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"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА

СОЗДАНИЕ УСОВЕРШЕНСТВОВАННОЙ МЕТОДОЛОГИИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ (НА ПРИМЕРЕ ОАО «РИТЭК»)

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

на правах рукописи

УДК6222760(11 1 КОЯ 2007

СЛЕПЦОВ Дмитрий Игоревич

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2006

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»)

Научный руководитель: кандидат технических наук, профессор

Палий Александр Остапович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Бочаров Валерий Александрович,

кандидат технических наук Ермолаев Сергей Александрович

Ведущая организация: ООО «КогалымНИПИнефть»

Защита состоится « ^^ » _ 2007 года в 15 — часов в ау-

дитории 731 на заседании Диссертационного Совета Д 212 200 08 ВАК РФ при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И М Губкина по адресу 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект, д 65

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

Автореферат разослан « ^ » 2006 года

Ученый секретарь

Диссертационного Совета,

доктор технических наук, ^^Р

профессор С__БЕ 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 анизеу- \

и''

тропии пласта необходимо при обосновании применения ГС Бурение ГС на многослойных и неоднородных нефтяных пластах может не дать ожидаемого большого увеличения дебитов и даже существенно снизить нефтеотдачу пластов 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 тд 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

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 технологических показателей разработки месторождения Соответственно наиболее качественной адаптации возможно добиться лишь на гидродинамической модели, адекватно описывающей геологическое строение моделируемого объекта

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

Целью диссертационного исследования является создание усовершенствованной методологии проектирования разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами на основе результатов гидродинамического моделирования и анализа 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 се пределами

Все расчеты выполнены с помощью программного комплекса для гидродинамического моделирования фильтрационных процессов ТЕМРЕЗТМоге, который является зарегистрированной торговой маркой программных продуктов компании Е-ОХАЕ.

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 большую 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 на-шетательными 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 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 РГУ нефти и газа им И М Губкина 1 декабря 2005 года

По теме диссертационной работы опубликовано 2 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 и профессору А О Палию, д т н профессору В Д Лысенко, к т и В Б Карпову, д т и профессору О В Чубанову за постановку задачи, содействие и постоянное внимание к работе на всех этапах подготовки диссертации Автор благодарит коллектив кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им И М Губкина Особую признательность автор выражает дтн профессору 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, 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 глии не может представляться в геологической модечи в виде однородного пласта с плавным латеральным изменением коэффициента песчаЕшстости, даже если при этом не искажается величина запасов Также, существенным является требование физичности геологической модели Особенно это относится 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

7 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 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 балансовых7", "Что, если обводненность продукции окажется выше проектной7", "Что, если продуктивность горизонтальной скважины окажется ниже прогнозируемой7" 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

Практика показывает, что о степени достоверности расчетов технологических показателей разработки можно судить по первым годам прогнозирования Поскольку в данной работе особое внимание уделено оценке достоверности при проектировании методов увеличения и интенсификации добычи нефти (в частности эффективности внедрения технологии горизонтального бурения), анализ представлен как отдельно по горизонтальным и вертикальным скважинам, так и в целом по фонду скважин месторождения

Расчет прогнозных показателей разработки проводился с помощью программного комплекса для гидродинамического моделирования ТЕМРЕБТМоге (ЯОХАЮ

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 так же количества дней работы каждой скважины за первый год работы, были получены среднесуточные дебиты 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 дебитов 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 АР, МПа 6,4 7,1 11,25

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

Как видно из таблицы 1 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, характеризующих добывпые возможности скважин, является коэффициент продуктивности, расчетное и фактическое значения которого имеют очень хорошую сходимость (отклонение от фактической величины составило 6,05%)

Таким образом, оценка адекватности прогнозных расчетов построенных на базе созданной модели 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 АР, МПа 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 дебетами 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 второй главе «Влияние основных геолого-технологических факторов на адекватность гидродинамической модели и способы их учета» представлены общие сведения о моделируемых объектах разработки и дапа 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 месторождения Представлены результаты влияния наиболее значимых факторов на эффективность работы горизонтальных скважин Предложено использование единого коэффициента эквива-

