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 |

Доразработка остаточных запасов нефти высокообводнённых месторождений с неоднородными коллекторами

-- [ Страница 2 ] --

ся невыработанной. Доля нефти, добываемой в Юганском регионе за счёт ГТМ (без учёта новых скважин), составляет ~ 7 % в целом и ~ 8 % на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки. На рисунке 1 показан вклад различных ГТМ в общую добычу нефти региона (данные 2006 г.).

Основными ГТМ, проводимыми на месторождениях региона, являются опе-рации по гидроразрыву пласта, оптимизации забойных давлений, зарезки боковых горизонтальных стволов, уплотнения сетки скважин, бурения скважин-дублёров, переводы скважин на другие горизонты, а также физико-химические методы увеличения нефтеотдачи.

Одним из основных факторов, от которого зависит успешность ГТМ, является правильное определение местоположения зон концентрации остаточных запасов. Качественные промыслово-геофизические исследования скважин (ПГИ) в сочетании с гидродинамическими исследованиями (ГДИС) и промысловыми данными могут дать исчерпывающий ответ о причинах преждевременного обводнения продукции скважин. Однако охватить исследованиями весь фонд скважин не представляется возможным. Адекватным инструментом для выбора ГТМ является постоянно действующая геолого-технологическая модель месторождения. Однако лишь для немногих месторождений существуют детальные действующие модели, позволяющие с высокой надёжностью планировать и рассчитывать эффективность мероприятий по регулированию условий извлечения остаточной нефти. В этой

Юганский регион в целом Месторождения, находящиеся на

поздних стадиях разработки

Рисунок 1 - Вклад ГТМ в добычу нефти месторождений Юганского региона

связи актуальной является задача локализации остаточных запасов нефти с применением надёжных современных методов анализа.

Во второй главе дан анализ современных методов локализации остаточных извлекаемых запасов нефти. Выявление зон концентрации запасов возможно путём проведения промысловых геофизических исследований в сочетании с результатами гидродинамических исследований и показателями работы скважин, по данным гидродинамического моделирования, картам остаточных нефтенасыщенных толщин.

Локализация остаточных запасов по данным ПГИ

При интерпретации результатов геофизических методов исследования скважин важно знать, как меняется распределение нефтенасыщенности в призабойной зоне коллекторов в процессе их эксплуатации. Эти особенности во многом будут определять области применения методов исследований, применяемых для оценки текущей нефтенасыщенности пластов. В работе рассмотрены возможности и ограничения применения различных методов и технологий промысловой геофизики, направленных на контроль за выработкой запасов нефти. Показано, что большинство методов не позволяют исследовать добывающие скважины без их остановки, в большинстве случаев экономически невыгодной.

Локализация остаточных запасов по данным гидродинамического

моделирования

Действенным методом локализации остаточных запасов является анализ выработки запасов нефти на основе теоретических представлений и законов гидродинамики, однако метод подразумевает наличие качественной геологической модели. Недостаточный объём, низкое качество информации позволяют рассматривать модель процесса разработки лишь как наиболее правдоподобную. Гидродинамические модели могут быть успешно использованы для небольших месторождений, для крупных месторождений необходимо создавать секторные модели.

Локализация остаточных запасов по картам толщин

Нами разработана методика локализации остаточных запасов, основанная на анализе карт текущих нефтенасыщенных толщин. Для её реализации необходимо выполнение следующих этапов.

1 Построение карт начальных извлекаемых запасов. Для этого необходимы карты триангуляционной сети по скважинам рассматриваемого участка пласта, областей Вороного, удельных зон дренирования добывающих скважин, начальных балансовых запасов нефти по зонам дренирования. Карты начальных извлекаемых запасов строятся по зонам дренирования с использованием величины среднего проектного коэффициента нефтеизвлечения для данного участка залежи.

2 Построение карты активных (дренируемых) запасов нефти по добывающим скважинам, осуществляемое с использованием характеристик вытеснения.

3 Построение карт недренируемых запасов нефти на основе их величин, определяемых по каждой добывающей скважине как разность между начальным из-влекаемым запасом и активным (дренируемым) запасом.

