Анализ разработки и доразработка сложнопостроенных объектов месторождений на поздней стадии эксплуатации

Анализ разработки и доразработка сложнопостроенных объектов месторождений на поздней стадии эксплуатации

Библиографическое описание: Никифоров Д. С. Анализ разработки и доразработка сложнопостроенных объектов месторождений на поздней стадии эксплуатации [Текст] / Д. С. Никифоров // Молодой ученый. — 2013. — №11. — С. 160-167.

В работе производится анализ разработки и доразработка сложнопостроенных объектов месторождений на поздней стадии разработки. Для этого строится карта выработки удельных запасов по объекту. В процессе анализа для поддержания уровня добычи нефти предлагается метод уплотняющего бурения и оптимизации плотности сетки скважины, прогнозируется добыча нефти с учетом бурения дополнительных скважин.

Ключевые слова: анализ разработки, карта выработки, удельные запасы, плотность сетки скважин, показатели разработки, уплотняющее бурение.

В настоящее время большинство нефтегазовых месторождений характеризуется ухудшением качества запасов. Возрастает доля запасов высоковязких нефтей, содержащихся в низкопроницаемых коллекторах, газонефтяных залежах, водонефтяных зонах, карбонатных породах, уменьшаются средние размеры и запасы нефти открываемых месторождений, ухудшаются основные геолого-физические параметры продуктивных пластов.

Выбор системы разработки и оптимальной плотности сетки скважин является одним из центральных вопросов теории и практики разработки нефтяных месторождений. Этот вопрос является актуальным на всех этапах развития отечественной нефтяной промышленности, и ему уделяется постоянное внимание. Кроме того, проблема оптимизации плотности сетки скважин имеет отношение к реализации МУН. Если на месторождении не была проведена оптимизация ПСС, то применение высокотехнологических МУН будет не эффективным.

1. Карта выработки  удельных запасов

При разработке нефтяных месторождений все показатели рассчитывают исходя из количества и концентрации запасов нефти по эксплуатационному объекту. Однако при анализе разработки и изучении влияния геолого-технологических факторов на показатели обычно рассматривают плотность сетки скважин, выражая ее через площадь. Поскольку даже две близкие по геологическому строению залежи имеют различные параметры, то при одной и той же расчетной плотности сетки скважин геологические запасы, приходящиеся на скважину, и условия извлечения нефти будут разные. Для более реального отражения влияния плотности сетки скважин на показатели разработки Токаревым М. А. была предложена методика расчета влияния объемных запасов, приходящихся на скважину, на текущую нефтеотдачу [1].

Для определения среднего объемного запаса по каждой скважине разрабатываемая площадь была разделена на участки, исходя из взаимной геометрии расположения скважин. Для подсчета удельных геологических запасов на скважину использовали средневзвешенные по площади подсчетные параметры (пористость m=0,019; нефтенасыщенность β=0,82; плотность нефти ρ=0,877т/м3; пересчетный коэффициент θ=0,895), а также для каждого участка среднюю нефтенасыщенную толщину. Отношение фактически добытой нефти (накопленная добыча Σq) по скважине к ее удельному геологическому запасу (qзап) даст нам текущую нефтеотдачу (доля отобранных удельных запасов) по каждой отдельной скважине.

