Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор и анализ существующих методов изучения и оптимизации системы заводнения нефтяных месторождений 9
1.1 Анализ основных показателей системы заводнения и реализации проектных решений 9
1.2 Количественный анализ влияния объема закачки на технологические показатели работы добывающих скважин 15
1.3 Анализ системы заводнения с применением математических и статистических методов 29
1.4 Анализ опыта выполнения проектных документов 38
1.5 Выводы по разделу 1 39
2 Разработка методов анализа эффективности системы заводнения 41
2.1 Метод группировки скважин «нагнетательная - реагирующие добывающие» 41
2.2 Метод распределения закачки по площади залежи 45
2.3 Формирование методики анализа и повышения эффективности реализуемой системы заводнения 58
2.4 Выводы по разделу 2 61
3 Применение разработанной методики анализа и повышения эффективности системы заводнения на примере объекта ЮВ1 Ватьеганского месторождения 64
3.1 Геолого-физическая характеристика объекта 64
3.2 Характеристика текущего состояния разработки объекта 66
3.3 Оценка выработки запасов нефти объекта 73
3.3.1 Оценка выработки запасов объекта ЮВ1 по пластам 74
3.4 Анализ эффективности реализуемой системы заводнения объекта ЮВ1 Ватьеганского месторождения 79
3.4.1 Оценка энергетического состояния объекта 79
3.4.2 Формирование групп скважин 83
3.4.3 Оценка поскважинного значения компенсации 86
3.4.4 Формирование выводов и рекомендаций по совершенствованию реализуемой системы заводнения 92
3.4.5 Сопоставление результатов анализа с гидродинамической моделью 95
3.4.6 Эффективность рекомендованных мероприятий 101
3.5 Выводы по разделу 3 101
Основные выводы и рекомендации 103
Список использованных источников 104
- Количественный анализ влияния объема закачки на технологические показатели работы добывающих скважин
- Метод распределения закачки по площади залежи
- Оценка выработки запасов объекта ЮВ1 по пластам
- Сопоставление результатов анализа с гидродинамической моделью
Введение к работе
Актуальность работы обусловлена необходимостью разработки методики анализа эффективности системы заводнения, позволяющей: определить реагирующие добывающие скважины на закачку каждой нагнетательной, распределить объем закачки в соответствии с технологическими показателями работы скважин и геолого-физическими характеристиками пласта, сформировать поэтапный алгоритм анализа с рекомендациями по ее совершенствованию.
Цель работы
Повышение эффективности системы заводнения за счет формирования адресной программы геолого-технических мероприятий.
Задачи, решаемые в рамках исследования
-
Изучить подходы и опыт анализа реализуемой системы заводнения нефтяных месторождений;
-
Разработать метод группировки скважин для определения реагирующих добывающих скважин на закачку конкретной нагнетательной;
-
Разработать метод расчета распределения закачиваемой воды в пласт по всей площади нефтяной залежи и определения поскважинной компенсации отбора закачкой;
-
Разработать методику анализа эффективности системы заводнения с последующим формированием адресной программы геолого-технических мероприятий для ее совершенствования.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования является система заводнения нефтяных пластов, а предметом - влияние закачки воды на технологические показатели работы добывающих скважин.
Научная новизна выполненной работы
1. Разработан метод группировки скважин, позволяющий геометрическим путем сформировать группы скважин «нагнетательная-реагирующие добываю-
щие» на основании областей Вороного. Обосновано, что применение метода «областей Вороного» позволяет геометрическим путем формировать группы скважин «нагнетательная-реагирующие добывающие». Преимущество разработанного метода над существующими заключается в возможности его применения как при высокой, так и низкой плотности сеток скважин. Физичность полученных связей обоснована на гидродинамической модели и полученных линиях тока;
-
Разработан метод расчета распределения воды, закачиваемой в пласт, по всей площади нефтяной залежи. Установлено, что распределение определяется значениями геолого-физических параметров пласта и технологическими показателями работы нагнетательных и реагирующих добывающих скважин. Через уравнение регрессии обоснованы весовые коэффициенты факторов, влияющих на распределение воды в системе «нагнетательная скважина-реагирующие добывающие скважины». Предложенная методика распределения закачиваемой воды в пласт по площади залежи учитывает большее количество влияющих факторов, чем существующие подходы;
-
Разработана новая методика комплексного анализа и повышения эффективности реализуемой системы заводнения, включающая общепринятые методы анализа, а также разработанные методы: группировки скважин и расчета распределения воды, закачиваемой в пласт. Отличие предложенной методики от существующих заключается в комплексности применения инструментов анализа и сформированным поэтапным алгоритмом выполнения.
