CC BY
17УДК 622.276.34
А.в. стрекалов, д.т.н., профессор; О.в. Фоминых, к.т.н., доцент, e-mail: fov@tsogu.ru;
А.с. самойлов, зав. лабораторией, Тюменский государственный нефтегазовый университет
обоснование оптимальной конструкции многоствольной скважины при разработке ачимовских залежей
Как известно, прогнозирование показателей разработки ачимовских пластов нефти невозможно без детального изучения особенностей геологического строения. Однако в связи с тем, что они представляют собой глубокопогруженные слоистые отложения, необходимо в течение продолжительного времени проводить скважинные замеры и каротажные исследования.
Для повышения рентабельности разработки существует возможность совершенствования утвержденной сетки скважин путем строительства и эксплуатации боковых стволов, опираясь на информацию о геолого-физической характеристике залежи. Для более раннего и оперативного обоснования эффективных геолого-технологических решений (например, конструкции скважин и технологических показателей эксплуатации) предлагается проводить вычислительные эксперименты на гидродинамическом симуляторе Hydra'Sym.
В условиях высокой геологической неоднородности коллектора эффективность его разработки зависит от изученности участка объекта по результатам геофизических (ГИС) и гидродинамических (ГДИ) исследований ранее пробуренных скважин объекта. Однако даже при использовании всех существующих способов изучения строения объекта риск недостижения проектных значений добычи углеводородов достаточно высок при применении новых геологотехнологических решений. При освоении подобных залежей многоствольные скважины (МСС) позволяют успешно решать проблемы добычи трудноизвле-каемых запасов [1-6]. Компания ОАО «Сургутнефтегаз» (ОАО «СНГ») является одной из первых нефтегазодобывающей компаний, масштабно внедряющая
многоствольные скважины (МСС) [1, 2], например на Конитлорском месторождении. Нефтенасыщенные коллектора выделяются в ачимовско-баженовской толще, являющейся результатом внедрения песчано-алевритового и глинистого материалов ачимовской толщи в отложения баженовской свиты, приведшему к ее расслоению и частичному размыву
в зонах ее аномального разреза. Это послужило основой создания действующей геолого-гидродинамической модели [7-9]. Однако оценку зоны выработки запасов нефти сложно-построенного коллектора выполнить достаточно сложно, используя лишь аналитические решения. Геологическое изучение и обоснование по его
Рис. 1. Двухствольная схема продуктивного забоя
Рис. 2. Четырехствольная схема продуктивного забоя
результатам расположения в продуктивном пласте горизонтальных стволов является основой успешной выработки запасов. Вопросом прогнозирования дебита ГС занимаются многие проектные и научно-исследовательские институты, [1, 4, 6, 10-19], зачастую совершенствуется классический способ Ю.П. Борисова. Однако решению прикладных задач применения МСС посвящено мало публикаций и незначительное количество исследований. В ТюмГНГУ с 2002 г. успешно проводятся вычислительные эксперименты на гидродинамическом симуляторе Hydra'Sym. В модели учтены такие частные параметры, как изменение проницаемости по площади, точка входа стволов в основной ствол (в соответствии с реальными скважинами Конитлорского месторождения), искривление ГС в продуктивном пласте (восходящий профиль ствола). Рассмотрены наиболее полярные варианты профилей многоствольных скважин, выбраны: 1 - двухствольная схема (рис. 1); 2 - четырехствольная схема скважин (рис. 2); промежуточный вариант (рис. 3).
С целью уравновешивания вариантов разбуривания относительно суммарной вскрытой длины общая длина продуктивного забоя стволов во всех вариантах равна 636 м. Поэтому у четырехствольной скважины длина каждого ствола в пласте будет минимальна, а в случае двухствольной скважины -максимальна.
