Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и обоснование технологических параметров работы скважин с горизонтальным окончанием в обводненных залежах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и обоснование технологических параметров работы скважин с горизонтальным окончанием в обводненных залежах"

На правах рукописи

ЖУРАВЛЕВ ВЛАДИМИР ВИКТОРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ В ОБВОДНЕННЫХ ЗАЛЕЖАХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

з о СЕМ 7015

Тюмень-2015 005562802

005562802

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

Научный руководитель - кандидат технических наук

Самойлов Александр Сергеевич

Официальные оппоненты: - Федоров Вячеслав Николаевич,

доктор технических наук, профессор, начальник отдела гидродинамических исследований скважин Общества с ограниченной ответственностью «БашНИПИнефть»; - Еленец Александр Александрович кандидат технических наук, заведующий лабораторией мониторинга разработки отдела проектирования и мониторинга разработки Ватьеганской группы месторождений Филиала Общества с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть». Ведущая организация - Федеральное государственное унитарное

предприятие «Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики» (ФГУП «ЗапСибНИИГГ»),

Защита состоится 23 октября 2015 года в 16.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 на базе Тюменского государственного нефтегазового университета (ТюмГНГУ) по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе и на сайте ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32; www.tsogu.ru.

Автореферат разослан 23 сентября 2015 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Как известно эксплуатационные затраты на высокообводненный фонд скважин зачастую превышают доходы от реализации добываемой нефти. В этой связи оценка экономической составляющей должна выполняться на достоверные прогнозируемые технологические показатели. Оперативность выполнения этой оценки также влияет на экономическую эффективность.

Действующий фонд (ДФ) нефтяных скважин компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на конец 2012 года составил более 1700 скважин. В 2012 году было введено 94 новых скважины, 57 боковых стволов (БС) и углублений. Даже при таких объёмах ввода новых скважин и проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ), от эффективной работы с существующим фондом нефтяных скважин зависят ключевые экономические показатели предприятия. Количество нерентабельных скважин в 2012 году по параметрам низкого дебита нефти и высокой обводненности оценивалось на уровне 700 скважин, что составляло порядка 40 % от всего ДФ.

В настоящее время остаточные извлекаемые запасы компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» составляют более 300 млн.т. нефти из них в категории ABC, порядка 80%, в подгруппах - «разбуренные» и «не разбуренные» 60% и 40% соответственно. При структуризации подгруппы «разбуренные» выделенные запасы под действующим и бездействующим фондом соотносятся как 50/50, при этом в подгруппе бездействующих суммарные запасы под аварийным фондом и обводненным около 70%, что составляет чуть более 50 млн.т. остаточных извлекаемых запасов.

Поддержание уровней добычи нефти на месторождениях с высоким значением выработки начальных извлекаемых запасов, высокой обводненностью в основном обеспечено адресной работой с фондом скважин. Однако, результаты работ по эксплуатации наклонно-направленных и горизонтальных скважин и проведение таких геолого-технических мероприятий, как оптимизация работы погружного оборудования, ремонтно-изоляционные работы, методы интенсификации добычи нефти и др., должны соответствовать показателям проектирования, основанным на детализации особенностей геологического строения залежей и анализе опыта применения технологии горизонтального вскрытия.

Степень разработанности темы исследования

Теоретические и практические аспекты разработки обводненных залежей нефти раскрыты многими как отечественными, так и зарубежными исследователями, однако, вопросы проектирования систем разработки и довыработки остаточных запасов обводненных, сложнопостроенных залежей с применением технологии горизонтального вскрытия на месторождениях Западной Сибири начали активно развивать сравнительно недавно, такие ученые как Закиров С.Н., Зозуля, Г.П., Клещенко И.И., Телков А.П. и др.

Математические модели работы скважин с горизонтальным стволом, с учетом траектории в пределах продуктивного пласта, ориентации поинтервальных трещин гидроразрыва, конструктивными характеристиками для геолого-физических условий залежей месторождений Западной Сибири представлены в работах Гилаева Г.Г., Стрекалова A.B., Сохошко С.К. и др.

Методики оценки извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным на основе регрессионно-корреляционного анализа и научно-обоснованных статистических моделей разработали такие исследователи как: Лысенко В.Д., Медведский Р.И., Мухарский Э.Д., Севастьянов A.A. и др.

