условно-горизонтального участка добывающей скважины, в зависимости от проницаемости продуктивных пластов.
-
Показана необходимость проведения детализационных сейсмоисследова-ний методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования, позволяющим определить рациональное размещение скважин. Для этого необходимо уточнять прогнозный структурный план продуктивного пласта в направлении свода структуры, контролирующей залежь по трём направлениям, расходящихся не более чем на 600. Показано, что при уменьшении угла между сейсмопрофилями увеличивается точность результатов структурных построений.
-
Применение способа разработки нефтяной малоразведанной залежи при размещении новых скважин на залежах НГДУ «Нурлатнефть» позволило увеличить добычу нефти на 0,8 тыс. т, экономический эффект составил 1,4 млн. руб.
-
Результаты, полученные в диссертационной работе, используются при реализации геолого-технических мероприятий в технологиях разработки залежей с неоднородными, многопластовыми и сложнопостроенными коллекторами, а также в качестве инженерно-технологических методических приёмов при прогнозировании остаточных извлекаемых запасов и выборе комплекса мероприятий по их выработке на месторождениях НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть». Чистая прибыль от внедрения результатов диссертационной работы в НГДУ «Нурлатнефть» составила 15,4 млн. руб.
-
Авторские разработки положены в основу трёх РД ПАО «Татнефть»: РД 153-39.0-421-05 «Методическое руководство по геолого-технологическому обоснованию бурения горизонтальных, многозабойных скважин и боковых горизонтальных стволов»; РД 153-39.0-778-12 «Методическое руководство по технологиям разработки малоразведанных залежей, отдельных линз и залежей на поздней стадии скважинами с горизонтальным, наклонно-направленным и вертикальными окончанием и боковыми стволами с горизонтальным, наклонно-направленным и вертикальными окончанием»; РД 153-39.0-904-15 «Методическое руководство по технологии разработки месторождений нефти с высокой зональной и послойной неоднородностью коллекторов горизонтальными и вертикальными скважинами, а также скважинами малого диамет-
7 ра с оптимизацией системы заводнения и плотности сетки скважин и проведением гидроразрыва пластов».
-
При выполнении работы предложены семь технических решений признанных как изобретения: «Способ разработки неоднородной нефтяной залежи»: пат. №2517674; «Способ разработки обводненной нефтяной залежи»: пат. №2401937; «Добывающая скважина с боковыми стволами»: пат. на полезную модель №135355, «Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи»: пат. №2447270; «Способ разработки нефтяного месторождения»: пат. №2172395; «Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами»: пат. №2443853; «Способ разработки нефтяной залежи»: пат. №2578090.
-
Основные положения и результаты диссертационной работы реализованы в пяти технологических проектных документах по разработке нефтяных месторождений Республики Татарстан. Разработаны и внедрены программы дальнейшего развития систем разработки Сотниковского, Навесного, Нурлатского и Кутушского месторождений, которые были утверждены ЦКР Роснедр в рамках работ: «Технологическая схема разработки (ТСР) Сотниковского нефтяного месторождения» (2005 г), «ТСР Навесного нефтяного месторождения» (2009 г), «Дополнения к ТСР Навесного нефтяного месторождения» (2011 г), «Дополнение к проекту разработки Нурлатского нефтяного месторождения» (2013 г), «Дополнение к ТСР Кутушского нефтяного месторождения» (2014 г).
Личный вклад автора состоит в выборе направлений исследований; формулировок целей и задач экспериментов и их решении; сборе, анализе и интерпретации результатов; в выработке методических подходов; в проведении аналитических и математических расчетов.
Вклад автора является определяющим и заключается в непосредственном участии на всех этапах исследований от постановки задач до их конечной реализации, обсуждения результатов в научных публикациях и докладах, разработки практических рекомендаций и внедрения разработанных методик и технологий.
