Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ и обощение опыта использования методов регулирования кин в технологиях выработки запасов нефти ... 8
1.1. Понятия КИН и коэффициентов-сомножителей, образующих его величину. 8
1.2. Влияние естественных и технологических факторов на величину КИН . 10
1.3. Научные достижения в вопросах многоствольного бурения и опыт их практического внедрения 14
1.3.1. Зарождение технологии бурения и география многоствольных скважин 14
1.3.2. Научные достижения в изучении различных факторов, влияющих на продуктивность многоствольных скважин 19
Выводы по главе 1 27
ГЛАВА 2. Исследование изменения составных частей текущего кин от изменения технологических показателей разработки . 28
2.1. Уточнение зависимости потенциального и текущего КИН от изменения технологических показателей разработки нефтяной залежи 28
2.2. Исследование статистической зависимости распределения текущего и потенциального КИН от категории фонда скважин . 33
2.3. Способы регулирования величины КИН фондом скважин и показателями технологий нефтевытеснения 37
2.4. Анализ и численное исследование величины плотности сетки скважин с учетом горизонтальных стволов на примере месторождений Западной Сибири . 38
Выводы по главе 2 43
ГЛАВА 3. Теоретические исследования процессов выработки запасов нефти при применении многоствольных горизонтальных скважин 45
3.1. Основные параметры, влияющие на добывные возможности многоствольных горизонтальных скважин 45
3.2. Изучение влияния угла между горизонтальными стволами многоствольной скважины на ее продуктивность для участков чистонефтяной и водонефтяной зон
3.3. Выбор оптимального взаиморасположения многоствольной горизонтальной скважины и очага заводнения 53
3.4. Выявление зависимости КИН от угла между горизонтальными стволамис системой заводнения и на естественном режиме разработки 63
3.5. Поиск оптимального расстояния от многоствольной горизонтальной скважины до очага заводнения в зависимости от угла между горизонтальными стволами с учетом различия физико-химических свойств нефти и коллекторских свойств пласта 71
Литература
- Научные достижения в вопросах многоствольного бурения и опыт их практического внедрения
- Научные достижения в изучении различных факторов, влияющих на продуктивность многоствольных скважин
- Исследование статистической зависимости распределения текущего и потенциального КИН от категории фонда скважин
- Изучение влияния угла между горизонтальными стволами многоствольной скважины на ее продуктивность для участков чистонефтяной и водонефтяной зон
Введение к работе
Актуальность работы. Выработка запасов нефти находится под влиянием множества естественных и искусственных факторов, которые в большей или меньшей степени влияют на величину коэффициента извлечения нефти (КИН). При этом регулирование отдельных его составляющих с целью повышения нефтеотдачи пластов должно рассматриваться в комплексе с геологическими характеристиками пласта и системой разработки на разных стадиях эксплуатации объекта. Кроме того, вовлечение в разработку слабодренируемых участков пласта должно быть проведено на основе выявления причин пониженных значений коэффициентов вытеснения, заводнения и сетки, с последующей разработкой рекомендаций, направленных на регулирование КИН. Одним из методов регулирования КИН является проводка многоствольных горизонтальных скважин (МГС), которые в последнее время приобретают все большую популярность у многих недропользователей России и стран зарубежья. Технология бурения многоствольных горизонтальных скважин обладает высокими перспективами, связанными с возможностью увеличения темпов отбора природных углеводородов и повышения коэффициента извлечения нефти. Однако оценка теоретических исследований отдельных параметров многоствольных горизонтальных скважин, в частности углов между стволами, влияния характера вытеснения на величину коэффициента извлечения нефти, остается малоизученной. Поэтому необходимость разработки новых методов регулирования КИН с приобщением характера режимов отбора многоствольными горизонтальными скважинами является весьма востребованной и актуальной проблемой.
