Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на основе компьютерного проектирования разработки

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на основе компьютерного проектирования разработки"

На правах рукописи

у

КИЯМОВА ДИЛЯРА ТАЛГАТОВНА

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ НА ОСНОВЕ КОМПЬЮТЕРНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ (на примере нефтяных месторождений Республики Татарстан)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

1 5 АПР 2015

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма - 2015

005567212

005567212

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» им. В.Д.Шашина.

Научный руководитель доктор технических наук

Хакимзянов Нльгизар Нургизарович

Официальные оппоненты: Владимиров Игорь Вячеславович,

доктор технических наук, профессор, Закрытое акционерное общество «Конкорд», заместитель генерального директора, директор департамента проектирования и анализа разработки месторождений

Никифоров Григорий Анатольевич,

кандидат физико-математических наук, ФГБУН Институт механики и машиностроения КазНЦ РАН, лаборатория математического моделирования процессов фильтрации, научный сотрудник

Ведущая организация Общество с ограниченной ответственностью

«СамараНИПИнефть»

Защита состоится «28» мая 2015 года в 15час. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти www.tatnipi.ru

Автореферат разослан «30» марта 2015 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

^Львова Ирина Вячеславовна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Современное состояние нефтедобывающей отрасли характеризуется ухудшением качества промышленных запасов нефти из-за перехода большинства крупных месторождений на позднюю стадию разработки с высокой обводненностью скважин и открытия как в старых, так и в новых нефтяных регионах мелких и низкопродуктивных залежей, эксплуатация которых требует применения более плотных сеток скважин и больших объемов капиталовложений. При разработке таких месторождений с применением традиционных систем с вертикальными и наклонно-направленными скважинами значительная часть запасов нефти остается неизвлечен-ной.

Исходя из этого, очень перспективным и актуальным направлением является создание систем разработки с применением скважин с горизонтальным окончанием. Основная цель при бурении добывающих скважин с горизонтальным окончанием состоит в увеличении контакта с пластом и коэффициента продуктивности скважин. В нагнетательных скважинах с горизонтальным окончанием большая площадь контакта с объектом воздействия позволяет повысить приемистость.

Безусловно, проектирование и реализация систем разработки с применением скважин с горизонтальным окончанием, а также выработка подходов по повышению эффективности эксплуатации таких скважин на месторождениях республики Татарстан в промышленных условиях являются актуальными и абсолютно необходимыми.

Необходимо отметить, что актуальным является и моделирование различных модификаций расположения скважин с горизонтальным окончанием как в пласте, так и друг относительно друга, определение оптимального профиля условно-горизонтального ствола, выбор наиболее эффективного взаимного расположения скважины в зависимости от типа неоднородности пласта и его коллекторских свойств.

Цель работы — повышение эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на основе компьютерного проектирования на примере месторождений Республики Татарстан.

Основные задачи исследований

1. Обоснование применимости инженерных формул для экспресс-оценки деби-тов нефти скважин с горизонтальным окончанием при проектировании разработки нефтяных месторождений Татарстана.

2. Оценка зависимости расчетного дебита скважин с горизонтальным окончанием от геолого-физических параметров кизеловского горизонта Коробковского участка Бавлинского месторождения с использованием инженерных формул.

3. Оценка влияния типа неоднородности пласта и его коллекторских свойств на расположение условно-горизонтального ствола в пласте, а также на расположение скважин друг относительно друга в элементе разработки.

4. Исследование технологической эффективности различных систем при проектировании разработки нефтяных месторождений с использованием скважин с горизонтальным окончанием на основе математического моделирования.

5. Выявление характера влияния размеров ячейки расчетной сетки на прогнозные показатели проектирования разработки нефтяных месторождений вертикальными скважинами и скважинами с горизонтальным окончанием на основе математического моделирования.

6. Обоснование оптимальной длины условно-горизонтального ствола и места бурения дополнительного бокового ответвления в скважине с горизонтальным окончанием при проектировании разработки на примере Холмского поднятия турнейского яруса месторождения Максат.

7. Определение зависимости прогнозных технологических показателей разработки Коробковского участка кизеловского горизонта Бавлинского месторождения от размеров расчетных блоков в геолого-технологической модели.

8. Поиск оптимальных вариантов повышения эффективности системы заводнения при эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием Коробковского участка Бавлинского месторождения на основе компьютерного проектирования.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач базируется на аналитических и промысловых исследованиях с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа, математическом моделировании фильтрации многофазной жидкости в неоднородном коллекторе и обобщении их результатов.

Достоверность результатов исследований подтверждается сходимостью фактических и расчетных показателей разработки эксплуатационных объектов месторождений Татарстана. Решение задач осуществлялось на базе фактических данных НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть».

Научная новизна результатов работы:

1. Определена величина влияния основных геолого-промысловых параметров на значение дебита нефти скважин с горизонтальным окончанием для условий кизе-ловского горизонта Коробковского участка Бавлинского месторождения.

2. Научно обоснована оценка влияния неоднородности многослойного пласта для условий терригенных отложений на расположение условно-горизонтального ствола в пласте, а также на расположение друг относительно друга скважин с горизонтальным окончанием в элементе разработки.

3. Для условий турнейской залежи Холмского поднятия месторождения Максат разработан комплексный критерий по обоснованию длины условно-горизонтального ствола и места бурения дополнительного бокового ответвления, при котором достигается наибольшая добыча нефти и наименьшая обводненность.

Основные защищаемые положения:

1. Оценка влияния типа неоднородности пласта и его коллекторских свойств на расположение условно-горизонтального ствола в пласте, а также на расположение друг относительно друга скважин с горизонтальным окончанием в элементе разработки.