Апробация результатов работы
Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: технико-экономических советах ПАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 1999-2015 гг.), научно-практических конференциях (ПАО «Татнефть», Альметьевск, 2001, 2002 гг.), научно-практической конференции, посвященной 50-летию бурения первой РГ-скважины Григоряна (Казань 2003г.), международной научно-практической конференции (Москва, 2003 г.), V-ой международной научно-практической конференции («Роснефть», Геленджик, 2005г.), научно-технических ярмарках идей и предложений группы компаний «Татнефть» (Альметьевск, 2010 г., 2014 г.), 20-й юбилейной научно-технической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (Уфа, 2014 г.), VII международной научной конференции «Приоритеты мировой науки: эксперимент и научная дискуссия» (Северный Чарльстон, Южная Каролина, США, 2015), XXI научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» г. Уфа 21.05.2015г. (в рамках XXIII Международной выставки «Газ. Нефть. Технологии-2015»), XV-ой научно-практической конференции «Геология и разработ-
8 ка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (журнал «Нефтяное хозяйство», г. Анапа, 22-24.09.2015г.).
Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 26 научных трудах, в том числе в 1 монографии, 4 статьях в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, 6 патентах РФ на изобретения и патенте РФ на полезную модель.
Структура и объем работы
Диссертационная работа изложена на 165 страницах машинописного текста, состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 111 наименований. Включает 80 рисунков и 10 таблиц.
Автор выражает благодарность за помощь и внимание своему научному руководителю доктору технических наук Хакимзянову И.Н., а также признательность д.т.н. Валовскому В.М., д.т.н. Бакирову И.М., к.т.н. Рамазанову Р.Г, к.т.н. Киямовой Д.Т., с.н.с. ООО «Наука» Мироновой Л.М., сотрудникам института «ТатНИПИнефть» Данилову Д.С. и Шайдуллину Д.Ф. за ценные предложения при работе над диссертацией.
Проводка вторых стволов, в том числе с горизонтальным окончанием
За последние годы запасы со степенью выработанности более 50 % возросли в два раза, а более 80 % в четыре раза, при этом доля добычи с объектов, выработанных более 80 %, возросла от 4,6 до 17 % [107].
Важным показателем, который всецело характеризует процесс выработки запасов, является величина отбора нефти от начальных извлекаемых запасов. В том случае, когда в процессе анализа показателей разработки и выработки запасов фиксируется превышение значений обводненности над выработанностью запасов (отбором от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), является признаком низкоэффективной разработки, или преувеличенной оценке запасов [25].
Опыт эксплуатации более трехсот объектов, находящихся на различных стадиях разработки, показал, что при проведении анализа выработки запасов для определения граничных точек стадий разработки используется методический подход, основанный на анализе зависимости темпа прироста добычи нефти от темпа отбора от начальных извлекаемых запасов [13]. Следует отметить, что не существует корреляции между стадиями разработки и степенью выработанности залежей вследствие различия геологических условий их строения и систем разработки, поэтому точкам перехода между стадиями разработки соответствуют различные значения выработанности запасов, хотя наличие таких связей в литературе встречается достаточно часто [26]. Поэтому в данной работе стадия разработки условно будет соответствовать стадии (степени) выработанности запасов. Оценку состояния разрабатываемых объектов по накопленной добыче нефти представляется возможным провести на основе данных государственного баланса запасов. Таким образом, из сопоставления выработанности запасов (определяется как отношение накопленной добычи нефти к начальным извлекаемым запасам) и обводненности продукции каждого объекта разработки можно делать выводы об эффективности существующей системы разработки, а также выделять перспективные объекты по дальнейшему ее совершенствованию [42]. Уточнение и классификация типов неоднородности месторождений нефти Изучение особенностей геологического строения месторождения и выделение на его основе зон с трудноизвлекаемыми запасами позволяют выявить причины формирования остаточной нефти. Установлено, что к этим причинам относится многообразие структуры запасов коллекторов и отличия в свойствах пластовых флюидов. Все эти факторы играют решающую роль при выборе системы разработки месторождения и в конечном итоге влияют на коэффициент вытеснения нефти и охват пластов дренированием.
Для качественного прогноза технологических показателей необходимо проводить детальный геолого-технологический анализ разработки месторождения нефти с более детальной оценкой изменчивости геологического строения.
