WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

дергунов игнат александрович

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ слоистонеоднородных ЗАЛЕЖЕЙ

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» Министерства образования и науки РФ на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Научный  руководитель  - кандидат технических наук

  Рублев Андрей Борисович

Официальные оппоненты: - Федоров Константин Михайлович

доктор технических наук, профессор, НОУ «Академия инжиниринга нефтяных и газовых месторождений», ректор;

                               - Мулявин Семен Федорович

кандидат технических наук, ОАО «СибНИИНП»,

заведующий отделом разработки нефтяных и газовых месторождений

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский нефтяной научный центр»
(ООО «ТННЦ»)

Защита состоится 30 марта 2012 года в 14.00 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

Благодаря широкому применению горизонтальных скважин (ГС) в настоящее время выявлено, что в 30-40 % случаев фактическая производительность ГС значительно ниже проектной. Данные промыслово-геофизических исследований неоднородного пласта показывают, что формируется неравномерный профиль притока флюида с чередованием зон высокой и низкой продуктивности, а в части горизонтального ствола приток отсутствует. Например, при исследовании горизонтальной скважины № 730, построенной на объект Вч Верхнечонского месторождения установлено, что при общем дебите по нефти 350 м3/сут., 50 % притока приходится на 10 м ствола. Неравномерность профиля притока при разработке залежей с водо- и газонефтяными зонами приводит к неполной выработке запасов и, как следствие, к снижению нефтеотдачи пласта. Причем при эксплуатации скважин накладываются серьезные технологические ограничения, связанные с малым превышением пластового давления (16,2 МПа) над давлением насыщения (13,7 МПа). При отсутствии возможности создания глубоких депрессий и раннем вводе системы поддержания пластового давления (ППД) наблюдаются латеральные прорывы воды. Слоисто-неоднородные коллектора характеризуются изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) не только по разрезу (проницаемость от кровли до подошвы меняется с 300 до 5 мкм2) но и существенными флуктуациями этого параметра внутри каждого слоя (математическое ожидание 50 мкм2). Исследованиями ГП ХМАО-Югры «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана», ОАО «СибНИИНП», ТюмГНГУ и других отечественных научно-аналитических центров отмечается, что методические основы разработки подобных залежей нефти с существенной зональной и вертикальной неоднородностью отсутствуют, а технологические решения по извлечению углеводородов требуют научного обоснования. Несогласованность отборов нефти и жидкости зависит от степени фильтрационной неоднородности, параметров эксплуатации, профиля скважин и области размещения ГС относительно нагнетательных скважин, исследованиям и моделированию которых не уделяется должного внимания.

Цель работы

Повышение выработки запасов нефти слоисто–неоднородных залежей обоснованием технико-технологических параметров размещения и эксплуатации горизонтальных скважин с учетом техногенного воздействия системы поддержания пластового давления.

Основные задачи исследований

1. Анализ особенностей систем разработки нефтегазовых месторождений, учитывающих особенности фильтрационных потоков к горизонтальным скважинам.

2. Исследование и выявление факторов и оценка их влияния на полноту выработки запасов нефти слоисто–неоднородных залежей, разрабатываемых горизонтальными скважинами.

3. Обоснование оптимального положения и профиля ГС при разработке слоисто–неоднородных залежей с учетом работы системы поддержания пластового давления.

4. Промысловая апробация разработанной схемы вскрытия и эксплуатации слоисто–неоднородных залежей на объекте Вч Верхнечонского месторождения.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является система разработки слоисто-неоднородных залежей, а предметом – процесс выработки запасов с применением субгоризонтальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин.

Научная новизна выполненной работы

1. Разработана схема вскрытия слоисто–неоднородных коллекторов скважинами с субгоризонтальным окончанием с учетом расположения вертикальной нагнетательной скважин, обеспечивающая длительную безводную эксплуатацию.

2. Обоснована схема элемента системы разработки слоисто–неоднородного коллектора, включающая размещение субгоризонтальной добывающей и вертикальной нагнетательной скважин в зависимости от преимущественного направления изменения проницаемости по вертикали.

Практическая ценность и реализация

1. Для условий слоисто-неоднородных коллекторов разработаны макроэлементы системы разработки взаиморасположением субгоризонтальной добывающей и нагнетательной скважин.

