Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка технологии циклического дренирования подгазовых зон нефтегазовых залежей

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка технологии циклического дренирования подгазовых зон нефтегазовых залежей"

На правах рукописи

РАСТРОГИН АРТУР ЕВГЕНЬЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ЦИКЛИЧЕСКОГО ДРЕНИРОВАНИЯ ПОДГАЗОВЫХ ЗОН НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

~ 7 ОКТ 2015

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

005562989

Тюмень - 2015

005562989

Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном предприятии «Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики» (ФГУП «ЗапСибНИИГГ») в экспертно-методическом отделе.

Научный руководитель - кандидат технических наук

Тимчук Александр Станиславович

Официальные оппоненты: - Шандрыгин Александр Николаевича, доктор

Ведущая организация - Акционерное общество «Сибирский научно-

Защита состоится 22 октября 2015 года в 16.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 на базе 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 22 сентября 2015 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

кандидат технических наук,

технических наук, Московский филиал Компании ДеГольер энд МакНотон, заместитель генерального директора;

- Нестеренко Александр Николаевича, кандидат технических наук, Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз», заместитель генерального директора.

исследовательский институт нефтяной

промышленности» (АО «СибНИИНП»).

доцент

Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Нефтегазовые залежи представляют собой единую газогидродинамическую систему и, при несогласованной добыче нефти и газа, происходит разубоживание запасов, не вовлеченных в разработку. В соответствии с принципами рационального недропользования очередность ввода в разработку нефтяной или газовой части зависит от соотношения их геологических запасов.

В подгазовых зонах нефтегазовых месторождений Западной Сибири сосредоточено более 4 млрд.т геологических запасов нефти, отнесенных к категории Q и более 1 млрд.т отнесённых к категории С2,при этом на начало 2014 года добыто порядка 800 млн.т. Добыча связана как осложнениями в работе скважин, так и отсутствием методического подхода к проектированию системы их разработки.

Работами Закирова С.Н., Медведева Н.Я., Шандрыгина А.Н. обоснована возможность одновременной разработки газовой шапки и нефтяной оторочки. Теоретические основы эффективной разработки нефтегазовых залежей с применением горизонтальных скважин изложены в работах многих отечественных и зарубежных специалистов по подземной гидрогазодинамике. Однако, как утверждают сами авторы, их решения всегда приближенные, т.к. при решении уравнений используется ряд граничных условий. В этой связи аналитические методы используются лишь для предварительной оценки и задания определенных условий для дальнейших численных экспериментов.

Степень разработанности темы исследования

Теоретические основы многофазного потока в пористой среде раскрыты в трудах Шелкачева В.Н., Баренбалатта Г.И., Боксермана A.A. Горбунова А.Т., М. Маскета, Чарного И.А. Butler R.M., Giger F.M., Raghavan R., Joshi S.D., И. Бакли, M. Леверетга, Л.С. Лейбензона, Г.И. Баренблатга, А.Х. Мирзаджанзаде, А.П. Телкова. В результате исследований получены базовые принципы изучения и моделирования притока различной геометрии к скважинам.

Вопросам особенностей притока многофазных систем к горизонтальным скважинам занимались Алиев З.С., Бакшев Р.В., Борисов Ю.В. Саттаров М.М.,

Басниева К.С. В этих работах рассмотрены задачи предупреждения конусообразования, влияния фазовых проницаемостей на характер притока флюидов к скважине и особенности гидродинамических исследований. В работах приведено гидродинамическое обоснование единичных элементов системы разработки многофазных залежей горизонтальными скважинами, показаны примеры реализации гидродинамического воздействия направленного на максимальное извлечение нефти.

Однако, не смотря на значительный объем теоретических исследований и практического применения горизонтальных скважин при разработке нефтегазовых залежей не охваченной осталась область исследований связанная с гидродинамическим обоснованием циклического воздействия на подгазовые зоны нефтегазовых залежей.

Численное моделирование позволяет изучить факторы совместного протекания процессов многофазной фильтрации при изменении физических свойств фаз, деформации порового пространства, сепарации и растворении фаз в условиях неоднородности распределения геолого-физических факторов.

Цель работы

Повышение эффективности разработки подгазовых зон нефтегазовых месторождений путем исследования процесса выработки их запасов и технологии циклического дренирования с применением горизонтальных скважин.

Основные задачи исследования

1. Анализ и систематизация результатов проектирования и эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием дренирующих нефтегазовые залежи месторождений России.

2. Численное моделирование процессов притока нефти при различном азимутальном положении горизонтальных стволов относительно структуры нефтегазовой залежи.

