Разработка методики обоснования профиля морской многозабойной и горизонтальной скважин на шельфе Нигерии

Обо Окон Эффионг

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методики обоснования профиля морской многозабойной и горизонтальной скважин на шельфе Нигерии
ВАК РФ 25.00.18, Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка методики обоснования профиля морской многозабойной и горизонтальной скважин на шельфе Нигерии"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. Губкина

На правах рукописи

ОБО Окон Эффионг

Разработка методики обоснования профиля морской многозабойной и горизонтальной скважин на шельфе Нигерии

Специальность 25.00.18 Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых (технические науки)

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2005

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель: доктор технических наук,

профессор Стрельченко Валентин Вадимович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Поспелов Владимир Владимирович

кандидат технических наук Следков Владимир Владимирович

Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа РАН и

Министерства образования и науки РФ (ИПНГ РАН)

Защита состоится « /Э » 2005 г. в /£ -оо часов в аудитории

на заседании диссертационного совета Д 212.200.11 в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, Ленинский проспект, д.65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан « >5 » 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, доцент

И.Е. Литвин

12.513

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

В настоящее время, большинство эксплуатируемых нефтяных месторождений в Нигерии, находятся в море (в дельте реки Нигера и глубоководной части гвинейского залива). На суше имеется небольшое число месторождений нефти.

Исследования, положенные в основу данной работы, направлены на повышение эффективности освоения морских месторождений нефти в дельте реки Нигер в Нигерии и океанической части Западной Африки с учётом максимизации накопленной добычи нефти с наименьшими затратами.

Технология освоения морских месторождений, как правило, базируется на строительстве многозабойных и горизонтальных скважин (МЗС и ГС). Многозабойные скважины широко используются для -эксплуатации нефтяных и газовых коллекторов. Эти скважины имеют значительный потенциал для усовершенствования экономических показателей работы скважины и управления коллектором.

Техническая цель бурения горизонтальной скважины, среди других, заключаются в необходимости пересечь системы трещины в пределах коллектора и избежать преждевременного прорыва в нее воды или газа. Ствол горизонтальной скважины дренирует значительно большую часть коллектора, чем в случае вертикальной скважины с достижением более высокого экономического эффекта.

Использование технологии горизонтальных и многозабойных скважин в добыче нефти значительно увеличилось за последние годы. Технология бурения горизонтальных скважин достигла коммерческой жизнеспособности в течение конца 1980-х годов. Длины горизонтальных участков быстро росли, но это было связано только с усовершенствованием технологии бурения, а не с методическим обоснованием протяженности горизонтального интервала. Поэтому оптимизация длины горизонтальной скважины, протяженности боковых стволов является актуальной проблемой. Её решение позволяет продлить коммерческую жизнь коллектора. Однако до настоящего времени этот вопрос остаётся недостаточно изученным.

Целью диссертационной работы является разработка методики обоснования профиля морской многозабойной и горизонтальной скважин при различных вариантах расположения стволов горизонтальных и многозабойных скважин в продуктивном пласте и определение оптимальных длин горизонтальных стволов с учетом

фильтрационных характеристик пласта, накопле ических

показателей.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи.

1. Разработать методическую схему моделирования профиля морской многозабойной и горизонтальной скважин как научно-методическую основу работы.

2. Обобщить данные разноуровневых геолого-геофизических исследований на шельфе Нигерии и построить геолого-геофизическую модель отложений для лицензионного блока в районе дельты реки Нигер.

3. Разработать варианты моделирования горизонтальных и многозабойных скважин при различном расположении устья скважины и боковых стволов с учетом горногеологических условий месторождений на шельфе Нигерии.

4. Использовать программу VIP Landmark с учетом разработанной геолого-геофизической модели и вариантов моделирования ГС и МЗС.

5. Определить чистый доход от реализации добываемой нефти за 1 год и 25 лет с учетом возможных изменений цены на нефть.

6. Определить оптимальные длины скважин в диапазоне горизонтального участка 200 - 2400 м и боковых стволов.

Методы исследования

Методы исследования, использованные в ходе выполнения диссертационной работы, включали анализ литературных данных по вопросам современного состояния проблемы решенных в диссертации задач, использование компьютерной программы VIP для моделирования эксплуатации нефтяных коллекторов с учётом геологических особенностей строения морских месторождений в Нигерии, расчеты с применением компьютерной программы VIP для моделирования пяти вариантов рассматриваемых профилей горизонтальных и многозабойных скважин и анализ полученных результатов. Защищаемые научные положения

1. Определение оптимальной длины горизонтальных и боковых стволов горизонтальных и многозабойных скважин на основе технико-экономического подхода.

2. Методическая схема проектирования профилей морских многозабойных и горизонтальных скважин.

3. Использование геолого-геофизической модели вертикальной скважины для геонавигационного контроля бурящейся горизонтальной скважины.

4. Технология применения программы VTP Landmark к конкретным горногеологическим условиям района работ.

Научная новизна

Научная новизна диссертации заключается в следующем

1. На основе анализа геолого-геофизической информации выявлены типы неструктурных ловушек, с которыми связаны крупные морские месторождения нефти и газа в Нигерии. Эта информация применена при использовании программы VIP с целью проектирования профиля скважин и разработки модели коллектора.

2. Доказана целесообразность расположения горизонтальных интервалов ГС и МЗС по «диагонали» лицензионного блока месторождения и произведены расчеты по этой схеме с помощью программы VIP (по желанию компании-оператора буровая находится на морской платформе или на суше). В результате этих расчетов получены большие дебиты с меньшими затратами.

3. Разработаны профили скважин при расположении буровой установки ча суше, а эксплуатация продуктивного пласта на море.

4. Произведено сравнение различных типов горизонтальных и многозабойных скважин с точки зрения получения максимальной накопленной добычи нефти и прибыли, выявлены наиболее перспективные типы этих скважин.

5. Предложен способ определения оптимальных длин горизонтальных участков скважины и боковых стволов (для МЗС) на основе прогноза накопленной добычи нефти (при разных длинах стволов) и получения максимальной прибыли с учетом изменения цены на нефть.

Практическая ценность

Добычи нефти в Нигерии, которая занимается первое место в Африке и седьмое в мире, играет важную роль в национальной экономике. Поэтому результаты исследования этой работы могут быть рекомендованы к внедрению при эксплуатации месторождений нефти в дельте реки Нигера.

Тип модели многозабойных скважин по варианту 5 может применяться при эксплуатации нефтяных месторождений глубоководной зоны Западной Африки.

Определение оптимальных длин горизонтальных и боковых стволов (свыше которые не стоит тратить ресурсы на строительство скважин) значительно снижает затраты на разработку месторождений нефти в Нигерии.

В диссертации показано, что бурение с суши для добычи нефти на шельфе может значительно снизить затраты на разработку Применение предложенных профилей скважин при эксплуатации нефтяных месторождений дельты реки Нигера в Нигерии позволяет снизить затраты на бурение и добычу нефти.

Апробация работы и публикации

Результаты диссертации отражены в 4 печатных работах, доложены на 6-й Научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса Росси» 26-27 Январь 2005. Структура и объём диссертации

Диссертация состоит из введения, четырех глав и основных выводов. Общий объём работы составляет fSk страницы, в том числе "ТЦ рисунков, f£ таблиц. Список литературы содержит/,? наименования.

Автор благодарен научному руководителю профессору В.В. Стрельченко и консультанту доценту Балицкому В.П. за их постоянную помощь и внимание к работе. Автор также благодарен профессору В.И. Крылову, профессору Е.Г. Леонову, профессору З.С. Алиеву, профессору А С. Оганову и профессору В А.Сахарову, дои Т Б Бравичевой за их советы и ценные замечания.

Автор выражает признательность всем сотрудникам кафедр «Освоения морских нефтегазовых месторождений», «Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений», «Бурения нефтяных и газовых скважин» за обсуждение работы и полезные советы в ходе её выполнения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во Введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований.

ГЛАВА 1. Современное состояние проблемы разработки методики обоснования профиля многозабойной и горизонтальной скважин

В этой главе выполнен анализ работ российских и зарубежных учёных в области разбиения блока пласта-коллектора при моделировании скважины, обсуждены типы многозабойных скважин и их эффективность при освоении продуктивного пласта.

Теоретические и методические вопросы моделирования разрабатывали российские и зарубежные учёные Алиев З.С., Басниев К.С., Еремин H.A., Закиров С.Н., Золотухин А.Б., Калинин А.Г., Кочина И.Н., Лысенко В.Д , Максимов В.М., Мищенко И.Т, Оганов A.C., Солодкий K.M., Сомов Б.Е, Султанов Б.З., Stone Т W., Kristo В. J., Seifert D, Pedrosa O.A., Aziz К., Peaceman D.W., Islam M. R., Holmes J., Chenot D., Pearse M., Joshi S.D., Renard G.I., Babu D.K., Odeh A.S. и др.

При моделировании коллектора используют разные типы сетки, главная из них -прямая сетка Пользоватеть этой сетки, рисует прямоугольник, а затем идентифицирует

краевые точки на двух сторонах Прямоугольная сетка имеет прямоугольные стороны с однородным или нерегулярным интервалом сетки, у которых стороны параллельны осям координаты.

Другой тип сетки это повернутая прямоугольная сетка - прямоугольная сетка с прямоугольными сторонами, имеющими однородный или нерегулярный интервал сетки, у которых стороны не параллельны осям координат.

После определения типа сетки рассмотрены вопросы расположения профиля скважины в коллекторе Для этого, необходимо знание типов горизонтальных и многозабойных скважин и особенности их проектирования.

Также в этой главе, из южен опыт «TAML» (Technology Advancement of Multilateral) при проектировании профилей многозабойных скважин в различных горногеологических условиях.

Конфигурация многозабойных скважин может быть складываемая, плоская и/или противопоставленная. Сложным конфигурациям дали названия "елочка", нога цыпленка, звезда, радиальная, «Y» скважина. В зависимости от числа боковых стволов тип скважины может быть двойной боковой, тройной боковой, четырехствольный боковой и т.д. TAML также классифицирует многозабойные скважины на шесть вариантов. Каждый из этих вариантов, применяется в определённых условиях при заканчивании скважин.

Кроме классификации многозабойных скважин TAML, в этой главе также обсуждаются результаты исследований выполненных Калининым А.Г. и др., в которых рассмотрен профиль ГС с размещением горизонтального и отходящих от него радиальных стволов в одной горизонтальной пчоскости.