При разработке месторождений для характеристики изменчивости продуктивного горизонта в объеме нефтяной залежи ввели понятие неоднородности. На основе широкого использования методов геологического и гидродинамического моделирования [87] доказано существенное влияние геологической неоднородности на результаты гидродинамических расчетов.
Исследования по выделению и классификации различных типов неоднород-ностей проводились Л.Ф. Дементьевым, Ю.А. Косыгиным, М.А. Токаревым, а их работы содержат фундаментальные основы. Наиболее точное определение понятия геологической неоднородности дано Л.Ф. Дементьевым, смысл толкования которого состоит в непостоянстве, изменчивости как по площади, так и по разрезу лито-логической характеристики и физических свойств пород, слагающих продуктивный пласт.
Ввиду отсутствия всеохватывающей меры неоднородности при проектировании разработки нефтяных месторождений, в первую очередь при построении 3D моделей, возникают трудности в приемлемом учёте разнородного строения залежи [40].
При выборе геолого-технических мероприятий (ГТМ) в процессе составления проектного документа по разработке, авторы опираются на различные виды неоднородности залежей, при этом не уточняется и не обосновывается, какой конкретно вид при этом учитывается и каким образом это повлияет на прогнозные технико-экономические показатели [21]. Поэтому возникает необходимость в определении различных типов неоднородностей, систематизации и их классификации, а также в обосновании ГТМ. Систематизация неоднородностей, выделение каких-либо их видов по определенным признакам позволяет более детально изучить практически все важные вопросы неоднородности, а применение результатов моделирования позволяет дать наиболее эффективную ее оценку. В процессе исследований характеристик неоднородности залежи необходим комплексный анализ данных, полученных в результате исследований различными методами и подходами. Поэтому при изучении геологической неоднородности залежей в зависимости от поставленных целей исследований широко применяются геологическое и гидродинамическое моделирование, а при ее изучении часто применяются вероятностный и детерминированный подходы [64, 106].
При вероятностном подходе используются методы математической статистики, с помощью которых по определенному объему информации о параметрах пласта устанавливают тот или иной вероятностный закон их распределения, согласующийся с реальным распределением параметров.
Во втором случае на основе промыслового анализа строятся карты распределения различных параметров пластов в виде распределения по площади и разрезу, схематические профили и т.д.
Определение различных видов неоднородноcтей строения объектов по результатам построения компьютерных моделей Кутушского месторождения
Представления об условиях залегания позволили определить направления для дальнейших исследований, а возможность использования визуализации пространственной геометрии на основе моделирования предопределила постановку задач. Причем при интерпретации результатов построенной модели автором учтены такие параметры объекта, которые позволяют оценить ту или иную степень неоднородности. Поэтому одной из задач, стоящей в данной работе, является определение особенностей строения месторождения на базе созданной геологической модели (ГМ), влияющих на распределение остаточных запасов.
Построенная цифровая ГМ месторождения отображает пространственную интерполяцию данных по всему пробуренному фонду скважин на текущую дату, для чего использовались программные комплексы компаний Лендмарк и Роксар. В базе данных для построения ГМ учтена вся имеющаяся информация геолого-геофизического и промыслового материала – об устьевых координатах, альтитуде, инклинометрии, результатах оцифровки и переинтерпретации данных ГИС, стратиграфии отложений.
Для построения геологической модели ГМ использовался программный пакет OpenWorks, в который заносились результаты интерпретации данных ГИС по основным параметрам пластов, в том числе попластовые значения в прослоях коллекторов: коэффициент пористости, коэффициент проницаемости, коэффициент нефтенасыщенности, индекс литологии (1 – коллектор, 0 – неколлектор). На основе построенной структурной стратиграфической модели проводился детальный анализ, который включает уточнение особенностей геологического строения.
Как видно из табл. 2.2.1, вследствие резкой фациальной изменчивости пористость и проницаемость выделенных продуктивных коллекторов колеблется в широких пределах.
