Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор предшествующих исследований. Обоснование тематики диссертационной работы 9
1.1. Обзор предшествующих исследований 9
1.2. Обоснование тематики диссертационной работы 28
Глава 2. Обоснование технологических решений при разработке нефтяных залежей 34
2.1. Обоснование технологии применительно к разработке залежей нефти многозабойными скважинами 34
2.2. Влияние длин горизонтальных стволов на КИН при различных размерах исследуемого элемента пласта 44
2.3. Влияние режимов эксплуатации скважин на показатели разработки нефтяных залежей 49
2.4. Влияние коллекторских свойств на показатели разработки нефтяной залежи 51
2.5. Влияние свойств нефти на показатели разработки залежей нефти-...57
2.6. Влияние нефтенасыщенной толщины на показатели разработки нефтяных залежей 62
2.7. Исследование альтернативных систем размещения МЗС 65
2.8. Выводы к главе 2 70
Глава 3. Применение многозабойных скважин при разработке водонефтяных зон и залежей с подошвенной водой 72
3.1. Влияние местоположения горизонтальных стволов многозабойных скважин на показатели разработки 72
3.2. Влияние режима работы скважин на показатели разработки водонефтяных зон и залежей с подошвенной водой 77
3.3. Влияние коллекторских свойств пласта на показатели разработки водонефтяных зон и залежей с подошвенной водой 79
3.4. Влияние анизотропии коллектора на показатели разработки водонефтяных зон и залежей с подошвенной водой 82
3.5. Влияние неоднородности коллекторов на показатели разработки залежи с подошвенной водой 89
3.6. Влияние свойств нефти на показатели разработки водонефтяных зон и залежей с подошвенной водой 92
3.7. Влияние нефтенасыщенной толщины на показатели разработки водонефтяных зон и залежей с подошвенной водой 95
3.8. Альтернативные системы разработки ВНЗ на основе МЗС 98
3.9. Выводы к главе 3 101
Глава 4. Применение многозабойных скважин при разработке нефтегазовых залежей 102
4.1. Разработка нефтяных оторочек на режиме безгазовых дебитов 102
4.2. Особенности разработки нефтяных оторочек при сверхкритических дебитах 113
4.3. Влияние режима работы добывающих МЗС на показатели разработки нефтяных оторочек 121
4.4. Влияние остаточной нефтенасыщенности в газоконденсатной шапке на показатели разработки 124
4.5. Влияние коллекторских свойств на показатели разработки нефтяных оторочек 126
4.6. Влияние анизотропии коллектора на показатели разработки нефтяных оторочек 129
4.7. Влияние свойств нефти на параметры разработки нефтяных оторочек 131
4.8. Влияние нефтенасыщенной толщины на параметры разработки нефтяных оторочек 134
4.9. Альтернативные системы разработки нефтяных оторочек на основе МЗС 137
Выводы к главе 4 142
Основные результаты и выводы 145
Литература 147
- Обоснование тематики диссертационной работы
- Обоснование технологии применительно к разработке залежей нефти многозабойными скважинами
- Влияние местоположения горизонтальных стволов многозабойных скважин на показатели разработки
- Разработка нефтяных оторочек на режиме безгазовых дебитов
Введение к работе
Актуальность тематики исследований. В настоящее время нефть и газ являются важнейшими энергоносителями, обеспечивающими жизнедеятельность человечества. С каждым годом растет значение нефти в мировой экономике, что влечет рост ее добычи в мире. Но мировые запасы нефти не безграничны. Полнота извлечения нефти из пластов является в настоящий момент основной проблемой в нефтяной отрасли. Кроме того, на сегодня большинство оставшихся запасов углеводородного сырья относятся к трудноизвлекаемым. Они приурочены к залежам со сложным геологическим строением, низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, наличием разломов, газовых шапок, зон малых нефтенасыщенных толщин, водонефтяных зон, зон вблизи населенных пунктов, заповедников, водных источников и их санитарно-защитных зон, а также к арктическому шельфу. Доля таких запасов неуклонно возрастает. Поэтому актуальность поиска технологий, позволяющих ,, повысить коэффициент извлечения углеводородов, не вызывает сомнения. Одним из таких методов является применение технологии бурения многозабойных скважин (МЗС) и разработка месторождений на их основе.
