WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

самойлов александр сергеевич

исследование и разработка технологиИ выработки запасов нефти сложнопостроенных залежей горизонтальными скважинами

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых  месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Тюмень – 2012

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Министерства образования и науки РФ на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Научный  руководитель  - доктор технических наук

  Стрекалов Александр Владимирович

Официальные оппоненты: - Федоров Вячеслав Николаевич

доктор технических наук, профессор

начальник отдела ГДИС ООО «БашНИПИнефть»;

                               - Квеско Бронислав Брониславович

кандидат физико-математических наук, доцент,

  заведующий кафедрой геологии и разработки
нефтяных месторождений ИГНД НИТПУ.

Ведущая организация  - Открытое акционерное общество «Сибирский научно – исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 29 марта 2012 года в 11.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027,
г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 29 февраля 2012 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор                 Г.П. Зозуля

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы.

При масштабном внедрении в начале 2000-х и в течение последующего десятилетия в систему разработки месторождений Западной Сибири горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) достигалась форсированная выработка запасов нефти при быстрой окупаемости вложений без строительства новых скважин. Внедрение производилось в оперативном порядке, не всегда согласованно с принятыми проектными решениями, либо путем трансформации существующей системы разработки. Однако, без системного обоснования технологии горизонтального вскрытия и эксплуатации объектов, проектные значения коэффициента извлечения нефти (КИН) не достигаются.

В последние годы технологии горизонтального вскрытия уделяется много большее внимание при проектировании системы разработки, в некоторых компаниях обоснование строительства каждого ГС выполняется в виде мини-проекта. На что повлиял и мировой финансовый кризис, когда в целях оптимизации производства погрешность и доля неопределенности сводились к минимуму. К технологии горизонтального вскрытия применили новые подходы о чем свидетельствуют результаты эксплуатации, построенных ГС и БГС с 2009 г. (в ОАО «Сургутнефтегаз» построено более 350 скв., ОАО «Лукойл» более 200 скв., в ТНК-ВР более 100 скв., в ОАО «НГК «Славнефть» более 100 скв., в ОАО «Газпром нефть» более 70 скв., в ОАО «НК «Роснефть» более 50 скв., в ОАО НК «РуссНефть» более 20 скв.).

Известно, что не достаточно определить только основные параметры применения ГС: длину, профиль, расположение ствола относительно кровли и подошвы, предельные технологические режимы эксплуатации. Необходимо учитывать размещение и параметры сетки скважин, схемы вскрытия пластов и регулирование режимов их работы. Необходимо создание принципиально новых методов мониторинга и управления выработкой запасов нефти особенно для сложнопостроенных залежей, которые будут основаны на достоверном изучении геологического строения посредством исследования горизонтальных стволов, зависимости дебита нефти от неоднородности геологического строения и гидравлических сопротивлений по длине, создании равномерности выработки запасов нефти по всему объему коллектора дренируемого ГС, высокоточном определение зоны дренирования, возможности проведения и прогнозирования эффективности способов повышении нефтеотдачи пластов, определения главных напряжений пород, от учета которых напрямую зависит эффективность системы заводнения и механические методы воздействия на пласт (гидроразрыв пласта).

Цель работы

Повышение выработки запасов нефти сложнопостроенных залежей обоснованием технологических параметров эксплуатации горизонтальных скважин.

Основные задачи исследования

1. Анализ проблем мониторинга выработки запасов нефти с применением горизонтального вскрытия продуктивных пластов, а также результатов теоретических и экспериментальных исследований в области гидромеханики горизонтальных стволов.

2. Исследование влияния особенностей геологического строения сложнопостроенных нефтяных залежей на гидродинамические процессы в них обоснование геолого-промысловых критериев, определяющих эффективную разработку с применением горизонтальных скважин.

3. Совершенствование методов оценки параметров эксплуатации и разработка способа обоснования конструктивных особенностей заканчивания горизонтальных скважин при вскрытии сложнопостроенных залежей.