3. Исследование процесса распространения полей депрессии в результате работы нескольких горизонтальных стволов в коллекторе.

4. Разработка технологии выработки запасов подгазовых зон нефтегазовых залежей циклическим дренированием системой горизонтальных стволов.

5. Разработка аналитической зависимости накопленной добычи нефти от технологических параметров эксплуатации системы горизонтальных стволов.

6. Внедрение результатов исследования при проектировании разработки пласта БТ/ Ханческого нефтегазоконденсатного месторождения.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются нефтегазовые залежи месторождений, а предметом - скважина с горизонтальным окончанием, дренирующая нефтенасыщенную часть пласта.

Научная новизна выполненной работы

1. Исследованием процесса дренирования подгазовых зон нефтегазовых залежей обоснован эффективный режим работы горизонтальных соседних стволов в противофазе по депрессии.

2. Научно обоснована зависимость накопленной добычи нефти от параметров работы пары циклически работающих горизонтальных стволов, которая позволяет рассчитывать КИН и период рентабельной эксплуатации нефтяных оторочек с применением разработанной технологии выработки запасов.

Теоретическая значимость работы

1. Изложены элементы теории многофазной фильтрации при притоке пластовых флюидов к горизонтальным стволам в нефтегазовой залежи.

2. Изучены факторы оказывающие влияние на процесс притока нефти к горизонтальным стволам в нефтегазовой залежи с активной подошвенной водой.

3. Проведена модернизация существующих математических моделей притока нефти к системе горизонтальных стволов, обеспечивающая получение новых результатов по теме диссертации — зависимость КИН и периода рентабельности эксплуатации нефтяных оторочек от технологических параметров работы горизонтальных стволов на основе аппроксимации результатов вычислительных экспериментов.

Практическая значимость работы

1. Разработан метод оперативного расчета динамики КИН и периода рентабельности эксплуатации нефтяных оторочек на основе аппроксимации результатов вычислительных экспериментов. Погрешность метода находится в пределах 6.7-12 %.

2. Рекомбинация схем вскрытия нефтяной оторочки и режимов эксплуатации скважин на основе вычислительных экспериментов выявила, что наиболее оптимальной схемой является строительство и эксплуатация соседних горизонтальных стволов в плоскости параллельной водонефтяному контакту на расстоянии выше на 44 % от нефтенасыщенной толщины. Расстояние между фильтровыми зонами стволов - 112 м, длина стволов 68% от длины дренируемого участка пласта, величина забойного давления задается гармоническими колебаниями с полупериодом 15 сут.

3. Разработанная технология выработки запасов подгазовых зон нефтяных оторочек с нефтенасыщенной толщиной 8-12 м заключающаяся в циклическом дренировании горизонтальными стволами внедрена в качестве основного проектного решения по разработке пласта БТ,2 Ханчейского нефтегазоконденсатного месторождения, что позволит обеспечить превышение утвержденного КИН более чем на 40%.

Методология и методы исследования

Для достижения цели диссертационного исследования в работе использована совокупность методов научного познания - вычислительные эксперименты, промысловые эксперименты, а также использованы современные средства гидродинамического моделирования.

Положения, выносимые на защиту

1. Зависимость КИН и периода рентабельности эксплуатации нефтяных оторочек от технологических параметров работы горизонтальных стволов, полученная на основе аппроксимации результатов вычислительных экспериментов.

2. Эффективность применения при разработки подгазовых зон нефтегазовых залежей циклического дренирования горизонтальными скважинами.

Степень достоверности результатов работы

Достоверность научных положений подтверждена сходимостью теоретических и экспериментальных данных, полученных с помощью методов математической статистики. Авторские результаты согласуются с опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации:

-выполнен анализ практики разработки нефтегазовых залежей с применением горизонтальных скважин.

-выполнено исследование особенностей притока нефти к системе циклически работающих горизонтальных стволов в нефтегазовой залежи.

Апробация результатов исследований

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на заседаниях: ЦКР Роснедр по УВС (Москва, 2014 - 2015 гг.), ГКЗ РФ (Москва, 2014-2015 гг.), ученого совета ФГУП «ЗапСибНИИГГ» (Тюмень, 2014-2015 гг), семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 20142015 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 4 печатных работах в изданиях, рекомендованных ВАК РФ и одном патенте.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 150 страницах машинописного текста, содержит 13 таблиц, 105 рисунков. Состоит из введения, трех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 85 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первом разделе представлены результаты исследования эффективности освоения нефтегазовых залежей на современном этапе развития технологий разработки с применением горизонтальных скважин.