Несмотря на значительное количество теоретических исследований, а также практических результатов применения технологии горизонтального вскрытия, прогнозные технологические показатели не всегда соответствуют фактическим и обеспечивают прирост КИН. В этой связи необходимо повышение достоверности существующих методик с помощью накопленного опыта реализации исследуемой технологии для различных геолого-физических условий и стадии разработки залежей.

Цель работы:

Повышение выработки запасов нефти обводненных залежей посредствам разработки и внедрения методики обоснования технологических параметров работы скважин с горизонтальным окончанием.

Основные задачи исследования

1. Анализ результатов применения технико-технологических решений по повышению эффективности эксплуатации скважин, дренирующих обводненные залежи нефти.

2. Исследование и разработка методики научно-обоснованного прогнозирования выработки остаточных запасов нефти обводненных залежей и оценки рентабельности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием.

3. Исследование влияние геолого-физических характеристик и технико-технологических параметров эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на показатели выработки запасов нефти залежей с различными видами обводнения.

4. Внедрение методики научно-обоснованного прогнозирования технологических показателей работы скважин с горизонтальным окончанием для выработки остаточных запасов нефти обводненных залежей и оценки рентабельности эксплуатации скважин на объектах компании ОАО «Газпром нефть».

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является нефтяная залежь, а предметом -фильтрация пластового флюида к скважине с горизонтальным окончанием.

Научная новизна выполненной работы

1.На основе разработанной выборочной совокупности параметров работы скважин с горизонтальным окончанием в динамике и регрессионно-корреляционного анализа выявлена и доказана на практических примерах эмпирическая зависимость изменения технологических показателей выработки запасов нефти для геолого-физических характеристик нижнемеловых залежей Западной Сибири.

2. Разработана методика расчета технологических параметров эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием при выработке запасов нефти обводненных залежей.

Теоретическая значимость работы

1. Обосновано применение регрессионно-корреляционного анализа для прогнозирования эффективности применения технологии горизонтального вскрытия для различных геолого-физических условий и стадии разработки залежи.

2. Использование выборочной совокупности параметров горизонтальных скважин для геолого-физических условий нижнемеловых отложений, доказанной на основе регрессионно-корреляционного анализа, позволяет

повысить качество технологических решений и точность прогнозных показателей.

3. Разработанная методика расчета эксплуатационных параметров горизонтальных скважин обеспечивает точность проектных решений по увеличению выработки запасов обводненных залежей.

Практическая значимость работы

1. Разработанная и сертифицированная программа оценки рентабельности и геолого-технических мероприятий нефтедобывающих скважин используется для принятия обоснованных инженерных решений в компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

2. Результаты, полученные на основе выборочной совокупности и регрессионно-корреляционного анализа работы скважин с горизонтальным окончанием использованы при планировании и оценке эффективности строительства боковых горизонтальных стволов на месторождениях компаний ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», ООО «Газпромнефть Восток».

3. Разработанные инструменты оценки рентабельности и планирования эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием, в диссертационной работе апробированы на восьми скважинах, технологический эффект по которым составил 26 тыс.т. дополнительно добытой нефти.

Методология и методы исследования

Методологической основой исследования стали труды отечественных и зарубежных ученых в области подземной гидромеханики. Проведение вычислительных экспериментом с применением математических и цифровых моделей, выполнение систематизации и анализа результатов исследований. В работе были использованы такие общенаучные методы как сравнительный анализ, обобщение, ранжирование, а также теоретическое исследование, математическое моделирование изучаемых процессов, графоаналитические подходы и методы.

Положения, выносимые на защиту

1. Эмпирическая зависимость динамики технологических показателей выработки запасов нефти нижнемеловых отложений горизонтальными скважинами.

2. Методика расчета эксплуатационных параметров горизонтальных скважин и динамики выработки запасов нефти нижнемеловых обводненных залежей.

