close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Разработка методики прогноза эффективности эксплуатации боковых стволов

код для вставкиСкачать
ФИО соискателя: Еленец Александр Александрович Шифр научной специальности: 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Шифр диссертационного совета: Д 212.273.01 Название организации: Тюменский государственный нефтегазовый
 На правах рукописи
ЕЛЕНЕЦ АЛЕКСАНДР АЛЕКСАНДРОВИЧ
РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРОГНОЗА ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Тюмень - 2012
Работа выполнена в филиале Общества с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти" в г. Тюмени (филиал ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть")
Научный руководитель- кандидат технических наук
Коротенко Валентин Алексеевич
Официальные оппоненты - Клещенко Иван Иванович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, кафедра бурения нефтяных и газовых скважин ФГБОУ ВПО "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ), профессор
- Копытов Андрей Григорьевич, кандидат
технических наук, АУ ХМАО - Югры "Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана", старший научный сотрудник
Ведущая организация - Открытое акционерное общество "Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (ОАО "СибНИИНП")
Защита состоится 16 ноября 2012 года в 09.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.
Автореферат разослан 16 октября 2012 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор технических наук, профессорВ.Г. Кузнецов
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
В настоящее время большинство крупных месторождений Западной Сибири вступило в позднюю стадию разработки, которая характеризуется значительной выработкой начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ), высокой обводненностью продукции и большим числом неработающих скважин. При этом сохраняется необходимость поддержания стабильного уровня добычи нефти и достижения утвержденного на Государственном балансе значения коэффициента извлечения нефти (КИН).
Обводнение продукции добывающих скважин, чаще всего, опережает выработку запасов нефти в зоне их отбора. В таких случаях, одним из эффективных методов доизвлечения запасов, является бурение боковых стволов (БС), позволяющих дополнительно сократить высокообводненный фонд добывающих скважин.
Основным инструментом оценки технологических показателей БС, которые планируются к реализации, является секторная геолого-гидродинамическая модель участка объекта разработки. Ввиду того, что процесс ее создания является сложной практической задачей, требующей значительных трудозатрат, актуальным остается предварительный выбор зон, потенциально эффективных для ввода БС в эксплуатацию.
От успешности начального выбора скважин-кандидатов для строительства БС, зон и интервалов продуктивного пласта для их ввода в эксплуатацию зависит целесообразность создания секторных геолого-гидродинамических моделей и состоятельность всей работы по анализу и обоснованию эффективности реализации БС.
Цель работы
Увеличение нефтеотдачи пласта посредством выбора зон для размещения боковых стволов на нефтяных месторождениях, характеризуемых поздней стадией разработки.
Основные задачи исследования
1. Обзор и анализ существующих методов по выбору зон для эффективной эксплуатации боковых стволов.
2. Выбор и обоснование технологических параметров для прогнозирования входных дебитов нефти боковых стволов.
3. Разработка методики прогноза эффективности эксплуатации боковых стволов для последующего применения секторных геолого-гидродинамических моделей.
4. Апробация разработанной методики на основном эксплуатационном объекте Ватьеганского нефтяного месторождения.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования являются результаты фактической эксплуатации боковых стволов; предметом - прогноз входных дебитов нефти боковых стволов с различным типом заканчивания.
Научная новизна выполненной работы
1. Проведено исследование по анализу зон локализации текущих подвижных запасов нефти, выявленных посредством полномасштабной гидродинамической модели, и оценке эффективности размещения в них боковых стволов различными методами.
2. Экспериментально доказана необходимость совместного использования объемного метода подсчета запасов и метода характеристик вытеснения для оценки выработки запасов нефти в зонах, где планируется строительство и эксплуатация боковых стволов.
3. Разработана методика экспресс-анализа (прогнозирования) входных дебитов нефти боковых стволов с различным типом заканчивания, основанная на построенных зависимостях дебита нефти и выбранных параметров (отбор от НИЗ, текущие потенциально извлекаемые запасы нефти, входной дебит жидкости, накопленный водонефтяной фактор). Представлен алгоритм, для реализации которого применяются программные продукты: Isoline, АРМ РРМ, MS Excel.