4. Внедрение методики расчета параметров эксплуатации и обоснования конструктивных особенностей заканчивания горизонтальных скважин на объекте БВ20 Вынгапуровского месторождения.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является зона дренирования и выработки запасов нефти сложнопостроенной залежи, а предметом – скважина с горизонтальным окончанием, дренирующая нефтяной пласт.

Научная новизна выполненной работы

1.  Установлено, что основной причиной отклонения фактических дебитов горизонтальных скважин от расчетных в условиях сложнопостроенного коллектора является неравномерный профиль притока, обусловленный неоднородностью геолого-физических свойств, и, соответственно, искривлением зоны дренирования и неравномерности выработки запасов как по вертикали, так и по площади залежи.

2.  Научно обосновано, что потери давления на гидравлическое сопротивление по длине продуктивной горизонтальной части ствола и на местные сопротивления не превышает 1,5 % от общей депрессии при дебитах жидкости меньше 1500 м3/сут.

3.  Выявлено влияние изменения зенитного угла трещины гидроразрыва удельного дебита горизонтального ствола, на основе аналитической модели стационарного однофазного притока.

Практическая ценность и реализация

1.  Разработанная методика расчета эксплуатационных параметров способа заканчивания горизонтальных скважин, обеспечивающего выравнивание профиля притока в сложнопостроенных залежах, применены при составление проектных документов на эксплуатацию горизонтальных скважин пласта БВ20 Вынгапуровского месторождения.

2.  В результате применения предложенных разработок накопленная добыча нефти по трем горизонтальным скважинам компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на 01.01.2012 г. больше проектных значений на 4 %.

Основные защищаемые положения

1.  Научное обоснование несущественного влияния потерь давления из-за гидравлических сопротивлений по длине продуктивной горизонтальной части ствола на показатели эксплуатации.

2. Методика расчета эксплуатационных параметров способа заканчивания с целью выравниванию профиля притока в горизонтальных скважинах.

3.  Аналитическая модель горизонтальной скважины с поперечной трещиной гидроразрыва.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно: пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования» и пункту 5 «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2009 г.), Международном симпозиуме им. академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2010 г), Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2011 г.), III Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». – (Москва, 2011 г), Международной научно – технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» посвященной 55 – летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2011 г.), семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2009 – 2011 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 12 печатных работах, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 147 страницах машинописного текста, содержит 27 таблиц, 84 рисунка. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 124 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель, задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы, определены основные защищаемые положения.

В первом разделе выполнен критический анализ результатов эксплуатации горизонтальных скважин. Рассмотрены проблемы контроля за выработкой запасов нефти.

Значительный вклад в решение проблем, связанных с применением горизонтальных скважин, внесли известные отечественные и зарубежные ученые: Алиев З.С., Борисов Ю.П., Бузинов С.Н., Грайфер В.И., Грачев С.И., Григорян А.М., Григулецкий В.Г., Евченко В.С., Закиров С.Н., Ибрагимов А.И., Иктисанов В.А., Клещенко И.И., Крылов В.А., Лысенко В.Д., Максимов В.П., Меркулов В.П., Мукминов И.Р., Овчинников М.Н., Пилатовский В.П., Полубаринова - Кочина П.Я., Сохошко С.К., Стрекалов А.В., Табаков В.П., Телков А.П., Шеремет В.В., Юсупов И.Г., Янгуразова З.А., Babu D.K., Odeh A.S., Butler R.M., Economides M.J., Ehlig- Economides C.A., Giger F.M., Goode P. A. - Thambynaygam R. K., Joshi S.D., Kuchuk F.J. - Lichtenberger G. J., Raghavan R. – Joshi S.D., Suprunowicz R. и др.

