Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Опыт применения технологии одновременно-раздельной эксплуатации на многопластовых месторождениях .
1.1 Общие понятия .
1.2 Техника и технологии одновременно-раздельной эксплуатации
1.3 Факторы, осложняющие совместную выработку запасов
1.4 Обзор научных аспектов применения технологии одновременно-раздельной эксплуатации
Выводы по главе 1
Глава 2 Анализ и оценка эффективности совместного и раздельного отбора нефти из многопластовой залежи по месторождениям России
2.1 Этапы формирования фонда скважин одновременно-раздельной эксплуатации на Алексеевском месторождении
2.2 Сравнение параметров работы совместных скважин, скважин одновременно-раздельной эксплуатации и скважин, работающих только на один объект .
2.3 Критерии выбора первоочередных скважин под внедрение одновременно-раздельной эксплуатации на основе исходной геолого-физической информации
2.4 Методика уточнения разделения добываемой продукции при совместной разработке пластов
Выводы по главе 2
Глава 3 Теоретические исследования эффективности отбора продукции из карбонатных пластов с применением одновременно-раздельной эксплуатации в условиях техногенного воздействия
3.1 Обоснование выбора участка разработки и определение целей исследования
3.2 Описание математической модели двойной пористости или проницаемости и обоснование ее применимости при моделировании трещинных карбонатных коллекторов
3.3 Исследование выработки запасов нефти из неоднородных многопластовых карбонатных коллекторов одновременно-раздельным способом в сочетании с традиционным заводнением
3.4 Эффективность технологии одновременно-раздельной эксплуатации в условиях нестационарного заводнения двухпластовой трещинной системы
3.5 Эффективность закачки водогазовой смеси при одновременно-раздельной эксплуатации карбонатных коллекторов
Выводы по главе 3 .
Глава 4 Разработка комплекса геолого-технических мероприятий на основе проведенных исследований .
4.1 Оптимизация текущих дебитов из пластов по скважинам, работающим с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации .
4.2 Выбор новых скважин-кандидатов под внедрение одновременно-раздельной эксплуатации
Выводы по главе 4
Выводы и рекомендации
Список литературы
- Техника и технологии одновременно-раздельной эксплуатации
- Сравнение параметров работы совместных скважин, скважин одновременно-раздельной эксплуатации и скважин, работающих только на один объект
- Описание математической модели двойной пористости или проницаемости и обоснование ее применимости при моделировании трещинных карбонатных коллекторов
- Выбор новых скважин-кандидатов под внедрение одновременно-раздельной эксплуатации
Введение к работе
Актуальность проблемы
Применение технологий раздельной эксплуатации пластов при отборе продукции из многопластовой залежи находит всё большее использование, так как позволяет одной сеткой скважин отбирать нефть из нескольких пластов одновременно. Это позволяет ускорить выработку запасов и нарастить объемы отбираемой нефти. Однако при отборе из нескольких пластов проблемы учета и состояния выработки запасов до настоящего времени решены не полностью, в частности задача оценки эффективности отбора нефти из многопластовой залежи при помощи комбинированных технологий поддержания пластовой энергии, их влияние на режимы и работу единичных скважин с оборудованием для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) в условиях стационарного и нестационарного заводнений, водогазового воздействия (ВГВ) на пласт. Не менее проблемными являются вопросы определения критериев выбора скважин под ОРЭ на базе имеющихся геолого-физических характеристик нефтяной залежи, с ее фильтрационно-емкостными свойствами, состоянием выработанности запасов по пластам. В качестве первостепенных задач здесь выделяются вопросы создания методики уточнения разделения добываемой продукции при совместной разработке пластов и на ее базе выбора и обоснования режима отбора, подбора оборудования для ОРЭ. Кроме того, исследованность отдельных пластов на приток и определение его гидродинамических характеристик, как правило, в промысловых условиях часто бывают неполными. В соответствии с этим задачи исследования автора включают определение эффективности отбора нефти из многопластовой залежи путем оценки текущих запасов и расчет режимов отбора по каждому пласту от действия изменения пластовой энергии.
Цель работы – совершенствование эффективности одновременного отбора разносортной нефти из многопластовой залежи в условиях техногенного воздействия.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
-
Анализ целесообразности применения ОРЭ на многопластовых объектах ЗАО «Алойл»;
-
Формирование критериев для подбора скважин-кандидатов под внедрение технологий ОРЭ применительно к месторождениям ЗАО «Алойл»;
-
Исследование факторов, влияющих на эффективность совместного применения технологий ОРЭ с водогазовым воздействием и нестационарным заводнением на Алексеевском месторождении;
-
Обоснование применения технологических схем ОРЭ на Алексеевском месторождении;
-
Сравнительный анализ эффективности отбора нефти из многопластовой залежи при различных вариантах воздействия на пласт заводнением.