2. Установлена эффективность разработки маломощных нефтяных залежей Верхнечонского месторождения системой субгоризонтальных скважин.

3. При реализации разработанных конструкций субгоризонтальных скважины и их положения относительно нагнетательных скважин позволило обеспечить дополнительную добычу нефти по двум скважинам в размере 18700 тонн.

Основные защищаемые положения

1. Неравномерная выработка запасов сложнопостроенных залежей с применением горизонтальных добывающих скважин связана с формированием профиля притока флюида с чередованием зон высокой и низкой продуктивности и нерегулируемым латеральным обводнением.

2. Технология выработки запасов нефти слоисто-неоднородной залежи с применением субгоризонтального ствола и вертикальной нагнетательной скважины.

3. Результаты вычислительных экспериментов на гидродинамической модели по обоснованию схемы элемента системы разработки слоисто–неоднородного коллектора размещением субгоризонтальной добывающей и вертикальной нагнетательной скважин.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Тема диссертации соответствует заявленной специальности по 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 научно-технической конференции, посвященной 55 – летию ТюмГНГУ «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2011 г.), научно-технических советах ОАО «Верхнечонскнефтегаз» (Иркутск, 2010-2012 гг.) и семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2010 – 2011 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 8 печатных работах, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК РФ и одной монографии.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 6 таблиц, 72 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 93 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первом разделе выполнен анализ эффективности повышения охвата сложнопостроенных залежей дренированием горизонтальными скважинами.

Лучшие специалисты отрасли (В.И. Щуров, И.А. Чарный, А.М. Пирвердян, Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Табаков) проводили теоретические работы по определению характера притока нефти и увеличению дебита при эксплуатации горизонтальных скважин. Результаты эксплуатации построенных ГС однозначно доказали рентабельность их применения. Выявлено, что для увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения ГС следует проектировать преимущественно в составе систем разработки, но не в качестве одиночных скважин. Известно большое количество исследований, посвящённых системам разработки с применением горизонтальных скважин, в которых используются основные принципы размещения и расчета систем разработки вертикальными скважинами. Рядом отечественных исследователей рекомендованы системы разработки нефтегазовых месторождений, учитывающие особенности характера фильтрационных потоков к системам ГС: линейные, когда ряды добывающих и нагнетательных скважин располагаются параллельно на определенном расстоянии; блочно-линейные, основанные на принципе параллельно-линейной системы с образованием блоков разработки; лучевые, которые эффективны для массивных залежей.





Например, для пласта ЮС2 Тевлинского месторождения наиболее эффективной оказалась однорядная система с расстоянием между рядами 400 м. Четырехканально-пятиточечная система (блочная с вертикальной нагнетательной скважиной в центре) размещения ГС обеспечивает наиболее высокие технологические показатели во всем диапазоне плотности сетки скважин. Хотя для практического применения более технологична семиточечная комбинированная модель, которая позволяет с одного куста проводить три-четыре ствола скважин и максимально повысить коэффициент охвата пласта по площади.

При анализе разработки Сугмутского месторождения (М.Ю. Климов) сделаны выводы, что применение системы научно обоснованного расположения горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин позволит увеличить темп выработки запасов вдоль линии ВНК, продлить безводный период эксплуатации и выровнять фронт вытеснения.

В работе В.В. Литвина рассматриваются особенности разработки пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 Самотлорского месторождения с применением боковых горизонтальных стволов (БГС) обводненных скважинах (более 80 %), расположенных близко к рядам нагнетательных скважин или к контуру водонефтяного контакта (ВНК). Одновременно с увеличением добычи нефти отмечено увеличение обводненности.

Таким образом, для обоснования использования горизонтальных скважин, необходимо определить профили притока, а также оценить риск, связанный с методами воздействия на пласт и призабойную зону пласта.

Во втором разделе рассматривается результаты исследования методик моделирования продуктивности и схем размещения горизонтальных скважин.

Для обоснования разработки сложнопостроенных залежей с применением ГС выполнен сравнительный анализ их проектной продуктивности с наклонно-направленными скважинами.

Известна методика математического моделирования одно– и трехрядной системы горизонтальных скважин при стационарном режиме фильтрации (рис. 1а). Все грани параллелепипеда непроницаемы, скважины проходят по середине пласта. Дебит скважины для этого элемента заводнения определяется формулой

       (1)

где L  расстояние между скважинами, м; ширина потока, м; h толщина пласта, м; депрессия, Па; подвижность; li  длина i-й скважины, м; rГ радиус горизонтальной скважины, м; bi = sin(li/2); i = 1, 2.