Также были рассмотрены геолого-математические модели фильтрации флюида пласта в скважину, дтя различных типов скважин. Определенные с помощью этих моделей дебит нефти, накопленная добыча нефти за заданный период является крайне важными показателем при выборе наилучшего профиля скважины.

Разработчики алгоритма программы VIP использовали следующую формулу (1 и 2) для определения накопленной добычи скважины:

(1)

где L - длина ствола; - сумма всех перфорационных сеточных блоков; / -количества перфорационных сеточных блоков; WIt - коэффициент продуктивности i-ого блока скважины; АГ,Я, - умножение проницаемости и толщина i-ого сеточного блока; кга и , - нефтяной относительный проницаемость и вязкость / - ого блока; Вп -объемный коэффициент нефти; Ppl<ll - давление в \-ом сеточного блока; Р„, - давление в i-ом блоке, 0 001127 - постоянна для горизонтального потока.

ГЛАВА 2. Применение программы VIP Landmark с учётом особенностей геологического строения морских месторождений Нигерии

Основные месторождения в Нигерии находится в районе дельты реки Нигера. Это район наиболее интенсивной эксплуатации месторождений нефти и газа. В данной главе анализируются результаты геологических-геофизических исследования в регионе. Отложения осадочного комплекса варьируют от глубоководных на континентальном склоне до мелководных и континентальных.

В Нигерии, нефтяные отложения найдены на суще и на море, по большая их часть расположена на море - в дельте Нигера и в глубоких морях. На тип морских отложений влияют глубина бассейна седиментации, рельеф дна и прилегающей суши, степень изолированности бассейна от океана и климат. С увеличением глубины моря уменьшается размер обломочных частиц, изменяются состав и количество органических остатков, существенно меняются гидродинамический режим, скорость осадконакопления, температурные условия.

По площади дельта Нигера занимает приблизительно 70000 квадратных километров и составляет 7.5 % территории Нигерии. Вдоль границы реки дельты Нигера граничит со следующими странами - Нигерией, Камеруном и Экваториальной Гвинеей. Протяженность береговой линии составляет 560 км, из которых две трети занимает береговая линия Нигерии. Также дельта Нигера известна как большая заболоченная территория, занимающая третье место после Голландии и Миссисипи.

Запасы углеводородов (УВ) в настоящее время составляют приблизительно 14 % от мировых. По данным зарубежных экспертов, Западная Африка представляет наиболее обширные перспективы в мире для гпубоководной разведки УВ Освоение морских ресурсов УВ в Европе связано с высокой стоимостью из-за сложной операционной деятельности.

В дельте Нигера нефть находится в песчаниках и слабо консолидированных песках, образующих формации Апада (Agbada). Характеристики отложений формации Апада

определяются условиями осадконакопления и глубиной залегания, возраст продуктивных отложений Эоцен-Плиоцен, а их толщина составляет 15-45 м и более. Отложения, расположенные в глубоководной части дельты Нигера, представлены ответвлениями подводных каналов. Учитывая геометрию осадочного бассейна и степень отсортированное™ осадков можно выделить наиболее важные типы ловушек -одиночные бары, песчаные-косы, заполненным песком каналы. Песчаники имеют пористость до 40 %, проницаемость 2 Дарси и общую толщину 100 метров. Боковое изменение в толщине бассейна контролируется сбросами. Размер зерен песчаника сильно изменчив в зависимости от условий осадконакопления. Речные песчаники, имеют тенденцию быть более грубыми, чем песчаники фронта дельты. Одиночные бары и прибрежные бары имеют тенденцию иметь лучшую сортировку зерен. Песчаники имеют глинистый цемент Пористость отложений закономерно уменьшается с глубиной в сторону моря.

Физические и химические свойства нефти в дельте Нигера являются очень переменными, даже в пределах одного пласта. Нефть в пределах дельты имеет плотность в диапазоне 16-50° API, наряду с более легкой нефтью, имеющей зеленоватый-коричневый цвет. Пятьдесят шесть процентов нефти в дельте Нигера имеют диапазон плотности 30 0 и 40 0 API. Bo.ibiiiHHcfBo нефти находится в пределах одной из следующих двух групп. Первая группа - легкий керосин, парафинистая нефть из более глубоких коллекторов (содержание парафина до 20 %, но обычно приблизительно 5 %; н-парафин / нафтен 0.86). Вторая группа нефти имеет более низкую плотность, в среднем API 26 и УВ - нафтеновый (газпарафина) нефть (н- парафин / нафтен = 0.37). В некоторых песках Плейстоцена формация Апада содержат дополнительные запасы нефти (API 8-20 °). Нефть с плотностью менее 25° API составляет только 15% запасов дельты Нигера. Концентрация серы в большинстве случаев низкая, 0.1 - 0.6 %. Анализ показывает отрицательную корреляцию между величиной плотности API и содержанием серы, и можно предположить, что содержание серы, вероятно, связано с нефтяной деградацией.

Ниже показана разработанная методическая схема обобщенного подхода к разведке, проектированию и моделированию траектории стволов рассматриваемых горизонтальных и многозабойных скважин с целью их оптимизации. Схема представляет иерархически структурированную динамически открытую систему.

По данным сейсморазведки методом ОГТ определяют местоположение перспективных в отношения нефтегазоностности участков на сейсмических профилях -

аномалии типа залежь (АТЗ), яркое пятно, тусклое пятно, а также аномальные значения декремента поглощения энергия сейсмических волн Это позволяет определить местоположения вертикальной разведочной скважины и её глубину.

Сеймостратиграфический анализ данных МОГТ позволяет получить сведения о форме геологического тела, а также о характере его неоднородности В дельте Нигера можно определить приближенную геологическую модель геологической структуры, форму тела, а затем провести разведочное бурение

Бурение вертикальной разведочной скважины проведено для определения литологии, выделения коллекторов, оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, определения характера насыщения коллектора (нефть, газ, вода) определение условий осадконакопления, построения статической модети залежи

Комплексная интерпретация геолого-геофизической информации, полученная по вертикальной разведочной скважине, позволяет перейти к выбору профиля ГС и МЗС, их конструкции, определить структуру пластовой сетки, перейти к инициализации исходных данных при моделировании скважины и коллектора, а также определить оптимальные параметры профиля скважин с учётом экономических показателей.

В процессе бурения ГС. регистрируемые параметры сравниваются с параметрами статической модели, построенной по вертикальной скважине. В случае их расхождения принимается решение о корректировке траектории ствола

Значительная часть месторождения до разлома (расстояние от берега 17 км) представляет из себя примерно однородный коллектор, лежащий в горизонтальной плоскости и имеющий примерно одинаковую мощность.

ГЛАВА 3. Разработка геолого-математической модели пласта с учетом особенностей строения морских месторождений Нигерии

Литологическое строение отложений месторождений Нигерии, особенно, в дельте реки Нигер, представлено нефтеносными песками и песчаниками. Глубина мелководной части моря составляет приблизительно 300 м, а глубоководной - более 3000 м Проектирование типов профилей скважины должно учитывать геологические особенности строения этих отложений и глубину моря.

В гретьей главе выполнено моделирование и произведены расчеты фильтрации однородной жидкости в скважину заданной траектории с помощью программы VIP Landmark. Процесс моделирования включает в себя четыре стадии: генерирование сетки, инициализация, моделирование и анализ результатов.

МЕТОДИЧЕСКАЯ СХЕМА ОБОСНОВАНИЯ ПРОФИЛЯ МОРСКОЙ МНОГОЗАБОЙНОЙ И ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИН

На стадии генерирования сетки, сеточные блоки построены для коллектора и вариантов проектируемых скважин В работе исследовались пять вариантов расположения скважины. Стадия инициализация включает ввод исходных данных и выполнение начального моделирования. Программа моделирования требует, чтобы достаточная информация описала начальное состояние коллектора (инициализация). Эта информация представлена в форме файла данных. Если все введенные данные приняты, чтобы быть правильными без ошибки, тогда происходит полное моделирование и затем преобразование модели коллектора и скважины. В этом случае результаты могут быть полностью проанализированы.

Сеточные блоки предоставляют эффективный способ моделирования пласта путем его разбиения на ряд меньших областей, каждая из которых имеет единственное значение свойства приписываемого ей, т. е. единственное значение пористости, проницаемости, нефте-насыщенности, и т. д.

В главе, рассмотрена трехмерная сетка рассматриваемого пласта, где каждая продуктивная зона представлена отдельным слоем блоков сетки. Анализируемое месторождение содержит пять отдельных областей фильтрации флюидов (рис. 1).

Слой 1- 1 60 м Слой 2= I 60 м

Слой 3= 1 68 м Г

Слой 4= 34 80 м

Стай <= 19 50 м

(а)

Сеточный блок

Рис.1' Рассматриваемая модель пласта содержит пять слоев (применительно к нефтяному месторождению в дельте р Нигер)

Как отмечено выше, размер пластового слоя по оси х и у состоит из 20 сеточных блоков в каждом направлении [100 м размер каждого сеточного блока фХ, ИУ)]. Общая длина сеточных блоков по направлению х или у равно 2000 м. По оси г коллектор подразделен на 5 зон (Слои 1-5). Первый и второй слои имеет толщину, равную 1.60 м каждый. Третий слой имеет толщину 1.68 м. Первый, второй, и третий слои являются

малопродуктивными. Четвертый слой толщиной 34.80 м, является продуктивным; и все рассматриваемые горизонтальные и многозабойные скважин находятся в этом слое. I Последний пятый слой - малопродуктивный и имеет толщину 19.50 м.

Принято, что каждый сеточный блок будет иметь практически одинаковую пористость, одинаковую проницаемость и т.д.

В процессе моделирования, задавались исходные данные, которые тщательно анализировались. В начальные данные включаются все характеристики, необходимые для точного описания физических характеристик коллектора. Это необходимый этап для создания модели коллектора. Начальные исходные данные, включают:

• Характеристику и свойства пластовых жидкостей и их состав, и т.п.;

• Структуру ячеек коллектора для использования в созданной модели;

• Данные, характеризующие пористость, проницаемость, и другие параметры в каждом слое пласта;

Проницаемость определяется как Кх, Ку, К2 в х, у, г направлениях.