Практическая ценность и реализация
1. Разработанная методика предлагается к использованию перед созданием секторной геолого-гидродинамической модели.
2. С использованием разработанной методики прогноза входного дебита нефти обоснована эффективность эксплуатации 8 боковых стволов на объекте АВ1-3 Ватьеганского месторождения. Дополнительная добыча нефти, на основании прогнозных расчетов с использованием секторного моделирования, суммарно оценена в 353,9 тыс. тонн. Прирост КИН по объекту - 0,25 %.
3. По результатам фактического ввода в эксплуатацию 5 боковых стволов получен средний входной дебит нефти в 44 т/сут. Среднее значение прогнозируемого входного дебита нефти по разработанной методике - 41 т/сут. Основные защищаемые положения
1. Обоснование совместного использования метода характеристик вытеснения и объемного метода подсчета запасов нефти для анализа зон ввода боковых стволов в эксплуатацию.
2. Методика экспресс-анализа (прогнозирования) входных дебитов нефти боковых стволов с различным типом заканчивания.
3. Выбор зон для размещения боковых стволов на нефтяных месторождениях, характеризуемых поздней стадией разработки.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", в частности пункту 4 - "Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов" и пункту 5 - "Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов".
Апробация результатов исследований
Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: XI Конкурсе ООО "КогалымНИПИнефть" на лучшую НТР молодых ученых и специалистов (Тюмень, 2011 г.); XIII Международной научно-практической конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных "ГЕОМОДЕЛЬ - 2011" (г. Геленджик, 2011 г.); Международной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири", посвященной 55-летию ТИИ-ТюмГНГУ (Тюмень, 2011 г.); III научно-практической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности", посвященной 15-летию ООО "КогалымНИПИнефть" (Тюмень, 2011 г.); Научно-технических и Ученых советах филиала ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени (Тюмень, 2012 г.); семинарах кафедры "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" ФГБОУ ВПО ТюмГНГУ (Тюмень, 2012 г.).
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 8 печатных работах, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 116 страницах машинописного текста, содержит 17 таблиц, 53 рисунка. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 107 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы, определены основные защищаемые положения.
В первом разделе осуществлен обзор и классификация существующих методов по выбору зон для эффективной эксплуатации боковых стволов.
Вопросами проектирования разработки месторождений с применением БС занимались многие видные ученые и специалисты. Среди них: Абакумов Л.Б., Алиев З.С., Амелин И.Д., Бастриков С.Н., Батурин Ю.E., Бердин Т.Г., Борисов Ю.П., Бриллиант Л.С., Грачев С.И., Деева Т.А., Дмитриев А.Ю., Дулкарнаев М.Р., Закиров С.Н., Иванов С.А., Карнаухов М.Л., Кашинцев Е.И., Клейдман Д.М., Кудинов В.И., Лысенко В.Д., Малышев А.Г., Мандрик И.Э., Медведев Н.Я., Пилатовский В.П., Пичугин О.Н., Подгорнов В.М., Сонич В.П., Сыртланов В.Р., Чубик П.С., Шагиев Р.Г., Ширяев Ю.Х. и другие.
В рамках выбора участков для применения секторного моделирования, существующие методы выбора зон для эффективной эксплуатации БС классифицированы на две группы (рисунок 1): полномасштабное гидродинамическое моделирование и расчетно-статистическая обработка геолого-промысловой информации.
Рисунок 1 - Классификационная схема методов выбора зон для применения секторного моделирования
С использованием полномасштабной гидродинамической модели эксплуатационного объекта для секторного моделирования выбираются зоны локализации текущих подвижных запасов нефти, характеризуемые слабым охватом реализованной системы разработки.
С использованием методов расчетно-статистической обработки геолого-промысловой информации для секторного моделирования выбираются зоны с остаточными извлекаемыми запасами нефти или благоприятной предпосылкой к достижению эффективности, которая оценивается на основании статистических закономерностей между результативными (дебит нефти, накопленная добыча нефти) и факторными (геолого-промысловые параметры) признаками.