2. Зависимость относительной погрешности расчета технологических показателей проектирования разработки нефтяных месторождений от размеров ячейки расчетной сетки модели.

3. Комплексный критерий по обоснованию оптимальной длины условно-горизонтального ствола и места бурения дополнительного условно-горизонтального ствола скважин с горизонтальным окончанием на примере проектирования разработки турнейской залежи Холмского поднятия месторождения Максат.

4. Оптимальный вариант разработки повышения эффективности системы заводнения при эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием Коробковского участка Бавлинского месторождения на основе математического моделирования.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности.

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п. 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.

Практическая ценность результатов работы.

1. Результаты диссертационной работы применяются при проектировании разработки многопластовых залежей месторождений Татарстана путем использования скважин с горизонтальным окончанием.

2. Предложенные по результатам компьютерного проектирования мероприятия по повышению эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием использованы в отчете «Изучение и анализ выработки запасов из карбонатных отложений Коробковского участка Бавлинского нефтяного месторождения».

3. Эмпирически установлены конкретные размеры ячеек расчетной сетки геолого-технологической модели для условий кизеловского горизонта Коробковского участка Бавлинского месторождения, при которых дальнейшее измельчение сетки не сопровождается заметным изменением значений целевых показателей.

4. Предложен вариант повышения эффективности системы заводнения при эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием Коробковского участка Бавлинского месторождения на основе математического моделирования.

5. Внедрение предлагаемого варианта проектирования разработки кизеловского горизонта Коробковского участка Бавлинского месторождения скважинами с горизонтальным окончанием позволит дополнительно отобрать 2,33млн.т нефти с экономическим эффектом 41,34млн.руб (в ценах первого полугодия 2014 г.).

Личный вклад автора состоит в участии постановки задач, их решении; в выработке методических подходов с целью прогнозирования темпов разработки месторождений в карбонатных коллекторах; в проведении аналитических и математических расчетов, обобщении и анализе их результатов, внедрении разработанных методик.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на молодежных научно-практических конференциях ОАО «Татнефть» (Альметьевск, 2010, 2011, 2014гг.); семинаре молодых специалистов ОАО «Татнефть» в секции «Комплексные технологии в нефтегазовой промышленности (на английском языке)» (Бугульма, 2011г.); семинаре молодых специалистов ОАО «Татнефть» в секции «Геология, разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений» (Казань, 2011г.); V международной научно-практической конференции с элементами научной школы для

молодежи «Актуальные проблемы науки и техники» (УГНТУ, г. Уфа, 2012 г.); 68 Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ 2014» (РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2014 г.); всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовый комплекс: образование, наука и производство» (Альметьевск, 2014г.); 25 Юбилейной внутренней молодежной научно-практической конференции института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» (Бугульма, 2014г.); международной научно-практической конференции «Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы» (Казань, 2014г.); семинаре главных геологов и специалистов ОАО «Татнефть» «Низкопродуктивные пласты коллекторы. Технологии, проблемы, пути решения» (Казань, 11.09.2014); XIV науч.-практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Анапа, 23-25.09.2014); на научно-техническом совете НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть», на секции геологии и разработки Ученого совета института «ТатНИПИнефть».

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 15 научных трудах, в том числе в 1 монографии, 5 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 141 наименование. Работа изложена на 171 странице машинописного текста, содержит 17 таблиц, 102 рисунка.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обозначены основная цель и направление исследований, обоснованы актуальность и важность решения проблемы по проектированию разработки и уточнения подходов по повышению эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием, критериев выбора их направления, длины и траектории при различных геолого-физических условиях залегания нефти.

Отмечено, что совершенствование планирования, проектирования и надлежащего контроля над внедрением технологии разветвленно-горизонтального бурения является одной из важнейших задач нефтяной отрасли.

В первой главе представлен аналитический обзор зарубежного и отечественного опыта по разработке месторождений нефти и газа с применением скважин с горизонтальным окончанием (СГО).

Вопросами теории и практики применения технологии горизонтального бурения при разработке нефтяных месторождений занимались такие исследователи, как Г.С. Абдрахманов, Р.Г. Абдулмазитов, М.И. Амерханов, З.С. Алиев, И.М. Бакиров, Т.Г. Берлин, A.B. Берлин, Ю.П. Борисов, В.А Брагин, И.В. Владимиров, Ю.А. Волков, P.M. Гилязов, A.M. Григорян, В.Г. Григулецкий, С.Н. Закиров, И.С. Закиров, А.Т. За-рипов, А.Б. Золотухин, P.P. Ибатуллин, А.И. Ибрагимов, В.А. Иктисанов, Ю.П. Коно-плев, А.Г. Корженевский, В.И. Кудинов, В.В. Кульчицкий, P.M. Курамшин, Б.И. Ле-ви, Е.В. Лозин, В.Д. Лысенко, В.П. Меркулов, Л.М. Миронова, Р.Х. Муслимов, A.B. Насыбуллин, А.И. Никифоров, В.А. Никонов, Р.Х. Низаев, В.П. Пилатовский, Д.А. Разживин, Р.Г. Рамазанов, И.Б. Розенберг, Э.И. Сулейманов, В.П. Табаков, Б.В. Таранчук, Р.Т. Фазлыев, М.Х. Хайруллин, И.Н. Хакимзянов, И.Г. Хамитов, P.C. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов, М.Н. Шамсиев, В.В. Шеремет, И.Г. Юсупов, А.Ф. Яртиев, D.K. Babu, R.M. Butler, M.J. Economides, C.A. Ehlig-Economides, F.M. Giger, P.A. Goode, S.D. Joshi, F.J. Kuchuk, G.J. Lichtenberger, A.S. Odeh, R Raghavan, R. Suprunowicz, R.K. Thambynaygam и др.

