Мир Знаний

Совершенствование разработки трудноизвлекаемых запасов на основе комплексного анализа информации (стр. 3 из 4)

Так как непроницаемые экраны гидродинамически разделяют месторождение на несколько блоков (фильтрационные потоки в районе экранов подвергаются искривлению, и, как следствие, давление передается значительно медленнее), в работе представлены результаты вычислительных экспериментов в пределах определенного блока с целью распространения полученных результатов на остальные зоны пласта, где выделены непроницаемые экраны. В качестве опытного участка был выбран южный участок горизонта Ю1 Харампурского месторождения, а адаптация его системы разработки проведена с применением современного программного продукта "HydraSym", разработанного творческим коллективом ТюмГНГУ (А.В. Стрекалов и др.)

Эффективность разработки нефтяного месторождения принято оценивать конечным коэффициентом извлечения нефти (КИН). Для сравнения классической и адаптивной системы разработки кроме конечного за время эксперимента КИН, использована также динамика КИН. В разделе сравниваются показатели разработки пятиточечной системы размещения, определенной на Харампурском месторождении как оптимальной, и адаптивной сетки скважин.

Сформулированы принципы адаптации сетки к условиям сдвиговых дислокаций:

1) под адаптивной понимается сетка скважин, где нагнетательные скважины расположены непосредственно вдоль и по обе стороны непроницаемого экрана, с целью выравнивания профиля нагнетания, посредством отражения гидравлических потоков от непроницаемых экранов. Добывающие скважины размещаются в окрестности нагнетательных скважин на расстоянии, соответствующем принятой в проекте разработки плотности сетки скважин. Ориентировка рядов добывающих скважин – субмеридиональная (вдоль оси максимальных нормальных сжимающих напряжений);

2) частичное перепрофилирование нагнетательных и добывающих скважин – с учетом разломов на разбуренных участках;

3) изменение геометрии сеток добывающих и нагнетательных скважин – переход на квадратную пятиточечную систему;

4) приведение направления стволов эксплуатационных скважин в соответствие с ориентировкой осей напряжений и направлением фильтрационных токов методами ГТМ и МУН: ЗБС и ЗБГС, ГС скважин должны иметь субмеридиональное простирание (параллельно оси максимальных нормальных сжимающих напряжений).

5) проектный фонд скважин на неразбуренном участке Харампурского месторождения расставляется с учетом полученной зависимости безводной добычи нефти от пространственного расположения забоя скважины относительно разлома.

Количество нагнетательных и добывающих скважин для пятиточечной адаптивной сетки одинаковое (всего скважин в блоке – 38). Фильтрационно-емкостные свойства также одинаковы и приняты на основании обоснованной геологической модели. При прогнозных расчетах определилось, что падение давления в районе расположения непроницаемых экранов существенно выше, чем в удаленных от экранов зонах. По фактической динамике пластового, забойного давлений и коэффициента продуктивности по действующим скважинам горизонта Ю1 выявлена прямая зависимость коэффициента продуктивности от пластового давления (рисунок 2): со снижением пластового давления снижается коэффициент продуктивности. Такое заметное реагирование коэффициента продуктивности, рост газового фактора с первых лет разработки, переход работы скважин на режим растворенного газа, подтверждающийся наличием зон с повышенным газосодержанием, позволяет предположить, что давление насыщения нефти газом на месторождении было принято ниже действительного, реальное давление насыщения по месторождению выше, и, вероятно, составляет порядка 24,5-24,8 МПа.

Таким образом, в условиях разработки юрских отложений Харампурского месторождения в зонах, где пластовое давление близко к давлению насыщения, необходимо поддержание энергетического состояния залежи на первоначальном уровне.

Рисунок 2 - Динамика пластового, забойного давлений и коэффициента продуктивности по действующим скважинам (горизонт Ю1)

Поэтому, добывающие скважины, расположенные вдоль непроницаемых экранов, предлагается перевести под нагнетание уже после 365 суток эксплуатации. Вводить в эксплуатацию систему поддержания пластового давления позже не рекомендуется, так как в последствии возможно образование техногенных трещин от нагнетательных скважин к добывающим и, в результате, резкий прорыв воды.

