Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование эффективности применения избирательной системы заводнения при разработке шельфовых нефтяных месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование эффективности применения избирательной системы заводнения при разработке шельфовых нефтяных месторождений"

УДК 622.276.1/.4

На правах рукописи

ЩЕКИН АЛЕКСАНДР ИВАНОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ИЗБИРАТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ШЕЛЬФОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (на примере нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр»)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2012

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР).

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент

Велиев Мубариз Мустафа оглы

Официальные оппоненты: - Вафин Риф Вакилович,

доктор технических наук, Закрытое акционерное общество «Алойл», генеральный директор

- Антонов Максим Сергеевич,

кандидат технических наук

Общество с ограниченной ответственностью

«НПО «Нефтегазтехнология»

Ведущая организация - ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится 30 октября 2012 г. в 1200 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 28 сентября 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор Худякова Лариса Петровна

РОССИЙСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ БИБЛИОТЕКА 2012

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В связи с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти на вновь вводимых в разработку и падением добычи на длительно разрабатываемых шельфовых нефтяных месторождениях Социалистической Республики Вьетнам (СРВ) приоритетной задачей становится повышение эффективности их освоения. Учитывая сложность эксплуатации таких месторождений, необходимы совершенно иные подходы не только к проектированию технических средств, но и технологиям разработки. В настоящее время основным, наиболее распространенным методом разработки нефтяных месторождений, в том числе на шельфе, несмотря на активное внедрение методов увеличения нефтеотдачи, остается заводнение.

Основными проблемами проектирования и ввода в разработку малых многопластовых шельфовых месторождений в СРВ являются недостаточный объем геологической информации и сложность внедрения интенсивных площадных систем заводнения ограниченным фондом скважин, что требует обоснования оптимальных систем заводнения.

В условиях значительной неопределенности геолого-промысловых данных и неоднородности продуктивных пластов наиболее универсальной и адаптируемой признается избирательная система заводнения. Однако, несмотря на достаточно высокую эффективность избирательного заводнения на разрабатываемых месторождениях в СП «Вьетсовпетро», остается малоизученным ряд вопросов, касающихся целесообразности его применения и проектирования. Поэтому актуальным при обосновании эффективных систем разработки шельфовых нефтяных месторождении для повышения темпов выработки запасов нефти при ограниченных сроках эксплуатации морских нефтегазовых сооружений (МНГС) является исследование результатов внедрения, методов оценки эффективности, принципов реализации избирательного заводнения, определения оптимального соотношения добывающих и нагнетательных скважин.

Цель работы - исследование эффективности применения избирательной системы заводнения при проектировании и

совершенствовании системы разработки шельфовых нефтяных месторождений.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ результатов внедрения избирательной системы заводнения при разработке шельфовых нефтяных месторождений на примере нижнеолигоценовых продуктивных горизонтов месторождения «Белый Тигр», расположенного на южном шельфе СРВ;

2. Разработка методики оценки эффективности системы заводнения при разработке нефтяных залежей на смешанных режимах;

3. Исследование влияния операций по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) на энергетическое состояние нефтяных залежей и эффективность нефтеизвлечения при избирательном заводнении;

4. Сравнение эффективности внедрения избирательной и площадных систем заводнения при разработке шельфовых нефтяных месторождений по результатам вычислительных экспериментов с использованием трехмерной фильтрационной модели нижнего олигоцена.

Методы решения поставленных задан

Для решения поставленных задач использованы отечественные и зарубежные методы анализа и оценки эффективности систем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения, современные методы статистической обработки геолого-промысловой информации, численные методы исследования результатов реализации систем заводнения с помощью компьютерного моделирования.

Научная новизна результатов работы

1. Разработаны методические основы оценки эффективности системы заводнения и выявления неохваченных воздействием зон при разработке нефтяных залежей на смешанных режимах.

2. Исследованы и установлены особенности влияния ГРП на энергетическое состояние нефтяных залежей при недостаточном развитии системы заводнения. Предложено учитывать при подборе скважин-кандидатов для

ГРП результаты предварительного анализа интенсивности системы заводнения и степени ее влияния на добывающие скважины.

3. Научно обоснована эффективность внедрения избирательной системы заводнения при разработке шельфовых нефтяных месторождений по результатам проведения многовариантных расчетов на фильтрационной модели объекта с высокой неоднородностью продуктивных пластов.

4. Разработаны основные методологические особенности обоснования и выбора оптимальных вариантов разработки шельфовых нефтяных месторождений при применении избирательной системы заводнения.

5. Показано, что при разработке послойно-неоднородного по проницаемости расчлененного пласта, состоящего из высокопроницаемого и низкопроницаемых пропластков, размещение нагнетательной скважины в зоне, имеющей минимальные значения коэффициента проницаемости высокопроницаемого пропластка, позволит значительно повысить эффективность неф-тевытеснения.