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач базируется на аналитических и промысловых исследованиях с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа, математическом моделировании фильтрации многофазовой жидкости в неоднородном коллекторе и обобщении их результатов.
Научная новизна результатов работы
-
Создана методика уточнения разделения добываемой продукции из многопластовой залежи при совместной разработке пластов, включающая определение коэффициента использования потенциального коэффициента извлечения нефти (КИН) по времени при известной степени вскрытия пластов, их проводимости (kh), рассчитанного путем деления накопленной добычи на произведение геологических запасов и потенциального КИН для рассматриваемой скважины по пластам.
-
Выполнены численные исследования определения эффективности технологий совместной эксплуатации пластов на модели от комплексного действия изменения пластовой энергии (стационарное и нестационарное заводнения, водогазовое воздействие) с учетом трещинной системы и характеристик пластовых флюидов, которые показали, что водогазовое воздействие на пласт увеличивает КИН в ячейке по скважине на 43 % в сравнении с естественным режимом, нестационарное – на 26 %, стационарное – на 14 %. От комплексного воздействия на пласт увеличение КИН в сравнении с естественным режимом составляет 88 %.
-
Установлен факт синергетического эффекта от комплексного воздействия на пласт при совместной разработке пластов с использованием технологий ОРЭ путем наложения эффектов стационарного, нестационарного заводнений и водогазового воздействия на пласт.
На защиту выносятся:
-
Методика уточнения разделения добываемой продукции из многопластовой залежи на базе определения коэффициента использования потенциального КИН;
-
Методика оценки влияния изменения пластовой энергии на режимы ОРЭ;
-
Оценка и разделение синергетического эффекта от комплексного воздействия на пласт на отдельные составные части.
Практическая ценность и реализация результатов работы
-
Результаты диссертационной работы используются при разработке многопластовых залежей путем использования методики оценки и расчета текущей выработанности пластов нефти и подбора оборудования для отбора нефти из пластов.
-
Внедрение комплекса мероприятий, включающего работы по оптимизации режимов отбора с технологиями ОРЭ, реализованного на восьми скважинах за 2013 г., позволило дополнительно добыть 2095.1 т нефти с экономическим эффектом 3.346 млн руб.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах ООО НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2010-2013 гг.), на научно-технических конференциях ОАО «Татнефть»
(г. Альметьевск, 2010-2012 гг.), НГДУ «Бавлынефть» (г. Бавлы, 2008-2013 гг.), на заседаниях территориальной комиссии по разработке нефтяных месторождений (г. Казань, 2010-2012 гг.), на Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2013» (г. Уфа, 2013 г.), на XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Российского энергетического форума (г. Уфа, 2013 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе в 7 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Личный вклад автора
В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, автору принадлежат постановка задач, их решение, обобщение полученных результатов, разработка рекомендаций по промысловому внедрению, анализ результатов опытно-промышленных испытаний технологий отбора нефти.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 100 наименований. Работа изложена на 128 страницах машинописного текста, содержит 76 рисунков, 16 таблиц.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н. Вафину Р.В., главному инженеру к.т.н. Зарипову М.С., а также сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» за консультации и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.
Техника и технологии одновременно-раздельной эксплуатации
Рассмотрим наиболее широко распространенные технологии ОРЭ, применяемые на месторождениях России, а также результаты последних внедрений и перспективные разработки в этой области. Совместный подъем продукции Для старого фонда скважин, в которых нет возможности по техническим и экономическим соображениям внедрить технологии ОРЭ с разделением пластов, применяют технологии раздельного мониторинга добычи продукции из разных пластов. Данные технологические схемы и решения также принято относить к технологиям ОРЭ. Системы мониторинга с одним способом механизированной добычи без разделения пластов [28] Существуют конструкции, относящиеся к системам ОРЭ, с возможностью регистрировать геофизические свойства одного из пластов, но без возможности управления процессом добычи. Одной из наиболее простой однолифтовой схемой для мониторинга количества добываемой нефти в скважине, совместно разрабатывающей два объекта, является схема с подвижным геофизическим