Промысловые данные, необходимые для моделирования, были получены в процессе бурения нефтяной скважины в дельте реки Нигер в Нигерии. Характеристики рассматриваемого коллектора

Ниже приведены использованные характеристики при моделировании рассматриваемого коллектора:

1. Однородный коллектор: коллектор считается однородным в пределах > рассматриваемого продуктивного слоя.

2. Стационарный режим: поток жидкости в коллекторе принят, таким образом, чтобы сохранялся неизменным характер её течения. Это также применимо в коллекторе, где

скорость течения нефти приблизительно равна скорость нагнетания воды (при заводнении).

3. Однофазная жидкость: в смоделированном коллекторе, изменение плотности жидкости в стволе принято пренебрежимо малым.

4. Коэффициент продуктивности нефти (,J(x)): принят постоянным по стволу. 5 Предполагается, что пористость задается переменной только в одном направлении

(Z), но постоянна в горизонтальном направлении каждого слоя, ГЛАВА 4. Апробация разработанной методики обоснования профиля морских многозабойных и горизонтальных скважин В четвертой главе, проводится анализ результатов исследования по программам VIP, а также даются оценки экономической эффективности рассмотренных вариантов горизонтальных и МЗС на примере дельтовых месторождений в Нигерии.

Получение адекватных моделей при моделировании скважины и коллектора на компьютере зависит от правильного выбора строения ячейки продуктивного пласта, составления исходных данных и предварительного моделирования. Если предварительные моделирование (инициализация) прошла правильно без ошибок, тогда, автоматически, происходит переход к основному этапу моделирования, результатом которого является компьютерные модели скважин и коллектора.

Проведено компьютерное моделирование пяти вариантов скважин, расположенных в четвертом слое коллектора. Варианты включают модель одного горизонтального ствола (устье в углу блока), который расположен по «диагонали» без боковых стволов; модель одного горизонтального ствола (устье в углу блока на суше и горизонтальный ствол в продуктивный пласте на шельфе), расположенного по «диагонали» без боковых стволов; модель двух боковых стволов на одной диагонали (устье в центре диагонали); модель одного основного диагонального горизонтального ствола и двух боковых стволов (устье в углу блока); модель четырех боковых стволов на двух диагоналях (устье в центре блока). Модели показаны на рис. 2 При моделировании не использовались нагнетательные скважины, поскольку коллектор в дельте реки Нигера пока работает при высоком пластовом давлении без нагнетания воды.

В слоистых коллекторах такие их свойства как проницаемость или давление могут изменяться значительно.

Горизонтальные участки всех рассматриваемых скважин находятся в четвертом пласте (продуктивный слой), которой имеет толщину 34.80 м.

На основе моделирования проведен расчет чистого дохода от добываемой нефти при оптимальных длинах для многозабойных скважин с учетом разных цен на нефть.

При добыче нефти и газа, знание оптимальных длин ствола скважины необходимо для уменьшения затрат на её строительство В данной паве определены оптимальные

длины стволов горизонтальных и многозабойных скважин, свыше которых нецелесообразно продолжать бурение из-за увеличения стоимости скважин.

В настоящее время технология бурения горизонтальных и многозабойных скважин интенсивно развивается

В качестве критерия для определения оптимальной длины горизонтальных участков ГС и МЗС нами принят критерий максимума прибыли, рассчитанной исходя из заданного интервала времени.

Для определения расчета затрат и прибыли (П), была использована следующая упрощённая формула:

П = *„уш-Сф„-с,ь (3)

/>1

где Я - прибыль (чистый доход). $ „ - цена нефти, У^ - накопленная добыча нефти (за заданное время), Сфв - стоимость вертикального участка скважины (постоянна), С, -стоимость проходка одного метра горизонтальной скважины, £ - длина горизонтального участка скважины, 1у - длина боковых стволов скважины, ] - число боковых стволов от 1 дош.

Все расчеты основаны на данных по месторождению дельты реки Нигера в Нигерии.

Цены на нефть рассматриваем в долларах на каждой баррель (кубический метр) и

проводим расчет для следующего разных значении цены нефти $5.56/тЗ($35/ЬЫ), $6.36/тЗ($40/ЬЫ), $7.15/тЗ($45/ЬЫ), $7.95/тЗ($50/ЬЫ). $8.74/тЗ ($55/ЬЫ), $60/ЬЫ ($9.54/мЗ), $65/ЬЫ ($10.33/м3), $70/ЬЫ ($11.13/м3), $75/ЬЫ ($11.93/м3), $80/ЬЫ ($12.72/мЗ), $85/ЬЫ ($13.51/м3), $90/ЬЫ ($14.31/м3), $95/ЬЫ ($11.13/м3), $100/ЬЫ ($15.9/мЗ).

В Нигерии эксплуатация нефтяных месторождений может проходить на суше или в дельте реки Нигер, а также на глубоководном месторождении. При бурении на суше, стоимость проходки одного метра горизонтальной скважины равна $250.00, а на море $1000.00 (на море, стоимость может достигать $2000.00 в зависимости от типа породы и глубины моря); Суммарные затраты строительства вертикального участка скважины (С„,„) равны $9,649,999.

В работе представлена методология определения оптимачьной длины ствола ГС и МЗС, основанная на расчете суммарной накопленной добычи нефти

Вариант 5

Рис. 2 Варианты моделирования ГС и МЗС

во времени и чистого дохода от реализации нефти в пределах этого периода при различных ценах на нефть и различных длинах горизонтальных стволов.

Для определения оптимальных длин горизонтальных стволов, проводили моделирование разных длин горизонтальных стволов (200 м, 400 м, 600 м, 800 м. 1000 м, 1200 м, 1400 м, 1600 м, 1800 м. 2000 м, 2200 м, 2400м). Каждая модель скважины в коллекторе дает определенную накопленную добычу нефти в течение 25 лет для всех рассматриваемых длин горизонтальных стволов. По формуле (3) определись прибыль за этот период.

На рис. 3 (данные в таблице 1) показана динамика поведения этих параметров и возможность определения оптимальных длин стволов. Пик каждой из кривых относительно длины скважины представляет оптимальную длину скважины Как видно из этой диаграммы, оптимальная длина ствола (вариант 1), находится в пределе 1000 -1200 м. При увеличении цены на нефти чистый доход увеличивается, также увеличивается оптимальная длина (смещение максимума кривой вправо).

Очевидно, что оптимальная длина будет меньше значения (1400 м), при которой достигается максимальная накопления добыча нефти, она уменьшается с уменьшением цены на нефть и увеличивается с её ростом (см. рис.3).

Из аналогичных диаграмм вариантов 3, 4 и 5 (данные в таблице 2, 3, 4), можно также определить их оптимальные длины. Вариант 3: 600 - 800 м; Вариант 4: 200 - 600 м; Вариант 5: 400 - 600 м.

Вариант 1: Один диагональный ствол (устье в углу блока)

Таблица 1

Накопленная добыча нефти за 25 лет и чистый доход по разным длинам ствола горизонтального участка первого варианта и цене нефти (расчет при эксплуатации на море).

Длина горизонтального ствола (L, м) Накопленная добыча нефти (Q в м3) Чистый доход(П) при цене нефти S35/bbl (S5.56/M3) Чистый доход (П) при цене нефти S40/bbI ($6.36/м3' Чистый доход(П) при цене нефти $45/ЬЫ (57.16/м3) Чистый доход(П) при цене нефти $50/ЬЫ (S7.95/M3) Чистый доход (П) при цене нефти $55/ЬЫ (S8.74/M3)

200 4674625 16164289 19880616 23620316 27313269 31006223

400 5990276 23285886 28048155 32840376 37572694 42305012

600 6395586 25341435 30425926 35542394 40594907 45647420

800 6603404 26297941 31547647 36830370 42047059 47263749

1000 6705400 26665548 31996341 37360661 42657927 47955193

1200 6733621 26622597 31975825 37362722 42682283 48001843

1400 6745294 26487556 31850064 37246300 42575082 47903864

1600 6736845 26240536 31596328 36985804 42307911 47630019

1800 6706126 25869584 31200954 36565855 41863694 47161534

2000 6673208 25486394 30791595 36130161 41401995 46673830

2200 6630595 25049252 30320575 35625051 40863221 46101391

2400 6582003 24578836 29811529 35077131 40276913 45476696

60000000

7000000

50000000

40000000

О 30000000

С!

3 ь

ё 20000000

10000000

400

1000 1400 800 1200 1600

2000

2400

6500000

6000000

5500000

5000000

--- 4500000

2800

в" О X

л _

О 2

ч ~

с; с о

Длина горизонтального ствола (Ц м)

-Чистый доход при цене нефти $5 56/мЗ ($35 00/ЬЫ) й Чистый доход при цене неф™ $6 Зб/мЗ ($40 00/ЬЫ) -Чистый доход при иене нефти $7 16/мЗ ($45 00/ЬЫ) -х-Чистый доход при цене нефти $7 95/мЗ ($50 00/ЬЫ) -Чистый доход при цене нефти $8 74/мЗ ($55 00/ЬЫ) > Накопленная добыча нефти (О в мЗ)

Рис 3. Диаграмма определения оптимальной длины ствола варианта 1 ❖ Аналогичные таблицы и графики получены для других вариантов.

В этой главе сравниваются результаты расчета с фактическими данными на примере одного из нефтяных месторождений в Нигерии. Также проведена оптимизация длины горизонтального участка скважины, расположенного по «диагонали» лицензионного блока, которая позволила увеличить дебит добываемой нефти до 512,3 м3/сут, т.е. почти в два раза в начальный период эксплуатации.

Попытка одной зарубежной нефтяной компании-оператора в Нигерии оптимизировать профиль ГС дала увеличение дебита только до 397,5 м3/сут.

В таблицах 1 - 4 получены экономические оценки эффективности разработанной методики обоснования профиля морских многозабойных и горизонтальных скважин.

Можно сделать вывод что, оптимальная длина стволов растет с увеличением цены на нефть (рис. 3) При увеличении цены на нефть, западные компании пытаются получить еще больше нефти из скважины, в частности за счет увеличения длины ствола горизонтальных скважин.

Из расчета чистого дохода всех вариантов моделей, очевидно, что более выгодно применить вариант 3 по сравнению с вариантом 1, т к. для него получены более высокие значения накопленной добычи нефти и большая прибыль. По той же причине более выгодно применить многозабойную скважину по варианту 5 вместо варианта 4 Можно отметить что, накопленная добыча нефти в этих вариантах выше, чем в реальной ситуации месторождений нефти и газа дельты Нигерии.