Практическая ценность и реализация
-
Метод группировки скважин «нагнетательная-реагирующие добывающие» позволяет оперативно сформировать группы скважин для дальнейшего анализа, что согласуется с распределением фильтрационных потоков в пласте;
-
Метод распределения закачиваемой воды в пласт позволяет определить значение текущей и накопленной компенсации по каждой добывающей скважине с учетом всех факторов, описывающих фильтрацию жидкости в продуктивном пласте, с определением степени влияния каждого из них;
-
Разработанная методика комплексного анализа может быть использована
при текущем мониторинге разработки месторождений, для анализа текущего состояния показателей разработки, при формировании программы геолого-технических мероприятий и применяется при проведении геолого-промыслового анализа на месторождениях территориально-производственном предприятии «Пов-хнефтегаз»;
4. По результатам геолого-технических мероприятий, проведенных на объекте ЮВ1 Ватьеганского месторождения, рекомендованных в соответствии с полученными результатами анализа, дополнительная добыча нефти составила 15,0 тыс.т. в 2016 году.
Основные защищаемые положения
-
Метод группировки скважин, позволяющий оперативно, геометрическим путем, сформировать группы скважин «нагнетательная - реагирующие добывающие»;
-
Метод расчета распределения закачиваемой воды в пласт по всей площади нефтяной залежи и определение поскважинного значения компенсации отборов закачкой;
-
Методика анализа реализуемой системы заводнения с формированием программы геолого-технических мероприятий по повышению ее эффективности.
Апробация работы
1. Основные положения и результаты, изложенные в диссертационной работе, докладывались и обсуждались на: 10 международном молодежном нефтегазовом форуме, г. Алматы (Казахстан), 2013 г.; Конференции молодых ученых и специалистов филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, 2013 г.; Татарстанском нефтегазохимиче-ском форуме «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии», г. Казань, сентябрь 2013 г.; Семинаре «Управление заводнением, оптимизация систем ППД», ООО «Инженерная практика», г. Казань, март 2015 г.; Конференции молодых ученых и специалистов филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, 2016 г. Ре-
зультаты диссертационной работы внедрены в производственный процесс Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени.
Публикации
По результатам диссертационной работы опубликовано 8 работ, в том числе 4 статьи в ведущих научных рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 114 страницах машинописного текста, содержит 15 таблиц, 50 рисунков. Состоит из введения, 3-х разделов, основных выводов и рекомендаций. Список использованных источников включает 104 наименования.
Объем и структура работы
Автор выражает искреннюю благодарность д.т.н. Грачеву С. И., д.т.н. Сохошко С.К., к.т.н. Ваганову Л.А. за помощь, поддержку, ценные замечания и советы при выполнении работы. Автор также выражает признательность всему коллективу кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского государственного университета нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина за содействие при подготовке работы к защите.
Количественный анализ влияния объема закачки на технологические показатели работы добывающих скважин
В работах М.С. Антонова [17, 18, 20, 21, 30] предлагается метод регулирования заводнения, ожидаемый технологический результат которого заключается в увеличении качества разработки нефтяных залежей путем регулирования объема закачиваемой воды для выравнивания профиля заводнения и вовлечения в разработку ранее не дренируемых областей.
Решение поставленных задач предлагается производит путем анализа и сопоставления различных параметров разработки месторождения с применением дополнительных инструментов. Основные анализируемые показатели: режимы работы скважин, изменения полей давления, направления воздействия закачкой. Дополнительно предполагается построение карт текущей и накопленной компенсаций отборов закачкой, построение карт предполагается с учетом геометрии расположения скважин по площади, уровня взаимодействия скважин между собой, объема добычи и закачки. Далее производится выделение районов дисбаланса: перекомпенсации и недокомпенсации отборов закачкой.