Степень достоверности результатов проведенных исследований:

- теория построена на известных законах подземной гидромеханики и промысловых данных, проверяемых фактическими показателями эксплуатации горизонтальных скважин и согласуется с опубликованными данными по теме диссертации;

- идея базируется на обобщении опыта эксплуатации, результатах исследований и прогнозирования эффективности разработки нефтяных месторождений скважинами с горизонтальным окончанием;

- использованы сравнения авторских данных и данных промысловой практики, полученные ранее по рассматриваемой тематике, в результате чего установлено совпадение авторских результатов с результатами, представленными в независимых источниках по данной тематике;

- установлено, что результаты вычислительных экспериментов по моделированию разработки нижнемеловых обводненных залежей скважинами с горизонтальным окончанием, полученные на адаптированных математических моделях, показали воспроизводимость с фактическими технологическими показателеми эксплуатации нефтяной залежи Вынгапуровского месторождения;

- использованы методы обработки исходной информации и выполнены вычислительные эксперименты по обоснованию факторов, влияющих на эффективность выработки запасов нефти залежей с различным обводнением скважиной с горизонтальным окончанием участка, с применением апробированных методов прикладной математики и достоверной трехмерной цифровой гидродинамической модели.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 -Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно: пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с

целью рационального недропользования» и пункту 5 «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на конференциях: Новые технологии для ТЭК Западной Сибири 2010 г, Нефть и газ Западной Сибири 2011 г., 3-ей Международной конференции «Интенсификация добычи нефти» (Ноябрьск, 2011 г.); семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2011 -2015 г.г.), научно-технических совещаниях ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (2010-2012 г.г.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 10 печатных работах, в том числе в 4 изданиях, рекомендованных ВАК РФ, также свидетельство 2013615502 РФ об официальной регистрации программы для ЭВМ, №2013618024.

Структура диссертации

Диссертационная работа изложена на 145 страницах машинописного текста, содержит 42 таблицы, 77 рисунков, одно приложение. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 75 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первом разделе рассмотрен анализ задач повышения эффективности эксплуатации нерентабельного фонда скважин, в том числе с горизонтальным окончанием.

Основная часть разрабатываемых месторождений компании ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» находится на 4-й стадии, характеризующейся высокой обводнённостью продукции скважин, и низкими дебитами по нефти.

Процесс выработки запасов нефти месторождений Ноябрьского региона зачастую осложнен интенсивной динамикой обводнения, что в конечном итоге значительно повышает эксплуатационные затраты на добычу при низких дебитах по нефти. В качестве примера на рисунке 1 представлена динамика технологических показателей скважины 101Г Ярайнерского месторождения пласта БВi -длина горизонтального ствола составляет 708 м, диаметр перфорированного хвостовика 127 мм. Ремонтно-изоляционные работы проведены на скважине во втором квартале 2009 года для ликвидации поступления воды из интервалов горизонтального ствола посредствам воздействия «жидкого пакера» на забой и вязко-упругим составом в две стадии.

В результате проведения геолого-технического мероприятия снижение по дебиту жидкости составило 70 т/сут с последующим снижением в дальнейшем. Основным результатом можно считать сокращение попутно-добываемой воды на 21 тыс.т. за 8 месяцев, поскольку дебит по нефти снизился в два раза.

Рисунок 1 - Технологические показатели работы скважины № 101Г. Ярайнерское месторождение

При комплексном рассмотрении установленных осложнений сделаны выводы о необходимости адресного проектирования мероприятий по повышению технологической эффективности разработки обводненных

залежей, при этом от оперативности принятых решений и качественном обосновании ГТМ будет зависеть как выработка запасов нефти так и ее рентабельность.

В связи с этим выполнено обобщение накопленного опыта применения технологии горизонтального вскрытия продуктивных пластов.

В рамках работы была сформирована и систематизирована база параметров - генеральная совокупность технологических показателей работы ГС. Всего рассмотрено 196 скважин из которых были отобраны 118, остальные были не приняты по таким основным причинам как, некачественное строительство, аварии при проведении ремонтных работ по замене погружного оборудования, вскрытие нескольких продуктивных пластов.

Создание систематизированной базы технико-технологических параметров горизонтальных скважин направлено на решение таких задач как:

- определение зависимости дебита ГС от длины для определенных геолого-физических условий:

- определение зависимости дебита ГС от геолого-физических параметров, таких как проницаемость, толщина пласта, гидпропроводность, проводимость;

- определение сходимости фактических показателей работы ГС с аналитическими моделями.

