Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Создание усовершенствованной методологии проектирования и гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Создание усовершенствованной методологии проектирования и гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами"

россиискии государственный университет нефти и газа имени и.м.губкина

на правах рукописи УДК 622 276 001

Р

СЛЕПЦОВ ^иъсээв

Дмитрий Игоревич

создание усовершенствованной методологии проектирования и гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами (на примере месторождений оао «ритэк»)

Специальность 25 00 17 — «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2007

003057996

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им И М Губкина на кафедре «Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» и Открытом Акционерном Обществе «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (ОАО «РИТЭК»)

кандидат технических наук, профессор Палий Александр Остапович

доктор технических наук Бочаров Валерий Александрович,

кандидат технических наук Ермолаев Сергей Александрович

ООО «КогалымНИПИнефть»

_2007 года в 15 — часов в аудитории 731 на заседании Диссертационного Совета Д 212 200 08 ВАК РФ при Российском Государственное Университете нефти и газа имени И М Губкина по адресу 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект, д 65

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

Автореферат разослан « /^У» Л^Ъ^М-^^Я 2007 года

Научный руководитель:

Официальные оппоненты'

Ведущая организация:

Защита состоится « ЖС/ »

Ученый секретарь Диссертационного Совета,

доктор технических наук, профессор

Б Е Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Проблема проектирования разработки нефтегазовых месторождений является сложной и многогранной, требует привлечения знаний по различным техническим и специальным дисциплинам В современном нефтяном бизнесе для динамично развивающейся компании, большими темпами вводящей в эксплуатацию месторождения и разрабатывающей запасы углеводородов, остро стоит проблема оперативной оценки эффективности предстоящих капитальных вложений, для чего необходимо рассчитать технологические показатели на срок разработки месторождения

От объективности расчетных показателей зависит целесообразность разработки залежи и оценка ее эффективности На современном этапе развития нефтегазовой отрасли России, согласно требованиям Минэнерго РФ, проектные документы должны сопровождаться построением постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) для оперативного контроля, анализа и регулирования процесса нефтеизвлечения Необходимость создания ПДГТМ уже сегодня специально оговаривается в лицензионных соглашениях на разработку месторождений

В последние годы в нефтедобывающей отрасли появилось огромное количество совершенно новых методов и технологий извлечения нефти, относительно небольшой опыт применения которых нельзя недооценивать Среди таких инновационных методов, направленных, прежде всего, либо на интенсификацию притока, либо на сокращение остаточных запасов и полноту извлечения нефти из недр особое место занимает технология горизонтального бурения и разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами (ГС), сложность траектории и качество строительства которых вышли на совершенно новый уровень

При проектировании ГС необходима надежная основа в виде ПДГТМ и сопровождение проекта для обеспечения наиболее оптимальной траектории горизонтального участка скважины с целью достижения максимального эффекта, поскольку риск неудачи несет за собой огромные материальные потери и дополнительные затраты

Проблеме проектирования разработки системами ГС, оценке добывных возможностей, а также выявлению причин несоответствия фактических и проектных дебитов ГС посвящено множество научных работ и исследований таких ученых как Алиев 3 С , Закиров С Н , Муслимов Р X , Лысенко В Д и др

Особый интерес изучения вызывает влияние вертикальной изолированности отдельных прослоев продуктивного пласта на показатели разработки при эксплуатации ГС, поскольку реальные пласты анизотропны, а в пределе и расчленены При высоких коэффициентах анизотропии дебиты ГС могут не превышать дебит вертикальных скважин В связи с этим определение коэффициента анизо-

тропии пласта необходимо при обосновании применения ГС Бурение ГС на многослойных и неоднородных нефтяных пластах может не дать ожидаемого большого увеличения дебит ов и даже существенно снизить нефтеотдачу пластов Ситуацию осложняет т от факт, что проектировщик, стараясь создать адекватную модель месторождения, не в силах учесть и внести в модель всю достоверную исходную геолого-промысловую информацию из-за отсутствия таковой Если основные параметры з.шежи, такие как насыщенность, проницаемость, пористость и т д задаются при моделировании в качестве исходных скважинных данных, полученных на оснэве геофизических исследований, то некоторые параметры и особенности геологического строения объекта разработки не возможно точно учесть без специальных, редко проводимых исследований Тут на помощь приходит опыт и практика, позволяющие использовать такие значения недостающих исходных данных, которые не противоречат здравому смыслу и встречаются чаще всего Tai в качестве соотношения латеральной и вертикальной составляющей вектора проницаемости, т е в качестве коэффициента анизотропии, чаще всего используют значение, соответствующее отношению 110, таким образом, забывая о том, что каждое месторождение уникально по своим характеристикам

Одним из требований Регламента по созданию геолого-технологических моделей является обязательное воспроизведение истории разработки как по всей залежи в целом, так и по отдельной скважине, т е адаптация созданной трехмерной геолого-гидродинамической модели (ГГМ) по фактическим технологическим показателям Именно настроенная на качественное воспроизведение истории гидродинамическая модель является пригодной для дальнейшего прогнозирования основных технологи -гсских показателей разработки месторождения Соответственно наиболее качественной адаптации возможно добиться лишь на гидродинамической модели, адекватно описывающей геологическое строение моделируемого объекта

В настоящей диссертацги рассмотрены вопросы повышения качества воспроизведения истории разработки залежи при адаптации ГГМ на основе использования коэффициента эквивалентной анизотропии, обеспечивающего высокую сходимость технологических режимов работы горизонтальных скважин

Целью диссертационного исследования является создание усовершенствованной методологии проецирования разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами на основе результатов гидродинамического моделирования и анализа наиболее значимых факторов, влияющих на достоверность прогнозирования добывных возможностей горизонтальных скважин

Объектом исследовании являются результаты практического применения специализированных программных комплексов для геолого-гидродинамического моделирования залежей углев эдородов и полученных с их помощью прогнозных

технологических показателей разработки месторождения с применением систем вертикальных (наклонно-направленных) и горизонтальных скважин в различных геолого-промысловых условиях на примере месторождений ОАО «РИТЭК», а также сравнение их с фактическими результатами

Теоретической, методологической и методической базой исследования послужили конкретные теоретические труды, аналитические исследования и статистические материалы, характеризующие внедрение горизонтальных скважин, как на территории РФ, так и за ее пределами

Все расчеты выполнены с помощью программного комплекса для гидродинамического моделирования фильтрационных процессов ТЕМРЕБТМоге, который является зарегистрированной торговой маркой программных продуктов компании ЯОХАЯ

Научная новизна работы определяется следующими положениями

• Предложен способ воспроизведения истории работы горизонтальных скважин на этапе адаптации трехмерной гидродинамической модели на основе использования коэффициента эквивалентной анизотропии, обеспечивающего высокую сходимость технологических параметров работы скважин

• На основе вычислительного эксперимента установлены зависимости

коэффициентов продуктивности от анизотропии пластов по проницаемости для вертикальных (наклонно-направленных) и горизонтальных скважин,

коэффициента нефтеотдачи (КИН) от анизотропии при использовании систем горизонтальных скважин

• Определена целесообразность бурения горизонтальных скважин в различных геолого-промысловых условиях,

• Проведена оценка эффективности различных систем разработки с применением горизонтальных скважин при внутриконтурном заводнении, показавшая преимущества однорядной системы с добывающими горизонтальными и нагнетательными вертикальными скважинами в условиях продуктивных пластов месторождений Западной Сибири ОАО «РИТЭК» приуроченных к сильно расчлененным, прерывистым коллекторам с низкой песчанистостью

Практическая значимость диссертационного исследования заключается в том, что представленные результаты и выводы, а также предлагаемые на их основе рекомендации и подходы могут быть использованы при проектировании разработки нефтяных месторождений с помощью трехмерных ПДГТМ Они будут полезны при оценке исходной информации, закладываемой в ПДГТМ на начальном этапе ее построения, позволят оперативно оценить добывные возможности планируемой к вводу в эксплуатацию ГС, упростить процесс адаптации ПДГТМ за счет использования единого корректировочного коэффициента экви-

валентной анизотропии и определить необходимые объемы исследовательских работ для достижения прием 1емой достоверности прогнозных расчетов