На защиту выносятся:

1. Результаты исследования эффективности применения избирательной системы заводнения при разработке шельфового нефтяного месторождения;

2. Методические основы оценки эффективности системы заводнения и выявления неохваченных воздействием зон при смешанных режимах разработки нефтяных залежей;

3. Оптимальные условия размещения нагнетательной скважины в послойно- и зонально-неоднородном по проницаемости пласте;

4. Результаты сравнительной оценки эффективности применения избирательной и площадных систем заводнения при разработке шельфовых нефтяных месторождений;

5. Методологические особенности обоснования и выбора оптимальных вариантов разработки шельфовых нефтяных месторождений с применением избирательного заводнения.

Практическая ценность результатов работы

Разработанные в диссертационной работе рекомендации по внедрению

избирательной системы заводнения используются при проектировании и совершенствовании разработки шельфовых нефтяных месторождений в зоне деятельности СП «Вьетсовпетро» и позволяют повысить технико-экономическую эффективность их освоения.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на II международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 2009 г.), научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, 2010 г.), X научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 2010 г.), научно-технических советах, проведенных в НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» (Вунг Тау, СРВ, 2008-2010 гг.).

Публикации

Основные результаты диссертации опубликованы в 8 научных трудах, в том числе в 4 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендации, списка использованных источников, включающего 98 наименований. Работа изложена на 157 страницах машинописного текста, содержит 69 рисунков, 14 таблиц.

Благодарности

Автор выражает искреннюю благодарность и особую признательность научному руководителю к.т.н. М.М. Велиеву, руководству НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» К.Г.-М.Н. В.Г. Вершовскому и к.т.н. А.Н. Иванову за оказанную помощь, ценные замечания и рекомендации, высказанные в процессе подготовки диссертационной работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

Первая глава посвящена аналитическому обзору принципов и практики применения избирательной системы заводнения при разработке нефтяных месторождений.

Основой для создания принципов избирательного заводнения послужили теоретические положения избирательной системы разработки нефтяных месторождений, предложенные профессором Н.С. Пискуновым при проектировании разработки Ромашкинского месторождения. Дальнейшему развитию принципов проектирования, особенностям реализации и оценке эффективности избирательного заводнения послужили работы Г.Г. Вахитова, В.Д. Лысенко, Р.Х. Муслимова, Р.Т. Фазлыева, Э.Д. Мухарского, B.C. Ковалева, В.М. Житомирского, С.М. Усмановой, В.Д. Чугунова и многих др. Полученные результаты позволили сформулировать основные принципы и порядок реализации избирательной системы заводнения, а также критерии подбора скважин для ее организации.

В настоящее время порядок реализации избирательной системы заводнения сводится к двум этапам: на первом - эксплуатационный объект разбуривается по равномерной (неравномерной) сетке скважин; на втором -проводится целенаправленный подбор скважин для перевода их под нагнетание.

Основными преимуществами избирательной системы заводнения, в сравнении с другими системами, по мнению многих ученых, являются возможность адаптации системы разработки по мере изучения геологического строения месторождения и повышение интенсивности выработки запасов нефти за счет целенаправленного перевода скважин под нагнетание. При этом существует такое рациональное соотношение

эксплуатационных скважин, перевод под нагнетание которых позволит достичь максимального отбора нефти, дальнейшее же увеличение числа нагнетательных скважин приведет к уменьшению суммарного отбора.

Несмотря на очевидные преимущества, избирательное заводнение не получило такого широкого развития, как площадное, но осуществляется на многих месторождениях в виде очагового в рамках существующей системы разработки для повышения интенсивности воздействия на отдельных участках. Вследствие этого вопросам анализа и оценки эффективности применения избирательной системы заводнения при разработке нефтяных месторождений, особенно шельфовых, уделено недостаточное внимание.

Во второй главе рассмотрены результаты анализа применения избирательной системы заводнения на примере эксплуатационного объекта в нижнеолигоценовых продуктивных отложениях нефтяного месторождения «Белый Тигр», расположенного на шельфе СРВ.

Выбор в качестве примера данного эксплуатационного объекта обусловлен, в первую очередь, поздней стадией его разработки, что позволяет провести геолого-промысловый анализ эффективности системы заводнения, а также сложностью его геологического строения (высокая литологическая изменчивость продуктивных пластов, наличие тектонических нарушений и нескольких продуктивных горизонтов, объединенных в один эксплуатационный объект).

Разработка нефтяных залежей в отложениях нижнего олигоцена ведется на северном своде, разделенном крупными разломами с амплитудой до сотен метров на три обособленных, гидродинамически несвязанных тектонических блока (I, II, III). В свою очередь выделенные тектонические блоки осложнены множеством разломов меньших порядков субмеридионального и субширотного простирания с амплитудой, не превышающей десятки метров, в пределах которых продуктивные горизонты образуют самостоятельные тектонически-экранированные и литологически-ограниченные залежи.

Первоначально продуктивные отложения нижнего олигоцена

предусматривалось разрабатывать по трехрядной системе разработки с размещением скважин по схеме 600 х 600 м (расстояние между нагнетательными скважинами в ряду 300 м). В связи с открытием крупной залежи нефти в гранитоидных коллекторах фундамента основные проектные положения подверглись пересмотру. Прежде всего, был скорректирован проектный фонд скважин, поскольку первоочередным объектом разработки выделен фундамент. Учитывая ограниченное количество запроектированных МНГС на тот момент и, следовательно, скважин, проведено обоснование изменения системы воздействия с сохранением ее «жесткости», позволяющей обеспечивать высокие темпы разработки при заданном темпе разбуривания. По результатам проведения многовариантных технико-экономических расчетов для нижнего олигоцена была рекомендована обращенная семиточечная площадная система с расстоянием между скважинами 600 х 600 м и последующей ее трансформацией в избирательную систему на отдельных участках по мере уточнения геологического строения.

