ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НА СЕВЕРО-ПОКАЧЕВСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

1 ...

Построенная гидродинамическая модель Северо-Покачевского месторождения позволила провести расчёты технологических показателей для различных вариантов разработки.Варианты основаны на особенностях геологического строения продуктивных пластов, результатах анализа состояния и эффективности реализуемого процесса разработки, данных геологического и гидродинамического моделирования, технологиях воздействия при различных горно-геологических условиях. Варианты предусматривают разбуривание проектного фонда, уплотнение сетки скважин, как возвратным фондом, так и бурением боковых стволов в зонах остаточных запасов, а так же реализацию программы ГТМ на пробуренном фонде. Расчетные варианты сформированы раздельно для каждого выделенного объекта и в целом по месторождению.Расчетные варианты разработки объекта ЮВ1По объекту ЮВ1, для оценки технологических показателей разработки сформировано четыре сценария дальнейшей разработки, включающих в себя шесть вариантов, основные исходные технологические характеристики которых приведены в таблице 7. Таблица 7. Основные исходные технологические характеристики расчетных вариантов разработки. Объект ЮВ1ХарактеристикаВарианты разработки011-11-22-13-1Режим разработкиУпруго-водонапорныйСистема размещения скважинРавномерная треугольнаяРазмер сетки скважин, м600х600600х600, 500х500600х60, 400х400Плотность сетки, га/скв.3131; 21.7 31; 13.8 Соотношение скважин, доб/наг.1.7/11.7/11.2/11.8/11.8/11.9/1Способ эксплуатации добывающих скважинУЭЦН, УШГНУсловия отключения добывающих скважинqн<1 т/сут, обводненность - 97-99%Режим работы скважин (Рзаб):- добывающих, атмННС, ГС-17-19МПа- нагнетательных, атм420-450Коэффициент эксплуатации скважин- добывающих0.9-0.95- нагнетательных0.95Фонд скважин, всего175175586586704960- добывающих110110319375453631- нагнетательных6565267211251329Фонд скважин для бурения, ед.--411411529785- добывающих--209265343521- нагнетательных--202146186264Объем эксплуатационного бурения, тыс.м--1307130716792486БВГС, ед.Вывод из б/д, ед.88888По совокупности технико-экономических показателей к утверждению по объекту ЮВ1 рекомендуется вариант 1-2[1].Вариант 1-2В данном варианте предусмотрено уточнение ранее принятых проектных решений по западному участку основной залежи. По данному району предусмотрено произвести изменение запроектированной системы заводнения, за счет перехода от рядной к площадной семиточечной, с сохранением расстояния между скважинами 600м. Данное решение обусловлено эффективностью реализованной системы и опытом разработки коллекторов с низкими ФЕС в разбуренной западной части Основной залежи (куст 8). Разбуривание западного участка Основной залежи 2-стадийное.В данном варианте в пределах запасов категории С1+С2 предусматривается бурение 268 добывающих и 143 нагнетательных скважин. Резервный фонд составил 34 скважины. Динамика эксплуатационного бурения и ввода новых скважин в целом по объекту ЮВ1 приведена в таблице 8. Таблица 8. Динамика эксплуатационного бурения и ввода новых скважин в по объекту ЮВ1 .ПоказателиГоды200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023ИТОГОБурение эксплуат. скважин, шт.7211672436383838383837372511411Объем буровых работ, тыс.м30.769.250.422.176.2113.4119.7119.7120.3119.7119.7116.6116.678.834.71307.5Ввод новых скважин из экспл. бурения, шт.111614142436383838383837372511415Система разработки:По Основной залежи:Восточный участок - блоковая трехрядная с размещением скважин по равномерной треугольной сетке 600*600м.Западный участок - разбуривание проектного фонда по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600м, формирование площадной семиточечной системы заводнения.