Апробация работы. Основные результаты теоретического исследования и практические рекомендации диссертационной работы использовались при составлении Технологических схем и Анализа разработки Сандибинского, Восточно-Перевального и Средне-Хулымского нефтяных месторождений, были представлены на конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» в Москве 24-26 ноября 2004 года, а также обсуждались на научных семинарах кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им И М Губкина 1 декабря 2005 г и 15 июня 2006 г

По теме диссертационной работы опубликовано 4 печатные работы в различных изданиях, список которых приведен в конце автореферата

Структура и объем диссертации находятся в соответствии с основными задачами и характером проводимого исследования Работа содержит 115 страниц текста, иллюстрирована 52 рисунками, 25 таблицами и 19 приложениями, список использованной литературы насчитывает 88 наименований

Автор считает приятным долгом выразить искреннюю благодарность научному руководителю к т н профессору АО Палию, дтн профессору В Д Лысенко, к т н В Б Карпову, д г н профессору О В Чубанову за постановку задачи, содействие и постоянное внимание к работе на всех этапах подготовки диссертации Автор благодарит ь оллектив кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нгфти и газа им И М Губкина Особую признательность автор выражает дтн трофессору И Т Мищенко, дтн профессору Н Н Михайлову, дтн профессору И И Дунюшкину, к т н доценту Т Б Бравичевой за внимание и плодотворные дискуссии

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена общая характеристика диссертации, обоснована актуальность исследования, сформулированы цель работы и задачи, решаемые для ее достижения, научная новизна, практическая значимость работы и сведения по ее апробации

В первой главе «Адаптация трехмерной геолого-гидродинамической модели и сопоставление показателей разработки» рассматриваются виды постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей и общие принципы их построения Большое внимание уделено анализу результатов адаптации цифровой трехмерной гидродинамической модели, сопоставлению расчетных и фактических показателей разработки на различных этапах моделирования залежей углеводородов В главе дано обоснование постановки задач исследований

Происходящее в последнее десятилетие быстрое развитие методов гидродинамического моделирования месторождений УВ, компьютерных технологий и технологий программирования привело к появлению детальных численных геолого-гидродинамических моделей (ГГМ), позволяющих учитывать большинство факторов, влияющих на разработку месторождения Соответственно, экспоненциально возрастает роль детальных ГГМ в процессе принятия технологических решений по разработке, оптимизации или реабилитации месторождений нефти и газа Кроме того, важность детального гидродинамического моделирования предопределяется все возрастающим интересом нефтяных компаний к прогрессивным методам разработки месторождений (использование горизонтальных, наклонных и кустовых скважин, гидроразрыв пласта, управление динамикой потоков и др ), а также большим вниманием, уделяемым сегодня повышению коэффициента нефтеотдачи как новых, так и находящихся на поздней стадии разработки месторождений

Традиционные технологии построения геологических моделей ориентированы, прежде всего, на подсчет запасов Однако сегодня наряду с подсчетом запасов встает задача построения надежной геологической основы для гидродинамического моделирования Все чаще, геологическая модель интересует нас в первую очередь именно как база для последующего детального гидродинамического моделирования

Использование компьютерных геологических моделей в качестве основы для гидродинамического моделирования выдвигает к ним набор требований, которые не столь важны при подсчете запасов В первую очередь, это детальность геологическая модель должна максимально отражать латеральную и вертикальную неоднородность пласта-коллектора, влияющую на процессы разработки месторождения Не менее важным является требование реалистичности геологическая модель должна согласовываться с нашими представлениями и знаниями о геологическом строении месторождения Так, например, пласт, ело-

женный переслаиванием коллекторов и глин не может представляться в геологической модели в виде однородного пласта с плавным латеральным изменением коэффициента песчанистости, даже если при этом не искажается величина запасов Также, существенным является требование физичности геологической модели Особенно это относился к полям начальных насыщенностей, которые должны быть равновесными и в тоже время повторять исходные геолого-физические данные

Построение трехмерной сетки распределения глинистости (куба литологии) в объеме пласта основывается на двух способах стохастическом и детерминированном

Под вероятностным (стохастическим) моделированием понимается генерация представительного набора (ансамбля) реализаций геологической модели месторождения Использование такого подхода во многих случаях позволяет обойти проблему неоднозначности геологических построений, оптимизировав систему разработки залежи так, чтобы она позволяла получить приемлемые технологические и экономические результаты при различных вариантах геологического строения залежи

Современные стохастические методы позволяют строить пространственные распределения литологических типов пород, основываясь не на абстрактных математических процедурах типа интерполяция, а работая с реальными геологическими телами линзами, руслами, клиноформами и т д

Стохастические методы позволяют строить реалистичные пространственные распределения литологических типов пород, учитывая при этом различные особенности генезиса и морфологии осадочных тел

Существует несколько источников неоднозначности геологических моделей, которые являются основной причиной возникновения технологий стохастического моделирования

1 Эквивалентность геологических моделей При рассмотрении нескольких геологических моделей одного и того же объекта, согласующихся с фактическими данными, в тех точках, где эти данные имеются (скважины), тем не менее наблюдается существенное различие в точках, где фактических данных не существует (межскважинное пространство)

2 Недостаточная точность (погрешности) методов исследования В первую очередь это относится к сейсмическим данным, но также, например, к методам определения проницаемости по данным ГИС и данным инклинометрии скважин

Перечисленные факторы приводят к тому, что мы никогда не можем быть на 100% уверенны в каких-либо геологических построениях Традиционные (детерминированные) построения и применяемые в них приемы, например, проведение линии выклинивания на половине расстояния между скважинами, не су-

жают и никоим образом не разрешают проблему неоднозначности геологической модели, так как идеальный детерминистский метод получает «среднюю» реализацию геологической модели

Наши знания о месторождениях нефти и газа никогда не являются исчерпывающими На этапе разведки и ОПЭ мы обычно имеем дело с несколькими скважинами и кубом сейсмических данных, разрешающая способность которого ограниченна В тоже время, большинство разрабатываемых сегодня месторождений сложены переслаиванием неколлекторов и коллекторов различных типов, то есть неоднородны При этом латеральные размеры неоднородностей, влияющих на процессы разработки месторождения, часто меньше или сопоставимы с расстояниями между скважинами

Таким образом, задача построения геолого-математической модели месторождения, по крайней мере, на начальном этапе его разработки, имеет множество решений, каждое из которых, тем не менее, может привести к различным прогнозам технологических показателей разработки Это приводит к возникновению технологического и экономического риска разработки месторождения, связанного с неоднозначностью построений, положенных в основу его проектирования

Безусловно, в процессе разработки месторождения, появляется больший объем геологических и промысловых данных, правильное использование которых позволяет существенно снизить неопределенность построений и связанный с ней риск Однако большинство решений, определяющих успех или неудачу проекта, обычно принимаются на начальной стадии разработки месторождения Кроме того, многие методы, применяемые сегодня при доразработке месторождений (горизонтальные скважины, закачка газа, гидроразрыв пласта и т д ) оказываются очень чувствительными к неоднозначности моделей, применяемых при их проектировании Поэтому, для старых месторождений, где неоднозначность геолого-технологических построений сужается, связанный с нею риск при определенных условиях может даже возрастать

Фактически геологи, разработчики, технологи и менеджеры всегда стараются оценить и минимизировать подобную неоднозначность, задавая вопросы типа "Что, если запасы на самом деле меньше балансовых'?", "Что, если обводненность продукции окажется выше проектной7", "Что, если продуктивность горизонтальной скважины окажется ниже прогнозируемой9" Однако такой анализ трудно назвать корректным и надежным, так как он основывается не на объективной численной оценке возможных отклонений параметров месторождения от тех, которые были положены в основу проекта, а только на неформализованном опыте специалистов, то есть на их интуиции

Наибольший интерес и значимость для недропользователя представляют прогнозные показатели разработки месторождения, так как позволяют заранее предвидеть планируемые капитальные вложения и возможные прибыли

Рассмотрим вариант разработки нефтяной залежи при ее эксплуатации фондом вертикальных и горизонтальных скважин. Практика показывает, что О сте-нш достоверности расчетов технслотичеекмх показателей разработки можно судить по первым годам прогнозирования. Поэтому проведем анализ и сопоставление фактических и прогнозных технологических показателей разработки залежи и представим оценку достоверности расчетов по горизонтальным и вертикальным скважинам отдельно на ближайший прогнозный период.

