WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Анализ причин быстрого обводнения БГС и пробуренных на участке ГС показал, что вскрываемые ими пласты характеризуются значительной зональной и послойной неоднородностью. Все рассматриваемые горизонтальные скважины пробурены в сильно неоднородных зонах в водонефтяной зоне или в частично заводненных коллекторах (рисунок 6).

Проведенные численные исследования показали, что наличие послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора в пласте водонефтяной зоны существенным образом влияет на процесс вытеснения нефти водой при эксплуатации пласта горизонтальной скважиной. Анализ эффективности эксплуатации горизонтальных скважин пласта АВ2-3 показал, что при разработке контактной водонефтяной зоны использование горизонтальных скважин предпочтительнее вертикальных при соблюдении нескольких условий. Во-первых, ствол горизонтальной скважины должен размещаться как можно ближе к кровле пласта. Во-вторых, при помощи моделирования или экспериментально необходимо подбирать оптимальный режим эксплуатации горизонтальной скважины, при котором обводненность продукции достаточно долго остается низкой. В-третьих, высокие отборы горизонтальных скважин должны компенсироваться закачкой.

Рисунок 6 Фрагмент карты плотности текущих подвижных запасов нефти на момент начала бурения ГС (01.01.2005 г) (пласт АВ13, район блока G16-04 Самотлорского месторождения)

Для повышения эффективности действующей системы разработки в четвертой главе предложен комплекс геолого-технических мероприятий, основными элементами которого стали бурение горизонтальных стволов, разобщение пластов с разным энергетическим состоянием и предотвращение внутрискважинных межпластовых перетоков, организация нестационарного воздействия.

Первым и, пожалуй, основным моментом недостаточной эффективности сложившейся системы разработки является отсутствие стратегии доразработки залежи. Система разработки требует значительного изменения, т.к. при существующем положении дел утвержденный КИН не достигается. Здесь необходимо отметить, что для адресного воздействия на остаточные запасы нефти в послойно и зонально неоднородных пластах основной упор в области бурения должен быть сделан на горизонтальные технологии. Однако это капиталоемкий и наукоемкий путь повышения эффективности действующей системы разработки.

Вместе с тем, для повышения эффективности действующей системы разработки необходимо провести ревизию эксплуатационного и нагнетательного фондов скважин для устранения возможности возникновения внутрискважинных межпластовых перетоков жидкости и связанного с ними неконтролируемого заводнения невыработанных пластов и оттеснения запасов нефти от забоев добывающих скважин.

В работе на примере двухпластовой модели (рисунок 7) научно обосновано явление потери части запасов нефти при совместной эксплуатации пластов с разными энергетическими состояниями.

Рисунок 7 Модель двухпластовой системы, эксплуатируемой добывающей скважиной единым фильтром. Пласты гидродинамически не связаны друг с другом за исключением ствола добывающей скважины. В высокопроницаемый пласт (1) ведется закачка воды. Цветом показано поле водонасыщенности. Изолиниями показано поле давления.

На рисунке 8 приведены динамики текущих подвижных запасов нефти пласта 1 и потерь подвижных запасов нефти пласта 2 в зависимости от обводненности продукции скважины. Видно, что наибольший темп оттоков подвижных запасов пласта 2 соответствует уровню обводненности добываемой жидкости более 90 %. К моменту достижения предельной обводненности (98 %) около половины всех подвижных запасов нефти пласта 2 оттеснены за контур дренажа скважины.

Необходимо отметить, что данное явление – отток запасов нефти и неконтролируемое заводнение за счет внутрискважинных перетоков неоднократно наблюдалось в процессе моделирования разработки ряда месторождений. Например, моделирование разработки залежей нефти пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения показало, что в «совместных» скважинах существуют внутрискважинные межпластовые перетоки.

Рисунок 8 Динамика текущих подвижных запасов нефти пласта 1 и потерей подвижных запасов нефти пласта 2 в зависимости от обводненности продукции скважины

Методом «нечетких множеств» отобраны добывающие скважины с высокой обводненностью добываемой продукции, в которых высока вероятность внутрискважинного перетока. По данным скважинам рекомендовано отключение высокопроницаемых обводнившихся пластов.