С использованием пакетов Horizon Mapping и Isochore Mapping были построены структурной стратиграфической модели Кутушского месторождения. Построение сеток производилось в программном комплексе RMS. При выборе размеров ячеек по Х и Y использовались стандартные рекомендации, т. е. учитывались общие размеры области построения по осям, среднее расстояние между скважинами и условие, что количество ячеек между забоями скважин не должно быть менее десяти. Шаг сетки по осям Х и по Y был принят равным 50 м.
В качестве базовых поверхностей принимались кровли продуктивных пластов из подсчета запасов. В результате были рассчитаны сетки кровли и подошвы продуктивных пластов, сетки толщин этих пластов, при этом данные сетки были приведены в соответствие друг с другом и с данными ГИС.
Информативность построенной модели заключалось в том, что по ее результатам можно было выделить основные закономерности особенностей строения, например, по трехмерным структурным сеткам и структурным картам продуктивных отложений в первом приближении стало возможным охарактеризовать Кутуш-ское месторождение как сложнопостроенное и неоднородное (рис. 2.2.1-2.2.2).
Анализ исследований пластов проводился с верхнего до нижнего пласта по порядку. Пласт каширского горизонта (С2ks) представлен известняками и доломитами уплотненными, трещиноватыми. Залежь – пластово-сводовая литологически экранированная, размеры – 1,46 1,08 км, высота – 1,7м.
Пласт верейского горизонта (С2vr) представлен известняками буровато-коричневыми, прослоями органогенно-обломочными трещиноватыми. Выявлено 20 пластово-сводовых залежей, две из них литологически экранированные. Размеры залежей изменяются от 0,4 0,23 до 2,93 1,73 км, высота залежей меняется от 1,4 до 5,1 м.
Пласты башкирского яруса представлены известняками и доломитами уплотненными, трещиноватыми. Всего установлены 25массивных залежей нефти. Размеры залежей изменяются от 0,35 0,38 до 3,35 2,23 км, высота залежей меняется от 1,3 до 4,0 м. В настоящее время при построении моделей, при большом объеме исходных данных для обоснования теоретического закона распределения проницаемости широкое применение нашла гистограмма распределения проницаемости, которая позволяет сделать оценку о неоднородном строении месторождения (рис. 2.2.2).
Гистограмма распределения параметра проницаемости для пластов верейского горизонта отложений среднего карбона Как видно из рис. 2.2.2, форма гистограммы имеет положительную асимметрию – правая часть гистограммы значительно длиннее левой, что указывает на высокие значения неоднородности, поскольку наблюдается большая асимметрия фактического распределения параметра проницаемости.
В процессе построения геологической модели проводился анализ параметра пористости для карбонатных пластов верейского горизонта и башкирского яруса Кутушского месторождения. Гистограмма распределения пористости башкирского яруса представлена на рис. 2.2.3, на котором видно, что параметр пористости подчиняется нормальному закону распределения.
Cовершенствование выработки запасов нефти с помощью строительства многозабойных скважин с условно горизонтальным окончанием на многопластовых залежах
При построении 3D геологической и гидродинамической моделей продуктивных пластов в первую очередь необходимо учитывать анизотропию проницаемости. Анизотропия является одним из ключевых факторов при обосновании технологии разработки залежи нефти.
Эти же расчеты были проведены для послойно-неоднородного пласта с подошвенной водой (описание модели послойно-неоднородного пласта приводится выше), выводы по размещению ГС и влиянию анизотропии на процесс конусообра-зования, полученные для однородного пласта, справедливы и для послойно неоднородного пласта.
Проводились расчеты влияния заводнения на процесс конусообразования в пласте с подошвенной водой. При поддержании постоянного давления на забое нагнетательной скважины изменение депрессии на забое добывающей скважины не влияет существенно на процесс конусообразования.