В таблице 1 представлены искомые зависимые переменные Y и независимые переменные X.

Таблица I - Параметры, определяющие технологическую эффективность

скважин с горизонтальным окончанием

№ п/п Зависимые (Y)

переменные и Обозначение Параметры переменных

независимые (X)

1 Y, Knpfу) нач коэффициент продуктивности, т/сут-МПа

2 y2 Он.нач начальный дебит нефти, т/сут

3 Y, О ж- нач. начальный дебит жидкости, т/сут

4 y4 ф,„ удельный дебит нефти на 1 метр Ьгс, т/сут м

5 Y, qw удельный дебит жидкости на 1 метр Ьгс. т/сут-м

1 X, hm эфф. нефтенасышенная толщина, м.

2 х2 к к - проницаемость, м2

3 Х3 k-h к-Ь - проводимость пласта. \Г-м

4 х4 (k-h)/fi гидропроводность пласта, м2-м/мПа-с

5 х5 Lrc длина горизонтального участка

Некоторые результаты регрессионно-корреляционного анализа представлены на рисунках 2, 3, 4. Следует отметить, что в рамках анализа также было выполнено сопоставление дебитов, определенных по аналитическим зависимостям с фактическими (рисунок 4).

Рисунок 2 - Зависимость дебита скважины от длины горизонтального участка для месторождений Ноябрьского региона

Рисунок 3

Отклонение Отклонение

Qhbx Qcp расч.. Отклонение Qhbx-QBophcob, Отклонение % qhbx-QJoshi, % % Qhbx QGiger, 1

- Зависимость Кпрог> от проницаемости.

о.оо щр*—9-1-.-1-

О 100 200 300 400 500„

♦ Кпр.ж., мЗ/сут*МПа - k' проницаемость, м2

600,00

с

S 500,00

«

j? 400,00 о 300,00 200,00

100,00

v = 0,963х+ 11,748 ♦

RI = <1,5569

Рисунок 4 - Сопоставление фактического дебита скважины и расчетных значений дебитов по Joshi S.D., Борисову Ю.П. и Giger G.

Как видно из таблиц зависимость дебита скважины от длины горизонтального участка имеет низкий множественный коэффициент детерминации, что свидетельствует об отсутствии зависимости с данным параметром, можно предположить, что данный факт обусловлен значительным различием геолого-физических характеристик объектов в выборке.

В этой связи для более детальной систематизации полученной информации и решения поставленных задач, залежи были сгруппированы по геологической характеристике следующим образом:

- группа ПК - пласты ПК - верхнемеловые отложения;

- группа А - АС, АВ верхнемеловые отложения;

- группа Б - БС и БВ нижнемеловые отложения:

- группа Ю - верхне юрские отложения.

Однако и в случае систематизации по группам по результатам графоаналитического анализа можно сделать следующие выводы:

- зависимость дебита скважины от длины горизонтального участка не выявлена, поскольку нельзя утверждать, что полученные уравнения регрессии -статистически надежны;

- теснота связи между дебитом по нефти, жидкости, удельными дебитами от длины ГС, коэффициентами продуктивности скважин от геолого-физических параметров не установлена;

- связь и закономерность фактических дебитов скважин с расчетными по аналитическим моделям не установлена.

Во втором разделе представлены результаты разработки инструмента оперативной оценки рентабельности фонда скважин и планирование ГШ, с целью повышения выработки остаточных запасов нефти обводненных залежей.

Количество нерентабельных скважин в 2012 году достигло 40 % от всего действующего фонда. С применением разработанной компьютерной программы «Программа оценки рентабельности и ГТМ скважин» (Свидетельство №2013615502) алгоритм представлен на рисунке 5, выполнено планирование и оперативное прогнозирование адресных геолого-технических мероприятий:

Ввод исходных данных Расчёт рентабельности скважины

Рентабельна

Определение критичных Qh, Netback

Оценка эффекта от

■яв

Проведение ГТМ не эффективно

Рисунок 5 - Алгоритм оценки рентабельности и ГТМ скважин

1) По алгоритму построения диаграммы Вороного производят расчет геологических запасов нефти на скважину;

2) По характеристикам Медведского Р.И., Назарова С.Н. — Сипачева Н.В., Сазонова Б.Ф., Пирвердяна A.M., Камбарова Г.С. с учетом фактических показателей по выработке запасов нефти и обводненности выполняют расчет прогнозного достижения КИН данного участка;

3) В случае недостижения КИН проектного, оценивается объем остаточных запасов на возможность выработки;

4) Эффективность эксплуатации боковых горизонтальных стволов согласно «Алгоритм оценки целесообразности проведения и выбора вида ГТМ» производится на основе аналитической модели Joshi S.D.