Таблица 1

Удельные запасы, приходящиеся на одну скважину

№ скв.	Площадь F, м2	Средняя толщина h, м	удельные запасы qзап, тыс.т	удельные запасы, усл.ед.	Накопленная добыча Σq,тыс.т	доля отобранных
						удел. запасов
104	121000	80	118,376	2,750	112,105	0,9470
105	220000	40	107,615	2,500	3,799	0,0353
106	187000	40	91,473	2,125	1,927	0,0211
107	154000	50	94,163	2,187	44,805	0,4758
108	46200	80	45,198	1,050	14,578	0,3225
112	99000	150	181,600	4,219	66,242	0,3648
114	104720	150	192,093	4,462	125,682	0,6543
115	143000	120	209,849	4,875	29,652	0,1413
116	115720	100	141,514	3,287	136,283	0,9630
117	121000	100	147,971	3,437	17,349	0,1172
118	99000	40	48,427	1,125	6,840	0,1412
118с1	99000	50	60,533	1,406	0,552	0,0091
119с1	66000	80	64,569	1,500	0,326	0,0050
120	126720	140	216,952	5,040	20,561	0,0948
120с1	88000	120	129,138	3,000	6,897	0,0534
124	99000	120	145,280	3,375	67,580	0,4652
126	104720	60	76,837	1,785	4,136	0,0538
127	77000	130	122,412	2,844	2,814	0,0230
128	115720	170	240,573	5,589	31,613	0,1314
129	154000	100	188,326	4,375	3,495	0,0186
131	61600	180	135,595	3,150	8,223	0,0606
131с1	77000	180	169,494	3,937	13,653	0,0806
132	66000	140	112,996	2,625	57,124	0,5055
135	99000	100	121,067	2,812	17,887	0,1477
138с1	88000	150	161,422	3,750	4,406	0,0273
139	275000	90	302,667	7,031	18,802	0,0621
142с1	61600	180	135,595	3,150	7,249	0,0535
144	404800	80	396,023	9,200	45,077	0,1138
145	143000	60	104,925	2,437	43,040	0,4102
147с1	88000	160	172,184	4,000	14,568	0,0846
149	165000	150	302,667	7,031	35,238	0,1164
154с1	66000	120	96,853	2,250	0,630	0,0065
155	231000	50	141,245	3,281	9,813	0,0695
155с1	220000	50	134,519	3,125	0,772	0,0057
162	132000	120	193,707	4,500	76,215	0,3935
163	369600	70	316,388	7,350	5,839	0,0185
166	121000	160	236,753	5,500	4,319	0,0182
167	88000	150	161,422	3,750	72,763	0,4508
168	198000	70	169,494	3,937	16,243	0,0958
170с1	187000	70	160,077	3,719	1,521	0,0095
173	154000	100	188,326	4,375	30,334	0,1611
179	209000	60	153,351	3,562	4,115	0,0268
184	352000	50	215,230	5,000	4,764	0,0221
190	154000	70	131,828	3,062	35,151	0,2666
192	110000	70	94,163	2,187	110,901	1,1778
193с1	121000	180	266,347	6,187	3,372	0,0127
194	110000	150	201,778	4,687	4,444	0,0220
195с1	44000	80	43,046	1,000	12,714	0,2954
196	44000	160	86,092	2,000	12,317	0,1431
196с1	77000	170	160,077	3,719	0,007	0,0000
197	198000	150	363,201	8,437	118,213	0,3255
200	88000	140	150,661	3,500	5,169	0,0343
203	165000	150	302,667	7,031	61,495	0,2032
204	44000	130	69,950	1,625	6,025	0,0861
204с1	55000	140	94,163	2,187	1,053	0,0112
207	88000	150	161,422	3,750	24,091	0,1492
208с1	316800	80	309,931	7,200	1,726	0,0056
216	154000	60	112,996	2,625	92,303	0,8169
227	242000	80	236,753	5,500	46,310	0,1956
228	352000	80	344,368	8,000	48,208	0,1400
229	396000	40	193,707	4,500	2,444	0,0126
232	121000	50	73,985	1,719	10,359	0,1400
238	110000	50	67,259	1,562	7,474	0,1111
238с1	132000	70	112,996	2,625	1,544	0,0137
243	433400	80	424,003	9,850	88,235	0,2081
244	77000	180	169,494	3,937	76,602	0,4519
246	88000	180	193,707	4,500	3,816	0,0197
28НУЗ	165000	80	161,422	3,750	131,160	0,8125
5116	121000	160	236,753	5,500	10,874	0,0459
5126	55000	90	60,533	1,406	9,833	0,1624
5127	77000	160	150,661	3,500	33,438	0,2219
5184	132000	100	161,422	3,750	0,369	0,0023
5204	88000	70	75,330	1,750	26,248	0,3484
5207	374000	80	365,891	8,500	2,743	0,0075
5245	77000	170	160,077	3,719	17,942	0,1121

 

 

Рис. 1. Карта выработки удельных запасов

 

Похожая статья: Анализ современной концепции эксплуатации объектов недвижимости

Далее с помощью таблицы 1 была построена карта выработки удельных запасов. Удельные геологические запасы изменяются от 43 до 430 тыс.т. В водо-нефтяной зоне запасы нефти, приходящиеся на одну скважину, больше, чем в нефтяной зоне из-за редкой сетки. Многие скважины, находящиеся в водо-нефтяной зоне, имеют обводненность свыше 95 % и отбор нефти по ним не превышает 15 %.

2. Оптимизация  плотности сетки скважин

При реализации практически всех МУН на первом этапе, так или иначе, оптимизируются гидродинамические условия разработки, основными их которых являются плотность сетки скважин и система заводнения. Важнейшим элементом системы разработки является плотность сетки скважин и ее оптимизация.

Применение высокотехнологичных МУН, таких как тепловые, физико-химические, не будет эффективным, если не была проведена оптимизация плотности сетки скважин.

Рассматривая методические подходы к плотности сетки скважин, не совсем корректно классифицировать сетки как редкие, плотные. К этому вопросу лучше подходить с точки зрения оптимальности сетки скважин. Оптимальная плотность сетки — это такая плотность, при которой наблюдается максимальная гидродинамическая связь по объекту разработки [6].

Решение проблемы влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу в значительной степени связано с охватом пластов воздействием, т. е. с оценкой доли дренируемых запасов, а также с обеспечением необходимых темпов добычи нефти. Обе эти задачи решаются на основании технико-экономических расчетов различных вариантов по плотности сетки для одной какой-то системы размещения скважин, исходя из применяемых в настоящее время критериев оптимальности (рациональности). Важную роль плотность сетки скважин играет при разработке месторождений новыми методами.

