Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Численно-аналитические методы моделирования и проектирования систем разработки низкопроницаемых пластов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Численно-аналитические методы моделирования и проектирования систем разработки низкопроницаемых пластов"

005015647

МУСАБИРОВ ТИМУР РАВИЛЕВИЧ

ЧИСЛЕННО-АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ И ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ

ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

1 МАР шг

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Уфа - 2012

005015647

Работа выполнена в ООО «РН-УфаНИПИнефть» и Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Хасанов Марс Магнавиевич.

Официальные оппоненты: Владимиров Игорь Вячеславович,

доктор технических наук, профессор, НПО «Нефтегазтехнология», зам. директора по научной работе и проектированию;

Калиновский Юрий Валентинович, кандидат технических наук, доцент, Уфимский государственный нефтяной технический университет.

Ведущее предприятие Государственное автономное научное

учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов».

Защита состоится 23 марта 2012 года в 16-00 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан 22 февраля 2012 года.

Учёный секретарь диссертационного совета /ш Ямалиев Виль Узбекович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В настоящее время всё большая часть запасов углеводородов приходится на низкопроницаемые пласты, геолого-физические свойства которых требуют применения новых подходов к разработке месторождений. В частности, в условиях низкой проницаемости пластов высока длительность нестационарных процессов эксплуатации скважин на неустановившихся режимах, вносящих существенный вклад в уровни добычи нефти, влияющих на оптимальный подбор погружного оборудования при запуске скважин в эксплуатацию. В связи с этим приобретают актуальность модели, описывающие взаимодействие «пласт-скважина» при выводе скважин на стационарный режим работы.

Рентабельный ввод в разработку низкопроницаемых пластов требует массированного применения технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП), поэтому при моделировании и инженерном анализе процессов разработки подобных коллекторов особую важность приобретает учёт протяжённости и направления трещин ГРП. В частности, необходима разработка новых подходов к дизайну и интерпретации данных гидродинамических исследований (ГДИ) скважин.

Эффективным методом повышения нефтеотдачи низкопроницаемых неоднородных пластов является управление фильтрационными потоками с помощью контролируемого изменения забойного давления как добывающих, так и нагнетательных скважин. При этом актуальна разработка аналитических методов оценки производительности систем скважин с различными забойным давлением и соотношением добывающих и нагнетательных скважин.

Другим важным направлением исследований является создание математических моделей и программных продуктов, позволяющих выбирать оптимальные системы разработки низкопроницаемых пластов и рассчитывать технологические показатели работы скважин при наличии ориентированных трещин ГРП.

Цель работы. Разработка численно-аналитических методов моделирования неустановившихся режимов эксплуатации скважин, планирования и обработки результатов гидродинамических исследований, оценки эффективности геолого-

технологических мероприятий и проектирования систем разработки низкопроницаемых неоднородных пластов.

В рамках поставленной цели решались следующие задачи:

- разработка модели взаимодействия пласта и скважин на неустановившемся режиме их эксплуатации с учётом характеристик ствола скважин и насосного оборудования;

- разработка методик дизайна и интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин с трещиной ГРП в системе разработки с учётом интерференции скважин;

- разработка методов расчёта производительности скважин в системе разработки для оценки эффективности и оптимизации планируемых геолого-технических мероприятий (ГТМ);

- разработка алгоритмов и программных продуктов для выбора оптимальных систем разработки с учётом протяжённых трещин ГРП на основе численно-аналитических решений.

Научная новизна

1 Разработана нестационарная модель работы системы скважина-пласт, на основе которой получены зависимости дополнительной добычи нефти от параметров подбора погружного оборудования для эксплуатации скважин на неустановившемся режиме в низкопроницаемых неоднородных пластах.

2 С помощью численно-аналитического подхода выявлен механизм распределения фильтрационных потоков к трещине ГРП конечной проводимости, определены критерии выделения псевдорадиального притока к скважине с трещиной ГРП, получена зависимость данных критериев от параметров трещины и расстояния между скважинами в системе разработки.

3 Разработана модель расчёта производительности скважин, позволяющая проводить оценку эффективности планируемых ГТМ с учётом интерференции скважин. Показана взаимосвязь между параметрами системы разработки, свойствами пласта и оценкой прироста добычи от ГТМ в краткосрочной и долгосрочной перспективе.

