CC BY
18УДК 622.276
с.А. герасименко, директор по освоению Сысконсыньинского месторождения, ЗАО «ЕВРОТЭК»;
А.с. самойлов, к.т.н., доцент; Д.н. глумов, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, ТюмГНГУ; в.в. Журавлев, главный специалист Отдела перспективного планирования, ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
результаты вычислительных экспериментов по проектированию разработки многопластовых объектов
В настоящее время практически все нефтедобывающие компании России внедряют системы одновременно-раздельной добычи и одновременно-раздельной закачки, однако доля пластов, разрабатываемых единым фильтром, остается достаточно высокой. Технология одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов имеет ряд неоспоримых преимуществ, но остаются и направления по повышению эффективности, одним из которых является достоверное обоснование на стадии проектирования области эффективного использования технологии. В этой связи в статье представлен пример прогнозирования технологических показателей разработки двух пластов на основе гидродинамического моделирования.
Технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (ОРРНЭО) активно применяются в настоящее время в процессе разработки многопластовых месторождений, результаты успешного внедрения и направления повышения их эффективности широко раскрыты в специализированных изданиях [1-6].
Контролирующими органами документально закреплено обязательство рассматривать при проектировании разработки многопластового объекта вариант с применением технологии ОРРНЭО [7, 8]. В этой связи проектным организациям необходимо проведение ряда вычислительных экспериментов по обоснованию наиболее оптимальных технологических режимов, поскольку даже при контролируемой выработке запасов нефти из каждого пласта возможно снижение технологической и экономической эффективности по причине нерентабельных дебитов или продолжительного срока разработки. Рассмотрим результаты вычислительных экспериментов по обосно-
ванию применения технологии ОРД, выполненные на гидродинамическом симуляторе Eclipse E100 на примере пластов АС4 и АС6 (Объект 2 Споры-шевского месторождения).
Объект разработки АС Спорышевского месторождения включает в себя пласты АС4, АС6, АС7, АС8. Для моделирования выбраны участки двух пластов АС4 и АС6, размеры экспериментального участка - 1000x1000 м (рис. 1). Экс-
плуатационной принимается вертикальная скважина.
Моделирование разработки проводилось до достижения обводненности 98%. Распределение слоев по оси Z: по пласту АС4 - с 1 по 46, по пласту АС6 - с 47 по 70. Геолого-физические характеристики пластов представлены в таблице 1.
Как видно из таблицы, основное различие, осложняющее совместную экс-
Рис. 1. Пример сеточной аппроксимации продуктивных пластов АС4 и АС6
плуатацию двух пластов, - это значительная разница в проницаемости (20 мД и 113 мД). Очевидно, что пласт АС6 будет значительно быстрее вырабатываться по отношению к выработке пласта АС4.
Накопленная добыча по слоям при совместной добыче приведена на рисунке 2.Распределение накопленной добычи по пластам приведено на рисунке 3, пласт 1 - АС4, пласт 2 - АС6. Характер выработки запасов по разрезу показан на рисунке 4. Как видно из рисунка, наиболее выработанным является пласт АС6 (нижний объект). Результаты гидродинамических расчетов показали,что при совместной разработке коэффициенты извлечения нефти по пластам отличаются в несколько раз. Так, по пласту АС4 до технологического выбытия скважины на секторной модели удалось добиться КИН, равного 0,116, когда по пласту АС6 КИН составил 0,440 (см. рис. 5).
В связи с этим для пласта АС4 необходимо применение отличных по сравнению с пластом АС6 методов воздействия на пласт. Одним из таких методов является раздельная эксплуатация, которая позволяет обособленно воздействовать на пласт, начиная с простых решений,таких, как величина забойного давления, интервал перфорации, и применение сложных инженерных решений, например строительство горизонтальных стволов, позволяющих синхронизировать и выровнять интенсивность и характер выработки пластов.
Для сопоставления различных способов разработки многопластовых систем на примере объектов АС4 и АС6 были выполнены расчеты с совместной и одновременно раздельной способами добычами (СД и ОРД). Сопоставление приведено ниже на рисунках 6-7. Как видно из рисунков, преимущество раздельной добычи заключается в дополнительно добытой нефти в объеме 12,5 тыс. м3.
При совместной разработке за счет значительного и более раннего обводнения пласта АС4 (пласт 1) происходит преждевременное выбытие скважины, дренирующей верхний объект (хотя потенциал верхнего пласта полностью не исчерпан), т.е. из-за высокой
Таблица 1. Геолого-физическая характеристика пластов АС4 и АС6
Параметры АС4 АС6
Средняя глубина залегания, м 2029-2085 2059-2127
Тип залежи пл-свод. пл-свод.
Тип коллектора терриг. терриг.
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 38 700 38 352
Средняя общая толщина, м 28,1 22,9
Средняя нефтенасыщенная толщина, м 4,9 5,3
Средняя водонасыщенная толщина, м 7,8 9,4
Пористость, доли ед. 0,23 0,25
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед. 0,42 0,57
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед. 0,44 0,5
Средняя нефтенасыщенность в целом, доли ед. 0,43 0,53
Проницаемость, 10-3 мкм2 20 113
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,41 0,51
Коэффициент расчлененности, доли ед. 6,2 4,2
Начальная пластовая температура, 0С 61 62
Начальное пластовое давление, МПа 20.2 20,5
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с 1,99 1,94
Плотность нефти в пластовых условиях, г/ см3 0,802 0,799
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 0,865 0,858
Абсолютная отметка ВНК, м 1933 1957-1966
Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,087 1,09
Содержание серы в нефти, % 0,64 0,57
Содержание парафина в нефти, % 2,55 2,5
Давление насыщения нефти газом, МПа 8,7 7,35
Газосодержание нефти, м3/т 52,5 48,4
Плотность воды в пластовых условиях, г/см3 1,013 1,013
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с 0,52 0,52
Коэффициент вытеснения, доли ед. 0,414 0,522
20
Накопленная доёычз нефти, тыс.м*
40 60 80
100
120
к
о
I?
и
О-
ф
£
о
66
70
Рис. 2. Распределение накопленной добычи по интервалам на последний год разработки
Накоплен нал добыча нефти, тыс.м3 О 50 100 150 200 250 300 350
Iі ї ї і і і і
Пласт 1
Пласт 2
Рис. 3. Распределение накопленной добычи по пластам
Рис. 4. Иллюстрация выработки запасов на примере куба нефтенасыщенности
Рис. 5. Иллюстрация выработки запасов на примере куба нефтенасыщенности
Пллст 2
Рис. 6. Распределение накопленной добычи по пластам при различных способах эксплуатации объектов
обводненности пласта 1 пласт 2 вырабатывается не полностью. Очевидно, что избежать данной ситуации возможно и при совместной добыче за счет изолирования на поздней стадии разработки нижнего пласта. Но в любом случае постоянно осуществляемый мониторинг(проведение ИННК, ПГИ) для принятия оперативного решения, в свою очередь, накладывает дополнительную финансовую нагрузку по отношению к варианту с раздельной добычей. К тому же учет добычи пластов при совместной разработке осуществляется косвенными методами, что снижает качество предлагаемых решений по оптимизации добычи.
ИССЛЕДОВАНИЕ СПОСОБОВ ВСКРЫТИЯ МНОГОПЛАСТОВЫХ ОБЪЕКТОВ И ВЫБОР НАИБОЛЕЕ ОПТИМАЛЬНОГО ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОПЛАСТОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
С целью повышения эффективности работы скважин при совместной разработке двух и более пластов были выполнены вычислительные эксперименты в Eclipse. Для обеспечения оптимального режима работы пластов использовалась конструкция лифтовых подъемников, позволяющая регулировать приток из пластов штуцированием.
Моделирование конструкции подъемника с наличием штуцера осуществлялось путем подключения в Eclipse опции Network. Конструкция подъемника с наличием штуцера приведена на рисунке 8. Контроль работы скважины регулировался по давлению на устье скважины.