В неоднородном пласте бурение условно горизонтального участка с синусоидальным, нисходящим или восходящим профилем позволяет достичь большего охвата пласта, чем в случае вертикального или строго горизонтального ствола. Рассматривалось 3 варианта с различным профилем ГС: нисходящий, восходящий и строго горизонтальный ствол в послойно-неоднородном пласте (послойная неоднородность задавалась с уменьшением проницаемости по слоям сверху вниз от кровли до подошвы – от 500 до 50 мД). Расчеты были проведены для изотропного послойно-неоднородного пласта и анизотропного (b = 10; 100) при режиме вытеснения нефти закачиваемой водой. Проведенные расчеты показывают, что характеристики вытеснения при выборе профиля СГО отличаются незначительно, хотя при малых значениях анизотропии показатели лучше для строго горизонтального профиля СГО, с увеличением анизотропии характеристики вытеснения для восходящего профиля несколько лучше. Но при выборе восходящего профиля СГО пласт вырабатывается менее интенсивно (значения дебитов ниже, чем для других вариантов) [39]. Отмечая возможность применения СГО в неоднородных коллекторах для интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения, следует признать, что остается ряд нерешенных проблем. К наиболее актуальным из них следует отнести: 1. Выбор профиля СГО при вскрытии пласта. 2. Влияние траектории стволов на ее продуктивные характеристики. 3. Влияние оптимальной длины работающих участков СГО с учетом особенностей коллектора [78]. Технология регулирования разработки зонально-неоднородной залежи с помощью изменения сетки скважин после проведения гидравлического разрыва пласта Практика показывает, что для трещиноватых коллекторов характерна анизотропия проницаемости, при этом за счет трещин различной ориентировки проницаемость по направлениям меняется на 1-2 порядка [8].
Одной из причин низкой текущей нефтеотдачи при разработке неоднородных коллекторов является редкая сетка скважин, которая на стадии изучения месторождения обычно определяется по средним параметрам залежи, в том числе и по средним значениям проницаемости. Обычно, сетку скважин уплотняют только в зонах залегания низкопроницаемых участков залежи на основе построения литоло-гических карт по пластам, при этом не учитывают влияние воздействия различных методов по увеличению проницаемости на участках залежи.
Разработка новых систем воздействия на призабойную зону пласта, в первой половине прошлого века позволило создать технологию выработки запасов нефти из слабодренируемых коллекторов с помощью проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП). Сущность ГРП состоит в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте и при дальнейшей закачке песчано-жидкостной смеси или кислотного раствора происходит расклинивание образованных трещин с сохранением их высокой пропускной способности и после окончания процесса. В настоящее время технология проведения ГРП является одним из наиболее сложных видов работ в нефтегазовой отрасли. Эта технология была впервые использована в США в конце 40-х годов для приобщения к разработке пластов с нарушенной проницаемостью возле ствола скважины и увеличения продуктивности скважин в низкопроницаемых коллекторах. В СССР промышленное внедрение ГРП было начато с 1954 г.
В настоящее время ГРП широко применяется во всем мире как в низкопроницаемых, так и в высокопроницаемых пластах-коллекторах. Цели ГРП для пластов с низкой проницаемостью следующие: увеличить добычу или приемистость созданием каналов с высокой продуктивностью, улучшить движение флюидов между скважиной и пластом. Для пластов с высокой проницаемостью следующие целью является изменение радиального характера притока жидкости из пласта к забою скважины на линейный или билинейный.
Одной из основных проблем, которая решается с помощью проведения ГРП, – это снижение проницаемости призабойной зоны скважины, возникшей в результате воздействия физических или химических факторов (солеотложения, засорения пор призабойной зоны пласта, проникновения бурового раствора и т.д.).
Основной проблемой разработки терригенных отложений месторождений Татарстана является локализация значительного объема запасов нефти, содержащихся в низкопроницаемых коллекторах. Выработка этих запасов обычно происходит низкими темпами и относится к трудноизвлекаемым запасам (ТИЗ). Доля ТИЗ нефти по республике составляет около 50 %, а разработка этих запасов традиционными технологиями и методами часто бывает малоэффективна.
В состав пород терригенного девона входят низкопродуктивные (алевролиты) и высокопродуктивные (песчаники) коллекторы. К низкопродуктивным относятся низкопроницаемые породы с проницаемостью до 0,1 мкм2, соответственно к высокопроницаемым коллекторам – породы с более высокой проницаемостью. Такое различие обусловливается как гранулометрическим составом обломочных пород, так и их характеристиками. Поэтому подход к разработке различных типов коллекторов должен быть совершенно отличным друг от друга.