4 Разработаны численно-аналитические методы и алгоритмы расчёта технико-экономических показателей систем разработки низкопроницаемых пластов с трещинами ГРП. Получены зависимости технико-экономических показателей процесса разработки для произвольного направления трещин и схемы размещения скважин. Впервые предложен алгоритм регулирования процесса влияния ориентации и протяжённости трещин ГРП на эффективность разработки низкопроницаемых пластов.

Практическая ценность

1 Разработанные алгоритмы прогнозирования совместной работы системы скважина-пласт в условиях нестационарного притока жидкости к скважине рекомендованы в ОАО «НК «Роснефть» в качестве методических указаний для расчёта потенциального дебита новых скважин и оптимизации их работы на неустановившемся режиме эксплуатации.

2 Методики оценки эффективности планируемых ГТМ с учётом интерференции скважин применяются при проведении факторного анализа технологического режима работы скважин и управлении процессом заводнения пластов на Приобском, Приразломном, Малобалыкском и других месторождениях.

Апробация работы

Содержание диссертации докладывалось на второй межрегиональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «НК «Роснефть» (Москва, 2007 г.), четвёртой научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти» (Уфа, 2011 г.), международной научно-технической конференции общества инженеров-нефтяников БРЕ и Европейской ассоциации инженеров-геологов и геофизиков ЕАОЕ (ОАЭ, Абу-Даби, 2009 г.), Российской нефтегазовой технической конференции и выставке общества инженеров-нефтяников БРЕ (Москва, 2010 г. - БРЕ 135820 и 136152), на научно-технических советах ОАО «НК «Роснефть» (2008 - 2011 г.).

Публикации

По результатам исследований опубликовано 8 печатных работ, в том числе 2 работы в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и списка использованных источников из 159 наименований. Изложена на 132 страницах машинописного текста, содержит 64 рисунка, 6 таблиц и 2 приложения общим объёмом 4 стр.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность, приведены теоретическая и практическая ценность диссертационной работы, цели и задачи исследований.

В первой главе приведены результаты решения задачи о взаимодействии низкопроницаемого пласта со скважинами в условиях нестационарного притока жидкости, представлен способ подбора электроцентробежных насосов (ЭЦН) на основе дебита скважин и забойного давления с целью дополнительной добычи нефти на неустановившемся режиме притока жидкости к скважинам. Представлен обзор развития подходов к созданию моделей и методов расчёта оптимальных параметров работы фонтанных и механизированных скважин.

Значительный вклад в решение задач в этой области ранее был внесён Аме-товым И.М., Ансари А.М., Басниевым К.С., Беггзом Х.Д., Брауном К.Е., Брил-лом Дж.П., Кабировым М.М., Крыловым А.П., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Муравьёвым И.М., Мукерджи X., Усенко В.Ф., Щуровым Р.И. и другими исследователями.

Разработаны математические модели работы скважин, оборудованных ЭЦН, на неустановившемся режиме эксплуатации. Динамика притока пластового флюида и забойного давления в условиях нестационарного притока вычисляется с помощью решения уравнения пьезопроводности:

ог г дг к от

где р = р(г,1) - давление в пласте;

г - пространственная координата;

г - время;

к - коэффициент пьезопроводности.

Решение уравнения (1) обычно рассматривается для условий постоянного дебита скважин или постоянного забойного давления. При таком подходе не всегда адекватно отражаются процессы, происходящие при взаимной работе пласта и скважин. В действительности, при движении потока пластового флюида по стволу скважин, забойное давление определённым образом связано с их дебитом, с течением времени ни один из этих параметров не остаётся постоянным (эта зависимость в графическом виде - характеристическая кривая сква-жинного подъёмника).

Разработанная нами модель позволяет получить решение уравнения (1), учитывающее характеристическую кривую подъёмника для случаев, когда зависимость между дебитом скважин и забойным давлением можно аппроксимировать линейной функцией:

рМ^вб+Д, (2)

где 2 - дебит скважин на поверхности, м3/сут.;

а, р0 - константы, определяемые из условия оптимального совмещения прямой и характеристики подъёмника; - радиус скважин, м.

