Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ основных причин обводнения скважин 8
1.1. Возможные причины поступления посторонних вод в скважину 8
1.1.1. Обводнение добывающих скважин за счет подтягивания конуса подошвенных вод 9
1.1.2. Обводнение скважин, связанное с заколонными перетоками 14
1.1.3. Обводнение скважин нагнетаемыми водами в процессе ПІІД 17
1.1.4. Обводнение скважин через негерметичности эксплуатационных колонн 18
1.2. Исследование процесса конусообразования 21
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1 33
2. Методы принятия решений по определению обводнения скважин 34
2.1. Промыслово-геологические исследования скважин 34
2.2. Графический метод анализа 36
2.2.1. Характеристики обводнения скважин 38
2.2.2. Типы характеристик обводнения 41
2.2.3. Определение путей поступления воды в добывающие скважины .45
2.3. Определение путей обводнения скважин при помощи экспертной оценки геологических и промысловых данных 49
2.4. Нечеткие алгоритмы принятия решений 52
2.4.1. Формализация процедур принятия решения при планировании геолого-технических мероприятий и видов ремонтных работ 55
2.4.2. Карты целесообразности проведения ГТМ («алгебра карт») 58
2.5. Применение экспресс-метода определения причин обводнения скважин 61
ЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2 73
3. Разработка экспресс-метода принятия решения по проведению гтм на основе классификационных схем 74
3.1. Классификационные схемы 74
3.2. Комплексный подход к обоснованию бурения боковых стволов 83
3.2.1. Применение экспресс-метода определения скважин-кандидатов для бурения боковых стволов 88
ВЫВОДЫПО РАЗДЕЛУ 3 131
4. Оценка технологической эффективности ремонтных работ по зарезке бокового ствола в нефтяных скважинах (кр6) 112
4.1. Методика расчета экономических показателей эффективности проведения зарезки бокового ствола 114
4.2. Расчет показателей экономической эффективности 116
4.3. Обоснование критериев оценки эффективности ремонта скважин 124
4.4. Коэффициент экономической эффективности проведения капитального ремонта скважин 125
4.5. Оценка экономической эффективности реконструкции скважины, зарезкой бокового ствола с целью ограничения водопритоков 126
Выводы по разделу 4 127
Основные выводы и рекомендации 128
Приложение а 129
Список использованных источников.. 131
- Обводнение скважин нагнетаемыми водами в процессе ПІІД
- Определение путей обводнения скважин при помощи экспертной оценки геологических и промысловых данных
- Применение экспресс-метода определения скважин-кандидатов для бурения боковых стволов
- Коэффициент экономической эффективности проведения капитального ремонта скважин
Введение к работе
Актуальность проблемы. В настоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири, введенных в эксплуатацию в 60-80-е годы прошлого столетия, находятся на заключительной стадии разработки, однако именно на этих месторождениях добывается около 70 % российской нефти.
Значительные запасы нефти сосредоточены в водонефтяных зонах, где обводненность по основным эксплуатационным объектам достигает 90-95 %, что отрицательно сказывается на величине коэффициента нефтеотдачи. Месторождения характеризуются неравномерным распределением запасов и их извлечением, изменяется структура запасов нефти в сторону их ухудшения. Эксплуатация месторождений осуществляется скважинами различной производительности, более 40 % которых в настоящее время нуждается в капитальном ремонте. При этом наиболее остро стоит проблема высокой (преждевременной) обводненности продукции скважин.
Известно, что рациональное применение технологий ограничения водопритоков может значительно повысить эффективность разработки месторождений. Однако эффективность таких технологий недостаточно высока из-за отсутствия комплексных методов диагностики причин обводнения и подбора скважин для проведения в них геолого-технических мероприятий (ГТМ). Успешность применения технологии ограничения водопритоков определяется степенью достоверности подбора скважин на участках с соответствующими геологическими и гидродинамическими характеристиками. Поэтому дальнейшее совершенствование технологии ограничения водопритоков для месторождений на поздней стадии разработки путем создания и применения обоснованных методик диагностики и подбора кважин продолжаетоставаться актуальнойзадачей.