В первой главе рассмотрены особенности геолого-физической характеристики нефтяных месторождений Татарстана, на которых широко применяются СГО. Показано, что по разрезу нефтяных месторождений юго-востока республики выделяются четыре основных объекта, которые разрабатываются с применением скважин с горизонтальным окончанием (сверху вниз): башкирско-серпуховский, тульско-бобриковский, турнейский, кыновско-пашийский (табл. 1).

Параметры Башкир,-серпух. Тул.-бобрик. Тур-нейск. Данк,-лебед. Кын-паший

Средняя глубина залегания, м 886 1288 1164 1310 1740

Тип коллектора карбон. Терриг. карбон. карбон. терриг.

Средняя общая толщина, м 20 14 31,2 7,1 28,5

Средняя нефтенасьпц. толщина, м 6,1 7,1 9,8 5,1 6,1

Проницаемость, мкм*1 0,13 0,91 0,12 0,03 0,53

Пористость, % 14,42 24.30 12,67 7 18,7

Начал, пластовое давление, МПа 8,72 13,16 11,26 13,1 17,5

Динамическая вязкость, мПахс 89,72 91,41 35,62 70,8 4,4

Плотность нефти, т/м3 0,9 0,89 0,88 0,91 0,81

Газосодержание нефти, м"/т 2,34 11,37 17,66 12,4 61,7

Давление насыщ. нефти газом, МПа 2,98 3,82 3,94 1,6 8,9

Из результатов анализа технологических показателей эксплуатации свыше 1700 СГО (587 горизонтальных скважин (ГС), 104 многозабойных скважин (МЗС), 269 боковых горизонтальных стволов (БГС), 812 боковых стволов (БС)) по месторождениям ОАО «Татнефть» следует, что накопленная добыча по СГО - 19млн.т нефти, в т.ч. по

ГС — 9,05млн.т, по РГС - 1,75млн.т, по БГС - 3,03млн.т и по БС - 5,17млн.т. Средний начальный дебит нефти по СГО составляет 8 т/сут, средняя начальная величина обводненности находится на уровне 23,8%. Средний текущий дебит нефти находится на уровне 5,5 т/сут, средняя текущая обводненность достигла значения 44,1%.

Вторая глава посвящена оценке влияния геолого-физических параметров пластов месторождений Татарстана на расчетный дебит нефти с применением распространенных инженерных формул.

При проектировании работы СГО одна из основных задач состоит в определении входных дебитов. В настоящее время существует множество теоретических формул решения данной задачи (Ю.П. Борисов, F.M. Giger, J.M. Joshi, В.Г. Григулецкий, М. Economides, А.И. Ибрагимов и др.).

К числу основных факторов, влияющих на производительность СГО и которые можно оценить по инженерным формулам, относятся длина условно-горизонтального ствола (УГС), абсолютная проницаемость и параметры анизотропии, неоднородность залежи, расположение УГС относительно «радиусов контура» питания и по толщине продуктивного разреза, величина устьевого давления, вязкость жидкости.

Для сопоставления дебитов СГО, полученных по инженерным формулам и с использованием геолого-технологической модели (ГТМ), для конкретных геолого-физических параметров были проведены численные расчеты.

Результаты сопоставления показали, что по формулам получаются завышенные значения дебитов. Дебиты нефти, полученные по формуле В.Г. Григулецкого. для рассмотренных геолого-физических параметров пласта, наиболее близки к дебиту, рассчитанному по модели. Для определения относительной погрешности расчета дебитов нефти в качестве эталонного принят дебит, который определен по формуле В.Г. Григулецкого. Относительная ошибка вычисляется как модуль отношения разницы между значениями дебитов по исследуемой формуле и эталонного. Относительная погрешность расчета дебита нефти СГО с увеличением толщины пласта растет, с увеличением длины УГС - снижается (табл. 2).

С целью оценки влияния асимметричности расположения длины УГС СГО относительно кровли и подошвы пласта на расчетный дебит нефти были проведены расчеты с использованием формулы Joshi. По результатам расчетов получено, что в зависимости от толщины пласта смещение УГС СГО в сторону кровли или подошвы влияет на дебит незначительно.

С использованием рассмотренных инженерных формул произведены расчеты дебита нефти СГО для различной анизотропии пласта и длины ствола. Относительная погрешность с увеличением длины УГС при осредненной анизотропии снижается по степенному закону с высоким Я2=0,9094 (табл. 2).

Таблица 2 - Зависимость средней относительной погрешности расчета дебита нефти от длины УГС и толщины пласта _ _ _

длина УГС при средней толщине пласта (21,2м) при средней анизотропии пласта (1,7 ед.) при среднем радиусе контура питания (325м) при средней депрессии (21,2атм) толщина пласта при средней депрессии (21,2атм)

средняя погрешность расчета дебита нефти

25 2,29 0,22 1,09 1,06 5 0,57

50 1,68 0,14 0,70 0,69 7 0,49

75 1,40 0,11 0,56 0,54 9 0,44

100 1,23 0,09 0,48 0,46 11 0,41

150 1,04 0,07 0,40 0,37 15 0,37

200 0,93 0,06 0,35 0,32 20 0,38

250 0,87 0,06 0,33 0,29 25 0,39

300 0,83 0,06 0,31 0,27 30 0,39

350 0,81 0,06 0,30 0,26 40 0,39

400 0,84 0,07 0,27 0,25 50 0,39

уравнения зависимости

у = 7,3803.х~0'381 Д2 = 0,9785 _у = 0,8514х~°'471 Д2 = 0,9094 ;. = 4,6322л--"'479 Д2 = 0,984 у = 5,3339х-(|"524 Д2 =0,9898 у = 0,0001л2 + 0,0024д: + 0.5949, Л2 =0,9518

Результаты оценки влияния радиуса контура питания на дебит нефти СГО для различных длин УГС показывают, что снижение радиуса контура питания приводит к росту дебита нефти. По полученной зависимости средней относительной погрешности от длины УГС для осредненного радиуса контура питания видно, что увеличение длины ствола приводит с ее снижению по степенному закону с достаточно высоким 112=0,984.