Расчет прогнозных показателей разработки проводился с помощью программного комплекса для гидродинамического моделирования ТЕМРЕЗТМиге (ПОХАЮ.

Согласно расчетам, проведенным с использованием гидродинамической модели месторождения, по вертикальным скважинам были получены начальные дебиты, характерные для данных гидродинамических условий. Исходя из рассчитанной динамики пластового и забойных давлений, накопленных отборов нефти и жидкости, а гак же количества дней работы каждой скважины за первый год работы, были получены среднесуточные дебаты новых вертикальных скважин. Так, средний дебит нефти новых вертикальных скважин, введенных в 2004 г., составил 73,5 т/сут, при этом средний коэффициент продуктивности равен 10,3 т/(сут-МПа).

Оценка фактической динамики режимов работы вертикальных скважин показывает, что среднесуточный дебит новых скважин в 2004 году составлял около 62,3 т/сут, при этом среднее значение коэффициента продуктивности было равно 9,7 т/(сут-МПа),

В таблице 1 представлено сопоставление расчетных и фактических среднесуточных дебнтов вертикальных Скважин.

Таблица 1. Сопоставление расчетных и фактических показателей работы ВС

Параметр Факт Расчет (ГГМ) Отклонение расчетной величины от фактической, %

Среднесуточный дебит нефти, т/сут 62,3 73,5 17,98

Депрессия ДР, МПа 6,4 7,1 11,25

Коэффициент продуктивности, т/(сут-МПа) 9,7 10,3 6,05

Как видно из таблицы ] рассчитанные на гидродинамической модели месторождения и фактические дебиты новых вертикальных скважин несколько различаются (отклонение расчетной величины от фактической составило 17,98%). Это связано, прежде всего, с тем, что фактический порядок ввода скважин, а значит и количество дней работы, отличаются от заложенных в модель. Соответственно и динамика отбора жидкости и характер изменения пластового

давления несколько различны. Поэтому единственным адекватным параметром сопоставления расчетных и фактических величин, характеризующий добывные возможности скважин, является коэффициент продуктивности, расчетное и фактическое значения которого имеют очень хорошую сходимость (отклонение расчетной величины от фактической составило 6,05%),

Таким образом, оценка адекватности прогнозных расчетов основанных на базе созданной модели, адаптированной но истории работы ВС, указывает на то, что ГГМ достаточно хорошо описывает реальные гидродинамические процессы, происходящие в залежи.

Небольшое отличие между прогнозными и фактическими показателями для ВС давало основание констатировать, что создан высокоточный инструмент, позволяющий не только прогнозировать, но и регулировать разработку, Однако для горизонтальных скважин, как видно из таблицы 2, точность прогноза оказалась низкой.

Таблица 2, Сопоставление прогнозных и фактических режимов работы ГС,

Параметр Факт Расчет (ГГМ) Отклонение расчетной величины от фактической, %

Среднесуточный дебит нефти, т/сут 243,9 367,6 50,7

Депрессия ДР. МП а 9,0 2,9 67,7

Коэффициент продуктивности, т/(сут-МПа) 27,1 126,8 367,9

Сравнительный анализ показал, что по всем горизонтальным скважинам очевидна коэффициентная ошибка между запроектированными и фактическими дсбитами, Ревизия геологической и фильтрационной основы гидродинамических расчетов показала, что основным фактором, обусловившим низкую достоверность прогноза, является показатель анизотропии! пласта по проницаемости. Следует отметить, что в условиях отсутствия специальных исследований в нашем случае была заложена наиболее часто встречающаяся в практике моделирования величина коэффициента анизотропии, когда проницаемость в вертикальном направлении в 10 раз меньше горизонтальной проницаемости.

Во кто рой главе «Влияние основных геОЯого-тех но логических факторов на адекватность гидродинамической модели и способы их учета» представлены общие сведения о моделируемых объектах разработки и дана их геолого-физическая характеристика, а также детально рассмотрена гидродинамическая модель нефтяного месторождения, являющаяся основой для обоснования прогноза добычи нефти, объема буровых работ и анализа эффективности применяемой технологии извлечения нефти из недр. Представлены результаты влияния наиболее значимых факторов на эффективность работы горизонтальных сква-

жин. Предложено использование единого коэффициента Эквивалентной аиизо-грогши, как наиболее эффективного способа учета физических явлений, происходящих вокруг горизонтального ствола, и позволяющего достичь максимальной сходимости прогнозных и фактических режимов работы горизонтальной скважины.

Трехмерное геологическое моделирование месторождений нефти и газа на сегодняшний день является основным инструментом анализа и представления геологической информации. Геологическая модель залежи была построена с помощью программного комплекса IRAP RMS. Процесс моделирования месторождения в IRAP RMS состоит из следующих этапов. Первый этап - структурное моделирование, результатом которого является построение структурной модели месторождения как основы для создания детальной трёхмерной геологической модели. Вторым этапом является литологическое моделирование. Его цель - получение трехмерного распределения пород различных литотипов в пространстве. Трети этап - это иетрофизическос моделирование, т.е. получение трёхмерного пространственного распределения петрофизических свойств с учётом литологии, смоделированной на предыдущем этапе.

У f На основе

гидродинамической сетки (рис.1), заложенных р, модель нолей коллекторских свойств и получаемых в процессе расчётов полей (насыщенности, давления, вязкости, относительной проницаемости и т.д.), а также динамики технологических показателей.

При моделирований объектов всегда встает проблема укрупнения изначальной геологической модели и усреднения ее свойств. Современная вычислительная техника не настолько производительна, чтобы рассчитывать модели из 3-

f'ue. I. Трехмерная гидродинамическая модель нсфтснаеыщенности.

х 4-х млн ячеек, не говоря о более крупных месторождениях, где число ячеек геологической модели доходит до нескольких десятков миллионов В связи с этим детальность трехмерных геологических моделей обычно гораздо выше детальности гидродинамических моделей Для переноса параметров геологической модели на гидродинамическую сетку используется метод С¡pscalmg Если для параметров пористости и насыщенности задача переноса параметров вполне удовлетворительно решается путем осреднения (или осреднения с учетом весового параметра), то при переносе полей проницаемости возникают определенные сложности Именно на этом этапе происходит укрупнение сетки, а значит и определенное упрощение модели При укрупнении сетки по вертикали нивелируется неоднородность коллектора, г е при объединении двух ячеек с толщиной 0,2 м (шаг интерпретации стандартной геофизики), одна из которых является коллектором, а другая близка по своим свойствам к неколлектору, получаем одну ячейку со средневзвешенными свойствами, в данном случае коллектор, но с уменьшенной проницаемостью Общепринятой практикой компенсации, теряемой при укрупнении сетки неоднородности, а также неоднородности, теряемой из-за пошаговой интерпретации ГИС, является введение параметра анизотропии Р в исходные данные модели

где кгнкв- проницаемость по горизонтали и по вертикали соответственно Известные методы расчета притока жидкости к одиночной горизонтальной скважине основаны на аналитических зависимостях между гидропроводностью пласта, депрессией на пласт и геометрией зоны дренирования, которая одними авторами принимается в виде круга или эллипсоида, другими - в виде полосы или усеченного шара Все зависимости можно представить в общем виде как

где к - коэффициент проницаемости пласта, к - толщина пласта, /и - вязкость нефти, АР - депрессия на пласт, С/ - параметр, связанный с геометрией зоны дренирования

Проведенные по указанным выше методам расчеты и полученные результаты показывают, что теоретические дебиты ГС существенно отличаются от фактических дебитов скважин, уже введенных в эксплуатацию, поэтому требуется уточнение указанных зависимостей Значительное различие теоретических и фактических дебитов ГС, как отмечают исследователи Борисов Ю П , Пилатов-ский В П , Савельев В А , Сугаипов Д А , Табаков В П , 8 Б , связано с недостаточным учетом трехмерного характера притока жидкости в скважины

Проектирование горизонтальных скважин и оценка их добывных возможностей с помощью адаптированной геолого-гидродинамической модели, описывающей изменение пластовых условий (характер насыщения, распределение

(1)

(2)

пластового давления и т д ) в динамике, позволяет учитывать трехмерный характер притока к ГС