Исследованиями отечественных ученых (Шандрыгин А.Н., Колбиков C.B., Телков А.П., Закиров С.Н. и др.) при аналитическом решении задач дренирования нефтяной оторочки нефтегазовых залежей произведено обоснование применения горизонтальных скважин. При этом даны рекомендации по оптимальному расположению ствола скважины в залежи и разработан математический аппарат обоснования режимов работы скважины, в т.ч. предельных.

Как показал опыт, при опережающей разработке газовой шапки массивной залежи с нефтяной оторочкой, подстилаемой активной подошвенной водой возникает опасность расформирования запасов нефтяной оторочки. При опережающей добыче нефти ее объемы не позволяют обеспечить рентабельность проекта по освоению залежи. В этой связи рассмотрим опыт разработки подобных залежей с применением горизонтальных стволов.

Например, на Восточно-Таркосалинском месторождении горизонтальные скважины вводили в эксплуатацию с начальными дебитами нефти от 8.2 до 86.4 т/сут, начальными дебитами жидкости от 8.5 до 101.3 т/сут при начальной обводненности продукции от безводной до 14.7%. Среднесуточный дебит нефти и жидкости горизонтальных скважин, пробуренных в 1996-2000 гг., за весь период эксплуатации составил 18.4 т/сут и 18.6 т/сут, соответственно, при средней накопленной обводненности продукции 1.1%. Максимальный дебит нефти в процессе эксплуатации ГС в этот период был получен в скважине 2030 - 102.6 т/сут. Достигнутая средняя технологическая эффективность горизонтальных скважин, пробуренных в 1996-2000 гг., составляет 87.7тыс.т дополнительно добытой нефти на одну скважину (один ствол).

Было установлено, что:

- среднесуточные дебиты за время эксплуатации ГС по нефти и жидкости выше аналогичных дебитов наклонно-направленных скважин в 1.22.5 раза;

- темп падения дебитов ГС, как правило, ниже темпов падения дебитов ННС в 3-5 раз.

Достигнутая средняя технологическая эффективность горизонтальных скважин 2007-2010 гг. бурения (исключая дополнительную добычу нефти от проведения ГРП) составляет 72 тыс. тонн дополнительно добытой нефти на одну горизонтальную скважину, или 48 тыс.т дополнительно добытой нефти на один горизонтальный ствол.

На Вынгапуровском месторождении за два года с начала эксплуатации из 15 горизонтальных скважин пласта БВ2о добыто жидкости 357,6 тыс.т при ВНФ - 0,36 д.ед. и 262,2 тыс.т нефти, что равно 0,4 % накопленной добычи месторождения. Средний текущий дебит нефти составил 59,2 т/сут при обводненности 39,4%. За 2010 год из горизонтальных скважин добыто 260,9 тыс.т нефти и 356,0 тыс.т жидкости при обводненности 26,7 %, текущий годовой отбор составляет 6,9 % от добычи нефти по месторождению.

Несмотря на короткий период применения 31 горизонтальная скважина, (4,3 % от всего действующего фонда месторождения) обеспечивают 16,6 % годового уровня добычи нефти. Прирост КИН составил 0,0214 д.ед.

Установлено, что применение горизонтальных скважин является единственной проработанной технологией рациональной разработки нефтегазовых залежей, которая обеспечивает выработку запасов нефти при возможности одновременной разработки газовой шапки. Таким образом, решение задачи выбора оптимальной технологии добычи нефти из подгазовых зон нефтегазовых залежей сводится к обоснованию режимов их работы.

Во втором разделе представлены результаты численного моделирования выработки запасов углеводородов подгазовых зон нефтегазовых залежей с применением различных технологий.

Использование полномасштабных моделей не позволяет изучить процессы с достаточной детальностью без применения неявных схем вычисления. В рамках поставленной задачи исследование процессов конусообразования проведено на модели участка пласта с предельной достаточностью уровня детализации нефтяной оторочки пласта БУ^1"4 Ханческого нефтегазоконденсатного месторождения (рисунок 1)

Рисунок 1 - Фрагмент пласта БУ]6'"4 выбранный для моделирования

Гидродинамические модели построены в симуляторе Немезида 2014 (св-во о регистрации программы для ЭВМ № 2014614505, авторы Стрекалов A.B., Грачев С.И.). В отличие от известных аналогов симулятор позволяет применить полностью явную схему вычисления насыщенностей и давлений, обеспечивает учета свойств газа в неизотермическом режиме. На рисунке 2 представлена общая схема ГДМ во фронтальном разрезе.