Во втором разделе представлены результаты анализа существующих методов по выбору зон для эффективной эксплуатации боковых стволов на примере основного эксплуатационного объекта Ватьеганского месторождения.
Основным эксплуатационным объектом Ватьеганского нефтяного месторождения является объект АВ1-3, на котором за весь период его разработки (на 01.01.2012 г.) введено в эксплуатацию 122 БС. Из них: 86 скважин с горизонтальным (БГС) и 36 скважин с наклонным (БВС) типами заканчивания.
Объект АВ1-3 имеет обширные водонефтяные зоны и высокую неоднородность по проницаемости в разрезе эффективной нефтенасыщенной толщины пластов. Применение БГС позволяет продлить период разработки залежи с меньшей долей воды в продукции и воздействовать на отдельные наименее выработанные интервалы продуктивных пластов, что определило бóльшую технологическую эффективность БГС и, соответственно, реализацию.
Определение рентабельности или границы успешности по входному дебиту нефти для БС объекта АВ1-3 осуществлено с учетом анализа фактических результатов применения БС (рисунок 2), реализованных на основании их экономической эффективности.
С учетом среднего значения по основным группам распределения БС по входному дебиту нефти (рисунок 2), граница успешности (эффективный входной дебит нефти) для БГС и БВС объекта АВ1-3, соответственно, составила 20 и 10 т/сут.
Рисунок 2 - Группы распределения БГС (а) и БВС (б) по входному дебиту нефти за полный месяц эксплуатации
С использованием полномасштабной гидродинамической модели объекта АВ1-3 произведена оценка состояния выработки запасов нефти, с учетом которой проанализировано изменение входных дебитов нефти БС относительно границ успешности, рисунок 3.
Рисунок 3 - Карты текущих подвижных запасов нефти со схемой эффективности БГС (а) и БВС (б) по входному дебиту нефти
Высокая концентрация текущих подвижных запасов нефти, оцененная по данным полномасштабного гидродинамического моделирования, не является достаточной предпосылкой к фактической эффективности БС. По объекту АВ1-3 эффективность БС, несмотря на высокую плотность текущих подвижных запасов нефти, для БГС и БВС, соответственно, составила 58,2 и 61,2 %.
С использованием методов расчетно-статистической обработки геолого-промысловой информации для определения эффективности БС производится анализ выработки запасов нефти по участкам системы разработки объекта, осуществляется расчет радиусов выработки и вытеснения запасов нефти, устанавливаются статистические закономерности между эффективностью БС (дебит нефти, накопленная добыча нефти) и геолого-промысловыми параметрами.
На объекте АВ1-3 по группе из 19 БС, несмотря на высокий отбор от НИЗ (до 90%), на момент их ввода в эксплуатацию, в целом по участкам разработки, получены высокие дебиты нефти, что при единственном использовании такого подхода не позволило их рекомендовать к реализации. Низкие радиусы выработки и вытеснения запасов обусловили эффективность входных дебитов нефти БС на объекте АВ1-3 в 66 % случаев.
По результатам применения деревьев решений и самоорганизующихся карт Кохонена (методы Data mining), являющихся представителями группы методов установления статистических закономерностей, эффективные входные дебиты нефти БС объекта АВ1-3 распознаны в 78,6 и 58,6 % случаев, соответственно.
Таким образом, недостаточная эффективность использования полномасштабной гидродинамической модели для выбора зон применения секторного моделирования обусловлена степенью детальности ее геологической основы, а существующие методы расчетно-статистической обработки геолого-промысловой информации не обеспечивают достаточно точной оценки выработки запасов нефти.
В третьем разделе осуществлен выбор и обоснование технологических параметров для прогнозирования входных дебитов нефти боковых стволов. Построены зависимости фактического входного дебита нефти боковых стволов с различным типом заканчивания и выбранных параметров. Разработана методика экспресс-анализа (прогнозирования) входного дебита нефти боковых стволов.