По результатам оценки влияния депрессии на пласт выявлено, что расчетный дебит нефти СГО по всем формулам имеет ярко выраженную тенденцию роста с увеличением депрессии на пласт. При этом увеличение длины УГС при осредненной депрессии на пласт приводит к снижению средней относительной ошибки по степенному закону с достаточно высоким Я2=0,9898. С увеличением толщины пласта средняя относительная ошибка при осредненной депрессии возрастает, подчиняясь полиномиальному закону с достаточно высоким Я2=0,9518.

Во второй главе проведена оценка результатов сопоставления расчетных деби-тов нефти с фактическими, полученными при освоении СГО на Коробковском участке Бавлинского месторождения. При сопоставлении расчетных и начальных фактических дебитов нефти были учтены геолого-промысловые параметры, такие как средняя

длина ствола, средняя нефтенасыщенная толщина пласта, средний начальный дебит нефти, средние начальные пластовые и забойные давления по всем 125 скважинам с горизонтальным окончанием.

С целью сопоставления расчетного дебита нефти с фактическим произведен подбор эквивалентного коэффициента проницаемости по горизонтали для диапазона длин 300-350м и 350-400м. В результате подбора выделены две группы скважин со значениями эквивалентного коэффициента: первая с интервалом по горизонтали от О до 0,2, вторая — от 0,25 до 0,4.

Учет скин-фактора при оценке продуктивности СГО обычно осуществляется путем введения понятия некой средней проницаемости пористой среды в присква-жинной зоне радиальной фильтрации. Средняя проницаемость пласта в зоне радиального течения вблизи СГО определяется по формуле:

kcp=4hllrc)l\-

hl^LJLJ h

rc ) к \2{rc+d)

(1)

к™"' =кср-Л'\ с1 = гшгр-гс, г,а,р=е{к1к"'р где с1 - глубина загрязнения прискважин-ной зоны (м); гза.р и гс -радиус загрязнения прискважинной зоны и радиус скважины (м); А' — поправочный коэффициент; к, кшгр и к,К, - проницаемость пласта и пород в загрязненной прискважинной зоне и эквивалентная проницаемость (мкм2); И — нефтенасыщенная толщина пласта (м); 5— скин фактор. С учетом формулы (1) проведены соответствующие преобразования формул Ю.П. Борисова, Giger и .ТовЫ:

= (2) Чза'р ц А L L 2лгс

ß I L!2Rt L 2лrc

Я

загр

\

In-k 'l' -h Г , —[Pt~Pc]

где Р„п - пластовое давление (МПа); Рс - забойное давление (МПа); РК - давление на контуре питания (МПа); д^р — дебит скважины с учетом загрязнения прискважинной зоны (т/сут); ¡л • вязкость нефти, (мПа-с); Я/, - радиус контура питания (м); Ь — длина горизонтального ствола скважины (м); В0 — объемный коэффициент нефти.

В связи с тем, что к настоящему времени недостаточно полно изучено влияние кольматации призабойной зоны на производительность нефтяных СГО, необходимо провести оценку загрязнения призабойной зоны с использованием инженерных фор-

мул с учетом геолого-промысловой информации Коробковского участка Бавлинского месторождения. По результатам расчетов получены зависимости дебитов нефти, рассчитанных по формулам (2) - (4), от проницаемости загрязненной зоны и глубины загрязнения (рис. 1). Показано, что ухудшение проницаемости прискважинной зоны СГО приводит к снижению расчетного дебита нефти по всем рассмотренным инженерным формулам. Из рис. 16 видно, что увеличение глубины загрязнения приводит к снижению расчетного дебита нефти по всем рассмотренным инженерным формулам.

0.1250 0,1125 0,1000 0,0875 0,0750 0,0625 0,0500 0,0375 0,0250 0,0125 _проницаемость загрязненной зоны_

0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 глубина зафязнения прискважинной зоны_

а) 6)

Рис. 1 - Зависимость среднего расчетного дебита: а) от проницаемости загрязненной зоны и б) от глубины загрязнения

Таким образом, применение инженерных формул для расчета дебитов нефти СГО, соответствующих геолого-физическим условиям месторождений Республики Татарстан, дают завышенные значения расчетных дебитов. Инженерные формулы не в полной мере описывают зависимость дебита нефти от длины условно-горизонтального участка ствола (УГУС), не позволяют качественно оценить влияние наиболее существенных факторов, таких как потери депрессии на трение вдоль УГУ С, анизотропию пласта и скин-фактор.

