Научная статья на тему 'Методы повышения эффективности разработки водоплавающих нефтяных залежей'

Методы повышения эффективности разработки водоплавающих нефтяных залежей Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
1092
281
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
конус подошвенной воды / одновременно-раздельная эксплуатация / совместная эксплуатация / двуствольная скважина / water coning / dual completion allowing segregated production / co-mingled production / dual well

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Поушев Андрей Викторович, Квеско Бронислав Брониславович, Карпова Евгения Геннадьевна, Квеско Андрей Русланович

С помощью фактической действующей трехмерной гидродинамической модели нефтяного пласта БВ81-3 нефтегазоносного месторождения А (Томская область) изучены основные причины образования конусов подошвенной воды в пласте. Рассмотрены различные методы, позволяющие замедлить рост обводнения скважины, такие как определение оптимального положения и мощности интервала перфорации вертикальной скважины, совместная и одновременно-раздельная эксплуатация нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта. Показана эффективность одновременно-раздельной эксплуатации водонасыщенной и нефтенасыщенной зон пласта с помощью двуствольной скважины (вертикальный и горизонтальный ствол) либо с помощью двух параллельных горизонтальных стволов.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Поушев Андрей Викторович, Квеско Бронислав Брониславович, Карпова Евгения Геннадьевна, Квеско Андрей Русланович

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

The main reasons of forming bottom water cones in the layer have been studied by the real operating three-dimensional hydrodynamic model of oil reservoir BV81-3 of oil and gas deposit A (Tomsk region). Different techniques allowing slowing down the growth of well watering such as determination of optimal position and perforation interval power of vertical well, co-mingled and dual completion production of oil-and water saturated layer zones were considered. The efficiency of dual completion production of water and oil saturated layer zones by a dual well (vertical and horizontal bores) or by two parallel horizontal bores was shown.

Текст научной работы на тему «Методы повышения эффективности разработки водоплавающих нефтяных залежей»

УДК 622.276

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ВОДОПЛАВАЮЩИХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

А.В. Поушев, Б.Б. Квеско, Е.Г. Карпова, А.Р. Квеско

Томский политехнический университет E-mail: AVPoushev@tnk-bp.com

С помощью фактической действующей трехмерной гидродинамической модели нефтяного пласта БВ81-3 нефтегазоносного месторождения А (Томская область) изучены основные причины образования конусов подошвенной воды в пласте. Рассмотрены различные методы, позволяющие замедлить рост обводнения скважины, такие как определение оптимального положения и мощности интервала перфорации вертикальной скважины, совместная и одновременно-раздельная эксплуатация нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта. Показана эффективность одновременно-раздельной эксплуатации водонасыщенной и нефтенасыщенной зон пласта с помощью двуствольной скважины (вертикальный и горизонтальный ствол) либо с помощью двух параллельных горизонтальных стволов.

Ключевые слова:

Конус подошвенной воды, одновременно-раздельная эксплуатация, совместная эксплуатация, двуствольная скважина.

Key words:

Water coning, dual completion allowing segregatedproduction, co-mingledproduction, dual well.

Большинство нефтяных залежей, разрабатываемых в настоящее период, частично или полностью подстилаются подошвенными водами, оконтури-ваются краевыми водами, а в ряде случаев имеет место и то, и другое одновременно. Разработка водоплавающих нефтяных залежей характеризуется незначительным по продолжительности, а в ряде случаев и вовсе отсутствующим безводным периодом эксплуатации скважин, высокой себестоимостью добываемой нефти, повышенной обводненностью добываемой продукции, низкими дебитами по нефти и низким коэффициентом извлечения нефти, малыми темпами разработки. Как показывают анализы разработки месторождений с подошвенной водой, конусообразование (процесс стягивания подошвенных вод в скважину через забой или в нижние отверстия перфорированного интервала колонны) является основной причиной обводнения скважин. Это значительно снижает конечные значения коэффициента извлечения нефти и рентабельность разработки месторождения в целом.