Большое влияние на величину извлечения углеводородного сырья оказывает расстановка скважин с учетом неоднородности продуктивных пластов и особенностей геологического строения залежи. В этой связи необходимо научное обоснование технологического назначения и режима работы отдельных скважин, так как еще на стадии разбуривания месторождения система разработки представляет собой совокупность скважин, эксплуатация которых не соответствует проектным технико-экономическим показателям. Известно, что производится перенос аналитических решений подземной гидрогазодинамики на сложную геологическую систему, например, при математическом моделировании эксплуатации горизонтальных скважин на секторных гидродинамических моделях. Истинная форма зоны дренирования флюида в неоднородном коллекторе существенно отличается от принятых форм схематизации притока. В результате не обеспечивается согласованность геолого-технологических мероприятий, проводимых для повышения эффективности эксплуатации всего фонда скважин сложного профиля, которые имеют свои локальные цели и условия управления.

Даже после качественного вскрытия пласта горизонтальными скважинами показатели выработки запасов нефти не всегда соответствуют проектным. Так, например, фактический профиль ГС, вскрывшей газонефтяную залежь Ярайнерского месторождения соответствует проектному. Однако, после непродолжительного времени эксплуатации произошло обводнение до 90 % (рисунок 1). Установлено, что основной причиной является превышение допустимой депрессии, и, вследствие, подтягивание подошвенной воды.

Рисунок 1  Динамика дебитов нефти и жидкости скважины № 210Г объекта ПК20 Ярайнерского месторождения

Аналогичная проблема отмечается на Вынгапуровском месторождении в компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», где длина горизонтальных скважин по пласту составляет 850 метров. Дебит по нефти составил 1080 т/сут, однако в течение первого месяца эксплуатации произошло резкое обводнение продукции.

Разработка залежей сложного геологического строения горизонтальными скважинами сопровождается серьезными сложностями, например, при выработке запасов нефти объекта Вч1-2 Верхнечонского месторождения. Проектным документом утвержден вариант разработки газонефтяной залежи блоков 1,2,5,8 горизонтальными скважинами. После запуска в эксплуатацию фактические дебиты ГС соответствовали проектным, однако после года эксплуатации они снизились в два раза. В 2010 году были проведены геофизические исследования скважин, по результатам которых установлено, что приток по длине ГС имеет крайне неравномерный характер, несомтря на равномерную перфорацию по всей длине ствола.

Задачу обеспечения равномерности притока вдоль ствола ГС, а соответственно, полной выработки значительных объемов нефтенасыщенного пласта, недропользователи решают механическими способами воздействия, например, поинтервальным ГРП, гидропескоструйной перфорацией, дострелом и т.д.

Проблема проведения промыслово-геофизических (ПГИ) гидродинамических исследований (ГДИ) действующих горизонтальных скважин на сегодняшний день весьма актуальна, поскольку полученные результаты не всегда отвечают требованиям информативности, так как ПГИ ГС значительно отличаются от исследований в вертикальных скважинах, вследствие многофазности потока и появления застойных зон и ловушек воды и газа.

Таблица 1 Результаты спуска оборудования для исследований в ГС с помощью технологического комплекса «Латераль»

Скважина

Месторождение

Дата исследования

Длина проходки по ГС

% от общей длины ГС

Способ доставки

6354Г

Вынгапуровское

12-14.11.2010 г.

544

70

Латераль

803Г

Ярайнерское

8-10.06.2009 г.

409

100

Латераль

302Г

Ярайнерское

авг.-сент. 2010 г.

375

96

Латераль

4132Г

Ярайнерское

08.2009 г.