В третьей главе рассмотрены актуальные вопросы по оптимизации и повышению эффективности эксплуатации СГО на основе гидродинамического моделирования. Одной из задач по оптимизации является определение оптимального расположения скважин друг относительно друга в элементе разработки, состоящем из двух добывающих скважин и одной нагнетательной. Расчеты проведены для пяти типов схематизации пластов: первый тип - пласт однородный; пласты второго, третьего, четвертого и пятого типов с различным чередованием проницаемости пропластков по вертикали. Получено, что в случае нагнетательной вертикальной скважины (ВС) для пяти рассмотренных типов неоднородности уменьшение анизотропии приводит к снижению накопленной добычи нефти по элементу, а в случае нагнетательной СГО -к возрастанию.

С целью поиска оптимального расположения УГС СГО рассмотрены варианты с различным расположением ствола относительно кровли продуктивного пласта. Результаты расчетов показали, что для случая однородного пласта наиболее эффективно стволы располагать в прикровельной части пласта. Увеличение длины ствола до 400м значительно повышает добычу нефти, дальнейшее увеличение длины УГС СГО сказывается несущественно, чем больше анизотропия пласта, тем больше эффект от увеличения длины ствола скважины. Для многопластовых залежей при рассмотрении разницы в проницаемостях пропластков менее 50%, во всех рассматриваемых типах пласта наиболее оптимальным является размещение УГС СГО с одним забоем в верхнем пропластке, в случае с двумя и более - в верхнем и среднем пропластках под углом 90°.

При построении ГТМ месторождения для более точного описания гидродинамических процессов, протекающих в поровом пространстве нефтяного пласта, необходимо корректно подобрать параметры размеров ячеек расчетной сетки, из которых будет состоять объем исследуемой залежи.

Результаты расчетов по подбору размеров ячеек расчетной сетки показали, что уменьшение от 50м до 5,6м приводит к увеличению накопленной добычи нефти, дебита нефти и обводненности для случая разработки залежи ВС. Основное увеличение накопленной добычи и дебита нефти, а также рост обводненности происходят при уменьшении размеров ячейки расчетной сетки от 50м до 16,бм. Значения относительной погрешности расчета накопленной добычи нефти, дебита нефти и обводненности с уменьшением размерности ячейки сетки падают по линейной зависимости. Для случая разработки залежи с применением СГО с уменьшением размеров ячейки расчетной сетки от 50м до 5,6м происходит снижение накопленной добычи нефти, дебита нефти и увеличение обводненности. Уменьшение размеров ячейки приводит к росту относительной погрешности накопленной добычи нефти и к незначительному снижению относительной ошибки расчета обводненности продукции. Из результататов сопоставления значений относительных ошибок расчета накопленной добычи и дебита нефти, а также обводненности для ВС и СГО следует, что в случае ВС относительные ошибки имеют наибольшие значения.

Таким образом, по результатам многовариантных численных экспериментов разработки элемента залежи с ВС и СГО эмпирически установлены конкретные размеры, при которых дальнейшее измельчение ячейки расчетной сетки не сопровождается заметным изменением значений целевых показателей. В частности, для рассмот-

ренного элемента девятиточечной системы размещения ВС оптимальные показатели разработки получаются при измельчении ячейки до 7,1м. В случае размещения СГО на комбинированном элементе девятиточечной системы наиболее рентабельные показатели разработки достигаются при измельчении ячейки до Юм.

С целью обоснования оптимальной длины УГС скважины и места бурения дополнительного ствола СГО при проектировании разработки Холмского поднятия тур-нейского яруса месторождения Максат проведены две серии численных прогнозных расчетов с использованием ГТМ. В первой серии расчетов длина УГС СГО менялась от 100м до 600м. Результаты расчетов показали, что для максимальной добычи нефти при минимальной обводненности, оптимальной является длина ствола, равная 550м. С целью определения оптимального места бурения дополнительного бокового ответвления во второй серии расчетов на базе варианта проектирования разработки залежи СГО с длиной ствола 550м проведены расчеты с изменением местоположения проводки дополнительного бокового ответвления от 200м до 550м. Получено, что с увеличением расстояния до проводки бокового ответвления с начала УГС СГО от 200м до 450м накопленная добыча в этой точке держится на одном уровне, а свыше 450м - начинает расти (рис. 2).

») о

Рис. 2 - Динамика накопленной добычи вдоль: а) основного УГС, б) дополнительного ответвления; динамика конечной обводненности вдоль в) основного УГС.

г) дополнительного ответвления Вдоль бокового ответвления ствола в точках его проводки от 200м до 300м

накопленная добыча нефти сначала увеличивается до предпоследней точки ответвле-

ния, а затем снижается. Конечная обводненность в местах проводки бокового ответвления при расстоянии от 250м до 450м держится на уровне 97%-98%. Вдоль бокового ответвления для случая его проводки начиная с 200м и до 450м конечная обводненность сначала снижается близко к середине ответвления, а затем возрастает.

Результаты проведенных расчетов показывают, что при подборе оптимального расстояния для проводки бокового ответвления необходимо учитывать как прирост накопленной добычи нефти, так и потери основного УГС.

За счет подбора оптимального расстояния от основного ствола до места проводки бокового ответвления до 500м, можно получить наибольший прирост накопленной добычи нефти. Наибольший недобор в накопленной добычи нефти основного УГС появляется при проводке ответвления на расстоянии 450м от начала УГС. а при дальнейшем смещении проводки ответвления к концу УГС потери будут снижаться (рис. За-б).

основного УГС от расстояния проводки бокового ответвления от начала ствола; б) сопоставление накопленной добычи нефти и конечной обводненности от расстояния проводки ответвления от начала ствола

Таким образом, по результатам компьютерного моделирования проектирования СГО можно утверждать, что наиболее приемлемой для геолого-промысловой характеристики является проводка бокового ответвления на расстоянии 500м от начала основного УГС.