Причины образования конусов

подошвенной воды в пласте

Вследствие отбора нефти появляется тенденция к деформированию поверхности раздела двух фаз, которая принимает холмообразный вид, называемый конусом подошвенной воды. Такая поверхность образуется вследствие того, что поток нефти к несовершенной скважине на расстоянии большего одного-двух значений продуктивной толщины от ее оси (внешняя зона) можно считать плоскорадиальным, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта. В силу того, что горизонтальная проницаемость для малопроницаемых пород в несколько раз больше вертикальной, градиент давления сдвига для жидкости увеличивается в направлении, перпендикулярном напластованию. Поэтому линии тока в этой зоне

располагаются параллельно кровле и подошве пласта. В [1-4] установлено, что создавая повышенные градиенты давления на пласт и снижая давления ниже давления насыщения, мы тем самым способствуем снижению структурно-механических свойств нефти в околоскважинной зоне и увеличению скорости фильтрации. Вокруг забоя скважины образуется внутренняя зона, характеризующаяся пространственным притоком, в которой линии тока искривлены. В результате такого искривления линий тока появляется вертикальная составляющая скорости фильтрации, значение которой возрастает с приближением к оси скважины. Наличие вертикальной составляющей приводит к подтягиванию поверхности раздела нефть-вода или газ-нефть, а ее уменьшение с увеличением расстояния от оси скважины обуславливает образование конусообразной границы раздела.

Модель черной нелетучей нефти

К настоящему времени надежные способы, позволяющие без значительных потерь нефти и материальных затрат добиться длительной работы скважин без появления в их продукции воды, еще не найдены.

В общем случае процесс конусообразования, как и многие другие задачи разработки месторождений, не имеет точного решения, поэтому для физико-математического моделирования процесса конусооб-разования была использована трехфазная, трехмерная модель черной нелетучей нефти (Black oil model, Eclipse 100). Для этой цели была использована фактическая действующая трехмерная гидродинамическая модель нефтяного пласта БВ81-3 месторождения А Западной Сибири, в которой был выделен сектор размерами 1500x1000x33 м, разбитый на ячейки по 20 м по длине и ширине, 1,5 м - по высоте. Геометрические параметры модели представлены в таблице. Используемая действующая трехмерная гидродинамическая модель нефтяного пласта

БВ81-3 соответствует промыслово-геологическим условиям Самотлорского месторождения.

Таблица. Параметры модели пласта БВ81- месторождения А

Параметры Значение

Количество ячеек, шт. 82500

По X 75

По Y 50

По Z 22

Проницаемость по горизонтали

В нефтенасыщенной зоне, мД 100

В водонасыщенной зоне, мД 100

Коэффициент анизотропии 0,1

Свойства пластовой воды

Вязкость, сП 0,4

Плотность, кг/м3 1018

Свойства пластовой нефти

Вязкость, сП 0,85

Плотность в стандартных условиях, кг/м3 841

Пластовое давление, атм 213

Пористость пласта, % 22,5

В модели нелетучей нефти предполагается наличие трех фаз (нефть-вода-газ). Вода и нефть не смешиваются, а газ предполагается растворимым в воде и нефти. Модель нелетучей нефти базируется на уравнении неразрывности или сохранения массы флюидов и уравнении движения (закон Дарси), которым описывается скорость фильтрации для каждого из фильтрующихся флюидов. Закон Дарси устанавливает зависимость между скоростью фильтрации и градиентом давления для каждой фазы. Предполагается, что фильтрация изотермическая и флюиды в пласте находятся в состоянии термодинамического равновесия. В этом случае зависимости PVT (давление-объем-темпе-ратура) представляются в виде зависимостей объемных коэффициентов нефти от давления.

Плотность флюидов и поровый объем выражаются как функции давления с помощью уравнений состояния в явном виде. Модель нелетучей нефти дополняется начальными и краевыми условиями. Под начальными условиями понимается распределение на пространственных поверхностях значений давления и насыщенностей в первоначальный момент времени. Под краевыми условиями понимается задание граничных условий (режимов работы) на границе моделируемой области и на каждом из источников и стоков, представляющих скважины. В гидродинамическом симуляторе Eclipse доступны явные и неявные схемы расчета полей давлений и насыщенностей. В данной работе расчеты выполнялись, используя полностью неявную схему расчета, плюсом которой является улучшенная сходимость расчета на длительном промежутке времени по сравнению с явной схемой.