По Восточной залежи трехрядная система воздействия в южном куполе залежи, приконтурная, близкая к избирательной в районе скважин №№ 47Р, 142П, 215Р, 211Р, 231Р. Распределение проектных скважин основного и зависимого фонда, планируемых к эксплуатационному бурению, приведено ниже: Категория запасов С1ПластКатегорияНазначениеНефтенасыщенная толщина, м>22-44-66-88-10>10ИтогоЮВ11основныедобывающие-2126212694нагнетательные-18295245Всего-32091178139зависимыедобывающие-21371--59нагнетательные211262-142Всего232633-1101итогодобывающие234963126153нагнетательные21234315387Всего2358394179240Категория запасов С2ПластКатегорияНазначениеНефтенасыщенная толщина, м>22-44-66-88-10>10ИтогоЮВ11основныедобывающие--33243179нагнетательные--11718137Всего--449612116зависимыедобывающие-2331--36нагнетательные-415---19Всего-6481--55итогодобывающие-23633431115нагнетательные-4161718156Всего-65250612171Категория запасов С1 + С2ПластКатегорияНазначениеНефтенасыщенная толщина, м>22-44-66-88-10>10ИтогоЮВ11основныедобывающие-21594557173нагнетательные-194623382Всего-3241407810255зависимыедобывающие-23702--95нагнетательные215412-161Всего2381114-1156итогодобывающие-258596557268нагнетательные2165048234143Всего2411351447811411Обоснование технологической эффективности бурения новых скважин выполнено на основе геологической модели, по состоянию изученности на 1.07.2008г., а так же информации, полученной по скважинам, пробуренным на 1.04.09г., с учетом данных геолого-промыслового анализа эксплуатации, испытаний разведочных и эксплуатационных скважин. С целью интенсификации добычи проведение ГРП, ОПЗ в процессе освоения.Освоение скважин в ППД: после отработки на нефть (до года).В целом по месторождению:В целом по месторождению рекомендуется один вариант дальнейшей разработки - Вариант 1 (вариант 1-2 по объекту ЮВ1 + варианты 1 по объектам БВ10, Ач10, Ач1, Ач21, ЮВ0-Ач, ЮВ14, ЮВ2)Вариантом предполагается дальнейшее разбуривание основного объекта разработки - ЮВ1, с уточнением ранее принятых проектных решений по западному участку Основной залежи, с уплотнением проектной сетки (бурение БВГС) и реализацией программы ГТМ на пробуренном фонде, а так же ввод в пробную эксплуатацию объектов ОПР - БВ10, Ач10, Ач1, Ач21, ЮВ0-Ач, ЮВ14, ЮВ2.По объекту ЮВ11 предусматривается:По Основной залежи:Восточный участок - блоковая трехрядная с размещением скважин по равномерной треугольной сетке 600*600м.Западный участок - предусмотрено уточнение ранее принятых проектных решений по западному участку основной залежи. По данному району предусмотрено произвести изменение запроектированной системы заводнения, за счет перехода от рядной к площадной семиточечной, с сохранением расстояния между скважинами 600м. Данное решение обусловлено эффективностью реализованной системы и опытом разработки коллекторов с низкими ФЕС в разбуренной западной части Основной залежи (куст 8). По Восточной залежи - трехрядная система воздействия в южном куполе залежи, приконтурная, близкая к избирательной в районе скважин №№ 47Р, 142П, 215Р, 211Р, 231Р.С целью интенсификации добычи проведение ГРП и ОПЗ в процессе освоения.4.2. Исследование и обоснование системного воздействия на пласт комплексом геолого-технических мероприятий на основе гидродинамического моделированияВ настоящее время в России более 95 % нефти извлекается из месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки и характеризующихся высокой обводненностью добываемой продукции. Для поддержания добычи нефти на требуемом уровне необходимо ежегодное проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ), которые являются основным инструментом выполнения планов по интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки. В среднем около 25 % нефти в России добывается за счет реализации программ ГТМ [14]. Затраты на проведение этих мероприятий составляют значительную часть затрат на эксплуатацию месторождения, поэтому мониторинг эффективности и оптимальное планирование ГТМ являются актуальными задачами для нефтегазодобывающих предприятий. Как правило, эффективность планируемых ГТМ приблизительно оценивают на основе анализа накопленного опыта проведения мероприятий в скважинах с идентичными технологическими параметрами. Однако данный метод не учитывает особенностей геологического строения участков.