Цель работы – изучение основных методов регулирования КИН при отборе нефти проводкой многоствольных скважин с расположением стволов под разными углами в разных плоскостях в режиме активного заводнения.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
-
Оценка влияния естественных и технологических факторов на величину КИН;
-
Исследование изменения составных частей текущего КИН от изменения технологических показателей разработки;
-
Анализ и численное исследование величины плотности сетки скважин с учетом горизонтальных стволов на примере месторождений Западной Сибири;
-
Теоретические исследования процессов выработки запасов нефти при применении многоствольных горизонтальных скважин в многослойных пластах с разными углами между стволами;
-
Разработка оптимизационных методов регулирования КИН в технологиях выработки запасов нефти путем воздействия на коэффициенты-сомножители.
Методы решения поставленных задач
Для поиска аналитических решений поставленных задач в представленной работе использовались численные методы решения отдельных промысловых задач. Моделирование разработки многоствольными горизонтальными скважинами реального месторождения проведено при помощи трехфазного симулятора «Tempest-More» с сопоставлением фактических показателей работы скважины рассматриваемого типа. Расчеты отдельных технологических показателей выработки запасов нефти залежи выполнены с привлечением современной вычислительной техники. Обобщение результатов использования технологий многоствольного бурения проведено по промысловым данным.
Научная новизна результатов работы:
-
Исследовано численно и подтверждено фактическими данными состояние выработки запасов нефти заводнением с разделением значений КИН на отдельные составляющие с целью повышения пониженных значений коэффициентов заводнения, вытеснения и сетки путем модельных расчетов изменения технологических показателей разработки залежи и оптимизирована величина КИН, последовательно меняя технологии заводнения (стационарное, нестационарное, физико-химическое воздействие на пласт), расположение и регулирование числа вертикальных, горизонтальных и многоствольных скважин;
-
Теоретически исследовано изменение технологических показателей многоствольных скважин, стволы которых расположены в одной и разных плоскостях, получено, что наибольший КИН водонефтяных зон (ВНЗ) обеспечивается в случае расположения стволов с разными углами одноплоскостной конфигурации и установлено, что в сравнении с разноплоскостным вариантом КИН выше на 17,6 %/град;
-
Численными исследованиями установлено, что наибольший КИН отмечается по многоствольным скважинам с углами между горизонтальными стволами в пределах 105о … 120о, дальнейшее увеличение не приводит к росту КИН;
-
Исследовано влияние расстояния от очага заводнения до многоствольных скважин с разными углами (от 5о до 65о), при удалении источника заводнения с 600 до 1200 м от многоствольной скважины с углом между стволами менее 65о для вязких нефтей рост КИН составляет 35 %, средних – 21 %, маловязких – 9,7 %.
На защиту выносятся:
-
Методика исследования изменения КИН на залежи путем повышения отдельных его сомножителей изменением технологий извлечения нефти;
-
Методика теоретических исследований изменения технологических показателей разработки объекта от расположения стволов в разных плоскостях и углов между стволами;
-
Результаты численных исследований определения предельных значений углов между стволами;
-
Результаты исследования влияния физико-химических свойств пластовых флюидов (вязкости) на показатели выработки запасов нефти многоствольными скважинами.
Практическая ценность и реализация результатов работы
-
Результаты диссертационной работы используются при разработке геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на повышение КИН локальных участков залежи путем использования методики регулирования КИН, основанной на выявлении пониженных значений отдельных его сомножителей;
-
Внедрение методики изменения КИН с последующим формированием комплекса ГТМ на слабодренируемых участках пласта в ООО НПО «Нефтегазтехнология» за 2013 год способствовало сокращению трудозатрат и сроков выполнения этапов по формированию рекомендаций с целью повышения КИН, что позволило получить экономический эффект 203 тыс. руб.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-технических советах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2012-2013 гг.), на XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Российского энергетического форума (г. Уфа, 2013 г.), на Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть, Технология – 2014» (г. Уфа, 2014 г.)
Публикации и личный вклад автора
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе 8 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов, анализ результатов опытно-промышленных испытаний технологий отбора нефти.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 103 наименования. Работа изложена на 121 странице, содержит 16 таблиц, 95 рисунков.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. Хамитову И.Г. и сотрудникам ООО НПО «Нефтегазтехнология» за внимание и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.