Дебит вертикальной скважины элемента линейной системы заводнения (рис. 1б) определяется из выражения

       (2)

Введем соотношение производительности горизонтальной и вертикальной скважин:

       (3)

Рисунок 1 - Элемент заводнения горизонтальными и вертикальными скважинами (1 - нагнетательная, 2 - добывающая, 3 - подошва пласта, 4 - кровля пласта).

Сравним дебиты ГС и вертикальной скважины в зависимости от соотношения их и длины горизонтального участка. Чем больше расстояние между серединами ГС, тем их меньше по сравнению с вертикальными. Применяются следующие исходные данные. Коэффициент проницаемости пласта k = 1,53*10-13, толщина пласта h = 5 и 10 м, депрессия – Р = 2,5 МПа, вязкость = 0,0036 Пас, расстояние между серединами ГС L = 150, 300, 450, 500, 600 м, расстояние между соседними скважинами = 150, 300 м, длина горизонтального участка l1 и l2 = 100, 200, 400 м, радиус скважины rг = 0,1012 м. Полученные результаты представлены в таблице 1.

Очевидно, что сокращение числа ГС в рядах приводит к увеличению их производительности, эффективность возрастает при плотных сетках и на маломощных пластах.

Рассмотрим трехрядную систему размещения горизонтальных скважин. Предполагается, что в каждом ряду скважины находятся на одинаковом расстоянии друг от друга, забойные давления, их длина и радиусы во всех скважинах одного ряда равны, проведены на равном расстоянии от подошвы и кровли пласта.

Таблица 1 - Полученные результаты для однорядной системы размещения

L

150

300

450

500

600

= 150

l = 100

6,317999

3,981986

3,06533

2,873201

2,579331

10м

5,804769

3,796563

2,965097

2,787731

2,514338

l = 200

6,495451

4,043133

3,09776

2,900743

2,600146

10м

6,213071

3,94531

3,045736

2,856534

2,566704

l = 400

6,572859619

4,069006

3,111383

3,118003

2,608858

10м

6,425111306

4,018864

3,08492

2,889845

2,591917

= 300

l = 100

4,628459

3,825732

3,640978

3,339025

10м

4,373808

3,66068

3,493837

3,219025

l = 200

7,219628

5,434433

5,045097

4,439435

10м

6,906037

5,265803

4,902065

4,332078

l = 400

7,325726

5,490708

5,092672

4,474953

10м

7,160758

5,403296

5,018764

4,41975

Проведем расчет на примере горизонтальных и вертикальной скважины и сравним их дебиты в зависимости от соотношения количества горизонтальных и вертикальных скважин, длины горизонтального участка ГС и сетки скважин. При этом коэффициент проницаемости пласта равен k = 1,53*10-13 м2 , толщина пласта равна h = 5 и 10 м, депрессия – Р = 2,5 МПа, вязкость нефти = 0,0036 Па·с, расстояние между серединами ГС L = 150, 300, 450, 500, 600 м, расстояние между соседними скважинами = 150, 300 м, длина горизонтального участка l1, l2, l3= 100, 200, 400 м, радиус скважины rг = 0,1012 м, Рн,— давление на нагнетательной, Рд1, Рд2 - добывающих скважинах соответственно, Па; Qд1, Qд2 — дебиты добывающих скважин. Найдем дебит ГС, при показателях L = 150 м, h = 5 м, = 150 м, l1, l2, l3= 100 м. Результаты сведены в таблицу 2.

Таблица 2 - Результаты расчетов для трехрядной системы размещения

L

150

300

450

500

600

= 150

l = 100

4,555084

2,841437

2,174512

2,035672

1,823979

10м

4,164592

2,699238

2,097627

1,970108

1,774117

l = 200

4,696736

2,889315

2,199648

2,056974

1,840025

10м

4,471117

2,812125

2,158932

2,022435

1,813968

l = 400

6,572859619

4,069006

3,111383

3,118003

2,608858

10м

6,425111306

4,018864

3,08492

2,889845

2,591917

= 300

l = 100

3,764793

3,057099

2,887806

2,612331

10м

3,498881

2,892144

2,742983

2,497399

l = 200

300

450

500

600

10м

5,221679

3,905465

3,618325

3,173067

l = 400

5,307482

3,950098

3,65587

3,200874

10м

5,171752

3,879214

3,596192

3,156616

Таким образом, установлено, что эффективность ГС при трехрядной системе размещения ниже эффективности горизонтальных скважин при однорядной системе.