прибором под УЭЦН. Данная система может определить количество добываемой продукции с помощью геофизического прибора, но разобщения пластов не происходит, поэтому ее рекомендуют для применения в скважинах, где техническое разделение пластов невозможно. В 2008-2011 гг. данная технология применялась в ООО «Бугурусланнефть», а в 2010-2011 гг. – в ЦДО «Сорочинскнефть». В процессе применения отмечалось засорение расходомера и случаи раскрытия децентратора. Схема «УЭЦН + Yool», позволяет проводить промыслово-геофизические исследования (ПГИ) в динамических условиях с извлечением приборов. Первый опыт применения данного оборудования в ООО «Бугурусланнефть» и ЦДО «Сорочинскнефть» был неудачным в связи с ранним отказом насоса. Преимуществом схемы «УЭЦН + подвесной геофизический прибор» (рисунок 1.3, а) является использование стандартного внутрискважинного оборудования с добавлением геофизического блока, подключенного к телеметрической системе (ТМС) УЭЦН, и выводом данных на поверхность. Минимальный дебит жидкости для данной технологии составляет 30 м3/сут, а величина угла кривизны скважины до 15. Успешные испытания метода проведены в 2011 году на скважинах ОАО «ТНК-Нягань». Текущий межремонтный период составил 280 суток. Схема «ЭЦН+ЭЦН»Технология Schlumberger а) б) в) а) схема УЭЦН+подвесной геофизический прибор на ТМС; б) схема с разделением пластов и одним механическим способом добычи «УЭЦН + мандрели»; в) схема с разделением пластов и добычей спаренными насосами по схеме «ЭЦН + ЭЦН» Рисунок 1.3 – Однолифтовые системы ОРД Разделение режимов скважинным штуцированием Схема «УЭЦН + мандрели» (рисунок 1.3, б) основана на использовании модифицированного газлифтного оборудования. В скважинные камеры (мандрели) вставляют штуцеры и геофизические приборы на канатной технике, обеспечивающие измерение давления, температуры, влажности и дебиты. Наиболее распространены автономные приборы с памятью, но существуют технические решения и для вывода данных на поверхность в режиме реального времени. В 2008 году технология была внедрена на 14 скважинах ОАО «Варьеганнефтегаз», дебиты составляли 53…110 м3/сут, средний межремонтный период – 365 суток. В 2010-2011 годах испытания проводились в ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «ТНК-Нягань», где было отмечено засорение расходомеров [36]. Еще одна перспективная схема мониторинга с разделением пластов – схема «УЭЦН + гидравлическая циркуляционная муфта». Принцип ее действия основан на отсечении одного из пластов дистанционно с поверхности. При нормальном режиме продукция нижнего пласта проходит через циркуляционную муфту и добывается совместно с продукцией верхнего пласта. В режиме разобщения с поверхности активизируется закрытие циркуляционной муфты, и добыча ведется только с верхнего пласта. Все фазовые замеры производятся на поверхности стандартными приборами учета. Добыча с нижнего пласта оценивается с помощью вычитания. В настоящее время начаты опытно-производственные исследования (ОПИ) в ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск» и ЦДО «Сорочинскнефть» [36]. Объемное разделение Разработка двух пластов по технологиям ОРЭ может осуществляться и при помощи спаренных насосов типа «штангово-глубинный насос (ШГН) + ЭЦН», или «ЭЦН + ЭЦН» (рисунок 1.3, в), или «ШГН + ШГН». Первая схема «ШГН + ЭЦН» достаточно распространена, в 2010-2011 гг. была внедрена в ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Оренбургнефть» и ООО «Бугурусланнефть» [36]. На большом количестве скважин внедрялись технологии «ШГН + ЭЦН» с 2008 года в ОАО «Удмуртнефть» [15]. ОПИ схемы «УЭЦН+УЭЦН» проводились в 2011 году на объектах ОАО «ТНК-Нижневартовск». В 2011 году однолифтовые схемы со спаренными насосами ШГН + ШГН, разработанные в ОАО «Татнефть», внедрялись на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» [39], а также схема ОРЭ «ШГН + ШГН» для скважин с эксплуатационной колонной (ЭК) диаметром 168 мм с 2009 по 2013 год применяется на 4 скважинах на месторождениях АНК «Башнефть» [37]. Раздельный подъем продукции Раздельный подъем продукции по параллельным лифтам по схеме «ШГН + ШГН» на основе отечественного оборудования, разработанного в ОАО «Татнефть» совместно с компанией Slith International, впервые был внедрен в 2005 году на месторождениях ОАО «Татнефть», а также данная установка (рисунок 1.4, а) была протестирована в 2011 году в двух скважинах ЦДО «Сорочинскнефть» [36]. Двухлифтовые компоновки «ШГН + ШГН» таких производителей, как ЗАО «ЭЛКАМ-Нефтемаш» и ООО ПКТБ «Техпроект», были внедрены на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» [39]. Раздельный отбор нефти с применением концентрических колонн НКТ впервые в нашей стране был предложен В. Н. Беленьким и М. А. Гейманом. Схема была применена в НГДУ «Первомайнефть» Куйбышевской области в количестве около 100 скважин [24].