Цель работы. Разработка экспресс-метода диагностики добычи и выбора скважин для эффективного проведения работ по ограничению водопритоков.
I
Основные задачи исследований
Анализ основных причин обводнения скважин, эксплуатируемых на нефтяных месторождениях Западной Сибири, находящихся на поздней стадии разработки.
Разработка экспресс-метода диагностики скважин для определения основных причин обводнения их продукции.
Разработка методики планирования геолого-технических мероприятий и ее реализация на примере технологии зарезки боковых стволов в условиях поздней стадии разработки месторождения.
Проведение сравнительной технико-экономической оценки эффективности капитального ремонта по зарезке боковых стволов с целью ограничения водопритоков в добывающих нефтяных скважинах.
Научная новизна выполненной работы
Выявлены основные причины обводнения добывающих скважин, анализ и классификация которых необходим для успешного осуществления технологий по ограничению в них водопритоков.
Разработан экспресс-метод диагностики скважин с* целью определения причин их обводнения, учитывающий комплексное использование «априорной информации», методов нечетких множеств и графических методов исследования.
Разработана методика статистического анализа, основанная на -построении «древа» классификации, результатом которой является оптимальный выбор скважин для проведения мероприятий по ограничению водопритоков.
С использованием, предлагаемых классификационных схем получена аналитическая зависимость начального дебита «уплотняющих» сеток скважин от величины вероятности благоприятного выбора скважин для зарезки боковых стволов, которая позволяет прогнозировать их работу при и обеспечения снижения обводненности продукции.
Практическая ценность и реализация
Предлагаемый метод классификационных схем по трансформации системы разработки на примере выбора и применения технологии зарезки боковых стволов претендует на универсальность, что позволяет рекомендовать его на начальном этапе принятия решений по совершенствованию систем разработки нефтяных месторождений.
Предложенная методика выбора скважин для зарезки боковых стволов позволяет в первом приближении выбрать наиболее оптимальный вариант трансформации системы разработки. ^^^^
Основные положения диссертационной работы реализованы при составлении следующих регламентирующих документов: «Регламент по подбору скважин для проведения зарезки боковых стволов на месторождениях ТИП «Урайнефтегаз» ОАО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», «Регламент по подбору скважин для проведения зарезки боковых стволов на Федоровском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз». Результаты исследований вошли составной частью в проектные технологические документы по разработке месторождений ТПП «Урайнефтегаз» ОАО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь».
Апробация результатов исследований. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Региональной научно-практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005 г.); Региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии нефтегазовому региону» (Тюмень, 2006 г.); Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2006 г.); 1-ой Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при Тюменском государственном ефтегазовом университете Society Of Petroleum Fngineers (SPE) «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.); «8- ом Конкурсе ОАО «ЛУКОЙЛ» на лучшую научно-техническую разработку молодых ученых и специалистов за 2006» (Тюмень, 2007 г.); Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень. 2007 г.). l^V*
Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, заключения, списка использованных источников, включающего 107 наименований, приложения. Изложена на 141 странице машинописного текста и содержит 71 рисунок, 5 таблиц.
Обводнение скважин нагнетаемыми водами в процессе ПІІД
Основная часть закачиваемой в пласт воды расходуется на замещение нефти, в то время как другая поступает к добывающим скважинам по промытым каналам.