В стране и за рубежом выполнено значительное число исследований, посвященных этой тематике. Но необходимо отметить, что в основном, это касается использования единичных МЗС и, как правило, при разработке месторождений на естественном режиме. Поэтому, с нашей точки зрения, имеется потребность в исследовании возможностей повышения эффективности процессов добычи нефти из отмеченных типов залежей нефти при реализации площадных систем разработки на основе МЗС.
Для решения проблем повышения эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемой нефтью имеется возможность привлечь современные методы компьютерного моделирования. Это позволяет, с одной стороны, учесть различные геолого-физические условия и факторы. С другой стороны,
удается избежать постановки сложных, а нередко и невыполнимых лабораторных и промысловых экспериментов.
Цель работы. Она состоит в обосновании, на основе 3D математических экспериментов, новых технологических решений и технологий разработки, с использованием многозабойных скважин применительно к чисто нефтяным и водонефтяным зонам в нефтяных месторождениях и нефтяных оторочек в нефтегазоконденсатных месторождениях. А также в анализе показателей эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, особенностей выработки запасов углеводородов в рассматриваемых типах залежей.
Основные задачи исследования. Они заключаются в следующем.
Обоснование эффективной технологии выработки запасов нефти из' чисто нефтяных зон (ЧНЗ) нефтяного месторождения.
Повышение эффективности извлечения нефти из водонефтяных зон (ВНЗ) нефтяного месторождения.
Обоснование технологических решений по выработке запасов нефти из нефтяных оторочек нефтегазовых залежей.
Анализ результатов крупномасштабных математических экспериментов в 3D многофазной постановке с целью изучения особенностей процессов разработки при использовании многозабойных скважин в чисто нефтяных зонах, водонефтяных зонах и нефтегазовых залежах.
Изучение влияния свойств пласта и флюидов, а также различных геолого-технологических мероприятий на показатели разработки ЧНЗ, ВНЗ и нефтяных оторочек.
Методы решения поставленных задач. Для решения поставленных задач использована современная методология решения задач теории фильтрации в 3D многофазной постановке. Она включает в себя проведение
крупномасштабных математических экспериментов, с использованием сертифицированных программных пакетов Eclipse 100 и Eclipse 200. Применительно к водонефтяным зонам применена известная математическая модель black oil. При анализе получаемых результатов использовано программное приложение Microsoft Excel с программами на Visual Basic.
Научная новизна. По мнению автора, она заключается в следующем.
На основе математических экспериментов впервые обоснованы технологические решения по вытеснению нефти водой к стволам горизонтальных многозабойных скважин в системах площадного заводнения, заключающееся в применении горизонтальных многозабойных нагнетательных скважин с соответствующей трассировкой её стволов.
В результате математических экспериментов обоснованы технологии повышения эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами в чисто нефтяных, водонефтяных зонах и нефтяных оторочках на основе площадных систем воздействия с многозабойными горизонтальными как добывающими, так и нагнетательными скважинами, приводящие к сокращению числа скважин и кустовых площадок при высоких коэффициентах извлечения нефти (КИН).
Выполненные крупномасштабные математические эксперименты на трехмерных моделях позволили выявить влияние различных факторов на показатели разработки чисто нефтяных зон, водонефтяных зон и нефтяных оторочек, что послужило основой для обоснования адекватных геолого-технологических мероприятий (ГТМ).
Практическая значимость. Она состоит в следующем. 1. На уровне патентной новизны предложен способ разработки нефтяных залежей на основе горизонтальных многозабойных добывающих и нагнетательных скважин, способствующий улучшению технико-
экономических показателей добычи запасов трудноизвлекаемой нефти. Получен патент РФ на изобретение № 2330156.
Выполненные исследования особенностей разработки месторождений углеводородов на основе многозабойных скважин позволили обосновать технологические решения по доставке энергетики к добывающим стволам многозабойных скважин, что открывает возможности для широкого внедрения не реализованных до последнего времени достоинств технологий сооружения многозабойных скважин.