Научные достижения в вопросах многоствольного бурения и опыт их практического внедрения
Как и большинство новых технологий в отрасли добычи нефти, бурение многоствольных скважин (МСС) впервые была разработана и впервые опробована в России. А. Григорян в конце 50-х годов с целью повышения нефтеотдачи пластов предложил бурить горизонтально-разветвленные скважины по аналогии с корнями у деревьев, которые расходятся в разные стороны, чтобы увеличить свое присутствие в почве [20 – 23]. Григорян применил свою теорию в Башкирии на Карташевском месторождении в 1953 году, когда им была пробурена скважина № 66/45 (рисунок 1.4). Основной ствол скважины был пробурен до глубины 575 метров прямо к кровле продуктивного артинского яруса. После чего из этого основного необсаженного ствола были пробурены ответвления наподобие корней у деревьев. Бурение производилось без установки цементных мостов, без специальных инструментов [20]. Первая скважина № 66/45 имела 9 стволов с максимальным отходом от вертикали 136 метров. Общая эффективная длина всех стволов составила 322 метра. По сравнению с традиционными скважинами, пробуренными на том же самом месторождении, эффективная мощность скважины № 66/45 была в 5,5 раза больше. Затраты на бурение этой многоствольной скважины были в 1,5 раза выше, при этом дебит нефти был в 17 раз больше, по сравнению с традиционными скважинами (120 против 7 м3/сут). Успешное бурение первой многоствольной скважины дало толчок дальнейшему применению этой технологии. За период с 1953 по 1980 годы были пробурены еще 110 многоствольных скважин в Восточной Сибири, Западной Украине и вблизи Черного моря. Технология бурения МГС продолжала развиваться и доказала высокую эффективность в разных геолого-физических условиях.
Для повышения показателей разработки месторождения Зыбза-Глубокий Яр в 1960 году пробурено три МГС №№ 428, 431 и 433 [13, 34]. Длина горизонтальных столов составляла 80…140 м. Были получены очень высокие дебиты нефти со средним значением 53,4 т/сут, тогда как по вертикальным скважинам средний дебит составлял 9,6 т/сут. Многоствольными скважинами, которые составили 12,5 % от всего фонда, было отобрано 28 % от всего объема нефти [65].
На начало 1999 года компанией пробурено и введено в эксплуатацию 57 двухствольных скважин. Средняя длина одного ствола составляла 140 м [65]. В конце 2011 года на Лемезинском нефтяном месторождении были пробурены две МГС, средняя суммарная длина стволов составляла около 480 м. Согласно оценке технико-экономической эффективности, бурение МГС позволяет получить чистый дисконтированный доход на 130,8 млн руб. больше, чем в результате бурения классических горизонтальных скважин [35]. ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
На Западно-Усть-Балыкском месторождении многоствольные скважины нашли применение с сентября 2012 года и на 04.2013 их количество составило 15 единиц. Средняя длина горизонтальных стволов колебалась в диапазоне 500…550 м [60]. Скважины с двумя горизонтальными стволами отличаются более высокой производительностью – средний дебит нефти по таким скважинам в два и более раза превышает аналогичный показатель по вертикальным и горизонтальным скважинам с одним стволом, следовательно, технология бурения многоствольной скважины на исследуемом объекте показала свою эффективность (рисунок 1.5).
В 2006 году на Ново-Покурском месторождении в эксплуатацию введено две двухствольные скважины №№ 589 и 823 со стартовыми дебитами 120…140 т/сут. Длина стволов составляла 400…500 м. Как показал опыт бурения и разработки МГС, эффективность их высока и при разработке водонефтяных зон, поскольку распределенная относительно невысокая депрессия в этих скважинах обеспечивает выработку нефти при вскрытии прикровельной части пласта практически без образования конуса обводненности [59]. Не исключено, что в ЧНЗ разработка МГС может быть более эффективной, нежели проведение ГРП, которое нашло столь широкое применение на Ново-Покурском месторождении.
На 01.01.2011 г. в Республике Татарстан пробурено 82 многоствольные скважины. Примеры траекторий стволов многоствольных скважин в ОАО «Татнефть» приведены на рисунке 1.6. В ОАО «Татнефть» находятся в эксплуатации 79 МГС, накопленная добыча нефти по ним составила 1028 тыс. т. Длина стволов в среднем составляет около 200 м, дебит нефти находятся в диапазоне 7,9…13,1 т/сут [65]. Следует обратить внимание, что весомый вклад в развитие многоствольного бурения внесла Республика Татарстан [15, 33, 51, 53, 54, 56, 61, 62, 66 – 70, 80].
