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 || 3 |

Повышение эффективности притока нефти к горизонтальной скважине комбинированной технологией многоступенчатого гидроразрыва пласта

-- [ Страница 2 ] --

Сравнение накопленных показателей добычи нефти по вариантам показывает, что максимальными отборами характеризуется 4-ый вариант. Сравнивая прирост накопленной добычи нефти по различным вариантам, отмечается, что переход к двум ГРП позволит максимально улучшить показатели эксплуатации скважины. При этом прирост добычи нефти за счет, например, двойного ГРП может составить от 40 % до 50 % от накопленной добычи базового варианта (рисунок 3, а). Вместе с тем, максимальный эффект от данной технологии наблюдается только в начальный период работы скважины (рисунок 3, б). При увеличении времени дренирования отбор извлекаемых, ранее недренируемых запасов будет истощаться по мере интенсификации притока с ростом обводненности продукции.

  Прирост накопленной добычи нефти относительно базового варианта по-3  Прирост накопленной добычи нефти относительно базового варианта по-4

Рисунок 3 – Прирост накопленной добычи нефти относительно базового варианта
по вариантам разработки (а) и относительное изменение дебита нефти
за счет ГРП в сравнении с базовым вариантом (б)

Поэтому для этой технологии рекомендуется производить отбор продукции в щадящем режиме. В результате численных исследований получено, что для пласта АВ11-2 применение в горизонтальном стволе одного ГРП (рисунок 3, а) даст прирост добычи на 12…18 %, двух ГРП – 38…40 %, двух ГРП с горизонтальными трещинами – 42…48 %.

Изучена эффективность применения комбинированных технологий при отборе нефти из пласта АВ11-2 на фильтрационной модели, включающих три варианта разработки в области скважины № 5690 (пласт АВ11-2):

  • первый вариант – зарезка одного бокового горизонтального ствола (БГС);
  • второй вариант – зарезка двух БГС;
  • третий вариант – зарезка двух БГС с проведением ГРП.

Сравнение дебитов по нефти и обводненности добываемой продукции при различных вариантах разработки представлено на рисунках 4, 5.

  Динамики дебита нефти и накопленной добычи нефти скважины № 5690-5

  Динамики дебита нефти и накопленной добычи нефти скважины № 5690 при-6

Рисунок 4 – Динамики дебита нефти и накопленной добычи нефти скважины № 5690
при различных вариантах эксплуатации

  Динамики обводненности скважины № 5690 при различных вариантах-7

Рисунок 5 – Динамики обводненности скважины № 5690
при различных вариантах эксплуатации

На основании результатов гидродинамического моделирования можно сделать вывод о положительном эффекте зарезки двух БГС и организации ГРП в скважине № 5690 (рисунок 5), так как обводненность продукции с применением ГРП ниже с увеличением притока нефти.

Анализируя результаты численных исследований, установлено, что наибольший средний дебит скважин (рисунок 4) отмечается на первой стадии внедрения, когда одновременно с зарезкой двух боковых стволов производится гидроразрыв пласта. На второй стадии отмечается постепенное снижение дебита скважин по всем вариантам, причем интенсивность снижения дебита по 1-ому варианту выше, чем по 2-ому и 3-ему. В третьей стадии разработки динамика изменения обводненности (рисунок 5) по варианту 1 (2 БГС с ГРП) значительно выше, чем по другим вариантам, а на второй стадии отмечено постепенное выравнивание темпов обводнения по всем трем вариантам. В конце второй стадии при переходе на третью стадию для первого варианта повышается темп отбора воды за счет перераспределения фильтрационных потоков. Это происходит по причине того, что в первом варианте за счет интенсивного отбора нефти из более высокопроницаемых участков с одним БГС объем промытой зоны для воды растет, хотя объем зоны дренирования (или охват) увеличивается незначительно в сравнении с другими вариантами.

Далее приведена методика создания оптимальных размеров трещин. Рассматривается модель двухпластовой залежи нефти, вскрываемой горизонтальной скважиной с двумя горизонтальными участками, в которой проводят ГРП в каждом из горизонтальных участков ствола. Причем гидроразрыву подвергается только часть ствола скважины. При этом, очевидно, что объем закачиваемого проппанта является главным параметром как технологической эффективности проводимого геолого-технического мероприятия, так и экономического показателя, характеризующего рентабельность данного мероприятия.

Объем закачиваемого проппанта совпадает с объемом возникающей при ГРП трещины и определяется выражением:

, (1)

где hпласта – эффективная толщина пласта в области горизонтального участка ствола скважины с ГРП; dтрещины – раскрытость трещины; L – длина трещины по стволу скважины.

Для исследования этой зависимости использовалась модель, приведенная в главе 2.

Зависимость накопленной добычи нефти за определенный период (в долях от базового варианта) от длины трещины в долях от общей длины горизонтального участка ствола скважины носит нелинейный характер.

Так как объем дополнительно добытой нефти есть функция от длины трещины L, поэтому можно установить зависимость объемов дополнительно добытой нефти от объемов материалов (определяющим из которых является проппант) и сопутствующих работ при создании трещины. При определении оптимальных параметров технологии (с точки зрения экономических показателей) необходимо учесть как увеличение объемов реализации продукции, изменение затрат на добычу попутной воды, так и изменение расходов на реализацию технологии (стоимость закачиваемого проппанта). Так как прирост притока жидкости будет определяться искусственно созданным объемом трещины за счет внедрения проппанта, фактический расход будет несколько выше объема трещин, поскольку слагается из объемов проппанта, закачанного в трещину, выпавшего в зумпф и потерянного при создании циркуляции в системе.

Таким образом, экономический показатель – накопленный чистый дисконтированный доход (НЧДД) предприятия за рассматриваемый период времени – является функцией от закачиваемых объемов проппанта. Максимум этой величины соответствует оптимальным параметрам реализуемой технологии ГРП.

Рассмотрен порядок расчетов оптимальных параметров применения технологии на примере скважины № 19895. Скважина имеет горизонтальный участок ствола общей протяженностью 500 м. Толщина пласта – 20 м. Толщина трещины 0,01 м. В качестве условно постоянной величины в стоимости ГРП возьмем величину, равную 300 000 $Vтр/Vст, в качестве переменной – 620 $/м3 (стоимости проппанта и геля). В качестве экономической модели приняты условия коммерческой деятельности предприятия «ТНК-Нижневартовск». Цена нефти на внутреннем рынке принята равной 270 $/т.

В результате моделирования ГРП с различной длиной трещины были получены динамики объемов добычи нефти и жидкости и просчитаны экономические показатели. Накопленный чистый дисконтированный доход предприятия определялся за год. В результате расчетов экономических показателей для разных вариантов длины трещины, с учетом накопленной добычи нефти и жидкости, была получена зависимость НЧДД от длины трещины. Результаты расчетов приведены на рисунке 6.

Так как технологический эффект и затраты на применение технологии изменяются по разным законам, то в зависимости НЧДД от L имеется максимум, положение которого для данного случая соответствует L = 200 м, а оптимальная зона колеблется от 160 до 220 м.

 а) б)  Зависимость накопленной добычи нефти (а) и НЧДД (б) за-10

 а) б)  Зависимость накопленной добычи нефти (а) и НЧДД (б) за-11

а) б)

Рисунок 6 – Зависимость накопленной добычи нефти (а) и НЧДД (б) за расчетный период от длины трещины

В третьей главе приведен анализ эффективности применения ГРП в пласте АВ11-2 («рябчик»).

Геолого-физические параметры данного участка (сектор 40) представлены 263 скважинами (пробуренный фонд), 51 нагнетательной и 186 добывающими скважинами. Всего за весь период разработки на этом участке были проведены 148 ГРП, 42 из которых имели отрицательный эффект.

Гидравлический разрыв пласта рассматривается как метод интенсификации добычи продукции, а также как способ вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти. Поэтому при определении эффективности проведенного ГРП можно использовать характеристики вытеснения, широко применяемые в промысловой практике и обработке статистической информации об отборах нефти и жидкости из пласта.

При исследовании эффективности применяемых технологий ГРП на основе метода характеристик вытеснения необходимо предварительно согласовать концепцию и термины предстоящего исследования.

Основная концепция исследования эффективности применения технологий ГРП – это сопоставление динамик накопленных показателей разработки скважин до и после применения технологии.

В качестве методов исследования используются методы характеристик вытеснения, основанные на анализе динамических зависимостей накопленных показателей. После первичного анализа и адаптации известных 20 характеристик вытеснения в виде аналитических зависимостей к пласту АВ11-2 за основную взята характеристика вытеснения Г.С. Камбарова. Все используемые характеристики вытеснения оперируют накопленными показателями разработки «скважина – пласт». Для определения «базовой» кривой характеристики вытеснения (до проведения мероприятия) брались точки не менее чем за шесть месяцев до начала применения технологии. Для исключения влияния «человеческого фактора» базовая кривая проводилась на основе метода наименьших квадратов.

При обсуждении результатов исследования в дальнейшем были приняты следующие термины. Принято, что применение технологии ГРП является успешным в качестве метода повышения нефтеотдачи, если кривая характеристики вытеснения после начала применения технологии отклоняется от базовой прямой вверх, что соответствует увеличению добычи нефти на тот же объем добываемой жидкости (снижению обводненности, повышению качества нефтевытеснения). Для повышения сопоставимости показателей отдельных скважин с ГРП введен параметр удельной дополнительной добычи нефти на 1 метр перфорированной мощности, который совместно с зависимостью изменения содержания глин показывает изменение эффективности ГРП.

Применение ГРП будем считать успешным в качестве метода интенсификации выработки запасов нефти, если после проведения мероприятия характеристика вытеснения практически не меняется в течение достаточного промежутка времени, при этом дебиты нефти значимо возрастают (увеличивается шаг по оси «накопленная добыча нефти»). Это означает, что при увеличении темпов отбора нефти доля нефти в потоке жидкости практически не меняется.

Применение технологии считается неуспешным, если после проведения ГРП кривая характеристики вытеснения отклоняется от базовой кривой вниз (рисунок 7), что соответствует уменьшению добычи нефти на тот же объем добываемой жидкости (значительному возрастанию обводненности, снижению качества нефтевытеснения).

Анализ результатов применения ГРП на скважинах, которые эксплуатируются с момента проведения ГРП, заключался в сравнении характеристики вытеснения Г.С. Камбарова рассматриваемой скважины и усредненной характеристики вытеснения близко расположенных скважин, работающих на тот же пласт.

Анализ и обобщение данных ГРП показал, что наличие глин значительно влияет на эффективность ГРП, зависимость которой приведена на рисунке 8. График зависимости удельной эффективности ГРП от содержания глин обработан по методу наименьших квадратов и может быть разделен на 4 квадранта (I, II, III, IV). В III и IV квадрантах показаны скважины после ГРП с отрицательным знаком по удельной дополнительной

  Характеристика вытеснения Г.С. Камбарова скважины № 8184, пласт АВ11-2,-12

Рисунок 7 – Характеристика вытеснения Г.С. Камбарова скважины № 8184, пласт АВ11-2, Самотлорское месторождение (дата ГРП 26.09.2009 г.) (по оси x отложена величина, равная обратному значению накопленной добычи жидкости; по оси y – накопленная добыча нефти; вертикальной прямой отмечен момент проведения ГРП в координатах ; потери начальных извлекаемых запасов составляют 4,4 тыс. т нефти)

добыче, когда ГРП осуществляется по механизму образования трещин в соответствии с вариантом высокого содержания глин (группы 4, 5, 6), когда образование трещин идет при определенном распределении глинистых прослоев с основной породой по напластованию, а в квадрантах I, II (рисунок 8) идет образование трещин по модели, когда глины распределены в объеме пород равномерно при их малом содержании. По данным рисунка 8 достаточно хорошо видно, что с ростом содержания глин свыше 15 % эффективность ГРП уменьшается, а при содержании глин более 35…40 % полностью прекращается. Поэтому в технологиях ГРП с глинизированными коллекторами при их содержании 15 % и более рекомендуется до ГРП провести разглинизацию коллекторов, например, закачкой раствора хлористого аммония, в соотношении объема 0,8…1,1 м3 на 1 м перфорированной мощности.

  Зависимость удельной дополнительной добычи нефти от коэффициента-14

Рисунок 8 – Зависимость удельной дополнительной добычи нефти от коэффициента глинистости коллектора в интервале перфорации для выбранных ГРП

В четвертой главе разработаны научно-методические основы выбора точек ГРП в горизонтальных скважинах и реализации рекомендаций в промысловых условиях. Представлена методика уточнения геологического строения пласта АВ11-2 типа «рябчик» для создания геологической модели и корректировки объемов извлекаемых запасов. Особенность данной методики состоит в том, что в ранних работах для типизации строения продуктивных пластов было достаточно корреляции с учетом выделения реперных поверхностей, что позволяло проследить разделы между продуктивными пластами и пропластками внутри продуктивных пластов. Корреляция осуществлялась автоматически путем использования укрупненных показателей, поэтому недостатком ее явилась невозможность учета и анализа особенностей геологического строения сложнопостроенных пластов при их детальном рассмотрении. Основным недостатком автоматической корреляции явилось то, что она проводилась на основе принципа триангуляционных сетей для создания пар сопоставляемых скважин. Осуществление парных корреляций и проверка полученных результатов путем подсчета ошибок только парных корреляций с возможностью автоматического исправления и перерасчета ошибок не повышают достоверность геологической модели, так как не учитывают особенности внутреннего строения пласта.

Для разукрупнения пласта АВ11-2 и уточнения геологических границ одноименных прослоев автоматизированным способом была произведена, в отличие от ранее известных, на первом этапе детальная корреляция коллекторов пласта методами субширотных, субмеридиональных профилей и профилей, построенных методом крайних скважин.

Корреляция скважин на рассматриваемом участке блоков 08-03, 08-04, 08-05, 08-06 проводилась автоматизированным способом, состоящим из четырех этапов, где использовались основные методы геофизических исследований (ГИС): СП (или ПС), НКТ, ИК.

Кровля и подошва продуктивного пласта проводятся по литолого-фациальной границе – смене непроницаемого глинистого прослоя – коллектором, который, в основном, по характеристике керна представлен песчаниками и алевролитами. После определения нижнего и верхнего реперов пласта все скважины, участвовавшие в детальной корреляции, были посажены на линию, проведенную по подошве репера – «кошайские глины» с характерной формой кривых ГИС.

На втором этапе для определения границ литолого-фациального замещения по вертикали по всем рассматриваемым скважинам был построен геолого-статистический разрез (ГСР) изучаемого пласта.

На третьем этапе, на основании ГСР и имеющихся геофизических данных (кривых ГИС), выделены основные реперные поверхности внутри самого пласта АВ11-2. ГСР показывает, что относительно граничного значения пористости (Кп гр) уверенно выделяются четыре стратиграфических интервала – с I по IV. Первый и третий интервалы относятся к коллекторам, а второй и четвертый к непроницаемым разделам.

На четвертом этапе проведена более детальная корреляция выделенных на втором этапе I и III интервалов, представленных коллекторами.

В первом интервале были выделены два прослоя коллекторов и один непроницаемый прослой между ними. Толщины первого проницаемого прослоя изменяются в пределах от 1,4 до 8,5 м, второго – от 2,0 до 8,1 м, толщина непроницаемого прослоя изменяется от 0,3 до 3,5 м до полного исчезновения в зоне слияния прослоев.

Таким образом, укрупненная детальная перекорреляция неоднородного пласта АВ11-2 по данным ГИС и ГСР позволила выделить 10 зональных интервалов, позволяющих пять песчано-алевролитовых прослоев считать самостоятельными локальными объектами разработки с учетом зон опесчанивания непроницаемых разделов и низкой проницаемости. Фрагмент укрупненной модели пласта АВ11-2 представлен на рисунке 9.

Условные обозначения:

161307 – номер скважины – кровля и подошва пласта АВ11-2

1639.6 – абс. отметка кровли пласта АВ11-2 – подошва I, II и III интервалов пласта АВ11-2

– границы 1-ого и 2-ого пропластков I интервала пласта АВ1 1-2

– границы 1- 4 пропластков III интервала пласта АВ11-2

Рисунок 9 Пример корреляции разреза пласта АВ11-2 алымской свиты Самотлорского месторождения с юго-востока на северо-запад
по линии скважин №№ 61307-61306

В результате выполненных исследований получены следующие выводы.

1. Для более точного определения реперных поверхностей, особенно при обработке большого количества скважин, возможна упрощенная автоматическая корреляция пласта на первом этапе корреляции, но не более.

2. Для детального изучения геологического строения продуктивного объекта (прослеживания проницаемых и непроницаемых прослоев внутри пласта) необходима детальная корреляция, проводимая автоматизированным способом и методом ГСР путем разукрупнения разреза по литологии, что позволяет подойти более точно (уверенно) к построению детальной геологической модели с учетом индивидуальных литолого-фациальных характеристик пласта.

3. В результате перекорреляции пласта АВ11-2 по большинству скважин выделены пять обособленных объектов разработки, имеющих в единичных скважинах по площади распространения слияние, что может обеспечить гидродинамическую связь между проницаемыми прослоями.



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 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.