РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОПТИМИЗАЦИИ РАЗМЕЩЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖАХ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОПТИМИЗАЦИИ РАЗМЕЩЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖАХ

Ж.З. Кааров1, инженер отдела анализа и разработки месторождений УВ М.Д. Гаджиев , аспирант 1ООО «ГеоЭкоАудит»

2Тюменский индустриальный университет (Россия, г. Тюмень)

DOI: 10.24411/2500-1000-2020-10553

Аннотация. На сегодняшний день увеличение спроса на газ и доступность некоторых технологий, включая технологии горизонтального бурения, помогли открытию разработки месторождений плотных газовых коллекторов во всем мире. Основными факторами, влияющими на продуктивность газовых и газоконденсатных пластов, являются контролируемые и неконтролируемые факторы. Из-за недостатка данных исследования интерференции скважин в газовых скважинах и неточности аналитических решений, численное моделирование является наиболее подходящей методикой для оптимизации размещения скважин в газовых пластах. Эта статья описывает результаты исследований по оптимизации площади дренирования скважин, в которых используются аналитические и численные моделирующие инструменты для нескольких условий газовых и газо-конденсатных месторождений.

Ключевые слова: горизонтальная скважина, зона дренирования, коллектор, анизотропия пласта, фильтрационно-емкостные свойства пласта, трещины, сетка скважин, продуктивность скважин.

В нефтяной и газовой промышленности размещение скважин является актуальным вопросом для эффективной расстановки горизонтальных скважин в газовых коллекторах. Как отмечалось ранее, площадь дренирования и размещение скважин сильно зависят от характеристик коллектора и трещин. Результаты анализа чувствительности показали, что существуют важные параметры, которые сильнее остальных влияют на площадь дренирования: проницаемость пласта, ^ толщина коллектора, проницаемость трещин и количество трещин.

Оптимальное размещение скважин определяется на основании 15 и 45-летней накопленной добычи для различных вариантов проницаемости и размещения трещин. На рисунке 1 отображается зависимость базового расчета коэффициента извлечения от количества скважин с использованием параметров из таблицы 1. Как видно из графика, на участке в 600 акров, для эффективной разработки коллектора, желаемое количество скважин не должно превышать числа 5. Это показано на рисунке 2, на котором изображены кривые ЧДД(№У).

Таблица 1. Среднепластовые параметры для рассчета площади дренирования в имита-

ционной модели

Пористость, % 12

Мощность залежи, м 50

Верхняя отметка продуктивного пласта, м280 0

Нижняя отметка продуктивного пласта, м2850

Пластовое давление, psia 1600

Объем продуктивного пла0 ста, бсЭДоп 74

Удельный вес газа 0.73

Пластовая температура, C 85.5

Рис. 1. Базовый вариант коэффициента извлечения с использованием параметров из

таблицы 1

Гкв / площадь

Рис. 2. Зависимость КРУ(ЧЧД) от скв/площадь

Предполагаемые диапазоны изменения характеристик коллектора и характеристик трещин представлены ниже:

-Полудлина трещин: 200, 500, 900 и 1200 футов;

- Расстояние между трещинами: 30, 80, 160 и 200 футов;

- Проницаемость: 0,01; 0,1 и 1,0 мД.

Оптимизация размещения скважин как функция проницаемости коллектора

При оптимизации размещения скважин как функции проницаемости коллектора, результатами моделирования может служить рисунок 3. Отсюда видно, что для коллектора площадью 600 акров с прони-

цаемостью 0,01 мД, 0,1 и 1,0 оптимальным является количество скважин, равное 4, 5 и 6 на участок соответственно, потому что последующая 5-я, 6-я и 7-я скважина соответственно не оказывают никакого влияния на коэффициент извлечения.

100

s

2 80

к =

p 60

I"

I „

* 0

♦ 0.01 мД Проницаемость Пласта - 1.0 мД Проницаемость Пласта

10.1 мД Проницаемость Пласта

1 2 3 4 5 6 7

Скв / площадь

Рис. 3. Влияние проницаемости коллектора на размещение скважин

Оптимизация размещения скважин как функция полудлины трещин

Также была проведена оптимизация размещения скважин в зависимости от полудлины трещин. Были рассмотрены тре-

щины полудлины 200, 500, 900 и 1200 футов. При трещинах с полудлиной 200 футов 7 и меньше скважин оказалось неоптимальным количеством.

♦ 200 фут полудлина трещин А 900 фут полуялшю трещин 100

г»

Я 80

1 2 3 4 5 6 7

Скв / площаль

Рис. 4. Влияние полудлины трещин на коэффициент извлечения газа

■ 500 фут полудлина трешнн (базовый вариант) х 1200ф\т полу длина трещин

Следовательно, можно сделать вывод о том, что при площади дренирования в 600 акров и при полудлине в 200 футов максимум будет достигнут только после размещения 10 скважин на участке. Моделирование и аналитические результаты на рисунке 4 показали, что при полудлинах в 500, 900 и 1200 футов максимум будет достигнут при 3, 4 и 4 скважинах на участке соответственно.

Оптимизация размещения скважин как функция расстояния между трещинами

Влияние расстояния между трещинами было также изучено по результатам, ото-

браженным на рисунке 5, из которого видно, что при расстоянии в 80, 160 и 200 футов коэффициент извлечения газа (КИГ) достигает максимума при 4 скважинах на участке, в то время как при расстоянии между трещинами в 30 футов КИГ достигает максимума при 5 скважинах. Из рисунка 6 видно, что близкое расположение трещин даёт наибольший ЧДД (NPV) и коэффициент извлечения. Анализ чувствительности указывает на то, что для участка площадью 600 акров с указанными выше свойствами оптимальным расстоянием между трещинами является 160-200 футов.

♦ 200 фут Интервал Трещин А 80 фут I Гнтервап Трещнн

■ 160 фут Интервал Трещнн X 30 фут Интервал Трещнн

100

80

60

40

20

•9-

?

I

1 2 3 4 5 6 7

Скв / площадь

Рис. 5. Влияние расстояния между трещинами на коэффициент извлечения газа

Рис. 6. Влияние расстояния между трещинами на NPV(ЧЧД)

Размещение скважин является очень важным вопросом при выборе варианта разработки газовых и газоконденсатных месторождений. В этой статье сравнивались участки, дренируемые горизонтальными и вертикальными скважинами, с использованием уравнений продуктивности Джоши и Борисова. Размещение скважин было оптимизировано как функция выбранных характеристик коллектора и характеристик трещин. Результаты моделирования, представленные в данном исследовании, привели к следующим выводам и рекомендациям:

- Оптимальное размещение скважин на газовых и газоконденсатных залежах сильно зависит от проницаемости коллектора, расстояния между трещинами, полудлины трещин и количества трещин;

- Плотная сетка размещения скважин рекомендуется для низкопроницаемых газовых коллекторов (к<0,1мД);

- Для любого участка залежи существуют оптимальное количество скважин, обеспечивающее рентабельную разработку. Хороший вариант разработки с оптимальным расстоянием между скважинами позволяет инженерам уменьшить затраты на бурение ненужных скважин и повысить продуктивность коллектора;

- Оптимальное размещение скважин также уменьшает возможность взаимодействия скважин и, как уже было сказано ранее, максимизирует площадь дренирования;

- При выборе оптимального размещения скважин с учетом специфики разработки плана развития коллектора, как представлено в этой статье, при планировании бурения новой горизонтальной газовой скважины для инженеров важное значение имеет проницаемость коллектора, полудлины трещин, количество трещин и расстояние между ними.

Библиографический список

1. Бузинов С.Н., Плотицын А.С. Оптимизация числа скважин, объема буферного газа и мощности компрессорной станции на подземном газохранилище // Проблемы подземного хранения газа в СССР. Сборник научных трудов. - М.: ВНИИГАЗ, 1983. - С. 7-14.

2. Ковалев А.Л., Крапивина Г.С., Макаренко П.П., Черненко A.M. Оптимизация размещения наклонно-направленных скважин на ПХГ // Подземное хранение газа. Анн. док. международной конф. - М.: ВНИИГАЗ, 1995. - С. 46-47.

3. Коротаев Ю.П., Умрихин Н.Б. Разработка методов оптимизации размещения эксплуатационных скважин // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Реф. сб. М.: ВНИИЭГазпром, 1975. - № 9. - С. 32-35.

4. Оптимизация размещения скважин на ПХГ (на примере Кущевского газохранилища) // Отчет по договору № 91-160-475. М.: ДО «Наука», 1991. - 79 с.

5. Ремизов В.В. Перспективы горизонтального бурения скважин // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Науч.-техн. сб. М.: ИРЦ Газпром, 1995. - №5-4. - С. 3-6.

THE DEVELOPMENT OF OPTIMIZATION METHODS OF HORIZONTAL WELLS PLACING IN GAS AND GAS-CONDENSATE DEPOSITS

Z.Z. Kaarov1, Engineer of the department for analysis and development of oil and gas fields

M.D. Gadzhiev2, Postgraduate

\<GeoEkoAudit» LLC

2Industrial University of Tyumen

(Russia, Tyumen)

Abstract. Today, there is a growing demand for gas and access to several technologies, including horizontal drilling technologies, which have helped to open up the development of dense gas reservoirs around the world. The main factors affecting the productivity of gas and gas condensate reservoirs are controlled and uncontrolled factors. Due to the lack of research data on interference of wells in gas reservoirs and the inaccuracy of analytical solutions, numerical models are the most suitable methodfor optimizing the placement of wells in gas reservoirs. This article presents the results of studies on optimizing the area of wells that use analytical and numerical models that are used in various conditions of gas and gas condensate fields.

Keywords: horizontal well, drainage zone, reservoir, reservoir anisotropy, reservoir properties, fractures, well pattern, well productivity.