Для обоснования необходимости бурения скважины на предлагаемом участке месторождения следует рассмотреть прогнозные показатели добычи со скважины или, в данном случае, их группы. Прогноз проводится на основании обобщенного опыта ранее пробуренных скважин с использованием методов статистики. Формула «закона падения дебита» для скважины, режим работы которой не нарушается частыми ремонтами: логарифм дебита нефти Q, изменяется по отношению к первоначальному О пропорционально времени, то есть:

lnQi= InQ-kt (1)

Отсюда потенцированием получено:

О, = QeD' (2)

где О, - дебит скважины в ¡-ый день после запуска в работу, м7сут,

<2 - дебит запускной, м7сут,

0 - параметр падения добычи,

1 - время работы.

Для определения параметра падения добычи применили метод «анализа падения добычи». Этот метод позволяет получить зависимость для падения добычи нефти по существующей скважине или месторождению, чтобы в дальнейшем применить для вычислений профиля добычи жидкости на проектных скважинах.

Для расчета дебита с горизонтальным участком, помимо утвержденной стандартом компании, использованы Giger М., Каширина К.О. в итоге для моделирования притока к ГС в зависимости от его длины использована формула Борисова Ю.П.:

Л 2л к к АР

где О.' - дебит нефти горизонтальной скважины м~7сек; к/, — проницаемость по латерали м2; АР - депрессия на пласт, МПа; И — н.н. толщина, м; //„ - вязкость мПа с; Ви — объемный коэффициент нефти; Ь - длина горизонтального участка скважины, м; гс — радиус ствола скважины в продуктивном пласте, м, У -фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле:

, . 4 Я И-у" , Л ■ X* Ь 2 гс

После определения прогнозного значения дебита производится расчет динамики показателей выработки запасов по формуле падения дебита с учетом коэффициента падения добычи — О, полученного по фактическим скважинам.

В этой связи работа по статистическому моделированию показателей эксплуатации ГС в различных геолого-физических условиях была переориентирована на исследование закономерностей динамики технологических параметров.

Обоснование достоверности применения статистического моделирования выполнено многими исследователями. И вывод о том, что по большинству скважин, режим работы которых не нарушается частыми ремонтами, логарифм

дебита нефти <г/" изменяется по отношению к первоначальному с/о

пропорционально времени, то есть ,п<7« = 1п<7о-^ был сделан в работах американских инженеров С. Била и X. Льюиса в начале ХХ-го века.

Положение о том, что при разработке месторождений с закачкой воды ] падение дебита нефти происходит по экспоненциальному закону С. Била и X.

Льюиса, было обосновано в работах Э.Б. Мухарского, В.Д. Лысенко и И.Г. Пермякова, сформировавших свои выводы на основе многочисленных данных по разработке нефтяных месторождений Урало-Поволжья (Башкортостан, Татарстан, Самарская и Саратовская области).

Результаты определения коэффициента падения дебита (О) по сформированным группам представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Результаты определения коэффициента падения дебита

№ Параметр Группа пластов Всего

ПК А Б Ю

1 Кол-во СКВ. 18 5 86 8 117

2 Ср. Я' 0,794 0,742 0,839 0,832 0,775

3 Кол-во Я-<0,7 3 1 11 1 16

4 £>„ Для скв 1*-<0.7 0,0253 0.047 0,031 0.08 0,045825

5 Кол-во 0.7< 1^<0,8 3 2 11 2 18

6 /Л„ Для скв 0,7< 1^<0,8 0,0303 0,0305 0,035 0,013 0,0272

7 Кол-во 0.8< ¡^<0.9 8 1 36 2 47

8 Д„ Для скв 0,8< 1?-<0.9 0,0411 0.03 0,0368 0,059 0,041725

9 Кол-во 0,9< 4 1 28 3 36

10 /Л» Для скв 0,9< Я~<1 0,0355 0,0-13 0,0414 0,065 0,046225

В качестве примера на рисунке 6 представлены показатели эксплуатации

Рисунок 6 - Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности.