В данной работе показано, что расположение боковых многозабойных скважин по диагонали позволяет оптимизировать увеличение дебита нефти из рыхлых песков месторождения дельты Нигера в Нигерии.

В диссертации, рассмотрен вариант снижения потерь давления в стволе путём использования многозабойных скважин, которые заменяют горизонтальные участки большой длины.

При проектировании ГС и МЗС, важно избегать взаимовлияния боковых стволов. В настоящей работе боковые стволы были расположены так, чтобы избежать этого эффекта. Анализ изменения дебита нефти, накопленной добычи нефти и депрессии показывает, что чем ближе боковые стволы к вертикальному участку ГС, тем больший дебит нефти Чем длиннее горизонтальный участок, тем больше потери давление в стволе скважины и меньше дебит скважины.

Депрессия около забоя скважины меньше, чем около вертикального участка. Поэтому, приток на конце ствола скважины должен быть меньше, чем около вертикального ствоча. Течение флюида в скважине обычно начинается как ламинарное в конце ствола скважины и затем по мере притока нефти в скважину вследствие фильтрации увеличивает скорость потока в начале ствола, где поток становится турбулентным.

В четвертый главе проведено сравнение зависимостей накопленной добычи нефти и итоговой прибыли в зависимости от типа профилей ГС и МЗС и длины стволов (см. табл. 5).

Таблица 5

ИТОГИ РАСЧЕТА РАЗЛИЧНЫХ ВАРИАНТОВ ПРОФИЛЯ СКВАЖИНЫ

ВАРИАНТ ЦЕНЫ НЕФТИ НА МИРОВОМ РЫНКЕ ОПТИМАЛЬНАЯ ДЛИНА ГОРИЗОНТАЛЬНОГО УЧАСТКА и и НАКОПЛЕННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ ЗА 25 ЛЕТ м3 ИТОГОВОЙ ЧИСТЫЙ доход. Долл. США ($)

1 $35/ЬЫ ($5.5б/м3) 1000 6705400 26665548

$55/ЬЫ ($8.74/м3) 1200 6733621 48001843

3 $3 5/ЪЫ ($5.56/м3) 600 (Общая длина = 1200) 7834175 32747183

$55/ЬЬ1 ($8.74/м3) 800 (Общая длина = 1600) 7882683 57644647

$35/ЬЫ ($5.56/м3) 200 (Общая длина = 1448.52) 7638231 31408236

4 $40/ЬЫ ($6.36/м3) 400 (Общая длина = 2048.52) 7736306 37504386

$90/ЬЫ ($14.31/м3) 600 (Общая длина = 3248.52) 7779928 99032248

5 $35/ЬЫ ($5.56/м3) 400 (Общая длина = 1600) 7983151 33176235

$80/ЬЬ1 ($12.72/м3) 600 (Общая длина =2400) 8050117 90347487

При общей длине стволов 800 м сравним вариаш 1 (6603404 м1) и 3 (7882683 м3). Первый вариант - один горизонтальный ствол, а третий - многозабойная скважина.

Очевидно, что выгодней применять третий вариант, т.к выше и прибыль и накопленная добыча нефти (см. рис. 4а и б).

Сравнения объема накопленной Сравнения объема накопленной

добычи нефти (варианты 1 и 3) добычи нефти (варианты 4 и 5)

(46)

Сравнения объема накопленной Сравнения объема накопленной добычи

добычи нефти {варианта 2а и б) нефти (все варианты моделей скважин)

НАКОПЛЕННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

пюлштя даычлкати вскмчикгае

А ' ~ "

Вариант 2 (1000 м и СМ Вариант 2 »00 »«ЮТ!) ТИП СКВАЖИН

0И«СДОБЫЧА(МЗ|:а25ГЕТ

{Шил 'ЖСмя

от! ат

ттскмжщ

о «чятенкя дяде «г* до| н 35 ГЕГ

Рис 4. Сравнения объема накопленной добычи нефти (все варианты моделей скважин)

При длине бокового счвола 600 м сравним вариант 4 (7868020.000 м1) и 5 (8050117.000 м3)- Четвертый вариант - многозабойная скважина (один главный ствол, и два боковых, устье в углу блока); пятый, оптимизированная модель - четыре боковых ствола (устье в центре блока). Установлено, что выгодней применять вариант 5

Этот результат подтверждают эффективность применения более коротких боковых стволов (с низкой потерей давления) по сравнению с длинными горизонтальными участками скважин (с высокой потерей давления).

Вариант 2а и 26 - забой ГС на море удален, соответственно, на 1000 и 2500 м от вертикального участка, расположенного на суше Результаты анализа показывают что, чем дальше устье скважин от объекта, тем меньше накопленная добыча нефти (5831958 м3), а чем ближе к коллектору (1000 м), тем она больше (5834749 м3) Причина этого связана с большей потерей давления на большей длине ствола.

В общем случае более высокая величина депрессии и дебита в районе вертикального ствола и уменьшение депрессии вдоль ствола к концу горизонтальному участка позволяет дать рекомендации по рациональному расположению боковых МЗС Чем они ближе к вертикальному стволу, тем более высокий дебит нефти. Удаление боковых стволов от вертикального участка приведет к неоправданным затратам. Эти рекомендации позволяют повысить экономическую эффективность освоения морских месторождений, как в Нигерии, так и в целом в Западной Африке.

Имеются некоторые риски в бурении многозабойных скважин. Риск повреждения одного участка при бурении по следующих боковых стволов. Возможно бурение многозабойной скважины с открытым стволом. Но при эксплуатации продуктивного пласта предпочтительно предварительно изолировать участок бокового ствола при последующем бурении и испытании других боковых стволов.

Расчет затрат и чистого дохода позволяет сравнить преимущества, связанные с использованием оптимизированной многозабойной скважины при бурении, заканчивании и добыче.

Оптимизированная МЗС, боковые стволы которой расположены на диагоналях лицензионного блока, и приближены к вертикальному стволу может быть рекомендована при освоении глубоководной месторождений Западной Африки, в Мексиканском заливе, Бразилии, где имеются аналогичны ловушки УВ.

Предлагается следующая последовательность обоснования профиля многозабойной и горизонтальной скважин:

1. Выбор критерия оптимизации (предлагается экономический критерий: прибыль за заданный период эксплуатации скважины);

2. Выбор типа профиля скважины исходя из конкретных горно-геологических условий;

3. Определение пространственного положения, длины и диаметра основного ствола скважины.

4. Определения расположения, числа, длины и диаметров боковых стволов скважины.

Таким образом, мы попытались ответить на вопрос о том, как лучше расположить многозабойные и горизонтальные скважины в коллекторе.

Основные результаты и выводы

1. Многовариантное компьютерное моделирование с применением с учётом горногеологических условий морских месторождений Нигерии программы VIP Landmark и анализ его результатов позволил выявить наиболее жизнеспособные варианты профилей многозабойных скважин, учитывающие горно-геологические особенности строения дельтовых нефтяных месторождений Нигерии и расположение буровой установки на суше или на море. Показано, что при освоении месторождений в глубоководной части Западной Африки целесообразно использовать вариант 5 многозабойной скважины, характеризующийся высокими технико-экономическими показателями.

Изучение особенностей геологического строения морских месторождений в Нигерии должно осуществляться на основе совместного анализа данных сейсморазведки методом ОГТ, геофизических исследований в процессе и после процесса бурения оценочной вертикальной скважины и петрофизических исследований по керну и шламу.

2. Одним из важных в практическом отношении результатов данной работы является установление того, что большая длина горизонтального участка ГС или боковых стволов МЗС еще не означает автоматического увеличения добычных возможностей скважины, а в ряде случаев даже может приводить к снижению объемов добываемой нефти.

3. Установлено, что при проектировании морских многозабойных и горизонтальных скважин затраты на их строительство играют большую роль, в определенной мере определяют оптимальную длину стволов и срок эксплуатации залежи.

4. Усовершенствована методика определения оптимальной протяженности горизонтального интервала ГС и боковых стволов МЗС. Впервые для условий морских месторождений Нигерии определена оптимальная длина горизонтального интервала, равная 1000 - 1200 м; и МЗС Вариант 3' 600 - 800 м; Вариант 4 200 - 600 м; Вариант 5: 400 - 600 м.

5. Обосновано, что при освоении в Нигерии морских месторождений, расположенных недалеко от береговой линии, буровую установку целесообразно устанавливать на суше.

6. В диссертации предложен критерий к оптимизации длины горизонтальных интервалов и боковых стволов ГС и МЗС на основе расчета накопленной добычи нефти и чистого дохода от ее потенциальной реализации. Одним из следствий этого критерия является зависимость оптимальных длин горизонтальных стволов от мировых цен на нефть.

7. На основе обобщения полученных в ходе выполнения диссертации результатов разработана методическая схема проектирования профиля морской многозабойной и горизонтальной скважин, являющаяся методической основой проектной стадии работ при освоении морских месторождений нефти и газа.

8. Сопоставление результатов моделирования при проектировании профилей ГС и МЗС для условий морских месторождений Нигерии свидетельствует о наличии существенных резервов повышения эффективности освоения национальных ресурсов углеводородного сырья.

Результаты диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

1. Стрельченко В.В., Балицкий В.П., Обо О.Э. «Методическая схема проектирования профиля морской многозабойной горизонтальной скважины». Сборник тезисов докладов: 6-я Научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». - М.:. 2005 г. С.49.

2. Балицкий В.П., Стрельченко В.В., Обо О.Э. «К вопросу оптимизации конструкции многозабойных горизонтальных скважин» Сборник тезисов докладов 6-я Науная-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». - М.:, 2005 г. с 71.

3. Обо Окон Эффионг. «Перспективы эксплуатации нефтеносных песков и турбидитов из дельтовых отложениях в Нигерии». Сборник тезисов докладов 6-я Науная-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». - М :, 2005 г. с.49.

4. Стрельченко В.В., Обо О.Э., Балицкий В.П. «Технико-экономический подход к проектированию профиля морской горизонтальной скважины». Ж., Нефть, Газ и Бизнес, № 4, Москва, 2005, с. 61- 63.

Соискатель

О.Э. Обо

Отпечатано на ризографе в ОНТИ 1ТОХИ РАН Тираж 100 экз.