Впервые в России в 2010 году в одной скважине ООО «ТНК-Уват» была внедрена компоновка ОРД концентрической конструкции (рисунок 1.4, б) по схеме «ЭЦН + ЭЦН». Опытно-промышленные испытания схемы «ШГН + УЭЦН» концентрической конструкции начались в 2011 году на трех скважинах ОАО «Самотлорнефтегаз» [36]. Схема с полыми штангами а) б) в) Рисунок 1.4 – Двухлифтовая система ОРД а) с параллельными лифтами и схемой «ШГН + ШГН»; б) концентрической конструкции; в) с полыми штангами Внедрение систем ОРД с полыми штангами активно ведется в ОАО «АНК «Башнефть». Начиная с 2007 года были опробованы установки с полыми штангами, разработанные ООО «Башнефть-Геопроект», с использованием оборудования «Элкамнефтемаш» и НПФ «Пакер». Данные установки показали положительные результаты на Арланском, Троицком, Чермасанском месторождениях и с 2009 года приняты для масштабного внедрения [2]. В ТатНИПИнефть была разработана схема однолифтовой штанговой установки с разделительным поршнем и полыми штангами. Данная конструкция позволяет устранить самый главный недостаток однолифтовых установок – смешение продукции пластов, что приводило к необходимости разработки сложных методов определения дебитов и обводненности продукции. При помощи разделительного поршня и полых штанг проводится раздельный подъем продукции объектов. Экспериментальный пуск по данной схеме был произведен в 2008 году в НГДУ «Бавлынефть». В настоящее время установка работает в 2-х скважинах № 928 и № 972 на НГДУ «Бавлынефть». В целом вполне успешно. Установка позволяет раздельно добывать и поднимать на поверхность продукцию двух пластов, при этом сохранила возможность регулирования расходов изменением положения плунжера менять соотношение дебитов пластов.
Внедрение установок ОРД по схеме ЭЦН + ШГН с полыми штангами в ОАО «Татнефть» производится при совместной разработке нижнего девонского пласта и верхнего карбонатного с сероводородом. При таком сочетании совместный подъем продукции нежелателен в связи с ухудшением качества нефти, добываемой с девона, и необходимостью очистки от сероводорода большего количества нефти. В настоящий момент внедрено 5 скважин такого типа [19]. Компоновка «ШГН + ШГН» с полыми штангами ЗАО «ЭЛКАМ-Нефтемаш» проходила испытания на скважине № 501 Мишкинского месторождения в 2009 году в ОАО «Удмуртнефть». Испытания позволили выявить конструктивные недоработки оборудования, применяемого в данной схеме [15].
Сравнение параметров работы совместных скважин, скважин одновременно-раздельной эксплуатации и скважин, работающих только на один объект
При объединении двух и более объектов разработки с целью выработки запасов единой сеткой происходит опережающая выработка более продуктивного пласта. Усилению неравномерности участия каждого пласта в совместной эксплуатации способствуют существенная неоднородность проницаемости и расчлененность продуктивных коллекторов. Необходимо также отметить неравномерный охват заводнением как по площади, так и по разрезу эксплуатационных объектов. Поскольку на изучаемом объекте Алексеевского месторождения нет совместной выработки запасов, обратимся к опыту совместной эксплуатации пластов юрских отложений Ново-Покурского месторождения. Анализ работы совместных и раздельных скважин Ново-Покурского месторождения С целью уточнения контуров нефтеносности пласта ЮВ11 и выработки его запасов нефти с 1995 года недропользователем начались работы по приобщению интервалов пласта ЮВ11 скважинами, эксплуатирующими пласт ЮВ12. Основные геолого-физические характеристики пластов представлены в таблице 2.2. Таблица 2.2 – Геолого-физическая характеристика пластов ЮВ11 и ЮВ12 Ново-Покурского месторождения Всего в совместной эксплуатации находились 68 добывающих скважин, отдельно на объект ЮВ11 работало 35 скважин, на объект ЮВ12 – 266 скважин. На рисунке 2.4 приведены динамики дебитов скважин по пластам Ново-Покурского месторождения при раздельной и совместной разработке пластов. а) б) а) пласт ЮВ11; б) пласт ЮВ Рисунок 2.4 – Динамика среднего дебита нефти по скважинам раздельного и совместного фондов Из рисунка 2.4 видно, что на протяжении всей истории разработки пласта ЮВ12 дебит нефти при раздельной добыче превосходит данную величину по скважинам совместного фонда. По пласту ЮВ11 совместные скважины лишь первые годы приобщения объекта характеризуются дебитами нефти, превышающими аналогичный показатель раздельного фонда. На рисунке 2.5 показана количественная оценка превосходства скважин, ведущих эксплуатацию одного пласта и совместно двух пластов по объектам ЮВ11 и ЮВ12 Ново-Покурского месторождения.