На практике реализовать запроектированную систему разработки оказалось затруднительным, и в настоящее время эксплуатационный объект разрабатывается по неравномерной сетке с применением избирательного заводнения. Переход от равномерного размещения скважин к неравномерной схеме обусловлен первоочередностью бурения эксплуатационных скважин на основной эксплуатационный объект (фундамент), несоответствием проектных сеток скважин фактическим по эксплуатационным объектам, а также блоковым строением месторождения.

Реализуемая система разработки сопровождается существенной недокомпенсацией отборов жидкости закачиваемой водой на протяжении всего периода разработки как в целом по залежи, так и по отдельным блокам. В настоящее время разработка нижнего олигоцена характеризуется значительным снижением пластового давления на большей площади залежи ниже давления насыщения Рнас при отсутствии влияния законтурной зоны. Распределено пластовое давление в блоках крайне неравномерно и

контролируется размещением нагнетательных скважин, а также отборами жидкости, что существенно затрудняет выполнение анализа эффективности избирательного заводнения по объекту в целом. Поэтому в данном случае три блока нижнего олигоцена были разделены на условные элементы системы разработки, по которым проводился более подробный анализ эффективности системы заводнения, в частности динамики пластового давления в зонах отбора и значений накопленной компенсации (таблица 1). Под элементами системы разработки подразумевается участок залежи, ограниченный нагнетательными скважинами.

Таблица 1 - Основные технологические показатели разработки выделенных элементов

Блок Элемент системы Компенсация с начала разработки, % Обводненность, % Пластовое давление, МПа Pwtmet/P¡tac

на момент начала закачки текущее, Рпптек

I 1-1 90 36,9 40,3 11,7 0,57

1-2 52 10,4 35,9 17,3 0,83

1-3 32 2,9 20,2 15,6 0,75

П II-1 46 34,2 30,4 26,4 1,19

II-2 222 9,5 27,3 14,8 0,67

П-3 87 53,4 32,8 17,1 0,77

II-4 53 17,1 26,7 15,4 0,70

II-5 36 6,9 16,4 18,2 0,82

ПІ III-1 66 46,8 22,7 17,3 0,60

III-2 288 12,5 - 14,5 0,50

В результате анализа показателей разработки выделенных элементов установлено, что отдельные зоны характеризуются слабой степенью

воздействия на продуктивные горизонты, по которым пластовое давление снизилось ниже давления насыщения (более 30 % от давления насыщения), провоцируя тем самым проявление режима растворенного газа. Для этих элементов характерны неоднозначные высокие значения компенсации с начала разработки и низкие значения обводненности, что указывает на затрудненную гидродинамическую связь добывающих и нагнетательных скважин, а также недостаточное количество последних. По другим элементам

разработки, характеризующимся противоположной картиной, наблюдается стабилизация или незначительное снижение пластового давления от уровня давления насыщения (не более 20...25 % от давления насыщения). Данные элементы системы разработки нижнего олигоцена выделяются достаточно высокой эффективностью внедрения заводнения, что отразилось на увеличении темпов отбора нефти и динамике пластового давления.

С целью определения соответствия нагнетательных скважин нижнего олигоцена критериям подбора при избирательном заводнении рассчитаны коэффициенты связанности и проведено распределение скважин по коэффициенту продуктивности. В дополнение выполнен анализ эксплуатации нагнетательных скважин с помощью построения диагностических графиков Холла (Hall), позволяющих выявить влияние различных факторов на их работу, и результатов проведения обработок призабойной зоны пласта. Как показал анализ, большинство скважин не соответствует в полном объеме необходимым критериям. Полным соответствием характеризуются только несколько нагнетательных скважин нижнего олигоцена.

По результатам проведения анализа применения избирательной системы заводнения показано, что основными факторами, снижающими ее эффективность на нижнем олигоцене, являются необоснованный перевод добывающих скважин под нагнетание и затрудненная гидродинамическая связь между скважинами, обусловленная сложным геологическим строением.

В третьей главе рассмотрены вопросы оптимального размещения нагнетательных скважин в послойно- и зонально-неоднородных пластах. Исследования проводились на математической модели, воспроизводящей условия залежей нефти нижнего олигоцена.

Рассмотрены две модификации модели. Первая имела однородный по разрезу коллектор с изменяющейся по латерали проницаемостью. Вторая описывала расчлененный послойно-неоднородный по проницаемости пласт, у которого поле проницаемости высокопроницаемого пропластка изменялось по латерали. Изучались возможные ситуации размещения нагнетательной

скважины в системе добывающих скважин. Рассмотрены случаи размещения нагнетательной скважины в однородном по латерали пласте (первый, или базовый, вариант), в зоне пониженной проницаемости (второй вариант), в зоне повышенной проницаемости (третий вариант).