Показано, что при отсутствии потребителей газа разработка нефтяных оторочек на основе многозабойных скважин при эксплуатации их в режиме безгазовых дебитов может быть экономически эффективной. При наличии потребителей попутно добываемого газа разработка с эксплуатацией многозабойных скважин при сверхкритических дебитах также может оказаться целесообразной.
Внедрение результатов исследований на конкретных месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти будет способствовать повышению эффективности их разработки.
Защищаемые положения. Это технологические решения и технологии разработки на основе многозабойных добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальными стволами и соответствующей их трассировкой в площадных системах заводнения применительно к
чисто нефтяным зонам,
водонефтяным зонам,
нефтяным оторочкам нефтегазовых залежей.
Внедрение результатов исследований. Результаты выполненных исследований переданы ООО «СахалинНИШтморнефть», и частично реализованы в Проекте разработки месторождения Катангли, о чём свидетельствует справка о принятие их во внедрение.
Апробация работы. Результаты исследований доложены на
научных семинарах лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН, а также общеинститутском семинаре ИПНГ РАН,
международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи», Москва, 21-23 марта, 2007г.
Публикации. По результатам исследований опубликованы три статьи, в журналах входящих в перечень ВАК, доклад на международной конференции, получен патент РФ на изобретение с регистрационным номером № 2330156. Результаты исследований позволили также стать соавтором коллективно опубликованной книги.
Благодарности. Автор глубоко признателен профессору С.Н.Закирову за научное руководство. Автор также выражает свою благодарность всем сотрудникам лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН и коллегам по работе в КНТЦ ОАО "НК "Роснефть" за внимание, помощь и поддержку в ходе работы над диссертацией.
Обоснование тематики диссертационной работы
В настоящее время актуальными для нефтедобывающего комплекса страны являются проблема рациональной разработки уже частично выработанных и обводненных месторождений и проблема эффективного из углеводородов из залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Например, с начало разработки месторождений Татарстана отобрано более 80% начальных извлекаемых запасов. И сейчас из года в год идет повышение доли выработки трудноизвлекаемых запасов, в 2006 году она составила 47% И Разработка малоэффективных залежей/зон с трудноизвлекаемыми запасами требует применения новых методов нефтедобычи, способных обеспечить повышенную производительность скважин, увеличение коэффициента охвата запасов.
Значительная часть запасов углеводородов (от 20 до 50%) крупных месторождений сосредоточена в водонефтяных зонах (ВНЗ). Эффективность разработки ВНЗ не высока, для них характерны большие объемы попутно-добываемой воды, более низкие коэффициенты извлечения. Поэтому они отнесены к объектам с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В настоящее время опубликовано значительное количество работ, в которых решаются вопросы выбора оптимальной системы разработки, плотности сетки скважин, условий отключения обводнившихся скважин при разработки ВНЗ [1, 13, 19, 25, 29, 33, 34, 35, 36,38, 39, 41, 42, 43, 55, 62, 67, 89, 102]. Рассмотрены вопросы влияния на параметры разработки ВНЗ неоднородности и прерывистости продуктивных пластов, литолого-физических свойств коллекторов, свойств насыщающих флюидов, систем разработки, темпов разбуривания.
Разработка пластов с низкой проницаемостью с каждым годом становится все более актуальной. Основная проблема при разработке таких залежей связана с трудностью обеспечения выработки их запасов в приемлемые, экономически оправданные сроки. Низкие коэффициенты извлечения и малые темпы отбора углеводородов, как при разработке на естественном режиме, так и при их заводнении, свидетельствуют о сложности и актуальности решения этих проблем. В ближайшем будущем начнется активная разработка, подтвержденных геологоразведочным работам, промышленных запасов нефти и газа на арктических шельфах нашей страны. Принимая во внимание особенности освоения месторождений в этом регионе все большую актуальность приобретает поиск технико-технологических решений по проектированию и строительству скважин, целью которых является снижение капитальных затрат и увеличение нефтеотдачи пластов. Указанной тенденции удовлетворяет бурение МЗС. Несмотря на использование традиционных техники и технологий строительства таких скважин, по-прежнему существуют проблемы, снижающие эффективность их использования.