В выделенных зонах необходимо запланировать проведение геолого-технических мероприятий для выравнивания фронта заводнения и обеспечения оптимальной выработки нефти по каждому участку. Физическая сущность предлагаемого метода состоит в повышении эффективности закачки воды в нефтяной пласт, за счет вовлечения в разработку ранее не дренируемых областей.
В случае нерегулярных систем разработки блоки (участки) предполагается производить максимально упрощенно. На практике основная часть месторождений имеет нарушенную геометрию расположения скважин, относительно регулярных систем, в том числе участки с наличием только нагнетательных скважин. В работе предполагается определение блоков заводнения путем применения областей Вороного, построение которых предполагается производить следующим образом.
Алгоритм построения треугольников Делоне (рисунок 1.2): вокруг треугольника, вершины которого скважины, описывается окружность с условием что внутри не содержится прочих скважин.
В результате построения получим треугольники внутри которой описана окружность внутри которой отсутствуют точки. Триангуляция Делоне позволяет построить области Вороного избегая так называемых «тонких» треугольников.
Следующий шаг – построение областей Вороного. Алгоритм построения областей Вороного следующий: внутрь каждого из треугольников Делоне вписана окружность. Центры вписанных окружностей соседних треугольников Делоне соединены отрезками, полученные треугольники, сосредоточенные вокруг конкретных скважин, представляют из себя стороны многоугольника, ограничивающего области Вороного (рисунок 1.3).
Анализируя полученные области, а именно рассмотрение смежных областей, граничащих одной из сторон, позволяют определить ближайших соседей.
Для дальнейшего расчета компенсации, на основе выделенных блоков, необходимо определить степень взаимосвязи нагнетательных и соседних добывающих скважин. При отсутствии связи предполагается исключение некоторых скважин из расчета.
Цель оценки взаимосвязи добывающих скважин и конкретных нагнетательных - оптимизация системы заводнения путем регулирования объемов закачки. В рассматриваемой работе, для оценки степени взаимосвязи скважин, предполагается использовать математический метод парной корреляции Спирмена.
Для определения коэффициента парной корреляции необходимо предварительно, применить триангуляцию Делоне и построив по всем скважинам области Вороного получить группы нагнетательная - добывающая. Степень взаимодействия между скважинами определяется через сопоставление следующих параметров: приемистость, дебит нефти, жидкости, обводненность.
Для оценки степени связи каждой группы скважин предполагается производить оценку сопоставления технологических показателей в период 2-5 лет, в данный период должна проводится активная закачка воды. Далее необходимо отследить даже не значительный скачок обводненности на до бывающих скважинах.
Если по добывающим скважинам отсутствует изменение обводненности (происходит безводная добыча) оценку степени влияния предполагается производит через сопоставление забойных и пластовых давлений с приемистостью и забойным давлением нагнетательных скважин.
В результате вышесказанного, проведя предложенный анализ, возможно оценить степень влияния закачки на показатели работы добывающих скважин.
Рассмотрим два условных ряда xк, ук, длинной N. Для исследования связи между данными рядами методом непараметрической корреляции сравнение происходит не абсолютного значения, а рангов. Каждый Хк, заменяется натуральным числом 1, 2, …, N, равный рангу Хк, среди всего ряда (по возрастанию или по убыванию). Если все значения ряда отличны, то любое натуральное число в ряду рангов встретится один раз. Если же в ряду есть несколько равных членов, ряд необходимо разбить на узлы, содержащих все члены ряда одинаковыми значениями, называемые вершинами узла.
Метод распределения закачки по площади залежи
Все научно-исследовательские работы по анализу процесса заводнения можно разделить на две условные группы по основным подходам: первая - работы основывающиеся на законе Дарси, вторая - работы, основывающиеся на уравнении материального баланса.
В первую группу можно отнести: методику ТатНИИ (1962 г.), работу Горбунова А.А. (1963 г.), работу Уолкота (2001 г.).