лентной анизотропии, как наиболее эффективного способа учета физических явлений, происходящих вокруг горизонтального ствола, и позволяющего достичь максимальном 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 IRAI3 RMS. Процесс моделирования месторождения в IRAI' 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 лито логическое моделирование. Его цель - получение трёхмерного распределения пород различных ли чогипов в пространстве. Третий этап - это петрофизичсскос моделирование, т.е. получение трехмерного пространственного распределений пстрофiпических свойств с учётом литологии, смоделированной на предыдущем этапе.

На основе

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

При моделировании объектов всегда встает проблема укрупнения изначальной геологической модели и усреднения се свойств. Современная вычислительная техника не настолько производительна, чтобы рассчитывать модели из 3-х,,.4-х млн. ячеек, не говоря о более крупных месторождениях, где число ячеек

Рис. 1. Трехмерная гидродинамическая модель нефтен асыщен ноети.

геологической модели доходит до нескольких десятков миллионов В связи с этим детальность трехмерных геологических моделей обычно гораздо выше детальности гидродинамических моделей Если для параметров пористости и насыщенности задача переноса параметров вполне удовлетворительно решается путем осреднения (или осреднения с учетом весового параметра), то для переноса полей проницаемости используется метод ирясак^ Именно на этом этапе происходит укрупнение сетки, а значит и определенное упрощение модели При укрупнении сетки по вертикали нивелируется неоднородность коллектора, т 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

р=^Ж , (1)

где кг и к% - 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

В существующей научной литературе, посвященной притоку к горизонтальной скважине, в большинстве случаев, зона дренирования рассматривается в виде эллипса

АР

£>гс =2 ж к И

1п-

а + , а - -

(2)

Р Iг

Ь 2

Р ,

Ь (0 + 1) к гс

где а - большая полуось эллипса дренирования, которая равна

а- — 2

0,5 + ,(0,25+

(3)

Ь - эффективная длина горизонтального ствола, ЯК - радиус контура питания, остальные параметры общепринятые

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 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 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 на рассматриваемой залежи не проводились и величина коэффициента анизотропии не известна, то предлагается ввести специальный адаптационный коэффициент -коэффициент «эквивалентной анизотропии» в виде следующего соотношения

/» = ,1^. (4)

Ц„ а

где к/■ 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 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

ООО 5 00 1000 15 00 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 параметра анизотропии и па работу вертикальных скважин Результаты расчетов представлены на рис 3

Полученные результаты указывают на то, что влияние анизотропии на работу ВС незначительно и пренебрежимо мало Именно это обстоятельство позволило 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 коэффициента действительной 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 скважин, позволяют говорить о существовании больших различий в горизонтальной и вер-

10 00 15 00

Коэффициент анизотропии

Рис 3 Зависимость продуктивности ВС от коэффициента эквивалентной анизотропии

тикалыюй составляющих проницаемости В связи с чем возникает необходимость оценки влияния коэффициента анизотропии на нефтеотдачу рассматриваемого объекта разработки

Итогом проведенных расчетов стало построение зависимости нефтеотдачи рассматриваемого объекта от коэффициента анизотропии, которая приведена на рис 4

03«5 ■

ОЛЮ [ I » ■ ■ I I ■ ■ ■ | ■ I ■ ■ I ■ I ■ ■ | ■ ■ I ■ | I I I ■ I ■ ■ ■ ■ I I ■ ■ ■ I ■ I ■ ■ I ■ ■ ■ ■ I I ■ ■ » I I I I ■

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

Коэффициент нпиэдтропии

□ при 8 ГС (4% общего фонда) О при 18 ГС (10% общего фонда) А при 26 ГС (15 5% общего фонда)