»16501

РНБ Русский фонд

2006-4 12379

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Обо Окон Эффионг

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕТОДИКИ ОБОСНОВАНИЯ ПРОФИЛЯ

МНОГОЗАБОЙНОЙ И ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИН.

1.1. Фации, благоприятные для формирования залежей нефти и газа.

1.2. Морские фации.

1.2.1. Мелководные морские среды.

1.2.2. Континентальный склон.

1.2.3. Глубоководные морские среды - дно абиссальное.

1.3. Фации переходного типа.

1.3.1. Дельты.

1.3.2. Острова, бары, барьеры и рифы.

1.3.3. Лагуны и лиманы.

1.4. Континентальные фации.

1.5. Геолого-геофизическая изученность дельты р. Нигер.

1.5.1. Преобразование органического материала и миграция нефти

1.5.2. Геология и нефтематеринские породы дельты Нигера.

1.5.3. Стратиграфия пород дельты Нигера.

1.5.4. Литологический состав нефтематеринских пород.

1.5.5. Характеристика пород-коллекторов.

1.5.6. Потенциал нефтематеринских пород.

1.6. Ловушки нефти и газа в дельте Нигера.

1.6.1. Основные типы ловушек.

1.7. Описание коллекторов дельты Нигера (Нигерия).

1.7.1. Дельтообразный бар.

1.7.2. Приливно-отливные каналы.

1.7.3. Распределение нефти.

1.7.4. Характеристика нефтяных месторождений.

1.7.5. Свойства нефти и газа.

1.8. Литологическая характеристика отложений.

1.8.1. Литология по данным анализа бурового шлама.

1.8.2. Литология по данным анализа керна.

1.8.3. Литология по данным геофизических исследований скважин

1.9. Использование данных морской сейсморазведки при иефтегазопоисковых работах на шельфе

1.10.Методическая схема обоснования профиля морской многозабойной и горизонтальной скважин.

1.11. Обсуждение и выводы.

ГЛАВА 2. ПРИМЕНЕНИЕ ПРОГРАММЫ VIP LANDMARK С УЧЁТОМ ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НИГЕРИИ.

2.1. Разбиение лицензионного блока при моделировании профилей скважин.

2.2. Типы сетки.

2.2.1. Прямоугольная сетка.

2.2.2. Повернутая прямоугольная сетка.

2.2.3. Граничная сетка.

2.2.4. Поточечная сетка.

23. Геометрия сеточных блоков.

2.3.1. Создание прямоугольной сетки коллектора.

2.3.2. Определение параметров сетки.

2.3.3. Проектирование сетки в «z» направлении.

2.4. Формирование структуры и ориентации сетки.

2.4.1. Ориентация сетки.

2.4.2. Проблемы использования прямоугольных сеток.

2.4.3. Окружающая геологическая среда сеточных блоков.

2.5. Оптимизация расположения скважины.

2.6. Некоторые проблемы описания коллектора.

2.7. Проблемы проектирования профилей многозабойных скважин на месторождении.

2.8. Типы профилей многозабойных скважин.

2.9. Профили многозабойных скважин на плоскости.

2.10.Применение трехмерных (3D) и четырехмерных (4D) Моделей для структур дельты Нигера.

2.11. Обсуждение и выводы.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ГЕОЛОГО-МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПЛАСТА С УЧЕТОМ ОСОБЕННОСТЕЙ СТРОЕНИЯ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НИГЕРИИ.

3.1. Получение уравнения модели скважины.

3.2. Развитие общего уравнения потока жидкости.

3.3. Развитие общего уравнения потока жидкости для горизонтальной скважины.

3.4. Модели гидравлических потерь в скважине.

3.5. Потеря давления в многозабойных скважинах.

3.6. Определение структуры пластовой сетки и инициализация исходных данных при моделировании скважины и коллектора

3.6.1 Требования к вводу массивов данных.

3.6.2 Сеточная структура.

3.6.3 Массивы данных сеточных блоков.

3.7. Типы профилей скважин.

3.7.1 Проектирование профиля горизонтальных скважин.

3.7.2 Больший радиус горизонтальной скважины.

3.7.3 Выбор радиуса кривизны траектории.

3.8. Структуры рассматриваемых скважин и коллектора.

3.8.1 Структура варианта 1: один диагональный ствол устье в углу блока на море).

3.8.2 Структура варианта 2: один диагональный ствол устье в углу блока на суше).

3.8.3 Структура варианта 3: два боковых ствола на одной диагонали (устье в центре диагонали на море).

3.8.4 Структура варианта 4: один диагональный основный горизонтальный и два боковых ствола устье в углу блока на море).

3.8.5 Структура варианта 5: четыре боковых ствола на двух диагоналях (устье в центре блока на море).

3.9. Обсуждение и выводы.

ГЛАВА 4. АПРОБАЦИЯ РАЗРАБОТАННОЙ МЕТОДИКИ ОБОСНОВАНИЯ ПРОФИЛЯ МОРСКИХ МНОГОЗАБОЙНЫХ И

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.

4.1 Компьютерное проектирование профиля скважины устье скважины на море и на суше).

4.1.1 Компьютерная модель варианта 1: один диагональный ствол устье в углу блока на море).

4.1.2 Компьютерная модель варианта 2: один диагональный ствол устье в углу блока на суше).

4.1.3 Компьютерная модель варианта 3: два боковых ствола на одной диагонали устье в центре диагонали на море).

4.1.4 Компьютерная модель варианта 4: один диагональный горизонтальный и два боковых ствола (устье в углу блока на море).

4.1.5 Компьютерная модель варианта 5: < четыре боковых ствола на двух диагоналях устье в центре блока на море).

4.2 Определение накопленной добычи нефти и чистого дохода по смоделированным вариантам за период 1 год и 25 лет.

43 Сравнение накопленных объемов нефти за 25 лет по всем моделям скважин. i 4.4 Определение оптимальных длин смоделированных горизонтальных и боковых многозабойных скважин с учетом разных цен нефти.

4.4.1 Расчет затрата и чистого дохода.

4.4.2 Определение оптимальных длин (L) для варианта 1: один диагональный ствол (устье в углу блока).

4.4.3 Определение оптимальных длин для варианта 3: два боковых стволов на одной диагонали (устье в центре диагонали).

4.4.4 Определение оптимальных длин для варианта 4: один диагональный основный два боковых стволов (устье в углу блока).

4.4.5 Определение оптимальных длин для варианта 5: четыре боковых стволов на двух диагонали устье в центре блока).

4.5 Сравнение расчетных оценок с прогнозируемыми данными освоения морских месторождений на шельфе Нигерии.

4.6 Анализ результатов моделирования профилей горизонтальных и многозабойных скважин.

4.6.1 Сравнение накопленной добычи нефти всех вариантов и прибыли при расположении буровой установки на море и буровой установки на суше.

4.6.2 Влияние длины ствола скважины на потери давления и добычи нефти для вариантов 1 и 3. 4.6.3 Влияние длины ствола скважины на потери г давления и добычи нефти для вариантов 4 и 5.

4.6.4 Влияние длины ствола скважины на потери давления и добычи нефти для варианта 2.

4.6.5 Анализ эффекта изменения депрессии в стволе.

4.6.6 Влияние вязкости нефти и изменения депрессии на накопленную добычу нефти.

4.7 Оценка экономической эффективности разработанной методики проектирования профилей морских многозабойных и горизонтальных скважин.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методики обоснования профиля морской многозабойной и горизонтальной скважин на шельфе Нигерии"

Актуальность темы

В настоящее время, большинство эксплуатируемых нефтяных месторождений в Нигерии, расположены в море (в дельте реки Нигера и глубоководной части гвинейского залива). На суше имеется небольшое количество нефтяных месторождений.

Технология освоения морских месторождений, как правило, базируется на строительстве многозабойных и горизонтальных скважин (МЗС и ГС). Многозабойные скважины широко используются для эксплуатации нефте-и газонасыщенных коллекторов. Эти скважины имеют значительный потенциал для усовершенствования экономических показателей работы скважины и управления коллектором.

Техническая цель бурения горизонтальной скважины, среди других, заключаются в необходимости пересечь системы трещин в пределах коллектора и избежать преждевременного прорыва в нее воды или газа. Ствол горизонтальной скважины дренирует значительно большую часть коллектора, чем в случае вертикальной скважины с достижением более высокого экономического эффекта.

В настоящее время технология бурения горизонтальных и многозабойных скважин интенсивно развивается. Технология бурения горизонтальных скважин достигла коммерческой жизнеспособности в течение конца 1980-х годов. Длины горизонтальных участков быстро росли, но это было связано только с усовершенствованием технологии бурения, а не с методическим обоснованием протяженности горизонтального интервала. Поэтому оптимизация длины горизонтальной скважины, протяженности боковых стволов является актуальной проблемой. Её решение позволяет продлить коммерческую жизнь коллектора. Однако до настоящего времени этот вопрос остаётся не окончательно решенным.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи.

1. Разработать методическую схему обоснования профиля морской многозабойной и горизонтальной скважин как научно-методическую основу работы.

3. Разработать варианты моделирования горизонтальных многозабойных скважин при различном расположении боковых стволов в пределах лицензионного блока с учетом горногеологических условий месторождений на шельфе Нигерии.

5. Определить чистый доход от реализации добываемой нефти за 1 год и 25 лет при различных ценах на нефть на мировом рынке.

6. Определить оптимальные длины горизонтальных участков скважин и боковых стволов.

Методы исследования

Защищаемые научные положения

2. Методическая схема проектирования профилей морских многозабойных горизонтальных скважин.

3. Использование геолого-геофизической информации для выбора типа проектируемой горизонтальной скважины.

4. Технология адаптации программы VIP Landmark к конкретным горногеологическим условиям района работ.

Научная новизна

Научная новизна диссертации заключается в следующем.

1. На основе анализа геолого-геофизической информации выявлены типы неструктурных ловушек, с которыми связаны крупные морские месторождения нефти и газа в Нигерии. Эта информация использована при адаптации программы VEP с целью проектирования профиля скважин и разработки модели коллектора.

2. Доказана целесообразность расположения горизонтальных интервалов ГС и МЗС по диагонали лицензионного блока месторождения и произведены расчеты по этой схеме с помощью программы VIP (по желанию компании-оператора буровая может находиться на морской платформе или на суше). В результате этих расчетов получена большая накопленная добыча с меньшими затратами.