Таким образом, в отличие от традиционных подходов, предполагающих работу скважин либо с постоянным дебитом, либо с постоянным забойным давлением, рассмотренная постановка задачи позволяет определить, как изменяются дебит и забойное давление при работе скважин на неустановившемся режиме эксплуатации. Для апробирования и верификации разработанной математической модели было проведено сравнение фактических (промысловых) данных работы скважины на неустановившемся режиме с результатами расчёта.

В качестве примера на рисунке 1 точками показана нестационарная характеристическая кривая подъёмника для одной из скважин Приобского месторождения, оборудованной ЭЦН. Сплошной линией показана линейная аппроксимация характеристической кривой, использованной для аналитического решения.

Представленные данные свидетельствуют о весьма удовлетворительной сходимости результатов расчёта и промысловых замеров.

20 18

га

16

S

14 12 10

6

2 0

о

1+

еда О ......... о

.........

......"1......... _________1_________ !

0 25 50 75 100 125 150 175 200 Дебит, м3/сут

Рисунок 1 - Характеристическая кривая скважинного подъёмника (точки - фактические данные замеров, сплошная линия - линейная аппроксимация)

На рисунке 2 приведены фактические данные и полученное с использованием разработанной модели решение, представленное в виде зависимости дебита скважин и забойного давления от времени. Из представленных на рисунке данных видно, что расчётная кривая хорошо согласуется с показателями работы скважин на неустановившемся режиме эксплуатации.

250

200

t;

160

5

100

се

50

О QD о

-

50 100 150

Время работы, час

Время работы, час

Рисунок 2 - Зависимость дебита скважин (слева) и забойного давления (справа) от времени (точки - фактические данные замеров, сплошная линия - расчётная кривая)

Решение совместной задачи (1) и (2) получено с применением операционного метода преобразования Лапласа. Рассматривались различные случаи внеш-

них граничных условий (бесконечный пласт, непроницаемая граница, граница постоянного давления). Для граничных условий были получены решения, учитывающие эффект влияния ствола скважин. Найденные соотношения справедливы для работы фонтанных и механизированных скважин, для которых характеристическая кривая подъёмника в стабильной области работы близка к линейной зависимости. Представлена оптимизация режимов работы механизированных скважин на неустановившемся режиме эксплуатации. Показано, что максимальный потенциал скважин на неустановившемся режиме можно достичь, применяя в начале эксплуатации насос повышенной производительности, с заменой его, после выхода на установившийся режим, насосом меньшего типоразмера.

Решение задачи оптимизации заключалось в выборе значений проектного дебита и забойного давления, на которые будет рассчитан насос повышенной производительности. На рисунке 3 приведены полученные с помощью разработанной математической модели зависимости дополнительной добычи нефти на

Рисунок 3 - Зависимость дополнительной добычи нефти на неустановившемся режиме эксплуатации скважин от значения проектного дебита первого насоса повышенной производительности при различных значениях скин-

фактора

неустановившемся режиме эксплуатации скважин от производительности первого насоса для условий Приобского месторождения. Для наглядности дополни-

тельное количество жидкости, добытое с помощью насоса большего типоразмера, а также его проектный дебит 2*, нормированы на дебит установившегося режима . Полученные зависимости оптимальных проектных показателей для подбора первого ЭЦН на неустановившемся режиме, соответствующие максимуму дополнительной добычи нефти, представлены в виде набора номограмм. На рисунке 4 приведена зависимость оптимального времени смены режима работы скважины (времени замены первого насоса большего типоразмера) от времени выхода на установившийся режим для различных значений скин-фактора.

ія,, сут

Рисунок 4 - Зависимость оптимального времени смены режима работы скважины от времени выхода на установившийся режим эксплуатации

В результате расчётов показано, что чем дольше продолжается неустановившийся режим фильтрации и чем меньше скин-фактор, тем больше время эффективного использования насоса большего типоразмера при выходе скважин на установившийся режим. Показано, что дополнительная добыча нефти за счёт максимального использования потенциала неустановившегося режима эксплуатации скважин в низкопроницаемых пластах, достигает 1 - 2 % от начальных извлекаемых запасов, приходящихся на скважину.