753

68

Латераль

Учет и решение многих проблем эксплуатации горизонтальных скважин возможно на стадии проектирования разработки сложнопостроенных залежей. В разделе представлен анализ результатов проектирования и обоснования дебита горизонтальных скважин в зависимости от длины, математического моделирования продуктивности горизонтальных скважин с учетом гидравлических сопротивлений по длине горизонтального ствола. Ряд исследователей (Доманюк Ф.Н., Гилаев Г.Г., Гилаев Р.Г., Летичевский А.Е. и др.) указывают на существенное влияние потерь давления по длине горизонтального ствола, что приводит к отклонению фактических показателей эксплуатации от проектных. На рисунке 2 представлен пример результатов расчета по методике одного из вышеуказанных авторов для ГС Верхнечонского месторождения. Следует отметить, что авторами проведены экспериментальные исследования и получены аналитические решения притока жидкости к ГС с учетом законов трубной гидравлики. Однако результатов, по каким либо скважинам не представлено и значительного снижения депрессии с ростом дебита и длины ГС не получено, что отмечено на рисунке 2.

Рисунок 2 – Зависимость потерь давления от дебита ГС различной длины

Во втором разделе представлены результаты математического моделирования работы горизонтальных скважин в условиях сложнопостроенного пласта.

Рассмотренные в первом разделе способы моделирования притока жидкости к горизонтальному стволу с учетом гидравлических сопротивлений имеют различные постановки. Сопоставление результатов показывает некоторую неоднозначность, отмечается противоположность полученных результатов, что говорит о множественности представлений о распределении депрессии и притоке флюида к горизонтальному стволу в продуктивном пласте. По результатам выполненного анализа определены направления решения задачи притока флюида к горизонтальному стволу, такие как оценка влияния конструкционных параметров на режим течения в горизонтальном стволе, влияние геолого-физических свойств продуктивного пласта на интенсивность притока в ГС. Для учета вышеперечисленных факторов в работе была разработана гидродинамическая модель горизонтальной скважины с имитацией способов заканчивания, таких как перфорированный фильтр и проперфорированная обсадная колонна. На рисунке 3 представлен элемент модели стационарной фильтрации флюида, отражающий интервал горизонтального ствола с элементами, учитывающими движение флюида в продуктивном пласте.

Рисунок 3 – Элемент модели стационарной фильтрации флюида

На рисунке 3 представлено: 1 – точка входа в продуктивный пласт, по которой устанавливается пластовое давление (штуцер); 2 – неперфорированный участок горизонтального ствола; 3 – условная граница радиуса контура питания (Pпл); 4 – элемент, выполняющий роль продуктивного пласта, с соответствующими свойствами, соблюдается закон фильтрации Дарси; 5 – перфорированный участок горизонтального ствола в котором происходит приток пластового флюида.

При расчете по модели стационарной фильтрации однофазной жидкости на участке входа в продуктивный пласт устанавливается забойное давление при помощи штуцера. Определяются размеры элементов – диаметр перфорированного фильтра dф, длина фильтров lф, диаметр перфорационных отверстий dотв, расстояние до контура питания Rk, толщина пласта h, ФЕС пласта, свойства флюида. На рисунке 4 представлены результаты расчета ГС (L=500 м., фильтр ФБ.102) для условий объекта БВ2 Вынгапуровского месторождения. Как видно из рисунка существенные потери в данном примере более 0,1 МПа возникают при дебите свыше 1500 м3/сут и выше. Однако и с учетом потерь проектные дебиты намного выше фактических. Это подтверждает необоснованность выводов многих исследователей о том, что в ГС работают не более 50-250 метров ствола в продуктивном пласте по причине недостаточной депрессии. А также следует, что главной причиной меньших дебитов и неплановое снижение добычи является неравномерность притока, обусловленная геологическими особенностями вскрытого пласта, что подтверждается результатами изучения промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин.