3. Разработаны модели расположения буровой установки на суше при эксплуатации продуктивного пласта на шельфе.

5. Предложен способ определения оптимальных длин горизонтальных участков скважины и боковых стволов (для МЗС) на основе прогноза

Ф накопленной добычи нефти (при разных длинах стволов) и получения максимальной прибыли при различных ценах на нефть.

Практическая ценность

Добыча нефти в Нигерии, которая занимается первое место в Африке и седьмое в мире по запасам, играет важную роль в национальной экономике. Поэтому результаты исследования этой работы могут быть рекомендованы к внедрению при эксплуатации месторождений нефти в

• дельте реки Нигера.

Тип модели многозабойных скважин по варианту 5 может применяться при эксплуатации нефтяных месторождений глубоководной части Западной Африки.

Определение оптимальных длин горизонтальных и боковых стволов (свыше которые не стоит тратить ресурсы на строительство скважин) значительно снизит затраты на разработку месторождений нефти в Нигерии.

В диссертации показано, что бурение с суши для добычи нефти на шельфе может значительно снизить затраты на разработку. Применение предложенных профилей скважин при эксплуатации нефтяных месторождений дельты реки Нигера в Нигерии позволяет снизить затраты на бурение и добычу нефти.

Апробация работы и публикации

Результаты диссертации опубликованы в четырех печатных работах, доложены на 6-й Научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса Росси».26-27 января 2005г. и на 7-ой Международной конференции и выставке по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа СНГ, сент. 2005 г.

Структура и объём диссертации

Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов, заключения. Общий объём работы составляет 156 страницы, в том числе 74 рисунок, 15 таблиц. Список литературы содержит 125 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых", Обо Окон Эффионг

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Многовариантное компьютерное моделирование с применением адаптированной к горно-геологическим условиям морских месторождений Нигерии программы VIP Landmark и анализ его результатов позволил выявить наиболее жизнеспособные варианты профилей многозабойных скважин, учитывающие горно-геологические особенности строения дельтовых нефтяных месторождений Нигерии и расположение буровой установки на суше или на море. Показано, что при освоении месторождений в глубоководной части Западной Африки целесообразно использовать вариант 5 многозабойной скважины, характеризующийся высокими технико-экономическими показателями.

Изучение особенностей геологического строения морских месторождений в Нигерии должно осуществляться на основе совместного анализа данных сейсморазведки методом ОГТ, геофизических исследований в процессе и после бурения оценочной вертикальной скважины и петрофизических исследований по керну и шламу.

2. Определено, что добавление одного бокового ствола к горизонтальному участку скважины в направлении увеличения вертикальной проницаемости более предпочтительно, чем нескольких боковых стволов в направлении более низкой проницаемости.

Удаленность боковых стволов от вертикали зависит от степени однородности коллектора.

3. Одним из важных в практическом отношении результатов данной работы является установление того, что большая длина горизонтального участка ГС или боковых стволов МЗС еще не означает автоматического увеличения добычных возможностей скважины, а в ряде случаев даже может приводить к снижению объемов добываемой нефти.

4. Установлено, что при проектировании морских многозабойных горизонтальных скважин затраты на их строительство играют большую роль, определяют оптимальную длину стволов и срок эксплуатации залежи.

5. Усовершенствована методика определения оптимальной протяженности горизонтального интервала ГС. Впервые для условий морских месторождений Нигерии определена оптимальная длина горизонтального интервала, равная 1000 -1200 м; и МЗС: Вариант 3: 600 - 800 м; Вариант 4: 600 - 650 м; Вариант 5: 800 - 1000 м.

6. Обосновано, что при освоении в Нигерии морских месторождений, расположенных недалеко от береговой линии, буровую установку целесообразно устанавливать на суше.

7. В диссертации разработан и реализован подход к оптимизации длины горизонтальных интервалов и боковых стволов ГС и МЗС на основе расчета накопленной добычи нефти и чистого дохода от ее потенциальной реализации. Оптимальная длина горизонтального и боковых стволов ГС и МЗС зависит также от мировых цен на нефть. Анализ литературных источников по указанной проблеме показал отсутствие такого подхода в ранее выполненных работах в России и за рубежом.

8. На основе обобщения полученных в ходе выполнения диссертации результатов разработана методическая схема проектирования профиля морской многозабойной горизонтальной скважины, являющаяся методической основой проектной стадии работ при освоении морских месторождений нефти и газа.

9. Сопоставление результатов моделирования при проектировании профилей ГС и МЗС для условий морских месторождений Нигерии свидетельствует о наличии существенных резервов повышения эффективности освоения национальных ресурсов углеводородного сырья.

10. Многовариантное компьютерное моделирование с применением адаптированной к горно-геологическим условиям морских месторождений Нигерии программы VIP Landmark и анализ его результатов позволил выявить наиболее жизнеспособные варианты профилей многозабойных скважин, учитывающие горно-геологические особенности строения дельтовых нефтяных месторождений Нигерии и расположение буровой установки на суше или на море. Показано, что при освоении месторождений в глубоководной части Западной Африки целесообразно использовать вариант 5 многозабойной скважины, характеризующийся высокими технико-экономическими показателями.

Изучение особенностей геологического строения морских месторождений в Нигерии должно осуществляться на основе совместного анализа данных сейсморазведки методом ОГТ, геофизических исследований в процессе и после бурения оценочной вертикальной скважины и петрофизических исследований по керну и шламу.

11. Определено, что добавление одного бокового ствола к горизонтальному участку скважины в направлении увеличения вертикальной проницаемости более предпочтительно, чем нескольких боковых стволов в направлении более низкой проницаемости.

Удаленность боковых стволов от вертикали зависит от степени однородности коллектора

12. Одним из важных в практическом отношении результатов данной работы является установление того, что большая длина горизонтального участка ГС или боковых стволов МЗС еще не означает автоматического увеличения добычных возможностей скважины, а в ряде случаев даже может приводить к снижению объемов добываемой нефти.

13. Установлено, что при проектировании морских многозабойных горизонтальных скважин затраты на их строительство играют большую роль, определяют оптимальную длину стволов и срок эксплуатации залежи.

14.Усовершенствована методика определения оптимальной протяженности горизонтального интервала ГС. Впервые для условий морских месторождений Нигерии определена оптимальная длина горизонтального интервала, равная 1000 - 1200 м; и МЗС: Вариант 3: 600 - 800 м; Вариант 4: 600 - 650 м; Вариант 5: 800 - 1000 м.

15.Обосновано, что при освоении в Нигерии морских месторождений, расположенных недалеко от береговой линии, буровую установку целесообразно устанавливать на суше.

16. В диссертации разработан и реализован подход к оптимизации длины горизонтальных интервалов и боковых стволов ГС и МЗС на основе расчета накопленной добычи нефти и чистого дохода от ее потенциальной реализации. Оптимальная длина горизонтального и боковых стволов ГС и МЗС зависит также от мировых цен на нефть.

Анализ литературных источников по указанной проблеме показал отсутствие такого подхода в ранее выполненных работах в России и за рубежом.

17. На основе обобщения полученных в ходе выполнения диссертации результатов разработана методическая схема проектирования профиля морской многозабойной горизонтальной скважины, являющаяся методической основой проектной стадии работ при освоении морских месторождений нефти и газа.

18. Сопоставление результатов моделирования при проектировании профилей ГС и МЗС для условий морских месторождений Нигерии свидетельствует о наличии существенных резервов повышения эффективности освоения национальных ресурсов углеводородного сырья.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненные в диссертации исследования показали что, затраты при строительстве профиля по второму варианту меньше, чем по первому. Итак, применение второго варианта является более предпочтительным.

В ряде работ отмечено взаимовлияние боковых стволов в различных типах многозабойных скважин при небольших расстояниях между стволами. В настоящей работе, оптимальное расстояние между боковыми стволами в двух моделях составляет 200 и 324 м.

В работе [40], показано, что самый длинный из трех боковых стволов производит меньшее нефти, чем другие из-за взаимовлияния между самым длинным боковым и другими боковыми стволами.

Хотя выгоды от многозабойного заканчивания большие, проект может требовать большего количества (до 25-50 %) времени для разработки и планирования, чем другие обычные скважины [48].

Данная работа отличается от многих других тем, что необычные конфигурации (диагональное расположение многозабойных скважин) были исследованы и оптимизировались для повышения дебита нефти при освоении терригенных коллекторов месторождений дельты Нигер в Нигерии. Аналогичные коллекторы вскрыты бурением в провинции Альберта Канады, что делает актуальным использование полученных в диссертации результатов и в этом регионе.

Были построены компьютерные модели, проанализированы и сопоставлены различные варианты моделей, чтобы узнать наиболее жизнеспособный вариант многозабойных скважин, строительство которых может эффективно использоваться на морских и сухопутных месторождениях Нигерии. Также, при эксплуатации в глубоком море Западной Африки можно использовать такие расположения многозабойных скважин, как в варианте 5, чтобы избежать больших затрат при большем накопленном дебите нефти.

Один из полученных в диссертации результатов показал что, большая длина горизонтальных участков или боковых стволов автоматически не означает большее значение накопленного дебита нефти или прибыли, что согласуется с данными работы[40]. Для коллекторов дельты Нигера в Нигерии рекомендуется использовать рассматриваемые диагональные МЗС.

Используя данные таблицы, можно сравнить накопленную добычу нефти за два срока эксплуатации - один год и двадцать пять лет. Срок сравнения позволяет узнать время, когда начинает поступать доход, поскольку цель эксплуатации месторождений - получение прибыли.

В таблице приведены значения накопленной добычи нефти, представленные в единицах MSTCM, МЗ и ЬЫ.

Результаты таблицы также показывают, какие типы скважин и в каких случаях целесообразно применять при эксплуатации месторождений нефти и газа, чтобы увеличить прибыль и уменьшить затраты при цене нефти 7,16 $/мЗ.

Известно, что снижение давления в горизонтальном стволе может быть весьма важным и существенно влиять на работу горизонтальных скважин. В этой диссертации проведены исследования по уменьшению влияния снижения давления в горизонтальном скважине и улучшение показателей ее работы. Эксплуатация месторождений нефти с применением многозабойных горизонтальных скважин помогает значительно уменьшить давление в стволе скважины. В данной работе при моделировании многозабойных скважин поток в длинном горизонтальном стволе перераспределен на потоки в коротких боковых стволах.