Во второй главе приведён новый подход к планированию и интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин с трещиной ГРП в системе разработки. Представлен анализ проблем, связанных с применением одно-скважинного подхода к планированию и интерпретации ГДИ скважин. Рассмотрены существующие подходы к интерпретации исследований скважин на неустановившемся режиме эксплуатации. Показано, что применение классических методов выделения радиального режима притока жидкости к скважинам не даёт требуемых результатов, а использование граничных условий постоянного давления неприменимо даже для качественного описания поведения забойного давления в исследуемых скважинах с учётом влияния соседних скважин. Предложен новый подход к идентификации радиального притока и учёту влияния соседних скважин, приведены практические примеры его применения.

Предложенный подход основан на идентификации радиального притока жидкости к скважинам с трещиной ГРП с использованием точного решения в виде интегральной экспоненты для линейного источника. Показано, что в случае длинной высокопроводящей трещины ГРП, характерное время начала пригодности логарифмической аппроксимации может существенно превышать фактическое время начала радиального притока жидкости к скважинам. В этом случае определение времени окончания билинейного и начала радиального притока может быть произведено расчётным путём на основе оценок проницаемости пласта и внутреннего радиуса зоны радиального притока жидкости к скважинам, а также на основе сравнения динамики забойного давления с точным решением для радиального притока жидкости к скважинам эквивалентного радиуса. С целью оперативного планирования ГДИ скважин предложено использовать карту режимов притока, позволяющую оценить - какие режимы имеют место в процессе исследования в зависимости от параметров системы. Кроме того, в координатной плоскости /ге) (где Рс0 - безразмерная проводимость трещины,

х/ - полудлина трещины, те - радиус контура питания) построена карта применимости методов интерпретации ГДИ скважин (рисунок 5) и приведены интер-

валы значений и х{1ге, соответствующие месторождениям нефти Западной Сибири, в частности, области изменения параметров низкопроницаемых пластов

Интерпретация ГАНС возможно только численными методами

Возможно применение решения в виде интегральной экспоненты («плато» не достигается)

©Возможно применение классического подхода к интерпретации ГДИС {с использованием «плато»)

Интервалы изменений

х^г, и ^по месторождениям:

ПШШ Приобское и?'!^ Мало-Еалыкское Прираэлошгсе

8

10 12 14 16 18 20

Рисунок 5 - Карта применимости различных подходов к интерпретации ГДИ для скважин с трещинами ГРП в системе разработки месторождений

Приобского (пласты АСюлг), Приразломного (пласты БС4.5) и Малобалыкского (пласты БС 16.22), месторождений, разрабатываемых с применением ГРП. Границы прямоугольников соответствуют минимальным и максимальным значениям рассматриваемых параметров месторождений. Как видно из рисунка 5, для скважин Малобалыкского месторождения радиальный приток не наступает вовсе, поэтому к полученным по результатам исследований проницаемости и скин-фактору следует относиться с большой осторожностью. При интерпретации данных следует применять метод, учитывающий влияние соседних скважин и проводить анализ доверительных интервалов. Для Приобского и Приразломного месторождений, только для части скважин вероятно появление радиального притока, но даже в этом случае появления «плато» на диагностическом графике ожидать не следует. Приведённый пример также показывает, что, использование классического метода интерпретации с выделением «плато» для скважин систем разработки низкопроницаемых пластов практически неприменимо. Графические инструменты, предложенные в работе, могут быть полезны для планирования исследований и быстрой проверки их достоверности.

В третьей главе рассмотрен упрощённый метод расчёта производительности скважин в системе разработки. В связи со сложностью практического расчёта производительности многоскважинных систем, при анализе работы отдельной скважины в системе разработки её часто «вырывают» из окружения и применяют формулы, полученные для единичной скважины. При этом влияние соседних скважин учитывают путём приписывания каждой скважине некоторого значения пластового давления. На первый взгляд, эта процедура упрощения естественна и не требует обоснования. Однако, если для одиночной скважины понятие «пластовое давление» имеет однозначный и вполне определённый смысл, то для скважины в системе разработки, смысл этого понятия существенно зависит от контекста. С целью разграничения понятий, традиционно обозначаемых единым термином «пластовое давление» нами вводятся определения трёх типов пластового давления - мгновенное, статическое и среднее (интегральное). Мгновенное и статическое пластовые давления являются локальными показателями, характеризующими влияние ближайшего окружения отдельно взятой скважины на дебит этой скважины в разные периоды её работы. Среднее (интегральное) пластовое давление характеризует энергетическое состояние пласта в целом. Для случая единичной скважины в замкнутой области дренирования все три давления совпадают, что создает смысловые затруднения при переходе к много-скважинной системе. Рассмотренные понятия давления использованы при расчёте производительности скважин после смены режима работы в различных временных интервалах.