В 1996 году в Удмуртии на башкирском объекте Гремихинского месторождения были пробурены первые две многозабойные скважин: трехствольная скважина №. 673 и двухствольная скважина № 1287. Первый опыт оказался не достаточно успешным: стартовая обводненность скважины № 673 составила 83 %, а скважины № 1287 – 90 %. Повторная попытка бурения многозабойной скважины была предпринята в 2010 году, когда на Красногорском месторождении было пробурено четыре многозабойных скважины, которые дали существенное увеличение нефтеотдачи [6, 25, 38, 39]. Средний дебит по всем категориям скважин Красногорского месторождения представлен на рисунке 1.7.
Многоствольные горизонтальные скважины изучены в меньшей степени, чем скважины с одним стволом. Количество публикаций, посвященных этой теме, соизмеримо мало по сравнению с числом трудов, посвященных одноствольным скважинам. Среди отечественных исследователей, которые посвятили свои работы данной тематике, следует отметить: Борисова Ю.П. [11], Басниева К.С. [9, 10], Меркулова В.П., Сургучева М.Л. [58], Табакова В.П., Пилатовского В.П. [12], Григулецкого В.Г. [24], Чекушина В.Ф., Алиева З.С. [1 – 4], Никитина Б.А. [46, 47], Черных В.В., Сомова Б.Е. и других [40, 44, 55, 63, 75, 76]. Также большое количество работ зарубежных авторов [81 – 103] посвящено изучению многоствольных горизонтальных скважин.
Ряд закономерностей притока жидкости к МГС установлен в работе [62]. Автором данной работы детально изучены траектории и длины стволов, даны рекомендации по выбору их оптимальных параметров. Исследования проводились с помощью моделирования с целью изучения влияния искривления ствола в горизонтальной плоскости, а также влияния ответвлений и разделение на несколько стволов. В результате автором было получено, что искривление ствола в виде четверти окружности снижает продуктивность только на 1 %, в виде полуокружности – на 4 % (рисунок 1.8, б). Круговой ствол имеет более выраженное снижение – 15 %. Наличие ответвлений уменьшает продуктивность скважины. К примеру, для скважины с тремя разнесенными стволами на одинаковое расстояние друг от друга уменьшение продуктивности составляет 6 % (рисунок 1.8, в), для скважины с четырьмя стволами – 12 % (рисунок 1.8, г). Чем больше пересечений стволов, тем меньше значение получаемой продуктивности (рисунок 1.8, д). Фрактальная структура при заданной длине ствола резко занижает продуктивность. Повышение продуктивности может быть только при разбиении на несколько отстоящих друг от друга стволов (рисунок 1.8, е) [62].
На примере реальных скважин №№ 19970гр и 8249гр автором работы [62] выполнено моделирование бурения второго, третьего и четвертого стволов и проанализировано изменение дебита по мере бурения каждого ствола. Результаты представлены на рисунках 1.9, 1.10. Отмечаются следующие закономерности. По мере бурения первого ствола скважины № 19970гр на начальном этапе наблюдается значительное увеличение дебита, далее рост дебита с длиной ствола достоверно описывается линейной функцией.
Научные достижения в изучении различных факторов, влияющих на продуктивность многоствольных скважин
Главной и самой сложной задачей для работников научной и промысловой сферы нефтяной промышленности является задача достижения высоких значений коэффициента извлечения нефти (КИН) в целом по разрабатываемым объектам. При этом на практике зачастую наблюдается неравномерность выработки запасов нефти по площади залежи, обусловленная многими факторами, главным из которых является неоднородность фильтрационных свойств пласта. Данный факт диктует необходимость выявления причин низкого значения достигаемого КИН по участкам с последующей разработкой плана мероприятий для повышения степени выработки запасов. Покажем опыт оценки эффективности сложившейся системы разработки на примере пласта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения с выделением на площади объекта участков, где необходима корректировка для достижения проектного КИН.