Поскольку фактические результаты исследования керна на предмет определения проницаемости параллельно и перпендикулярно напластованию в нашем случае не проводились и величина коэффициента анизотропии не известна, то предлагается ввести специальный адаптационный коэффициент - коэффициент «эквивалентной анизотропии)' в виде следующего соотношения

где кг и кв - соответственно массивы горизонтальной (кху) и вертикальной (к?) проницаемости, определенной по геофизическим данным и модифицированной в результате адаптации гидродинамической модели по фактическим режимам работы вертикальных скважин, а - параметр, пропорциональный соотношению фактической и расчетной продуктивности горизонтальных скважин

Коэффициент эквивалентной анизотропии - это интегральный параметр, учитывающий а) отличие горизонтальной и вертикальной проницаемости пласта (анизотропию), б) физические процессы, происходящие в зоне дренирования горизонтальной скважины (аналог скин-эффекта), в) особенности фильтрации пластовых флюидов к ГС На рис 2 представлены результаты расчетов по оценке влияния коэффициента эквивалентной анизотропии пласта по проницаемости на коэффициент продуктивности ГС

Видно, что увеличение коэффициента анизотропии от 3,2 до 10,0 уменьшает продуктивность горизонтальных скважин в 1,7 раза, а его увеличение до 22,4 - в 2,5 раза по сравнению с результатом расчета при анизотропии 3,2

у = 322 З25х"°423 R2 = 0 999

ООО 500 1000 1500 2000 25 00

Коэффициент анизотропии

Рис. 2. Зависимость продуктивности ГС от коэффициента эквивалентной анизотропии

Были проведены аналогичные расчеты с целью определения характера и

степени влияния введенного параметра эквивалентной анизотропии и на работу вертикальных скважин Результаты расчетов представлены на рис 3

Полученные результаты указывают на то, что влияние анизотропии на работу ВС не-ооо 500 юоо 1500 2000 2500 значительно и пренеб-

Коэфф1циент анизотропии реЖИМО МЗЛО ИмеННО

Рис. 3 Зависимость продуктивности ВС от это обстоятельство ПО-

коэффициеита эквивалентной анизотропии

зволило считать, что

адаптированная по истории разработки, а именно по технологическим режимам работы ВС, ГГМ вполне адекватна и позволяет проводить прогнозные расчеты с высокой степенью достоверности Следует отметить, что, поскольку величина анизотропии практически не влияет на расчетный дебит ВС, а специальные исследования по определению фактической ее величины как на кернах, так и в открытом стволе проводятся крайне редко, в большинстве случаев этот коэффициент принимается либо по методу аналогии или волевым решением Как показывают исследования, четкой зависимости изменения коэффициента анизотропии в пластах нет, т е невозможно выделить какую-либо закономерность изменения свойств сверху вниз или снизу вверх В связи с этим решение использовать для проведения прогнозных расчетов единый коэффициент анизотропии было оправдано Только, к сожалению, величина этого коэффициента оказалась оптимистичной, однако уточнить ее стало возможным только после получения первых результатов работы горизонтальных скважин

Максимальная сходимость расчетных и фактических показателей работы ГС достигается при величине коэффициента эквивалентной анизотропии 20,5 Как показало сопоставление фактических и рассчитанных на модели режимов работы ГС для конкретного объекта, величина расчетного коэффициента эквивалентной анизотропии довольно высока При таких значениях анизотропии фактически моделируется слоистый пласт, проницаемость которого в вертикальном направлении практически отсутствует На первый взгляд такая величина коэффициента анизотропии слишком высока и вряд ли может соответствовать действительности, однако, учитывая сложное строение залежи, а также фактически полученные результаты бурения и эксплуатации первых горизонтальных сква-

жин, позволяют говорить о существовании больших различий в горизонтальной и вертикальной составляющих проницаемости

Оценим зависимость между нефтеотдачей объекта разработки и коэффициентом эквивалентной анизотропии, используя выявленные различия между первоначально заложенной в модгль и уточненной по результатам эксплуатации ГС анизотропией

Результаты расчета (рис 4 - 8ГС) показали, что для геолого-физических условий рассматриваемой залежи КИН изменяется незначительно, в пределах от 32 до 33,5% Учитывая полученную ранее динамику уменьшения продуктивности

0.340 0335 0330

0 325

0 320 0315

ОЛЮ

0 305 0300

0 0 2 0 4 0 6 0 8 С 10 0 12 0 14 0 16 0 18 0 20 0 22 0 24 0

Коэффициент анизотропии

П при 8 ГС (4% общего фонда) Опри 18 ГС (10% общего фонда) А при 26 ГС (15,5% общего фонда)

Рис. 4. Зависимость КИН от коэффициента анизотропии ГС с увеличением анизотропии, проведем аналогичные расчеты на полное развитие разработки для различного числа ГС в фонде добывающих скважин По идее тенденция к более существенным изменениям КИН должна наблюдаться с увеличением доли ГС в фонде эксплуатационных скважин Однако полученные зависимости (рис 4 - 18ГС и 26ГС) не подтвердили это предположение (КИН также изменяется незначительно) и показали, что в данных условиях бурение горизонтальных скважин способствует более интенсивной выработке запасов пласта Интенсивность выработ; и запасов нефти пласта, разрабатываемого системой горизонтальных и вертиь альных скважин, при различной величине коэффициента эквивалентной анизотропии по проницаемости представлена в таблице 3 и на рисунке 5

Таблица 3. Результаты расчета интенсивности выработки запасов нефти и опре-

деления нефтеотдачи

Срок разработки (<), Годы кин, % Коэфф анизотропии (0) Количество ГС (/Угс), шт

/ 2 3 4

56,9 33,13 2,2 8

54,5 33,25 18

50,0 33,35 26

58,0 32,90 3,2 8

55,7 32,96 18

50,9 33,15 26

59,7 32,68 4,5 8

57,2 32,71 18

52,1 32,97 26

60,2 32,63 5,0 8

57,6 32,67 18

52,6 32,89 26

61,3 32,53 6,3 8

58,5 32,58 18

53,5 32,78 26

62,4 32,44 7,1 8

58,8 32,55 18

54,1 32,71 26

63,8 32,33 10,0 8

59,9 32,45 18

55,2 32,59 26

65,6 32,20 15,8 8

61,6 32,29 18

56,9 32,41 26

67,1 32,13 20,5 8

63,0 32,20 18

58,0 32,32 26

68,2 32,11 22,4 8

64,0 32,18 18

58,5 32,30 26

Срои раэрэБотхн,

-О-я ГС I.1 ■ фонде скважнм) "О 1Н ГС (104 фои.м екмжпк) ' * ГС <15.5% финла скяажмн)

¿Рве. 5, Влияние анизотропии на КИН и срок разработки залежи Для определения и обоснования критериев целесообразности применения горизонтальной скважины вместо вертикальной в рассматриваемых геологических условиях необходимо оценить эффективность горизонтальной скважины л о сравнению с вертикальной. Для этого заменим горизонтальные скважины рассматриваемой залежи соответствующим количеством вертикальных (наклонно-

направленных) скважин. То есть, таким количеством вертикальных скважин, которое способно обеспечить охват площади участка, соответствующий случаю использования горизонтальных скважин.

В нашем случае на 1 ГС приходится 2... 3 вертикальные скважины, в зависимости от длины горизонтального участка (рис. 6). Выделив площадь залежи, на которой были размещены 8 ГС, было определено, что необходимое количество вертикальных скважин, способных заменить горизонтальные скважины составляет 19 ВС (в среднем 1 ГС = 2,4 ВС). Разместив 19 ВС по проектной сетке плотностью 32 га/скв, и проведя серию гидродинамических расчетов, были построены зависимости коэффициента извлечения нефти участка от коэффициента эквивалентной анизотропии при использовании ГС и ВС соответственно. Кроме того, но выделенной группе скважин, вертикальных и гори-

Рис. 6. Схема замены ВС на ГС.