Исследования показали, что размещение нагнетательной скважины в низкопроницаемой зоне послойно-однородного пласта приводит к существенному снижению темпов отбора нефти, что соответствует результатам второй главы диссертационной работы. С другой стороны, стремление разместить скважину в высокопроницаемой зоне не приведет к существенному увеличению конечного коэффициента извлечения нефти (КИИ) (рисунок 1, а).

При исследовании размещения нагнетательной скважины в послойно-неоднородном по проницаемости расчлененном пласте предполагалось, что зона коллектора высокопроницаемого слоя в области нагнетательной скважины может иметь пониженную (2 вариант) или повышенную (3

Рисунок 1 - Зависимости текущего КИИ от текущей обводненности

для разных вариантов размещения нагнетательной скважины в однородном по разрезу (а) и в послойно-неоднородном по проницаемости расчлененном (б) пласте

Полученные кривые (рисунок 1, б) демонстрируют совершенно неожиданный результат. К концу расчетного периода второму варианту соответствует максимальная выработка запасов нефти всего пласта, что противоречит выводу об оптимальном размещении нагнетательной скважины в послойно-однородном пласте. Более того, локальное увеличение проницаемости высокопроницаемого слоя в области закачки приводит к значимым потерям в добыче нефти и к снижению качества вытеснения.

Таким образом, вывод об оптимальном размещении нагнетательной скважины, сделанный для случая послойно-однородного по проницаемости пласта, не является однозначным. Расчлененность и послойная неоднородность поля проницаемости коллектора вносят значительные коррективы в данное заключение. Результаты моделирования показывают, что в ряде случаев размещение нагнетательной скважины в области пониженной проницаемости (в среднем по разрезу) является более предпочтительным, если это позволит ограничить поступление воды в высокопроницаемый пропласток и в некоторой степени выровнять фронт заводнения послойно-неоднородного по проницаемости пласта.

Рассмотрено влияние соотношения вязкостей фильтрующихся флюидов на выбор оптимального положения нагнетательной скважины в послойно-неоднородном по проницаемости пласте. Исследования проводились на описанных выше моделях.

Показано, что в однородном по разрезу пласте вне зависимости от соотношения вязкостей нефти и воды расположение нагнетательной скважины в низкопроницаемой зоне приводит к существенному снижению КИН (рисунок 2, а). При размещении нагнетательной скважины в высокопроницаемой зоне КИН незначительно возрастает. Отметим, что для второго варианта задачи (нагнетательная скважина в низкопроницаемой зоне) характерно резкое падение дебита нефти из-за быстрого снижения пластового давления.

Послойно-неоднородный по проницаемости расчлененный пласт предполагает большее разнообразие происходящих процессов. В рамках рассмот-

ренной задачи было установлено, что расположение нагнетательной скважины в зоне пониженной проницаемости (если рассматривать в среднем по разрезу пласта) может увеличить КИН залежи, а также в зависимости от соотношения вязкостей нефти и воды привести к росту дебита нефти (относительно базового варианта). Интересен также и следующий факт. Анализ результатов, приведенных на рисунке 2, б, показывает, что эффект от применения второго варианта размещения нагнетательной скважины менее чувствителен к соотношению вязкостей нефти и воды, чем для первого (базового) варианта. Размещение нагнетательной скважины в зоне повышенной в среднем по разрезу проницаемости неоднородного расчлененного пласта однозначно приводит к снижению эффективности вытеснения нефти.

О 5 10 15

соотношение вязкости нефти и воды, отн.ед.

а)

соотношение вязкости нефти и воды, отн.ед.

б)

Рисунок 2 - Зависимость КИН на конец расчетного периода

от соотношения вязкостей нефти и воды для однородного по разрезу (а) и послойно-неоднородного расчлененного (б) пласта при различных условиях размещения нагнетательной скважины

В четвертой главе обоснована методика и проведена оценка эффективности системы заводнения при смешанных режимах разработки.

Важным параметром, характеризующим эффективность того или иного режима и системы разработки, является коэффициент извлечения нефти 17. Если представить КИН для смешанного режима в виде многочлена (по И.С. Закирову):

V = Ъш + Лт = 7™, + 7™Д„„, (1)

или

V (2)

ч г н

то тогда КИН при заводнении

Л„т > (3)

где г\еСтъ Цзав - КИН соответственно при естественных режимах и заводнении;

Лаыт - коэффициент вытеснения нефти водой;

>7ом - коэффициент охвата залежи вытеснением;

£&ае, £0, - накопленная добыча нефти при естественных режимах, заводнении и в целом по объекту;

У„ — начальные геологические запасы нефти.

Следовательно, основная задача оценки эффективности системы заводнения при разработке на смешанных режимах сводится к определению количества добываемой нефти за счет проявления каждого из естественных режимов. При этом по результатам обзора известных способов оценки эффективности заводнения определение дополнительной добычи и коэффициента извлечения нефти при смешанном режиме связано со следующими трудностями:

1. Ограниченные возможности использования стандартных характеристик вытеснения ввиду граничных условий их применимости по обводненности и не учета влияния растворенного в нефти газа. В целом они рекомендуются к использованию при проявлении водонапорных режимов, когда обводненность достигает 40.. .50 %;

2. Отсутствие явных изменений в динамике добычи нефти и пластового давления, необходимых для определения дополнительно добытой нефти за счет проведенного мероприятия;

3. Не всегда известны точные временные промежутки развития того или иного режима, что затрудняет применение гидродинамических моделей. Кроме того, в пределах рассматриваемой площади возможно проявление нескольких видов пластовой энергии.