Ко второй группе, основывающихся на уравнении материального баланса: уравнение Баклеея-Леверетта (1942 г.), работа Тервиллиджера (1951 г.), работа Уэлджа (1952 г.), метод Гутри-Гринбергера (1955 г.).
Наиболее интересным, в рамках проводимого исследования, является метод Гутри-Гринбергера являющимся эмпирическим методом прогнозирования эффективности. Суть проведенного исследования заключается в изучении образцов керна нефтяных месторождений путем фильтрации через них вытесняющего агента, воды, и оценки коэффициента вытеснения нефти. Лабораторные исследования позволили авторам собрать статистику для формирования уравнения влияния закачки на эффективность вытеснения нефти водой. В результате изучения образцов керна с 73 нефтяных месторождений, авторами выведено следующее уравнение [18]: Е = 0,2719 In к + 0,25569SB + 0,1355дн - (41) -15380т - 0,00035/г + 0,11403, где Е - коэффициент нефтеотдачи (д.ед.), к - проницаемость (мДа), Sв -насыщение связной воды (д.ед.), н - вязкость нефти (спа), m - пористость (д.ед.), h - толщина пласта (м).
В уравнении, основываясь на практических исследованиях, отражена степень влияния каждого фактора на эффективность процесса закачки.
Метод распределения закачиваемой воды в пласт аналогичен уравнению Гутри-Гринбергера, и учитывает влияние ряда параметров, а степень влияния каждого параметра оценена по результатам проведения регрессионного анализа.
Для определения реагирующих добывающих скважин на закачку каждой нагнетательной предполагается использовать «Метод группировки скважин» [25, 26, 27], описанный в пункте 2.1.
Для распределения величины закачки с нагнетательной скважины на каждую реагирующую добывающую скважину введен коэффициент распределения объемов закачки щ, величина которого определяется для каждой добывающей скважины. Количество воды, поступившей к конкретной добывающей скважине от конкретной нагнетательной, можно определить следующим образом
Исходя из основного закона фильтрации жидкости через пористую среду - закона Дарси, выведем зависимость между главным показателем эффективности системы заводнения, изменением пластового давления в системе и остальными параметрами уравнения закона.
Применив полученное значение к условному элементу пласта с нагнетательной и добывающей скважиной получим, что при действии на систему сил «из вне», в данном случае закачки, при наибольшей добыче жидкости (правая часть) и наименьшем изменении пластового давления (левая часть) эффективность закачки выше.
Другими словами, при всех равных условиях (объеме добычи и закачки скважин, фильтрационно-емкостных свойствах пласта) наиболее эффективно система заводнения сработает в том случае, где произойдет наименьшее снижение пластового давления (рисунок 2.6). Стоит отметить, что условие различной эффективности системы заводнения возможно
Объединив подход эмпирического исследования Гутри-Гринбергера и влияющие параметры основного закона фильтрации, величина коэффициента за текущий период будет зависеть от взаимного расположения скважин, текущих технологических показателей их работы и геолого-физических параметров пласта и примет следующий вид: где Pi - коэффициент распределения закачки (д.ед.), рх - объемный фактор распределения закачки, р2 - пространственный фактор распределения закачки, (ръ- проницаемостный фактор распределения закачки, р4 - мощностной фактор распределения закачки, р5 - структурный фактор распределения закачки, Y\ У г Уз У А Уъ – весовые доли каждого фактора.
Применение весовых долей для уравнения распределения позволяет учесть возможность различной значимости того или иного фактора в распределении закачки. Если же, например, разрабатываемый коллектор является в значительной степени однородным, то весовую долю фильтрационного фактора можно уменьшить, а вес пространственного и объемного факторов, наоборот, увеличить. В любом случае, сумма весовых долей всегда должна быть равна единице: У і + У і + Уъ + У А + У 5 = 1, (48)
Объемный фактор представляет собой коэффициент, учитывающий распределение объема закачки нагнетательной скважины пропорционально объему нескомпенсированной жидкости каждой добывающей скважиной.