По объекту АВ1-3 Ватьеганского месторождения для оценки зон ввода 122 БС в эксплуатацию были выделены локальные районы анализа в границах ближайших окружающих добывающих скважин (486 ед.).
По выделенным районам, на момент ввода фактических БС в эксплуатацию, произведен расчет выработки запасов нефти с использованием объемного метода подсчета запасов и метода характеристик вытеснения (Р.И. Медведского, С.Н. Назарова - Н.В. Сипачева, М.И. Максимова, Б.Ф. Сазонова, А.М. Пирвердяна, Г.С. Камбарова).
При оценке выработки запасов нефти (отбора от проектных НИЗ) с использованием объемного метода подсчета запасов нефти в районе размещения БС, по окружающим скважинам не учитываются запасы нефти, вытесненные (вытесняемые) нагнетательными скважинами, возникает "перебор" проектных НИЗ, что особенно характерно для зон стягивания запасов, рисунки 4а и 5а.
Рисунок 4 - Области распределения входных дебитов нефти БГС от отбора проектных НИЗ и текущих потенциально извлекаемых запасов нефти
Рисунок 5 - Области распределения входных дебитов нефти БВС от отбора проектных НИЗ и текущих потенциально извлекаемых запасов нефти
В рамках объемного метода подсчета запасов нефти проектные площади дренирования определены на основании диаграммы Воронóго, что определяет поправку "проектные" при расчетах НИЗ.
Метод характеристик вытеснения не позволяет учесть объем остаточных запасов нефти в зонах со стремительным характером обводнения продукции добывающих скважин, в результате чего, несмотря на низкую величину текущих потенциально извлекаемых запасов нефти - Qp(t), высокие входные дебиты нефти по БС возможны, рисунки 4б и 5б.
Проведенный анализ изменения входных дебитов нефти БС относительно состояния выработки запасов нефти на момент их ввода в эксплуатацию позволил установить, что с увеличением отбора от НИЗ входной дебит нефти БС уменьшается, однако, может быть высоким из-за значительной величины Qр(t) в зоне размещения, рисунок 6.
Рисунок 6 - Области изменения входного дебита нефти БС в зависимости от отбора НИЗ и текущих потенциально извлекаемых запасов
На рисунке 6: Qр(t) и Qниз(t), соответственно, суммарная величина текущих потенциально извлекаемых запасов нефти (тыс. т) и отбор от проектных НИЗ (%) по району на момент ввода БС в эксплуатацию; Qнвх -входной дебит нефти БС, т/сут; Qр(t)*, Qниз(t) * - граничные значения параметров (Qр(t), Qниз(t)), обуславливающие изменение входных дебитов нефти БС относительно границы успешности (Qнвх*).
С увеличением Qр(t) входной дебит нефти БС увеличивается, однако, высокое значение возможно и при низкой величине Qр(t), в зонах, характеризуемых высокой интенсивностью обводнения и низким отбором рентабельных НИЗ, рисунок 6.
Применение каждого из рассмотренных методов подсчета запасов нефти (объемного метода и метода характеристик вытеснения) на примере объекта АВ1-3 позволило установить, что в зонах с высоким накопленным отбором нефти на момент ввода БС в эксплуатацию, входной дебит нефти БС больше диагностируется величиной Qp(t), нежели Qниз(t).
С целью разносторонней оценки выработки запасов нефти в зонах, где предполагается строительство и эксплуатация БС, осуществлено совместное использование рассмотренных методов подсчета запасов нефти относительно границы успешности (эффективного входного дебита нефти), посредством сформированных условий (1) - (5).
Qр(t) < Qр(t)*, Qниз(t) ≤ Qниз(t) *, Qнвх ≥ Qнвх*,(1)
Qр(t) < Qр(t)*, Qниз(t) ≤ Qниз(t) *, Qнвх < Qнвх*,(2)
Qр(t) < Qр(t)*, Qниз(t) > Qниз(t) *, Qнвх < Qнвх*,(3)
Qр(t) ≥ Qр(t)*, Qниз(t) > Qниз(t) *, Qнвх ≥ Qнвх*,(4)
Qр(t) ≥ Qр(t)*, Qниз(t) > Qниз(t) *, Qнвх < Qнвх*,(5)
где: Qнвх, Qнвх*, Qниз(t), Qниз(t) *, Qр(t) и Qр(t)* - тоже, что на рисунке 6.