Видно, что производительность скважин раздельного фонда по пластам ЮВ11 и ЮВ12 в среднем вдвое больше производительности объектов при эксплуатации их общим фильтром. В таблицу 2.3 сведены основные показатели выработки запасов нефти по скважинам, работающим как совместно, так и раздельно. Таблица 2.3 – Распределение показателей выработки запасов по раздельным и совместным скважинам пластов Ново-Покурского месторождения Показатели Пласт ЮВ11 Пласт ЮВ12 Всего раздельная добыча совместная добыча всего раздельная добыча совместная добыча всего раздельная добыча совместная добыча всего Накопленная добыча, % 13 16 30 61 10 70 77 23 10 Накоплен-ная добыча нефти на одну скв., тыс. т 35.4 22.3 26.7 21.1 13 19.5 23.8 30.8 25.1 Средний дебит нефти на конец 2012 года, т/сут 6.08 1.49 3.63 5.65 3.79 5.21 5.76 2.64 5.33
Среднегодо-вая обвод-ненность за 2012 год, % 62.3 64.2 62.7 56.8 66.9 58.4 58.1 66.2 59. Таблица 2.3 демонстрирует продуктивные возможности скважин совместного и раздельного фондов. Накопленные отборы нефти на скважину в раздельных скважинах по горизонтам превосходят данный показатель в скважинах совместного фонда. Среднегодовой дебит нефти по объекту ЮВ11 в совместных скважинах (1,49 т/сут) ниже в четыре раза среднегодового дебита нефти в раздельных скважинах (6,08 т/сут), по скважинам пласта ЮВ12 дебит нефти в скважинах, работающих только на рассматриваемый пласт, превышает в полтора раза аналогичный параметр по скважинам совместного фонда. Среднегодовая обводненность добываемой продукции в скважинах совместного фонда хоть и несущественно, но больше, чем в раздельных, что также указывает на лучшую работу скважин при раздельной эксплуатации.
Подробный анализ работы совместных скважин позволяет выделить единичные случаи, где производится эффективная выработка запасов при совместной эксплуатации. Примером является скважина № 930, расположенная в чистонефтяной зоне (ЧНЗ) восточной залежи, по которой при совместной эксплуатации получены хорошие результаты.
Восточная залежь объекта ЮВ11 из всех залежей объекта характеризуется большей чистонефтяной зоной и максимальными нефтенасыщенными толщинами (рисунок 2.6). Перфорацией вскрыта вся нефтенасыщенная толщина (рисунок 2.7). Как видно на рисунках 2.6 и 2.7, нефтенасыщенные пропластки пластов ЮВ11 и ЮВ12 по своим фильтрационно-емкостным свойствам близки между собой. Расчленённость составляет по два проницаемых пропластка на каждый объект. а) б) Рисунок 2.6 – Геологическая характеристика участков пластов ЮВ11 (а) и ЮВ12 (б) Скважина работает с мая 1998 года. Промыслово-геофизические исследования по скважине не проводились, распределение добычи на промысле соответствует разделению по стандартной методике (k h)/. С начала эксплуатации на долю верхнего объекта приходилось около 90 % от общей добычи по скважине. – коллектор – глина – интервал перфорации Рисунок 2.7 – Перфорация скважины № 930 и данные ГИС На рисунке 2.8, а приведены сравнительные показатели работы совместной эксплуатации скважины № 930 и скважины № 1192, работающей только на верхний объект ЮВ11. С целью достоверности анализа рассматривался период разработки без проведения геолого-технических мероприятий по скважинам. а) б) а) пласт ЮВ11 (сравнение с соседней скважиной № 1192); б) пласт ЮВ12 (сравнение с соседней скважиной № 219) Рисунок 2.8 – Динамика дебита нефти и обводненности по совместной скважине № 930 и соседней, работающей только на один пласт Скважины №№ 930 и 1192 по геолого-физическим характеристикам, как видно по рисунку 2.6, а, находятся в примерно одинаковых условиях. Однако показатели работы скважины № 1192 уступают параметрам работы объекта ЮВ11 в совместной скважине. Такая же картина наблюдается и по нижнему объекту ЮВ12 при сравнении показателей работы совместной скважины № 930 и скважины № 219, работающей только на нижний объект ЮВ12 (рисунок 2.8, б).