Для прогнозной оценки эффективности планируемых мероприятий на месторождениях с высокими неоднородностью коллекторов и расчлененностью целесообразно применять 3D гидродинамическое моделирование. Использование модели позволяет более полно учесть геологические условия и особенности объекта разработки и существенно повысить качество расчетов.В настоящее время на месторождениях России применяются разнообразные методы воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП): тепловые, гидродинамические, физико-химические. Как правило, цель осуществляемых мероприятий - воздействие на отдельные скважины, которые рассматриваются независимо от всего пласта и совокупности нагнетательных и добывающих скважин, участвующих в процессе разработки.Известна системная технология воздействия на пласты, предусматривающая:- восстановление или увеличение проницаемости ПЗП;- улучшение гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, повышение охвата пласта заводнением по площади гидродинамическими и физико-химическими методами;- выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничение водопритока в добывающих.Использование гидродинамических моделей для оценки эффективности ГТМ позволяет существенно повысить качество прогнозов, особенно при необходимости учета взаимовлияния и интерференции различных мероприятий, планируемых в разных скважинах[6].4.2.1. Анализ эффективности применяемых методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластовМероприятия по интенсификации добычи нефти проводятся на месторождении с 2000г. На 01.01.09г. проведено 375 скв.-операций, в том числе:- Ввод новых скважин - 145 скв.- опер. (из которых 37 введено с ГРП при освоении);- БВГС - 6 скв.- опер.;- ГРП - 62 скв.- опер.;- Обработка призабойной зоны - 27 скв.-опер.;- Дострел пласта - 8 скв.-опер.;- Ремонтно-изоляционные работы - 2 скв.-опер.;- Оптимизация режимов работы скважин - 110 скв.-опер. (из которых 53 относятся к форсированному отбору жидкости);- Перевод скважин на механизированную добычу - 6 скв.-опер.;- Ликвидация аварий - 3 скв.-опер.;- Прочие работы - 6 скв.-опер[1].Ежегодная дополнительная добыча нефти, полученная за счет методов интенсификации (по основным мероприятиям), изменяется в интервале от 17.6% до 38.1% от годовой добычи нефти. Максимальный прирост добычи нефти на одну скважино-операцию получен при гидроразрыве пласта и оптимизации работы скважинного оборудования. Ниже подробно рассмотрены технологии проведения и эффективность от применения этих методов.Эффективность бурения новых наклонно-направленных скважин На 01.01.2009 года на месторождении введены 122 добывающие наклонно-направленные скважины. Накопленная добыча по этим скважинам составила 2872 тыс.т.Следует отметить, что по всем добывающим наклонно-направленным скважинам, пробуренным за период 2006 - 2008гг., достигнуты запланированные показатели по дебиту нефти. Исключение составляют две скважины (№№ 1327 и 1339), пробуренные вблизи внешнего контура ВНК. За период 2006 - 2008 гг. все скважины (наклонно-направленные и горизонтальные) вводились на Восточной залежи, кроме шести скважин (№№ 1198, 1199, 1212, 1220, 2210 и 1200Г), пробуренных в 2006 году на севере Основной залежи. Эффективность бурения новых скважинс горизонтальным окончаниемЗа период 2000 - 2008гг. на месторождении введено 23 добывающие горизонтальные скважины. Добыча по ним на 01.01.2009 составляет 917.4 тыс.т. В 2004 году введены 2 скважины, в 2006 - 4 скважины, в 2007 - введены 9 скважин, из которых не был достигнут плановый дебит по двум скважинам (№№ 1472Г, 1348Г).За 2008 год на месторождении введено 8 новых горизонтальных скважин со средним приростом по нефти 72.5т/сут. Выявлено 2 скважины, по которым не достигнут плановый дебит по нефти (№№ 1477Г и 1359Г) [1].Анализ эффективности новых скважин с горизонтальным окончанием проведен по скважинам, введенным за период 2006-2008гг. (табл. 9,10 ). Таблица 9. Новые скважины с горизонтальным окончанием, введенные в 2006-2007гг.