Скважина 368Г, пласт БСЮ, Спорышевское месторождение.

В результате регрессионно-корреляционного анализа была установлена сильная теснота связи динамики снижения дебита нефти по времени, которая соответствует классическому представлению. В качестве генеральной совокупности выбраны скважины с множественным коэффициентом детерминации свыше 0,9, для групп ПК, А, Ю в дисперсию вошло не более 4 скважин в связи с чем, «параметр падения добычи» - О по данным группам не может быть принят как достоверный. В выборку по группе Б вошло 28 образцов, коэффициент корреляции в группе по параметру О составил 0,85, в этой связи для прогнозирования показателей эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием параметр падения добычи принят 0,414, прогнозное время эксплуатации 96 мес. (8 лет).

В третьем разделе представлены результаты вычислительных экспериментов по определению эффективности выработки остаточных запасов нефти залежей с разными видами обводнения с применением скважин с горизонтальным окончанием.

Одним из наиболее сложных месторождений компании ОАО «Газпрмонефть-Ноябрьскнефтегаз» в направлении разработки нефтяных залежей сопровождающейся конусообразованием за счет маломощных нефтенасыщенных толщин и активной подошвенной водой является Спорышевское месторождение. По отмеченным причинам применение ГРП на объектах невозможно, МУН по выравниванию профиля приемистости (ВПП) и поверхностно активные вещества не позволяют достичь высоких технологических показателей. В этой связи применение скважин с горизонтальным окончанием обеспечивает высокие технологические показатели по выработке нефти, сопровождающееся высокой обводненностью.

Объект разработки АС Спорышевского месторождения включает в себя пласты АС4, АС6. Раздельная разработка каждого не отвечает принципам рациональности, однако каждый из пластов имеет малые нефтенасыщенные толщины и активную подошвенную воду. Для моделирования выбраны участки двух основных пластов АС4 и АС6, размеры экспериментального участка - 1000 на 1000 м.

Результаты гидродинамических расчетов показали, что при совместной разработке коэффициенты извлечения нефти по пластам отличаются в несколько раз. Так, по пласту АС4 до экономического выбытия скважины на

секторной модели удалось добиться КИН. равного 0,116, когда по пласту АС6 КИН составил 0,44 (см. рис. 7).

—— I им——■—■■ед | а—

Рисунок 7 — Куб нефтенасыщенности, отражающий формирование конусов воды и отличие в выработке

При совместной разработке за счет значительного и более раннего обводнения пласта АС4 (пласт 1) происходит преждевременное выбытие скважины, дренирующей верхний объект, (хотя потенциал верхнего пласта полностью не исчерпан), т.е., из-за высокой обводненности пласта I, пласт 2 вырабатывается не полностью. Коэффициенты извлечения при реализации данного варианта составили: 0,44 - пласт АС6, 0,116 - пласт АС4.

Серией вычислительных экспериментов установлено, что эксплуатация нескольких горизонтальных стволов, позволяет синхронизировать и выровнять интенсивность и характер выработки пластов значительно возрастает. По пласту АС4 ввиду низкой проницаемости наилучшей реализацией явился вариант с бурением ГС при протяжённости горизонтального участка 600 м.

Следующий этап вычислительных экспериментов на цифровой модели -определение качественной характеристики влияния послойной неоднородности на выработку запасов нефти при обводнении высокопроницаемых пропластков. Поскольку невыполнение регулирования данных процессов формируется неравномерная выработка запасов в объеме залежи и обводнение высокопроницаемых пропластков фронтом нагнетаемой воды, что в результате приводит к невыполнению стратегии разработки объекта.

При проведении вычислительных экспериментов выбраны три варианта: 1 вариант - моделирование работы ГС, на секторе геолого-гидродинамической модели с укрупненными ячейками; 2 вариант - изменение размеров ячеек в вертикальной и горизонтальной проекциях на основе результатов изучения керна и ГИС; 3 - применения в гидродинамической модели варианта 2 параметров для выравнивания профиля притока вдоль ГС. Результаты вычислительных экспериментов представлены на рисунке 8 для условий пласта БВ2° Вынгапуровского месторождения.