Рис. 3. Трехствольная схема продуктивного забоя
Рис. 4. Траектория окончания ствола для двуствольной системы в зоне отбора: длина одного ствола - 318 м (суммарная - 636 м)
Таблица 1. Начальные условия геолого-гидродинамического моделирования
Величина Ед. изм. Точное или среднее значение Примечание
Проницаемость мД 19,58-81,33 Нормальное распределение, мат. ожидание 50 мД
Начальное пластовое давление МПа 26,0 В среднем слое
Сжимаемость нефти 1/ГПа 0,80
Сжимаемость скелета 1/ГПа 0,05
Толщина пласта м 20,0
Пористость % 21,0
Динамическая вязкость мПахс 2,1
Коэффициент отношения вертикальной к горизонтальной проницаемости Д.е. 0,1 Величина, обратная коэффициенту анизотропии
Длина и ширина участка м 1000 Пласт ограниченный
Количество элементов по ХЛ шт. 200
Количество слоев по Z шт. 20,0
Граничные условия - забойные давления МПа 18,0
Время прогнозирования сут. 10
а) б)
Рис. 6. Распределение параметров дренирования к концу эксперимента для двух стволов, слой № 5: а) масса нефти в элементах; б) пластовое давление
Рис. 7. Распределение остаточной массы нефти к концу эксперимента для двух стволов, слой № 7: а) масса нефти в элементах; б) пластовое давление
Йа
Рис. 8. Распределение давления во фронтальном разрезе вдоль стволов через первые три часа эксперимента
На рисунке 4 показан профиль одного субгоризонтального ствола для двуствольной системы в проекции 2Х, при бурении которого предполагается плавная интенсивность изменения зенитного угла, обеспечивающая профиль в виде кривой второго порядка.
Основной формулой для расчета профиля стволов в пределах границ пласта была выбрана
zj=Zк+a(dxj-rx)ь+c(dxj-rx)d , (3.1)
где zi -абсолютная отметка (АО) - высота над уровнем моря, м;
Zк - АО кровли пласта, м; dxi - 1-е смещение по оси X относительно устья, м;
гх - смещение точки входа в пласт по оси X относительно устья, м;
а, Ь, с, d - коэффициенты, подбираемые исходя из требуемой длины ствола, нижней отметки ствола (прогиб) и не выход за границы пласта.
Профиль каждого ствола для трехствольной и четырехствольной скважин аналогичен профилю исходного двуствольного варианта. Однако в связи с тем, что длина каждого ствола с увеличением их общего количества уменьшается, намечается тенденция к увеличению интенсивности зенитного угла (усилению прогиба) в нижней точке ствола. Если предположить количество стволов много более четырех, то по мере увеличения их количества профиль ствола принимает и-образную форму, что приведет к некоторого рода дублированию гидродинамического воздействия на пласт в интервале ствола от кровли до нижней точки и на участке от нее до кровли пласта. Объектом дренирования определена гидродинамическая модель участка Ачимовского пласта со следующими характеристиками (табл. 1).
В результате вычислительного эксперимента для двуствольной скважины были получены следующие распределения массы нефти и полей давлений (рис. 5-7).
Из представленных схем распределения параметров дренирования следует, что вокруг обоих стволов формируются эллиптические воронки депрессии. По распределению остаточной массы нефти в элементах модели видно, что
ближе к середине горизонтального среза активные линии отбора достигают границ пласта по оси вдоль стволов и не достигают границ пласта по оси Y - оси, перпендикулярной плоскости стволов. В связи с этим следует еще большая эффективность данной схемы при увеличении границ пласта вдоль плоскости распространения стволов (IX).
Рассмотрим распределение пластового давления во фронтальном разрезе -плоскости XI (рис. 8). Уже через первые три часа эксперимента наблюдается выраженное распределение давления в зонах отбора. Плотность изобар падает по мере удаления от ствола близко к логарифмической зависимости. При детальном рассмотрении фронтального притока видно, что линии равных давлений локально искривляются. Это связано с заданным изменяющимся распределением проницаемости по объему пласта.