Приведён анализ влияния изменения режима работы одной из скважин системы на её окружение (рисунок 6). Получены приближенные формулы для расчёта прироста дебита скважин после интенсификации, а также коэффициента падения прироста дебита, показывающего, во сколько раз статический прирост дебита скважин (эффект в долгосрочном периоде) окажется меньше мгновенного прироста (эффекта в краткосрочном периоде). Из рисунка 6 видно, что при

Общий дебит, тыс. м3/сут

Время, сут

Рисунок 6 - Динамика общей добычи по участку до и после интенсификации одной добывающей скважины с учётом и без учёта интерференции скважин

расчёте эффекта от проведения ГТМ на скважине, следует указывать временные рамки, в которых производится оценка эффекта. Точками 0 и 1 на рисунке показаны моменты времени до и после изменения забойного давления на одной из добывающих скважин в рассматриваемой многоскважинной системе. Рабочая точка 2 соответствует окончанию неустановившегося режима эксплуатации скважины. Прирост добычи в этот момент можно оценить на основе мгновенного пластового давления. В дальнейшем изменение среднего пластового давления по участку начинает оказывать влияние на дебиты остальных скважин, что приводит к их уменьшению и сокращению эффекта от оптимизации режима работы скважин в долгосрочном периоде, на стационарном режиме - точка 3 для анализируемой скважины, точка 4 - в целом по участку. Прирост дебита для скважин в этот момент может быть рассчитан с использованием статического пластового давления. Очевидно, что заметный прирост может дать только скоординированная интенсификация всех высокопродуктивных скважин в сочетании с повышением эффективности работы скважин нагнетательного фонда.

В четвёртой главе рассмотрены вопросы проектирования систем разработки скважин низкопроницаемых коллекторов с трещинами ГРП.

В настоящее время технология гидроразрыва пласта является одним из самых распространённых методов интенсификации добычи нефти. Однако, на сегодняшний день не существует простых моделей для описания систем заводнения с учётом эффекта ориентации трещин ГРП. Численные модели связаны с большими трудозатратами и не всегда могут использоваться для решения оптимизационных задач.

Нами разработана полуаналитическая модель процесса разработки, позволяющая вычислять поле пластовых давлений, линии тока и технологические показатели разработки для систем скважин с произвольной ориентацией трещин ГРП. Модель, представляющая собой двумерный симулятор процесса заводнения на основе расчёта линий тока, позволяет проводить детальные расчёты притока двухфазной жидкости (нефти и воды) к произвольно ориентированной трещине ГРП, горизонтальному стволу скважины и скважине с трещинами ГРП. При этом учитывается наличие трения в трещине ГРП и гидравлическое сопротивление по стволу горизонтальной скважины. Неоднородность коллекторов по разрезу учитывается с помощью задания модифицированных относительных фазовых проницаемостей. Применение аналитических решений в численных расчётах приводит к высокой скорости расчётов, позволяя проводить вычисления для большого числа скважин, а также делая возможным решение различных оптимизационных задач по выбору оптимальных параметров систем разработки.

Результаты расчёта по разработанной модели сравнивались с расчётами по известным аналитическим соотношениям для расчёта продуктивности систем разработок и одиночных скважин с ГРП, а также с результатами, полученными с помощью численных гидродинамических сеточных моделей. Для широкого диапазона исходных данных средняя погрешность расчётов в предлагаемой модели, по сравнению с точными решениями, не превышала 5 %.

Важной отличительной особенностью систем разработки с протяжёнными трещинами ГРП является наличие в пласте выделенного направления преимущественного распространения трещин, которое перпендикулярно направлению минимального напряжения в пласте. Существование выделенного направления приводит к потере изотропности пласта, и описание систем разработки на языке

симметричных площадных элементов (пятиточечных, семиточечных, девятиточечных) становится затруднительным. В этом случае более удобно представление площадных систем в виде рядных. Это возможно если расширить понятие ряда скважин, допуская существование не только нагнетательных или добывающих рядов, но и рядов, состоящих из добывающих и нагнетательных скважин, чередующихся в том или ином порядке. Направление этих рядов определяется направлением преимущественного распространения трещин ГРП.