При моделировании продуктивности рядных систем размещения горизонтальных скважин методом фильтрационных сопротивлений величины подвижных запасов нефти (Qп) и коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента (µ0), не зависящие или слабо зависящие от вида скважин (вертикальные они или горизонтальные), определяются известным путем и здесь считаются постоянными. Для различных схем размещения вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин определяем важнейшие параметры: q0 - амплитудный дебит скважин и V2 - общая неравномерность вытеснения нефти агентом. Отличие определения общего дебита нефтяной площади при применении горизонтальных скважин по сравнению с применением вертикальных скважин заключается в расчете внутренних фильтрационных сопротивлений рядов скважин в соответствии со схемой эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова.

При применении вертикальных скважин внутреннее фильтрационное сопротивление ряда определяется

,                                (4)

для горизонтальных скважин

,                                (5)

где n - число скважин рассматриваемого ряда, шт; kh/ -гидропроводность нефтяного пласта, мкм2м/Пас; h - эффективная толщина этого пласта, м; 2 - расстояние между соседними скважинами ряда, м; rс - радиус скважины, м;
l - длина горизонтальной скважины в пределах нефтяного пласта, м.

Обозначим число проницаемых нефтяных слоев через nсл,общую толщину нефтяного пласта через hоб, эффективную толщину нефтяного пласта h, эффективную толщину отдельного слоя пласта h/nсл, общую горизонтальную длину горизонтальной скважины в пределах нефтяного пласта lг, горизонтальную длину горизонтальной скважины в пределах отдельного нефтяного слоя

.                                        (6)

С учетом всего этого при многослойном нефтяном пласте внутреннее фильтрационное сопротивление ряда горизонтальных скважин имеет вид

                       (7)

Определим общий дебит нефтяной площади для варианта горизонтальных скважин h = 10 м, hобщ = 20 м, 2н = 2 = L = 150 м

м3/сут.                (8)

Таким образом, на рассматриваемой нефтяной площади при прочих равных условиях применение горизонтальных скважин вместо вертикальных скважин приводит к увеличению общего дебита в 3 раза. Зависимость отношения дебитов горизонтальных и вертикальных скважин к выбранной сетке скважин представлена на рисунке 2.

Рассмотрим вариант, когда пласт имеет несколько проницаемых нефтяных пластов nсл = 2, 4, 8 для варианта h = 10, hобщ = 20, 2н = 2 = L = 150. Расчет для месторождения, которое эксплуатируется только вертикальными скважинами останется без изменений. Отношения дебитов горизонтальных и вертикальных скважин к выбранной сетке скважин с учетом 2, 4 и 8 проницаемых нефтяных пластов приведено на рисунке 3.

Рисунок 2 - Отношение дебитов к выбранной сетке скважин.

Рисунок 3 - Отношения дебитов горизонтальных и вертикальных скважин к выбранной сетке скважин с учетом нескольких проницаемых нефтяных пластов

Таким образом, применение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с крупной сеткой скважин на месторождении, где есть только один нефтяной пласт гораздо предпочтительнее, чем использование вертикальных скважин. Недостатком этого предложения является неправдоподобный подбор величины гидропроводности, которая принимается равной единице, что не соответствует действительности, но необходимо для получения более достоверных данных по получаемому суммарному дебиту на месторождении.

В третьем разделе представлены результаты разработки технологии выработки запасов нефти в условиях слоисто–неоднородных залежей.

Существуют месторождения, геолого-физические условия которых навязывают узкий диапазон регулирования режимов работы скважин. К таким относится Верхнечонское месторождение с малым превышением начального пластового давления (16,2 МПа) над давлением насыщения (13,7 МПа), а также высоким газовым фактором.