Рисунок 2 - Общая схема ГДМ исследуемого объекта На первом этапе исследовано применением классической технологии, предусматривающей расположение ствола между ВНК и ГНК по восходящей траектории. Для всех вариантов принято, что длина ствола в пласте 340 м и величина забойного давления Р3 = 25.5 МПа.

Вариант — VI предполагает эксплуатацию субгоризонтального ствола по схеме на рис. 2. Принято, что угол наклона ГС к ВНК/ГНК составляет 1 градусе целью охвата различных пропластков дренированием, так как коэффициент песчанистости по пласту немного ниже 1.0.

Исходя из наиболее весомого фактора (КИН), вариант У2 оказывается более эффективным, так как КИН здесь больше на 2 %. Однако технические осложнения здесь также больше за счет большей добычи газа - 0.25 тыс.т, что составляет 250 тыс. м3 вместе с растворенным газом.

Таблица 1 - Характерные показатели эффективности вариантов

Параметр Вариант-VI Вариант — \'2

Время эксплуатации до невозможности эксплуатации классическим способом, сут 60 60

Объем нефтенасьпценной зоны, тыс. м° 933.803 933.803

Длина продуктивного забоя, п.м. 340 341

Плотность продуктивных забоев, п.м./тыс.м' 0.3640 0.3641

Масса нефти к концу эксперимента, тыс.т 64.097 62.706

Дебит нефти к концу, т/сут 44.7 36.7

Добыто нефти, тыс. т 5.1 6.5

КИН нефти, д.е. 0.073677 0.09378

Масса воды к концу эксперимента, тыс.т 246.393 246.316

Дебит воды к концу, т/сут 20.186 18.557

Добыто воды, тыс. т 1.18 1.26

Масса газа к концу эксперимента, тыс.т 28.901 28.816

Дебит газа к концу, т/сут 2.159 3.525

Добыто газа, тыс. т 0.17 0.25

Удельная добыча нефти т/(п.м.*сут) 5100/(340*60)=0.25 6500/(340*60)==0.31

Основываясь на предварительной оценке дальнейшие эксперименты

базировались на вариациях варианта У2, которые были остановлены через 60 сут в связи с прорывом газа в ствол скважины. Наблюдается резкое снижение пластового давления, которое слабо компенсируется со стороны газовой шапки и краевой воды, несмотря на установление граничных условий постоянства давления (рис. 2). Это связано с тем, что пласт имеет низкую проницаемость (8 мД) и низкую пористость (11-13 %). Вследствие сжимаемости скелета величина упругоемкости крайне мала, и следовательно, велика пьезопроводность. Это в сочетании с высокими отборами обуславливает высокую скорость падения пластового давления.

Вариант - УЗ построен на основе варианта У2 с той лишь разницей, что используется четыре скважины с теми же режимами.

Для повышения периода «безводной» и «безгазовой» эксплуатации с использованием периодического режима дренирования рассмотрен вариант -У4, предусматривающий эксплуатацию двух стволов в условиях переменного режима, выраженного в асинхронных гармонических колебаниях забойного давления: со сдвигом фаз на л. Период волны давления выбран в 30 сут. Сложение волн дает постоянный режим с Р3 - 25.5 МПа.

Согласно попеременному росту и падению Р3 напряжения вокруг стволов концентрируются поочередно (рис. 3). В связи с этим формирование конусов вокруг одного ствола ускоряется, а второго ствола замедляется. Тем самым достигается продление периода эксплуатации.

а)

ш

ш

ш.

I

б)

Рисунок 3 - Сравнение поля давления во фронтальном разрезе: а - 10 сут;

6-50 сут

Установлено, что повышение эффективности дренирования обеспечивается эксплуатацией двух горизонтальных стволов с одним значением азимутального угла в плоскости параллельной ВНК и ГНК на определенном расстояния от характерных точек и плоскостей.

На рис. 4 изображен элемент разработки нефтяной оторочки и соответствующая схема вскрытия скважиной с двумя горизонтальными стволами.

Рисунок 4 - Геометрия оптимального вскрытия участка нефтяной оторочки

В соответствие с поставленными в работе задачами выполнена систематизация полученных результатов вычислительных экспериментов. Сформирован метод подбора характеристик расположения горизонтальных элементов (стволов) скважины. Обоснован режим, соответствующий наиболее оптимальному дренированию нефтяной оторочки.

Рассмотрим основные параметры, которые характеризуют во взаимосвязи геометрию вскрытия нефтяной оторочки. Длина продуктивных забоев

Ь = Н-21, (1)

где /- смещение относительно границ участка, м; Я — ширина участка, м.