Данный коэффициент вводится с целью учета падения давления при отборе жидкости в пределах контура питания, физическая сущность которого заключается в следующем: отбор жидкости скважиной обуславливает изменение пластового давления в границах её зоны дренирования, а закачиваемая в пласт вода, воздействующей нагнетательной скважины, будет следовать из зоны с повышенным пластовым давлением (район нагнета тельной скважины) в зону дренирования добывающей, компенсируя объем жидкости отобранной из пласта (рисунок 2.7).
Двигаясь по пути наименьшего сопротивления, большая часть рабочего агента будет устремляться в зону с меньшим пластовым давлением, т.е. к скважине, отобравшей больший объем жидкости. При этом зачастую объем закачки, приходящийся на добывающую скважину за определенный период, недостаточен для восполнения всего объема жидкости, добытой за этот же период, и, таким образом, определенный объем жидкости, отобранной из зоны дренирования, остается не скомпенсированным. Если объем закачки и в дальнейшем остается недостаточным, то величина не скомпенсированной жидкости может увеличиваться, вызывая снижение пластового давления, и, соответственно, в процессе разработки увеличивая долю закачанного объема воды, устремляющегося к данной добывающей скважине.
Оценка выработки запасов объекта ЮВ1 по пластам
Объект включает в себя два продуктивных пласта: ЮВ11, ЮВ12. Пласт ЮВ11 является основным, содержит 73,7 % от суммарных геологических запасов группы ЮВ категории АВ1, и имеет региональное распространение, рисунок 3.12. Коллекторы в составе пласта ЮВ11 зачастую представлены двумя – тремя песчаными слоями по 1,0 – 3,0 м каждый, также встречается распространение пласта в виде единичного песчаного слоя толщиной 1,0 – 5,0 м. По площади месторождения коллектора характеризуются большой протяженностью, образуя резервуар с неоднородным распределением фильтрационно-емкостных свойств, таблица 3-4.
Пласт ЮВ12 залегает непосредственно под пластом ЮВ11. Перемычкой для них служит небольшой прослой глинистых отложений толщиной 1-4 м. По сравнению с вышележащим пластом, рассматриваемый пласт ЮВ12 имеет более высокую степень прерывистости и зачастую замещается глинистыми разностями.
К объекту ЮВ1 приурочено 9 залежей нефти. Основная часть запасов приходится на залежь № 1+2+7, которая характеризуется как более значительными размерами, так и лучшими фильтрационно-емкостными свойствами. Основную часть площади залежи составляет водонефтяная зона (ВНЗ). В ВНЗ закачиваемая вода фильтруется преимущественно в подошвенную водонасыщенную часть разреза, и обводнение скважин происходит за счет конусообразования, при этом влияние фронтальной составляющей менее существенное, это обуславливает постепенный подъем ВНК в пределах залежи. Таким образом, остаточные запасы сосредоточены в межскважинном пространстве в кровельной части разреза.
Начальные геологические запасы нефти промышленных категорий пласта ЮВ11 составляют 71,2 млн. т, начальные извлекаемые – 23,1 млн. т, утвержденный КИН – 0,324 д.ед. Начальные геологические запасы нефти промышленных категорий пласта в разбуренной части составляют 50,0 млн. т, начальные извлекаемые – 16,2 млн. т.
Начальные геологические запасы нефти промышленных категорий пласта ЮВ12 составляют 27,0 млн. т, начальные извлекаемые – 8,9 млн. т, утвержденный КИН – 0,329 д.ед. Начальные геологические запасы нефти промышленных категорий пласта в разбуренной части составляют 8,6 млн. т, начальные извлекаемые – 2,8 млн. т.
Добыча за 2015 год по пласту ЮВ11 составляет 726,1 тыс. т нефти, по пласту ЮВ12 – 162,1 тыс. т. Накопленная добыча по пластам составила 9752,8 и 1795,8 тыс. т соответственно, достигнут КИН в разбуренной части 0,195 и 0,208 д.ед. (в целом 0,137 и 0,067 доли ед.), показатели разработки по пластам приведены в таблице (таблица 3-5).
По пласту ЮВ11 текущий КИН составляет 0,137 доли ед. (в разбуренной части – 0,195 доли ед.), отбор от НИЗ – 42,2 % (в разбуренной части – 60,2 %). Процесс выработки запасов нефти пласта осложняется многочисленными случаями обводнения скважин водой пласта ЮВ12.