4 Для построения карт текущих нефтенасыщенных толщин предварительно строят карту текущих балансовых запасов нефти по зонам дренирования скважин. Значения текущих балансовых запасов по каждой скважине определяются как разность между начальными балансовыми запасами и накопленным отбором нефти по данной скважине. Значения текущих нефтенасыщенных толщин по каждой скважине определяются делением величины текущих балансовых запасов на площадь зоны дренирования скважины, начальную нефтенасыщенную толщину, среднюю по зоне дренирования пористость и среднюю начальную нефтенасыщенность.

5 Определение предельной рентабельной толщины разбуривания залежи, осуществляемое с использованием существующих экономических нормативов.

6 По карте текущих нефтенасыщенных толщин определяют местоположение участков, ограничиваемых величиной толщины, не меньшей предельной рентабельной толщины разбуривания. Размещение уплотняющих скважин проводят на участках оконтуренных в зонах со значениями недренируемых запасов нефти, обеспечивающих рентабельность эксплуатации данных скважин.

Таким образом, построение карт недренируемых запасов нефти и их совокупный анализ с картами текущих нефтенасыщенных толщин позволяют обоснованно подходить к выбору участков и точек бурения дополнительных скважин. Использование такого подхода позволяет увеличить эффективность разработки месторождения путём сокращения затрат на поздней стадии разработки за счёт исключения бурения нерентабельных скважин, а также повышения нефтеотдачи путём вовлечения в разработку запасов, недренируемых существующей сеткой скважин. Применение метода иллюстрируется ниже на примере участка нефтяной залежи пласта БС6 Тепловского месторождения, разрабатываемого по площадной обращённой 7-точечной системе заводнения.

Для рассматриваемого участка последовательно строились карты:

- триангуляционной сети путём разбивки сетки скважин на треугольники методом триангуляции Делоне;

- областей Вороного, т.е. областей, точки которых наиболее близко расположены к данной скважине;

- областей (удельных зон) дренирования добывающих скважин, получаемых

путём распределения областей Вороного для нагнетательных скважин по ближайшим добывающим скважинам;

- начальных балансовых запасов нефти по зонам дренирования добывающих скважин, рассчитанных объёмным методом;

- начальных извлекаемых запасов нефти, рассчитанных по величине проектного коэффициента нефтеотдачи для рассматриваемого участка залежи;

- активных (дренируемых) запасов нефти, рассчитываемых по каждой из добывающих скважин по характеристикам вытеснения;

- недренируемых запасов нефти (рисунок 2), определяемых как разность извлекаемых и активных запасов нефти;

- текущих балансовых запасов нефти по зонам дренирования скважин, которые рассчитываются как разность начальных балансовых запасов за вычетом накопленного отбора нефти по скважине;

- текущих нефтенасыщенных толщин (рисунок 3), определяемых из выражения hн.тек= Qбал.текb/(Smsн ), (1)

где Qбал.тек - текущие балансовые запасы нефти в зоне дренирования скважин, тыс.т; hн.тек - средняя по зоне дренирования текущая нефтенасыщенная толщина, м; S - площадь зоны дренирования, м2; m - средняя по зоне дренирования пористость, д. ед.; sн - средняя начальная нефтенасыщенность прослоев, д. ед.; - плотность пластовой нефти, т/м3; b - объёмный коэффициент пластовой нефти, д. ед.

На картах указаны номера скважин и величины параметров. Существующие скважины обозначены затенёнными окружностями (добывающие) и крестиками (нагнетательные). На основании данных гидродинамических расчётов показателей разработки для характерного элемента системы разработки пласта БС6 при различных предельных толщинах разбуривания, с использованием принятых экономических нормативов, рассчитано, что минимальная нефтенасыщенная толщина разбуривания данного участка залежи составляет 3,1 м.

Предельные нефтенасыщенные толщины (область экономической целесообразности) обусловливались выбором таких значений hн, при которых дисконтиро-

ванный чистый поток денежной наличности D(hн) > 0. Для определения области эффективного бурения определялась нижняя граница поля значений D(hн) = 0.