Определение оптимального расположения и мощности интервала перфорации вертикальной скважины

Одним из способов замедления роста обводненности скважины из-за прорыва подошвенной воды в нижние отверстия интервала перфорации является расположение интервала перфорации по возможности дальше от водонефтяного контакта и ближе к кровле пласта. Для определения оптимального расположения и мощности интервала перфорации скважины была использована описанная выше модель нефтяного пласта БВ81-3 месторождения А (Томская область). Для расчета были выбраны размеры интервала перфорации от 0,1 до 1,0 толщины нефтенасыщенной части пласта, и положение перфорации устанавливалось от кровли пласта до зоны водонефтяного контакта. Эксплуатация скважины осуществляется при давлении на забое, близком к давлению насыщения.

В процессе моделирования выяснилось, что при увеличении мощности интервала перфорации от кровли пласта к подошве от 10 до 20 % от нефтенасыщенной толщины накопленная добыча нефти увеличивается на 15 % с 505 до 591 тыс. м3, а период рентабельной добычи нефти сокращается с 82 лет до 71 года (рис. 1).

О 9 18 27 36 44 53 62 71 80

Время, годы 10 %-И-20 % —30 %—40 %— 50 %—100 %

Рис. 1. Динамика накопленной добычи нефти при увеличении мощности интервала перфорации (%) от кровли пласта к подошве

Дальнейшее увеличение мощности интервала перфорации от кровли пласта к подошве от 20 до 100 % от нефтенасыщенной толщины пласта приводит к быстрому подтягиванию конуса подошвенной воды к нижним отверстиям интервала перфорации, в результате которого накопленная добыча нефти снижается с 591 до 351 тыс. м3, а период рентабельной добычи нефти сокращается с 71 до 12 лет (рис. 1). Следовательно, с точки зрения увеличения нефтеотдачи пласта наиболее приемлемым, исходя из полученных результатов, является перфорирование 20 % нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве. Однако, несмотря на полученные результаты, даже при благоприятном расположении и мощности интервала перфорации, дебит нефти недопустимо мал, и уже после

непродолжительного времени разработки наблюдается прорыв подошвенной воды в нижние перфорационные отверстия скважины.

Совместная эксплуатация нефте-

и водонасыщенной зон пласта

В [1, 5] установлено, что одним из способов повышения эффективности разработки водоплавающих нефтяных залежей может быть способ образования обратного конуса пластовой нефти в водонасыщенной толщине подошвенных вод, путем вскрытия и совместной эксплуатации водо- и нефтенасыщенной зон пласта. Так как отбор только одного из флюидов неизбежно приводит к конус-ообразованию, предложено перфорировать колонну против нефте- и водонасыщенного интервалов и отбирать одновременно и нефть и воду. Физически это означает, что слив воды через перфорационные отверстия, расположенные в водонасыщенной зоне изменяет поле потенциала потока вокруг скважины таким образом, что водяной конус «подавляется». Течение в перфорационные отверстия воды образует направленную кверху вязкостную силу, которая образуется при прохождении через верхние (для нефти) перфорационные отверстия. В результате баланса сил устойчивое равновесие конуса образуется и сохраняется внизу, вокруг и ниже перфорационных отверстий для нефти. В дальнейшем, наличие обратного конуса будет препятствовать быстрому прорыву подошвенной воды в скважину.

Рис. 2. Накопленная добыча нефти и время рентабельной добычи при увеличении мощности интервала перфорации водонасыщенной зоны пласта

Для расчета эффективности совместной эксплуатации водо- и нефтенасыщенной зон пласта размеры интервала перфорации нефтенасыщенной части пласта составляли 100 %, а размеры интервала перфорации водонасыщенной части пласта варьировались от 8 до 100 %.

Анализ результатов показал, что совместная эксплуатация пластов является неэффективной для данных геологических условий. При увеличении мощности интервала перфорации в водонасыщенной зоне от нуля до 100 % накопленная добыча

нефти уменьшается на 24 % с 341 до 260 тыс. м3, а период рентабельной добычи нефти снижается с 12 до 10 лет (рис. 2). Наиболее приемлемым, исходя из полученных результатов, при совместной эксплуатации слоев пласта является совместная перфорация 100 % нефте- и 8 % водонасыщенной толщины пласта. При этом, по сравнению со случаем частичного вскрытия (20 % нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве), наблюдается значительное снижение накопленной добычи нефти на 42 % с 591 до 341 тыс. м3 (рис. 5).