Используя данный подход, предположим, что выявление участков пласта, где достижение проектного КИН затруднительно при существующей системе разработки, сводится к построению карты потенциального КИН по площади залежи и карт параметров-множителей в формуле (2.1) с их последующим анализом в сравнении с текущими параметрами работы скважин. Предварительно поясним физическую составляющую каждого коэффициента в формуле (2.1) и возможные пути их увеличения.
Рассматривая статистическую модель неоднородного по проницаемости пласта и предположив, что его проницаемость изменяется случайным образом зонально и послойно, можно заключить, что коэффициент вытеснения, который во многом определяется коэффициентом проницаемости, также изменяется по слоям и по зонам случайным образом. Это означает, что он становится не только функцией проницаемости, но зависит также от послойной и зональной неоднородностей проницаемостных свойств коллектора. Увеличение коэффициента вытеснения в пластовых условиях возможно за счет применения поверхностно-активных веществ (ПАВ), либо с использованием тепловых методов воздействия.
Коэффициент сетки скважин учитывает плотность сетки скважин, параметр, характеризующий систему заводнения и долю общей площади продуктивного пласта, занятой неколлектором, при взаимном совершенно хаотическом размещении зон коллектора и неколлектора. Увеличение коэффициента сетки скважин возможно путем уплотнения бурения и организации дополнительных очагов заводнения. Коэффициент заводнения учитывает соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях, предельную обводненность добываемой продукции, проводимость нефтенасыщенной и водонасыщенной частей разреза пласта. Путями повышения коэффициента заводнения являются применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН), а также гидродинамические методы воздействия.
Учитывая индивидуальные условия разработки конкретного участка пласта необходимо предпринимать меры по повышению одного (или нескольких) сомножителей коэффициента нефтеотдачи для увеличения результирующего коэффициента нефтеизвлечения. На рисунках 2.1 – 2.5 представлены комплексные карты потенциального КИН пластов ЮВ11 и ЮВ12 Ново-Покурского месторождения, текущего КИН с выделением участков обводненности более 90 %. При построении карты были рассчитаны потенциальные значения КИН по каждой скважине, прошедшей пласт, которые можно достичь при сложившейся системе разработки. В результате сопоставления представленных параметров по каждой скважине пласта ЮВ12 выделено четыре группы достижения утвержденного КИН [5]:
Как видно по рисункам 2.1 – 2.5, проблема достижения КИН наиболее актуальна по пласту ЮВ12. Разбуренная область пласта ЮВ11, в основном, приурочена ко второй и четвертой (р-н скважины № 242) выделенным выше группам. Следовательно, при сложившейся системе разработки КИН будет достигнут без проведения дополнительных мероприятий.
Рисунок 2.5 – Карта достижимости КИН пласта ЮВ11 (залежь восточная, р-н скв. № 231) (утвержденный КИН 0,165 д.ед.)
Значительная площадь пласта ЮВ12 приурочена к первой группе достижения КИН. Данный факт диктует необходимость выявления причин низкого значения достигаемого КИН по участкам с последующей разработкой плана мероприятий для повышения степени выработки запасов.
Распределение скважин пласта ЮВ12 по вышевыделенным группам приведено на рисунке 2.6. Рисунки 2.1 и 2.6 демонстрируют поскважинную степень достижимости КИН пласта ЮВ12, при этом выделенные участки с обводненностью более 90 % свидетельствуют о возможном преждевременном выбытии скважин. На этих скважинах требуется проведение исследований на выявление источника обводнения с последующим планированием геолого-технических мероприятий.
Карты геологических характеристик пласта ЮВ Коэффициент заводнения характеризует динамику процесса нефтеизвлечения и зависит от показателя неравномерности вытеснения нефти, учитывающего послойную и зональную неоднородности пласта по проницаемости. Области низкого коэффициента заводнения приурочены к участкам высокой результирующей неоднородности (рисунок 2.8, б). Таким образом, детальное изучение составляющих коэффициента извлечения нефти по площади пласта ЮВ12 позволило локально выделить участки с недостигаемым параметром КИН. Определив существенные факторы, сдерживающие рост нефтеотдачи выделенных областей, удалось наметить приоритетные мероприятия, такие как физико-химические МУН и нестационарное воздействие, что позволит значительно повысить коэффициенты, образующие КИН, что в конечном итоге увеличит результирующий коэффициент.