В этой работе была сделана попытка уменьшить давление в стволе, чтобы максимизировать производство нефти и чистый доход. Сравнение всех смоделированных скважин показало, что скважины с большими длинными горизонтальными участками производит меньшее количество нефти по сравнению с многозабойными скважинами. Из-за эффекта вязкости интенсивность потока нефти уменьшается с увеличением длины скважины. Большой перепад давления по стволу увеличивает затраты на бурение и заканчивание скважин и уменьшает чистый доход. Рекомендуется использовать смоделированные скважины для эксплуатации месторождений дельты Нигера Нигерии.

Получение максимального чистого дохода, как замечено, можно при оптимизировании длины горизонтальных участков по вариантам 1,2,3 и 5 с длинным участком, замененным на два и четыре боковых ствола, чтобы уменьшить эффекта вязкости в стволе.

Как показал анализ литературных источников, существуют мало работ по расположению многозабойных скважин по диагонали коллектора.

Расчет затрат на эксплуатацию месторождения в этой работе позволяет сравнить потенциальные преимущества, связанные с использованием разных вариантов оптимизированных многозабойных скважин при бурении, заканчивании и добыче при диагональном расположении ствола ГС в пласте-коллекторе с учетом специфики морских месторождений в Нигерии.

Результаты данной диссертации успешно позволяют снизить давление в стволе и максимизировать добычу нефти путём применения моделей многозабойных горизонтальных скважин, расположенных по диагонали пласта-коллектора.

Также применение второго варианта при эксплуатации месторождений нефти около берега может быть экономически подходящей для эксплуатации в областях подобно дельте Нигера Нигерии.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Обо Окон Эффионг, Москва

1. Азизов Г.А. Расчет низкодебитной горизонтальной скважины. Тр. Дагестанского научного центра РАН. -1994. стр. 59 - 62.

2. Алиев 3. С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших, газовые и газонефтяные пласты. -М: Недра, 1995. стр.144.

3. Алиев З.С., Б.Е. Сомов В.Ф. Чекушин. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. Москва, 2001. стр. 8.

4. Байрак Н.К., Орлов B.C., Рыженков И.И., Синявская Н.Д., Влияние методик расчета на технико-экономические показатели при проектировании разработки нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство. -1973. No 10. стр. 1-13.

5. Бакиров А.А., Мальцева А.К. Литолого-фациальный и формационный Анализ при поисках и разведке скоплений нефти и газа. М. Высшая школа, 1985 г.

6. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М.: Подземная гидромеханика: Учебник для вузов.- М.: Недра, 1993. стр. 372.

7. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. Москва, 2001. стр. 33.

8. Ю.Блакбурн Г.А. Кернов и логические схемы. Виттлс Публикацию. 1990.

9. П.Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Учёт неоднородностей продуктивных пластов при проектировании системы разработки. Ежегодник ВНИИ по добыче (теория и практика). М.: Недра. - 1964. -стр. 25 - 32.

10. Буш Д.А. Стратиграфические ловушки в песчаниках. М., Мир, 1977 г.

11. З.Жданов М.А., Азаматов В.И. и др. Дифференциация запасов нефти в неоднородных коллекторах.-М.: Недра, 1982.-стр. 176.

12. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М, Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник.- М.: .156 Недра, 1997. стр 148-160.

13. КрашенинниковаГ.Ф. Учение о фациях. М. Высшая школа, 1971 г.

14. Крылов В.И. Проектирование профилей горизонтальных скважин. Москва, 1996. стр. 6.

15. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. К расчету обводнения. Тр. ин-та/ТатНИИ. -1962. Вып. 4. - стр. 48 - 53.

16. Математическое моделирование в процессе проектирования нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Бердин Т.Г., Мирвалеев И.В. Рус. - Деп. В ООО «ИРЦ ГАЗПРОМ» 11.01.2000 г. - No. 1415-U300.

17. Мшценко И.Т. Скважинная добыча нефти. РГУ нефть и газ им. И.М. Губкина, 2003. стр. 15.

18. Саммаров М.М. Метод расчёта темпов обводнения залежей в условиях водонапорного режим. Тр. ин-та/УФНИИ. -1961. Вып. 7. - стр. 23 - 31.

19. Саммаров М.М., Белозеров Г.И. Приближенный метод расчета производительности залежи и скважин. Нефтепромысловое дело. 1973. -No. 1.-стр. 3-7.

20. Сомов Б.Е. Коэффициент извлечения нефти горизонтальными скважинами из нефтяных оторочек в наклонных неоднородных пластах. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1997. -No. 12.-стр. 22-27.

21. Сомов Б.Е. Коэффициент извлечения нефти из нефтяных оторочек в наклонных неоднородных пластах горизонтальным скважинами. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1997. -No. 2.-стр. 26-32.

22. СТО 03-14-86 САПР. Проектирование разработки нефтяных месторождений. Унифицированная методика Уфа: ОНТИ Башнипинефть, 1986. - стр. 46.

23. СТП 0147276-003-88. Определение технологических показателей разработки нефтяных месторождений с учетом порядка и темпа ввода месторожденя в разработку. Уфа: ОНТИ Башнипинефть, 1986. - стр. 30.

24. Стрельченко В.В., Обо О.Э., Балицкий В.П. «Технико-экономический подход к проектированию профиля морской горизонтальной скважины». Ж., Нефть, Газ и Бизнес, № 2, Москва, 2005, С.

25. Филиппов В.П., Боксерман А.А., Теслюк Е.В. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов в России (состояние и перспективны). Тр. ин-та/Всеросс. Нефтегазов. НИИ. 1993. - No. 177 (ч. 2). - стр. 3 -17.

26. Фурсов А .Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985.-стр. 211.

27. Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных нефтяных скважин. НТС. Научно-тех. Достижения и передов. Опыт, рекомендуемые для внедрения в газов. Промышленность. М.: ВНИИЭгаз-пром. - 1995. - Вып. 2.

28. Antonsen В., Olsen G., Шуе Т. Opportunities and Pitfalls When Locating Horizontal Wells in a Geologically Uncertain Environment, paper SPE 26530 presented at the 68th Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 3-6 October. 1993 r.

29. Aziz K., Arbabi S., and Deutsch С. V. Why is it so Difficult to Predict the Performance of Horizontal Wells? JCPT October, (1999 r). p37-45.

30. Aziz K., Ouyang Liang-Biao. Productivity of Horizontal and Multilateral Wells (Petroleum Engineering Department, Stanford University). 1998 r.

31. Babu D.K., Odeh A.S. "Productivity of Horizontal Well", Paper SPE 18334, 63rd Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, IX October 1988 r. p2-5.

32. Beka F. Т., Oti М. N. The distal offshore Niger Delta: frontier prospects of a mature petroleum province, in, Oti M.N., Postma G., eds., Geology of Deltas: Rotterdam A.A. Balkema. 1995 r. p237-241.

33. Beliveau D. Heterogeneity, Geostatistics, Horizontal Wells, and Blackjack Poker. Journal of Petroleum Technology, December 1995. pl068-1074.139

34. Burak Y. Optimum Deployment of Non-Conventional Wells, A PhD Thesis. Stanford University. June 2003 r.

35. Bustin R. M. Sedimentology and characteristics of dispersed organic matter in Tertiary Niger Delta: origin of source rocks in a deltaic environment: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 72. 1988 r. p277-298

36. Chenot D., Ford J., Pearse M. Reservoir simulation/horizontal drilling, Round Mountain Unit thermal development project. U.S. Dept. of Energy Office of Fossil Energy Fact Sheet, Contract No. DEFG26-00BC15258. 2002 r.

37. Corlay P., Bossie-Codrenau D., Sabathier J. C., Delamaide E. R. Improving ReservoirManagement with ComplexWell Architectures. World Oil, January. 1997 r. p45-50.

38. Dejean J.-P., Blanc G. Managing Uncertainties on Production Predictions Using Integrated Statistical Methods, paper SPE 56696 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 3-6 October. 1999 r.

39. Dikken В. J. Pressure Drop in Horizontal Wells and its Effect on Production Performance". Journal of Petroleum Technology. 1990. 42(11): 1426 {1433}.

40. Doust H., Omatsola E. Niger Delta, in, Edwards, J. D., and Santogrossi, P.A., eds., Divergent/passive Margin Basins, AAPG Memoir 48: Tulsa, American Association of Petroleum Geologists. 1990 r. p239-248.

41. Drilling Contractors, Growing multilateral experience brings advances. July/August 2000 r. pi.

42. Dykstra H., Parsons R. L. The Prediction of Oil Recovery by Waterflood. Secondary Recovery of Oil in the United States. 1950 r.

43. Edwards J.D., Santogrossi P.A., , Summary and conclusions, in, Edwards, J.D., and Santogrossi, P.A., eds., Divergent/passive Margin Basins, AAPG Memoir 48: Tulsa, American Association of Petroleum Geologists. 1990 r. p239-248.

44. Ejedawe J.E. Patterns of incidence of oil reserves in Niger Delta Basin: American Association of Petroleum Geologists, v. 65. 1981 r. pl574-1585.

45. Ejedawe J.E., Coker S.J.L., Lambert-Aikhionbare D.O., Alofe K.B., Adoh F.O., Evolution of oil-generative window and oil and gas occurrence in Tertiary Niger Delta Basin: American Association of Petroleum Geologists, v. 68. 1984 r. pl744-1751.

46. Ekweozor С. M., Okogun J.I., Ekong D.E.U., Maxwell J.R., Preliminary organic geochemical studies of samples from the Niger Delta, Nigeria: Part 1, analysis of crude oils for triterpanes: Chemical Geology, v 27. 1979 r. pi 1-28.

47. Energy Information Administration, Office of Oil and Gas, U.S. Department of Energy Washington, DC. ''Nigeria's Energy Production/Consumption", http://www.eia.doe.gov/emeu/world/country/cntryNI.html, 2001.

48. Evamy B.D., Haremboure J., Kamerling P., Knaap W.A., Molloy F.A., Rowlands P.H. Hydrocarbon habitat of Tertiary Niger Delta: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 62. 1978 r. p277-298.

49. Forsyth P.A. "A Control Volume Finite Element Method for Local Mesh Refinement," paper SPE 18415 presented at the Tenth SPE Symposium on Reservoir Simulation, Houston, Feb. 6-8,1989 r.

50. Friedmann F., Chawath'e A. Uncertainty Assessment of Reservoir Performance Using Experimental Designs. Paper CIM 2001-170 presented at the 2001 Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Canada, 29 September-2 October. 2001 r.