С выработкой запасов нефти, расположенных в неоднородных по проницаемости карбонатных коллекторах, также возникают различного рода проблемы. Результаты исследований разработки карбонатных коллекторов показывают, что низкие значения КИН в низкопроницаемых коллекторах в значительной степени определяются распределением и количеством трещин. На рис. 3.2.1 показаны расположение участков разной проницаемости и ее величины верейского горизонта Ку-тушского месторождения.
В последнее время на месторождениях РТ распространенным методом для создания искусственных трещин, а по сути для изменения проницаемости в низкопроницаемом или загрязненном пласте, является ГРП. В пластах с низкой проницаемостью применяются кислотные или расклинивающие наполнители, которые закачиваются на большее расстояние от скважины. Ежегодно в ПАО «Татнефть» наращиваются объемы работ с проведением ГРП. В настоящее время, среднесуточный прирост нефти от ГРП составляет в среднем 5,8 т/сут.
Анализ применения методов проводки вторых стволов и интенсификации добычи нефти
Анализ геологического строения участка для заложения БС или БГС, как и при бурении новых скважин, включает в себя изучение геолого-геофизического и промыслового материала. С целью определения параметров пласта при строительстве скважин на участках заложения скважин, из которых планируется проводка вторых стволов, необходимо проводить дополнительные геофизические и другие исследования, в частности многомерные сейсмические исследования, позволяющие составить оптимальный план для проводки горизонтального участка БГС [79].
При проектировании траектории БГС в первую очередь необходимо определить прогнозную гипсометрическую отметку точки входа в продуктивный пласт с учетом положения реперных пачек в разрезе выбранного участка.
После проведения исследований по поиску остаточных запасов и выявлению объемной неоднородности пласта из скважины, вышедшей в тираж из эксплуатации по техническим или технологическим причинам, проводятся дополнительные стволы, пробуренные из основного ствола.
Выбор направления для проводки вторых стволов зависит от ряда факторов: а) литологической характеристики горных пород; б) толщины продуктивного пласта; в) наличия плотных прослоев, в том числе часто встречающихся глинистых пропластков; г) наличия ВНК.
В качестве примера для исследования были выбраны карбонатные и терри-генные объекты Мелекесской впадины, которые характеризуются многопластово-стью и наличием ВНК.
В данной главе предлагается технология строительства нескольких вторых стволов с учетом объемной неоднородности. Новизной в представленной технологии является то, что 2 или 4 вторых ствола (БС или БГС) располагаются под определенными углом между друг другом с учетом объемной неоднородности пласта. При этом их забои должны размещаться с учетом: а) расстояния от прежнего забоя вышедшей в тираж скважины - для увеличения зоны дренирования и коэффициента охвата; б) забоев близлежащих скважин для предотвращения нежелательного взаи мовлияния; в) расстояния от уровня ВНК в зависимости от типа коллектора. Следующим отличительным признаком в представленной технологии является то, что боковые и/или боковые горизонтальные стволы размещают между нефтяной областью пласта и уровнем ВНК и на определенном расстоянии от плотных пород. Основной задачей данной технологии является увеличение добычи нефти за счет увеличения охвата пластов строительством нескольких боковых и/или УГС из одной вышедшей из эксплуатации скважины.
Данная задача решается тем, что из добывающей скважины, вышедшей из эксплуатации по техническим и технологическим причинам, с учетом объемной неоднородности пласта выполняют проводку 2-4 боковых и/или боковых УГС под углом 90-180 между ними с размещением их забоев на 50-300 м от прежнего забоя скважины и на расстоянии 100-200 м от забоев близлежащих скважин, а также на 2-5 м выше уровня ВНК в терригенных коллекторах и на 7-11 м – в карбонатных коллекторах производятся поиск и добыча остаточных запасов [92].