Освоение новых месторождений и строительство крупных нефтегазодобывающих комплексов ведется в настоящее время в таких природно-климитических зонах, которые характеризуются повышенной экологической уязвимостью и неустойчивостью .к техногенным нагрузкам (это, в частности, субарктические и арктические районы европейского Севера, и Западной и Восточной Сибири).
Текущее состояние и ближайшие перспективы в стране таковы, что традиционный подход к разбуриванию вертикальными скважинами во многих районах экономически не эффективен, а иногда и не возможен по экологическим требованиям. Поэтому число скважин с горизонтальным окончанием постоянно растет. Однако лишь около 42 % пробуренного фонда ГС в России соответствуют ожидаемым от них технико-экономическим показателям. Хотя использование геолого-технологических моделей и повышает эффективность их использования .Очевидно, что использование МЗС позволяет: разрабатывать несколько объектов (отдельные коллектора, изолированные блоки с разломами, песчаные тела хорошего качества); разрабатывать объекты небольшого размера (нефтяные линзы, блоки, ограниченные проводящими разломами), что позволит ограничить длину горизонтального участка и обеспечит высокую продуктивность в ограниченном пространстве; изменять зоны дренирования, что будет способствовать улучшению эффективности площадного охвата; в случае сложной многопластовой залежи с разной продуктивностью у разных слоев позволят улучшить охват по толщине; дают «вторую» жизнь для бездействующих и обводненных скважин многоствольной зарезкой боковых стволов, что позволит увеличить продуктивность и выработку подвижных запасов; учитывать геологию пласта (вскрытие глинистых перемычек, проникновение в естественные трещины), что приведет к увеличению продуктивности; влиять на добычу воды и газа (отдаление от разломов/трещин, снижение депрессии, оттягивание образования конусов), что снизит затраты на утилизацию воды и газа; использование МЗС или зарезка БС из существующих вертикальных скважин в качестве нагнетательных позволит увеличить приемистость, улучшит площадь охвата и охвата по мощности. Главное преимущество МЗС заключается в создании максимальной площади контакта с продуктивным пластом, приводящее к увеличению площади дренирования скважины и снижению депрессии на пласт. Поэтому эта технология предпочтительна для разработки месторождений содержащих тяжелые нефти, имеющих низкую проницаемость или естественную трещиноватость, тонкослоистые коллектора или многослойные залежи, истощенных залежах, или с низким пластовым давлением.
Обоснование технологии применительно к разработке залежей нефти многозабойными скважинами
При моделировании элемент пласта аппроксимирован сеточной областью с размерностью 100 100 15 элементарных ячеек. Размеры ячеек по горизонтали равняются 25 25 м, по вертикале — 1 м. Балансовые запасы исследуемого элемента составляют 11606 тыс. м3 нефти.
Коэффициенты пористости и начальной нефтенасыщенности равняются 0.2 и 0.8 соответственно. Проницаемость вдоль осей X и Y имеет значение 0.1 мкм2 вдоль вертикальной оси Z равняется 0.01 мкм2 . Начальное пластовое давление, давление насыщения и пластовая температура — 30.0 МПа, 15.0 МПа, 70 С соответственно. Вязкость и плотность нефти и воды в пластовых условиях соответственно составляют 3.3 мПа с, 0.6 мПа с, 750 кг/м3, 1020 кг/м3. Плотность нефти в поверхностных условиях - 860 кг/м3. Газосодержание равняется - 116 м /м , объемный коэффициент нефти — 1.29. Коэффициент сжимаемости породы составляет 4 10" 1 /МПа, воды -5.34 10"6 1/МПа. (см. табл.1.) Относительные фазовые проницаемости для нефти и воды задавались из условия пороговой водонасыщенности равной 20 % и остаточной нефтенасыщенности - 20 % (см. рис.6). Относительные фазовые проницаемости для нефти и газа задавались из условия пороговой газонасыщенности равной 10% и остаточной нефтенасыщенности — 20% при остаточной водонасыщенности 20% (см. рис.7).
Расчеты проводились до минимального допустимого дебита нефти равного 1 м3/сут для вертикальных скважин и 2 м /сут для многозабойных или до максимальной обводненности равной 98 %. При достижении одного из этих ограничений добывающая скважина отключалась. При отключении всех добывающих скважин расчет прекращался.