Отключение скважин производилось одновременно по достижении суммарной обводненности по двум скважинам в 98%. Величина ограничивающего дебита, а следовательно, и депрессии подбиралась таким образом, чтобы обеспечить равномерную выработку пластов. Для этого отдельно по пластам была выполнена серия расчетов, позволяющая достигнуть максимальной эффективности при разработке исследуемых объектов. Матрица вариантов по определению наиболее эффективного варианта приведена в таблице 2 и на рисунках
^ УТК-СТАЛЬ
www.utk-steel.ru
Рис. 7. Распределение накопленной добычи воды при различных способах разработки
Рис. 8. Принципиальная схема контроля работы скважины с ограничением притока одного из пластов
Таблица 2. Оценка КИН по пласту АС4 в зависимости от режима работы добывающих скважин
Вариант Ограничивающий дебит жидкости, м3/сут. Перфорированная толщина, м КИН (АС4), Д. ед. КИН (АСб), Д. ед.
1 1 5 0.257 0.468
2 5 5 0.168 0.384
3 10 5 0.151 0.350
4 25 5 0.143 0.339
5 50 5 0.143 0.421
6 100 5 0.143 0.445
7 200 5 0.143 0.446
8 1 2.5 0.257 0.469
9 5 2.5 0.168 0.384
10 10 2.5 0.152 0.350
11 25 2.5 0.148 0.426
12 50 2.5 0.148 0.446
13 100 2.5 0.148 0.445
14 200 2.5 0.148 0.445
16 1 1 0.257 0.469
17 5 1 0.168 0.384
18 10 1 0.160 0.421
19 25 1 0.160 0.449
20 50 1 0.160 0.448
21 100 1 0.160 0.448
22 200 1 0.160 0.448
САМЫЙ БОЛЬШОЙ АССОРТИМЕНТ НЕРЖАВЕЮЩЕГО МЕТАЛЛОПРОКАТА
ООО «УТК-Сталь»
620010, г. Екатеринбург,
ул. Черняховского, д. 67
Тел.: +7 (343) 216-54-30, 216-54-24
e-mail: sv@utk-steel.ru
Филиалы:
140090, Московская область,
г. Дзержинский, ул. Дзержинская,
д. 42, офис 22
Тел.: +7 (495) 550-83-08, 550-81-09 e-mail: msk@utk-steel.ru
194100, г. Санкт-Петербург, ул. Александра Матросова, д. 10 Тел.: +7 (812) 702-10-77, 702-10-36 e-mail: spb@utk-steel.ru
Рис. 9. Обоснование наиболее эффективного технологического режима и интервала перфорации для пласта АС4
Рис. 10. Обоснование наиболее эффективного технологического режима и интервала перфорации для пласта АС6
Рис. 11. Динамика добычи нефти при реализации совместной разработки (ограничение притока из пластов)
9-10. В поисках наилучшего решения варьировались дебит и перфорированная толщина пласта.
По результатам гидродинамических расчетов наиболее эффективным режимом эксплуатации добывающих скважин пласта АС4 явился вариант с перфорацией 1 м коллектора, начиная с кровли и дебита по жидкости в 5 м3/ сут. Несмотря на то что по вариантам с ограничивающим дебитом в 1 м3/ сут. КИН получились наивысшими, реализация 50 таких вариантов не рентабельна, по причине значительного долгого срока разработки.
Для пласта АС6 наиболее оптимальным явился режим работы с ограничением дебита по жидкости в 25 м3/сут. и перфорацией 1м толщины. Выполнение расчетов при совместной разработке двух пластов со штуци-рованием притока осуществлялось путем установления контроля по дебиту жидкости. Перепад давления на штуцере рассчитывался автоматически с помощью специальной опции, реализованной в Eclipse Network,
- автоматического штуцера.Динамика дебитов нефти при реализации совместной разработки с ограничением притока по пластам показана на рисунке 11. Коэффициенты извлечения при реализации данного варианта составили: 0,456 - пласт АС6, 0,123 - пласт АС4.
Динамика добычи по пластам и значения коэффициентов извлечения нефти указывают на низкую эффективность предлагаемого метода разработки пластов по нескольким причинам:
• во-первых, различные сроки эксплуатации объектов до полной выработки, отличающиеся практически в два раза (по пласту АС4 необходим более длительный срок разработки вследствие низких ФЕС),
• во-вторых, сопоставление КИН свидетельствует о низком ресурсоизвле-чении из пласта АС4;
• в-третьих, для повышения эффективности работы пласта АС4 необходимо изменять конструкцию и тип за-канчивания скважины. Очевидно, что реализация бурения горизонтальной скважины с двумя стволами позволила бы выровнять как темп отбора по пластам, так и КИН.
С целью реализации решения для выбора наиболее эффективного варианта было рассмотрено несколько технологических решений.Схематичное отображение предлагаемых типов заканчивания показано на рисунке 12. Краткое описание рассчитанных вариантов приведено в таблице 3.
На этапе выбора оптимального варианта режим работы скважины принимался аналогично реализованному в наилучшем варианте по пласту АС6 с
Таблица 3. Краткая характеристика вариантов при реализации совместной разработки с горизонтальным заканчиванием
Рис. 12. Схематичное отображение заканчивания скважин: а) вариант с бурением горизонтального ствола на пласт АС4 и вертикального окончания на пласт Ас6; б) отображение варианта с реализацией двух горизонтальных скважин
Вариант Тип заканчивания/ длина ГС, м (пласт АС4) Тип заканчивания/ длина ГС, м (пласт АСб) КИН (АС4), д. ед. КИН (АС6), Д. ед. Срок окончания разработки (АС4) Срок окончания разработки (АСб)
0 ВС ВС 0.123 0.456 2081 2041
1 ГС/100 ГС/100 0.146 0.448 2023 2041
2 ГС/200 ГС/200 0.163 0.451 2023 2041
3 ГС/300 ГС/300 0.179 0.453 2024 2040
4 ГС/400 ГС/400 0.204 0.454 2025 2039
5 ГС/600 ГС/600 0.228 0.452 2024 2038
6 ГС/800 ГС/800 0.234 0.447 2022 2036
Комбинация лучшего варианта с ГС и ВС ГС/600 ВС 0.231* 0.449 2042 2041
*- повышение КИН по пласту объясняется оптимизацией режима работы скважины
АРМ ГАРАНТ
Электроприводы ЭВИМТА для задвижек Ду 50 -1200 мм ПнеВМОПрИВОДЫ ПСДС для шаровых кранов Ду 300 -1000 мм
Монтажные, пусконаладочные, ремонтные работы
на объектах нефтегазового комплекса
450059, г. Уфа, ул. Р. Зорге, 19/5 тел./факс: (347) 223-74-15, 223-74-17 e-mail: armgaranl@ufamail.ru www.armgarant.ru
Рис. 13. Сопоставление вариантов по накопленной добыче по пласту АС6
Рис. 14. Сопоставление вариантов по накопленной добыче по пласту АС4
Рис. 15. Динамика накопленной добычи нефти по комбинированному варианту
вертикальным заканчиванием технологическому режиму (ограничение по дебиту жидкости в 25 м3/сут.). Результаты расчетов по пласту АС6 приведены на рисунке 13, по пласту АС4 - на рисунке 14.
Как видно из рисунка 13, для пласта АС6 преимущества от бурения горизонтальных скважин нет. Наилучшим способом заканчивания для пласта АС6 являются ВС. По пласту АС4 ввиду низких ФЕС (проницаемости) наилучшей реализацией явился вариант с бурением ГС при протяженности горизонтального участка 600 м. Вариант с протяженностью в 800 м существенного прироста по КИН и накопленной добыче не дает.
Результаты расчетов по комбинированному варианту (сочетание лучших решений по обоим пластам: бурение скважины с горизонтальным окончанием на верхний объект и вертикальным заканчиванием на нижний объект) приведены на рисунке 15. При помощи технологии ограничения добычи с пласта совместно с оптимизацией системы воздействия удалось достичь хороших технологических показателей. Низкие значения КИН по пласту АС4 объясняются геологическим строением, для качественной оценки эффективности технологии от значения КИН можно перейти к коэффициентам охвата согласно формуле:
и -КИН ■чхв- и ■‘выт
К““,-Шг0-558
К“““-Шг0-860'
Расчет коэффициентов охвата показывает степень вовлечения запасов в разработку: так, по пласту АС4 вовлечено около 56% запасов, а по пласту АС6 - около 86%. Если сопоставить данные результаты с первоначальными значениями при разработке залежей вертикальными скважинами без оптимизации, в результате получим следующий прирост: по пласту АС4 первоначальное значение коэффициента охвата - 28%, после оптимизации - 56%(прирост практически в 2 раза), по пласту АС6 первоначально коэффициент охвата - 84%, после оптимизации - 86%.
Рис. 16. Иллюстрация выработки запасов по разрезу при разработке ВС
Рис. 17. Иллюстрация выработки запасов по разрезу при разработке ВС и ГС (комбинированный вариант)
Сопоставление выработки запасов по разрезу по вариантам с горизонтальным и вертикальным заканчиванием показано на рисунках 16-17.
Из рисунка видно, что разработка горизонтальными скважинами позволяет наиболее полно охватить пласт как по разрезу, так и по площади, а следовательно, увеличить коэффициент охвата.
выводы
В поисках наилучшего варианта разработки многопластовых залежей был разработан следующий алгоритм. На первой стадии выбора оптимального варианта разработки предлагается
производить расчеты на секторной модели при дренировании залежей наклонно-направленными скважинами. Данные варианты при реализации различных технологических режимов, выбора интервала перфорации позволят выявить оптимальный вариант согласно геологическому строению по каждому из объектов. Вторая серия расчетов направлена на выбор способа эксплуатации - совместная и раздельная добыча. Третьим этапом является применение для пластов с низкими ФЕС ГТМ, позволяющих синхронизировать и интенсифицировать разработку залежей, получив тем самым в короткие сроки необходимый темп отбора запасов. На данном этапе
рассматриваются варианты с ГРП и бурением многоствольных ГС. Четвертый этап работы позволяет определиться с необходимостью интенсификации притока,типом заканчивания,ГТМ и режимом работы. По результатам расчетов данных этапов рекомендуется наилучший вариант.
На примере Спорышевского месторождения данный алгоритм показал, что наилучшим является вариант с бурением горизонтального ствола на пласт АС4 протяженностью 600 м и вертикальным заканчиванием на пласт АС6. Разработку данных пластов наиболее эффективно осуществлять совместно с ограничением дебитов жидкости по пластам.
Литература:
1. Захаров И.В. Проблемы и перспективы внедрения технологии ОРР многопластовых месторождений в России / И.В. Захаров, В.А. Афанасьев // Инженерная практика. - 2011. - № 3. - С. 72-75.
2. Афанасьев В.А. Оптимизация компоновки и насосного оборудования ОРЭ скважин / В.А. Афанасьев // Инженерная практика. - 2012. - №2. - С. 36.
3. Марданшин А.Н. Реализация программы внедрения технологий ОРЭ и ОРЗ в ОАО «ЛУКОЙЛ» / А.Н.Марданшин// Инженерная практика. - 2012. - №2. - С. 50.
4. Ипатов А.И. Мониторинг и регулирование залежей с ипользованием ОРЭ и оборудованием SMART WELL. Адаптация систем ОРЭ к задачам по контролю разработки/ А.И. Ипатов// Инженерная практика. - 2012. - №2. - С. 16.
5. Ивановский В.Н. ОРД нефти и эксплуатация БС: обзор современных технологий и перспективы развития/ В.Н. Ивановский // Инженерная практика. - 2012. - №2. - С. 4.
6. Муслимов Э.Я. Проекты ОРЭ пластов в ТНК-ВР: на низком старте/ Э.Я. Муслимов, П. В. Медведев// Новатор. - 2012.
- №5. - С. 2-10.
7. Протокол ЦКР Роснедра№3367 от 28.04.2005 г.
8. Протокол ЦКР Роснедра по ХМАО - Югре № 970 от 28.11.2007 г.
Ключевые слова: одновременно-раздельная разработка, многопластовое месторождение, технологические показатели, гидродинамическое моделирование.