Рисунок 4 – Распределение притока и снижения депрессии по длине ГС

При разработке сложнопостроенных залежей используют сложные конструкции горизонтальных скважин (большая протяженность, изменение профиля по вертикали и латерали), что сказывается на их производительности. В работе (совместно с Е.В. Колесником и С.В. Левковичем) на основе вычислительных экспериментов разработана математическая модель притока к горизонтальной скважине, учитывающая конструктивные параметры ГС, такие как азимутальную трассировку в пределах продуктивного пласта и снижение пластового давления как функцию от отборов жидкости. При сопоставлении продуктивностей скважин без трассировки и с ней у последней отмечается снижение продуктивности в среднем на 5 %. Для условий сложнопостроенного коллектора, когда в процессе бурения принимаются меры по обходу зон выклинивания, или замещения модель позволяет давать оценку влияния на дебит вышеперечисленных параметров.

Известно, что в условиях, когда ГС не выполняет проектного назначения по выработке запасов нефти, недропользователями проводится комплекс мероприятий по интенсификации притока. К нему в частности относится и гидроразрыв пласта, проводимый в ГС по различным технологиям. Актуальность прогнозирования эффективности ГРП в ГС связана с практическими результатами его применения.

В работе представлена аналитическая модель притока к ГС с трещиной ГРП. Основными отличительными параметрами от существующих являются, геометрический учет несовершенства трещины относительно вертикали и латерали, известный по некоторым моделям (Синко-лей, Саманиего, Телков) как скин-эффект от штуцера.

На рисунке 5 представлена расчетная схема, эллиптической наклонной трещины после проведения гидравлического разрыва пласта, учитывающая  изменение значения зенитного угла.

На бесконечно малом участке dl в трещину толщиной b будет поступать приток из пласта dq.

Приток жидкости в трещину будет описываться уравнением:

,                                        (1)

где        δ  критерий искривления фильтрационных потоков, который будет определяться в виде ,        h – толщина пласта, м, R – радиус контура питания, м, k – проницаемость по латерали, м2, kz – проницаемость по вертикали, м2, α – угол отклонения от вертикали, град, l – длина трещины, м, μ – динамическая вязкость жидкости, Па·с, Pk – давление на контуре питания, Па, P – давление в элементе, Па.

Фильтрация жидкости в пласте вдоль трещины к точке «0» (рисунок 5) будет описываться уравнением:

                                               (2)

где kt – проницаемость трещины м2.

c граничными условиями: q(L)=Q; p(L)=Pk.

Рисунок 5  Расчетная схема модели эллиптической вертикальной или наклонной трещины

Таким образом, движение жидкости в трещине описывается системой дифференциальных уравнений:

  3)

Решая систему дифференциальных уравнений, найдем распределение давления по трещине:

,                        (4)

И зависимость притока в трещину от линейных размеров:

               (5)

Приток из трещины к забою горизонтальной скважины описывается следующим уравнением:

,  (6)

после интегрирования получаем;

  (7)

где        J0, J1 – функция Бесселя первого рода.

– функция Струве.

На рисунке 6 представлена зависимость притока из трещины, от забойного давления – Pc и параметра δ.

Рисунок 6  Зависимость притока из трещины, от забойного давления – Pc и параметра δ.

Из характера поверхности видно, что при уменьшении забойного давления величина притока жидкости из трещины увеличивается пропорционально, то есть данная зависимость описывается линейным законом фильтрации. При изменении критерия искривления фильтрационных потоков δ в сторону увеличения (уменьшения), данный процесс может происходить при увеличении (уменьшении) разницы вертикальной и горизонтальной проницаемости или при увеличении толщины пласта (уменьшении), либо изменении угла наклона трещины к горизонтальной плоскости в сторону увеличения (уменьшения), величина притока жидкости изменяется не линейно. И чем больше депрессия тем заметнее влияние критерия искривления фильтрационных потоков на величину притока жидкости из трещины.

При фиксированных значениях: проницаемости породы и трещины, динамической вязкости пластового флюида, ширины трещины, пластового и забойного давлений и постоянного радиуса контура питания. При увеличении длины трещины величина притока будет увеличиваться, увеличение будет происходить нелинейно, при длине трещины 0–20 м более интенсивно, а при длинах 100 и более метров зависимость будет выполаживаться.

