авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 ||

Разработка водонефтяных зон месторождений с применением горизонтальных скважин (на примере самотлорского месторождения)

-- [ Страница 2 ] --

Проведена структуризация запасов по следующим основным показателям: проницаемости, послойной неоднородности, зональной неоднородности коллектора. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). В качестве примера на рисунке 4 представлено распределение геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти по показателю послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора по всем рассматриваемым залежам пласта БВ81-3.

Анализ полученных данных позволяет сделать следующие заключения. Подавляющий объем геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пласта БВ81-3 (80 % геологических и 84 % извлекаемых) сосредоточен в коллекторах с проницаемостью более 100 мД. При этом на долю высокопроницаемых коллекторов с проницаемостью более 500 мД приходится 29.0 % геологических и 32.8 % извлекаемых запасов нефти.

Распределение запасов нефти по неоднородности проницаемостных свойств коллектора показывает, что большая часть запасов нефти (около 96 %) сосредоточена в неоднородных коллекторах (рисунок 4). Из них на долю сильно неоднородных по разрезу коллекторов (послойная неоднородность более 1) приходится около 62 % геологических и 53 % извлекаемых запасов нефти. Это означает, что при одновременной эксплуатации прослоев выработка запасов происходит крайне неравномерно. В такой ситуации применение технологий, направленных на увеличение охвата воздействием (потокоотклоняющие, нестационарные технологии), может дать значительный технологический эффект.

Рисунок 4

Распределение начальных геологических, подвижных
и извлекаемых запасов нефти пласта БВ81-3 Самотлорского месторождения по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора

Таким образом, анализ структуры запасов нефти залежей пласта БВ81-3 Самотлорского месторождения показывает, что объект разработки характеризуется сложным строением, разнородностью свойств коллекторов по пластам, высокой послойной и зональной неоднородностью, наличием обширных водонефтяных зон. Все это предполагает неравномерную выработку запасов. Для увеличения охвата заводнением и вовлечения в процесс разработки ранее недренируемых зон необходимо применение потокоотклоняющих, нестационарных технологий и зарезка боковых горизонтальных стволов. Более половины запасов нефти сосредоточено в водонефтяных залежах. Вязкость нефти в пластовых условиях в 4 раза превышает вязкость воды. В данных условиях предпочтительной является разработка объекта с заданной обводненностью при рентабельных дебитах скважин. Перспективным является применение технологий горизонтального бурения для интенсификации выработки запасов нефти из водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных залежей пласта БВ81-3.

На основе проведенного анализа состояния разработки залежей нефти пласта БВ81-3 Самотлорского месторождения можно сделать следующие выводы. Сформированная система разработки пласта БВ81-3 Самотлорского месторождения позволяет осуществлять относительно эффективную выработку запасов данного объекта, однако различающиеся фильтрационно-емкостные свойства коллектора и различная эффективность сформированной системы поддержания пластового давления (ППД) предопределили неравномерную выработку объекта на текущий момент времени. Рассмотренные нефтяные залежи характеризуются высоким уровнем обводнения продукции. Особенно актуально это в отношении Северо-Сенчинской и Северо-Западно-Черногорской залежей. Низкие показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при недостаточных объемах закачки и низких достигнутых КИН свидетельствуют о недостаточно высокой эффективности реализуемой системы ППД и потенциальной возможности ограничения объемов попутно добываемой воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций (рисунок 5).

Рисунок 5

Зависимость текущего КИН от обводненности добываемой продукции Северо-Западно-Черногорской залежи пласта БВ81-3 (район скважины 1235р)

В результате длительной эксплуатации пласта БВ81-3 образовались области, не вовлеченные в процесс разработки существующим фондом скважин. Анализ особенностей геологического строения данных областей и основных показателей эксплуатации показал, что для выработки остаточных запасов пласта БВ81-3 требуется бурение боковых горизонтальных стволов.

Большая часть запасов пласта БВ81-3 сосредоточена в залежах типа ВНЗ. Поэтому для избежания отсечения части запасов из процесса разработки в результате быстрого обводнения скважин подошвенной водой рекомендуется устанавливать отборы жидкости не выше 150 т/сут, т.к. на основе анализа промысловых данных было установлено, что большие значения дебитов жидкости приводят к резкому обводнению продукции скважин (рисунок 6).

Для повышения эффективности бурения БГС необходим детальный анализ режима эксплуатации выбранного участка. На основании проведенного анализа рекомендуется формирование комплексной системы геолого-технических мероприятий, направленной на увеличение конечной нефтеотдачи пласта. В частности, необходимо рассмотреть возможность оптимизации сложившейся системы ППД (организация дополнительных очагов заводнения, увеличение приемистости работающих скважин, организация нестационарного заводнения, применение потокоотклоняющих технологий).

Рисунок 6 Зависимость обводненности добываемой продукции
от дебита по жидкости для скважин Северо-Западно-Черногорской залежи пласта БВ81-3 (район скважины 1235р)

В четвертой главе предложен комплекс геолого-технических мероприятий для повышения эффективности действующей системы разработки, основным элементом которого стали зарезки боковых горизонтальных стволов.

