CC BY
11УДК 622.276
Фазлуллин Р.И.
Российский университет
ОПИСАНИЕ ПОДХОДА К ВЫБОРУ ЗОНЫ ПЛАНИРОВАНИЯ БВС С УЧЕТОМ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПО ДАННЫМ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ В РАМКАХ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Аннотация. Рассмотрен подход выбора потенциальных зон для планирования вторых стволов. Использование подхода позволит более обоснованно осуществлять выбор участков для секторного геолого-гидродинамического моделирования и, как следствие, расширить подход к планированию такого мероприятия, как бурение вторых стволов.
Ключевые слова: зарезка бокового ствола, ЗБС, планирование, подход, выработка запасов нефти, потенциально извлекаемые запасы нефти, начальные извлекаемые запасы, НИЗ
На текущий момент основная часть крупных месторождений Западной Сибири характеризуется поздней стадией разработки и значительной выработкой начальных извлекаемых запасов нефти, высокой обводненностью добываемой продукции скважин и большим числом бездействующего фонда скважин. При этом необходимо сохранять стабильный уровень добычи нефти и достижения утвержденного на Государственном балансе значения коэффициента извлечения нефти.
Рост обводненности продукции добывающих скважин, часто опережает выработку запасов нефти. В таких случаях, одним из эффективных методов доизвлечения запасов, является уплотнение реализованной сетки скважин бурением БС.
Условия внедрения различных видов геолого-технологических мероприятий (ГТМ) ограничены областью их применения и эффективностью фактической реализации в конкретных горно-геологических условиях объекта разработки месторождения.
Применение таких ГТМ как ГРП, оптимизация глубинно-насосного
398
оборудования, дострел эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, обработка призабойной зоны пласта, обусловлены наличием остаточных запасов нефти в зоне дренирования самих скважин, в которых планируется проведение данных ГТМ.
В случае наличия в межскважинном пространстве локальной зоны остаточных запасов нефти, приуроченной к отдельным слабовырабатываемым интервалам начальной эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, применение БС носит «точечный» характер, что позволяет осуществить оперативное вовлечение запасов в активную разработку непосредственно после ввода БС в эксплуатацию.
При проведении ГРП, с целью воздействия на удаленную зону пласта, существует высокий риск распространения трещины разрыва в неуказанный интервал и область пласта. При ГРП невозможно полностью исключить работу всего пласта, отдельные интервалы которого, на поздней стадии разработки, характеризуется высокой степенью заводнения нагнетательными скважинами.
Потокоотклоняющие технологии применяются для оптимизации процесса вытеснения и более равномерного характера выработки запасов нефти на площади конкретного участка или на всей площади объекта разработки. БС применяются для воздействия на отдельный интервал (интервалы) эффективной нефтенасыщенной толщины пласта в значительно меньшей, более локальной зоне на площади объекта разработки.
Строительство БС обусловлено необходимостью сокращения неработающего и высокообводненного фонда скважин.
Работы по строительству БС в скважинах, которые обводнились вследствие естественного истощения запасов нефти, возникшем, в частности, в результате нормированной закачки воды в соответствии с проектным документом на разработку, следует относить к реконструкции.
Работы, которые проведены в технически неисправных скважинах или в связи с предельным обводнением, образовавшимся в результате прорыва пластовых вод, следует признать капитальным ремонтом.
Наиболее сложным и рискованным, с точки зрения неопределенности
399
локализации текущих подвижных запасов нефти, видом работ по планированию БС является реконструкция.
Реконструкция методом бурения БС осуществляется, в основном, обводненных скважин, в которых прочие ГТМ (ГРП, обработка призабойной зоны пласта, оптимизация глубинно-насосного оборудования, ремонтно-изоляционные работы, дострел эффективной нефтенасыщенной толщины пласта и т.д.) исчерпали свой потенциал на объекте разработки, скважина выполнила свое проектное назначение, отсутствует необходимость ее перевода на другой продуктивный горизонт.