На исследуемом элементе проведено 11 экспериментов заключающихся в исследовании влияния типа эксплуатационных скважин, длин горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин и использования пилотных стволов. Их описание приведено ниже. 1. Все эксплуатационные скважины в элементах разработки вертикальные (см. рис.8). Добывающие скважины вскрывают 13 м от кровли пласта. Нагнетательная скважина вскрывает 10 м от подошвы пласта. Режим эксплуатации скважин здесь и в дальнейшем будет характеризоваться следующим образом: добывающие скважины эксплуатируются при заданном забойном давлении 25.0 МПа. Забойное давление в нагнетательной скважине — не выше 45.0 МПа при компенсации отбора жидкости закачкой воды не более 100 %. Ввод скважин в эксплуатацию происходит в течение 6 лет. (см. рис.8). Размеры отдельных элементов 500 500 м, как в традиционных площадных системах. 2. Добывающие скважины в элементах разработки — горизонтальные. Горизонтальный ствол протяженностью 200 м проходит в 4.5 м от кровли пласта. Вертикальная нагнетательная скважина вскрывает 10 м от подошвы пласта. Ввод скважин происходит в течение 10 лет (см. рис.9). 3. Все эксплуатационные скважины в рассматриваемом элементе пласта сооружаются в варианте многозабойных (см. рис.10). Горизонтальный ствол многозабойных добывающих скважин протяженностью 250 м проходит во всех экспериментах в 4.5 м от кровли пласта. Стволы многозабойных добывающих скважин во всех последующих экспериментах размещаются на боковых гранях элемента пласта. Каждый горизонтальный ствол многозабойной нагнетательной скважины протяженностью 500 м проходит во всех экспериментах в 3.5 м от подошвы пласта. Стволы многозабойной нагнетательной скважины направляются в сторону углов элемента пласта, который здесь становиться элементом системы разработки. Ввод скважин в данном и в последующих экспериментах — одновременный. 4. Здесь и далее эксплуатационные скважины сооружаются в варианте многозабойных. Для краткости, варианты характеризуются лишь длинами горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин следующим образом. А именно, в данном варианте - 500 м для добывающих и 500 м для нагнетательных скважин (см. рис.10). 5. Длины горизонтальных стволов 750 м - для добывающих и 500 м - для нагнетательных скважин. 6. Длины горизонтальных стволов 1000 м - для добывающих и 500 м - для нагнетательных скважин. 7. Длины горизонтальных стволов 750 м - для добывающих и 250 м - для нагнетательных скважин. 8. Длины горизонтальных стволов 750 м - для добывающих и 750 м - для нагнетательных скважин. 9. Длины горизонтальных стволов 750 м - для добывающих и 1000 м - для нагнетательных скважин. 10. Аналогичен варианту 7, но в работе участвуют пилотные стволы, они вскрывают всю нефтенасыщенную толщину как в случае многозабойных добывающих, так и нагнетательных скважин (см. рис.11).
Влияние местоположения горизонтальных стволов многозабойных скважин на показатели разработки
Естественно, что при исследованиях данной главы принимаются во внимание полученные в предыдущих разделах результаты. В частности, из рассмотрения исключены варианты с ВС. Так как и опыт разработки уже давно выявил их низкую эффективность при наличии подошвенной воды. Эксперименту подвергнут элемент пласта (разработки) расположенный в водонефтяной зоне (ВНЗ) нефтяного месторождения. Прогнозные гидродинамические расчеты осуществлялись в 3D трехфазной (нефть - вода — растворенный в нефти газ) постановке. В качестве объекта исследования рассматривался элемент с размерами 2500 2500 25м (рис. 22), Нетрудно видеть, что при традиционных подходах на основе ВС, да и ГС, никто не помышлял элемент пласта указанных размеров рассматривать в качестве элемента разработки. Даже при допущении однородности коллекторских свойств. При моделировании элемент разработки аппроксимирован сеточной областью размерностью 100 100 25 элементарных ячеек. Размеры ячеек по латерали равняются 25 25 м, по вертикали - 1м. Балансовые запасы исследуемого элемента составляют 14995 тыс. м нефти. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности равняются 0.2 и 0.8 соответственно. Проницаемость вдоль осей X и Y имеет значение 0.100 мкм , вдоль вертикальной оси Z равняется 0.010 мкм2. Начальной пластовое давление, давление насыщения и пластовая температура - 30.0 МПа, 15.0 МПа, 70 С соответственно. Вязкости и плотности нефти и воды в пластовых условиях соответственно составляют 3.3 мПа с, 0.6 мПа с, 750 кг/м , 1000 кг/м3 соответственно. Газосодержание равняется - 116 м3/м3, объемный коэффициент нефти - 1.29. Коэффициенты сжимаемости породы и воды равняются 4 10"6 1/МПа и 5.34 10"6 1/МПа соответственно. Относительные фазовые проницаемости приняты аналогично используемым в главе 2, рис. 6 и 7. Расчеты проводились до минимального дебита нефти равного 2 м /сут на скважину или до максимальной обводненности в 98%. При достижении одного из этих ограничений добывающая скважина отключалась. При отключении всех добывающих скважин расчет прекращался. стволов добывающих скважин — в верхней части нефтенасыщенной толщи. Поэтому запланированная серия экспериментов заключалась в исследовании влияния на технологические показатели местоположения горизонтальных стволов многозабойной нагнетательной скважины. На исследуемом элементе проведено 8 экспериментов при следующих условиях. 1. Размер элемента 2500 2500 25 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины протяженностью 250 м проходит в 2.5 м от кровли пласта. Горизонтальный ствол добывающей скважины протяженностью 750 м располагается в 2.5 м от кровли пласта. Пилотный ствол нагнетательной скважины вскрывает всю нефтенасыщенную толщу. Пилотный ствол добывающей скважины вскрывает 15 м от кровли. Добывающие скважины эксплуатируются при заданном забойном давлении — 10.0 МПа. Нагнетательная скважина эксплуатируется при забойном давлении не выше 45.0 МПа и/или компенсации отбора жидкости закачкой воды равной 1. Ввод скважин во всех вариантах - одновременный (см. рис. 11). 2. Аналогичен 1 варианту, но горизонтальные стволы нагнетательной скважины проходят в 5.5 м от кровли пласта. Варианты 3 — 6 аналогичны варианту 1, отличие заключается в том, что горизонтальные и нагнетательные стволы размещаются в 8.5 м, 11.5 м, 14.5 м, 17.5 м от кровли пласта. В 7 варианте нагнетательные стволы располагаются на ВНК, а в 8 варианте — в 1.5 м под ВНК. Результаты расчетов представлены в табл. 12 и на рис. 23 и 24. При изменении расположения горизонтальных стволов нагнетательной скважины от кровли к водонефтяной зоне происходит улучшение большинства технологических показателей. Так КИН в варианте 1 с прикровельным расположением стволов нагнетательной скважины, достигает величины 0.621. В варианте 7 значение КИН возрастает до 0.654 (см. рис. 23). При углублении стволов нагнетательной скважины растут начальные дебиты по нефти. При этом несколько возрастает конечный водонефтяной фактор. На срок разработки данные изменения практически не влияют.
Разработка нефтяных оторочек на режиме безгазовых дебитов
Одним из негативных факторов, снижающих эффективность разработки нефтяных оторочек, являются газовые конуса и соответственно - загазование добываемой продукции. Избежать загазования добываемой нефти прорывным газом газоконденсатной шапки можно при эксплуатации скважин с критическими безгазовыми дебитами [54]. В эпоху вертикальных скважин такие дебиты скважин по нефти оказывались нерентабельными. Поэтому разработка нефтегазоконденсатных залежей осуществлялась при сверхкритических дебитах скважин. Увеличению дебитов по нефти может способствовать эксплуатация скважин при контролируемой загазованности добываемой продукции — при режимах заданного газового фактора [124]. Такой режим эксплуатации скважин ОАО «Лукойл» заложил в проектный документ для месторождения им. Ю.Корчагина на шельфе Каспийского моря [65].