Исследование статистической зависимости распределения текущего и потенциального КИН от категории фонда скважин
Внушительные капиталовложения в технологию бурения многоствольных скважин не могут осуществляться без тщательнейшего подбора конструкции скважин и условий их эксплуатации. При оценке продуктивности многоствольных горизонтальных скважин важно обозначить ряд параметров, которые существенно влияют на успешную выработку запасов и производительность скважины. С точки зрения интерференции стволов многоствольных скважин приоритетным параметром, определяющим ее степень, является угол между горизонтальными стволами. Здесь важно оценить возможный прирост добычи нефти при снижении активности интерференции, а также выяснить приоритетность бурения классической горизонтальной скважины или многоствольной скважины с малым углом расхождения стволов относительно друг друга.
Поскольку рациональная разработка заключается не только в выборе конструкции и траектории разветвленной добывающей скважины, но и оптимальных условий поддержания пластовой энергии, возникает необходимость обоснования размещения очага заводнения. Важно рассмотреть случаи перпендикулярного заводнения и заводнения с «хвоста» многоствольной горизонтальной скважины; кроме того, определить оптимальное расстояние между нагнетательной скважины и многоствольной добывающей для нефтей малой, средней и высокой вязкости и различных свойств коллектора. Решение поставленных задач будем осуществлять с помощью простой гидродинамической модели пласта размерами 1500 м на 1500 м и толщиной 20 м. В модели использовались параметры пласта и флюидов, характерные для пласта БС10 Западно-Усть-Балыкского месторождения. Начальные значения пластового давления и температуры в модели составляют 249 атм и 82 С. Вязкость нефти в пластовых условиях 5,3 сП. PVT-свойства нефти приведены на рисунке 3.1. Относительные фазовые проницаемости нефти и воды взяты из гидродинамической модели, предоставленной заказчиком (рисунок 3.2). В качестве симулятора использовался пакет гидродинамического моделирования «Tempest-More» версии 7.0.
Изучение влияния угла между горизонтальными стволами многоствольной скважины на ее продуктивность для участков чистонефтяной и водонефтяной зон
Для детального изучения вопроса влияния угла между горизонтальными стволами многоствольной скважины на ее продуктивность промоделируем задачу о выработке запасов нефти многоствольными скважинами с различными углами между стволами горизонтального типа для участков ЧНЗ и ВНЗ. Длительность расчетного периода составляет 20 лет.
Горизонтальные стволы, расположенные в одной плоскости Рассмотрены четыре расчетных варианта в пределах водонефтяной зоны МГС с углами между горизонтальными стволами 50, 120, 250 и 450 и четыре расчетных варианта в пределах чистонефтяной зоны с аналогичным набором углов. Накопленная добыча нефти представлена на рисунках 3.3, 3.4. Рисунок 3.3 – Накопленная добыча нефти по МГС при различных углах расхождения стволов (область ВНЗ) Рост угла между горизонтальными стволами скважины увеличивает область дренирования, снижает интерференцию, что приводит к повышению продуктивности. Большее влияние наблюдается по скважине, работающей в области ЧНЗ (рисунок 3.5). Степень интерференции наглядно видна на рисунке 3.6.
Из сводной таблицы 3.1 и рисунка 3.11 видно, что в области ЧНЗ продуктивность многоствольных скважин со стволами, расположенными в одной и разных плоскостях, существенней различаются между собой по сравнению с аналогичными скважинами в области ВНЗ. Разница в накопленной добыче нефти по скважинам ЧНЗ составляет в среднем 47 тыс. м3, по скважинам ВНЗ – 19 тыс. м3.
Что касается характера обводнения (рисунок 3.12), то необходимо отметить превышение конечной обводненности по скважинам с горизонтальными стволами, расположенными в разных плоскостях, поскольку один из столов располагается ближе к ВНК.