Для оптимизации плотности сетки скважин в целях увеличения нефтеотдачи перспективным является создание детерминированных постоянно действующих математических моделей нефтяных месторождений, с помощью которых можно выявить слабодренируемые и застойные зоны пласта, установить их размеры и пути вовлечения в активную разработку.

Постоянно действующие модели включают:

1)        создание баз геолого-геофизических, гидродинамических и промысловых данных и постоянное их пополнение в процессе разработки;

Похожая статья: Решение проблем эксплуатации длинных трубопроводов от кустов скважин до ЗПА, при обустройстве месторождений на Гыданском и Ямальском полуостровах

2)        построение и постоянное уточнение геолого-математических моделей различной сложности;

3)        создание гидродинамических моделей объекта разработки;

4)        идентификацию параметров моделей по данным гидродинамических исследований и истории разработки.

По выбранным пластам на основе постоянно действующих моделей определяется зависимость технологических показателей от плотности сетки скважин, выявляются недренируемые части пласта для бурения новых скважин, не предусмотренных в проектных документах.

Постоянно действующие модели создаются на базе программно- аппаратного комплекса для управления процессом разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

Установлена тенденция относительного увеличения влияния ПСС на нефтеотдачу по мере вступления месторождения в поздний период разработки. Это связано с тем, что сначала, как правило, включаются в разработку и вырабатываются наиболее продуктивные пласты с высокими коллекторскими свойствами. Позднее в процессе разработки все более вовлекаются низкопродуктивные прослои и участки пластов, тяготеющих к границам и зонам выклинивания коллекторов, ранее не охваченные или слабо охваченные процессом вытеснения. По существующей технологии разработки нефтяных месторождений с заводнением для извлечения нефти из этих участков требуется бурение дополнительных скважин.

3. Проектирование  дополнительных скважин

Дополнительное (уплотняющее) бурение на поздних стадиях разработки во многих случаях оказывается единственно реальной возможностью замедлить темпы снижения добычи нефти и повысить нефтеотдачу пластов.

При оптимизации плотности сетки скважин решаются две задачи: обеспечение текущей добычи и обеспечение конечного коэффициента нефтеизвлечения. Следует четко разграничивать скважины, которые преимущественно обеспечивают текущий уровень добычи, но мало влияют на конечное нефтеизвлечение, так как эти запасы могут быть отобраны другими скважинами, и скважины, которые «работают» преимущественно на конечное нефтеизвлечение, так как эти запасы другими скважинами отобраны быть не могут, но их вклад в текущую добычу невелик, и, наконец, скважины, за счет которых решаются обе эти задачи — и поддержание текущей добычи, и повышение конечного нефтеизвлечения.

Похожая статья: Системы разработки газоконденсатных месторождений

Как видно из карты выработки удельных запасов (рисунок 1), геологические запасы, приходящиеся на одну скважину очень велики — 130–160 тыс.т. В сложившихся условиях имеется очень серьезная опасность оставить значительную часть запасов в непромытых, не охваченных процессом вытеснения зона пласта. Чтобы извлечь эту нефть, потребуется бурение дополнительных скважин наряду с другими мероприятиями.

Бурение дополнительных скважин, осуществляемое на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, является технологически оправданным. Его эффективность предопределяется тем, что оно реализуется после детального изучения неоднородности пластов, после разбуривания месторождений основной сеткой скважин.

На основе геолого-промысловой характеристики, карт выработки удельных запасов, текущих отборов, нефтенасыщенных толщин были спроектированы и введены в эксплуатацию со средними параметрами скважины № 1проект, № 2проект, № 3проект, № 4проект (таблица 2). Расположение скважин определялось с учетом застойных зон, участков с плохой гидродинамической связью и значительной геологической неоднородностью, положения водо-нефтяной зоны, геологических запасов, приходящихся на каждую скважину.

Таблица 2

Основные параметры проектных скважин

Параметры	№ 1 проект	№ 2 проект	№ 3 проект	№ 4 проект
1. Qн, тыс.т	0,61	1,45	0,554	0,499
2. Qв, тыс.т	4,903	0,749	3,597	12,422
3. Qж, тыс.т	5,513	2,199	4,152	12,921
4. В — обводненность, %	88,93	34,07	86,65	96,13
5. диаметр э. к., мм	146	146	146	146
6. диаметр НКТ, мм	73	73	73	73

 

При проектировании дополнительных скважин принимались следующие допущения:

1)                             показатели скважин рассчитывались как среднее арифметическое соседних скважин на 2008 год;

2)                             коэффициент ввода скважин в эксплуатацию принимался равным 0,7;

3)                             диаметры э. к. и НКТ принимались как у большинства скважин;

Пример. Скважина № 1 проект была пробурена между скважинами № 149 и № 173. Основные показатели скважины рассчитываются следующим образом:

 тыс.т