Так как линейными размерами участка предполагается варьировать, введем следующие понятия:

1. Относительное смещение

/

(2)

Н '

Длина ствола

1 = Я-2/Я = Я(1-2/).

2. Параметр смещения плоскости расположения продуктивных забоев между ВНК и ГНК

где а - расстояние плоскости продуктивных забоев от ВНК, м.

Параметр относительного расстояния плоскости продуктивных забоев от ВНК

- а /л\

а= , (4)

где толщина нефтяной оторочки Отсюда

51П(/?)

где /3.- зенитный угол плоскости кровли и подошвы.

4. Положение линии между кровлей и подошвой описывается параметром - Ь. Параметр нормируется по длине ВНК в плоскости Х2

ъ = ~, (6)

в'

где В - длина плоскости ВНК/ГНК по линии сечения в плоскости XX. Так как В = , то Ъ = .

Так как а е [0,1], то Я не может быть более получаем

относительную (единичную) систему координат - (/,а,б), к которой будут приводиться все результаты вычислительных экспериментов.

5. Относительное расстояние между продуктивными забоями - т, которое нормируется по параметру В

— т

т = (7)

Величина Ь ограничена расстоянием между кровлей и подошвой пласта. Так как т < 2Ь, то нормализацию расстояния между продуктивными забоями -т следует проводить с учетом данного условия.

Параметрами волнового режима являются: среднее давление - р (МПа), амплитуда колебания — А (МПа), период колебаний — Т (сут); фазовый сдвиг — <р (радиан).

Величина забойного давления

+ ^ + (8)

где I— время с начала эксплуатации, сут.

Для скважины, находящейся ближе к ГНК фазовый сдвиг — (р = л .

Для оценки конечного КИН необходимо определить время критическое время конца эксплуатации (4), которое согласуется по условию рентабельности. И определяется обводненностью в 95% (в этом случае эксперимент прекращается).

Таблица 3 — Сводные результаты вычислительных экспериментов

а Ъ / т Р А Т 1к, сут КИН, д.е.

0.44 0.6 0.16 0.33 27.5 4.5 30 98 0.2582

0.3 0.4 0.1 0.33 25 4.5 30 58 0.1014

0.4 0.3 0.4 0.33 24.5 4.5 30 32 0.0073

0.5 0.4 0.2 0.33 29 2 30 35 0.0669

0.6 0.3 0.1 0.33 30 2 30 23 0.0409

0.7 0.4 0.4 0.33 27.5 6 30 35 0.0524

0.4 0.6 0.15 0.33 26 4.5 20 74 0.1616

0.3 0.4 0.1 0.33 25 4.5 20 52 0.0811

0.4 0.3 0.4 0.33 24.5 4.5 20 32 0.0058

0.5 0.4 0.2 0.2 29 2 20 30 0.0508

0.6 0.3 0.1 0.2 30 2 20 19 0.0310

0.7 0.4 0.4 0.2 26 6 20 34 0.0308

0.4 0.6 0.16 0.2 26 4.5 15 56 0.1025

0.3 0.4 0.1 0.2 25 4.5 15 44 0.0529

0.4 0.3 0.4 0.5 24.5 4.5 15 31 0.0037

0.5 0.4 0.2 0.5 29 2 15 24 0.0336

0.6 0.3 0.1 0.5 30 2 15 15 0.0205

0.7 0.4 0.4 0.33 26 6 15 31 0.0223

С целью разработки метода аналитической оценки эффективности

применения такой системы предложена аппроксимирующая зависимость

методом поэтапного конструирования. В качестве ее основы использован

метод Алиева З.С., Шеремета В.В. при котором допускается, что зона,

дренируемая горизонтальной скважиной имеет форму полосообразного пласта,

вскрытого горизонтальным стволом

_2т±Ь__р„, - р_

Ч~ и , 2гс . 2гс Як-к + 2г (9)

И-2гс А 2А

где гс — приведенный радиус скважин, м; Ь — длина скважины, м; ц —

динамическая вязкость жидкости, Па-с; к - средняя проницаемость пласта, м2; А

- эффективная толщина пласта, м; - радиус контура питания, м.

Введем в (9) функцию относительной фазовой проницаемости нефти

_ 2лк ■ т;,, (<г„ )Ь_Р„,~Р_

Чн~ И. и 2гс \п2г< , - А + 2гс > (Ю)

й-2 гс А 2И

где 7я(сг„)-функция ОФП по нефти; ег„ - средняя нефтенасыщенность к

заданному моменту времени в объеме нефтяной оторочки.