Показано, что при таком подходе к описанию систем разработки с трещинами ГРП, технико-экономические показатели могут быть существенно улучшены с помощью деформации сетки скважин путём изменения расстояния между скважинами в рядах и расстояния между рядами. Так, пусть а0 и Ь0 - расстояния между скважинами в ряду и между рядами в исходной системе разработки, а и Ъ - расстояния, характеризующие деформированную сетку скважин (рисунок 7). Как показывают расчёты технико-экономических показателей раз-

Рисунок 7 - Линии тока для пятиточечной системы разработки с направлением трещин под углом 45° к горизонтальной оси при п = 1 (слева) и п-1,5 (справа) (длины трещин на добывающих и нагнетательных скважинах равны)

работки, проведённые с помощью предложенной численно аналитической модели, для фиксированных значений площади, приходящейся на одну скважину, и длин трещин ГРП на добывающих и нагнетательных скважинах, существует оптимальная конфигурация элемента заводнения, при которой ряды скважин

должны быть растянуты вдоль направления развития трещин ГТП и сжаты в перпендикулярном направлении (при сохранении плотности сетки скважин). В качестве критерия оптимизации использовалось максимальное значение чистого дисконтированного дохода (ЫРУ) за срок разработки.

Подобное преобразование системы разработки названо нами преобразованием растяжения-сжатия. Для его количественного описания введено понятие коэффициента деформации сетки скважин, определяемого выражением:

Из выражения (3) и условия неизменности плотности сетки скважин следует, что преобразование растяжения-сжатия с коэффициентом деформации л, соответствует растяжению рядов скважин в %[п раз и пропорциональному уменьшению между рядами скважин в 7л раз. Значение п=1 для всех систем разработки и ориентации трещин ГРП соответствует исходной, недеформированной схеме расстановки скважин.

Оптимизация эффективности заводнения при преобразовании растяжения-сжатия достигается за счёт увеличения времени прорыва воды к добывающим скважинам, повышения коэффициента охвата скважин заводнением, увеличения продуктивности и, соответственно, экономической эффективности системы разработки в целом. Основной механизм улучшения технико-экономических показателей заключается в уменьшении средней длины линий тока за счёт оптимального расположения зон отбора и нагнетания флюида с учётом наличия закреплённых трещин ГРП на добывающих скважинах, а также самопроизвольно образующихся высокопротяжённых трещин авто-ГРП на нагнетательных скважинах.

Эффект растяжения-сжатия сетки наиболее значим при разработке пластов с выраженной зональной неоднородностью и высокой расчленённостью, для которых деформированные сетки скважин с меньшей средней длиной линий тока позволяют сформировать элемент заводнения в пределах среднего размера песчаных тел. При уменьшении длины трещин до нуля, или при отсутствии направления преимущественного распространения трещин, когда трещины ГРП ориен-

(3)

тируются случайным образом, оптимальное значение п стремится к единице. Расчёты на модели подтверждают это предположение.

Введено понятие эффективной плотности сетки скважин, связанное со средней длиной линий тока для элемента заводнения. С использованием разработанной модели показано, что увеличение длины трещин ГРП в определённых случаях эквивалентно созданию более плотной сетки скважин.

Используя изложенный выше подход, предложен единый алгоритм определения оптимальных параметров системы разработки, с учётом протяжённых трещин ГРП приведён пример расчёта по выбору системы разработки для опытно-промышленного участка Приобского месторождения. В качестве оптимизируемых параметров рассматривались полудлина трещин ГРП, коэффициент деформации и плотность сетки скважин для систем заводнения с различным соотношением числа добывающих и нагнетательных скважин и различной ориентацией относительно преимущественного направления трещин. В качестве критериев оптимизации, кроме технологических параметров (КИН и время прорыва воды), были приняты следующие экономические показатели: чистый дисконтированный доход (ИРУ), внутренняя норма рентабельности (Ш) и индекс доходности (РГ). Учитывая высокую скорость проведения расчётов с помощью разработанной численно-аналитической модели, оптимизационная задача решалась методом последовательного перебора. По результатам проведённых расчётов была определена оптимальная система разработки опытного участка Приобского месторождения, даны рекомендации по её реализации.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Разработана численно-аналитическая модель взаимодействия пласта со скважиной в условиях нестационарного притока жидкости, получены алгоритмы определения оптимальных показателей эксплуатации насосного оборудования на неустановившемся режиме работы скважин. Показано, что дополнительная добыча нефти за счёт максимального использования потенциала неустановившегося режима эксплуатации скважин в низкопроницаемых пластах, может со-

ставлять до 1 - 2 % от начальных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на скважину.