Сравнительный анализ обводненности по результатам расчета Кроме того, наблюдаются относительно низкие значения процента содержания воды в добываемой жидкости по скважинам с углом расхождения между стволами 450, что объясняется меньшим снижением пластового давления в зоне отбора и соответственно менее выраженным подтягиванием подошвенной воды.
Таким образом, гидродинамическое моделирование позволило численно оценить степень влияния угла между двумя стволами горизонтальной скважины, расположенными в одной и разных плоскостях, на ее продуктивность в условиях областей ВНЗ и ЧНЗ пласта. Выбор оптимального взаиморасположения многоствольной горизонтальной скважины и очага заводнения
Вопрос о расположении горизонтальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин является широко изучаемым при разработке любого месторождения нефти и газа. Поддержание пластового давления, темпы обводнения и наращивание добычи нефти напрямую зависят от взаимного расположения скважин добывающего и нагнетательного фондов.
Решим задачу с помощью гидродинамического моделирования для различных вариантов расположения нагнетательной скважины относительно многоствольной горизонтальной добывающей скважины.
Изучение влияния угла между горизонтальными стволами многоствольной скважины на ее продуктивность для участков чистонефтяной и водонефтяной зон
На рисунке 4.2 представлен набор карт разрабатываемого участка пласта ЮВ12, на котором предлагается рассмотреть целесообразность внедрения НЗ и рассчитать его эффективность. Выбранный участок характеризуется значительными объемами текущих подвижных запасов нефти (рисунок 4.2, а). Значительная послойная проницаемостная неоднородность коллектора приводит к быстрому возрастанию обводненности при низкой выработке запасов нефти (рисунок 4.2, б), что также является положительным критерием применимости НЗ.
На исследуемом участке сформирована система разработки с организованной системой ППД. На Ново-Покурском месторождении имеется техническая возможность организации периодической закачки с учетом наземной системы водоводов и насосных агрегатов (рисунок 4.2). Повышенный режим работы нагнетательных скважин для реализации циклического заводнения может быть обеспечен снятием штуцера, установленным на линии устьевой обвязки нагнетательной скважины. Время начала циклического заводнения влияет не только на величину эффекта, но и на длительность его проявления, а также на время достижения максимального значения эффективности. Чем раньше начато циклическое заводнение, тем большую долю дополнительной накопленной добычи нефти можно обеспечить к концу разработки в общем объеме накопленной добычи нефти [57]. На рисунке 4.3, в приведена дата начального периода эксплуатации скважин опытного участка пласта ЮВ12, выбранного для реализации циклической закачки воды. Как видно, участок характеризуется относительно «молодым» фондом скважин, что предопределяет повышенную эффективность применения циклического воздействия и позволит повысить нефтеотдачу пласта. На рисунке 4.3, г показана картина текущего состояния обводненности добывающих скважин, сопоставленная с результатами частотного анализа взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин. Неравномерность обводнения скважин и разнохарактерность влияния процесса закачки на соседние добывающие скважины свидетельствуют о неравномерном охвате пласта заводнением.
Вовлечение в работу низкопроницаемых пропластков и периодическое «отключение» промытых высокопроницаемых пропластков за счет изменения направления фильтрационных потоков при внедрении нестационарного воздействия на пласт позволит увеличить добычу нефти на опытном участке. В настоящее время участок внедрения нестационарного заводнения характеризуется повышенным давлением (рисунок 4.3, д), что позволяет периодически отключать нагнетательные скважины.
Согласно выводам работы [57], эффект от внедрения циклического заводнения тем выше, чем более гидрофильна порода пласта коллектора. В случае сильно гидрофобизированного пласта эффект от циклического воздействия будет минимальным.
Исследование смачиваемости внутрипоровой поверхности на четырех образцах керна из скважины № 294Р, отобранных из пласта ЮВ11, показало среднее значение коэффициента смачиваемости 0,39, изменяясь от 0,31 до 0,5, то есть преимущественно как порода с нейтральной смачиваемостью. Исследования керна пласта ЮВ12 не проводились.
Принимая во внимание близкие фильтрационные свойства рассматриваемых пластов, можно сделать вывод о том, что с точки зрения смачиваемости эффект от внедрения НЗ на пласт ЮВ12 Ново-Покурского месторождения будет на уровне среднего.