зонтальных, были рассчитаны средние коэффициенты продуктивности, а также по известной динамике технологических показателей разработки участка проведена экономическая оценка целесообразности бурения ГС вместо ВС

Коэффициент анизотропии ^^^^ ГС ■ ■ ■ ■ ■ ВС

Рис. 7. Оценка целесообразности применения ГС Данные зависимости позволили выявить области, определяющие в рассматриваемых геологических условиях целесообразность бурения ГС как метода увеличения нефтеотдачи (МУН) Точка пересечения данных зависимостей по ВС и ГС определяет предельное различие в вертикальной и горизонтальной составляющих проницаемости, при котором отбор приходящихся на ГС запасов нефти сопоставим с запасами, приходящимися на ВС В рассматриваемых геологических условиях предельная величина коэффициента анизотропии по проницаемости пласта составила 5,0 Таким образом, при различии горизонтальной и вертикальной проницаемости более чем в 25 раз бурение ГС приводит к снижению КИН и указывает на то, что в таких условиях более оправдано использовать вместо горизонтальных вертикальные скважины Соответственно при более высоких значениях коэффициента эквивалентной анизотропии применение ГС нецелесообразно и ведет к дальнейшему существенному уменьшению нефтеотдачи Используя в качестве исходных данных стоимость строительства ГС (в 2,4 раза больше, чем стоимость 1 ВС) и проведя дополнительные расчеты и построения зависимостей продуктивности и накопленного дисконтированного потока наличности при соответствующей анизотропии пласта по проницаемости, были определены области, приемлемого (область II) и отрицательного (область III) эффекта бурения ГС

Прй размещении горизонтальных Скважин на месторождении следует уделять внимание многим техническим и технологическим факторам, одним из которых является организация эффективной системы поддержания пластового давления. Детальная проработка данного вопроса очень важна, поскольку как пока-

Рис. 8. Расположение скважин на выделенном рассмотрен как од.ш из

низкой добычи нефти из горизонтальных скважин из-за недооцененной анизотропии и, соответственно, несколько завышенной проектной нефтеотдачи.

Для оценки возможных вариантов организации системы П1Щ и выделения наиболее эффективного размещения нагнетательных скважин с учетом величины коэффициента эквивалентной анизотропии были проведены гидродинамические расчеты на одном из участков месторождения. С этой цслыо была выделена некоторая область залежи, размеры которой составляют порядка 3400x4500 м и на трехмерной гидродинамической модели которой проведена серия вычислительных экспериментов (рис. 8),

На рассматриваемом участке залежи практически полностью сформирована система в н утр и ко н ту р н о го заводнения. Поэтому в расчетах были рассмотрены следующие виды системы внутриконтурного воздействия: а площадная девятиточечная (Вариант I); и однорядная, шахматное расположение скважин (Вариант 2); и однорядная, линейное расположение скважин (Вариант 3); а трехрядная, шахматное расположение скважин (Вариант4); и трехрядная, линейное расположение скважин (Вариант 5).

зываст практика, пластовое давление в зонах размещения горизонтальных скважин при их эксплуатации изменяется большими темпами, чем в зонах пласта эксплуатируемых вертикальными скважинами. Для достижения высоких дебитов ГС и оптимальной работы залежи необходима эффективная система ППД.

Этот вопрос был

фрагменте залежи.

возможных вариантов компенсации более

Характеристика рассматриваемых систем разработки представлена в таблице 4

Таблица 4. Характеристика рассматриваемых систем разработки

№ варианта Общее кол-во скважин участка Плотность сетки S„ га/скв Соотношение нагнетательных и добывающих скважин п,/пд

1 26 32 1 3

2 14 64 1 1

3 26 32 1 1

4 15 64 1 3

5 26 32 1 3

Основными критериями, определяющими выбор наиболее эффективной системы воздействия на залежь, являются динамика добычи нефти, жидкости, обводненность и текущее пластовое давление

Наибольшую технологическую и экономическую эффективность показала реализация варианта системы разработки, в которой предполагаются следующие технические и технологические особенности 1) однорядная система разработки, линейное расположение скважин, 2) плотность сетки 32 га/скв (расстояние между скважинами 566 м), 3) отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин в элементе составляет 1 1 Эта система обеспечивает наиболее эффективное восстановление пластового давления и позволяет достигать оптимальных депрессий в добывающих скважинах (рис 9)

28 0

Ш 260 С £

£24 0 X

О) §

я> 22 0 Q W о а

О 20 0

d ш t;

С 180 160

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

—А—Вариант 1 —о—Вариант2 —Ж— Вариант 3-Вариант4 —О—Вариант5

Рис. 9. Динамика пластового давления

Одной из наиболее интересных зависимостей, характеризующих эффективность выработки запасов нефти и степень равномерности процесса вытеснения, является зависимость текуще! о коэффициента извлечения нефти от обводненности добываемой продукции (рис 10)

Обводненность продукции, %

* Вариант 1 —о—Вариант2 —Вариант 3-Варнант4 —О—Вариант5

Рис. 10. Зависимость текущего КИН от обводненности продукции

Анализ данной зависимости позволяет говорить о том, что наименее эффективным вариантом организации системы разработки является реализация однорядной системы разработки при шахматном расположении скважин по сетке плотностью 64 га/скв Вытеснение характеризуется повышенными значениями обводненности продукции добывающих скважин (87%) при достаточно низком КИН (16%) Трехрядная система разработки при шахматном расположении скважин по сетке плотностью 64 га/скв (Вариант 4) за рассматриваемый период обеспечивает порядка 20% отбора от начальных геологических запасов при обводненности продукции 66,5% Варианты размещения скважин по более плотной сетке 32 га/скв (Варианты 1, 3 и 5) - имеют близкие по значениям характеристики эффективности процесса вытеснения, по которым КИН составляет порядка 22% (Вариант 5) - 24% (Варианты 1, 3) при обводненности продукции - 80,1% (Вариант 5) - 88,5% (Вариант 3) Проведенные расчеты по накопленному дисконтированному потоку наличности показали наибольшую экономическую эффективность системы поддержания пластового давления (рис 11) по Варианту 3

-2000 -

Годы разработку лет

—*—Вариант I —^о— Вариант2 —ЭК—ВариантЗ-Вариант4 —О—Вариант 5

Рис. 11. Экономическая оценка эффективности систем ППД Сопоставление основных технологических показателей разработки соответствующих систем расстановки скважин и организации ППД, позволяет рекомендовать в условиях достаточно высокой неоднородности коллектора и существенных отличий проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях применять однорядные схемы размещения скважин, когда между рядами горизонтальных и вертикальных добывающих скважин проходит ряд нагнетательных скважин, в тех зонах и участках пласта, где проектируется ГС

В третьей главе «Анализ и обобщение результатов расчета Выводы и рекомендации» подводятся обобщающие итоги диссертационного исследования и полученные в ходе вычислительных экспериментов результаты В главе представлены основные выводы и зависимости, обосновывающие научную новизну и практическую значимость диссертации, а также сформулированы рекомендации на проведение необходимого комплекса специальных исследований для определения величины действительной анизотропии пласта по проницаемости

Основные результаты диссертации:

Подводя итог выполненной работы по гидродинамическому моделированию и созданию усовершенствованной методологии проектирования разработки залежей системами горизонтальных скважин можно сформулировать следующие выводы

1 Одним из важнейших факторов, определяющих объективность прогноза производительности ГС, является показатель анизотропии пласта по проницаемости

2 По результатам гидродинамического моделирования показано, что показатель анизотропии продуктивного пласта практически не влияет на производительность ВС

3 Традиционные способы расчета производительности горизонтальных скважин базируются на использовании осредненного значения коэффициента анизотропии, что приводит к существенным погрешностям при прогнозировании добывных возможностей ГС

4 Предложен, определен и получил практическое применение при проектировании разработки залежей горизонтальными скважинами коэффициент эквивалентной анизотропии, определяемый по фактическим данным эксплуатации ГС и учитывающий геологические особенности строения эксплуатационного объекта, результаты бурения и освоения скважин

5 При обосновании выбора системы разработки нефтяных месторождений ГС в условиях продуктивных пластов, приуроченных к расчлененным, прерывистым коллекторам с низкой песчанистостью, предпочтительными являются однорядные системы с добывающими ГС и нагнетательными ВС как обеспечивающие более эффективное извлечение нефти из недр и больший КИН

6 Многорядное размещение ГС не эффективно вследствие проявления значительного экранирующего эффекта

7 Для повышения надежности прогнозных показателей при проектировании разработки нефтяных месторождений системами ГС необходимо учитывать фактические данные об анизотропии конкретного объекта

Публикации'

По теме диссертационного исследования опубликовано 4 печатные работы

1 Палий А О, Слепцов Д И К вопросу применения вероятностно-статистических и детерминированных моделей залежей при проектировании их разработки //Нефтепромысловое дело -2005 -№6 - с 10-13

2 Слепцов Д И Проблемы и решения в области ЗО-модслирования на этапе адаптации гидродинамической модели с использованием программного комплекса ТетреБ1Моге // Тез докл к междун конф в ИПНГ РАН в 2004 г по вопр Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья - М ГЕОС, 2004 - С 56-57

3 Миллионщиков Н В , Слепцов Д И Об адекватности компьютерных геолого-технологических моделей // Нефтяное хозяйство — 2007 - №2 — с 60-61

4 Слепцов Д И , Палий А О Усовершенствованная методология гидродинамического моделирования разработки залежи горизонтальными скважинами //Нефтяное хозяйство -2007 -№2 -с 62-65

Соискатель

Слепцов Д.И.