За половину периода времени эксперимента искривление изобар становится наиболее сильным в зонах нижних границ стволов и прикровельной части пласта. Следует отметить, что в области между стволами (рис. 8-10) во всех фазах работы скважины не отмечается искривлений, хотя изменения проницаемостей наблюдается и в этой зоне (рис. 11). Аналогичная картина отмечается в зонах пласта, близких к границам модели. Это можно объяснить тем, что явное искривление линий равных давлений демонстрирует зоны с наиболее активной фильтрацией, на которую разброс величин проницаемостей влияет наиболее сильно.
На рисунке 12 показана динамика дебитов двуствольной скважины. График демонстрирует довольно резкое падение дебитов в течение 10 суток. К концу эксперимента наблюдается стабилизация дебита - выход на стационарный режим.
Рассмотрим в сравнении два альтернативных предыдущему варианта дренирования той же модели пласта. На рисунке 13 отображено сравнение распределения давления на конец эксперимента для всех трех вариантов. Распределения линий изобар на конец эксперимента показывает, что для моделей трехствольной и четырехствольной скважин количество линий, пересекаю-
400 АО *00.00 *И>0О ИЮООО
Рис. 9. Распределение давления во фронтальном разрезе вдоль стволов на половину времени эксперимента
------^------=------=-------^--------------------------ГГ----—----Т77--Г7Т-
а) б)
Рис. 11. Распределение проницаемости: а) проекция XY; б) проекция XZ
— Дебит первого ствола, т/сут — Дебит второго ствола, т/сут Суммарный дебит, т/сут Рис. 12. Динамика дебитов двуствольной схемы скважин: отбор за время эксперимента 23028.4 т
Рис. 13. Распределение давления для четырех, трех и двух стволов, слой № 10 на конец эксперимента
4000
3000
1500
500
О 2 4 6 8 10 12
— Дебит 1-го ствола, т/сут — Дебит 2-го ствола, т/сут “Суммарный дебит, т/сут — Дебит 3-го ствола, т/сут
Рис. 14. Динамика дебитов стволов трехствольной системы скважин: отбор за время эксперимента 20049.94 т.
щих границу пласта, минимально (одна линия) в отличие от двуствольной скважины. Из этого следует, что зона дренирования для трехствольной и четырехствольной скважин несколько меньше, чем у двуствольной скважины. Площадь дренируемых запасов у двуствольной скважины также больше, чем у остальных вариантов. Это связано с большей концентрацией напряжения (давления) при размещении более коротких стволов с большим их количеством в одной зоне.
Начальный дебит трехствольной (рис. 14) скважины находится практически на уровне двуствольной (рис. 12): 4450 т/сут. против 4490 т/сут. Однако дальнейшее снижение дебита происходит интенсивнее. Конечный дебит двуствольной скважины составил 1680 т/сут., а трехствольной - 1480 т/сут. Для четрехствольной скважины динамика параметров дренирования отлична от двуствольной схемы (рис. 15-16). Распределение остаточной массы нефти в элементах (рис. 15) соответствует концентрическим окружностям, что эквивалентно отбору вертикальной скважины с большим приведенным радиусом. Следует отметить высокую эффективность отбора запасов в прискважинной зоне. Депрессионная воронка (рис. 16) также близка к радиальной фильтрации на расстоянии более 100 м от геометрического центра.
Результаты расчета дебитов четырехствольной скважины свидетельствует о снижении эффективности дополнительных стволов. Значение ее начального дебита ниже величин начального дебита двуствольной и трехствольной скважин. Это связано с большим преобладанием доли плоско-радиальной фильтрации начальной и конечной частей профиля стволов. К концу вычислительного эксперимента устанавливается минимальное значение дебита из всех вариантов 1255 т/сут. (рис. 17).
Полученные результаты вычислительных экспериментов позволили построить ряд зависимостей, отражающих промысловую эффективность вариантов строительства скважин в зоне продуктивного пласта.
Из графиков динамики дебитов на рисунке 18 хорошо видно, что увеличение количества стволов с двух до трех ведет к довольно резкому снижению
динамики дебита. При увеличении количества стволов до четырех скважина более быстро выходит на стационарный режим, хотя и имеет наименьший стартовый дебит. По сути, из графиков (рис. 18) видно, что по мере увеличения количества стволов с сохранением суммарной длины скважина из многоствольной-субгоризонтальной превращается в вертикальную скважину, просто с увеличенным приведенным радиусом.