В научной литературе приводятся достаточно обширные результаты промыслового внедрения НЗ, при этом в большинстве случаев пласты-коллекторы имеют хорошие фильтрационные свойства и без проведения ГРП на скважинах. Богатый опыт применения циклического заводнения терригенных отложений девона имеется на площадях Ромашкинского месторождения. Средняя проницаемость коллекторов составляет 0,344…0,448 мкм2. Также имеется опыт применения технологий нестационарного заводнения на месторождениях Казахстана со средней величиной проницаемости 0,045…0,378 мкм2. Диапазон изменения проницаемости по исследуемому пласту ЮВ12 Ново-Покурского месторождения составляет 0,002…0,200 мкм2, что повлекло за собой массовое применение ГРП на скважинах пласта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения. Опыт применения нестационарного заводнения на скважинах, стимулированных ГРП, в научной литературе практически не встречается, поэтому вопрос расчета эффективности мероприятий и насколько применимы традиционные методики оценки эффективности циклического заводнения [57] требуют дополнительного изучения. Для получения ответа рассмотрим основные параметры трещинной системы, возникающей в результате ГРП на скважинах пласта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения. На рисунках 4.4, 4.5 представлены результаты анализа изменения эффективности ГРП во времени, а также зависимости размеров зон трещиноватости приемистости нагнетательных скважин от забойного давления [59]. Из представленного рисунка 4.4 видно, что продолжительностью эффекта можно считать период около 5,5 лет, когда кратность увеличения продуктивности от 4,5 раза понижается до 1.
Исходя из этого, можно сделать вывод, что увеличение забойного давления выше 46 МПа вызывает интенсивное трещинообразование, значительные расходы закачиваемой воды в трещины, минуя пористую матрицу, и значительно уменьшает коэффициент нефтеизвлечения.
Обобщая данные за 5,5 лет отметим, что эффект от проведения ГРП практически полностью угасает, кроме того, размеры зоны трещиноватости (40…52 м на рисунке 4.5) намного меньше расстояния между скважинами (порядка 500 м) при устьевом давлении нагнетательных скважин в среднем 19 МПа. По данным дизайна ГРП на нагнетательных скважинах исследуемого участка длина трещин, образованных в результате гидроразрыва пласта, изменяется от 25 м (скв. № 193) до 115 м (скв. № 2050), что также намного меньше среднего расстояния между скважинами. Последний ГРП на нагнетательных скважинах исследуемого участка проводился в 2008 году, после ввода большинства добывающих скважин в работу прошло более 4 лет.
Таким образом, проанализировав совокупность критериев применимости НЗ в условиях пласта ЮВ12, можно сделать вывод, что по большинству признаков объект подходит под критерии выбора для нестационарного циклического заводнения, при этом применимость традиционных способов оценки эффективности внедрения циклического заводнения на пластах, испытавших ГРП, вполне обоснована.
Анализ сетки скважин данного участка показал, что наиболее предпочтительной схемой реализации нестационарного циклического заводнения в этом регионе является схема «через одну в ряд» [14]. Закачку воды осуществляют две группы скважин в противофазе друг другу в два симметричных полуцикла. В 1-ый полуцикл работы циклического заводнения на пласт ЮВ12 будут включены в работу скважины №№ 2051, 195 и 2007, во 2-ом полуцикле в работу включаются скважины №№ 2050, 814 и 193 (рисунок 4.3). План мероприятий по реализации схемы нестационарного заводнения на пласт ЮВ12 приведен в таблице 4.1. Закачку воды осуществляют две группы скважин в противофазе друг другу в два симметричных полуцикла. Длительность полуцикла составляет 20 суток. В первый полуцикл работают скважины №№ 2050, 814 и 193. Скважины №№ 2051, 195 и 2007 в это время остановлены. Во второй полуцикл работают скважины №№ 2051, 195 и 2007. Скважины №№ 2050, 814 и 193 остановлены. Затем цикл повторяется. Реагирующие добывающие скважины работают в прежнем режиме постоянной добычи нефти.