Условие (1) характеризует случай низкого отбора от проектных НИЗ в совокупности с низким значением Qр(t), фактический входной дебит нефти БС больше или соответствует границе успешности.
Условие (2) характеризует случай низкого отбора от НИЗ в совокупности с низким значением Qр(t) для районов с низкой продуктивностью, фактический входной дебит нефти (жидкости) меньше границы успешности.
Условие (3) характеризует случай высокого отбора от проектных НИЗ в совокупности с низким значением Qр(t), фактический входной дебит нефти БС меньше границы успешности.
Условие (4) характеризует случай высокого отбора от проектных НИЗ в совокупности с высоким значением Qр(t), фактический входной дебит нефти БС больше или соответствует границе успешности.
Условие (5) характеризует случай высокого отбора от НИЗ в совокупности с высоким значением Qр(t), фактический входной дебит нефти (жидкости) меньше границы успешности.
Условия (1) - (5) позволяют описать изменение входного дебита нефти фактических БС в зависимости от отбора проектных НИЗ и текущих потенциально извлекаемых запасов нефти, рисунок 6.
Граничное значение текущих потенциально извлекаемых запасов (Qр(t)*) для БГС и БВС объекта АВ1-3, соответственно, составило 200 и 100 тыс. т. Граничное значение отбора от проектных НИЗ (Qниз(t) *) для БГС и БВС объекта АВ1-3 составило в обоих случаях 60 %.
Эффективность распознавания фактических входных дебитов нефти БС посредством условий (1) - (5) на объекте АВ1-3 для БГС и БВС, соответственно, составила 91,9 % и 91,7 %.
Для прогнозирования величин входных дебитов нефти БС, общие условия (1) - (5) сведены к двум, исходя из критерия оценки выработки запасов нефти.
Qр(t) < Qр(t)*, Qнвх = f (Qниз(t)), (6)
Qр(t) ≥ Qр(t)*, Qнвх = f (Qр(t)),(7)
где Qр(t), Qнвх, Qниз(t), Qр(t)* - тоже, что на рисунке 6 и в условиях (1) - (5); f - характеризует изменение входного дебита нефти БС от конкретного параметра оценки выработки запасов нефти.
При суммарной величине Qр(t) по зоне размещения БС меньше граничного значения аналогичного параметра (Qр(t) < Qр(t)*), критерием оценки выработки запасов нефти является Qниз(t), условие (6). При выполнении обратного условия (Qр(t) ≥ Qр(t)*), критерием оценки выработки запасов нефти являются Qр(t), условие (7).
Использование Qр(t) в качестве критерия деления обусловлено тем, что данным параметром диагностируются фактические входные дебиты нефти большего числа эксплуатируемых на объекте АВ1-3 боковых стволов.
С учетом условий (6) и (7), фактические БС с горизонтальным типом закачивания разделены на две группы: 46 БС на момент ввода в эксплуатацию характеризуются величиной Qp(t) по зонам их размещения, суммарно по окружающим скважинам, более 200 тыс. т, 40, напротив, менее 200 тыс. т.
Аналогично, фактические БС с наклонным типом закачивания разделены на две группы, а именно, более 100 тыс. т. (12 БС) и менее 100 тыс. т. (24 БС). На рисунке 7 представлены данные по условию 6 (Qp(t) < 200; Qp(t) < 100 тыс. т) для БС объекта АВ1-3. Рисунок 7 - Распределение входных дебитов нефти БГС (а) и БВС (б) от отбора проектных НИЗ по районам в рамках условия (6)
На рисунке 8 представлены данные по условию 7 (Qp(t) > 200; Qp(t) > 100 тыс. т) для БС объекта АВ1-3.