Аналогичным образом будем определяется дебиты воды и газа.

= 2яА-77,(сгв)£___рт-р_

Ч' Ц , 2гс , 2г Я.-А + 2гс>

И, 1 +-£_|П-£_+_«-£_

И-2гс А 2А где 7в(°в) — функция ОФПпо воде; Лв — среднее расстояние от скважины

до ВНК; Св - средняя водонасыщенность к заданному моменту времени в объеме нефтяной оторочки.

= 2лк-г]„(сг,)1.__

ч' и . 2гс , 2гс Л,-/г + 2ге ' (12)

Иг 1 +-5—1п—- + —*--

А-2 гс А 2А

где 7в(°г) _ функция ОФП по газу; Лг — среднее расстояние от скважины до

ГНК; <5? — средняя газонасыщенность к заданному моменту времени в объеме нефтяной оторочки.

Радиусы контура питания воды и нефти вычисляются согласно схеме (рис. 3): Для первой скважины (слева на схеме):

-и Ь--+ Л-cos(tf)- —

y(aZf-

., 4 ■ Л + Л • cos (/?)-т-- *-Т + \a7.f ^ sinf^) 2 sin (/))) V '

К = ■

S-,

sin<>£0

->lcos(/?)-

2 fsGe)

+(3z-z): i

„,*--*-+Д-с<и(0-"--.?-.- t+foz-zy

ft W 2 ,«(/*) Sm(/7)J 1 >

.(13)

Для второй скважины (справа на схеме):

К =-2

I А. - - + >l-cos(/?)+

I i——+ Л-С05(Д)+"

* ИИ1

к

2

Jib- * +

^ smljS) 2

t^cosM+il—*--i_T+(5z-Zy

sm(/J) 2 к(/?) sm(£)J V '

(14)

Д sin(« " 2 sin(/?) J

Дебит жидкости равен

Я = Ч„+Яг+Че .(15)

Вследствие изменения забойного давления согласно периодическому режиму и изменениям насыщенностей вычисление дебитов связано с изменением времени t. Так, например, для воды

ЧЛО

p(t)-P(t)

, 2r 2r R-h + lrc 1+ с -In г + " г h-2r h 2 h

(16)

где P(t) — функция среднего пластового давления на ВНК/ГНК. Здесь ег,(t) -эмпирическая функция средней водонасыщенности в объеме нефтяной оторочки, зависящая от геометрии и ФЕС пласта, среднего забойного давления скважин, геометрии вскрытия, расположения продуктивных забоев и времени.

Согласно полученной по данным ГДМ динамике изменения водо- и газо насыщенности она хорошо аппроксимируется следующей функцией

4//. In «

(17)

где А — аппроксимационный коэффициент, 1/м\ зависящий от множества факторов; ег" - начальная водонасыщенность в объеме нефтяной оторочки, д.е.; В — аппроксимационный коэффициент, д.е. Аппроксимационные коэффициенты для рассматриваемой ГДМ: Л=0.043; В =0.23.

Для расчета функции насыщенности по газу применим подобную

зависимость с коэффициентами аппроксимации С и £>

+ ^ (18)

4/а, 1п --

Проницаемость рассчитывается по формуле

* = А:,С05(/?) + *ЛТ[1-««(/?)] (19)

где кг — вертикальная проницаемость, м2; к\\ — горизонтальная проницаемость, м2.

Учитывая фактор активного изменения пластового давления на поверхности ГНК и ВНК следует ввести функцию давления на основе известных закономерностей подземной гидромеханики.

Так как дебит скважины зависит от изменения пластового давления, то требуется вычисление изменения пластового давления на расстоянии

' \7lkl-t

К

(2.16)

где Дрл1(Д() - изменение давления на расстоянии от скважины за время V,

( ог \

(21)

К

где Р0 — начальное пластовое давление, Па.

После подстановки функции пластового давления (21) в (19) получим

=; , 2г , 2г.....Х-ШгГ- <22)

1 + ' 1п с + * - -с И—2гс А 2А

В связи с тем, что величина дебита нефти, воды и газа рассчитывается в условиях изменения пластового давления и насыщенностей, то решение (22) и остальных происходит итеративно. На первую отметку времени (г0) добыча по жидкости 2(0 отсутствует. Рассчитываются дебиты компонентов. К следующему моменту времени на основе суммирования дебитов компонентов вычисляется дебит жидкости, который подставляется в (2.20) также и для всех остальных компонентов.