Рисунок 8 - Формирование зоны дренирования. Вариант №2, 30-ые сутки «эксплуатации»

Для варианта 3 показатель требуемой гидропроводности определяется как сумма величин, обратных проницаемостям, вдоль ряда ячеек, перпендикулярных стволу. Она должна иметь одинаковое значение для всех рядов

1111

+ +...+ +...+ =COnst, (5)

К К к, АЛ

где к, - проницаемость i-го слоя выше и ниже ствола; к0 - проницаемость ячеек с ГС;

const — константа, определяющая среднее значение гидропроводности в опеределенном интервале ГС;

N- количество слоев от ГС до окончания зоны пространственно-неравномерного дренирования умноженное на 2.

В четвертом разделе представлены результаты обоснования технико-технологических параметров БГС для выработки остаточных запасов нефти объекта БВ8 Вынгапуровского месторождения.

Объект характеризуется высокой обводненностью и почти 10%-ым остановленным фондом скважин в основном по причине обводненности. Порядка 5% фонда было остановлено с помощью оперативного расчета на разработанном программном продукте, что в конечном итоге позволило сэкономить достаточно большие ресурсы. Также для данного объекта были выполнены расчеты по оценке невыработанных запасов нефти и оценка перспектив их выработки.

На рисунке 9 представлен элемента карты накопленных отборов по состоянию на 01.01.2013 г.

По результатам расчета остаточных запасов нефти по вышепредставленной методике было установлено, что в пределах остановленной скважины 1730 сосредоточено порядка 20 тыс т. извлекаемых запасов. В этой связи был выполнен технологический расчет по оценке дебита и выработки.

Рисунок 9 - Элемент карты накопленных отборов в зоне скважины №1730 на 01.01.2013 г.

По результатам строительства в данном участке БГС получены высокие технологические показатели, которые немного меньше проектных

(рассчитанные по разработанной методике) на 4%, что свидетельствует о достоверности математического и статистического моделирования с выявленными эмпирическими коэффициентами.

Таблица 3 - Расчет скважины 1730

№ п/п Месторождение, Пласт Скв. Остановочные параметры Расчетные параметры Запускные параметры

Ож Он \У Ож Он W Дата запуска С>ж Он

мЗ/сут Т/СУТ % мЗ/сут т/сут % мЗ/сут т/с\т %

1 Вынгапуровское, БВх 1730 0 0 0 79 55 30 13.02.2013 85 53 24

Динамика проектных и фактических показателей по скважине представлена на рисунке 10.

г « 30.0 ^

5

г' **»» м-аЗ"""" ";!

-»и

I „иНГ10.01Ц

5 ¡0 ¡5

£ „К у = 4 '

" ^ = 0,9465 л * 3 1

20 ♦»*♦»» О.0 5 I

I

*•«»• -10,0"™"

о -15.0

О 5 10 15 20 25 30

Врг.чи раошы. мес.

♦Отроскт, т/сут ♦Дебит вефш_фа»гг. ь'сут ИМак. Добыча нефш_ф4кг. шел.

■Онак.проскт. шел. •Огитонсннс^Онлк. %

Рисунок 10 - Сопоставление проектных и фактических показателей эксплуатации скважины №1730, объект БВ8, Вынгапуровское месторождение.

Как видно из рисунка фактическая динамика дебита соответствует прогнозной рассчитанной по представленной методике. Следует отметить, что фактический параметр падения дебита незначительно превышает установленный по результатам регрессионно-корреляционного анализа. Отклонение фактической накопленной добычи нефти от проектной составляет чуть более 10%, что также может считаться как объективность установленных параметров.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1.В результате анализа применения технико-технологических решений по повышению эффективности эксплуатации скважин, дренирующих обводненные залежи нефти установлено, что проведение геолого-технических мероприятий зачастую имеет низкую эффективность и продолжительность по причине недостаточно обоснованных решений для определенных геолого-физических условий.

2. В процессе исследования методик оценки рентабельности эксплуатации скважин в том числе с горизонтальным окончанием были разработаны алгоритмы отражающие особенности эксплуатации, с последующей разработкой апробацией и сертификацией программного продукта «Программа оценки рентабельности и ГТМ скважин» №2013618024.