Кроме того, что при наличии плотных пород между нефтяной областью пласта и уровнем ВНК забой бокового или бокового горизонтального ствола располагается на расстоянии 0,5-1,5 м выше плотных пород [92]. Пример конкретного выполнения 1. Разрабатывают участок нефтяного месторождения, сложенный терригенны-ми коллекторами со следующими характеристиками: пористость – 25 %, средняя проницаемость – 0,74 мкм2, средняя нефтенасыщенная толщина – 6 м, начальное пластовое давление – 12,1 МПа.
На участке нефтяного месторождения по сетке пробурили 21 добывающую скважину и семь нагнетательных скважин. Через нагнетательные скважины закачали воду в объеме 3 м3 на метр перфорированной толщины, необходимом для поддержания пластового давления. Через добывающие скважины отобрали продукцию. Пустили скважины в эксплуатацию и ввели месторождение в разработку. По мере отбора две добывающие скважины вышли из эксплуатации по техническим и технологическим причинам. С целью реанимации старого фонда из этих скважин произвели проводку боковых или БГС с учетом объемной неоднородности пласта и доразведки месторождения с одновременным поиском и добычей остаточных запасов нефти. При этом из одной вышедшей в тираж скважины провели два боковых ствола под углом 160 между ними с размещением забоев на 150 м от прежнего забоя скважины, из другой скважины провели три боковых ствола под углом 120 между ними с размещением забоев на 200 м от прежнего забоя скважины и на расстоянии 170 м от забоев близлежащих скважин. Причем скважины размещают так, чтобы уровень ВНК был ниже проведенных стволов в терригенных коллекторах на 3,7 м. Далее при размещении плотных пород между нефтяной областью пласта и уровнем ВНК забой бокового или горизонтального ствола располагают на расстоянии 1,1 м выше плотных пород. По промысловым данным из боковых и БГС получили дебит нефти 6,5 т/сут с годовой добычей 5,7 тыс. т, при этом нефтеотдача повысилась на 2 %. Пример конкретного выполнения 2. Разрабатывают участок нефтяного месторождения, сложенный карбонатными коллекторами со следующими характеристиками: пористость – 16 %, средняя проницаемость – 0,12 мкм2, средняя нефтенасыщенная толщина – 7 м, начальное пластовое давление – 12,8 МПа.
На участке нефтяного месторождения по сетке пробурили 18 добывающих скважин и 6 нагнетательных скважин. Через нагнетательные скважины закачали воду в объеме 3,5 м3 на метр перфорированной толщины, необходимом для поддержания пластового давления. Через добывающие скважины отобрали продукцию. Пустили скважины в эксплуатацию и ввели месторождение в разработку. По мере отбора две добывающие скважины вышли из эксплуатации по техническим и технологическим причинам. С целью реанимации старого фонда из этих скважин произвели проводку боковых или БГС. При этом из одной вышедшей в тираж скважины провели два боковых ствола под углом 180 между ними с размещением забоев на 150 м от прежнего забоя скважины, из другой вертикальной скважины провели три боковых ствола под углом 90 между ними с размещением забоев на 200 м от прежнего забоя скважины и на расстоянии 200 м от забоев близлежащих скважин. Причем скважины размещают так, чтобы уровень ВНК был ниже проведенных стволов в карбонатных коллекторах на 9,8 м. Далее при размещении плот-115 ных пород между нефтяной областью пласта и уровнем ВНК забой бокового или горизонтального ствола располагают на расстоянии 1,1 м выше плотных пород. По промысловым данным из боковых и БГС получили дебит нефти 5 т/сут с годовой добычей 3,9 тыс. т, при этом нефтеотдача повысилась на 3 %.
Применение таких скважин с боковыми стволами позволит увеличить добычу нефти за счет увеличения охвата пластов строительством нескольких боковых и/или БГС из одной вышедшей в тираж скважины.
Применение предложенной технологии позволит также решить задачи повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти, увеличения нефтеизвлечения, повышения охвата пласта выработкой запасов за счет строительства нескольких боковых и/или УГС из одной вышедшей из эксплуатации скважины.