В третьем разделе представлены результаты вычислительных экспериментов по исследованию технологий повышения охвата сложнопостроенного пласта дренированием, выполненные с применением современного гидродинамического симулятора.

Определяющим показателем разработки нефтяных месторождений является величина охвата залежи дренированием и воздействием. Оценка величины охвата пласта дренированием и воздействием, а также методы его увеличения, требуют учета множества влияющих факторов.

Коллекторы, вскрываемые ГС, практически всегда состоят из нескольких пластов или пропластков. В связи с этим возникает необходимость управления выработкой запасов из различных участков дренируемых ГС. При отсутствии регулирования этих процессов происходит неравномерная выработка запасов по объему коллектора, обводнение высокопроницаемых пропластков, что в конечном итоге нарушает стратегию разработки объекта.

Очевидно, что на сегодняшний день исследование особенностей притока жидкости к горизонтальной скважине для интенсификации добычи нефти путем изучения влияния забойного давления и неоднородности коллектора, определения оптимальной длины ствола для заданных горно-геологических условий, разработки практических рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации ГС, с целью управления выработкой запасов, является важной практической задачей.

Однако неравномерность притока вдоль ГС не означает аналогичную неравномерность в пределах продуктивного пласта, поскольку воронка депрессии выравнивается в пределах пласта в течение эксплуатации. Для определения необходимости выравнивания профиля притока в слоисто-неоднородных коллекторах необходимо проведение ряд экспериментов по определению граничных условий значения проницаемости и доли пропластка от общего объема пласта кратное отличие которых приводит к зоне дренирования с крайне неравномерной формой приводящей к преждевременному прорыву воды.

Для проведения вычислительных экспериментов приняты три варианта: 1 – моделирование горизонтальной скважины по условиям геолого-гидродинамической модели, принятой как в утвержденном проекте на разработку; 2 – с учетом распределения фильтрационно-емкостных свойств объекта по разрезу и по площади на основе результатов изучения керна и ГИС; 3 – внедрение в гидродинамическую модель варианта 2 инструмента для выравнивания профиля притока вдоль ГС. На рисунках 7,8 представлены результаты вычислительных экспериментов для условий пласта БВ20 Вынгапуровского месторождения.

Рисунок 7 – Распределение параметров дренирования на 30-ые сутки эксперимента, вариант №2 слой № 9 (K= 40 мД): а – пластовое давление; б – масса нефти

 

Рисунок 8 – Распределение параметров дренирования на 30-ые сутки эксперимента, вариант № 2 слой № 3 (K=80 мД): а – пластовое давление; б – масса нефти

На рисунке 9 представлена динамика дебита нефти по 1, 2 и 3 вариантам.

По результатам вычислительных экспериментов на гидродинамическом симуляторе установлено, что выравнивание профиля притока по длине ГС, вскрывшей пропластки с различными ФЕС, необходимо при отношении гидропроводностей прослоев более 3 – max/min3, поскольку при таком соотношении выработка запасов с большей гидрпопроводностью происходит более интенсивно переток из менее продуктивного не обеспечивает выравнивания зоны отборы и зона дренирования высокопроницаемого достигая фронта заводнения либо нефтенасыщенной части в дальнейшем приводит к полному выходу из работы низкопроницаемых пропластков.

Эффективную длину ГС (приходящуюся на нефтенасыщенные интервалы) определяется следующим образом: в первом приближении используется способ, основанный на выделении по результатам геофизических исследований доли высокопористых пропластков в общей длине горизонтального участка скважины; приближенно при помощи КВД; методами термометрии; снятием профиля притока в работающей ГС, что является наиболее достоверным.

Рисунок 9 – Динамика дебита нефти по 1,2,3 вариантам

Оценить область пласта, охваченного выработкой, без знания фактического интервала притока невозможно. В настоящее время современное оборудование по режимным замерам термометрии и термокондуктивной расходометрии определяют интервалы с любыми притоками.