Описан алгоритм принятия решения об интенсификации выработки частично заводненных водонефтяных залежей бурением горизонтальных стволов. Он состоит из ряда ветвей решений, основными из которых являются выбор участка для
бурения горизонтальной скважины и выбор скважины для зарезки БГС (рисунок 7).

Объекты, разрабатываемые с помощью горизонтальных технологий, относятся к сложно построенным. Поэтому одной из составляющих успешности бурения ГС является хорошая изученность объекта, высокая информативность базы геофизических исследований скважин (ГИС) и детальная геологическая модель объекта. Отметим, что низкая вертикальная проницаемость снижает эффективность ГС. В пластах с высокой степенью расчлененности и наличием непроницаемых разделов целесообразнее бурение наклонных скважин, гарантированно пересекающих все пропластки.

В – вода; Н – нефть; ЧНЗ – чистонефтяная зона;

ВНЗК – водонефтяная зона контактная

Рисунок 7

Критерии выбора скважины для зарезки БГС

Одним из вопросов, возникающих при проектировании систем разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных стволов скважин, является оптимальное расположение ГС относительно других скважин эксплуатационного и нагнетательного фонда. Бурение ГС не всегда является предпочтительнее использования вертикальной или наклонной скважины. На основе численного моделирования необходимо определение оптимального направления бурения и длины ствола скважины.

Зарезка бокового ствола из существующей скважины существенно снижает затраты на бурение. Поэтому необходимо рассмотреть, в первую очередь, возможность зарезки БГС в скважинах, дальнейшая эксплуатация которых невозможна по причине высокой обводненности или аварийности, а остаточные запасы в зоне их дренирования достаточно высоки. Скважины, рекомендуемые для бурения вторых горизонтальных стволов, выбирались с учетом особенностей геологического строения областей, дренируемых данными скважинами, и основных технологических показателей эксплуатации скважин.

На основании полученных выше результатов были сформированы первоочередные ГТМ по повышению эффективности разработки рассматриваемого участка (таблица 1).

Таблица 1

Оценка технологической эффективности бурения рекомендуемых БГС

Залежь № скважины Дата проведения ГТМ Тех. показатели после ГТМ Добыча за 5 лет, тыс. т
дебит нефти, м3/сут обводненность, д.ед. нефти жидкости
Западно-Черногорская 50643-2 01.02.2010 19.85 0.60 9.68 76.78
50607-2 01.02.2010 24.55 0.51 17.33 76.78
5716-2 01.02.2010 9.53 0.
81
7.75 76.78
50596-2 01.02.2010 12.58 0.75 7.63 76.78
Южно-Сенчинская 61361-2 28.02.2010 36.63 0.63 12.69 151.30
50815-2 28.02.2010 12.77 0.87 6.57 151.30
Северо-Западно-Черногорская залежь
(р-н скв. 1235р)
51118-2 28.02.2010 20,55 0,79 15,61 151,21
51111-2 28.02.2010 63.38 0.37 34.86 151.21
Северо-Западно-Черногорская залежь
(р-н скв. 1243р)
61714-2 28.02.2010 33.45 0.50 14.04 100.61
61706-2 28.02.2010 26.21 0.61 14.36 100.61
Итого         140.53 1113.37

В целом по рассматриваемым залежам пласта БВ81-3 за счет бурения БГС за 30 лет, по оценкам, объем дополнительно добытой нефти составит 519.6 тыс. т. Коэффициент нефтеизвлечения составит 0.635 д.ед. против 0.631 д.ед. по базовому варианту.

Актуальной является оценка предельных величин стоимости нефти, при которых разработка пласта из нерентабельной переходит в рентабельную и при которых рекомендуемые в работе мероприятия становятся экономически эффективными. Такой расчет был проведен в условиях неизменности налоговой базы. Результаты приведены на рисунке 8. Из полученных данных видно, что уже при цене на нефть в 45 USD/бар. разработка пласта по рекомендуемому варианту станет рентабельной, но менее эффективной, чем при базовом варианте. И только при возрастании цены на нефть до 65 USD/бар. бурение рекомендуемых БГС становится экономически привлекательным и эффективным.

Рисунок 8 График зависимости прироста накопленного чистого дисконтированного дохода (НЧДД) за счет бурения БГС относительно базового варианта цены на нефть

Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы: по выбору скважин-кандидатов для зарезки БГС в водонефтяных зонах пластов АВ13, АВ2-3, БВ81-3, оптимальной проводке стволов горизонтальных скважин, позволило дополнительно добыть 5210 т нефти с экономическим эффектом в 6.250 млн руб.