Сравнение результатов предложенного выше аналитического метода (АМ) и данных ГДМ показало, что погрешность методики находится в пределах от 6.7-12 % в диапазоне изменения выбранных факторов вскрытия и режима дренирования. Таким образом, разработана технология циклического дренирования нефтегазовой залежи системой горизонтальных стволов. Для оценки применимости технологии разработана аналитическая зависимость накопленной добычи за рентабельный период.

В третьем разделе представлены результаты проектного обоснования применения разработанной технологии на Ханчейском нефтегазоконденсатном месторождении.

На первом этапе, с целью оценки работоспособности технологии при расчетах в широко используемых симуляторах, выполнен расчет упрощенной модели - одного элемента системы разработки (два горизонтальных ствола) (рисунок 5) с разными режимами работы (таблица 5).

Расположение скважин и величины депрессий задавались согласно изложенным в разделе 2 рекомендациям. Отметим, что задание точных параметров расположения стволов в данной модели не представляется возможным в связи с большим размером ячеек и особенностями работы программного комплекса Т-пау1§а1ог, в котором специалистами ЗАО «ВНИИнефть - Западная Сибирь» при составлении последнего проектного документа на разработку Ханчейского месторождения выполнено обоснование показателей разработки. Результаты расчетов приведены на рисунке 6.

За 19 расчетных лет суммарная накопленная добыча при эксплуатации двух стволов одновременно составила 113 тыс.т. Варианты с циклическим режимом работы показали примерно одинаковые результаты (98,1 тыс. т при цикле в 15 суток и 103,8 тыс.т при цикле в 30 суток). Однако в соответствие с поставленными задачами выявлялось время прорыва газа в скважины (рисунок 6).

В рассчитанных вариантах в первые 5 лет скважины выходят на значение обводненности более 80%. Однако, при режиме работы с циклом в 15 суток,

обводненность стабилизируется быстрее и дольше остается на постоянном уровне. При этом разница в накопленной добыче с другими вариантами объясняется более щадящим режимом работы. Очевидно, что предлагаемая технология показала свою работоспособность при расчете на типовых гидродинамических моделях.

Рисунок 5- Карта подвижных запасов нефти пласта БТ, Ханчейского нефтегазоконденсатного месторождения с изображением элемента разработки по разработанной технологии Таблица 5 - Параметры расчетов одного элемента системы разработки

Вариант 4

Параметр

Варнант 1

Варнант 2

Вариант 3

Режим работы

Цикл 15 сут

Цикл 30 сут

Непрерывный

Непрерывный

Количество стволов в работе

5Б5555555

ч о

—1 ствол, непрерывно 2 ствола, 15 суток

-2 ствола, непрерывно -2 ствола, 30 суток

Рисунок 6 - График накопленной добычи нефти по вариантам

Рисунок 7 - Динамика дебитов газа

Полученные результаты позволили сформировать полноценную систему разработки рассматриваемого пласта при которой скважины размещались в зонах максимальной плотности подвижных запасов в которых нефтенасыщенная толщина составляет 8-12 метров. На первом этапе была сформирована система разработки с высокой плотностью сетки. В зонах с их максимальной плотностью элементы не изменены. По мере уменьшения нефтенасыщенной толщины увеличивалось расстояния между скважинами в элементе и между самими элементами. При таком варианте суммарная накопленная добыча нефти составила 380,756 тыс.т. В среднем на один горизонтальный ствол добыча нефти составляет 27 тыс.т. Это значение является мало привлекательным с экономической точки зрения. Поэтому принято решение о сокращении количества стволов до 6, и, следовательно, расчета варианта с 3 элементами разработки. При таком режиме разработки через 20 лет скважины выходят на обводненность порядка 90%. Далее обводненность не увеличивается, что говорит о формировании устойчивых конусов и установления режима стационарной фильтрации в пласте. На момент окончания расчета суммарная накопленная добычи нефти составила 360,962 тыс.т. (на один ствол приходится 60 тыс. т.) Достигнутый КИН - 0,147 - превышает значениечислящееся на государственном балансе почти на 50%.

Согласно действующего проектного документа на месторождении выделен V объект разработки, который включает нефтегазоконденсатную залежь пласта БТУ и нефтяные залежи пластов БТУ, АТ]0, АТ83. Суммарные геологические запасы объекта составляют 4683 тыс.т., извлекаемые 876 тыс.т., при утвержденном КИН — 0,187. Для дальнейшей разработки объекта рассмотрено два варианта.

Вариант 1. На нефтяную часть объекта предусматривается ввод из освоения одной горизонтальной скважины, бурение двух новых горизонтальных скважин и бурение одного бокового горизонтального ствола из газоконденсатной скважины VII объекта. Накопленная добыча нефти - 661.3 тыс.т., Кохв-0.323, КИН-0.141.