Рисунок 8 - Распределение входных дебитов нефти БГС (а) и БВС (б) от суммарного значения текущих потенциально извлекаемых запасов по районам в рамках условия (7)
Изменение входного дебита нефти БС при относительно одинаковой величине текущих запасов нефти обусловлено различным входным дебитом жидкости, неучет которого определяет низкую текущую связь исследуемых параметров, рисунки 7, 8.
В существующих работах по анализу эффективности БС отмечено, что входной дебит нефти зависит не только от состояния выработки запасов нефти, но и от фильтрационно-емкостных свойств и энергетического состояния пласта, а также заводнения зоны размещения, для оценки которой используются такие параметры как: текущая и накопленная обводненность, накопленный водонефтяной фактор.
Таким образом, для условий (6) и (7) необходимым является учет входного дебита жидкости, а также степени заводнения для условия (6).
Для оценки параметров, характеризующих заводнение в зоне ввода БС в эксплуатацию, использован метод определения меры соответствия вариации результативного признака (y) и вариации факторного (x), для чего применен коэффициент корреляции Пирсона, средние значения которого для исследуемых параметров представлены в таблице 1. Количественная оценка тесноты связи проведена на основании шкалы Чеддока.
Таблица 1 - Оценка тесноты связи исследуемых параметров
Пары параметровЗначение коэффициента Пирсона (r)Qнвх - Wтек0,249 (теснота связи по шкале Чеддока слабая)Qнвх - Wнак0,398 (теснота связи по шкале Чеддока умеренная)Qнвх - ВНФнак0,574 (теснота связи по шкале Чеддока заметная)Примечание: Wтек, Wнак - средние значения текущей и накопленной обводненности по району на момент ввода БС в эксплуатацию, % и д. ед; ВНФнак - накопленный водонефтяной фактор, б/р. Дополнительно, в рамках оценки связи величин результативного признака со значениями факторного, посредством графического построения линии регрессии, оценена величина достоверности аппроксимации (R2). Наиболее сильной связью характеризуется пара входной дебит нефти - накопленный ВНФ (R для БГС - 0,686; R для БВС - 0,739).
Для оценки заводнения в рамках условия (6) выбран накопленный водонефтяной фактор.
С учетом критерия оценки выработки запасов нефти - Qниз(t), входного дебита жидкости БС и накопленного ВНФ, для условия (6), по промысловым данным, построены зависимости, характеризующие связь исследуемых параметров, рисунки 9, 10.
Рисунок 9 - Изменение безразмерного дебита нефти фактических БГС от безразмерного параметра оценки района по условию (6)
Рисунок 10 - Изменение безразмерного дебита нефти фактических БВС от безразмерного параметра оценки района по условию (6)
На рисунках 9, 10: Qнвх, Qжвх - входные дебиты нефти и жидкости БС, т/сут; Qнвх(max) - максимальный входной дебит нефти БС по анализируемой группе условия, т/сут; Qниз(t) - отбор от проектных НИЗ, д. ед.
В рамках условия (6) строятся две зависимости, ограниченные группой по входному дебиту жидкости: группа, где дебит жидкости больше границы успешности и наоборот. Убывающий характер зависимости обусловлен тем, что с увеличением отбора от НИЗ дебит нефти уменьшается, рисунок 7.
Данные, удовлетворяющие условию (7), ввиду низкой корреляции параметров в явном виде (рисунок 8), разделяются на группы по изменению входного дебита жидкости, рисунки 11, 12. Количество групп выбирается исходя из имеющихся данных и результатов.
Рисунок 11 - Изменение безразмерного дебита нефти фактических БГС от безразмерного параметра оценки района по условию (7)
Рисунок 12 - Изменение безразмерного дебита нефти фактических БВС от безразмерного параметра оценки района по условию (7)
На рисунках 11, 12: Qнвх, Qжвх - тоже, что и на рисунках 9 и 10; Qнвх(max) - максимальный входной дебит нефти БС по анализируемой группе условия, т/сут; t - количество суток в первом полном месяце эксплуатации БС, сут.
Для условия (7), характер зависимости (возрастающая или убывающая) определен соотношением между величиной текущих потенциально извлекаемых запасов нефти и входного дебита жидкости БС.