Основные выводы и рекомендации

  1. При разработке контактных водонефтяных зон в условиях заводнения «перекрестная» схема перфорации, когда добывающая скважина перфорирована на нефтенасыщенный интервал, а нагнетательная на водонасыщенный интервал, обладает наибольшей эффективностью. При этом не важно, однороден или неоднороден по проницаемости пласт ВНЗ. Даже в наиболее неблагоприятных условиях, когда водонасыщенный интервал пласта обладает наибольшей проницаемостью, а нефть сосредоточена в низкопроницаемом слое, «перекрестная» схема перфорации обеспечивает наилучшие условия для вытеснения нефти из коллектора ВНЗ.
  2. Выработка запасов нефти при наличии переходной зоны и разнородности свойств нефти в разрезе разрабатываемого пласта характеризуется более низкой эффективностью. При этом эффективность выработки запасов нефти тем ниже, чем больше объем переходной зоны. Эффективность выработки запасов нефти из ВНЗ с ПЗ ниже, чем из ВНЗ без ПЗ. Исследование возможности применения горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в разработке однородной по проницаемости контактной ВНЗ с переходной зоной показало, что расположение стволов добывающей и нагнетательной ГС по толщине пласта существенно влияет на эффективность выработки запасов нефти. При этом большее влияние на конечный КИН оказывает расположение ствола нагнетательной ГС. При оптимальном расположении ствола нагнетательной ГС в водонасыщенной части пласта ошибки в проводке ствола добывающей ГС в нефтенасыщенной части пласта ВНЗ с ПЗ не приведут к значительным потерям извлекаемых запасов нефти. Расчеты показывают, что для случая разработки однородного по проницаемости пласта ВНЗ с переходной зоной «перекрестная» схема расположения стволов ГС является наиболее эффективной.
  3. Рассмотренные модели пластов показали универсальность эффективного применения «перекрестной» схемы расположения стволов добывающей и нагнетательной горизонтальных скважин как в однородных по проницаемости пластах ВНЗ с переходной зоной, так и в послойно-неоднородных пластах. Необходимо отметить, что при расположении ствола НГС в подошвенной части водонасыщенного слоя оптимальное положение ДГС в нефтенасыщенном слое пласта
    по-разному определяется для однородного и неоднородного по проницаемости коллектора. Если в однородном пласте зависимость конечного КИН от размещения ДГС в нефтенасыщенном слое слабая, то в неоднородном по проницаемости пласте она выражена более ярко, особенно в пластах с низкопроницаемым нефтенасыщенным слоем.
  4. Проведенный анализ состояния разработки залежей нефти пласта БВ81-3 Самотлорского месторождения показал, что в результате длительной эксплуатации пласта образовались области, не вовлеченные в процесс разработки существующим фондом скважин. В результате рассмотрения особенностей геологического строения данных областей и основных показателей эксплуатации выявлено, что для выработки остаточных запасов пласта БВ81-3 требуется бурение боковых горизонтальных стволов. При этом большая часть текущих запасов пласта БВ81-3 сосредоточена в залежах типа контактная ВНЗ. Поэтому для избежания отсечения части запасов из процесса разработки в результате быстрого обводнения скважин подошвенной водой рекомендуется устанавливать отборы жидкости не выше 150 т/сут, а стволы БГС (нагнетательных и добывающих) располагать по «перекрестной» схеме, эксплуатацию добывающих БГС вести с заданной обводненностью при рентабельных дебитах.
  5. Предложен алгоритм принятия решения о выборе участка и скважин-кандидатов для зарезки БГС.
  6. Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы: по выбору скважин-кандидатов для зарезки БГС в водонефтяных зонах пластов АВ13, АВ2-3, БВ81-3, оптимальной проводке стволов горизонтальных скважин, позволило дополнительно добыть 5210 т нефти с экономическим эффектом в 6.250 млн руб.

Основные положения диссертационной работы опубликованы
в следующих научных трудах:

  1. Сарваров А.Р. Анализ причин преждевременного обводнения продукции скважин, эксплуатирующих пласты группы АВ Самотлорского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 1. – С. 22-25.
  2. Сарваров А.Р., Литвин В.В., Владимиров И.В., Тюфякова О.С., Казакова Т.Г. Влияние расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2008. – № 12. – С. 61-63.
  3. Хисамутдинов Н.И., Литвин В.В., Батрашкин В.П., Сарваров А.Р., Андреев Е.Ю. Моделирование процессов нефтеизвлечения из послойно-неоднородного пласта при разработке залежи с применением горизонтальных скважин // Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках
    VIII Конгресса нефтегазопромышленников России 26-29 мая 2009 г. – Уфа, 2009. – С. 226-231.
  4. Батрашкин В.П., Хисамутдинов Н.И., Сарваров А.Р., Торопчин О.П. Методические подходы применения технологий воздействия на призабойную зону пласта // Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках
    VIII Конгресса нефтегазопромышленников России 26-29 мая 2009 г. – Уфа, 2009. – С. 218-223.
  5. Литвин В.В., Сарваров А.Р., Владимиров А.В., Хальзов А.А. Особенности разработки контактных водонефтяных пластов при наличии переходных зон // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 2. – С. 52-56.
  6. Сарваров А.Р., Михеев Ю.В., Антонов М.С., Сагитов Д.К. Выработка запасов нефти подгазовых зон горизонтальными скважинами с применением элементов барьерного заводнения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 5. –С. 26-29.


Pages:     | 1 ||
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.