Для оценки условий дренирования и поддержания пластового давления, а также границ регулирования совместно с А.В. Стрекаловым проведены вычислительные эксперименты в программном продукте Hydra’Sym на гидродинамической модели (ГДМ) участка Верхнечонского месторождения. Исследовался период до момента прорыва воды от нагнетательной к верхней части добывающей скважины с двумя скважинами: добывающая с субгоризонтальным профилем и вертикальная нагнетательная. Рассматривалось четыре варианта (таблица 3) взаиморасположения и ориентации скважин.

Таблица 3 - Варианты расположения скважин в ГДМ

№ Варианта

Геометрия продуктивной части ствола добывающей скважины во фронтальном разрезе – плоскость X-Z

Расположение нагнетательной скважины  – плоскость X-Y

1

2

3

1

Верхний слой

Продолжение таблицы 3

1

2

3

2

Средний слой

3

Средний слой

4

Нижний слой

Во всех четырех вариантах геолого-физические свойства пласта и его ГДМ оставались одинаковыми. Для уравновешивания вариантов расположение нагнетательной скважины выбрано таким образом, чтобы расстояние от нее до добывающей было одинаковым (равным 630 м) между двумя ближайшими точками стволов.

Распределение проницаемостей в плоскости XY (вдоль напластования) принято со случайным распределением Гаусса. Во фронтальном сечении исходя из геологического представления об объекте разработки распределение проницаемости установлено с понижением значений от кровли  – 300 мД до подошвы – 5 мД. На рис. 4 показано распределение пластового давления по истечении 300 сут. Наибольшей плотностью линий между скважинами характеризуются варианты 2 и 3, что указывает на гидродинамическое взаимодействие стволов обеих скважин в целом. Для вариантов 1 и 4 характерно более слабое взаимодействие стволов. Здесь взаимодействие наблюдается между ближайшими точками. Таким образом, фронт вытеснения в плоскости X-Y продвигается более интенсивно для вариантов 2 и 3.

а)                                                б)

в)                                                г)

Рисунок 4 - Распределение давления в среднем слое на момент 300 сут:
а – первый вариант; б – второй вариант; в – третий вариант;
г – четвертый вариант.

На рисунке 5 приведены динамики режимов скважин по каждому из вариантов. Для вариантов 1–3 рис. 5 отмечается прорыв воды от нагнетательной в добывающую скважину. Это выражено в падении дебита нефти и роста дебита воды. Четвертый вариант выделяется из всех вариантов тем, что здесь обводнение начинается гораздо позже: дебит нефти начинает снижаться по истечении 2000 сут (≈5,5 лет). Характеристика продвижения воды в зону отбора для всех вариантов различна. Однако для вариантов 2 и 3 характерно стабильное снижение приемистости, не смотря на обводнение зоны дренирования. Это вызвано тем, что нефтенасыщенные зоны пласта после обводнения экранируют движение воды, которая двигается преимущественно по вертикали, где проницаемость на порядок ниже.

а)                                                б)

в)                                                г)

Рисунок 5 - Зависимость приемистости, дебита нефти и воды по вариантам: а – первый вариант; б – второй вариант; в – третий вариант; г – четвертый вариант.

Варианты вытеснения 1–3 по динамике накопленной добычи нефти (рис. 6) соответствуют более интенсивной выработке запасов нефти. Через 1200 сут, эксплуатация добывающей скважины становится невозможной из-за окончательного обводнения. Таким образом, наиболее рациональным следует считать четвертый вариант. После 2500 сут что при достижении фронта воды ствола добывающей скважины происходит одновременное обводнение практически всех интервалов продуктивного забоя.

Рисунок 6 - Зависимость накопленной добычи нефти до момента прорыва воды (обводненность более 80 %).

Наиболее рациональным в условиях высокого давления насыщения Верхнечонсокго месторождения раннее (практически одновременное с запуском системы отбора) внедрение системы ППД вертикальными нагнетательными скважинами с давлением нагнетания около 30 МПа. Во избежание снижения давления вдоль ствола добывающих скважин рекомендуется эксплуатация продуктивного пласта скважиной с субгоризонтальным профилем. Причем в зависимости от тенденции к росту или снижению проницаемости от кровли до подошвы профиль ствола следует выбирать восходящим или нисходящим (рисунок 7) в сторону нагнетательных скважин. Последние должны размещаться в той же плоскости, что и продуктивная часть ствола добывающих скважин.