После эксплуатации блока в течение 1000 суток адаптивное расположение скважин дает преимущество. Для пятиточечной системы характерны следующие особенности: три нагнетательные скважины, расположенные в северо-восточной части блока, используются не рационально, то есть они не участвуют в формировании фронта вытеснения. Непроницаемый экран, расположенный в северо-восточной части месторождения, нарушает гидродинамическую связь между рядом нагнетательных и добывающих скважин, и, как следствие, возникает: аномально высокое пластовое давление в радиусе нагнетания данных скважин, падение пластового давления в добывающих скважинах, а нагнетательные скважины работают в "холостую". Нагнетательные скважины третьего ряда также работают не эффективно, то есть непроницаемый экран нарушает гидродинамическую связь между третьим рядом нагнетательных и третьим рядом добывающих скважин. В результате, невозможно сформировать равномерный фронт вытеснения, и в третьем ряду добывающих скважин образуется область низкого пластового давления. По распределению нефтенасыщенности после 2000 суток эксплуатации четко видно, что в районах непроницаемых экранов невозможно добиться равномерного фронта вытеснения, и контур нагнетания для скважин системы поддержания пластового давления усечен как раз в области непроницаемых экранов. Это позволило сделать вывод о неэффективности эксплуатации стандартной схемы размещения скважин в данных геологических условиях (рисунок 3а, 3б).

Рисунок 3 - Карты текущего пластового давления (а) и текущей нефтенасыщенности (б) по варианту 1 (стандартная пятиточечная система размещения скважин)

Совершенно противоположная ситуация наблюдается при адаптивной системе. Здесь характерно равномерное распределение пластового давления и текущей нефтенасыщенности практически по всему блоку, т.е. нагнетательные скважины, расположенные вдоль непроницаемых экранов, создают равномерный фронт вытеснения нефти водой (рисунок 4а, 4б).

Суммарный дебит нефти, полученный в ходе эксплуатации данного блока, для адаптивной сетки скважин выше, чем для стандартной на протяжении всего времени его эксплуатации. Накопленная добыча нефти для адаптивной сетки скважин составила 2945,7 тыс. тонн (текущий КИН=0,137), для стандартной сетки - 2699,9 тыс.тонн (текущий КИН=0,126). То есть при разработке блока адаптивной сеткой скважин вовлекается большее количество извлекаемых запасов, дополнительная добыча составит 245,8 тыс.тонн нефти за 2000 суток, или 8,5% от всей добычи нефти стандартной сеткой скважин. Нагнетательные скважины, расположенные вдоль разлома, позволяют добыть больший объем нефти за период отработки, что также было продемонстрировано ранее.

Таким образом, проведенные вычисления показали:

1. При моделировании месторождений со сложным геологическим строением, представленных непроницаемыми экранами, из-за отсутствия гидродинамической связи по всей протяженности пласта, необходимо разбивать объект разработки по гидродинамическим блокам.

2. Классический подход к разработке месторождений не эффективен. Более высокую эффективность показывает "не стандартная" – адаптивная система разработки, то есть сетку скважин необходимо размещать с учетом расположения непроницаемых экранов. В данной системе разработки предлагается расположить нагнетательные скважины непосредственно вдоль линии непроницаемых экранов. Гидродинамические потоки в этом случае будут отражаться от экранов, что будет способствовать выравниванию фронта нагнетания.

3. Исходя из результатов вычислительного эксперимента, можно сделать вывод, что при эксплуатации адаптивной сетки скважин происходит вовлечение в разработку большего числа остаточных запасов, чем при эксплуатации стандартной системой, для месторождений, структура которых обусловлена непроницаемыми экранами.

Рисунок 4 - Карты текущего пластового давления (а) и текущей нефтенасыщенности (б) по варианту 2 (адаптивная система размещения скважин)

Рисунок 5 - Динамика среднесуточного дебита для двух вариантов разработки.

В четвертом разделе проанализированы подходы к выбору технологии и методу воздействия на остаточные запасы путем ГТМ и МУН, осуществлено практическое внедрение разработанного комплексного подхода для адаптации разработки Харампурского и Фестивального месторождений. Сложность геологии объекта (наличие тектонических нарушений, разломно - блоковое строение, характерное для юрских отложений Пуровского района) является основным фактором, играющим первостепенную роль при выборе стратегии разработки и влияющим на ее эффективность в дальнейшем. Присутствие обширной сети разломов на месторождении приводит к необходимости введения "рамок", ограничивающих внедрение систем размещения проектных скважин. В частности, равномерные рядные системы с геометрически равномерным расположением сетки скважин в каждый выделенный сетью разломов блок залежи, обеспечивают различным количеством добывающих и нагнетательных скважин, что в свою очередь приводит к неравномерному их соотношению и невозможности поддержания проектного уровня компенсации в одном блоке, либо его превышению в другом блоке.