Рис. 4 Зависимость КИН от коэффициента анизотропии

Представленные результаты расчета показывают, что для условий рассматриваемого месторождения КИН изменяется в пределах от 32 до 33,5% Учитывая полученную динамику уменьшения продуктивности ГС с увеличением анизотропии, представляет интерес оценить характер изменения КИН при увеличении доли горизонтальных скважин в общем фонде скважин месторождения По идее тенденция к более существенным изменениям КИН должна наблюдаться с увеличением количества ГС Однако полученные зависимости (рис 4) не подтвердили это предположение и показали, что в данных условиях бурение горизонтальных скважин способствует более интенсивной выработке приходящихся на них запасов Интенсивность выработки запасов нефти пласта, разрабатываемого системой горизонтальных и вертикальных скважин, при различной величине коэффициента 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 (0, годы КИН, % Коэфф анизотропии (/?) Количество ГС (ЛГгс), шт

1 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

Срак разработки, лет

Н^8ГС<4<* ФОнДв скважин) -Ф- 18 ГС (10%фои1» с«ш»!ин) -*-26 ГС (15,5» фонда скважии)

Рис. 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 по 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.

На рассматриваемой залежи на I 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 анизотропии при использовании ГС и ВС соответственно. Кроме того, по выделенной группе скважин, вертикальных и го-

О

О О

О-

Рис. 6. Схема замены ВС на ГС.

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

Коэффициент анизотропии ^н^нн 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 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 1Г) и отрицательного (область III) эффекта бурения ГС

• / * «

При 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 показывает практика, ((листовое давление в зонах размещения горизонтальных скважин при их эксплуатации изменяется большими темпами, чем в зонах пласта эксплуатируемых вертикальными скважинами. Для достижения хороших дебитор ГС н оптимальной работы залежи необходима эффективная система ППД.

Этот вопрос был рассмотрен как один из возможных вариантов компенсации более низкой добычи нефти из горизонтальных скважин из-за недооцененной анизотропии и, соответствен по, несколько завышенной проектной нефтеотдачи.

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

На рассматриваемом участке залежи практически полностью сформирована система внутриконтурного заводнения. Поэтому в расчетах были рассмотрены следующие виды системы Внутри контур яого воздействия: 0 площадная девятиточечная (Вариант I); а однорядная, шахматное расположение скважип (Вариант 2); и однорядная, линейное расположение скважин (Вариант 3); и трехрядная, шахматное расположение скважин (Вариант 4); а трехрядная, линейное расположение скважип (Вариант 5).

Рис. К. Расположение скважип па выделенном фрагменте залежи.

Характеристика каждой планируемой системы разработки представлена в таблице 4

Таблица 4. Характеристика рассматриваемых систем разработки

№ варианта Общее кол-во скважин участка Плотность сеткн 5С, 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 и 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 0-1

160-1-1-1-1-1-1-

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

й Вариант 1 —о—Вариант 2 —г—Вариант 3-Вариант 4 —О—Вариант 5

Рис. 9. Динамика пластового давления

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

Обводненность продукции, %

—*—Вариант 1 —о—Вариант2 —^—Вариант 3-Вариант4 —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 также показали наибольшую экономическую эффективность данной системы поддержания пластового давления (рис 11)

1500 п

-2000 -----

Годы разработку лет

—*— Вариант 1 —о— Вариант 2 —^— Вариант 3-Вариант 4 —О— Вариант 5

Рис 11 Экономическая оценка эффективности систем ГТГТД Сопоставление основных технологических показателей разработки соответствующих систем 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 минимально 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 ГС на ряде месторождений ОАО «РИТЭК» 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 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 2 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-моделирования на этапе адаптации гидродинамической модели с использованием программного комплекса Тешре51Моге // 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

Соискатель

Слепцов Д И

Заказ № 101/12/06 Подписано в печать 1412 2006 Тираж 100 экз Уел ил 1,5