Такая ситуация характерна для неоднородных пластов. Например, в слоисто-неоднородных пластах первыми обводняются пропластки с высокой проницаемостью, в других еще продолжается вытеснение нефти водой. Извлечение нефти из слоистых пластов характеризуется низкой нефтеотдачей и высокой обводненностью. Кроме того вертикальной пласт характеризуется площадной неоднородностью, строение которой можно представить в виде хаотически расположенных линз с малой проницаемостью, окруженных протяженными каналами (рукавами или протоками) с более высокой проницаемостью [21]. При этом часть жидкости может попасть в соседнюю линзу, предварительно перейдя в канал, в то время как друга часть жидкости в канале способна поступать в любую его точку, минуя при этом линзы. Суммарная площадь каналов может быть больше общей площади линз и тогда основная часть эксплуатационного фонда скважин вскрывает именно каналы. Поэтому запасы нефти, содержащиеся в них, вовлекаются в разработку в первую очередь, а нефть из линз, по мере снижения пластового или порового давления в зонах отбора, перетекает в каналы. С повышением давления в каналах при закачке воды возможен и обратный переход нефти или воды из каналов в линзы. Такая модель характерна для дельтовых отложений, где роль линз выполняют «палеоостровки», а роль каналов - «протоки» между ними в русле реки, образующие рукава- «палеодельты» [48]. Площадная неоднородность описанного типа обусловлена не только геологическими процессами в ходе седиментации осадков и тектонических подвижек, но и техногенными процессами при нагнетании в пласт воды под давлением, превышающем давление разрыва пласта. Тогда вокруг нагнетательных скважин формируются, высокопроницаемые каналы, которым преимущественно движется вода в стороігу добывающих скважин, в то время как между каналами остаются целики малоподвижной нефти [63]. Наличие каналов высокой проводимости в заводненном пласте подтверждается трассерными исследованиями, проведенными на многих месторождениях [45]. Кроме того достаточно достоверно установлено, что вероятность образования каналов высокой проводимости увеличивается; с повышением давления нагнетания [5].
Вышеперечисленные факты положены в основу струйной теории вытеснения нефти водой [47]. Возникновению струйного течения способствует образование техногенных трещин вокруг нагнетательных скважин в результате самопроизвольно возникающего неуправляемого ГРПі Часто при устьевых давлениях нагнетания 9,ОМ2,0 МПа уже наблюдается изгиб индикаторных линий в сторону оси дебитов, свидетельствующий о начале трещинообразования. При этом выявляется тенденция снижения давления разрыва с увеличением проницаемости пласта. На практике для предупреждения разрыва на устьях нагнетательных скважин устанавливаются штуцера [49]. настоя ідеє время в бездействующем фонде в Западно-Сибирском регионе находится достаточно большое количество добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатация которых прекращена из-за егерметичности обсадных колонн.
Такие скважины являются потенциальными источниками загрязнения вышележащих горизонтов с пресными водами, и поэтому объективно требуют обследования и проведения капитальных ремонтов. Основными причинами нарушения герметичности колонн являются: низкое качество цементирования, отсутствие сцепления цементного камня с обсадной колонной, глушение скважин при давлениях, выше давлений опрессовки, разгерметизация в муфтовых соединениях, особенно в интервалах интенсивного набора кривизны, коррозия металла и другие технологические причины [4]. Например, известно, что все виды перфорации часто приводят к разрушению обсадных колонн и к ухудшению состояния цементного кольца за ними. После опрессовки обсадной колонны,, как правило наблюдается нарушение ее контакта с цементным камнем. При этом наибольшее нарушение контакта отмечено в интервалах пластов с высокой-проницаемостью и кавернами [881.
Чаще всего интервалы нарушений герметичности эксплуатационной колонны находятся на глубинах 500-1600 м, где залегают высокопроницаемые водонасышенные песчаники. В этих условиях. приемистость скважин в интервалах не герметичности высока и составляет не менее 600-1000 м3/сут. при давлениях 2,0-3,0 МПа [62].
Преждевременное обводнение скважин существенно снижает конечную нефтеотдачу, отрицательно влияет на рациональное использование-пластовой энергии залежей, вызывает большие непроизводительные затраты на добычу, транспорт попутной воды, предотвращение коррозии промыслового оборудования и солеотложений.
В этих условиях водоизоляционные работы по ограничению водопритоков способствуют наиболее полной выработке продуктивных пластов и сокращению количества воды, попутно извлекаемой с нефтью. /\пя разработки рациональных мероприятий по снижению обводненности и получения эффективных результатов необходимо установить основные причины, по которым обводнилась скважина.
Определение путей обводнения скважин при помощи экспертной оценки геологических и промысловых данных
Следует отметить, что не все данные поддаются процедурам формализации. Известно, что каждая причина обводнения скважины имеет свой определенный характер, отражающийся на графиках динамики обводненности продукции, по которым можно судить о виде водопритока.
Например, если происходит плавное изменение уровня обводненности (рисунок 20а), то возможно образование водяного конуса. В противном случае, если изменение скачкообразное(рисунок 206), то это свидетельствует об отсутствии герметичности цементного кольца в заколонном пространстве.
Подобный вид информации достаточно сложно представить в математической форме, поэтому первым подтверждающим фактором в установлении путей проникновения воды на забои добывающих скважин является экспертная оценка.
В ходе экспертной оценки, как правило, строится карта контактности запасов (запасы, контактирующие с водой по отношению к общим запасам), го экранг но для этого необходимо знать минимальную толщину глинистого экрана, при котором темп обводнения минимальный (то есть толщину, при которой глинистый экран не прорывается).
Для построения карты контактности запасов может применяться метод интерполяции - так называемый «метод инверсии расстояний» с тремя влияющими точками.
результатам экспертной оценки строится совмещенная карта контактности запасов месторождения, межслойных толщин (глинистого экрана), обводненности скважин (выделяются зоны с обводненностью продукции свыше 50%) и выделяются скважины с конусом пластовой воды (рисунок 22).
Распределение толщин глинистого экрана (м) - скважина с конусом пластовой воды Рисунок 22 - Совмещенная карта контактности (ед.) и толщины глинистого экрана (м) с отображением скважин с конусом пластовой воды
Как правило, принятие решений при управлении процессами разработки нефтяных месторождений (в частности, при определении желательности проведения или при оценке эффективности того или иного олого-технического мероприятия) не может быть произведено с помощью одного критерия (показателя эффективности). Так, при рассмотрении вопроса об остановке в высокообводненных скважинах следует принять во нимание не только величину обводненности продукции, но также гидродинамические последствия, связанные с перераспределение» фильтрационных потоков воды и возможным «запечатыванием» запасов-нефти. Анализ промысловых данных показывает, что часто эффективность ОПЗ скважин существенно зависит от большего числа геолого— геофизических (степень неоднородности пласта по разрезу, доля наиболее продуктивного прослоя в общей продуктивности) и промыслово— технологических (дебит нефти, обводненность продукции, темпы изменения дебитов нефти и жидкости) факторов, учет которых необходим при выборе скважин для проведения мероприятий.
Применение экспресс-метода определения скважин-кандидатов для бурения боковых стволов
В соответствии с рассмотренным комплексным подходом (пункт 3.2.) для проведения классификации, а также для построения распределения вероятностей выбора скважин, благоприятных для бурения бокового ствола, были выбраны следующие признаки: высокая плотность остаточных извлекаемых запасов; высокая плотность нсвовлекаемых запасов нефти; низкая контактность запасов; большая начальная нефтенасыщенная мощность; большая мощность фации; высокая текущая нефтенасыщенность; низкая макронеоднородность.
Каждая совокупность параметров была приведена к безразмерному виду по формуле (20), а значения параметров разбиты на две группы: [0..0,5] и (0,5.. 1]. В расчетах участвовали сведения о работе 608 скважин, из которых 42 случаях была получена максимальная сумма уровней, что соответствует максимальной вероятности благоприятного выбора.
Природные резервуары сложены песчаными телами, которые образовывались в различных обстановках осадконакопления и в зависимости рования пе от этого имеют различную форму поперечного сечения, отличаются-внутренним строением (текстурой и струкгурой), характером контактов с подстилающими и покрывающими осадками, строением зон выклинивания, закономерностями пространственного размещения. Эти признаки были использованы для реконструкции условий формирования песчаных тел объекта АВ1-2 Вать-Еганского месторождения.