Проектирование горизонтальной скважины в продуктивном пласте, с учетом профиля притока и способа заканчивания, является пассивным инструментом регулирования выработки запасов нефти из пропластков с различными ФЕС.

В четвертом разделе представлена методика по прогнозированию эффективности эксплуатации горизонтальных скважин в условиях неоднородного коллеткора, с учетом эксплуатационных параметров способа заканчивания горизонтальных скважин, направленных на выравнивание профиля притока в сложнопостроенных залежах и результаты расчетов на примере горизонтальных скважин компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

В состав методики входит нескольких позиций, краткое описание которых представлено ниже.

1. Определение дебита горизонтальной скважины в зависимости от длины и геолого-физических параметров определяющих эффективность данной технологии. Решение задачи осуществляется по аналитическим зависимостям. Выбор первых оптимальных вариантов длины ГС, диаметра скважины.

2. Создание геолого-гидродинамической модели либо использование существующей, учитывающей детальное геологическое строение участка (изменение ФЕС по данным лабораторных исследований керна, по результатам проведения ГИС, ГДИ).

3. Вычислительные эксперименты по определению оптимального варианта длины и расположения горизонтального ствола.

4. Распределение интервалов по значению притока и наибольшей вырабатываемости в объеме коллектора.

5. Определение значений проницаемости для околоскважинных ячеек наиболее интенсивных пропластков, которые будут обеспечивать приток соответствующий формированию равномерной выработке запасов нефти по всем объему пласта.

6. Создание гидродинамической модели горизонтальной скважины с имитацией способа заканчивания соответствующей условиям ГДМ. Определение количества и размер перфорационных отверстий, по значениям дебита и интервалов притока ГДМ, которые будут обеспечивать равномерность притока вдоль ГС.

7. Сопоставление полученных значений по вариантам, выбор наиболее оптимального.

Разработанная методика использована при прогнозировании эффективности горизонтальной скважины №8368 Вынгапуровского месторождения. По результатам анализа исследований и расчетов по разработанной методике, приняты решения по регулированию профиля притока посредством установки проперфорированных фильтров, с количеством отверстий по длине соответствующих расчетным значениям. В результате эксплуатации скважины и проведения промыслово-геофизических исследований по определению интенсивности профиля притока установлена сходимость фактических показателей в пределах 75-85 % от расчетных. Технологические параметры эксплуатации (рисунок 10) соответствуют проектным и превосходят по качеству дебиты скважин в аналогичных геолого-физических условиях и с аналогичными конструктивными особенностями.

Рисунок 10 – Динамика дебита нефти, жидкости, обводненности

Прогнозирование технологических показателей эксплуатации по представленной последовательности выполнены еще для двух горизонтальных скважин, получены аналогичные результаты. В результате применения предложенных разработок накопленная добыча нефти по трем горизонтальным скважинам компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на 01.01.2012 г. больше проектных значений на 4 %.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И Рекомендации

1. Установлено, что отличие фактических показателей эксплуатации горизонтальных скважин от прогнозных связано не с линейными гидравлическими сопротивлениями, не с потерями на местные сопротивления, как утверждают многие ученые, а с неравномерным профилем притока. Потери давления на гидравлическое сопротивление по длине продуктивной горизонтальной части ствола и на местные сопротивления не превышает 1,5 % от общей депрессии при дебитах жидкости меньше 1500 м3/сут.

2. По результатам гидродинамического моделирования установлено, что при вскрытии пропластков с различными фильтрационными свойствами происходит формирование пространственно неоднородной зоны дренирования и неравномерности выработки запасов как по вертикали, так и по площади залежи.

3.  Разработанная методика расчета эксплуатационных параметров способа заканчивания горизонтальных скважин, обеспечивающего выравнивание профиля притока в сложнопостроенных залежах, посредством адаптации параметров вторичного вскрытия к распределению геолого-физических свойств.

