CC BY
12РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.66
Р.Р. Сабитов, e-mail: [email protected]; В.А. Коротенко, доцент, Тюменский государственный нефтегазовый университет
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОВТОРНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА ПРИМЕНЕНИЕМ ЭЛЕМЕНТОВ ТЕОРИИ РАСПОЗНАВАНИЯ ОБРАЗОВ
Одним из наиболее эффективных мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти из низкопроницаемых и расчлененных коллекторов, позволяющих дополнительно вовлечь в разработку ранее не вовлеченные запасы нефти, является гидравлический разрыв пласта. В данной статье рассматривается вопрос прогнозирования показателей эффективности повторного ГРП применением теории распознавания образов на объекте ЮВ2 Нивагальского и Урьевского месторождений.
Минеральные ресурсы в России представляют собой важнейший фактор формирования бюджета и благополучия населения страны, а использование современных механизмов государственного регулирования и инновационных технологий в воспроизводстве и освоении минерально-сырьевой базы обеспечивает конкурентоспособность национальной экономики. Решающую роль в богатстве недр играют горючие полезные ископаемые, в первую очередь - углеводородное сырье.
Россия обладает значительными ресурсами нефти. Но начальные запасы нефти уже выработаны более чем на 50%, в европейской части - на 65%, в том числе в Урало-Поволжье - более чем на 70%. Степень выработанности запасов крупных месторождений приближается к 60%.
Практически все разрабатываемые месторождения нефти были открыты в дореформенный период и находятся в стадии падающей добычи. Это коснулось месторождений Западной Сибири - основного региона добычи
нефти и газа. Массовое применение там метода заводнения привело к преждевременному их обводнению. Так, на некоторых месторождениях обвонен-ность скважин доходит до 90% против 82% в среднем по России. Это автоматически ведет к снижению извлекаемых запасов нефти на уже разведанных месторождениях.
Чтобы обеспечить наращивание добычи, намечено увеличить запасы нефти на 14 млрд т, в том числе в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке - на 1,8 млрд т к 2020 г. и до 3,0 млрд т - к 2030 г., что означает ежегодный прирост на 600-700 млн т.
В течение почти двадцати последних лет в разработку введены несколько небольших месторождений и лишь одно достаточно крупное - Ванкорское в Западной Сибири с запасами нефти около 400 млн т [1].
В настоящее время в процессе разработки месторождений нефти Западной Сибири широко вовлекаются трудноиз-влекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируе-
мым,неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них является гидравлический разрыв пласта (ГРП). В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабодренируемых зон и пропластков [2].
За период эксплуатации скважин после проведения первого ГРП значительно снижается проводимость трещин вследствие выноса проппанта и постепенного смыкания трещины. Скважины с проблемами такого рода обладают наибольшим потенциалом для восстановления своей производительности путем повторного ГРП. Исследования и практика применения повторного ГРП показывают, что эффект от проведения повторного ги-
Рис. 1. Распределение количества ГРП на месторождениях (а) Нивагальское и (б) Урьевское
дроразрыва неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой скважины после ГРП, но и влияние геолого-физических особенностей выбранного объекта. Одним из сдерживающих факторов повышения эффективности применения повторного ГРП является отсутствие четких представлений о том, в каких отложениях и каких пластах приемлемо применять ту или иную технологию повторного ГРП (по объемам закачки проп-панта и жидкости разрыва, по способу закачки рабочих агентов, по вариантам технологий - с закачкой предварительной порции проппанта с перерывом подачи жидкости-песконосителя или без этого и т.д.).
Для решения проблем эффективного применения повторного ГРП и прогнозирования показателей эффективности можно использовать теорию распознавания образов. Основная задача распознавания образов заключается в том, чтобы исходя из обучающей последовательности определить класс, к которому принадлежит описание объекта, подвергаемого классификации или идентификации. К такой схеме приводится любая задача принятия решений, если только принятие решений базируется на изучении ранее накопленного опыта (обучение с учителем) [3].
Рассмотрим возможность использования теории распознавания образов для прогнозирования эффективности повторного ГРП на скважинах Урьев-ского и Нивагальского месторождений, эксплуатирующих объект ЮВ^ На
данных месторождениях проводилось большое количество ГРП (рис. 1). На Нивагальском месторождении ГРП начали применять с 1994 г., по состоянию на 01.01.2011 г. было проведено на объекте ЮВ1 - 228 ГРП (в том числе 44 повторных ГРП, 5 третьих ГРП и 4 ГРП на нагнетательных скважинах, также 1 ГРП на скважинах из бурения) [4]. На Урьевском месторождении на объекте ЮВ1 по состоянию на 01.01.2011 г. в эксплуатацию после ГРП запущено 493 добывающие скважины и 13 нагнетательных. Из числа добывающих скважин 358 операций выполнено при освоении из бурения (23 ГРП - при бурении вторых стволов), 7 обработок - при переводе скважин на объект. На 42 добывающих скважинах операции ГРП являются повторными и 6 - третий ГРП [5].
Для определения показателей эффективности повторного ГРП, используя теорию распознавания образов, разработана методика прогнозирования, по которой определяют минимальное значение R:
(1),
R=^/нVYi)г
1-1
где:
Х( - параметры скважин базы образов;
Yj - параметры вводимой скважин. Выбираются пять скважин с минимальными значениями R. Прогноз по ним производится следующим образом: рассчитывается К! по геологическим параметрам, К - по технологическим параметрам и 1К3 - по показателям эффективности первого ГРП. Выбираются три скважины по минимальным значе-
ниям К!, К2, К3, и по ним проводится прогноз показателей эффективности повторного ГРП, в зависимости схожих геологических, технологических и показателей эффективности первого ГРП параметров.
^Ж-ЪУ
1=1
IЪ^Ж-ЪУ
(2).
(3).
(4).
Для прогнозирования показателей эффективности повторного ГРП составляется база образов, в которых учитываются следующие параметры:
• геологические характеристики пласта;
• технологические параметры;
• показатели эффективности первого ГРП.
Всего в базе образов учтены шестнадцать параметров:
1) Х1 - пористость;
2) Х2 - проницаемость;
3) Х3 - расчленность;
|_|
4) Х4 - Н=-^ - безразмерный паран
метр;
Эф
где Ноб - общая толщина, м; Нэф - эффективная толщина, м;
5) Х5 - масса закаченного проппанта при первом ГРП;
6) Х6 - гранулометрический состав проппанта;
При проведении гидравлического разрыва пласта учитываем комбинированную закачку проппанта параметрами Х7 и Х8.
разработка месторождений
Таблица 1. Прогнозные показатели скважины 2122
№ скв. R R1 R2 R3 M Q q t
2122 20,2 7,79 1б,б2 1071
2570 0,49 0,37 0,10 0,20 12 0,бб 7,45 300
2741 0,55 0,11 0,25 0,33 40,1 3,27 12,бб 495
2557 0,б1 0,37 0,10 0,24 18 82,3б 1б,б3 3257
5044 0,б2 0,43 0,12 0,29 12 52,51 28,7б 2275
2732 0,бб 0,27 0,22 0,33 15 0,381 10,01 117
7) Х7 - второй гранулометрический состав проппанта;
8)Х8 - третий гранулометрический состав проппанта;
9) Х9 - средняя концентрация проп-панта;
10) Х10 - темп закачки;
11) Х11 - среднее давление разрыва;
12) Х12 - давление после окончания разрыва ^П;
13) Х13 - а^2 С*1 - безразмерный параметр; ^
где q1 - дебит нефти перед 1 ^П, q2 -дебит нефти после 1 ^П;
14) Х14 - а^2 - безразмерный па-
раметр;
где q2 - дебит нефти после 1 ГРП, qз -дебит нефти перед повторным ГРП;
„ АО .
15) Х15 - Т1=—— - безразмерный па-
ЧЛ
раметр;
где: ДQ - дополнительная добыча нефти
после первого ГРП;
q1 - дебит нефти после первого ГРП;
^ - продолжительность эффекта первого ГРП;
16) Х16 - обводненность после первого ГРП;
17) Х17 - обводненность перед повторным ГРП.
Каждый параметр обезразмерен для облегчения расчетов и приведен в таблице 1.Обезразмеривание проводилось следующим образом: значение пористости брали в д. ед., значение проницаемости
разделили на 30 мД,расчлененность разделили на 10 ед., массу закаченного проппанта разделили на 100 т, по гранулометрическому составу проппанта числитель разделили на знаменатель, среднюю концентрацию проппанта разделили на 1000 кг/м3, темп закачки разделили на 10 м3/мин., среднее давление разрыва и давление после ГРП разделили на 1000 атм, обводненность брали в д.ед.
