CC BY
35
И.Н. Файзуллин , Р.Х. Низаев, Р.Г. Рамазанов, Р. Т. Фазлыев, А. С. Лисин, А.Л. Кульмамиров, И.Н. Хакимзянов, С.В. Салимова, И.Р. Хабибуллин
'НГДУ"Иркеннефть", ТатНИПИнефть
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОРАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
В настоящее время большинство месторождений нефти Татарстана находится на завершающей стадии разработки. При существующей системе разработки этих месторождений остаточные извлекаемые запасы не превышают 10-30% от начальных. В этих условиях является актуальной выработка мероприятий по вовлечению в разработку дополнительных запасов, т.е. мероприятий, позволяющих повысить конечное нефтеизвлечение. Для этого необходимо определить наличие и местонахождение остаточных запасов.
Одним из эффективных методов решения этой задачи является проведение численных экспериментов с использованием физически содержательных геологических и гидродинамических моделей. В этой работе такая задача решается на примере залежей нефти пашийских отложений 1 блока Абдрахмановской площади Ромашкин-ского месторождения. Для расчетов использованы пакеты программ фирмы "Landmark".
Математическая физически содержательная модель нефтяного пласта представляет собой систему сложных дифференциальных уравнений в частных производных, которая при наличии начальных и граничных условий описывает характер исследуемого процесса. В пакете программ VIP фирмы «Landmark» реализованы уравнения трехмерной трехфазной фильтрации сжимаемой жидкости в пористой среде.
Вследствие сложности решения уравнений математической модели фильтрации и большого числа данных без применения специальной мощной вычислительной техники и специальных программных средств, созданных для этой техники, обойтись практически невозможно. Одним из представителей этого семейства вычислительной техники является рабочая станция RISC-6000, оснащенная специальным программным обеспечением VIP фирмы Landmark для математического моделирования начального состояния объекта и процесса трехмерной фильтрации жидкостей и газов в системе вертикальных и горизонтальных скважин.
г------- L -*—вариант 3 -•—вариант 5 —вариант 4
f
.
Как известно, основные этапы построения гидродинамической модели следующие:
- создание трехмерной детальной геологической модели объекта;
- преобразование геологической модели в инженерную с одновременным осреднением параметров объекта;
- импорт инженерной модели в гидродинамическую; построение расчетной сетки, задание внешней границы объекта, вычисление массивов данных;
- подготовка данных и инициализация модели пласта;
- подготовка динамических данных и расчет гидродинамического процесса в пласте;
- уточнение (адаптация) гидродинамической модели по данным истории разработки объекта;
- расчет вариантов исследуемого процесса.
Как правило, геологическая модель объекта имеет высокую степень детальности, что практически неприемлемо для ее прямого использования в гидродинамическом моделировании из-за ограниченности ресурсов памяти и неприемлемого времени расчета.
Созданную геологическую модель импортируют в модуль GeoLink, где проводится осреднение геологической модели по вертикали. При этом в зависимости от поставленной задачи исследования устанавливается минимально необходимое число расчетных слоев пласта. От их числа зависит точность гидродинамического моделирования. Отметим, что при осреднении (упрощении) геологической модели необходимо сохранить принципиальные детали геологического строения объекта.
На основе созданной гидродинамической модели определяется степень выработки запасов нефти, для определения достоверности которой в обязательном порядке требуется адаптация (уточнение) геолого-гидроди-
3000 2001 3002 КОЗ 3004 ЮОв ¡006 2007 3008 2009 3010 2011 3012 3013 3014 2015 201(1 2017 201В
годы
Рис. 2. Прогнозная динамика годовой добычи нефти по вариантам.
1981 1954 1957 19в0 1983 1988 1989 1972 1978 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1998
годы
Рис. 1. Динамика годовой фактической и расчетной добычи нефти по истории разработки.
J2 Георесурсы 4 [81,2001
намической модели.