Одновременно-раздельная эксплуатация

нефте- и водонасыщенной зон пласта

В [1] установлено, что альтернативным решением проблемы увеличения обводнённости продукции при совместной эксплуатации водо- и нефтенасыщенного пластов служит раздельная эксплуатация двух зон с помощью двух насосно-компрессорных труб (рис. 3). В этом случае производится вскрытие водоносного слоя пласта и его совместная эксплуатация с нефтяным, причем оба слоя изолированы друг от друга с помощью пакера. В предыдущем разделе была установлена неэффективность совместной эксплуатации зон пласта, при которой водо- и нефтенасыщенный слои пласта перфорировались полностью. В связи с этим, в данном разделе предлагается оценить эффективность данного вида эксплуатации зон пласта при различной мощности и расположении интервалов перфорации. Для расчета эффективности одновременно-раздельной эксплуатации водо- и нефтенасыщенной зон пласта размеры интервала перфорации зон пласта варьировались от нуля до 100 %.

Рис. 3. Борьба с конусообразованием путём одновременнораздельной эксплуатации водо- и нефтенасыщенного пластов

Анализ результатов показал, что оптимальным является перфорирование 20 % нефтенасыщенной и 8 % водонасыщенной толщины от кровли пласта к подошве, так как для данного случая накопленная добыча нефти достигает максимального значения 710 тыс. м3 (рис. 4). По сравнению со случаем частичного вскрытия (20 % нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве), наблюдается значительное увеличение накопленной добычи нефти на 23,8 % со 541 до 710 тыс. м3при достижении обводненностью предельного значения 98 % (рис. 5).

750

600

ю

ч 6

I ¡3450 | Д 300

С щ

9 I

150

■100 з

I!

80 3

60

■40

■20

&

СО

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Перфорация нефтенасыщенной зоны пласта, %

I--1 Накопленная добыча нефти, тыс. м3

0 Время работы скважины, годы

Рис. 4. Накопленная добыча нефти и время рентабельной добычи при перфорации 8 % водонасыщенной зоны и увеличении мощности интервала перфорации нефтенасыщенной зоны пласта м

Раздельная эксплуатация водо- и нефтенасыщенной зон пласта с помощью двухзабойных скважин

В [5] установлено, что одним из решений проблемы конусообразования в пласте является технология бурения двухзабойных скважин. Природа образования гребней подошвенной воды в горизонтальных скважинах такова, что прорыв подошвенной воды в первую очередь происходит в области пятки горизонтальной скважины, а затем распространяется вдоль всей длины ствола. Для того, чтобы замедлить скорость образования гребней по-

дошвенной воды в пласте, предлагается применять раздельную эксплуатацию водо- и нефтенасыщенного пластов с помощью:

• двухствольной скважины (вертикальный и горизонтальный стволы);

• двух параллельных горизонтальных стволов.

1. Раздельная эксплуатация водо- и нефтенасыщенного пластов с помощью двухствольной скважины (вертикальный и горизонтальный стволы)

Данная технология предполагает использование двухствольной скважины, таким образом, что нижняя (водонасыщенная) часть коллектора эксплуатируется с помощью вертикально пробуренного ствола скважины, а верхняя (нефтенасыщенная) часть эксплуатируется с помощью горизонтального ствола протяженностью 500 м, расположенного на расстоянии 10 % от кровли к подошве пласта (рис. 6, а).

Анализ результатов показал, что для данной технологии наиболее оптимальным является перфорация 8 % водонасыщенной толщины от кровли пласта к подошве и отбор из данного интервала 500 м3чистой воды в сутки. По сравнению со случаем горизонтальной скважины, вскрывающей 10 % нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве, наблюдается значительное увеличение накопленной добычи нефти на 23 % с 619 до 805 тыс. м3 при достижении обводненностью предельного значения 98 % и увеличение времени рентабельной добычи нефти на 49 % с 18,4 до 36 лет (рис. 7).

0

0

Рис. 5. Динамика накопленной добычи нефти при различных методах вскрытия пласта в вертикальной скважине

Рис. 6. Раздельная эксплуатация водо- и нефтенасыщенного слоев пласта с помощью двухствольных скважин

2. Раздельная эксплуатация водо- и нефтенасыщенного пластов с помощью двух параллельных горизонтальных стволов

Данная технология предполагает использование двухствольной скважины, которая имеет два ствола, расположенных параллельно друг над другом в пласте. Один из стволов такой скважины бурится ниже водонефтяного контакта с целью эксплуатации водонасыщенной части резервуара, второй же ствол протяженностью 500 м бурится вблизи кровли нефтяного продуктивного пласта (рис. 6, б).