3. По результатам исследования влияния геолого-физических характеристик, также технико-технологических параметров эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на показатели выработки запасов нефти, выявлен эмпирический коэффициент экспоненциальной зависимости динамики дебита нефти для геолого-физических условий нижнемеловых отложений.

4. По результатам разработанных научно-обоснованных и экономически рентабельных решений, основанных на разработанных алгоритмах и зависимостях, были реализованы мероприятия по увеличению выработки запасов нижнемеловых отложений путем строительства БГС, что обеспечило дополнительную добычу нефти месторождений компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» в размере 26 тыс. т.

5. Результаты исследования рекомендуется использовать при планировании геолого-технических мероприятий по увеличению выработки запасов нефти обводненных залежей компании ОАО «Газпромнефть», также они получили развитие при проектировании ГТМ по строительству БГС для выработки остаточных запасов на объекте Ю Крапивинского месторождения, дальнейшее направление исследований обусловлено полученными практическими результатами и заключается в исследовании и разработке способов создания дополнительных проводящих каналов из БГС в условиях

технологической невозможности проведения ГРП (залежи с обширной ВНЗ, обводненные, истощенные).

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах.

В изданиях рекомендованных ВАК РФ:

1. Журавлев В.В. Результаты вычислительных экспериментов по проектированию разработки многопластовых объектов / В.В. Журавлев, С.А. Герасименко, A.C. Самойлов, Д.Н. Глумов // Территория нефтегаз. - 2012. -№ 12. - С. 16-23.

2. Журавлев В.В. Разработка технологических решений по повышению эффективности эксплуатации многопластового объекта Южно-Хадырьяхйнского месторождения / В.В. Журавлев, С.А. Герасименко, A.C. Самойлов, Д.Н. Глумов // Нефтегазовое дело. - 2013. - № 4. - С. 13-23.

3. Журавлев В.В. Разработка практических решений по повышению эффективности эксплуатации обводненного фонда скважин / В.В. Журавлев, A.C. Самойлов, А.Н. Гапимов // Территория нефтегаз. - 2013. - № 10. - С. 12-15.

4. Журавлев В.В. Результаты работ по повышению эффективности эксплуатации обводненного фонда скважин компании ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" / A.C. Самойлов, А.Н. Галимов // Вестник ЦКР Роснедра. -2014. -№!.- С. 36-39.

В других научных изданиях:

5. Журавлев В.В. Оценка эффективности проведения ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных скважинах Ярайнерского месторождения / В.В. Журавлев, С.О. Денисов, C.B. Яцковский, A.C. Самойлов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр науч.-техн. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 265-271.

6. Журавлев В.В. Применение погружного оборудования в 3-м монтажном габарите на месторождениях ОАО «Газпромнефть-ННГ» / В.В. Журавлев, A.B. Журавлев // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр науч.-техн. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 179-187.

7. Журавлев В.В. Особенности проведения ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных скважинах / В.В. Журавлев, С.О. Денисов // Новые

технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр науч.-техн. конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 250-256.

8. Журавлев В.В. Промысловое обоснование способа заканчивания горизонтальных скважин на месторождениях «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Наука и ТЭК. - 2011. - № 2. - С. 41-45.

9. Журавлев В.В. Обоснование геофизических методов исследований горизонтальных скважин на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Нефть и газ Западной Сибири. Том 1.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2011.-С. 198-202.

10. Разработка принципов моделирования выработки запасов нефти сложнопостроенных залежей горизонтальными скважинами (на примере пласта БВз Вынгапуровского месторождения) / В.В. Журавлев, С.И. Грачев, A.C. Самойлов, С.М. Шацких // Академический журнал Западной Сибири. - 2014. -№4 (53), Том 10-С. 5-9.

11. Журавлев В.В. Программа оценки рентабельности и ГТМ скважин / В.В. Журавлев, А.Н. Галимов // Свидетельство 2013615502 РФ об официальной регистрации программы для ЭВМ, №2013618024; Заявлено 01.07.2013; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 28.08.2013.

Соискатель

В.В. Журавлев

Издательство «Вектор Бук» Л щензия Л Р № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 20.08.2015 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 129.

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.