Адаптация - важнейший, но очень длительный и трудоемкий процесс, так как требует большой серии расчетов с тщательным анализом полученных результатов моделирования, с принятием на основе этого необходимого решения об уточнении емкостно-фильтрационных параметров геологической модели и параметров гидродинамической модели.
Процесс адаптации состоит из трех этапов.
На первом этапе интегральные показатели приводятся к промысловым данным по объекту в целом. С помощью построенных карт расчетных и физических параметров на последнюю дату истории разработки определяются неудачные зоны адаптации.
Второй этап состоит в адаптации выявленных неудачных зон. После этого выделяются скважины, по которым наиболее велико отклонение расчетных показателей от промысловых.
Третий этап состоит в адаптации показателей работы скважин.
Заметим также, что процедура уточнения параметров математической модели объекта по данным истории разработки относится к категории обратных краевых задач, которые не имеют однозначного решения и поэтому большую роль играет опыт инженера, проводящего адаптацию.
1 блок является частью Абдрахмановской площади, входит в состав Ромашкинского нефтяного месторождения. Площадь 1 блока, ограниченная разрезающими рядами, составляет порядка 4000 га.
Основным эксплуатационным объектом являются тер-ригенные отложения пашийского горизонта франского яруса верхнего девона (Д,), представленные 8 пластами-коллекторами: «а», «б,», «б2», «б3», «в», «г,», «г,», «г3+д».
В процессе анализа состояния разработки блока установлено, что за последние более чем 10 лет произошло существенное снижение дебитов нефти и увеличение обводненности скважин, в результате чего значительная часть скважин перешла в категорию ликвидированных и бездействующих. На дату составления проектного документа по разработке 1 блока, по данным НГДУ, отобрано 29252 тыс т нефти, а на основе построенных карт разработки оценка добычи нефти составила величину 34950 тыс т. Отличие объясняется, по-видимому, наличием перетоков между смежными блоками и площадями.
Кроме того, установлено, что на дату проектирования остаются невовлеченными в разработку 2878 тыс т извлекаемых запасов нефти.
Следует также отметить, что в процессе многоэтапного проектирования и разработки площади был осуществлен комплекс геолого-технических мероприятий по совершенствованию системы заводнения, оптимизации плотности сетки скважин, увеличению перепада давления, применению гидродинамических и физико-химичес-ких методов воздействия. Однако утвержденный коэффициент нефтеизвлечения 0,538 так и не был достигнут.
В связи с этим возникла необходимость восстановления малодебитного, отработанного фонда скважин с целью вовлечения в разработку остаточных извлекаемых запасов нефти. И сделать это за счет забуривания боковых горизонтальных стволов (БГС).
Обоснование выбора перечня скважин для забурива-
ния БГС и определения места бурения горизонтальных скважин необходимо было сделать на основе результатов гидродинамических расчетов. Для этих целей была создана математическая модель 1 блока.
Для построения в системе VIP гидродинамической модели 1 блока использовалась трехмерная геологическая модель этого объекта, построенная с помощью системы Stratamodel, осредненная затем по выбранному параметру с применением программного модуля GeoLink. Модель была построена для расчетной сетки 60x60x15 (15 расчетных слоев по разрезу).
По данным длительной истории разработки 1 блока (50 лет) была проведена адаптация геолого-гидродинамической модели.
Расчет процесса вытеснения нефти из пластов при различных вариантах разработки 1 блока проводился по полностью неявной численной схеме, реализующей гидродинамическую модель процесса вытеснения на ЭВМ, поскольку этот метод (Implicit) позволяет избежать проблемы устойчивости решения.
Проведен анализ расчетных и фактических показателей при повторении истории разработки по блоку в целом и анализ фактических и расчетных дебитов по отдельным скважинам.
На рис. 1 представлена динамика годовой фактической и расчетной добычи нефти по истории разработки. Из рисунка видно, что адаптация модели прошла довольно успешно и данные, полученные с помощью расчетов, незначительно отличаются от промысловых данных. Максимальное отличие по годовому отбору нефти расчетных и фактических данных составляет 13 %, а по накопленному 2 %.