Вариант 2. На основании варианта 1, предусматривается усиление программы по бурению новых скважин на нефтяную часть объекта и освоение газовой шапки. На нефтяную часть объекта предусматривается ввод из освоения одной горизонтальной скважины, бурение трех новых горизонтальных скважин и бурение одного бокового горизонтального ствола из газоконденсатной скважины III объекта. Накопленная добыча нефти — 876.0 тыс.т., Кохв - 0.428, КИН - 0.187. При формировании альтернативного варианта разработки целесообразно предусмотреть реализацию предложенной технологии. В этом случае предлагается разработку пласта БТ,1 осуществлять путем строительства боковых горизонтальных стволов из скважин, выполнивших свое проектное название на вышележащих объектах.

Таким образом, модернизация рекомендуемого варианта позволит дополнительно добыть более 115 тыс.т нефти по пласту БТ,'. Полученные результаты по суммарной накопленной добыче нефти позволяют утверждать о достижении КИН - 0,155 при утвержденном по этому пласту - 0,100, или его превышении утвержденного значения более чем на 50 %.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что для наибольшей эффективности при разработке нефтегазовых залежей с нефтенасыщенной толщиной 8-15 м ствол необходимо

располагать в продуктивном стволе равноудаленно от фазовых контактов. Длина ствола должна составлять 340 м. Значение депрессия ограничено 5 МПа. При депрессии не превышающей 5 МПа и рентабельном дебите эксплуатация скважин без прорыва газа может продолжаться не более года. В этой связи применение существующих технологий для подгазовых зон нефтегазовых залежей не эффективно. Наибольшей технологической эффективностью обладает расположение горизонтального ствола перпендикулярно направлению падения структуры.

2. Исследованиями процесса распространения полей депрессии при одновременной работе нескольких горизонтальных стволов доказано, что в результате роста давления и воронок депрессии происходит постепенное формирование конусов вдоль каждой зоны отбора, соответствующей стволам.

3. Разработана технология выработки запасов подгазовых зон нефтегазовых залежей эксплуатацией двух горизонтальных стволоз в плоскости параллельной водонефтяному контакту выше на расстояние 44 % от нефтенасыщенной толщины. Расстояние между стволами 112 м, длина которых составляет 68% от длины участка пласта. Изменение величины забойного давления задается гармоническими колебаниями с полупериодом 15 сут. Диапазон давления - 25.5-29.7 МПа и смещением фазы колебаний на п радиан для ствола, находящегося ближе к ГНК. Высокий технологический эффект объясняется выравниванием поля депрессии в суммарной зоне дренирования скважин.

4. Разработана аналитическая зависимость накопленной добычи нефти, которая позволяет прогнозировать текущее значение КИН и период рентабельной эксплуатации нефтяных оторочек для разработанной технологии выработки запасов. Погрешность метода находится в пределах 6.7-12 %.

5. В результате внедрения предлагаемой технологии при разработке пласта БТ11 Ханчейского нефтегазоконденсатного месторождения обеспечивается дополнительная добычи нефти в размере более 115 тыс.т.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих

работах

А) В изданиях, рекомендованных ВАК РФ

1. Филина С.И. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности малобалыкской мегаседловины и сопредельных территорий / С.И. Филина, А.Е. Растроган, В.В. Быков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2002. - № 4. - С. 51-57.

2. Шпуров И.В. О проблеме освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Западной Сибири / И.В. Шпуров, А.Е. Растроган, В.Г. Браткова // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 12. - С. 95-97.

3. Растроган A.A. Исследование расчетных методов определения дебита горизонтальной скважины с гидроразрывом пласта / А.Е. Растроган, А.С Тимчук, A.C. Самойлов, Н.В. Захарченков // Нефтепромысловое дело. - 2015. -№ 1.-С. 15-19.

4. Растроган А.Е. К вопросу обоснования предельных дебитов горизонтальных скважин в нефтегазовых залежах / А.Е. Растроган, О.В. Фоминых, С.Н. Саранчин // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 6. - С. 57.

Б) В других изданиях

5. Филимонов Л.И. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи / Л.И. Филимонов, В.П. Мангазеев, И.А. Сизиков, М.А. Городников, А.Е. Растроган // Пат. RU 2123583, С1, МПК 6: Е21В43/17, заяв/. 98111624/03, 26.06.1998, опубл. 20.121998.

Соискатель

А.Е. Растроган

Издательство «Вектор Бук» Подписано в печать 21.08.2015 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 215. Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.