Динамика накопленной добычи нефти показывает, что наиболее эффективной в гидродинамическом отношении (совершенстве) является система применения при разработке двуствольной скважины с субгоризонтальным окончанием.
Построив зависимость остаточных запасов нефти на конец эксперимента от количества стволов, получили простую формулу (рис. 20), которая дает неплохую корреляцию.
В отношении возможности противоположного полученному эффекту следует отметить, что даже при специфической геологической и гидродинамической обстановке(наличие зон выклинивания, локализации остаточных запасов, наличие зон обводнения и т.п.) эффективность двустволовой системы скважин останется лучшей из приведенных вариантов.
На рисунке 21 показано сравнительное распределение массовых расходов на конец эксперимента в подскважинной зоне пласта между элементами модели (или точками пласта).
Синим цветом показаны зоны вовлечения запасов в дренирование. Площадь вовлеченных зон у двуствольной системы больше на 12,5%. Причем площадь зоны недренируемых запасов в наиболее близких к стволам зонах у трехствольной и четырехствольной систем больше, чем у двуствольной скважины.
выводы
1. Вычислительные эксперименты показали, что наиболее гидродинамически эффективными являются двуствольные скважины с субгоризонтальным окончанием. В скважинах с субгоризонтальным окончанием заданного профиля наиболее активно фильтрация наблюдается в надстволовой зоне (над прогибом).
Рис. 15. Распределение масс нефти в элементах на конец эксперимента для 4-ствольной системы скважин в слое № 10
Рис. 16. Распределение давления в элементах на конец эксперимента для 4-ствольной системы скважин в слое № 10
Дебит, т/сут
— Дебит 1-го ствола, т/суг — Дебит 2-го ствола, т/сут
Суммарный дебит, т/сут - Дебит 3-го ствола, т/сут
— Дебит 4-го ствола, т/суг
Рис. 17. Динамика дебитов стволов четырехствольной системы скважин: отбор за время эксперимента 18007.37 т
Дебит, т/сут
— Суммарный дебит, т/сут — Дебит 3-х стволов, т/сут Рис. 18. Динамика дебитов по трем системам
Дебит 4-х стволов, т/сут
2. Увеличение количества стволов при сохранении суммарной длины фильтровой части дает отрицательный результат как в короткосрочном, так и в долгосрочном прогнозе.
3. Увеличение количества стволов с профилем ствола и-образной формы заданной длины приводит к некоторого рода дублированию гидродинамического воздействия на пласт в интервале ствола от кровли до нижней точки и на участке от нее до кровли пласта.
4. В областях между стволами во всех фазах работы многоствольной скважины не отмечается искривлений изобар при случайном распределении проницаемости, что объясняется низкоскоростной фильтрацией, на которую разброс величин проницаемости практически не влияет.
5. В многоствольных скважинах с суб-горизонтальным окончанием наблюдаются зоны со слабо выраженным дренированием.
Рис. 19. Динамика накопленной добычи по трем системам
Рис. 20. Зависимость остаточных запасов пласта от количества стволов с одинаковой суммарной длиной забоя
а) б) в)
Рис. 21. Распределение перетоков нефти между элементами на конец эксперимента в слое под нижней абсолютной отметкой стволов: а) три ствола; б) четыре ствола; в) два ствола
Литература:
1. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. - М.: Издательство «Техника». ООО «Тума групп», 2001. - 192 с.
2. Левкович С.В. Анализ эффективности строительства первых боковых стволов с горизонтальными ответвлениями на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / А.С. Ушаков, С.В. Левкович, А.С. Самойлов// Территория НЕФТЕГАЗ. - 2009.
- № 12. - С. 58-61.
3. Мнацаканов И. Технологии BAKER HUGHES для заканчивания многоствольных скважин/ Мнацаканов И. // Нефтегазовая вертикаль. - 2009. - № 14. - С. 51-53.