Заказ № 142/04/07 Подписано в печать 16 04 2007 Тираж 100 зкз Уел пч 1,5

ООО "Цифровичок", тел (495) 797-75-76, (495) 778-22-20 I ^ 11 с/г ги , е-тай т/о@с/г ги

\ ^ 1 '

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Слепцов, Дмитрий Игоревич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА I. АДАПТАЦИЯ ТРЕХМЕРНОЙ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ И СОПОСТАВЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ.

1.1 Используемые в мировой практике виды геолого-технологических моделей.

1.2 Моделирование геологических особенностей строения залежей углеводородов.

1.3 Неопределенность и риск геологических построений в зависимости от стадии разработки месторождения и качества исходной информации.

1.4 Сопоставление прогнозных (расчетных) и фактических показателей разработки на разных этапах проектирования.

1.4.1 Адаптация трехмерной геолого-гидродинамической модели по фактическим показателям разработки.

1.4.2 Прогнозирование показателей разработки. Степень отклонения от фактических значений.

1.4.2.1 Сопоставление расчетных и фактических режимов работы наклонно-направленных (вертикальных) скважин.

1.4.2.2 Сопоставление расчетных и фактических режимов работы горизонтальных скважин.

ГЛАВА II. ВЛИЯНИЕ ОСНОВНЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА АДЕКВАТНОСТЬ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ И СПОСОБЫ ИХ УЧЕТА.

2.1 Общие сведения о рассматриваемых при моделировании залежах углеводородов.

2.2 Краткая геолого-физическая характеристика объекта разработки.

2.3 Построение трехмерной геолого-гидродинамической модели месторождения.

2.4. Основные геолого-технологические факторы, влияющие на режим работы горизонтальной скважины.

2.5. Влияние коэффициента эквивалентной анизотропии на эффективность горизонтальных скважин.

2.6 Влияние отношения горизонтальной и вертикальной составляющей проницаемости на нефтеотдачу пласта.

2.7 Обоснование критериев целесообразности применения горизонтальных скважин.

2.8 Выбор рационального варианта организации системы ППД при размещении горизонтальных скважин.

2.9 Экономические аспекты внедрения горизонтального бурения в России.

ГЛАВА III. АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

3.1 Анализ и обобщение результатов расчета.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Создание усовершенствованной методологии проектирования и гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами"

Актуальность темы исследования. Проблема проектирования разработки нефтегазовых месторождений является сложной и многогранной, требует привлечения знаний по различным техническим и специальным дисциплинам. В современном нефтяном бизнесе для динамично развивающейся компании, большими темпами вводящей в эксплуатацию месторождения и разрабатывающей запасы углеводородов, остро стоит проблема оперативной оценки эффективности предстоящих капитальных вложений, для чего необходимо рассчитать технологические показатели на срок разработки месторождения.

От объективности расчетных показателей зависит целесообразность разработки залежи и оценка ее эффективности. На современном этапе развития нефтегазовой отрасли России согласно требованиям Минэнерго РФ проектные документы должны сопровождаться построением постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) для оперативного контроля, анализа и регулирования процесса нефтеизвлечения. Необходимость создания ПДГТМ уже сегодня специально оговаривается в лицензионных соглашениях на разработку месторождений.

В последние годы в нефтедобывающей отрасли появилось огромное количество совершенно новых методов и технологий извлечения нефти, относительно небольшой опыт применения которых нельзя недооценивать. Среди таких инновационных методов, направленных, прежде всего, либо на интенсификацию притока, либо на сокращение остаточных запасов и полноту извлечения нефти из недр особое место занимает технология горизонтального бурения и разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами (ГС), сложность траектории и качество строительства которых вышли на совершенно новый уровень. На нефтяных месторождениях России бурение и освоение горизонтальных скважин является сравнительно новой, «молодой» и перспективной технологией. На сегодняшний день не имеется достаточно богатого опыта внедрения горизонтальных скважин на месторождениях страны. Сложившаяся ситуация характеризуется рядом объективных причин. В первую очередь - это высокие капитальные затраты на строительство горизонтальной скважины. Во вторую - качественный контроль необходимых параметров в процессе бурения, т.е. наличие соответствующего оборудования, позволяющего оперативно реагировать на поступающую в процессе бурения скважины информацию. Однако уже сегодня появляются российские нефтедобывающие компании, которые бурят горизонтальные скважины либо собственными силами, либо привлекая опыт специалистов сторонних сервисных компаний. И в том и в другом случае необходима надежная основа и сопровождение проекта для обеспечения наиболее оптимальной траектории горизонтального участка скважины с целью достижения максимального эффекта, поскольку риск неудачи несет за собой огромные материальные потери и дополнительные затраты.

С внедрением относительно новых принципов проектирования и мониторинга разработки нефтяных месторождений, а именно созданием трехмерных геолого-гидродинамических моделей, появилась возможность более детально рассматривать возможность и экономическую эффективность внедрения современных технологий и различных методов по интенсификации добычи нефти, увеличению охвата продуктивных пластов воздействием.

Однако следует отметить, что при создании ПДГТМ, в виде основы проектирования разработки, особое внимание обращается на качество и достоверность исходной информации, соответствующие требования к которой выдвигает регламент [65]. Как показывает практика использования существующих программных комплексов для геолого-гидродинамического моделирования (Eclipse, VIP, TempestMore и т.д.) в качестве мощных инструментов для проектирования и прогнозирования основных технологических показателей разработки месторождения, неучет какой-либо, казалось бы, незначительной особенности геологического строения залежи, может привести к серьезным ошибкам, как в процессе расчета, так и при последующих выводах и решениях на основе полученных результатов, что влечет за собой большие технологические риски и существенные финансовые потери.

Особый интерес изучения вызывает влияние вертикальной изолированности отдельных прослоев продуктивного пласта на показатели разработки при эксплуатации горизонтальных скважин (ГС), поскольку реальные пласты анизотропны, а в пределе и расчленены. В работе [8] отмечается, что с увеличением анизотропии пласта продуктивность ГС пропорционально уменьшается. При высоких коэффициентах анизотропии (3 > 50 дебиты ГС могут не превышать дебитов вертикальных скважин. Поэтому определение коэффициента анизотропии пласта необходимо при обосновании бурения ГС. Бурение ГС на многослойных и неоднородных нефтяных пластах может не дать ожидаемого большого увеличения дебитов и даже существенно снизить нефтеотдачу пластов [39]. Ситуацию осложняет тот факт, что проектировщик, стараясь создать адекватную модель месторождения, не в силах учесть и внести в модель всю достоверную исходную геолого-промысловую информацию из-за отсутствия таковой. Если основные параметры залежи, такие как насыщенность, проницаемость, пористость и т.д. задаются при моделировании в качестве исходных скважинных данных, полученных на основе геофизических исследований, то некоторые параметры и особенности геологического строения объекта разработки не возможно точно учесть без специальных, редко проводимых исследований. Тут на помощь приходит опыт и практика, позволяющие использовать такие значения недостающих исходных данных, которые не противоречат здравому смыслу и встречаются чаще всего. Так в качестве соотношения латеральной и вертикальной составляющей вектора проницаемости, т.е. в качестве коэффициента анизотропии, чаще всего используют значение, соответствующее отношению 1:10, таким образом, забывая о том, что каждое месторождение уникально по своим характеристикам. Проблему обостряет тот факт, что в современных условиях развития частной собственности, когда нефтяные компании стремятся собственными силами развивать и внедрять инновационные технологии и, имея определенную научную и интеллектуальную базу, держат ее строго внутри компании, охраняя как коммерческую тайну. В результате отсутствует единая научно-техническая база, содержащая опыт применения той или иной технологии и долгий период существовавшая во времена СССР, и которой так не хватает в настоящее время. В результате недропользователю, внедряя на своих участках деятельности относительно новую технологию, приходиться рассчитывать лишь на свой опыт и зачастую идти на определенный риск получения отрицательного эффекта. «Относительно новую» - потому что технология, возможно, новая лишь для данной компании, а в другой компании уже давно реализуется и накоплен определенный опыт ее применения, при этом достаточно хорошо отточена технология.