В связи с этим для определения добычи нефти за счет проявления различных видов режимов разработки предложено использовать метод материального баланса. Адаптация применения метода материального баланса с целью оценки эффективности заводнения проводилась по двум блокам (I и II) нижнего олигоцена, характерной особенностью которых является проявление смешанного режима - упругого и режима растворенного газа, с частичным поддержанием пластового давления заводнением. Тогда в данном случае КИН при естественных режимах для нижнего олигоцена можно представить в виде:

V «ш = Пу„Р + П^ > (4)

где г)у„р, г)рг - КИН соответственно при упругом режиме и режиме растворенного газа.

Для определения добычи нефти за счет влияния каждого из режимов истощения рассматривались характерные для них уравнения материального баланса в отдельности с последующей оценкой КИН при заводнения по формуле (3).

Сравнительный анализ рассчитанных значений КИН при различных режимах разработки по продуктивным пластам нижнего олигоцена на основе предложенной методики (таблица 2) показал, что дополнительный прирост коэффициента извлечения нефти за счет ее вытеснения закачиваемой водой с начала разработки по I и II блокам составил соответственно 0,134 и 0,112 д.ед. Тем не менее, низкие значения коэффициентов охвата воздействием по блокам (0,276 и 0,230 д.ед.) указывают на недостаточное количество очагов нагнетания или неэффективность отдельных нагнетательных скважин.

Таблица 2 - Параметры эффективности извлечения нефти при различных режимах разработки

Параметр Значения

I блок II блок

Коэффициент извлечения нефти по объекту в целом 0,327 0,289

при упругом режиме 0,101 0,094

при режиме растворенного газа 0,092 0,083

при заводнении 0,134 0,112

Коэффициент вытеснения 0,486 0,486

охвата вытеснением 0,276 0,230

Показатель эффективности упругого режима 0,309 0,324

режима растворенного газа 0,281 0,288

заводнения 0,410 0,388

Для оценки степени участия каждого режима в процессе извлечения нефти рекомендовано использовать также показатели эффективности режимов,

характеризующих степень

активности развития того или иного режима и определяемых, как отношение накопленного объема добытой нефти при проявлении одного из видов пластовой энергии к общей накопленной добыче нефти из объекта.

На основе предложенной методики разработаны

методические основы выявления зон, неохваченных заводнением, при смешанных режимах

Рисунок 3 - Карта эффективности заводнения при смешанных режимах разработки

разработки. С целью выделения неохваченных воздействием зон для каждой области дренирования скважины определяются значения показателя эффективности заводнения 1ЗС1а=£<2311,/££)н, и строится карта их распределения по площади объекта (карта эффективности заводнения при смешанных режимах разработки). Пример карты эффективности заводнения по нижнему олигоцену месторождения «Белый Тигр» представлен на рисунке 3. На карте наглядно отображаются темным цветом зоны с повышенной эффективностью внедрения заводнения и светлым - зоны с активным проявлением режимов истощения.

Таким образом, на основе метода материального баланса разработана методика оценки эффективности заводнения и выявления неохваченных воздействием участков при разработке нефтяных залежей на смешанных режимах.

Пятая глава посвящена анализу эффективности гидравлического разрыва пласта и его влиянию на разработку залежей нижнего олигоцена.

Одним из основных критериев подбора скважин-кандидатов для проведения ГРП является близость значения текущего пластового давления к начальному или наличие достаточного запаса пластовой энергии. Поэтому в условиях разработки продуктивных пластов нижнего олигоцена необходимо уделять повышенное внимание не только подбору скважин-кандидатов в зависимости от величины пластового давления, но и оценке влияния проведения операций по ГРП на энергетическое состояние эксплуатационного объекта, обусловленное увеличением отборов жидкости.

Как показал анализ результатов проведения ГРП, значительным диапазоном значений выделяются коэффициенты падения дебитов, которые после ГРП достигают 0,13 д.ед. за год при среднем значении 0,52 д.ед. По результатам анализа динамики пластового давления в скважинах до и после ГРП среднее значение коэффициента падения пластового давления составляет 0,78 д.ед. за год, что существенно ниже показателей по блокам нижнего олигоцена в целом (0,92 д.ед.). Вероятный диапазон полученных значений коэффициентов падения давления находится в интервале 0,7...0,9д.ед. и

характеризуется меньшими пределами изменения в отличие от коэффициентов падения дебитов. Последующий темп падения пластового давления по скважинам не сохраняется и стремится к средним показателям до ГРП.

Для определения характера влияния темпа падения пластового давления на темпы снижения дебита скважин после ГРП построен график зависимости между коэффициентами падения дебита и давления (рисунок 4). Несмотря на то что выявленная зависимость слабая, она указывает на наличие связи между снижением дебита и энергетическим состоянием

Анализ проведенных исследований показал, что снижение пластового давления в результате повышения отборов незначительно, но обуславливает снижение дебита и сокращение продолжительности эффекта от применения ГРП. Вследствие этого при проектировании операций по ГРП с целью продления полученного эффекта необходимо подбирать скважины-кандидаты в зонах, характеризующихся высокой эффективностью системы заводнения с возможностью поддержания текущего пластового давления на постоянном уровне.

Технологическая эффективность применения ГРП оценивалась по изменению величины начальных извлекаемых запасов нефти в зоне дренирования скважины с использованием метода кривых падения дебита. Проведенные расчеты показали, что несмотря на наблюдаемое падение пластового давления и дебита нефти по скважинам после проведения ГРП отмечается увеличение доли извлекаемых запасов, прирост которых по анализируемой группе составил в среднем 78,3 тыс. т на скважину.

В шестой главе проведена сравнительная оценка эффективности применения избирательной и площадных систем заводнения при разработке шельфовых месторождений.

Для решения поставленных задач по оценке эффективности систем заводнения и проведения исследований в качестве примера использована построенная фильтрационная модель продуктивных горизонтов нижнего оли-гоцена шельфового месторождения «Белый Тигр».

При обосновании расчетных вариантов учитывались следующие специфические особенности разработки шельфовых месторождений, а именно: количество и тип МНГС; график строительства МНГС и, соответственно, график ввода в эксплуатацию новых скважин; ограниченный срок эксплуатации МНГС. В вариантах рассматривалось обустройство месторождения со строительством морских стационарных платформ (МСП).

Для ввода в разработку всего исследуемого месторождения (I + II + III блоки нижнего олигоцена) предусматривалось строительство и ввод в эксплуатацию от 5 до 7 МСП. Использование меньшего количества МСП для освоения месторождения является нецелесообразным, поскольку из-за увеличения расстояния между скважинами снижается степень охвата разработкой всей его площади, особенно в условиях блокового.геологического строения. Поэтому варианты со строительством и вводом в эксплуатацию меньшего числа МСП (от 1 до 3) рассматривались для разработки отдельного блока исследуемого месторождения (II блок нижнего олигоцена), характеризующегося наибольшими запасами нефти.

На основе принятой концепции обустройства месторождения были обоснованы расчетные варианты разработки, которые формировались в группы в зависимости от количества планируемых к строительству МСП. В этом случае сгруппированные варианты при различном количестве МСП и возможного фонда скважин отличаются по степени охвата месторождения разработкой, виду воздействия, плотности сетки и системе размещения скважин.

Всего при сравнительном анализе эффективности систем заводнения рассмотрено более 20 вариантов разработки с применением следующих систем заводнения (первая цифра в обозначении вариантов характеризует количество МСП, вторая - номер варианта в группе):

- обращенная семиточечная (1.2, 2.2, 3.2, 5.2, 6.2, 7.2);

- пятиточечная (1.5, 2.5, 3.5, 5.5, 6.5, 7.5);

- избирательная (1.3, 1.6, 2.3, 2.6, 3.3, 3.6, 5.3, 5.6, 6.3, 6.6, 7.3,7.6).

Дополнительно рассматривались варианты разработки без воздействия

на естественном режиме (1.1, 1.4, 2.1,2.4, 3.1, 3.4, 5.1, 5.4, 6.1, 6.4,7.1, 7.4).

Избирательная система заводнения формируется на основе соответствующего варианта с площадным заводнением, первоначально без выделения нагнетательных скважин.

По результатам расчета и анализа технологических показателей видно, что наиболее высокие значения накопленной добычи нефти и КИН достигаются в вариантах с максимальным количеством МСП как по II блоку (0,32 д.ед.), так и по месторождению в целом (0,28 д.ед.) (таблица 3). При сопоставлении накопленной добычи нефти и КИН в вариантах с различными системами заводнения и одинаковым количеством МСП избирательная система заводнения характеризуется более высокими показателями выработки запасов нефти и эффективности. Прирост КИН г\тб~Цт за счет избирательного заводнения по отношению к площадному достигает 0,037 д.ед. по II блоку и 0,028 д.ед. по месторождению в целом.

Таблица 3 - Сопоставление КИН по вариантам разработки

Объект Вариант разработки Накопленная добыча нефти, тыс.м3 Коэффициент охвата, д.ед. Коэффициент извлечения нефти, д.ед. ЛшЦ-Лпл) Д-еД-

1.1 2625 0,16 0,08

1.2 5084 0,32 0,15 0,014

1.3 5544 0,35 0,17

1.4 2802 0,18 0,09

я 1.5 4375 0,27 0,13 0,026

4> 1.6 5229 0,33 0,16

О и 2.1 2849 0,18 0,09

ц о 2.2 8390 0,52 0,25 0,037

о и и X £ 2.3 9624 0,60 0,29

2.4 2844 0,18 0,09

X 2.5 7944 0,50 0,24 0,031

X о 2.6 8979 0,56 0,27

ю 3.1 2890 0,18 0,09

ИИ 3.2 8959 0,56 0,27 0,031

3.3 9988 0,62 0,30

3.4 2884 0,18 0,09

3.5 9806 0,61 0,30 0,017

3.6 10378 0,65 0,32

5.1 5821 0,18 0,09

5.2 14510 0,46 0,22 0,013

5.3 15333 0,48 0,23

с 5.4 5847 0,18 0,09

а о 5.5 15410 0,49 0,24 0,012

ю 5.6 16177 0,51 0,25

в + 6.1 5880 0,19 0,09

ц + 6.2 15836 0,50 0,24 0,028

е, 6.3 17642 0,56 0,27

4» а 6.4 5958 0,19 0,09

и 6.5 15931 0,50 0,24 0,021

о 6.6 17297 0,54 0,26

7.1 5885 0,19 0,09

7.2 16999 0,54 0,26 0,020

к 7.3 18312 0,58 0,28

7.4 5935 0,19 0,09

7.5 17535 0,55 0,27 0,016

7.6 18556 0,58 0,28

Сравнение эффективности систем заводнения выявило то, что при избирательном подборе добывающих скважин для перевода их под нагнетание количество нагнетательных скважин существенно сокращается по сравнению с аналогичными вариантами при применении площадных систем заводнения.

Оптимальное количество нагнетательных скважин при избирательном заводнении является переменной величиной, зависящей от конкретных геолого-физических условий изучаемого объекта и системы размещения скважин.

Установлено, что низкие значения КИН при площадных системах заводнения, несмотря на более высокое соотношение скважин, обусловлены низкой приемистостью проектных нагнетательных скважин при попадании их в низкопроницаемые зоны и, вследствие чего, низкой степенью охвата воздействием продуктивных горизонтов. Тогда как при избирательном заводнении за счет целенаправленного подбора скважин под нагнетание вероятность наличия низкоэффективных нагнетательных скважин сводится к минимуму.

Проведенный анализ технико-экономических показателей по вариантам показал, что варианты разработки всего месторождения со строительством от 5 до 7 МСП являются экономически неэффективными и нецелесообразными для реализации, поскольку характеризуются отрицательным или низким значением чистого дисконтированного дохода (ЧДД) и внутренней нормы рентабельности (ВНР) - менее 10 % при принятых исходных данных (рисунок 5).

Рисунок 5 - Распределение вариантов по значению ЧДД

Высокие технико-экономические показатели наблюдаются в вариантах разработки только II блока исследуемого месторождения. Из шести вариантов (варианты 1.2, 1.3, 1.6, 2.2, 2.3, 2.6), в четырех из которых предусматривается избирательное заводнение, отмечаются положительные значения ЧДД и ВНР - более 10 %, что указывает на экономическую эффективность их реализации. Максимальными значениями ЧДД и ВНР характеризуется вариант 2.3 с внедрением избирательной системы заводнения. Таким образом, варианты разработки всего месторождения при более высокой степени использования запасов нефти, строительстве большего количества МСП и высокой плотности сетки скважин характеризуются низкими экономическими показателями. Следовательно, при обосновании вариантов разработки шельфовых месторождений целесообразно рассматривать дополнительно возможность ввода в разработку отдельных площадей (блоков), поскольку они могут характеризоваться более высокой экономической эффективностью их освоения.

На основе полученных результатов и выводов можно сформулировать отдельные методологические особенности обоснования и выбора оптимальных вариантов разработки нефтяных месторождений, расположенных на шельфе:

- при проектировании разработки шельфового месторождения в первую очередь с учетом влияния комплекса факторов обосновывается концепция обустройства и освоения, в частности тип МНГС и их количество;

- далее, с учетом обоснованной концепции обустройства, составляется график проектирования, строительства и ввода в эксплуатацию МНГС по вариантам в зависимости от их числа;

- при обосновании расчетных вариантов разработки шельфовых месторождений они формируются в группы в зависимости от количества планируемых к строительству МНГС;

- для расчетных вариантов разработки составляется график бурения скважин, который должен согласовываться с вводом в эксплуатацию МНГС;

- продолжительность расчетного периода разработки шельфового месторождения в вариантах обосновывается с учетом ограничений по нормативным срокам эксплуатации МНГС;

- вариант с избирательной системой заводнения формируется на основе соответствующего варианта с площадным заводнением, первоначально без выделения нагнетательных скважин. Выбранные скважины-кандидаты под нагнетание по результатам расчета являются предварительными и подлежат дальнейшей корректировке при реализации варианта с избирательной системой заводнения;

- для оценки эффективности разработки шельфового месторождения проводится комплексный технико-экономический анализ расчетных вариантов, по результатам которого осуществляется выбор наиболее оптимального варианта разработки и обустройства, рекомендуемого к внедрению;

- если разработка всего месторождения оказывается неэффективной, то рекомендуется рассмотреть альтернативные варианты разработки и обустройства месторождения (варианты с применением более редких сеток скважин или возможностью ввода в разработку отдельных участков месторождения путем использования небольшого количества МНГС, других типов МНГС);

- в случае принятия решения о внедрении варианта с применением избирательного заводнения рекомендуется следующая последовательность его реализации:

1) с момента ввода в эксплуатацию МНГС и бурения скважин на месторождении, в соответствии с обоснованной схемой их размещения, проводится детализация и уточнение геолого-фильтрационной модели;