Коллекторские свойства верхнего объекта ЮВ11 и нижнего объекта ЮВ12 в большинстве скважин в районе восточной залежи имеют существенные различия по толщинам и проницаемости, в связи с чем на объектах при совместной работе скважин будет происходить неравномерная выработка запасов нефти по разрезу и по площади. Так, в скважине № 299 объекта ЮВ11, также расположенной на восточной залежи (рисунок 2.9), объекты ЮВ11 и ЮВ12 существенно отличаются по своим ФЕС. В данной ситуации скважина работает только на пласт ЮВ11. В скважине № 299 отсутствуют водонасыщенные пропластки в пределах объекта ЮВ11, что позволяет полное вовлечение нефтенасыщенных толщин. Однако приобщение объекта ЮВ12 при использовании единого фильтра будет неэффективным, так как проницаемость верхнего пласта составляет 12 мД, а нижнего всего 1 мД. – коллектор – интервал перфорации – глина – невскрытый нефтенасыщенный интервал Рисунок 2.9 – Перфорация скважины № 299 и данные ГИС В данном случае можно воспользоваться методами интенсификации добычи нефти, проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на нижнем объекте или разрабатывать объекты самостоятельными сетками скважин. Кроме того, существенная часть фонда скважин пласта ЮВ11 расположена в нефтенасыщенных толщинах менее 4…6 метров и осложнена наличием близко расположенных водонасыщенных пропластков. Таким образом, при приобщении к пласту ЮВ12 пласта ЮВ11 происходит вовлечение в разработку перфорацией водонасыщенных интервалов, а таких скважин на месторождении около 50 %. В качестве примера можно привести скважину № 1151, данные перфорации и ГИС по которой приведены на рисунке 2.10. При проведении перфорации был вовлечен в работу нефтеводонасыщенный пропласток, в результате чего происходит скачкообразное обводнение добываемой продукции (рисунок 2.11). Учитывая, что по объекту ЮВ12 скважина № 1151 находится в ЧНЗ, а обводненность по ней высокая (83 %), то вода поступает из объекта ЮВ11.
Описание математической модели двойной пористости или проницаемости и обоснование ее применимости при моделировании трещинных карбонатных коллекторов
Моделирование проводилось с использованием пакета Tempest More версии 7.0.2 фирмы Roxar. Модель состоит из двух гидродинамически не связанных пластов, моделирующих кизеловский и заволжский горизонты, размерами 2000 х 2000 м (рисунок 3.10) c тремя нагнетательными и четырьмя добывающими скважинами. Ввиду трещиновато-поровой природы обоих горизонтов использовалась модель двойной пористости. В такой модели залежь разбивается на две связанные между собой подсистемы. Первая представляет собой поровую матрицу, имеющую блочную структуру, вторая – систему трещин, окружающую матричные блоки. В модели двойной пористости матрица служит резервуаром флюидов, а трещинная подсистема выполняет транспортную функцию. Такая модель обычно наиболее адекватно отражает процессы в карбонатных коллекторах.
Верхний пласт имеет характеристики, типичные для кизеловского горизонта. Толщина пласта составляет 20 м, коэффициент песчанистости 0.6 д.ед., коэффициент начальной нефтенасыщенности 0.7 д.ед. Коэффициенты проницаемости Kx=Ky=Kz равны 50 мД и 1 мД для трещинной и поровой подсистем соответственно. Коэффициенты открытой пористости для этих подсистем составляют 0.12 д.ед. и 0.01 д.ед. Нижний пласт имеет характеристики, типичные для заволжского горизонта. Толщина пласта составляет 30 м, коэффициент песчанистости 0.4 д.ед., коэффициент начальной нефтенасыщенности 0.67 д.ед. Коэффициенты проницаемости Kx=Ky=Kz равны 30 мД и 1 мД для трещинной и поровой подсистем соответственно. Коэффициенты открытой пористости для этих подсистем составляют 0.09 д.ед. и 0.01 д.ед. Коэффициент связи между поровой матрицей и трещинной подсистемой был принят равным 0.008 д.ед. для обоих пластов.
При моделировании предполагалось, что нагнетательные и добывающие скважины пускаются в работу одновременно. При этом на работу добывающих скважин накладывалось ограничение по забойному давлению на уровне 60 атм. Для нагнетательных скважин максимальное забойное давление задавалось равным 180 атм. В случае циклического заводнения и водогазового воздействия объемы закачанной воды задавались равными объемам при стационарном заводнении. Циклическое заводнение велось в режиме 15 дней нагнетания и 15 дней простоя. Режим водогазового воздействия был следующим: 10 дней закачка газа, затем 15 дней закачка воды и 5 дней простоя. ОРЭ моделировалась размещением двух скважин, работающих на разные пласты, в одной ячейке.
Максимальный срок разработки – 100 лет. Условиями остановки работы добывающих скважин были предельная обводненность 98 % и минимальный дебит нефти 1 м3/сут. Ниже рассмотрим ряд возможных вариантов разработки модельной залежи. Отметим, что рассматриваемые задачи соответствуют исторически сложившимся подходам к разработке многопластовых залежей. Добыча нефти в скважинах добывающего фонда по всем расчетным вариантам осуществляется с использованием технологии одновременно-раздельной добычи (ОРД).