№скв.Датавводапоказатели входныеТехнологические показатели на 1.01.09г. или на дату остановкитекущиенакопл. отбор нефти, тыс.тпланфактфакт1347Г5.2006qн, т/сут-46.76.816.4qж, т/сут-52.642.5fв, %-11.384.01200Г8.2006qн, т/сут80.090.13.135.4qж, т/сут91.1106.678.7fв, %12.215.496.01453Г10.2006qн, т/сут70.0100.142.268.9qж, т/сут87.9105.246.4fв, %20.44.89.11350Г12.2006qн, т/сут70.0134.8113.9116.5qж, т/сут87.9179.0138.fв, %20.424.718.01353Г3.2007qн, т/сут70.0100.098.6105.9qж, т/сут87.9176.3125.0fв, %20.443.321.21346Г4.2007qн, т/сут70.0173.080.679.1qж, т/сут87.9206.1248.2fв, %20.416.167.51472Г6.2007qн, т/сут77.235.02.19.3qж, т/сут80.399.028.0fв, %3.964.792.51485Г6.2007qн, т/сут70.075.00.228.7qж, т/сут-80.915.7fв, %-7.2991490Г8.2007qн, т/сут70.0100.025.827.4qж, т/сут87.9181.558.4fв, %20.444.955.71474Г9.2007qн, т/сут80.080.050.033.8qж, т/сут86.0114.356.6fв, %7.030.011.71348Г10.2007qн, т/сут70.05.013.14.2qж, т/сут-24.3127.6fв, %-79.489.71465Г11.2007qн, т/сут80.095.025.821.1qж, т/сут86.0127.658.4fв, %7.025.655.71352Г11.2007qн, т/сут80.070.016.211.8qж, т/сут86.082.523.3fв, %7.015.230.3Примечание:1348Г- скважины, недостигшие планового дебита№№ 1235Г, 1247Г введены в 2004 годуТаблица 10. Новые скважины с горизонтальным окончанием, введенные в 2008г.№скв.Датавводапоказатели входныеТехнологические показатели на 1.01.09г. или на дату остановкитекущиенакопл. отбор нефти, тыс.тпланфактфакт1476Г3.2008qн, т/сут70.075.063.321.7qж, т/сут72.787.0103.1fв, %3.713.838.61458Г4.2008qн, т/сут70.070.093.822.5qж, т/сут87.977.8106.5fв, %20.410.011.91477Г4.2008qн, т/сут70.05.06.61.2qж, т/сут87.949.999.2fв, %20.490.093.31513Г5.2008qн, т/сут50.080.0100.425.9qж, т/сут71.586.0120.4fв, %30.17.016.61508Г7.2008qн, т/сут60.077.089.515.5qж, т/сут69.680.595.3fв, %13.84.36.01456Г8.2008qн, т/сут70.095.078.711.7qж, т/сут72.7103.495.6fв, %3.78.117.71359Г11.2008qн, т/сут40.028.026.31.4qж, т/сут53.230.129.8fв, %24.87.011.91503Г12.2008qн, т/сут50.050.050.01.5qж, т/сут91.990.790.7fв, %45.644.944.9Примечание:1477Г- скважины, недостигшие планового дебитаСравнение эффективности бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин На 01.01.09г. на месторождении введено 145 новых скважин, 15.9% (23 скважины) это горизонтальные скважины. Удельная добыча нефти одной наклонно-направленной скважины составляет 4.5тыс.т., что в 2.4 раза ниже добычи горизонтальной скважины - около 11.0тыс.т. Средняя эффективность горизонтальной скважины на Северо-Покачевском месторождении около 87т/сут, против 36т/сут у наклонно-направленной. Входной дебит нефти одной горизонтальной скважины - 60-70т/сут., на 50% выше дебита наклонно-направленной скважины (в среднем, 30-35т/сут.). По скважинам, пробуренным в одинаковых геологических условиях, входной дебит нефти ГС в 2 раз выше, чем у ННС[1].Исходя из этого, можно сделать вывод, что по эффективности ННС в 2 раза уступают ГС и очевидна целесообразность замены бурения их на ГС. Эффективность бурения БВГС На 01.01.09г. на месторождении пробурено 6 боковых стволов с горизонтальным окончанием. По 15 форме отчетности еще 2 пробуренных боковых ствола числятся во вводе новых скважин из консервации после бурения (№№1293Л и 1246Л, пробуренные в не дренируемых зонах) (таблица 11). На 01.01.09г. 7 скважин с БГС числятся в высокообводненном фонде, из которых 5 относятся к низкодебитным. По шести скважинам (№№ 1281Л, 1246Л, 1241Л, 211Л, 1276Л и 1227Л) не был достигнут запланированный дебит нефти.Следует отметить, что в скважинах, введенных в 2005-2007гг. за небольшой период эксплуатации (в среднем 12мес.) произошло значительное снижение дебитов нефти и рост обводненности продукции.Таблица 11. Скважины с БВГС, введенные в 2005-2008гг№скв.Датавводапоказатели входныеТехнологические показатели на 1.01.09г. или на дату остановкитекущиенакопл. отбор нефти, тыс.тпланфактфакт1281Л11.2005qн, т/сут65570.622.3qж, т/сут886068.0fв, %26599.2длина гор.уч.,м2001051274Л07.2007qн, т/сут40.055.91.25.3qж, т/сут53.2127.162.5fв, %24.856.098.1длина гор.