С учётом полученной величины на карте текущих нефтенасыщенных толшин (рисунок 3) оконтурены зоны, где значения текущих нефтенасыщенных тол- щин превышают 3,1 м (эти зоны на рисунках 2 и 3 заштрихованы). Отрицательные значения толщин некоторых скважин говорят о том, что они дренировали запасы соседних скважин. Анализ карт недренируемых запасов нефти (рисунок 2) показал, что основная часть остаточных запасов нефти в этих зонах (с толщинами бо-

Рисунок 2 - Карта недренируемых запасов нефти (тыс.т)

Рисунок 3 - Карта текущих нефтенасыщенных толщин

лее 3,1 м) охвачена активной разработкой существующей сеткой скважин (наиболее активно вырабатывается центральная зона рассматриваемого участка) и бурение дополнительных скважин на этих участках нецелесообразно (участки скважин № 228, 240, 244б, 261). В то же время, в пределах зон с повышенными текущими нефтенасыщенными толщинами, выделяются недренируемые и слабодренируемые участки (рисунок 2) с высокими значениями не охваченных разработкой запасов (скв. № 227, 229, 239, 257 и др.), которые можно вовлечь в активную разработку путём бурения дополнительных скважин.

Совместный анализ карт текущих нефтенасыщенных толщин (рисунок 3) и карт недренируемых запасов нефти (рисунок 2) позволил наметить для бурения 6 дополнительных скважин, которые показаны на рисунках 2 и 3 номерами 1…6. Среди них два дублёра (скв. № 1 и 6) ликвидированных скважин № 227 и 257, не отобравших запасы из своих зон дренирования, и четыре скважины, размещённые на линиях стягивания запасов нефти.

В третьей главе представлены результаты реализации ГТМ. Для выбора скважин кандидатов для проведения ГТМ выбираются наиболее перспективные скважины по величине остаточных извлекаемых запасов нефти.

В выделенных по карте толщин слабовыработанных зонах мероприятия планировали на основе гидродинамического моделирования с учётом данных мониторинга технологий. Затем производили ранжирование ГТМ по степени технологической и экономической эффективности. Проведение ГТМ реализовывалось последовательно по ранжированному списку технологий, признанных перспективными.

Зарезка боковых горизонтальных стволов, горизонтальные скважины

Применение горизонтальных скважин (ГС) позволяет существенно повысить эффективность разработки, довыработать остаточные запасы нефти. Определяющим моментом для величины дебита ГС является длина и траектория ГС в пласте. Известны различные способы разработки многопластовых нефтяных месторождений с предварительным определением протяжённости горизонтального ствола скважины в каждом пропластке: прямо пропорционально эффективной толщине пластов, обратно пропорционально проницаемости пластов, обратно пропорционально гидропроводности пластов, прямо пропорционально проводимости пластов и др. Недостатками известных способов являются значительно различающиеся сроки выработки и темпы отбора по разным пропласткам, увеличенный отбор жидкости по месторождению в целом.

Нами предложен способ определения траектории горизонтального ствола скважины через коллектор с распределением его протяжённости по пропласткам по заранее выбранным направлениям. Для определения протяжённости длины горизонтального ствола необходимо дополнительное проведение промысловых и лабораторных исследований по определению для каждого пропластка подвижных запасов нефти и коэффициента вытеснения. Проводку горизонтального ствола скважины через коллектор следует осуществлять с распределением его протяжённости по пропласткам по формуле

, (2)

где Lобщ.гс - общая эффективная длина горизонтальной скважины, м; n - число пропластков (пластов) многопластового нефтяного месторождения; j - индекс конкретного пропластка; j,i - относительные темпы отбора из пропластка - безразмерная величина, зависящая от различных параметров ; , - эмпирические коэффициенты; - среднее число дней работы скважины в году, сут; - дебит вертикальной скважины, приходящийся на единицу проводимости () i-го пласта, т/сут; - коэффициент проницаемости i-го пласта, мкм2; - эффективная нефтенасыщенная толщина i-го пласта, м; - подвижные запасы нефти i-го пласта, приходящиеся на 1 скважину и 1 м его эффективной нефтенасыщенной толщины; Ai - расчётная предельная обводнённость продукции скважин в i-м пласте, определяемая с учётом физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, гидродинамических характеристик и коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом, д.ед.; - расчётная средняя обводнённость продукции скважин в конце разработки и в момент достижения Ai по каждому пропластку, д.ед.; - коэффициент заводнения, д.ед.; Fi - накопленный отбор жидкости в пластовых условиях в долях от подвижных запасов нефти.

Длина горизонтального ствола скважины в каждом пласте определяется в зависимости от его проницаемости, толщины, неоднородности, нефтенасыщенности и т.д. таким образом, чтобы время разработки всех пластов и каждого в отдельности до достижения предельной обводнённости было одним и тем же:

. (3)

Получена приближённая зависимость дебита горизонтальной скважины длиной Lгс, м, в пласте с толщиной hэф, м, от дебита вертикальной скважины qвс

; при . (4)

С учётом полученного выражения время разработки каждого пласта может быть выражено в виде:

. (5)

Максимальный годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов нефти определяется по формуле (д.ед.):

, (6)

где qвс - дебит вертикальной скважины, т/сут; Q1П - подвижные запасы нефти, приходящиеся на одну скважину, т.

Применение данного подхода позволяет достичь равномерной выработки за-

пасов в единые сроки разработки по месторождению в целом (или по эксплуатационному объекту) и по пластам с различной проницаемостью и толщиной.

Бурение новых скважин (дублёров, уплотняющих скважин)

Бурение скважин-дублёров и уплотняющих скважин целесообразно лишь в том случае, если дренируемые извлекаемые запасы нефти нельзя выработать с помощью скважин ближайшего окружения либо если их ввод в эксплуатацию может оказать существенное влияние на систему разработки (например, для поддержания пластового давления или для перевода на другой горизонт). С точки зрения повышения эффективности выработки запасов выбор местоположения уплотняющих скважин или скважин-дублёров необходимо проводить на основании карт остаточных нефтенасыщенных толщин, построенных по описанному выше алгоритму.

Для выбора очерёдности бурения скважин-дублёров нами предложена методика, согласно которой при помощи статистической обработки данных о фактических сроках эксплуатации скважин месторождения составляется прогноз среднего срока эксплуатации скважин месторождения и необходимость бурения скважин- дублёров. Сущность методики заключается в следующем.

1 По истечении 20 - 25 лет эксплуатации месторождения проводятся статистическая обработка данных о фактических сроках эксплуатации скважин месторождения и расчёт среднего срока эксплуатации скважин. Анализ проводится по скважинам, ликвидированным в течение всей истории разработки месторождения по причине негерметичности обсадной колонны, заколонной циркуляции или другим объективным, неизбежным и не зависящим от человеческого фактора техническим причинам. Не рассматриваются скважины, ликвидированные в связи с высокой обводнённостью продукции, из-за заводнения продуктивного пласта в зоне дренирования, с низкими дебитами из-за истощения продуктивного пласта, по причине аварий, имеющих случайный, предотвратимый характер. Не анализируют и скважины, ликвидированные сразу после бурения, т.е. не проработавшие одного месяца (например, по причине отсутствия пласта-коллектора в районе данной скважины). По результатам анализа составляется таблица, в которую заносят значения: Xi,t- количество скважин, ликвидированных в текущем году (i) в возрасте (t); Yi,t - общее количество скважин (добывающих и нагнетательных), которые числились в текущем году (i) в данном возрасте (t), включая те, которые были ликвидированы в текущем году.

Находят сумму количества ликвидированных скважин в данном возрасте t:

. (7)

Для всех возрастов t рассчитывается значение коэффициента необратимой аварийности t: . (8)

Анализ динамики коэффициента необратимой аварийности проводится аналогично анализу динамики коэффициента аварийности машин и оборудования по срокам службы. Для анализа использована одна из составляющих распределения Вейбулла:

(t) = 0t-1, (9)

где (t) - коэффициент аварийности; 0 - коэффициент «статистической аварийности» (вероятность наступления аварии на скважине в период её «нормальной» эксплуатации, когда коэффициент аварийности фонда скважин остаётся стабильным (рисунок 4); t - возраст наступления аварии; - коэффициент, определяемый на стадии обучения и экзамена.

Экстраполированные на перспективу значения коэффициентов необратимой аварийности позволяют прогнозировать максимальный срок эксплуатации скважин. Таким образом, можно определить - в каком возрасте абсолютно весь эксплуатационный фонд скважин попадёт в аварийную ситуацию, несовместимую с дальнейшей нормальной работой, т.е. какой возраст ни одна скважина «не перешагнет», не попав в аварийную ситуацию, с вероятностью, равной 100 %. Для прогноза среднего срока эксплуатации скважин месторождения (максимального срока эксплуатации среднестатистической скважины) необходимо усреднение аппроксимированных фактических и прогнозных значений максимальных сроков эксплуатации всех скважин данного месторождения:

, (10)



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.