Согласно рисунку 3.9 и таблице 3.1 традиционное заводнение рассчитано в вариантах 2, 3, 10 и 11. Закачка воды в вариантах 10 и 11 (заводнение обоих пластов) производится одновременно-раздельным способом ОРСЗ (одновременно-раздельное стационарное заводнение).
Поскольку задача рассматривается в условиях трещиновато-порового коллектора, активность системы разработки будем исследовать в двух подсистемах: трещинной и поровой. Поле нефтенасыщенности обоих пластов на конец расчетного периода по рассматриваемым вариантам приведено на рисунках 3.14, 3.15. Разработка по вариантам заводнения только верхнего пласта (варианты 2, 3) приводит к тому, что нижний пласт, незначительно отличающийся по величине проницаемости (в 1.7 раза), фактически не участвует в разработке (рисунок 3.14, в, е). Наглядные изменения поля нефтенасыщенности не претерпевает ни одна из подсистем нижнего пласта. На рисунке 3.14 приведено только поле нефтенасыщенности трещинной системы нижнего пласта, поскольку поровая система визуально не отличается от трещинной.
Для разработки по варианту 2 (заводнение верхнего пласта) характерно продвижение фронта закачиваемой воды по верхнему пласту, с сосредоточением остаточных запасов к концу прогнозного периода в слабодренируемых межскважинных областях преимущественно поровой подсистемы. Более существенное воздействие на пласт путем увеличения объемов закачки в четыре раза, согласно варианту 3, позволяет минимизировать остаточные ресурсы природных углеводородов на конец разработки в трещинной подсистеме заводняемого пласта и заметно снизить остаточные запасы поровой подсистемы.
При стационарном заводнении обоих пластов динамика заводнения верхнего пласта соответствует картине, рассмотренной ранее в вариантах 2 и 3. Существенные изменения в ходе воздействия закачкой претерпевает нижний пласт. Так же как и по верхнему пласту, наблюдается активность трещинной подсистемы как при малых, так и больших объемах закачки. В силу меньшей начальной нефтенасыщенности нижнего пласта, при усилении степени воздействия путем увеличения объемов закачки (вариант 11), на конец разработки нижний пласт характеризуется минимальными остаточными запасами. Разнохарактерность выработки запасов в различных расчетных вариантах обусловлена различием отборов по жидкости и нефти из рассматриваемых пластов. Соотношение количества нефти и жидкости, поступающих в добывающие скважины из нижнего и верхнего пластов, для различных вариантов приведено на рисунке 3.16. Как видно по рисунку 3.16, а, на естественном режиме разработки двухпластовой системы наблюдается относительно плавное снижение соотношения отборов флюидов из пластов. Первые десять лет прогноза пласты работают при относительно небольших различиях показателей отбора, о чем свидетельствует величина соотношения дебитов не менее 0.6. Дальнейшая разработка протекает с усиливающимся во времени преобладанием отборов из верхнего пласта.
Выбор новых скважин-кандидатов под внедрение одновременно-раздельной эксплуатации
Имеющийся опыт по эксплуатации существующего фонда и хорошая геологическая изученность Алексеевского месторождения позволяют тщательно подойти к вопросу выбора первоочередных кандидатов под внедрение ОРЭ.
Рекомендуемый вариант разработки Алексеевского участка Алексеевского месторождения, согласно последнему проектному документу [22], предусматривает бурение восьми добывающих и пяти нагнетательных скважин. На рисунке 4.1 приведена карта текущих подвижных запасов нефти кизеловского горизонта Алексеевского участка с существующей и проектной сетками скважин. На рисунках 4.2 и 4.3 приведены карты текущих подвижных запасов нефти соответственно заволжского и данково-лебедянского горизонтов Алексеевского участка с существующей и проектной сетками скважин, предусмотренных для кизеловского горизонта. В связи с тем, что плотность запасов заволжского и данково-лебедянского горизонтов весьма низкая и составляет от 1.0 до 1.1 тыс. т/га, то затраты на бурение скважин чаще всего не окупаются. Поэтому рекомендуемым вариантом предусматривается эксплуатация залежей существующими и переведенными с других объектов скважинами. Также с целью уплотнения сетки скважин предусмотрено углубление кизеловских скважин до данково-лебедянского горизонта с вовлечением в эксплуатацию заволжского объекта. Претендентами для реализации одновременно-раздельной добычи являются транзитные скважины, добуренные до нижележащих объектов, и новые точки бурения, приуроченные к зонам повышенной плотности текущих подвижных запасов. Как видно по картам, представленным на рисунках 4.2, 4.3, значительная часть проектных скважин кизеловского горизонта попадает в области текущих запасов величиной менее 0.5 тыс. т/га.