Важным дополнением в определении условий осадконакопления явилось изучение вещественного состава кернового материала, выборка которого достаточно обширна для пласта АВ1-2 по разрезу и по простиранию. Реально, в составе данного объекта, по- всему разрезу часто встречается углистый материал в виде детрита и прослоек угля. Известно, что наличие угля характерно для аллювиальной обстановки осадконакопления, что объясняет природу пластов, формирующих исследуемый объект. В некоторых образцах керна пласта АВ1-2 (в нижней его части) встречаются раковины моллюсков, что характерно для морской обстановки. Отсюда можно сделать предположение, что данный пласт формировался в переходных условиях седиментации.
Для получения более конкретного ответа о происхождении тел-коллекторов были использованы данные геофизических исследований скважин, а именно результаты метода произвольной самополяризации (ПС). В качестве дополняющего материала применялись результаты индукционного каротажа (ИК); потенциал-зонда (ПЗ), бокового (БК) и гамма-каротажа (ГК).
Электрометрическая модель данного тела представлена аномалией кривой С, расположенной в зоне отрицательных отклонений в виде
На объекте АВ1-2 было выделено мощное геологическое песчаное тело, имеющее вытянутую форму, напоминающую русло реки. прямоугольника, с горизонтальными кровельной и подошвенной ЛИНИЯ] Боковая линия вертикальная и гладкая, иногда рассеченная (рисунок 46а). Остальная часть разреза характеризуется сильнорасчлененньтми и низкопесчанистыми образованиями, которые обладают ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами и представлены на каротажной диаграмме набором треугольников, расположенных в зоне отрицательных отклонений кривой ПС (рисунок 466).
Электрометрические разрезы, характерные для объекта АВ1- Ватьеганского месторождения
В результате пространственно-временного изучения выделенных образований была как бы «воссоздана» картина континентальных условий седиментации. Можно предположить, что осадконакопление происходило в условиях меняющихся скоростей турбулентного потока, неоднородного строения русла, меняющегося рельефа. Все это привело к сложному распределению участков интенсивного размыва русла в зоне наибольших скоростей потока (стержневая зона реки) и накоплению продуктов размыва в зоне ослабленных течений, где формировались русловые отмели. Логично предположить, что распределение осадков в русле обусловлено тем, что продукты разрушения, образуемые в зоне размыва, неравномерно распределяются по дну реки в зависимости от скорости течения, размера и веса обломков. Все твердые частицы, перенесенные рекой, можно разделить на две группы: влекомые по дну и находящиеся во взвешенном состоянии. Первые отлагаются в пределах русла, вторые могут переноситься на достаточно большие расстояния, формируя осадки поймы. В связи с этим аллювиатьные образования всегда состоят из двух частей. Нижнюю часть составляют преимущественно песчаные отложения русел, верхнюю -глинистые осадконакопления пойм. Именно таким двойственным строением аллювиальных осадков (при их многократном повторении) можно объяснить ритмическое чередование в разрезе песчаных и глинистых слоев.
Коэффициент экономической эффективности проведения капитального ремонта скважин
При определении экономической эффективности, по выше описанной методики основным критерием оценки является поток денежной наличности полученный от проведенного ремонта скважины. Для определения коэффициента экономической эффективности проведения капитального ремонта скважин зададимся условием, что расчетный период равен I году, а так же стоимость проведения ремонта в рекомендованной и нерекомендованной скважинах равны, тогда в этом случае чистая стоимость будет равна дисконтированному потоку денежной наличности, который в свою очередь равен потоку денежной наличности.
Отношение потока денежной наличности по рекомендованной скважине к потоку денежной наличности по нерекомендованной скважине будет являться коэффициентом экономической эффективности проведения капитального ремонта скважины (1С,.,) - формула (28). В случае если Кэ.т 1, то ремонт, будет экономически обоснованный, а если же К„. 1, то экономический эффект будет отсутствовать.
В качестве примера рассчитаем реконструкцию скважины, зарезкой БС с целью ограничения водопритоков.