Одним из требований Регламента [65] при составлении ПДГТМ является обязательное воспроизведение истории разработки как по всей залежи в целом, так и по отдельной скважине, т.е. адаптация созданной трехмерной геолого-гидродинамической модели по фактическим технологическим показателям. Именно настроенная на качественное воспроизведение истории гидродинамическая модель является пригодной для дальнейшего прогнозирования основных технологических показателей разработки месторождения. Соответственно наиболее качественной адаптации возможно добиться лишь на гидродинамической модели, адекватно описывающей геологическое строение моделируемого объекта.

Целью диссертационного исследования является создание усовершенствованной методологии проектирования разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами на основе результатов гидродинамического моделирования и выявление наиболее значимых факторов, влияющих на достоверность прогнозирования добывных возможностей горизонтальных скважин.

Объектом исследования являются результаты практического применения специализированных программных комплексов для геолого-гидродинамического моделирования залежей углеводородов и полученных с их помощью прогнозных технологических показателей разработки месторождения с применением систем вертикальных (наклонно-направленных) и горизонтальных скважин в различных геолого-промысловых условиях на примере ОАО «РИТЭК», а также сравнение их с фактическими результатами.

Теоретической, методологической и методической базой исследования послужили конкретные теоретические труды, аналитические исследования и статистические материалы, характеризующие внедрение горизонтальных скважин, как на территории РФ, так и за ее пределами.

Все расчеты выполнены с помощью программного комплекса для гидродинамического моделирования фильтрационных процессов TEMPESTMore, который является зарегистрированной торговой маркой программных продуктов компании ROXAR.

Научная новизна.

0 Предложен способ воспроизведения истории работы горизонтальных скважин на этапе адаптации трехмерной гидродинамической модели на основе использования коэффициента эквивалентной анизотропии, обеспечивающего большую сходимость технологических параметров работы скважин.

0 На основе вычислительного эксперимента установлены зависимости:

- коэффициентов продуктивности от анизотропии пластов по проницаемости для вертикальных (наклонно-направленных) и горизонтальных скважин;

- коэффициента нефтеотдачи (КИН) от анизотропии при использовании систем горизонтальных скважин.

0 Определена целесообразность бурения горизонтальных скважин в различных геолого-промысловых условиях;

0 Проведена оценка эффективности различных систем разработки с применением горизонтальных скважин при внутриконтурном заводнении, показавшая преимущества однорядной системы с добывающими горизонтальными и нагнетательными вертикальными скважинами в условиях продуктивных пластов месторождений Западной Сибири ОАО «РИТЭК» приуроченных к сильно расчлененным, прерывистым коллекторам с низкой пес-чанистостью.

Практическая значимость диссертационного исследования заключается в том, что представленные результаты и выводы, а также предлагаемые на их основе рекомендации и подходы могут быть использованы при проектировании разработки нефтяных месторождений с помощью трехмерных ПДГТМ. Они будут полезны при оценке исходной информации, закладываемой в ПДГТМ на начальном этапе ее построения, позволят оперативно оценить до-бывные возможности планируемой к вводу в эксплуатацию ГС, упростить процесс адаптации ПДГТМ за счет использования единого корректировочного коэффициента эквивалентной анизотропии и определить необходимые минимальные объемы исследовательских работ для достижения приемлемой достоверности прогнозных расчетов.

Апробация работы. Основные результаты теоретического исследования и практические рекомендации диссертационной работы использовались при составлении Технологических схем и Анализа разработки Сандибинского, Восточно-Перевального и Средне-Хулымского нефтяных месторождений, были представлены на конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» в Москве 24-26 ноября 2004 года, а также обсуждались на научном семинаре Кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений при РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

По теме диссертационной работы опубликовано 4 печатные работы в различных изданиях.

Структура и объем диссертации находятся в соответствии с основными задачами и характером проводимого исследования. Работа содержит 115 страниц текста, иллюстрирована 52 рисунками, 25 таблицами и 19 приложениями, список использованной литературы насчитывает 88 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Слепцов, Дмитрий Игоревич

3.2 Выводы и рекомендации.

Подводя итог выполненной работы по гидродинамическому моделированию и созданию усовершенствованной методологии проектирования разработки залежи системами горизонтальных скважин можно сформулировать следующие выводы:

1. одним из важнейших факторов, определяющих объективность прогноза производительности горизонтальной скважины, является показатель анизотропии пласта по проницаемости;

2. по результатам гидродинамического моделирования показано, что показатель анизотропии продуктивного пласта практически не влияет на производительность вертикальных скважин;

3. традиционные способы расчета производительности горизонтальных скважин базируются на использовании осредненного значения коэффициента анизотропии, что приводит к существенным погрешностям при прогнозировании добывных возможностей горизонтальных скважин;

4. предложен, определен и нашел практическое применение при проектировании разработки залежей горизонтальными скважинами на ряде месторождений ОАО «РИТЭК» коэффициент эквивалентной анизотропии, определяемый по фактическим данным эксплуатации горизонтальных скважин и учитывающий геологические особенности строения эксплуатационного объекта, результаты бурения и освоения скважин;

5. при обосновании выбора системы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами предпочтительными являются однорядные системы с добывающими горизонтальными и вертикальными нагнетательными скважинами как обеспечивающие более эффективное извлечение нефти из недр и больший КИН;

6. многорядное размещение горизонтальных скважин не эффективно вследствие проявления значительного экранирующего эффекта;

7. для повышения надежности прогнозных показателей при проектировании разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин необходимо учитывать фактические данные об анизотропии конкретного объекта.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Слепцов, Дмитрий Игоревич, Москва

1. Bernard J.J. Effect of floodwater salinity on recovery oil from cores containing clays. // Prod. Monthly, 1968, June, pp. 2 -5.

2. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. Pennwell Publishing Company. Tulsa, Oklahoma, USA, 1991.-535 p.

3. Maurer W.C. Recent Advances in Horizontal Drilling // The Journal of Canadian Petroleum Technology. Vol. 34, Num. 9 (November 1995). - P. 25-33.

4. Арбатов П.А. Проблемы определения минимального текущего рентабельного дебита. // Нефтепромысловое дело, 2002, №6.

5. Афанасьева А.В., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М.: Недра, 1975,215 с.

6. Ахмадуллин Э.А. Алгоритм выбора технологии зарезки второго ствола. // Нефтепромысловое дело. №11,2004, с. 21-25.

7. Бадьянов В.А., Бохан Т.А. Методы построения геологической основы проектирования разработки нефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1984, с. 89-97.

8. Баишев Б.Т., Подлапкин В.И. Рациональные системы разработки нефтяных залежей при разбуривании их горизонтальными скважинами. Научно-исследовательская и конструкторская деятельность ВНИИ за 50 лет //Тр. ин-та /ВНИИ. 1994.-Вып. 117.-с. 106-113.

9. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.

10. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Особенности проектирования разработки с учетом их неоднородности. М.: Недра, 1976.

11. Васильев В.И., Закиров С.Н., Крылов В.А. Особенности разработки водонеф-тяных зон при периодической эксплуатации горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство. №5,2004, с. 58-61.

12. Галлеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. / Монография М.: КУбК-а, 1997.

13. Гарипов В.З. Состояние разработки нефтяных месторождений и прогноз нефтедобычи на период до 2015 г. // Нефтяное хозяйство. 2000. - №7.

14. Генри Б. Кричлоу. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования. - М., Недра, 1979, 303 с.

15. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. -М.: Недра, 1982.311 с.

16. Голов J1.B., Блинникова Т.П. Аналитический обзор по результатам строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в нефтедобывающей промышленности за 1990-1996 гг. -М.: ВНИИОЭНГ, 2000.

17. Голов J1.B., Волков С.Н. Современное состояние и перспективы применения горизонтальных скважин в России. // Нефтяное хозяйство. №3, 1997.

18. Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование. Материалы семинара-дискуссии. Казань, «Мастер Лайн», 2000. -256 с.

19. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1998

20. Зубов Н.В. Приближенные методы прогнозирования эффективности бурения ГС и БГС. IV международная научно-практическая конференция по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 23-25 октября, 2000 г.). М: Нефть и газ, 2001. -с. 203-216.

21. Игошкин В.П., Шлезингер А.Е. Генетические типы неокомских клиноформ Западной Сибири. Геология и геофизика. № 8, 1990, с. 16-21.

22. Инструкция по освоению и исследованию скважин на месторождениях Западной Сибири. РД 39-2-1217-84. / Краснодар, 1985.

23. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. РД 39-133-94. / М., 1994.

24. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002, 140 с.

25. Карпов В.Б., Круглыхин А.В. Технологическая и финансово-экономическая надежность разработки нефтяных месторождений. М.: Издательство Академии горных наук, 2000.

26. Карпов В.Б., Якимов А.С. Геологическое моделирование объектов, планируемых к освоению горизонтальным бурением. // Технологии ТЭК. №2, 2005г.

27. Карпов В.Б., Якимов А.С. Использование постоянно-действующей ГГМ для сопровождения объектов, разрабатываемых горизонтальным бурением. // Технологии ТЭК. №3, 2005г. с. 36-41.

28. Классификатор трудноизвлекаемых запасов нефти. Минтопэнерго РФ / М., 1998, 10 с.

29. Кочкин С.Е. Некоторые особенности вытеснения нефти из неоднородных малопроницаемых коллекторов. // Нефтепромысловое дело. №2,2004, с. 8-12.

30. Кузин Ф.А. Кандидатская диссертация. Методика написания, правила оформления и порядок защиты. М, «Ось-89», 1998.

31. Кулагин А.В., Мушин И.А., Павлова Т.Ю. Моделирование геологических процессов при интерпретации геофизических данных. М.: Недра, 1994, 250 с.

32. Кунцяк Я.В., Гаврилов Я.С., Мрозек Р.Е., Муслимов Р.Х. и др. Отбор керна увеличенного диаметра в горизонтальных скважинах. // Нефтяное хозяйство. №8, 2003, с. 38-39.

33. Лейбензон JI.C. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. -М.: Гостехиздат., 1947.

34. Лисовский Н.Н. Состояние разработки нефтяных месторождений России и задачи по дальнейшему ее совершенствованию. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996 - №6, с. 33-37.

35. Лысенко В.Д. К проблеме создания математической модели разработки нефтяного месторождения. // Нефтяное хозяйство, 2002. №3.

36. Лысенко В.Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами // Нефтяное хозяйство, 1997. №7. - с. 19-24.

37. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин. // Нефтепромысловое дело, 2005. №1.

38. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М, «Недра», 1993, с.312.

39. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 608 с.

40. Методическое руководство по расчету коэффициентов нефтеизвлечения нефти из недр РД 39-0147035-214-86. -М., 1986.

41. Мукминов И.Р. Моделирование разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами. Кандидатская диссертация, Уфа, 2004.

42. Муравьев В.М. Спутник нефтяника, М.: Недра, 1977, 304 с.

43. Мусин М.М., Муслимов Р.Х., Сайфуллин З.Г., Фаткуллин А.Х. Исследование механизма заводнения неоднородных пластов., Казань, Отечество, 2001, 252 с.

44. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологий разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. // Казань, Таткниго-издат, 1989, 136 с.

45. Муслимов Р.Х., Галлеев Р.Г., Сулейманов Э.И. и др. О комплексной системе разаработки трудноизвлекаемых запасов нефти. // Нефтяное хозяйство, №6, 1996.

46. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Волков Ю.А. и др. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений АО «Татнефть». // Нефтяное хозяйство, №12, 1996.

47. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Фазлыев Р.Т. и др. Системы разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №4, 1996.

48. Нормы технологического проектирования объектов сбора транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. ВНТП 3-85. / М., 1985.

49. Основные положения об организации работ по охране труда в нефтяной промышленности. / М., 1996.

50. Палий А.О., Слепцов Д.И. К вопросу применения вероятностно-статистических и детерминированных моделей залежей при проектировании их разработки. // Нефтепромысловое дело. 2005. - №6. - с. 10-13.

51. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.

52. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат., 1961.

53. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ-08-624-03). /М.,2003.

54. Правила охраны недр ПБ 07-601-03. Госгортехнадзор России от 06.06.03г., № 71

55. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. Труды научно-практической конференции. Казань, «Новое знание», 1998.

56. Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Оценка предельной длины горизонтальной скважины. // Нефтяное хозяйство. №1, 2004, с. 71-74.

57. Рапин В.А. Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных и круто наклонных скважин. // Нефтяное хозяйство, №8, 1994.

58. Рассохин С.Г. Анизотропия фильтрационных свойств горных пород и ее влияние на относительные фазовые проницаемости. // Геология нефти и газа. -2003. -№3.- с. 53-56.

59. РД 08-492-02. Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте. Министерство топлива и энергетики РФ. НПО "Буровая техника". / М., 2002.

60. РД 153-39.0-072-01. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. / М., 2001.

61. Регламент по созданию постоянных действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. М., 2000.

62. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96). / М., 1996.

63. Савельев В., Богомольный Е., Струкова Н., Берлин А. Опыт проектирования и разработки низкопродуктивных объектов с применением горизонтальной технологии бурения. // Бурение. -2001. -№2. с. 48-53.

64. Савельев В.А., Сугаипов Д.А. Дебиты горизонтальных скважин в пластах с высокими вертикальной анизотропией и расчлененностью. // Нефтяное хозяйство, №11, 2003, с. 68-70.

65. Савельев В.А., Сугаипов Д.А. Причины низкой эффективности эксплуатации одной из горизонтальных скважин Верх-Тарского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2003. - №4. - с. 102-103.

66. Савенков В.Ю. Моделирование процесса нефтеизвлечения для оценки потерь углеводородов вследствие преждевременного вывода скважин из эксплуатации. // Нефтяное хозяйство, 2002, №1.

67. Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Газизов И.Г. и др. Выбор добывающих скважин для зарезки боковых горизонтальных стволов. // Нефтепромысловое дело. №12, 2003, с. 77-82.

68. Саттаров М.М., Мусин М.Х., Полудень И.А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. М.: ВНТИЦентр, 1991.-с. 68-75.

69. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород месторождений Западной Сибири. // Нефтяное хозяйство. 1997. - №9. - с. 52-54.

70. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова., М.: Недра, 1974, 704 с.

71. Стратегия социально-экономического развития Татарстана. // «Республика Татарстан», №135 (24951), 5 июля 2003г.

72. Требин Г.Ф. Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах., Гостоптехиз-дат, 1954, 157 с.

73. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами., М.: МО МАНПО, 2000, 525 с.

74. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Нуреева Н.С. О влиянии анизотропии и положения ГС в пласте на ее продуктивность. // Тр. ТатНИПИнефть: Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана. Бугульма, 1996.

75. Хаустов А.П. Идентификация анизотропии фильтрационно-емкостных свойств коллекторов на основе многомерного моделирования. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №2, 2005, с.52-57.

76. Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. 568 с.

77. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М, Телин А.Г., Ибрагимов Г.З., Латыпов А.Р., Потапов A.M. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. М.: ВНИИОЭНГ, 1994.-Т.1.

78. Цветкова М.А. Влияние минералогического состава песчаных пород на фильтрующие способности и нефтеотдачу. // Тр. института нефти АН СССР, вып. 3, 1954, с. 207-211.

79. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат., 1963.

80. Шарафутдинов Р.Ф., Валиулин РД. Моделирование полей давления и температуры в пласте при пуске горизонтальной скважины в работу. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. - №3. - с. 5-9.

81. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации. Часть 1., М.: Нефть и газ, 1995.