В базу образов вошло 36 скважин Ни-вагальского и 33 скважины Урьевского месторождений.
Для оценки достоверности разработанной методики и ее проверки взято 4 скважины Нивагальского и 4 скважины Урьевского месторождения. Также в качестве апробации взято 2 скважины Ласеганского месторождения одного объекта ЮВ1.
На скважине 2122 Нивагальского месторождения после проведенных расчетов получены следующие результаты (табл. 1):
• по минимальному значению R1 выбирается скважина 2741;
• по минимальному значению R2 и R3 выбирается скважина 2570.
Прогноз показателей эффективности повторного ГРП происходит следующим образом.
По минимальному значению геологического параметра и соблюдения проведения технологии повторного ГРП скважины 2741 будут получены следующие результаты:
• дополнительная добыча нефти составит 3,27 тыс. т;
• дебит нефти после проведения повторного ГРП составит 12,7 т/сут.;
• продолжительность эффекта составит 495 сут.
По минимальному значению технологического параметра и показателям эффективности первого ГРП и соблюдения проведения технологии повторного ГРП скважины 2570 будут получены следующие результаты:
• дополнительная добыча нефти составит 0,66 тыс. т;
• дебит нефти после проведения повторного ГРП составит 7,45 т/сут.;
• продолжительность эффекта составит 300 сут.
При сравнении фактических показателей эффективности повторного ГРП скважины 2122 с прогнозными пока-
Таблица 2. Прогнозные показатели по контрольным скважинам Нивагальского, Урьевского и Ласеганского месторождений
№ № скв R R1 R2 R3 M Q q t Д, %
1 2 3 4 5 б 7 8 9 10 11
Нивагальское месторождение
2бб1 2бб1 15 108,9 22,8 3445
2552 0,59 0,43 0,25 0,22 40,5 35,4 21,5 1б93 34
215б 0,70 0,23 0,15 0,б9 40,4 0,7 11,3 21б
2557 0,7б 0,10 0,28 0,73 18 82,4 1б,б 3257 20
2125 0,780 0,14 0,11 0,82 40,4 2,2 11,5 б81 90
2550Б 0,782 0,20 0,1б 0,б5 13 25,7 21,8 3237
2557 2557 18 82,3б 1б,б3 3257
2570 0,3бб 0,028 0,14б 0,258 12 0,бб 7,45 300 91,4
2732 0,455 0,334 0,1б3 0,120 15 0,38 10,01 117
232б 0,54б 0,274 0,254 0,250 8 0,51 11,25 101 80,2
5044 0,550 0,1б1 0,043 0,440 12 52,51 28,7б 2275 8,7
2741 0,577 0,318 0,208 0,305 40 3,27 12,бб 495
2272Б 2272Б 12,8 9,10 4,51 3243
2189 0,б7 0,25 0,35 0,57 42 3,02 3,31 959 12
27б4 0,б9 0,47 0,33 0,27 40,7 1,47 7,б4 729
2098 0,70 0,51 0,31 0,29 18 0,41 1,б4 1б7 12
2бб2 0,73 0,59 0,34 0,21 18 0,1б 3 102 44
20б2 0,789 0,5б 0,32 0,40 50 2,75 4 938
зателями скважины 2570 результат получается неудовлетворительный, а в скважине 2741 - положительный. Погрешность расчетов по скважине 2741 составляет 9%. Погрешность расчетов рассчитывалось по формуле 5. Отсюда следует вывод: если проводить повторное РП на скважине 2122 по технологии, которой проводили на скважине 2741, то дополнительная добыча нефти составит 3,27 тыс. т за 495 суток.
л-(М прог (5).
(СИ)факт ().
По 3 скважинам Нивагалського, по 4 скважинам Урьевскогои по 2 скважинам Ласеганского месторождения расчеты представлены в таблице 2.
выводы
1. Для прогнозирования показателей эффективности повторного ^П на объекте ЮВ1 Нивагальского и Урьевского месторождения сформирована база образов, включающая геологические, технологические и показатели эффективности первого ^П параметры.
2. Pазработана методика прогнозирования показателей эффективности повторного ^П, учитывающая геологофизическую характеристику пласта, технологию проведения первого ^П и показатели эффективности первого ^П.
3. Полученные результаты контрольных скважин Нивагальского и Урьевского месторождения показали, что погрешность фактических показателей эффективности повторного ^П не превышают прогнозных показателей на 20%.
4. На двух контрольных скважинах Ласеганского месторождения, которые не вошли в базу образов, получены положительные результаты, погрешность расчетов не превышает 7%.
Продолжение таблицы 2
Урьевское месторождение
530 530 1б,2 б,5б 7,88 2005
1010 0,47 0,31 0,2б 0,13 б0,б б,13 23,98 292 542
9315 0,53 0,1б 0,31 0,33 13 3,б8 11,91 1277 12
7317 0,539 0,22 0,08 0,47 30,б 0,39 4,41 113 4
1448 0,545 0,17 0,11 0,48 18,3 2,33 3,8б 9б7
4898 0,55 0,42 0,12 0,17 47,5 9,40 14,5б 1314
7050 7050 40,3 1б,70 23,85 1550
7853 0,19 0,08 0,1б 0,04 40,5 12,13 20,40 1077 4,б
7102 0,2б0 0,02 0,17 0,05 51,5 3,4б 15,40 355 9,5
7110 0,2б3 0,15 0,17 0,09 32 1,72 14,21 27б
7054 0,27 0,0б 0,1б 0,10 40,4 б,13 15,28 775
7831 0,28 0,21 0,08 0,05 40,3 25,02 31,10 15б7 48,2
7099 7099 40,б 2,б2 15,89 453
7102 0,44 0,25 0,23 0,10 51,5 3,4б 15,40 355 б8,3
70б7 0,48 0,32 0,04 0,27 33,8 1б,3б 14,23 14б3 92,9
7054 0,50 0,31 0,20 0,19 40,4 б,13 15,28 775
7110 0,51 0,22 0,18 0,2б 32 1,72 14,21 27б 7,б
7050 0,б1 0,27 0,29 0,22 40,3 1б,70 23,85 1550
7853 7853 40,5 12,13 20,40 1077
7050 0,19 0,08 0,1б 0,04 40,3 1б,70 23,85 1550 4,4
7102 0,20 0,0б 0,09 0,05 51,5 3,4б 15,40 355 13,4
7054 0,21 0,08 0,13 0,05 40,4 б,13 15,28 775
7831 0,2б 0,18 0,14 0,07 40,3 25,02 31,10 15б7
7110 0,2б 0,13 0,1б 0,07 32 1,72 14,21 27б
Ласеганское месторождение
234б 234б 12,3 54 7,5
5044 0,12 0,005 0,12 0,1б 12 52,5 28,8 2275 2,8
2122 0,13 0,0б 0,11 0,09 20,2 7,8 1б,б 1071
2557 0,14 0,12 0,08 0,10 18 82,4 1б,б 3257 52,5
2741 0,1б 0,03 0,15 0,01 40,1 3,3 12,7 495
20б2 0,17 0,11 0,12 0,01 50 2,8 4,0 938 94,9
9339 9339 0 0 0 0 12 5б,0 40,б
2741 0,2б 0,09 0,15 0,20 40,1 3,3 12,7 495 94,2
5044 0,38 0,0б 0,19 0,32 12 52,5 28,8 2275 б,2
2557 0,47 0,18 0,18 0,39 18 82,4 1б,б 3257
21б8 0,48 0,13 0,32 0,33 14 9,7 13,б 15б5
б2б 0,49 0,15 0,32 0,35 11,1 0,2 4,9 151
Литература:
1. http://www.samouprav1enie.ru/44-09.php.
2. http://oilloot.ru/component/content/article/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/94-gidravlicheskij-razryv-plasta-grp.
3. Дуда Р., Харт П. Распознавание образов и анализ сцен. - М.: Мир, 1976. - С. 511.
4. ТЭО КИН Нивагальского месторождения на 01.01.2011 г.
5. ТЭО КИН Урьевского месторождения на 01.01.2011 г.
Ключевые слова: теория распознавания образов, повторный гидравлический разрыв пласта, объект ЮВР Нивагальское месторождение, Урьевское месторождение.