уч.2001801241Л04.2007qн, т/сут20.02.01.10.6qж, т/сут31.740.28.9fв, %36.895.087.3длина гор.уч.-205211Л08.2007qн, т/сут40.017.64.92.3qж, т/сут93.821.6149.4fв, %57.418.596.7длина гор.уч.2001831276Л08.2008qн, т/сут20.05.04.00.3qж, т/сут46.928.543.9fв, %57.482.590.8длина гор.уч.1501371227Л11.2008qн, т/сут20.02.00.50.05qж, т/сут77.460.660.9fв, %74.296.799.1длина гор.уч.1501661246Л *09.2006qн, т/сут50.029.42.48.4qж, т/сут71.5120.7146.9fв, %30.175.698.4длина гор.уч.-1031293Л *05.2007qн, т/сут40.043.013.316.8qж, т/сут53.259.139.7fв, %24.827.266.5длина гор.уч.200273Примечание:1127Л- скважины, недостигшие планового дебита1293Л *, 1246Л *- по 15 форме во вводе новых скважин из консервацииРекомендации по бурению новых скважин1. Для контроля качества строительства скважин, совершенства вскрытия продуктивного коллектора обеспечить 100% проведения ГДИ, ПГИ при вводе новых скважин из бурения. 2. Планирование и бурение новых скважин выполнять на актуализированных гидродинамических моделях.3. Продолжить в ТПП «Покачевнефтегаз» непрерывный мониторинг за проводкой горизонтальных участков для обеспечения проводки ГС в зонах наилучших коллекторских свойств путем своевременной корректировки траектории ствола скважины.Рекомендации по БВГС на 2009 - 2011гг1. Подбор скважин-кандидатов проводить на актуализированных геолого-гидродинамических моделях.2. С целью повышения достоверности обоснования эффективности работ (мини-проектов) по бурению вторых стволов на месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз» предусмотреть выполнение программы исследований по уточнению характера текущего нефтенасыщения объектов разработки в районах, предполагаемых для бурения боковых стволов.3. Для усиления контроля за качеством строительства вторых стволов и обеспечения оптимального подбора ГНО, в планы работ по освоению скважин в обязательном порядке включать проведение геофизических (профиль притока) и гидродинамических исследований (КВД). Предложения (ГИС при бурении ГС и БВГС)Оценка текущей нефтенасыщенностиДля оценки текущей нефтенасыщенности рекомендуется применение ИНГК-С (С/О - каротажа) в обсаженных скважинах с неперфорированными пластами, эксплуатирующие нижележащие горизонты. Для количественной оценки текущей нефтенасыщенности необходимо проведение фоновых замеров по скважинам вышедшим из бурения, с дальнейшим включением их в наблюдательную сеть. Периодичность замеров 100% скважин наблюдательной сети 1 раз в год.Рассмотреть возможность обсаживания изучаемых объектов пластиковыми колоннами в процессе строительства скважины, с целью проведения исследований по оценке текущей насыщенности с применением электрических методов. Предпочтительнее высокочастотное индукционное изопараметрическое зондирование - ВИКИЗ.Проведение геофизических исследований горизонтальных скважин в процессе буренияИзмерения в процессе бурения с помощью телесистем.На практике обычно применяются телесистемы состоящие из инклинометра в чистом виде, либо в дополнении с ГК, не позволяющие оценить изменение насыщения в процессе бурения. Применение телесистем, содержащих помимо инклинометра и ГК, зонды для определения электрического сопротивления горных пород позволяют контролировать положение ствола по отношению к границам вмещающих пород и границам раздела насыщающих флюидов, что более четко позволяет привязать траекторию к конкретной геологической ситуации и провести ствол скважины в наиболее рациональном коридоре.По всей длине горизонтальной части необходимо обязательное проведение геолого-технологических исследований (ГТИ) с отбором и анализом шлама, регистрацией механической скорости бурения, давления на манифольде, параметров бурового раствора на входе и выходе, газового каротажа.При геонавигации параметры ствола должны периодически дополняться данными каротажа для привязки этих параметров к геологическому разрезу. Эффективность применения ГРП на объекте ЮВ1 С 2000 года (с начала эксплуатационного бурения) на объекте ЮВ1 Северо-Покачевского месторождения ведутся работы по гидроразрыву пласта