В четвертой главе рассмотрены варианты проектирования разработки Короб-ковского участка кизеловского горизонта Бавлинского месторождения, которые должны повысить эффективность эксплуатации СГО участка. При построении ГТМ Коробковского участка кизеловского горизонта Бавлинского месторождения для расчета прогнозных показателей разработки возникла необходимость в более детальном

обосновании размеров ячейки расчетной сетки. С целью оценки степени влияния размеров ячеек на основные расчетные показатели, а также для определения значений погрешностей их расчета, связанных с изменением размеров сеточных блоков, проведены прогнозные расчеты. Для проведения гидродинамических расчетов использован программный продукт Tempest компании Roxar. Гидродинамическая модель имела размерность 200*228x63.

В целях экономии машинного времени счета был выбран отдельный элемент системы разработки с пятью скважинами (четыре СГО и одна нагнетательная ВС) с размерностью 31х36х163.

Для проведения исследований создано 4 варианта расчетной сетки с различными размерами блоков в горизонтальном направлении. Вертикальные размеры блоков во всех вариантах оставались неизменными и были равны 0,5м. Рассмотренные варианты были созданы путем измельчения сетки (табл. 3), что позволило исключить дополнительные факторы, связанные с осреднением фильтрационно-емкосгных свойств, которые могут повлиять в дальнейшем на эксплуатационные показатели.

Таблица 3 - Параметры расчетных сеток по вариантам

№ варианта Размеры ячеек по осям X*Y*Z, м Протяженность сетки по осям XxYxZ, м Количество ячеек по осям XxYxZ, м

1 50x50x0,5 775x900x31,5 31x36x63

2 25x25x0,5 1550x1800x31,5 62x72x63

3 16,6x16.6x0,5 2325x2700x31,5 93x108x63

4 12,5x12,5x0,5 3100x3600x31,5 124x144x63

По результатам расчетов получено, что с уменьшением размеров ячейки вследствие лучшего учета неоднородности относительная погрешность расчета дебита нефти, накопленной добычи нефти и обводненности снижаются по степенному закону с достаточно высокими значениями R2, равными соответственно 0,917, 0,881 и 0,916. Причем нужно заметить, что при дальнейшем уменьшении размеров ячейки сетки (меньше 25х25><0,5м) относительная погрешность расчета для данного участка кизеловского горизонта Бавлинского месторождения уже не меняется.

По результатам расчетов также выявлено, что погрешности расчета дебита нефти, накопленной добычи нефти и обводненности для отдельных СГО выбранного элемента характеризуются большим разбросом значений. Нарушения тенденции роста погрешности расчетных параметров с увеличением размеров ячеек, по мнению автора, связаны с географическим смещением места расположения скважин при изменении параметров расчетных блоков.

С целью поиска оптимального варианта проектирования разработки Коробков-ского участка кизеловского горизонта Бавлинского месторождения с использованием ГТМ проведены прогнозные расчеты. Для исследований по изменению фильтрационных потоков, формируемых нагнетаемой водой, были выбраны два элемента пятиточечной системы разработки. Анализ результатов моделирования элементов разработки показал, что с продолжающим увеличением объема закачки компенсация отбора закачкой недостаточно велика и составляет в среднем 90-100%, при том, что средняя приемистость нагнетательных ВС составляет в среднем 45м3/сут.

Для выбора варианта проектирования оптимальной системы заводнения при разработке данного участка с использованием СГО рассмотрены десять вариантов. Описание вариантов приведено в табл.4.

Таблица 4 - Описание вариантов разработки

№ Вар. Количество добывающих Количество нагнетательных

ВС СГО БС ВС БГС

1(баз) 96 73 - 16 -

2 96 69 (без ГС 4824Г.4859Г, 4885Г.4903Г) - 16 -

3 96 - 14 2 (№№4846, 4895 с параллельным расположением ГС №4835Г и №4884Г)

4 96 69 (без ГС 4824Г, 4859, 4885Г, 4903Г) - 16 -

5 96 - 14 2 (№№4846, 4895 с параллельным расположением ГС №4824Г и №4885Г)

6 96 73 - 14 2 (№№4846, 4895 с параллельным расположением ГС №4835Г и №4884Г в подошвенной части пласта)

7 96 73 - 14 2 (№№4846, 4895 с параллельным расположением ГС №4824Г и №4885Г в подошвенной части пласта)

8 96 73 - 14 2 (№№4846,4895 с диагональным расположением с запада на восток в подошвенной части пласта)

9 96 73 - 14 2 (№№4846,4895 с диагональным расположением с юга на север в подошвенной части пласта)

10 96 73 3880,4847, 4872,1107 14 2 (№№4846,4895 с параллельным расположением ГС №4835Г и №4884Г в подошвенной части пласта)

Анализ результатов технологических показателей разработки по участку показывает, что наиболее приемлемым является 10 вариант, по которому за 17 лет эксплуатации конечный КИН по Коробковскому участку достигает максимального значения, равного 0,159д.ед.

Анализируя результаты расчетов по накопленной добыче нефти в целом Коробковскому участку Бавлинского месторождения по 1, 6 и 10 вариантам, можно кон-

статировать, что путем изменения фильтрационных потоков движения флюидов в карбонатном пласте удается повысить эффективность разработки месторождения и контролировать степень обводнения добывающих скважин. Однако, при этом необходимо более детально подходить к анализу каждого элемента системы разработки Коробковского участка.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. По результатам оценки влияния геолого-физических параметров карбонатных коллекторов кизеловского горизонта Коробковского участка Бавлинского месторождения на расчетные дебиты установлено, что:

- все инженерные формулы дают завышенные значения, причем дебиты нефти, полученные по формуле В.Г. Григулецкого при всех параметрах пласта, наиболее близки с дебитом, полученным по ГТМ данного месторождения;

- наибольший расчетный дебит нефти имеет СГО, у которой УГС расположены в центре пласта относительно кровли и подошвы.