Исходя из полученных результатов, для данной технологии оптимальным является эксплуатация нижней водонасыщенной части пласта с помощью горизонтального ствола протяженностью 100 м, вскрывающего 8 % от верхней части водонасыщенной зоны пласта и отбор из данного интервала 500 м3 чистой воды в сутки. По сравнению со слу-

чаем горизонтальной скважины, вскрывающей 10 % нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве, наблюдается значительное увеличение накопленной добычи нефти на 30,2 % с 619 до 887 тыс. м3 при достижении обводненностью предельного значения 98 % и увеличение времени рентабельной добычи нефти на 50 % с 18 до 36 лет (рис. 7).

Как показано в [5] в результате раздельной эксплуатации водо- и нефтенасыщенной зон удалось снизить обводненность скважины с 97 до 69 % и увеличить дебит нефти практически в три раза с 15 до 42 т/сут.

Для месторождений Западной Сибири с целью предотвращения подтягивания подошвенной воды к нижним интервалам перфорации предлагается вести раздельную добычу нефти и воды из изолированных водо- и нефтенасыщенной зон пласта через сдвоенную гибкую подъемную колонну насо-

¡5 1000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38

Время, годы Н Горизонтальная скважина

-Щг Одновременно-раздельная эксплуатация нефте- и водоносной зон пласта с помощью двух параллельных стволов -А Одновременно-раздельная эксплуатация нефтеносной

(горизонтальный ствол) и водоносной (вертикальный ствол) зон пласта с помощью двухствольной скважины

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Рис. 7. Динамика накопленной добычи нефти при различных методах вскрытия пласта в горизонтальной скважине

сно-компрессорных труб двумя электроцентро-бежными насосами. Два электроцентробежных насоса спускают на подвеске к колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм; оба насоса имеют осевую линию. Концентрическая гибкая колонна насосно-компрессорных труб диаметром 38 мм спускается параллельно основной колонне от поверхности до внутрискважинного манифольда. Верхний насос поднимает продукцию через основную колонну насосно-компрессорных труб с диаметром 89 мм. Нижний насос имеет специальный клапан и перегоняет добываемую жидкость по нескольким насосно-компрессорным трубам к мани-фольду, от которого жидкость поднимается через колонну насосно-компрессорных труб с диаметром 38 мм.

Выводы

1. На трехмерной гидродинамической модели нефтяного пласта БВ81-3 месторождения А (ЗападноСибирский регион) изучены причины образования конусов подошвенной воды в пласте.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Телков А.П., Грачев С.И. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. Ч. 2. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2001. - 482 с.

2. Маскет М. Течение однородной жидкости в пористой среде. -Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 628 с.

3. Телков А.Л., Стеклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. - М.: Недра, 1965. - 101 с.

2. Рассмотрены методы определения оптимального положения и мощности интервала перфорации вертикальных скважин для совместной и одновременно-раздельной эксплуатации нефте- и водонасыщенной зон пласта.

3. Показано, что для вертикальной скважины наиболее приемлемым является перфорирование 20 % нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве. Для совместной/одновременно-раздельной эксплуатации водо- и нефтенасыщенной зон пласта оптимальным является одновременная перфорация 100/20 % неф-те- и 8 % водонасыщенной толщин.

4. Для горизонтальной скважины, вскрывающей 10 % нефтенасыщенной толщины от кровли пласта к подошве, раздельная эксплуатация во-до- и нефтенасыщенного пластов с помощью двухствольной скважины (вертикальный и горизонтальный стволы) и с помощью двух параллельных горизонтальных стволов прирост накопленной добычи нефти составит 24,5 и 30,2 %.

4. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Гостопте-хиздат, 1983. - 528 с.

5. Shirman E.I., Wojtanowicz A.K. More Oil with Less Water Using Downhole Water Sink Technology // PE Annual Technical Conference and Exhibition, 27-30 September 1998. - New Orleans, Louisiana, 1998. - P. 215-225.

Поступила 27.10.2010 г.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.