4. Климов М.Ю. Разработка и исследование нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин / М. Ю. Климов//Дисс. работа к.т.н. Тюмень. - 2009.
5. Алгерой Дж., Моррис Эй. Дж., Страке М., Йоханосен О., Малди О., Ньюберри П. Дистанционное управление разработкой месторождений // Нефтегазовое обозрение. - 2001. - №10 - С. 26-37.
6. Фрайя Х. Новые подходы к строительству многоствольных горизонтальных скважин / Хосе Фрайя, Эрве Онер, Том Пулик, Майк Джардон, Мируш Кайя, Рамиро Паэс, Габриэпь П. Г. Сотомайор, Кеннет Умуджоро // Нефтегазовое обозрение.
- 2003. - № 14. - С. 44-67.
7. Левкович С.В. Геолого-промысловое обоснование применения горизонтальных стволов для повышения выработки запасов нефти сложнопостроенныхзалежей/ С.В. Левкович, А.Н. Марченко, А.В. Иванов// Наука и ТЭК. - 2011. - № 4. - С. 36-39.
8. Левкович С.В. Определение эффективности выработки запасов нефти ачимовских отложений многоствольными горизонтальными скважинами/ С.В. Левкович, А.С. Самойлов// Нефть и газ Западной Сибири: мат Междунар. науч. - техн. конф., посвященной 55-летию ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - С. 236-240.
9. Самойлов А.С. Повышение нефтеотдачи сложнопостроенных залежей на основе геолого-промыслового обоснования применения горизонтальных скважин / А.С. Самойлов, С.В. Левкович // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи: Тезисы докл. IIIМеждунар. симпозимуа. - М.: ОАО «ВНИИнефть», 2011. - С. 94.
10. Фокеева Л.Х. Определение оптимальной траектории и длин стволов многоствольных горизонтальных скважин с учетом особенностей коллектора/ Фокеева Л.Х. // Нефтегазовое дело, 2006.
11. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Сейтжанов С.С. Определение дебитов горизонтальных скважин, работающих на различных депрессиях// Журнал «Нефть, газ и бизнес». - №10, ч. I, 2009. - С. 54-57.
12. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Сейтжанов С.С. Определение дебитов горизонтальных скважин, работающих на различных депрессиях// Журнал «Нефть, газ и бизнес». - №11, ч. II, 2009. - С. 70-73.
13. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Сейтжанов С.С. Влияние расстояния между начальными участками горизонтальных стволов при их равномерном веерном размещении в центре фрагмента залежи круговой формы на производительность горизонтальных нефтяных скважин // Журнал «Технологии нефти и газа», №6, 2009. - С. 60-64.
14. Алиев З.С., Сейтжанов С.С. Метод определения текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи // Журнал «Нефть, газ и бизнес», №12, 2010. - С. 80-82.
15. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Бондаренко В.В., Сейтжанов С.С. Определение производительности горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент нефтяной залежи, имеющей форму сектора. Методическое пособие. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009. - 52 с.
16. Алиев З.С., Сомов Б.С., Сейтжанов С.С. и др. Методика определения производительности горизонтальных нефтяных скважин при их кустовом размещении. Сб. тез. докл. Восьмой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010. - С. 100.
17. Сейтжанов С.С. Определение производительности горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент нефтяной залежи, имеющей форму сектора. Сб. тез. докл. Восьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности». - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009. - С. 54.
18. Сейтжанов С.С. Определение критического безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей залежь с подошвенной водой с использованием различных методов // Журнал «Высшая школа Казахстана», №3, 2009. - С. 281-286.
19. Велиев М. Н. Приток жидкости к горизонтальным скважинам в трехмерной области/ М. Н. Велиев// Нефтегазовое дело. - 2009. - С. 1-9.
20. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными многозабойными скважинами. - М.: Недра, 1964. - 200 с.
Ключевые слова: сложнопостроенная залежь, многоствольная горизонтальная скважина, геолого-гидродинамическая модель, дренируемые запасы.