4.  Разработанная методика расчета эксплуатационных параметров способа заканчивания горизонтальных скважин, обеспечивающего выравнивание профиля притока в сложнопостроенных залежах, применены для пласта БВ20 Вынгапуровского месторождения при составление проектных документов на эксплуатацию горизонтальных скважин. В результате применения предложенных разработок накопленная добыча нефти по трем горизонтальным скважинам компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на 01.01.2012 г. больше проектных значений на 4 %.

Основные положения диссертации опубликовано в следующих работах:

  1. Колесник Е.В Исследование влияния азимута конструкции горизонтального ствола скважины на формирование зоны отбора при выработке запасов нефти / Е.В. Колесник, С.В. Левкович, А.С. Самойлов // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Тр. Междунар. академ. конф. - Тюмень, 2009. – С. 475-481.
  2. Ушаков А.С. Анализ эффективности строительства первых боковых стволов с горизонтальными ответвлениями на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / А.С. Ушаков, С.В. Левкович, А.С. Самойлов // Территория нефтегаз. - 2009. - № 12. – С. 58-61.
  3. Самойлов А.С. Анализ результатов ГРП в горизонтальных скважинах месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» / А.С. Самойлов, А.С. Ушаков // Проблемы геологии и освоения недр: Тр. Междунар. симпозиума им. академика Усова. - Томск, 2010. – С. 337-341.
  4. Ушаков А.С. Особенности ГРП в горизонтальных скважинах Быстринского месторождения / А.С. Ушаков, А.С. Самойлов,  // Oil and Gas Eurasia №4 – 2010. – С. 32-34.
  5. Журавлев В.В. Оценка эффективности проведения ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных скважинах Ярайнерского месторождения / В.В. Журавлев, С.О. Денисов, С.В. Яцковский, А.С. Самойлов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр науч.-техн. конф. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. – С. 265-271.
  6. Самойлов А.С. Особенности разработки сеноманских газонефтяных залежей горизонтальными скважинами / А.С. Самойлов, С.В. Яцковский // Там же. – С. 279-289.
  7. Грачева С.К. Особенности методического подхода повышения эффективности работы горизонтальных скважин / С.К. Грачева, А.С. Самойлов // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна: Мат. VII Всероссийской науч.-техн. конф. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. – С. 109 - 112
  8.  Самойлов А.С. Повышение нефтеотдачи сложнопостроенных залежей на основе геолого-промыслового обоснования применения горизонтальных стволов / А.С. Самойлов, С.В. Левкович // III Международного научного симпозиума  «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». – Москва: ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова, 2011. – С. 94-95
  9. Левкович С.В. Определение эффективности выработки запасов нефти ачимовских отложений многоствольными горизонтальными скважинами / С.В. Левкович, А.С. Самойлов // Междунар. науч. – техн. конф., «Нефть и газ Западной Сибири» посвященной 55 – летию ТюмГНГУ: Сб. науч. тр.  – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. –  С. 236-240.
  10.  Самойлов А.С. Принципы повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти горизонтальными скважинами / А.С. Самойлов, С.К. Грачева // Наука и ТЭК. – 2011. №4. С31-35
  11.  Стрекалов А.В. Обоснование оптимальной конструкции многоствольной скважины при разработке Ачимовских залежей / А.В. Стрекалов, О.В. Фоминых, А.С. Самойлов // Территория нефтегаз. - 2011. - № 12. – С. 14-21.
  12. Стрекалов А.В. Повышение эффективности разработки ачимовских пластов многоствольными скважинами / А.В. Стрекалов, О.В. Фоминых, А.С. Самойлов // Нефтегазовое дело. - 2011.  - № 6. - С. 147-159

Соискатель                          А.С. Самойлов

Издательство «Вектор Бук»

Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 27.02.2012 г.

Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso.

Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 126.

Отпечатано с готового набора в типографии

издательства «Вектор Бук».

Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45.

Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.

 






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

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.