2. По результатам инженерных расчетов для условий карбонатного коллектора кизеловского горизонта Коробковского участка Бавлинского месторождения установлено:

- увеличение длины УГС и толщины пласта при уменьшении проницаемости загрязненной зоны и глубины загрязнения приводят к росту разницы между незагрязненной и загрязненной зонами СГО. А увеличение радиуса контура питания при снижении проницаемости загрязненной зоны приводит к значительному снижению разницы;

- благодаря введению коэффициента эквивалентной проницаемости в формулах, отражающих влияние как проницаемости пласта, так и глубины загрязнения при-скважинной зоны, можно достичь сопоставления расчетных и фактических дебитов нефти.

3. По результатам численных экспериментов с использованием ГТМ научно обоснована оценка влияния типа неоднородности пласта и его коллекторских свойств на расположение ствола в залежи, а также на расположение СГО друг относительно друга и показано, что:

- для элемента разработки однородного пласта, состоящего из одной нагнетательной ВС и двух добывающих СГО, имеющего непроницаемые границы, существует экстремум функции зависимости накопленной добычи нефти от анизортопии пласта в диапазоне изменения Кверт=0,0 1-4,0 х Кгориз;

- для однородного пласта наиболее эффективно располагать УГС СГО в при-кровельной части пласта. Удлинение длины ствола до 400м значительно увеличивает добычу нефти, дальнейшее увеличение длины ствола сказывается несущественно, причем чем более анизотропнее пласт, тем больше эффект от увеличения длины ствола скважины. Наиболее эффективно расположение всех УГС СГО на одной глубине под углом 90°;

- для неоднородного пласта при уменьшении проницаемости по глубине наиболее эффективно размещение ствола скважины на одной глубине под углом 90°. При уменьшении проницаемости по глубине наиболее эффективно размещение УГС на разной глубине под углом 90°.

4. Анализ результатов моделирования разработки элемента залежи в карбонатных коллекторах с вариантами измельчения размеров расчетной сетки показал, что:

- эмпирически установлены конкретные размеры ячеек расчетной сетки модели для одинаковых геолого-физических характеристик продуктивных пластов и условий разработки, при которых дальнейшее измельчение сетки не сопровождается заметным изменением значений целевых показателей;

- уменьшение размеров ячейки расчетной сетки для разработки залежи ВС приводит к увеличению расчетной накопленной добычи и дебита нефти, а также к росту обводненности продукции;

- измельчение размеров ячейки расчетной сетки для разработки залежи СГО приводит к снижению расчетной накопленной добычи и дебита нефти, при этом происходит рост обводненности продукции;

- наибольшие значения относительной погрешности расчета накопленной добычи и дебита нефти, а также и обводненности проявляются при разработке залежи ВС.

5. По результатам численных экспериментов по проектированию СГО на примере Холмского поднятия турнейской залежи месторождения Максат разработан комплексный критерий по обоснованию оптимальной длины УГС и места бурения дополнительного ствола в скважине. Получено, что наиболее оптимальной для максимальной накопленной добычи нефти и минимальной обводненности является проводка бокового ответвления на расстоянии 500м от начала ствола.

6. Предложены рекомендации, которые необходимо учитывать при построении геолого-технологической модели Коробковского участка:

- для воспроизведения реальных эксплуатационных интегральных показателей с величиной расхождения менее 5% необходимо использовать сетки с размерами ячеек 16,6х 16,6Х0,5м, на более грубых сетках относительная ошибка воспроизведения показателей изменяется в сторону увеличения;

- уменьшение размеров ячейки в компьютерной модели ускоряет образование конусов и прорыв воды в добывающие СГО, также это приводит к значительному снижению расчетной накопленной добычи нефти и росту обводненности.

7. Предложен оптимальный вариант проектирования разработки с дальнейшим повышением эффективности системы заводнения при эксплуатации СГО на Короб-ковском участке, связанный с изменением фильтрационных потоков движения флюидов в пласте и контролем степени обводнения каждой добывающей скважины. Показано, что при анализе эффективности системы заводнения необходимо рассматривать каждый элемент системы в целом для учета взаимовлияния скважин между собой, в том числе СГО. Реализация обоснованного при компьютерном проектировании варианта повышения эффективности СГО обеспечит дополнительную добычу нефти 2,3млн.т нефти с экономическим эффектом 41,3млн.руб (в ценах первого полугодия 2014 г.).

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Монография

1. Вопросы оптимизации и повышения эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на основе математического моделирования месторождений Татарстана / И.Н. Хакимзянов, P.C. Хисамов, И.М. Бакиров, Д.А. Разживин, Д.Т. Киямова. - Казань: Фэн, 2014. - 239 с.

Статьи в ведущих рецензируемых журналах и изданиях, входящих в перечень ВАК:

2. Ибатуллин, P.P. Оптимизация расположения стволов горизонтальных и многозабойных скважин на основе гидродинамического моделирования / P.P. Ибатуллин, A.B. Насыбуллин, Д.Т. Киямова // НТЖ. Инженер-нефтяник. - 2012. - № 2. - С. 2127.