После адаптации параметров трехмерной трехфазной модели по истории разработки были осуществлены прогнозные расчеты для определения эффективности рекомендуемых мероприятий по доразработке 1 блока Абдрахмановской площади. В данной работе приводятся результаты расчетов 5 вариантов доразработки блока, их характеристика и ожидаемые уровни добычи нефти по каждому из них. Все варианты рассматривались до достижения предельной обводненности продукции 99 %.
Первый вариант, базовый, предусматривает разработку участка без бурения БГС.
Во втором варианте рассматривается бурение БГС в 98 скважинах старого фонда в соответствии с рекомендациями проектного документа. Зарезка стволов осуществляется в течение 8 лет, исходя из технических возможностей НГДУ.
Третий вариант отличается от второго тем, что направление проводки БГС уточнено на основании анализа результатов гидродинамических расчетов. При выборе направления стволов учитывались следующие факторы:
- охват менее выработанных участков блока;
- поворот ствола скважины в область, не охваченную фронтом заводнения. Необходимо отметить, что большинство скважин имеют оптимальные траектории в соответствии с проектным отчетом.
В четвертом варианте предлагается бурение первоочередных 19 БГС в соответствии с рекомендациями проектного документа. Зарезка стволов осуществляется в течение 4 лет. В группу первоочередных включены сква-
Георесурсы 4 [81,2001
жины, в разрезе которых имеется хотя бы один незаводненный пласт с нефтенасьпцен-ной толщиной не менее 3 м, извлекаемыми запасами не менее 15 тыс т и толщинами глинистых перемычек между проектным пластом и выше-, нижележащими не менее 3 м. Принятая в качестве критерия выделения объектов зарезки БГС толщина глинистой перемычки обусловлена тем, что в условиях горизонта Д, Ромашкинского месторождения именно такая толщина является надежным разделом для изоляции пластов при их совместной разработке. В остальную группу входят скважины, в которых бурение БГС по одному пласту недопустимо из-за незначительности запасов или толщин, но в этих скважинах возможно объединение нескольких пластов в единую пачку с суммарными извлекаемыми запасами не менее 15 тыс т.
В пятом варианте, в отличие от четвертого, направление проводки БГС принято на основании анализа результатов гидродинамических расчетов, полученных на текущий момент разработки.
Вари- Нактленщя Шахтенная Дрп. добыта нефти Дэбьнанефш Охдаий дебит Кшф
анты добыта нефтс добьнанефтс относительно на 1 БГС, 1ЕГС, эффективности
1951 по 2018г., 2001 т 2018 г., базового вартинта, тыхт тУсуг БГСпосравн с
ТЫС.Т ТЬС.Г тыхт ВС
1 33771 1573 0 0 0,0 -
2 36447 4249 2676 27,3 42 2,7
3 36448 4250 2677 27,3 4Д 2,7
4 34838 2640 1067 56,1 8,5 5,5
5 34849 2650 1077 56,7 8,6 5,6
Показатели Варианты
1 2 3 4 5
Добыча нефти, тыс.т - всего за рентабельный срок 1573 192 4249 4101 4250 4101 2640 1590 2650 1592
Количество БГС, скв. - всего 0 98 98 19 19
за рентабельный срок 0 98 98 19 19
Кап. вложения, млн.руб. - всего 0 257 257 50 50
за рентабельный срок 0 257 257 50 50
Выручка от реализации, млн.руб. - всего за рентабельный срок 4880 595 13183 12725 13186 12728 8190 4934 8223 4939
Эксплуатац. затраты, млн.руб. - всего за рентабельный срок 5811 489 7827 7413 7834 7419 6828 3304 6849 3312
Себестоимость добытой нефти, руб/т 3695 1842 1844 2587 2585
за рентабельный срок 2550 1808 1809 2078 2081
Поступления в бюджет, млн.руб. - всего за рентабельный срок 1834 234 6064 5895 6063 5895 3375 2163 3385 2163
Чистая прибыль при Кд = 0,1, млн.руб. за рентабельный срок -602 16 1232 1236 1230 1233 271 460 273 458
Последний год рентабельной разработки 2002 2017 2017 2009 2009
Таблица 2. Основные технико-экономические показатели вариантов разработки.
Целью выполненных исследований является получение наиболее точного представления о геологическом строении пластов и характере объемного распределения остаточных запасов нефти, объективное обоснование эффективности применения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов для извлечения этих запасов, а также оценка прогнозных технологических показателей различных вариантов доразработки блока.
Прогнозная динамика годовой добычи нефти по вариантам до 2018 г. представлена на рис. 2.
Дополнительная добыча нефти на 2018 г. по вариантам относительно базового варианта (без бурения БГС), а также добыча нефти, приходящаяся на 1 БГС и средний дебит БГС при предельной обводненности продукции 99 % приведены в табл. 1 .Из таблицы видно, что наиболее эффективным является бурение БГС в скважинах первоочередной группы, поскольку он показал наибольший суточный дебит нефти в расчете на 1 БГС и, соответственно, наибольшую добычу нефти за весь период разработки. Дебиты нефти для БГС в 2,7 - 5,6 раз выше аналогичных дебитов для вертикальных добывающих скважин (ВС).
Для всех вариантов, рассмотренных в работе, были
Таблица 1. Дополнительная добыча нефти по вариантам на 2018 г.
рассчитаны основные технико-экономические показатели за весь и за рентабельный сроки разработки, представлены втабл. 2. (Здесь Кд-коэффициент дисконтирования).
Анализируя полученные результаты, можно увидеть, что наиболее эффективным является 2-ой вариант разработки, т. к. он имеет самую низкую себестоимость добытой нефти и самый большой объем чистой прибыли за рентабельный срок разработки. Исходя из этого, второй вариант признан самым эффективным для промышленного внедрения.
В заключение можно сделать вывод, что бурение БГС может существенно увеличить объем добываемой нефти за счет большей эффективной длины ствола и более рационального размещения его по нефтенасьпценной толщине. Из сравнения полученных данных видно, что среднесуточный дебит 1 БГС в 2,7-5,6 раза выше среднесуточного дебита вертикальной добывающей скважины. Экономические расчеты, произведенные по данным моделирования, показали эффективность внедрения 2-го варианта, т. к. он обеспечивает наибольшую прибыль. Объем чистой прибыли от внедрения мероприятий при Кд = 0,1 составляет 1,235 млрд руб. Для промышленного внедрения рекомендован второй вариант доразработки 1 блока Абдрахмановской площади, как экономически выгодный.
Об авторах:
Файзуллин Ильфат Нагимович - главный геолог НГДУ "Иркеннефтъ", пос. Карабаш, тел. 44-7-20 Низаев Рамиль Хабутдинович -канд. техн. наук, зам. завлабораторией отдела разработки ТатНИПИнефтъ, тел./факс 4-21-32.
Рамазанов Рашит Газнавиевич -канд. техн. наук, зам. зав. отделом разработки ТатНИПИнефтъ, тел. 97-242. Фазлыев Рабис Тимерханович - д-р техн. наук, академик ПАНИ, чл.-корр. РАЕН, завотделом разработки ТатНИПИнефтъ, тел. 97-241. Лисин Александр Семенович- н.с. отдела разработки ТатНИПИнефтъ, тел. 97-196. Кулъмамиров Андрей Леонидович - м.н.с. отдела разработки ТатНИПИнефтъ, тел. 97-196. Хакимзянов Ильгизар Нургизарович -зав.сектором отдела разработки ТатНИПИнефтъ,
тел./факс 4-21-32.
Салимова Светлана Вячеславовна - инженер отдела разработки ТатНИПИнефтъ, тел. 97-224. Хабибуллин Ильнур Рубисович - инженер отдела разработки ТатНИПИнефтъ, тел. 97-196.
14 Георесурсы 4 [8], 2001