Реконструкция скважины методом бурения БС обусловлена наличием зоны остаточных запасов нефти, с низким охватом реализованной системы разработки, доизвлечение которых рационально осуществить боковым стволом из данной скважины.
Определить низкий охват остаточных запасов нефти реализованной системы разработки можно двумя методами:
1. метод геолого-гидродинамического моделирования;
2. метод статистической обработки геолого-промысловой информации.
В рамках первого метода задача решается путем сравнения плотности подвижных запасов нефти, выявленной с использованием полномасштабной гидродинамической модели объекта разработки, на разные расчетные даты. Главной задачей является выделение зон текущих запасов нефти с низкой интенсивностью дренирования реализованным фондом добывающих скважин.
В качестве примера, на рисунке 1 представлены графические результаты оценки выработки запасов нефти с использованием полномасштабной гидродинамической модели крупного эксплуатационного объекта группы пластов АВ.
В рамках второго метода, первостепенно, производится расчет геологических и начальных извлекаемых запасов нефти по объекту разработки.
Определяется текущий КИН по объекту или интересующей геолого-промысловой зоне. С использованием метода прогноза активных извлекаемых запасов нефти (метода характеристик вытеснения) производится прогноз конечного КИН и его сравнение с
утвержденным на Государственном балансе значением.
400
Для примера, на рисунке 2 приведены карты текущего и прогнозного КИН по участкам системы разработки крупного объекта разработки.
Рисунок 1 - Карты плотности подвижных запасов нефти на разные даты расчета, постро енны е п о данным полномасштабной ГГДМ модели объекта разработки
Рисунок 2 - Карты текущее го (а) и прогнозного (б) КИН по участ кам с истемы
разработки эксплуатационного объекта
Недостижение утвержденного на Гос. балансе значения КИН по объекту разработки обуславливает работу по формированию программы ГТМ (в т. ч. планирование БС) в зонах концентрации остаточных запасов нефти с низкой интенсивностью дренирования реализованными добывающими скважинами.
Опыт ввода БВС показывает, что строительство БС является сложным, но очень важным технологическим процессом, позволяющим, при определенных капитальных вложениях, восстановить аварийные и осложненные, малодебитные и обводненные скважины.
Ввод в эксплуатацию БС является одним из значимых ГТМ, направленных на полноту извлечения запасов в различных горно-геологических условиях на завершающих стадиях разработки месторождения.
Выбор участков и зон залежей, эффективных для строительства БС, проводится с использованием актуализированных геолого-гидродинамических моделей месторождений пребывающих в разработке, по которым выбор объема внедрения БС и оценка эффективности их эксплуатации проводится путем моделирования процесса выработки запасов нефти по следующей схеме:
- выявление аварийного, высокообводненного и низкодебитного фонда скважин, реконструкция которого возможна только посредством БС;
- оценка характера выработки запасов по участкам с выделенными скважинами-кандидатами;
- обоснование выбора локальной точки вскрытия пласта на площади объекта, направления проводки горизонтальной или пологой частей БС;
- обоснование интервалов вторичного вскрытия пласта и требований по максимально допускаемой величине депрессии;
- обоснование перспектив применения методов воздействия на пласт, включая
ГРП;
- оценка интерференции БС на показатели эксплуатации скважин участка;
- технико-экономическая оценка эксплуатации БС.
При выборе коридора проводки горизонтальной части БС учитываются
коллекторские свойства пласта, удаленность коридора от линии водонефтяного контакта
402
и наличие глинистой прослойки между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта.
На основании геологического строения пласта на участке залежи и результатов оценки характера выработки запасов нефти делаются рекомендации по проводке БС.
Вертикально-наклонная проводка ствола экономически предпочтительнее в слабо заводненных, чисто нефтяных монолитных зонах залежей с высокой проницаемостью коллекторов.
Горизонтальная проходка по продуктивному пласту является наиболее эффективной в водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зонах, на расстоянии не менее 3-4 м от плоскостей газонефтяного и водонефтяного контактов.
В чисто нефтяных высокозаводненных зонах предпочтение также отдается горизонтальной проходке по слабо выработанному интервалу пласта. Когда определение выработки по интервалам пласта невозможно, следует применять предварительную (пилотную) вертикальную или наклонную проходку интервала пласта.
Для оценки эффективности ГТМ в конкретных геолого-физических условиях применяется геолого-гидродинамическое моделирование.
Для обоснования эффективности эксплуатации БС применяют секторную геолого-гидродинамическую модель участка объекта разработки, которая обладает большей детализацией всей геолого-промысловой информации в сравнении с полномасштабной гидродинамической моделью всего эксплуатационного объекта.
Кроме того, преимуществом использования секторных моделей для оценки технологической эффективности ГТМ является уменьшение времени расчетов, возможность проводить локальное измельчение сетки без значительного увеличения времени моделирования, сокращение сроков поскважинной адаптации, ввиду ограничения количества скважин только областью интереса.
Границы сектора выбираются таким образом, чтобы охватить область месторождения, где планируются ГТМ, с учетом того, чтобы нагнетательные скважины располагались по краям участка (сектора), исходя из чего, делается допущение о
разграничении потоков в секторе от остальной части площади объекта разработки.
403
Выбор участков для применения секторного моделирования, на основе результатов полномасштабного гидродинамического моделирования, определяет двух этапный подход к планированию и обоснованию зон ввода БС в эксплуатацию (гидродинамическая модель объекта разработки ^ секторная модель участка объекта разработки), рисунок 3.
В структуре подхода выделяются следующие этапы:
1. Начальный (предварительный) этап. С использованием полномасштабной гидродинамической модели объекта, с учетом даты актуализации, выявляются зоны локализации текущих подвижных запасов нефти, которые характеризуются слабым охватом реализованной системы разработки. Выбираются скважины-кандидаты, пригодные для планирования БС в зонах локализации запасов нефти. Намечается программа ГТМ;
Рисунок 3 - Схема двухэтапного подхода к обоснованию эффективности
эксплуатации БС
2. Основной этап. Из полномасштабной геологической модели выделяется секторная модель участка объекта разработки. Производится актуализация геологической основы (без осуществления процедуры укрупнения), на базе которой создается секторная гидродинамическая модель.
На 1 и 2 этапе производится обоснование потенциальной зоны бурения второго ствола с выбором скважины кандидата для целей БВС, результатом проведенной работы является расчеты технологической эффективности ввода в разработку БВС, осуществляется выбор интервала проводки БС, оценка режимов работы скважины, выбор рекомендуемого варианта реализации БВС.
Таким образом, представлена общая схема подхода к анализу выработки запасов нефти в рамках совершенствования проектирования разработки пласта боковыми стволами.
Опыт бурения боковых стволов показывает, что строительство БС является сложным, но очень важным технологическим процессом, позволяющим, при определенных капитальных вложениях реанимировать бездействующий фонд скважин, восстановить аварийные и осложненные, малодебитные и обводненные скважины.
Ввод в эксплуатацию БС является одним из значимых ГТМ, направленных на полноту извлечения запасов в различных горно-геологических условиях на завершающих стадиях разработки месторождения.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Фатхутдинова Н.И. Применение технологии бурения боковых стволов на Березовской площади как один из способов увеличения нефтеотдачи пластов / Н.И. Фатхутдинова, А.Ш. Ибрагимова // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы межд. науч.-технич. конф., посвященной 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета, г. Тюмень 19.10.2011. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - Т1. -С. 307-309.
2. Кашинцев Е.И. Анализ выработки запасов нефти многопластового эксплуатационного объекта / Е.И. Кашинцев, А.А. Еленец, Р.И. Фазлуллин, Н.Д. Реунова
405
// Наука и ТЭК. - 2011. - №2. - С. 23-31.
3. Симонова Е.Н. Стрекалов А.В. Интеграционный подход к проектированию разработки месторождений. Западно-Сибирский нефтегазовый конгресс. Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли Сборник нвучных трудов Х Международного научно-технического конгрессаСтуденческого отделения общества инженеров-нефтянников - Society of Petroleum Engineers (SPE). 2016. С. 19-20.