По пласту ЮВ12 текущий КИН составляет 0,067 доли ед. (в разбуренной части – 0,208 доли ед.), отбор от НИЗ – 20,3 % (в разбуренной части – 63,3 %). Длительность разработки пласта на текущий момент не позволяет спрогнозировать достижение утвержденного КИН.
Сопоставление результатов анализа с гидродинамической моделью
С целью проведения оценки достоверности полученные результаты сопоставлены с гидродинамической моделью, выполненной в рамках «Дополнения к технологическому проекту разработки Ватьеганского месторождения» выполненного в 2016 году [103].
Гидродинамическое моделирование процесса разработки осуществлялось с помощью сертифицированного программного комплекса Tempest MORE v.7.1, прошедшего тестирование SPE в соответствии с требованием Регламента по моделированию и широко используемого как в России, так и за рубежом.
Геологической основой для создания фильтрационных моделей послужили детальные трехмерные геологические модели пластов, построенные с использованием пакета программ RMS компании Roxar.
Горизонтальные размеры ячеек регулярных сеток моделей выбирались исходя из рекомендаций регламента по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений [104], а также возможностей компьютерного и программного обеспечения. При выборе шага сетки необходимо учитывать расстояния между скважинами. Разработанные при помощи программного комплекса «IRAP RMS» геологические модели объектов имеет по осям Х–Y размеры ячеек 100100 м. По объекту ЮВ1, в гидродинамической модели, применено укрупнение сетки (upscaling). Параметры сетки представлены в таблице (таблица 3-10).
На рисунках (рисунок 3.29 – рисунок 3.31) представлены сопоставительные графики фактических и расчетных показателей разработки по добыче жидкости, добыче нефти, обводненности, закачке жидкости, пластовому и забойному давлениям за время с начала эксплуатации до 01.01.2016 г.
В первую очередь были проанализированы сформированные группы по методу группировки скважин «нагнетательная – реагирующая добывающая». Для этого в симуляторе Tempest использован инструмент Streamlines для построения линий тока, отображающих связь между забоями нагнетательных и добывающих скважин. Анализ проведен по трем периодам распространения линий тока: 30, 90 и 300 суток. Графическое отображение представлено на рисунке (рисунок 3.32).
Количественные результаты построения Streamlines были отображены по средствам Well Matrix (встроенный функционал программного комплекса Tempest), далее были сопоставлены пары скважин (связанных линиями тока) с геометрическим методом определения зависимых скважин. Результат сопоставления представлен в таблице (таблица 3-11).
Максимальная сходимость результатов моделирования линий тока и определение реагирующих скважин геометрическим способом составляет 80,4%. Распределение совпавших скважин по площади представлено на рисунке (рисунок 3.33).
Основная часть расхождений приходится на зоны близкого расположения водоносного пласта ЮВ12 (восточная часть залежи), что обуславливает распространение линий тока по нижнему пласту и законтурной области.
С целью сопоставления результатов проведенного качественного анализа системы заводнения с данными гидродинамической модели рассмотрен участок с неэффективной закачкой в северо-западной части объекта (рисунок 3.34).
Сопоставление производилось по результатам геолого-промыслового анализа на основе гидродинамической модели. Сопоставлялись такие параметры как объем закачки, технологические показатели работы добывающих скважин, изменение пластового давления в модели.
Высокая расчетная компенсация, по методу распределения закачки по площади залежи связан с большими объемами закачки воды в пласт, примером является нагнетательная скважина 9180 (накопленная закачка – 236 тыс.м3). При адаптации гидродинамической модели данный объем закачки невозможно было закачать в продуктивный пласт при условии сохранения исторических показателей динамики пластового давления и дебита жидкости окружающих добывающих скважин.
С целью «сброса» избыточной закачки была проперфорирована нижняя водонасыщенная часть пласта (рисунок 3.35).
Искусственное снижение объема закачки в продуктивный пласт и снижения пластового давления подтверждает вывод о нецелевой закачке (перекомпенсации) и вывод о низкой эффективности системы поддержания пластового давления в районе.