Рисунок 4.1 – Карта текущих подвижных запасов нефти кизеловского горизонта Алексеевского участка с существующей и проектной сетками скважин Рисунок 4.2 – Карта текущих подвижных запасов нефти заволжского горизонта с существующей и проектной сетками скважин, предусмотренными для кизеловского горизонта Рисунок 4.3 – Карта текущих подвижных запасов нефти данково-лебедянского горизонта с существующей и проектной сетками скважин, предусмотренными для кизеловского горизонта
Внедрение оборудования ОРЭ на малопродуктивных участках залежи может стать убыточным мероприятием для недропользователя. Кроме того, матричная пористость в подавляющем большинстве случаев не обеспечивает промышленного притока. Исключая финансовые риски и принимая во внимание критерии выбора кандидатов для внедрения ОРЭ, приведенные в главе 2 настоящей работы, первоочередными кандидатами для одновременно-раздельной добычи продукции кизеловского и заволжского горизонтов является скважина № 6293 (рисунок 4.4), для одновременно-раздельной добычи продукции кизеловского и данково-лебедянского горизонтов – скважина № 6408 (рисунок 4.5). Рисунок 4.4 – Совмещенная карта внешних контуров нефтеносности кизеловского и заволжского горизонтов с проектным, существующим фондом и выбранными кандидатами под внедрение ОРЭ Что касается транзитного фонда скважин, то для вовлечения запасов нижележащих горизонтов рекомендуется приобщение заволсжкого пласта в скважинах №№ 117, 404, 6335 (рисунок 4.4), ведущих в настоящее время эксплуатацию кизеловского горизонта, а также приобщение нефтенасыщенных интервалов данково-лебедянского пласта в скважинах №№ 6327, 6329, 6334 (рисунок 4.5), ведущих в настоящее время эксплуатацию кизеловского горизонта. Рисунок 4.5 – Совмещенная карта внешних контуров нефтеносности кизеловского и данково-лебедянского горизонтов с проектным, существующим фондом и выбранными кандидатами под внедрение ОРЭ С учетом теоретических исследований, проведенных в главе 3 настоящей работы, и полученных выводов о синергетическом эффекте техногенного воздействия и технологии ОРЭ, определены режимы работы насосного оборудования, исходя из рассчитанных потенциальных дебитов по каждому пласту. Дебиты рассчитаны с наложением эффектов водогазового воздействия на основе выводов, полученных в главе 3. То есть за счет существующих нагнетательных скважин, производящих закачку ВГС, и создания дополнительных очагов водогазового воздействия (скважины №№ 6331, 6437, 6284), предусмотренных проектным документом, дебиты жидкости скорректированы на соответствующий процент прироста (9.66 % – исходя из минимальных объемов воздействия). Технологическое решение по первоочередным скважинам-кандидатам, выбранным с целью первоочередного внедрения ОРЭ, приведено в таблице 4.2.
Согласно прогнозным показателям, представленным в таблице 4.2, суточная эффективность дальнейшего внедрения ОРЭ на скважинах Алексеевского месторождения по восьми выбранным скважинам составила 47.87 т/сут. Поскольку в прогнозных расчетах заложена эффективность ОРЭ с учетом водогазового воздействия, то стоит обратить внимание на возможность обеспечения существующей водогазовой установки необходимыми режимами работы.
Одним из важных показателей, влияющих на экономическую целесообразность применения насосно-бустерной установки (НБУ), является межремонтный интервал работы водогазовой установки. Анализ межремонтных интервалов работы НБУ на Алексеевском месторождении был проведен по данным восьми скважин с закачкой водогазовой смеси в период с 2006 по 2012 гг. Сопоставление продолжительности интервала межремонтной работы скважин и характерного количества закачиваемого в данный период газа (рисунок 4.6) показывает, что при увеличении объемов газа в водогазовой смеси межремонтный период работы скважин уменьшается. Максимальный межремонтный период работы бустерной установки Алексеевского месторождения соответствует 19 месяцам, при средней закачке газа 3658 м3.
Согласно рисунку 4.6, оптимальный объем закачиваемого газа можно рассчитать как среднее значение объема закачиваемого газа при допустимых межремонтных периодах работы скважин. Приняв допустимый межремонтный интервал равным от 14 до 19 месяцев, получим оптимальный ежемесячный объем закачиваемого газа, составляющий 3593 м3 на скважину. При недостаточной работоспособности в условиях оптимального режима существующего оборудования предлагается установка дополнительного насоса с целью бесперебойной работы всей системы.
Выводы по главе Предложена технологическая оптимизация текущих дебитов существующего фонда ОРЭ, которая на сегодняшний день показала положительные результаты. Кроме того, выбраны первоочередные кандидаты для дальнейшего внедрения технологии одновременно-раздельной добычи с наложением синергетического эффекта, полученного в теоретической части работы, что позволит существенно повысить эффективность применения ОРЭ в условиях техногенного воздействия.