2) на основе уточенной геолого-фильтрационной модели и критериев выполняется подбор потенциальных скважин для перевода их под нагнетание с последующим формированием отдельных элементов системы разработки, оптимальное соотношение добывающих и нагнетательных скважин в элементе определяется по максимуму накопленного отбора нефти;

3) формирование элементов системы разработки осуществляется по мере бурения новых скважин и ввода в эксплуатацию МНГС на отдельных участках месторождения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выявлено на примере разработки нефтяных залежей нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр», что основными факторами, снижающими эффективность применения избирательного заводнения, являются несоблюдение критериев подбора скважин под нагнетание и затрудненная гидродинамическая связь между скважинами. При реализации избирательного заводнения на шельфовых месторождениях в условиях ограниченности фонда скважин предложено уделять повышенное внимание целенаправленному переводу добывающих скважин под нагнетание.

2. Показано, что в однородном по разрезу пласте расположение нагнетательной скважины в низкопроницаемой зоне коллектора приводит к существенному падению дебита нефти участка залежи и снижению коэффициента извлечения нефти.

3. При разработке послойно-неоднородного по проницаемости расчлененного пласта, состоящего из высокопроницаемого и низкопроницаемых пропластков, размещение нагнетательной скважины в зоне минимальных значений коэффициента проницаемости высокопроницаемого пропластка позволит значительно повысить эффективность нефтевытеснения. При этом величина КИН в наименьшей мере зависит от соотношения вязкостей нефти и воды, а при значениях вязкости нефти, сопоставимых с вязкостью воды, такое размещение нагнетательной скважины позволит увеличить продолжительность безводного периода эксплуатации с сохранением темпов отборов запасов нефти.

4. Предложена методика оценки эффективности системы заводнения при смешанных режимах разработки на основе метода материального баланса, которая позволяет за счет учета влияния естественных режимов на процесс извлечения нефти повысить точность определения коэффициента охвата вытеснением и выявления неохваченных воздействием зон для планирования дополнительных мероприятий по оптимизации реализуемой системы заводнения.

5. Выявлено, что основной причиной падения продолжительности эффективности ГРП является снижение пластового давления вследствие повышенных отборов жидкости и их недостаточной компенсации закачиваемой водой. Предложено при проектировании операций по ГРП для продления его эффективности подбирать скважины-кандидаты в зонах, характеризующихся высокой эффективностью системы заводнения.

6. Показано, что при внедрении избирательной системы достигаются более высокие показатели разработки шельфовых нефтяных месторождений, снижение эффективности применения площадных систем заводнения несмотря на высокую степень их интенсивности, что обусловлено низкой степенью охвата заводнением продуктивных горизонтов при размещении отдельных проектных нагнетательных скважин в низкопроницаемых зонах.

7. Предложено при обосновании вариантов разработки шельфовых месторождений рассматривать дополнительно варианты с применением редких сеток скважин, либо при сложном геологическом строении — с вводом в разработку отдельных участков (блоков) месторождения с использованием небольшого количества МНГС, поскольку такие варианты могут отличаться меньшими капитальными вложениями и высокой экономической эффективностью.

8. Разработаны основные методологические особенности обоснования и выбора оптимальных вариантов разработки шельфовых нефтяных месторождений при применении избирательной системы заводнения.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Вершовский В.Г., Иванов А.Н., Щекин А.И. Принципы и практика разработки шельфовых месторождений с применением избирательного заводнения // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 12. - С. 70-73.

2. Щекин А.И. Оценка эффективности заводнения при смешанных режимах разработки // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 9. - С. 107-109.

3. Щекин А.И., Иванов А.Н. Особенности влияния гидроразрыва пласта на разработку залежей нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 5. - С. 90-92.

4. Велиев М.М., Владимиров И.В., Гильманова Р.Х., Щекин А.И. Проблемы оптимального размещения нагнетательной скважины в послойно-и зонально-неоднородном по проницаемости пласте при различных соотношениях вязкостей вытесняющего и вытесняемого агентов //НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 3 (89). - С. 18-30.

Прочие печатные издания

5. Иванов А.Н., Щекин А.И., Као Ми Лой. Применение избирательного заводнения на поздних стадиях разработки шельфовых месторождений в целях повышения нефтеотдачи // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Матер. II междунар. научн. симпозиума. -М.: ВНИИнефть, 2009. - С. 83-87.

6. Щекин А.И., Иванов А.Н. Особенности проведения ГРП на месторождении «Белый Тигр» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. в рамках XVIII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010». - Уфа, 2010. - С. 135-136.

7. Вершовский В.Г., Иванов А.Н., Щекин А.И., Васильев В.А. Сравнительная оценка эффективности применения избирательных и площадных систем заводнения при разработке шельфовых месторождений // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Тез. докл. X научн.-практ. конф. - М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2010. - С. 20.

8. Иванов А.Н., Кутовой A.C., Щекин А.И., Нгуен Куок Зунг. Анализ эффективности технологий интенсификации нефтедобычи в СП «Вьетсовпетро» // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Тез. докл. X научн.-практ. конф. - М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2010. — С. 31.

201235U4UO

Фонд содеиъшия развитию научных исследований. Подписано к печати 24.09.2012 г. Бумага писчая. Заказ № 246. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

2012350408