. Оценка экономической эффективности реконструкции скважины, зарезкой бокового ствола с целью ограничения водопритоков
Для определения экономической эффективности проведения ремонта в благоприятной и неблагоприятной скважине воспользуемся нормативами времени на капитальный и текущий ремонт скважин ОАО «ГАЗПРОМ» 2002 г., описание которых представлено в приложении А., а так же последовательностью работ при зарезке БС, описанной в главе 4.
Исходя из выше представленной методики расчета экономической эффективности поток денежной наличности по благоприятной для зарезки БС скважине будет равна 22170,69 тыс. рублей, а по неблагоприятной скважине 6119,77 тыс. рублей, экономический эффект от внедрения предлагаемого экспресс-метода составит 16050,92 тыс. рублей.
Коэффициент экономической эффективности проведения ремонтных рассчитываем по формуле (28): X предлагаемый ремонт в рекомендованной по классификационным схемам скважине является экономически обоснованным.
Предлагаемая методика подбора скважин-кандидатов для бурения БС кономически целесообразна, что подтверждается фактическими показателями дополнительно добытой нефти и устойчивой работой скважин после выхода на режим. Например, только к 2006 г, было пробурено 24 оковых ствола на Вать-Егаиском месторождении. При этом дополнительная добыча нефти составила 185 тыс.т. Однако по результатам работы скважин, рекомендованных для бурения у них БС, успешность выполнения операции составила 75-80 %, в то время как на скважинах, неблагоприятных для проведения зарезки БС, данная величина изменялась в пределах 50-65 %.
Анализ проведенных операций по зарезке БС показывает, что данный вид технологии может быть направлен не только на увеличение нефтеотдачи, но и на ограничение объемов попутно добываемой воды, при этом обводненность добываемой продукции снижается в среднем на 15-20 %.
Внедрение экспресс-метода по определению перспективных скважин для бурения боковых стволов позволит в определенной степени решить проблему повышения надежности и эффективности ремонтных работ в условиях поздней стадии разработки местороа
1. Ремонтные работы по зарезке бокового ствола являются экономически выгодными и окупаются в первый год после проведения.
2. Коэффициент экономической эффективности зарезки БС в скважинах, рекомендованных по предлагаемому экспресс-методу, составляет 3,62, что свидетельствует о целесообразности ее применения и как результата - проведения данного вида ремонтных работ.
3. Сравнительная технико-экономическая оценка эффективности показывает, что капитальный ремонт скважин по проведению зарезки боковых стволов является экономически выгодным. По скважинам, рекомендованным для проведения данного вида ремонтных работ, в 2006 г. получен экономический эффект в размере 159326,3 тыс. рублей.
1. Установлены наиболее сложные и часто возникающие причины обводнения скважин на Вать-Еганском месторождении. Показана недостаточная высокая эффективность мероприятий направленных на ограничение водопритоков.
2. Разработан метод принятия решений, основанный на совместном применении теории нечетких множеств, графического метода и априорных представлений о процессе обводнения продукции скважин. Данный комплексный подход позволяет оперативно определять основные причины обводнения скважин и учитывать их при выборе технологии ограничения водопритоков.
3. Разработана и апробирована в реальных условиях Вать-Еганского месторождения, методика выбора скважин для проведения зарезки боковых стволов, повышающая успешность выполнения операции по увеличению нефтеотдачи и ограничению водопритоков на 15-20 % на поздней стадии разработки.
4. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена эмпирическая зависимость выбора в первом приближении эффективного варианта трансформации системы разработки «старых» нефтяных месторождений.
5. Сравнительная технико-экономическая оценка эффективности покачала, что капитальный ремонт скважин по проведению зарезки боковых стволов на отдельном участке Вать-Еганского месторождения является экономически выгодным. Дополнительная добыча нефти от проведения арезки боковых стволов составила 185 тыс.т. По скважинам, рекомендованным для проведения данного вида ремонтных работ в 2006 г. чен экономический эффект в размере 159326,3 тыс. рублей.