2 Разработан новый подход к дизайну и интерпретации гидродинамических исследований скважин с ГРП в низкопроницаемых коллекторах с учётом влияния соседних скважин. Построена карта применимости различных методов интерпретации ГДИ для скважин с трещинами ГРП в зависимости от параметров пласта и трещин, а также плотности сетки скважин. На примере ряда месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», показано, что до 30 % ГДИ скважин, ранее считавшихся некондиционными, можно переинтерпретировать и использовать для определения фильтрационно-ёмкостных параметров пласта.

3 Предложен аналитический подход к оценке производительности скважин в системах разработки для расчёта эффективности ГТМ в процессе управления заводнением в низкопроницаемых пластах. Показано, что при расчёте эффекта от интенсификации работы добывающих скважин в системе разработки необходимо учитывать не только краткосрочный прирост добычи нефти, но и последующее падение дебита в результате изменения мгновенного пластового давления для анализируемых скважин, а также падение добычи на соседних скважинах за счёт изменения среднего давления в системе в результате интерференции скважин. Методика апробирована на основе анализа ГТМ, проведённых в ООО «РН-Юганскнефтегаз» в2008-2010г.

4 Разработан численно-аналитический метод расчёта технико-экономических показателей системы разработки с протяжёнными трещинами ГРП при заводнении. Показана возможность увеличения коэффициента охвата на 1-2 % и чистого дисконтированного дохода на 0,2 млн.р./га путём растяжения сетки скважин вдоль направления распространения трещин ГРП.

5 На основе предложенных алгоритмов разработана, апробирована и внедрена компьютерная программа, позволяющая с помощью решения оптимизационных задач проводить автоматизированный подбор оптимальных параметров системы разработки скважин с трещинами ГРП.

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях:

1 Хасанов М.М. Решение задачи о взаимодействии пласта со скважиной в условиях нестационарного притока / Хасанов М.М., Краснов В.А., Мусабиров Т.Р. // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2007. - № 2. - С. 41 -46.

2 Гук В.Ю. Эффективность использования возможностей неустановившегося режима / Гук В.Ю., Мусабиров Т.Р. // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть» «Энергия развития». Тезисы докладов второй межрегиональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «НК «Роснефть». - Москва. - 2007. - № 3. - С. 67.

3 Хасанов М.М. Технико-экономический анализ систем разработки, сформированных скважинами с трещинами ГРП / Хасанов М.М., Краснов В.А., Мусабиров Т.Р., Мухамедшин Р.К. // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 2. - С. 92 - 96.

4 Khasanov М. Novel Approach to Waterflood Design to Enhance Pattern Performance with Massive Hydraulic Fracturing Applications / Khasanov M., Krasnov V., Musabirov Т., Mukhamedshin R. // SPE/EAGE Reservoir Characterization and Simulation Conference held in Abu Dhabi, UAE, 19-21 October 2009 (SPE 125750).

5 Мусабиров T.P. Оптимизация добычи из низкопроницаемых коллекторов на неустановившемся режиме притока // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 5. - С. 2-6.

6 Khasanov М. Reservior Pressure and Well Perfomance in Muti-well System / Khasanov M., Krasnov V., Musabirov Т., Yudin E. // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, 26 - 28 October 2010 (SPE 135820).

7 Khasanov M. Special Issues of Well Design and Analysis for Fractured Wells in Waterflood / Khasanov M., Krasnov V., Musabirov T. // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, 26 - 28 October 2010 (SPE 136152).

8 Рощектаев А.П. Оценка продуктивности скважин в неоднородных пластах на основе статистических характеристик коллекторов / Рощектаев А.П., Якасов A.B., Краснов В.А., Мусабиров Т.Р. /7 Материалы 4-ой научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти».-г. Уфа.-2011.-С. 62.

Подписано в печать 14.02.2012. Бумага офсетная. Формат 60x84 '/іб. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 14.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес издательства и типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1