51. Frost B.R. A Cretaceous Niger Delta Petroleum System, in, Extended Abstracts, AAPG/ABGP Hedberg Research Symposium, Petroleum Systems of the South Atlantic Margin, November 16-19. Rio de Janeiro, Brazil. 1997 r.

52. GeoQuest. ECLIPSE Reference Manual 2001A. Schlumberger. 2001a r.

53. Gharbi R. В., Garrouch A. A. The Performance of Miscible Enhanced Oil Recovery Displacements in Geostatistically Generated Permeable Media Using Horizontal Wells. Journal of Porous Media 2001 r. pi 13-126.

54. Gill P. E., Murray W., Wright M. H. Practical Optimization. Academic Press Inc., San Diego, California, twelfth edition. 1999 r.

55. Gilman J.R. "Discussion of Productivity of a Horizontal Well". Paper SPE 21610 SPE Reservoir Engineering Journals. February 1991 r. pl47-148.

56. Green P.J., Sibson R. "Computing Dirichlet Tesselation in the Plane," The Computer J (1977 r) 21, No 2, 168-173.

57. Guyaguler В., Home R. N. Uncertainty Assessment of Well Placement Optimization, paper SPE 71625 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, 30 September-3 October. 2001 r.

58. Systems of the South Atlantic Margin, November 16-19, Rio de Janeiro, Brazil. 1997 r.

59. Heinemann Z.E., Brand C.W. "Gridding Construction for Reservoir Simulation,' paper presented at the First International Forum on Reservoir Simulation, Alpbach, Austria, Sep. 12-16,1988 r.

60. Heinemann Z.E., Gerken, G., Hantelmann G. "Using Grid Refinement in a Multiple- Application Reservoir Simulator," paper SPE 12225 presented at the Seventh Symposium on Reservoir Simulation, San Francisco, Nov. 15-18, 1983 r.

61. Hospers J. Gravity field and structure of the Niger Delta, Nigeria, West Africa: Geological Society of American Bulletin, v. 76. 1965. p407-422.

62. Islam M. R., Chakma A. "Comprehensive Physical and Numerical Modeling of a Horizontal Well," paper SPE 20627, presented at the SPE 65th Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana (1990 r).

63. Joshi S. Horizontal Well Technology; Pennwell Publ Co, Tulsa, Oklahoma. 1991 r.

64. Kaplan A., Lusser C.U., Norton, I.O., Tectonic map of the world, panel 10: Tulsa, American Association of Petroleum Geologists, scale 1:10,000,000. 1994 r.

65. Klett T.R., Ahlbrandt T.S., Schmoker J.W., Dolton J.L., Ranking of the world's oil and gas provinces by known petroleum volumes: U.S. Geological Survey Open-file Report-97-463, CD-ROM. 1997 r.

66. Kulke H. Nigeria, in, Kulke, H., ed., Regional Petroleum Geology of the World. Part П: Africa, America, Australia and Antarctica: Berlin, Gebruder Borntraeger. 1995 r. pi43-172.

67. Lacy S., Ding W., Joshi S.D. Horizontal well applications and parameters for economic success. Proc. 2nd Ann. Latin Am. Petrol. Eng. Conf., Mar.8-11 1991, Caracas Venezuela SPE Paper No. 23676. Richardson, TX: SPE. 1992 r. p257-265.

68. Lambert-Aikhionbare D. O., Ibe A.C., Petroleum source-bed evaluation of the Tertiary Niger Delta: discussion: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 68. 1984 r. p387-394.

69. Lewan M.D. Factors controlling the proportionality of vanadium to nickel in the bitumen of organic sedimentary rocks: Geochimica et Cosmochimica Acta, v. 48. 1984 r. p2231-2238

70. Lewan M.D., Maynard J.B. Factors controlling enrichment of vanadium and nickel in the bitumen of organic sedimentary rocks: Geochimica et Cosmochimica Acta, v. 46. 1982 r. p2547-2560.

71. Mackay A.L.: "Stereological Characteristics of atomic arrangements in crystals," Journal of Microscopy (1972) 95, p217-27.

72. MacNeal R.H. "An Asymmetrical Finite Difference Network," Quart. Appl. Math. (1953 г) ll,p295-310.

73. Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana. 30 September-3 October. 2001 r.

74. Mbendi. <http://mbendi.co.za/cyngoi.html> 1996 r.

75. McLeod H. D. Jr.: The Effect of Perforating Conditions on Well Performance," JPT. January 1983 r. p31-39.

76. Meehan D.N. Technology vital for horizontal well success. Oil and Gas J. 1995 r. 93(50). p39-46.

77. Nacul E.C. Use of Domain Decomposition and Local Grid Refinement in Reservoir simulation, PhD dissertation, Stanford University, Stanford (Mar. 1991 r).

78. Narasimhan T.N., Witherspoon P.A. "An Integrated Finite Difference Method for Analyzing Fluid Flow in Porous Media," Water Resources Res. (Feb. 1976 r) 12, No 1, p57-64.

79. Novy R. A. Pressure Drops in Horizontal Wells: When Can They Be Ignored?" SPE Reservoir Engineering. 1995 r. 10(1):29{35).

80. Nwachukwu J.I., Chukwurah P. I. Organic matter of Agbada Formation, Niger Delta, Nigeria: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 70. 1986 r. p48-55.

81. Nwachukwu J.I., Oluwole A.F., Asubiojo O.I., Filby R.H., Grimm C.A., Fitzgerald S. A geochemical evaluation of Niger Delta crude oils, in, Oti, M.N., and Postma, G., eds., Geology of Deltas: Rotterdam, A.A. Balkema. 1995 r. p287-300.

82. Nwachukwu S.O., The Tectonic Evolution of the Southern Portion of the Benue Trough, Nigeria: Geology Magazine, v. 109. 1972 r. p411-419.

83. Palagi C.L. "A Dual Timestepping Technique for Moldeling Tracer Flow," presented at the Eight Stanford Reservoir Simulation Workshop, Stanford, May 16,1991 r.

84. Peaceman D.W. "Representation of a Horizontal Well in Numerical Reservoir Simulation," Paper SPE 21217 presented at the 11th SPE Symposium on Reservoir Simulation held in Anaheim, CA, Feb. 17-20, 1991; SPE Adv. Tech. Ser. 1. 1993 r, 7-16.

85. Pedrosa O.A. and Aziz K. "Use of a Hybrid Grid in Reservoir Simulation," SPERE (Nov. 1986 r). p611-621.

86. Plackett R. L., Burman J. P. The Design of Optimum Multifactorial Experiments. Biometrika, June 1946 r. p305-325.

87. Richards F.D. "The Interpolation of Protein Structures: Total Volume, Group Volume Distributions and Packing Density," Journal of Molecular Biology (1974 r) 82, p 1-14.

88. Sarma H. K. Horizontal Well Technology: A Research Perspective. In Canadian SPE/CIM/CANMET International Conference on Recent Advances in Horizontal Well Applications, Calgary, Canada, number HWC94-11. 1994 r. pl-8.

89. Smith-Rouch L. S., Meisling K.E., Hennings P.E., Armentrout J.M. Tectono-stratigraphic computer experiments—Nigeria example: American Association of Petroleum Geologists Bulletin Abstracts, May 1996 r.

90. Stacher P. Present understanding of the Niger Delta hydrocarbon habitat, in, Oti, M.N., and Postma, G., eds., Geology of Deltas: Rotterdam, A.A. Balkema. 1995 r. p257-267.

91. Stone T. W., Kristo B. J. "A Comprehensive Wellbore/Reservoir Simulator," paper SPE 18419, presented at the SPE Symposium on Reservoir Simulation, Houston, February 6-8,1989 r.

92. Suprunowicz R., Butler R.M. "Discussion of Productivity of a Horizontal Well". Paper SPE 25295, SPE Reservoir Engineering Journal, November,1992 r. p453-454.

93. Suprunowicz. R., Butler R.M. "Further Discussion of Productivity of a Horizontal Well", Paper SPE 26262, SPE Reservoir Engineering Journal. May1993 r. pi60.

94. TAML. Technical Advancement of Multilateral Wells. Technical report, TAML. http://taml.altinex.nO/.1999 r.

95. Thomas. Niger Delta Oil Production, Reserves, Field Sizes Assessed: Oil & Gas Journal, November 13, 1995 r. pl01-103.

96. Trease H.E. "Three-Dimensional Free Lagrangian Hydrodynamics," The Free-Lagmnge Method, eds. M.J. Fritts, W.P. Crowley and H.E. Trease, Lecture Notes in Physics, Springer-Verlag, New York (1985 r) 238, pi 45157.

97. Ukpohor T. 3D/4D Evaluation of Candidate Reservoir for Underground Storage of Natural Gas, SPE paper presented at NAICE, Abuja, Nigeria. Student Paper Contest. 2001 r.

98. Van Everdingen A. F., Hurst W. "The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs," Trans. AIME. 1942r. pl86.

99. Voronoi G. "Nouvelles applications des parametres continus a la theorie des formes quadratiques," J. Reine Angew. Math. (1908) 134, pl98-287.

100. Weber K. J., Daukoru E.M. Petroleum geology of the Niger Delta: Proceedings of the Ninth World Petroleum Congress, volume 2, Geology: London, Applied Science Publishers, Ltd. 1975. p210-221.

101. Weber K.J et al. Petroleum Geological Aspects of the Niger Delta; Shell-BP Petroleum Development Company of Nigeria Limited publication. 1988.

102. Whiteman A. Nigeria: Its Petroleum Geology, Resources and Potential: London, Graham and Trotman. 1982. p394.

103. Winterfeld P.H., Scriven L.E., Davis H.T. "Percolation and Conductivity of Random Two-Dimensional Composites," J. Phys. C: Solid State Phys. (1981). 14. p2361-76.

104. Yamada Т., Hewett T. A. Production-Based Effective Vertical Permeability for a Horizontal Well. SPE Reservoir Engineering, August. 1995. pi63-168.

105. Ziman J.M. Principles of the Theory of Solids, Cambridge Univ. Press, London (1965).

Информация о работе

Обо Окон Эффионг
кандидата технических наук
Москва, 2005
ВАК 25.00.18

Диссертация

Разработка методики обоснования профиля морской многозабойной и горизонтальной скважин на шельфе Нигерии - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы