Введение к работе
Актуальность темы
Проблема проектирования разработки нефтегазовых месторождений является сложной и многогранной, требует привлечения знаний по различным техническим и специальным дисциплинам. В современном нефтяном бизнесе для динамично развивающейся компании, большими темпами вводящей в эксплуатацию месторождения и разрабатывающей запасы углеводородов, остро стоит проблема оперативной оценки эффективности предстоящих капитальных вложений, для чего необходимо рассчитать технологические показатели на срок разработки месторождения.
От объективности расчетных показателей зависит целесообразность разработки залежи и оценка ее эффективности. На современном этапе развития нефтегазовой отрасли России, согласно требованиям Минэнерго РФ, проектные документы должны сопровождаться построением постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) для оперативного контроля, анализа и регулирования процесса нефтеизвлечения. Необходимость создания ПДГТМ уже сегодня специально оговаривается в лицензионных соглашениях на разработку месторождений.
В последние годы в нефтедобывающей отрасли появилось огромное количество совершенно новых методов и технологий извлечения нефти, относительно небольшой опыт применения которых нельзя недооценивать. Среди таких инновационных методов, направленных, прежде всего, либо на интенсификацию притока, либо на сокращение остаточных запасов и полноту извлечения нефти из недр особое место занимает технология горизонтального бурения и разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами (ГС), сложность траектории и качество строительства которых вышли на совершенно новый уровень.
При проектировании ГС необходима надежная основа в виде ПДГТМ и сопровождение проекта для обеспечения наиболее оптимальной траектории горизонтального участка скважины с целью достижения максимального эффекта, поскольку риск неудачи несет за собой огромные материальные потери и дополнительные затраты.
Проблеме проектирования разработки системами ГС, оценке добывных возможностей, а также выявлению причин несоответствия фактических и проектных дебитов ГС посвящено множество научных работ и исследований таких ученых как Алиев З.С., Закиров C.H., Муслимов Р.Х., Лысенко В.Д. и др.
Особый интерес изучения вызывает влияние вертикальной изолированности отдельных прослоев продуктивного пласта на показатели разработки при эксплуатации ГС, поскольку реальные пласты анизотропны, а в пределе и расчленены. При высоких коэффициентах анизотропии дебиты ГС могут не превышать дебит вертикальных скважин. В связи с этим определение коэффициента анизотропии пласта необходимо при обосновании применения ГС. Бурение ГС на многослойных и неоднородных нефтяных пластах может не дать ожидаемого большого увеличения дебитов и даже существенно снизить нефтеотдачу пластов. Ситуацию осложняет тот факт, что проектировщик, стараясь создать адекватную модель месторождения, не в силах учесть и внести в модель всю достоверную исходную геолого-промысловую информацию из-за отсутствия таковой. Если основные параметры залежи, такие как насыщенность, проницаемость, пористость и т.д. задаются при моделировании в качестве исходных скважинных данных, полученных на основе геофизических исследований, то некоторые параметры и особенности геологического строения объекта разработки не возможно точно учесть без специальных, редко проводимых исследований. Тут на помощь приходит опыт и практика, позволяющие использовать такие значения недостающих исходных данных, которые не противоречат здравому смыслу и встречаются чаще всего. Так в качестве соотношения латеральной и вертикальной составляющей вектора проницаемости, т.е. в качестве коэффициента анизотропии, чаще всего используют значение, соответствующее отношению 1:10, таким образом, забывая о том, что каждое месторождение уникально по своим характеристикам.
Одним из требований Регламента по созданию геолого-технологических моделей является обязательное воспроизведение истории разработки как по всей залежи в целом, так и по отдельной скважине, т.е. адаптация созданной трехмерной геолого-гидродинамической модели (ГГМ) по фактическим технологическим показателям. Именно настроенная на качественное воспроизведение истории гидродинамическая модель является пригодной для дальнейшего прогнозирования основных технологических показателей разработки месторождения. Соответственно наиболее качественной адаптации возможно добиться лишь на гидродинамической модели, адекватно описывающей геологическое строение моделируемого объекта.
В настоящей диссертации рассмотрены вопросы повышения качества воспроизведения истории разработки залежи при адаптации ГГМ на основе использования коэффициента эквивалентной анизотропии, обеспечивающего большую сходимость технологических режимов работы горизонтальных скважин.
Целью диссертационного исследования является создание усовершенствованной методологии проектирования разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами на основе результатов гидродинамического моделирования и анализа наиболее значимых факторов, влияющих на достоверность прогнозирования добывных возможностей горизонтальных скважин.
Объектом исследования являются результаты практического применения специализированных программных комплексов для геолого-гидродинамического моделирования залежей углеводородов и полученных с их помощью прогнозных технологических показателей разработки месторождения с применением систем вертикальных (наклонно-направленных) и горизонтальных скважин в различных геолого-промысловых условиях на примере ОАО «РИТЭК», а также сравнение их с фактическими результатами.
Теоретической, методологической и методической базой исследования послужили конкретные теоретические труды, аналитические исследования и статистические материалы, характеризующие внедрение горизонтальных скважин, как на территории РФ, так и за ее пределами.
Все расчеты выполнены с помощью программного комплекса для гидродинамического моделирования фильтрационных процессов TEMPESTMore, который является зарегистрированной торговой маркой программных продуктов компании ROXAR.
Научная новизна работы определяется следующими положениями:
Предложен способ воспроизведения истории работы горизонтальных скважин на этапе адаптации трехмерной гидродинамической модели на основе использования коэффициента эквивалентной анизотропии, обеспечивающего большую сходимость технологических параметров работы скважин.
На основе вычислительного эксперимента установлены зависимости:
коэффициентов продуктивности от анизотропии пластов по проницаемости для вертикальных (наклонно-направленных) и горизонтальных скважин;
коэффициента нефтеотдачи (КИН) от анизотропии при использовании систем горизонтальных скважин.
Определена целесообразность бурения горизонтальных скважин в различных геолого-промысловых условиях;
Проведена оценка эффективности различных систем разработки с применением горизонтальных скважин при внутриконтурном заводнении, показавшая преимущества однорядной системы с добывающими горизонтальными и нагнетательными вертикальными скважинами в условиях продуктивных пластов месторождений Западной Сибири ОАО «РИТЭК» приуроченных к сильно расчлененным, прерывистым коллекторам с низкой песчанистостью.
Практическая значимость диссертационного исследования заключается в том, что представленные результаты и выводы, а также предлагаемые на их основе рекомендации и подходы могут быть использованы при проектировании разработки нефтяных месторождений с помощью трехмерных ПДГТМ. Они будут полезны при оценке исходной информации, закладываемой в ПДГТМ на начальном этапе ее построения, позволят оперативно оценить добывные возможности планируемой к вводу в эксплуатацию ГС, упростить процесс адаптации ПДГТМ за счет использования единого корректировочного коэффициента эквивалентной анизотропии и определить необходимые минимальные объемы исследовательских работ для достижения приемлемой достоверности прогнозных расчетов.
Апробация работы. Основные результаты теоретического исследования и практические рекомендации диссертационной работы использовались при составлении Технологических схем и Анализа разработки Сандибинского, Восточно-Перевального и Средне-Хулымского нефтяных месторождений, были представлены на конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» в Москве 24-26 ноября 2004 года, а также обсуждались на научном семинаре кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 1 декабря 2005 года.
По теме диссертационной работы опубликовано 2 печатные работы в различных изданиях, список которых приведен в конце автореферата.
Структура и объем диссертации находятся в соответствии с основными задачами и характером проводимого исследования. Работа содержит 115 страниц текста, иллюстрирована 52 рисунками, 25 таблицами и 19 приложениями, список использованной литературы насчитывает 88 наименований.
Автор считает приятным долгом выразить искреннюю благодарность научному руководителю к.т.н. профессору А.О. Палию, д.т.н. профессору В.Д. Лысенко, к.т.н. В.Б. Карпову, д.т.н. профессору О.В. Чубанову за постановку задачи, содействие и постоянное внимание к работе на всех этапах подготовки диссертации. Автор благодарит коллектив кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Особую признательность автор выражает д.т.н. профессору И.Т. Мищенко, д.т.н. профессору Н.Н. Михайлову, д.т.н. профессору И.И. Дунюшкину, к.т.н. доценту Т.Б. Бравичевой за внимание и плодотворные дискуссии.