Появление горизонтальных скважин изменило ситуацию. Впервые была показана целесообразность и успешно реализована добыча нефти из нефтяных оторочек месторожедения Тролл на основе горизонтальных скважин и эксплуатации их в режиме безгазовых дебитов. Этому способствовали два обстоятельства - использование в качестве добывающих протяженных горизонтальных скважин, - высокие коллекторские свойства (проницаемость около и более 5 Дарси) [30 , 37 , 112]. Отличительной особенностью соответствующей технологии разработки является добыча нефти в режиме истощения пластовой энергии. Основанием для этого были значительные запасы газа в газоконденсатной шапке (в каждом из изолированных блоков). В [30] показывается, что режим безгазовых дебитов может реализовываться и на отечественных месторождениях. Особенно если его дополнить процессом поддержания пластового давления. Известно, что особая привлекательность режима безгазовых дебитов имеет место при разработке месторождений шельфа. А также при значительных конденсатогазовых факторах газа в газоконденсатной шапке. В данной работе основное внимание в предпринятых исследованиях уделено возможности и целесообразности использования многозабойных скважин при добыче нефти из нефтяных оторочек. Объектом рассмотрения выбрана площадная система воздействия, как наиболее предпочтительная при разработке нефтяных оторочек. Развиваемый подход, как показано в [40], оказался эффективным применительно к нефтяным залежам. Вследствие рассмотрения площадных, симметричных систем воздействия, эксперименты выполнены на четверти элемента, расположенного в подгазовой зоне нефтегазового месторождения с подстилающей водой. Прогнозные гидродинамические расчеты осуществлялись в 3D трехфазной (нефть — вода — растворенный в нефти газ — свободный газ) постановке. В качестве объектов исследования рассматривались элементы с размерами 2000 2000 50м, 1000 1000 50м и 500 500 50м соответственно. При моделировании четверть элемента разработки аппроксимирована сеточной областью размерностью 40 40 25 элементарных ячеек. Размеры ячеек по латерали изменялись от 25 25 м для элемента 2000 2000, до 12.5 12.5 м для элементов 1000 1000 и 500 500. По вертикали размеры ячеек изменяются от 1 м, на контактах фаз, до 5 м, в зонах максимально удаленных от флюидальных контактов (см. рис.34). Коэффициенты пористости и начальной нефте - газонасыщенности равняются 0.2, 0.8 и 0.8 соответственно. Проницаемость вдоль осей X и У составляет 0.100 мкм\ вдоль вертикальной координаты Z равняется 0.010 мкм2. Начальное пластовое давление, давление насыщения и пластовая температура следующие 30.0 МПа, 30.0 МПа, 70 С соответственно. Вязкость и плотность нефти и воды в пластовых условиях составляют 3.0 мПа с, 0.6 мПа с, 750 кг/м3, 1000 кг/м3 соответственно. Газосодержание равняется - 116 м3/м3, объемный коэффициент нефти - 1.27. Коэффициент сжимаемости породы и воды равняются 4 10"6 1/МПа и 5.34 10 6 1/МПа соответственно (табл. 22). Относительные фазовые проницаемости для нефти, газа и воды представлены на рисунках 6 и 7. Расчеты проводились до минимального дебита нефти равного 2 м3/сут на скважину или до максимальной обводненности в 98 %. При достижении одного из этих ограничений добывающая скважина отключалась, и расчет прекращался. Исследованию подвергнуты следующие варианты. 1. Размер элемента 2000 2000 50 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины протяженностью 250 м проходит на отметке 2524.5 м, в 11 м от ГНК и 10 м от ВНК. Горизонтальный ствол добывающей скважины протяженностью 750 м размещается аналогично нагнетательной скважине. Добывающие стволы начинают эксплуатироваться при депрессии на пласт в 1.0 МПа. Каждый раз после прорыва газового конуса (гребня) и увеличения газового фактора на 10 % по отношению к начальному, т.е. до 128 м /м , дебит по жидкости снижается. Таким путём поддерживается практически безгазовый режим эксплуатации добывающих скважин. В нагнетательную скважину закачка воды производится в режиме компенсации отбираемых флюидов с коэффициентом компенсации равным единице. Ввод скважин во всех вариантах — одновременный (см. рис. 35). Запасы нефти элемента составляют 10012 т.м3, газа - 4643 млн.м3.
Похожие диссертации на Повышение эффективности разработки месторождений углеводородов на основе многозабойных скважин