Рисунок 7 – Схема элемента ( Ψ элемент) размещения добывающих и нагнетательной скважин в условиях роста проницаемости от подошвы к кровле пласта: ДГ – добывающая субгоризонтальная; НВ – нагнетательная вертикальная.

На основании результатов вычислительных экспериментов разработаны варианты схем элементов для систем разработки в двух случаев распределения проницаемости по вертикали. Из элементов комплектуются более сложные – макроэлементы и система разработки в зависимости от требуемой интенсивности выработки запасов. Основными вариациями здесь могут быть: количество добывающих скважин на одну нагнетательную; расположение рядами; расположение блоками; очаговое размещение; законтурное заводнение.

При этом следует учитывать, что в зависимости от требуемой компенсации отбора в нагнетательные скважины потребуется закачивать большие объемы воды. Во избежание образования техногенных трещин необходимо ограничить верхний предел давления нагнетания давлением гидравлического разрыва пласта. Необходимо учитывать, что кратчайшее расстояние между стволами нагнетательных и добывающих скважин определяют предельный срок прорыва воды. Рекомендуемое расстояние не менее 500 м.

На рисунке 8 представлены макроэлементы систем разработки, которые могут быть составлены одним из разработанных (рисунок 7) элементов в зависимости от направления  роста проницаемости.

                               

а)                                                        б)

Рисунок 8 - Макроэлементы систем разработки для нисходящего профиля добывающих скважин

Экспериментами над ГДМ макроэлементов установлено, что наиболее эффективным является схема на рисунке 8 а. Количество добывающих к количеству нагнетательных скважин относится как 2:1, что обеспечивает установление наименьшего давления нагнетания при сохранении необходимой компенсации отбора.

В четвертом разделе приводятся результаты апробации разработанной схемы размещения горизонтальных скважин в залежи Вч Верхнечонского месторождения.

Был выбран опытный участок (рисунок 9), состоящий из добывающих скважин с субгоризонтальными окончаниями №№ 438, 506, 573, 647, 649 и нагнетательные скважины с вертикальным забоем №№ 507 и 646. По авторским рекомендациям построены скважины № 506 и № 573.

Рисунок 9 - Фрагмент карты накопленных отборов жидкости Верхнечонского месторождения.

Скважина № 506 построена в 2011 году, длина горизонтального участка составила 620 м. глубина скважины 1613 м. При вводе в эксплуатацию дебит по нефти составил 150 м3/сут, обводненность продукции 12 %. На 01.10.2011 дебит по нефти 132 м3/сут, обводненность 3 %. Накопленная добыча по нефти составила 16500 т. Динамика технологических показателей работы скважины представлена на рисунке 10.

Рисунок 10 – Динамика дебита нефти горизонтальной добывающей скважины№506.

Работа скважины в целом эффективна. На протяжении 6 месяцев эксплуатации обводненность скважины не превышала 10 %, наличие резкого скачка обводненности 15.09.2011 свидетельствует скорее о погрешности замера, чем о прорыве закачиваемых вод. Имеющаяся обводненность на уровне 3-5 % объясняется начальной водонасыщенностью коллектора на уровне 20 % и является среднестатистическим показателем по вводимым скважинам.

Скважина № 573 построена в 2011 году, длина горизонтального участка составила 575 м. глубина скважины 1617 м. При выводе скважины из бурения дебит по нефти составил 147 м3/сут, обводненность продукции 3 %. На 01.10.2011 дебит по нефти 119 м3/сут, обводненность 5 %. Накопленная добыча по нефти составила 12200 т. Работа скважины в целом эффективна. На протяжении 7 месяцев эксплуатации обводненность скважины не превышала 10 %.

Скважина № 647 построена в 2010 году, длина горизонтального участка составила 588 м глубина скважины 1632 м. При выводе скважины из бурения дебит по нефти составил 153 м3/сут, обводненность продукции 3 %. На 01.10.2011 дебит по нефти 169 м3/сут, обводненность 5 %. Накопленная добыча по нефти составила 102974 т.

Скважина № 649 построена в 2010 году, длина горизонтального участка составила 588 м глубина скважины 1625 м. При выводе скважины из бурения дебит по нефти составил 67 м3/сут, обводненность продукции 3 %. На 01.10.2011 дебит по нефти 86 м3/сут, обводненность 5 %. Накопленная добыча по нефти составила 16200 т.