Значительное залегание начальных извлекаемых запасов нефти в неоднородных коллекторах, что характерно для пластов группы АВ в районе блока G16-04 Самотлорского месторождения, заранее предопределяет достаточно быстрое нарастание обводненности добываемой продукции. В таких условиях необходимо применение технологий нестационарного заводнения, позволяющего снизить неравномерность вытеснения нефти водой.

Проведенный анализ позволил выявить зоны пластов с низкой выработкой извлекаемых запасов нефти и повышенной плотностью недренируемых подвижных запасов нефти. Наличие таких зон обусловлено следующими факторами:

  1. высокая неоднородность проницаемостных свойств коллектора и его низкая средняя проницаемость;
  2. несовершенство действующей системы разработки (пласты, различающиеся своими ФЕС, разрабатываются единой сеткой скважин).

Для организации циклического заводнения был выбран пласт АВ13 блока G17-04. Фрагмент карты плотности текущих подвижных запасов пласта АВ13 приведен на рисунке 9, а. Нагнетательная скважина 29976 имеет высокую тесноту связи с добывающими скважинами 29978, 29977, 21235. Данный участок характеризуется достаточно высокой послойной неоднородностью и, как следствие, большой плотностью недренируемых подвижных запасов нефти (рисунок 9, б). Обводненность рассматриваемой группы добывающих скважин на 01.05.2008 г. составляет 86 %. Пластовое давление в зоне отбора выше давления насыщения нефти газом.

а) б)

Рисунок 9 Фрагмент карты плотности текущих подвижных (а) и недренируемых подвижных (б) запасов нефти (пласт АВ13 Самотлорского месторождения)

На основе созданной фильтрационной модели участка просчитаны несколько вариантов нестационарного воздействия со стороны скважины 29976 с различными периодами работы и остановки скважины: 1) 30 сут работает, 30 сут отключена; 2) 15 сут работает, 30 сут отключена; 3) 30 сут работает, 15 сут отключена.

Сравнение накопленной добычи нефти при различных вариантах разработки приведено на рисунке 10. На основании результатов гидродинамического моделирования можно сделать вывод о положительном эффекте организации циклической закачки в скважине 29976.

На начальном этапе моделирования наиболее эффективным является нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины, при котором скважина работает с одинаковыми периодами работы и остановки. В режиме, при котором период работы скважины 29976 в 2 раза меньше периода остановки, достигается наибольшее значение дополнительно добытой нефти. Однако на первом этапе при данном режиме происходит значительное снижение добычи нефти по сравнению с базовым вариантом. Очевидно, необходимо менять режимы эксплуатации нагнетательной скважины с течением времени.

Рисунок 10 Технологические показатели разработки опытного участка при стационарном
и нестационарном воздействиях на пласт
со стороны нагнетательной скважины 29976

На основании полученных в предыдущих разделах результатов были сформированы первоочередные ГТМ по повышению эффективности разработки рассматриваемого участка. Предлагаемые мероприятия имеют двойную цель. Во-первых, они направлены на повышение эффективности действующей системы разработки рассматриваемого участка. Во-вторых, они являются элементами эксперимента по опробованию новых подходов в разработке нефтяных залежей, часть из которых были изложены выше. Все мероприятия были просчитаны на хорошо адаптированной гидродинамической модели залежи и являются вполне обоснованными, что позволяет надеяться на их высокую эффективность.

Предложенный комплекс ГТМ позволит за прогнозный период в 20 лет дополнительно добыть 874 тыс. т нефти при сокращении добычи жидкости в 3108 тыс. т и закачки воды в 2366 тыс. м3. Прирост накопленного чистого дисконтированного дохода (НЧДД) за этот период составит более 190 млн руб.