3. Поиск альтернативных вариантов по повышению эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на Коробковском участке Бавлинского месторождения с использованием геолого-технологической модели / P.C. Хисамов, P.P. Ибатуллин, И.Н.Хакимзянов, Д.Т. Киямова //Георесурсы. — 2013.— №4 (54).-С. 36-44.

4. Киямова, Д.Т. Влияние размера ячейки расчетной сетки на прогнозные показатели разработки залежи вертикальными скважинами и скважинами с горизонтальным окончанием / Д.Т. Киямова, И.Н. Хакимзянов, Д.А. Разживин // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 7. - С. 28-31.

5. Хакимзянов, И.Н. Зависимость расчетных технологических показателей разработки скважин с горизонтальным окончанием от размера расчетных блоков геолого-технологической модели / И.Н. Хакимзянов, Д.А. Разживин, Д.Т. Киямова // Технологии нефти и газа -2014. - № 4 (93). - С. 44-52.

6. Киямова, Д.Т. Обоснование оптимальной длины условно-горизонтального ствола и места бурения дополнительного ответвления в скважине с горизонтальным окончанием при разработке месторождений Республики Татарстан / Д.Т. Киямова, И.Н. Хакимзянов, Д.А. Разживин // Недропользование XXI век. - 2014. - №5 (49). -С. 34-39.

Публикации в других научно-технических изданиях:

7. Киямова, Д.Т. Анализ эффективности работы многозабойных горизонтальных скважин / Д.Т. Киямова // Материалы научной сессии студентов по итогам 2008 года. - Альметьевск: АГНИ, 2009. - С. 3.

8. Киямова, Д.Т. Горизонтальные и многозабойные горизонтальные скважины. Оптимизация расположения в пласте на основе 30 моделирования / Д.Т. Киямова // Сборник тезисов докладов семинара молодых специалистов секции "Геология, разработка нефтяных и газовых месторождений" / ОАО "Татнефть" ТГРУ. - Казань: Ихлас, 2011.-С. 13-14.

9. Киямова, Д.Т. Горизонтальные и многозабойные горизонтальные скважины. Оптимизация расположения в пласте на основе ЗО моделирования / Д.Т. Киямова // Актуальные проблемы науки и техники: сб. тр. V Междунар. заоч. науч.-практич. конф. молодых ученых, г. Уфа, нояб. 2012 г. Т. I. — Уфа: Нефтегазовое дело, 2012. -С. 39-40.

10. Киямова, Д.Т. Об особенностях влияния размера ячейки расчетной сетки модели на прогнозные показатели разработки залежи вертикальными скважинами / Д.Т. Киямова // Молодежная научно-практическая конференция института «ТатНИ-ПИнефть» [Электронный ресурс]: Секция № 4 «Технологии нефтегазовой промышленности» (на англ. яз.). - Бугульма, 2014. — 2 с. — Режим доступа: http://www.tatnipi.ru/upload/sms/2014/tnp_eng/006r.pdf. -Загл. с экрана.

11. Киямова, Д.Т. Зависимость расчетных технологических показателей разработки скважин с горизонтальным окончанием от размера расчетных блоков геолого-технологической модели / Д.Т. Киямова, И.Н. Хакимзянов, Д.А. Разживин // Нефтегазовый комплекс: образование, наука и производство: материалы Всерос. науч.-практ. конф., 14-18 апр. 2014 г. / М-во образования и науки РТ ; Совет Альметьевского муницип. р-на; ОАО "Татнефть" ; АГНИ. - Альметьевск, 2014. -Ч. 1. - С. 108-113.

12. Киямова, Д.Т. Зависимость расчетных технологических показателей разработки месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти скважинами с горизонтальным окончанием от размера расчетных блоков геолого-технологической модели / Д.Т. Киямова, И.Н. Хакимзянов, Д.А. Разживин // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы: материалы Междунар. науч.-практ. конф., г. Казань, 3-4 сент. 2014 г. - Казань : Фэн, 2014. - С. 251-255.

13. Обоснование оптимальной длины условно горизонтального ствола и места бурения дополнительного ответвления в скважине с горизонтальным окончанием (на примере месторождения Республики Татарстан) / Д.Т. Киямова, Д.А. Разживин, И.Н. Хакимзянов, Г.М. Багаутдинов // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: тез. докл. XIV науч.-практ. конф., 23-25 сент. 2014 г., г. Анапа. — М.: Нефтяное хозяйство, 2014. — С. 23.

14. Киямова, Д.Т. Об особенностях влияния размера ячейки расчетной сетки модели на прогнозные показатели разработки залежи вертикальными и скважинами с горизонтальным окончанием (Effect of grid block size on production forecast data for vertical and horizontal wells) / Д.Т. Киямова, Д.А. Разживин // Нефть и газ - 2014 : сб. тез. 68-ой Междунар. молодеж. науч. конф., 14-16 апр. 2014 г. Секция 2. Разработка нефтяных и газовых месторождений. Бурение скважин / РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - М„ 2014. - С. 78.

15. Kiiamova, D.T. Effects of grid block size on production forecast data for vertical and horizontal wells by the example of Korobkovsky block of the Bavlinskoye oil field / D.T. Kiiamova // Сборник работ молодёжной научно-практической конференции ОАО «Татнефть», посвященной 55-летию НГДУ «Джалильнефть», сент. 2014 г. [Электронный ресурс] / ОАО «Татнефть». - Джалиль, 2014. - С. 633-634.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИГГИнефть» ОАО «Татнефть» на HP CLJ СМ6040 (2), Ricoh 3045

тел.: (85594) 78-656, 78-565 Подписано в печать 27.03.2015 г. Заказ №27031501, Тираж - 100 экз.