По объекту АВ1-3 Ватьеганского месторождения зависимости построены по результатам эксплуатации 113 БС, что составляет 92,6 % от общего количества БС, которые введены в разработку за период с 1997-2011 гг.
Таким образом, построенные для объекта АВ1-3 Ватьеганского месторождения зависимости рекомендуется использовать на данном объекте при предварительном выборе зон для эффективной эксплуатации БС и дальнейшего применения секторного геолого-гидродинамического моделирования.
В четвертом разделе представлен алгоритм реализации разработанной методики и результаты апробации на основном эксплуатационном объекте Ватьеганского месторождения. Определено место методики в структуре подхода к обоснованию эффективности применения боковых стволов.
В состав методики входит несколько этапов, краткое описание которых представлено ниже.
1. БС, эксплуатируемые в рамках конкретного объекта разработки, разделяются на две категории, исходя из типа заканчивания (БГС и БВС).
2. Для каждой категории БС, с учетом рентабельности, определяется граница успешности (величина эффективного входного дебита нефти).
3. Посредством применения каждого из методов подсчета запасов (объемного метода и метода характеристик вытеснения) производится анализ состояния выработки запасов нефти по окружающим добывающим скважинам, на момент ввода в разработку эксплуатируемых БС.
4. Для каждой категории БС, с учетом расчетных данных как об отборе НИЗ, так и текущих потенциально извлекаемых запасов, входных дебитов, конкретизируются условия оценки выработки запасов нефти (1) - (5), направленные на установление граничных значений параметров (Qр(t)*, Qниз(t)*), обуславливающих изменение входных дебитов нефти реализованных БС относительно заданной границы успешности (Qнвх*).
5. С учетом граничного значения Qр(t)*, посредством условий (6) и (7), реализованные БС разделяются на две группы, каждая из которых характеризуется своим параметром оценки выработки запасов нефти.
6. Для каждой группы строятся конкретные зависимости входного дебита нефти БС от выбранных параметров, характеризующих зоны ввода в эксплуатацию, рисунки 9 - 12.
7. На основании построенных зависимостей осуществляется экспресс-анализ (прогнозирование) входного дебита нефти БС, которые планируются к реализации, и принимается решение о целесообразности дальнейшего создания секторной геолого-гидродинамической модели.
Общая схема методики представлена на рисунке 13.
Рисунок 13 - Схема методики экспресс-анализа (прогнозирования) входного дебита нефти боковых стволов Разработанная методика использована для прогнозирования входного дебита нефти БС на объекте АВ1-3 Ватьеганского месторождения. По результатам применения разработанной методики, приняты решения о достоверности зон локализации текущих подвижных запасов нефти, выявленных с использованием полномасштабной гидродинамической модели объекта и потенциальной эффективности размещения в них 8 БС из аналогичного количества скважин-кандидатов.
Созданные секторные геолого-гидродинамические модели участков объекта АВ1-3 позволили произвести расчеты технологических показателей разработки и подтвердить эффективность эксплуатации запланированных БС. По результатам фактического ввода в эксплуатацию 5 БС установлено соответствие фактических входных дебитов нефти расчетным, полученным на основании применения разработанной методики, в пределах 82-99 % (при среднем значении в 87,8 %).
Разработанная методика, дополнительно к результатам полномасштабной гидродинамической модели объекта разработки, позволяет оценить эффективность выбора зон для эксплуатации БС и целесообразность дальнейшего применения секторного геолого-гидродинамического моделирования. Задачей разработанной методики является оперативный подбор скважин-кандидатов для эффективной реализации БС, что обуславливает применение секторных моделей только на тех участках, где они действительно необходимы.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Установлено, что использование полномасштабной гидродинамической модели объекта разработки не является достаточным для выбора зон (участков) применения секторного геолого-гидродинамического моделирования.
2. Существующие методы расчетно-статистической обработки геолого-промысловой информации, применяемые для дополнительного анализа зон ввода боковых стволов в эксплуатацию, имеют недостаток в оценке выработки запасов нефти, что обуславливает недостаточную эффективность применения методик, в рамках которых они используются.