Скважина № 438 построена в 2011 году, длина горизонтального участка составила 713 м глубина скважины 1609 м. При выводе скважины из бурения дебит по нефти составил 162 м3/сут, обводненность продукции 10 %. На 01.10.2011 дебит по нефти 192 м3/сут, обводненность 9 %. Накопленная добыча по нефти составила 11570 т.

Обводненность продукции, добываемой скважинами №№ 506 и 573, вызвана не полным нефтенасыщением коллектора. На 01.01.2011 накопленная добыча нефти по рассматриваемым скважинам составила 159444 т. Обводненность продукции не превышает 3-6%. Все окружающие добывающее скважины показывают положительную динамику по дебиту нефти, при этом не происходит роста обводенности продукции, что говорит об отсутствии прорыва закачиваемых вод. Дополнительная добыча нефти по двум скважинам (№ 506 и № 573) составила 18700 т.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И Рекомендации

1. На основе анализа особенностей систем разработки нефтегазовых месторождений, выявлено, что на полноту выработки запасов слоисто-неоднородных залежей, разрабатываемых горизонтальными скважинами, влияет неравномерный профиль притока с чередованием зон высокой и низкой продуктивности, связанный с особенностями геологического строения участка и латеральными прорывами закачиваемых вод.

2. На полноту выработки запасов слоисто-неоднородных залежей, разрабатываемых субгоризонтальными скважинами, влияет преимущественное изменение проницаемости коллектора по вертикали, приводящее к формированию неравномерного профиля притока.

3. Разработан элемент системы разработки слоисто-неоднородных залежей с применением субгоризонтальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин в условиях изменения проницаемости от кровли к подошве пласта, обеспечивающий максимальную выработку запасов.

4. Внедрение профиля субгоризонтальных скважин и их положения относительно вертикальных нагнетательных скважин на объекте Вч Верхнечонского месторождения позволило обеспечить дополнительную добычу нефти по двум субгоризонтальным скважинам в размере 18700 тонн.

Основные положения диссертации опубликовано в следующих работах:

  1. Трофимов А.С. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов / А.С. Трофимов, С.В. Бердников, И.Е. Платонов, С.В. Колесник, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров, И.А. Дергунов, Л.И. Харитонова, А.В. Барышников // СПб.: ООО «НПО «Профессионал», 2010. – 252 с.
  2. Дергунов И.А. Результаты интерпретации гидродинамических исследований горизонтальных скважин Верхнечонского месторождения // Наука и ТЭК. – 2011. - № 2. – С. 47-51.
  3. Дергунов И.А. Особенности применения горизонтальных скважин на Верхнечонском месторождении // Территория нефтегаз. – 2011. - № 3. – С. 32-33.
  4. Еленец А.А. Критерии оценки выработки запасов нефти, влияющие на выбор участка для секторного геолого-гидродинамического моделирования, в рамках проектирования боковых стволов на примере объектов Ватьеганского месторождения / А.А. Еленец, И.А. Дергунов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2011. - № 4. - С. 50-65. URL: http://www.ogbus.ru/ authors/Elenets/Elenets_1.pdf.
  5. Еленец А.А. Планирование бурения вторых стволов на основе комплексного сочетания геолого-гидродинамического моделирования и статистической обработки данных / А.А. Еленец, И.А. Дергунов // Территория нефтегаз. – 2011. – № 8. – С. 64-70.
  6. Дергунов И.А. Особенности применения горизонтальных скважин при разработке сложно построенных месторождений // Нефть и газ Западной Сибири: мат Междунар. науч. – техн. конф., посвященной 55 – летию ТюмГНГУ. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. –  С. 189-192.
  7. Грачев С.И. Оптимальный профиль продуктивной части скважины в условиях доминантной латеральной неоднородности / С.И. Грачев, А.В. Стрекалов, И.А. Дергунов // Наука и ТЭК. – 2011. - № 7. – С. 13-17.
  8. Стрекалов А.В. Оптимизация технологии выработки запасов в условиях доминантной латеральной неоднородности / А.В. Стрекалов, А.Б. Рублев, И.А. Дергунов // Наука и ТЭК. – 2012. - № 1. – С. 11-16.

Соискатель                          И.А. Дергунов

Издательство «Вектор Бук»

Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 28.02.2012 г.

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

Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 131.

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.