Основные выводы и рекомендации

  1. Анализ научно-технической литературы показал, что в настоящее время не всегда используется весь потенциал горизонтальных технологий при освоении и разработке нефтяных месторождений. Результаты ряда работ подтверждают, что повышение эффективности разработки месторождений возможно на основе оптимального (по критерию максимизации КИН) выбора местоположения, профиля и взаимной ориентации стволов горизонтальных скважин, поэтому продолжение данных исследований применительно к конкретным месторождениям остается актуальной задачей.
  2. Проведенные расчеты показали, что разработка чисто нефтяной залежи с послойно-неоднородным по проницаемости коллектором в режиме частичного разгазирования является более эффективной, чем в режиме ограничения отборов и поддержания пластового давления выше давления насыщения нефти газом. Это связано с большей эффективностью нефтеизвлечения из низкопроницаемых прослоев коллектора при расширении выделяющегося из нефти газа.
  3. Показано, что для интенсивных систем разработки (на примере
    3-рядных линейных) применение горизонтальных скважин не дает существенного прироста КИН, а является инструментом интенсификации добычи нефти. С другой стороны, показано, что расположение ГС можно оптимизировать по мощности пласта. Так, размещение ствола ГС в высокопроницаемом слое приводит к снижению КИН.
  4. Предложена схема размещения стволов ГС в послойно-неоднородном по проницаемости пласте. Расположение стволов ГС в прикровельном и приподошвенном низкопроницаемых слоях позволит увеличить КИН и предотвратить образование «застойной» зоны в области коллектора, ограниченного стволами добывающих скважин.
  5. Исследованы процессы нефтеизвлечения из послойно-неоднородных анизотропных по проницаемости коллекторов. Показано, что чем выше анизотропия проницаемости коллектора, тем ниже конечный КИН. Для сильно анизотропных коллекторов (Kz/Kx= 0.01) применение ГС становится неэффективным по сравнению с применением вертикальных скважин. В этом случае пласт необходимо разрабатывать либо системой вертикальных скважин, либо системой полого направленных скважин, вскрывающих все нефтенасыщенные пропластки.
  6. Исследование влияния расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин показало, что использование общепринятых в промысловой практике представлений о том, что горизонтальная скважина заменяет две вертикальные, не всегда отражает истинное положение вещей. Только при оптимальном расположении стволов ГС данное соотношение выполняется. Однако, как показали модельные расчеты, неудачное расположение ГС может снизить эффективность разработки участка. При этом эквивалентность ГС и вертикальных скважин может составлять величины менее 1, что говорит о нецелесообразности применения таких схем расположения стволов горизонтальных скважин.
  7. Проведенный анализ особенностей геологического строения и состояния разработки пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 в районе блока G16-04 Самотлорского месторождения позволил выявить следующие факты:
  • особенности строения нефтенасыщенных коллекторов – высокая послойная и зональная неоднородности проницаемостных свойств коллектора – привели к опережающей выработке высокопроницаемых пропластков, прогрессирующему росту обводненности, снижению эффективности действующей системы поддержания пластового давления и разработки в целом. Остаточные запасы нефти сосредоточены, в основном, в низкопроницаемых областях коллектора. В таких условиях основные направления стратегии доразработки залежи должны быть направлены на адресное воздействие на остаточные запасы нефти посредством бурения горизонтальных стволов (горизонтальных скважин, многозабойных ГС и БГС), селективную водоизоляцию заводненных участков пласта с целью ограничения водопритока и изменения направления фильтрационного потока, организацию нестационарного воздействия;
  • эксплуатация двух и более гидродинамически не связанных пластов с различным энергетическим состоянием приводит к возникновению в стволе скважины межпластовых перетоков жидкости, что отрицательно сказывается на эффективности нефтеизвлечения. Проведенные исследования указывают на крайнюю необходимость разукрупнения объектов эксплуатации;
  • близость водоносных (заводненных) пластов предопределила низкую эффективность проводимых на участке ГРП. Предложено заменить ГРП на бурение БГС или радиальное бурение.
  1. Для повышения эффективности действующей системы разработки предложен комплекс геолого-технических мероприятий, основными элементами которого стали бурение горизонтальных стволов, разобщение пластов с разным энергетическим состоянием и предотвращение внутрискважинных межпластовых перетоков, организация нестационарного воздействия. Предложенный комплекс ГТМ позволит за прогнозный период в 20 лет дополнительно добыть 874 тыс. т нефти при сокращении добычи жидкости в 3108 тыс. т и закачки воды в 2366 тыс. м3. Прирост НЧДД за этот период составит более 190 млн руб.

Основные положения диссертационной работы опубликованы
в следующих научных трудах:

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»