3. Показано, что отдельное использование только объемного метода подсчета запасов нефти или только метода характеристик вытеснения, не обеспечивает достаточно точной оценки выработки запасов нефти в зонах, где предполагается строительство и эксплуатация боковых стволов.
4. Разработана методика экспресс-анализа (прогнозирования) входных дебитов нефти боковых стволов с различным типом заканчивания, основанная на построенных зависимостях дебита нефти и выбранных параметров (отбор от НИЗ, текущие потенциально извлекаемые запасы нефти, входной дебит жидкости, накопленный водонефтяной фактор).
5. Разработанная методика применена для обоснования эффективности эксплуатации 8 боковых стволов с горизонтальным типом заканчивания на объекте АВ1-3 Ватьеганского нефтяного месторождения. Дополнительная добыча нефти составит 353,9 тыс. тонн, что соответствует увеличению прогнозного КИН по объекту на 0,25 %.
На основании апробации на объекте АВ1-3 Ватьеганского месторождения, разработанная методика рекомендуется к экспериментальному исследованию на схожих по геологическому строению и системе разработки эксплуатационных объектах ТПП "Лангепаснефтегаз" и ТПП "Покачевнефтегаз".
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:
1. Еленец А.А. Анализ выработки запасов нефти многопластового эксплуатационного объекта / Е.И. Кашинцев, А.А. Еленец, Р.И. Фазлуллин, Н.Д. Реунова // Наука и ТЭК. - 2011. - № 2. - С. 23-31.
2. Еленец А.А. Критерии оценки выработки запасов нефти, влияющие на выбор участка для секторного геолого-гидродинамического моделирования в рамках проектирования боковых стволов на примере объектов Ватьеганского месторождения / А.А. Еленец, И.А. Дергунов // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". - 2011. - № 4. - С. 50-65.
3. Еленец А.А. Планирование бурения вторых стволов на основе комплексного сочетания методов геолого-гидродинамического моделирования и статистической обработки данных / А.А. Еленец, И.А. Дергунов // Территория Нефтегаз. - 2011. - № 8. - С. 64-70.
4. Еленец А.А. Подход к повышению качества планирования реконструкций скважин методом зарезки боковых стволов / А.А. Еленец, Е.И. Кашинцев // Материалы ХI конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 15-летию ООО "КогалымНИПИнефть": Сб. науч. тр. - Шадринск, 2011. - С. 250-277.
5. Еленец А.А. Планирование бурения вторых стволов на поздней стадии разработки нефтяного месторождения // Нефть и газ Западной Сибири: материалы Международной научно-технической конференции, посвященной 55-летию ТюмГНГУ. Т.1. - 2011. - С. 194-197.
6. Еленец А.А. Комплексное обоснование выбора потенциальных зон для бурения вторых стволов в рамках совершенствования системы разработки эксплуатационного объекта АВ1-3 Ватьеганского нефтяного месторождения / А.А. Еленец, Е.И. Кашинцев // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: сб. докл. третьей науч.-практ. конф. - Шадринск: Изд-во ОГУП "Шадринский дом печати", 2012. - С. 324-331.
7. Еленец А.А. Оценка потенциальной зоны бурения второго ствола с горизонтальным типом заканчивания в рамках предварительного этапа проектирования / А.А. Еленец, М.Р. Дулкарнаев, В.А. Коротенко // Территория Нефтегаз. - 2012. - № 3. - С. 50-54.
8. Еленец А.А. Прогнозирование эффективности эксплуатации боковых стволов / А.А. Еленец, В.А. Коротенко // Наука и ТЭК. - 2012. - № 6. - С. 25-34.
СоискательА.А. Еленец
Издательство "Вектор Бук"
Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.
Подписано в печать 15.10.2012 г.
Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso.
Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 123.
Отпечатано с готового набора в типографии
издательства "Вектор Бук".
Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.
625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45.
Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.
24
3
Документ
Категория
Технические науки
Просмотров
341
Размер файла
10 062 Кб
Теги
кандидатская
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа