Гидродинамическое моделирование как инструмент анализа и оптимизации системы разработки в условиях неопределенности (на примере группы пластов АВ Самотлорс

Тип работы:
Статья
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Гидродинамическое моделирование как инструмент анализа и оптимизации системы разработки в условиях неопределенности (на примере группы пластов А В Самотлорского месторождения)

Казакова Т.Г., Давлетова Л. У.

(НПО «Нефтегазтехнология»),

Задорожный Е.В., Абдульмянов С. Х.

(ОАО «ТНК-Нижневартовск»)

Одним из факторов успешной разработки месторождения является своевременное проведение гидродинамических и геофизических исследований по контролю за разработкой в достаточном объеме. Основной целью контроля за разработкой является создание близкой к действительности модели залежи и процесса ее разработки, позволяющей осуществить рациональную систему разработки данной залежи.

Основным требованием при проведении исследований является системный подход при контроле за разработкой. Без системного подхода наблюдаемые факты — результаты различного рода измерений и исследований — остаются просто набором разрозненных сведений и, в лучшем случае, могут служить основой для проведения геолого-технических мероприятий на отдельных скважинах [1].

Гидродинамическое моделирование разработки месторождения может служить инструментом, позволяющим осуществлять системный подход к контролю за разработкой. Модель содержит комплекс данных о геологическом строении пласта, о скважинах и режиме их эксплуатации. Несомненным преимуществом модели является возможность многократного воспроизведения процесса разработки залежи при различном наборе исходной информации, характеризующей начальное и промежуточное состояния залежи.

При построении гидродинамической модели проводится анализ всей имеющейся информации о месторождении, полученной с помощью геофизических, гидродинамических, промысловых и лабораторных исследований. Оценивается достаточность и системность проведенных исследований, даются рекомендации по проведению дополнительных исследований. В процессе адаптации модели на технологические показатели залежи возможно провести полноценный анализ эффективности существующей системы разработки, провести экспресс-оценку различных гипотез, дающих объяснение сложившегося состояния, и дать возможные варианты прогноза дальнейшей разработки залежи.

Проведем анализ эффективности системы разработки с помощью гидродинамического моделирования на примере одного из участков группы пластов А В Самотлорского месторождения. На данном участке продуктивными являются пласты АВ11−2, АВ13 и АВ2−3. Разработка участка началась в 1983 г. с одновременным формированием системы ППД. Динамика текущих показателей разработки участка приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 — Динамика текущих показателей разработки рассматриваемого участка группы пластов А В Самотлорского месторождения.

В настоящее время извлекаемые запасы нижних пластов АВ13 и АВ2−3 при существующей системе разработки практически выработаны, и ведется активная разработка пласта АВ11−2. Доля совместного фонда на рассматриваемом участке очень мала и составляет менее 10% добывающих и нагнетательных скважин. Несмотря на это, нельзя выделить пласт АВ11−2 в отдельную гидродинамическую модель.

Активная разработка пласта АВ11−2 на рассматриваемом участке началась в 2000 г. Система поддержания пластового давления начала формироваться в 2005 г, при этом обводненность продукции, добываемой из пласта АВ11−2 достаточно высока. Отложения пласта АВ11−2 отличаются тонкослоистым строением, переслаиванием большого числа песчано-глинистых пропластков, прерывистостью и изменчивостью коллекторских свойств. Глинистый материал имеет место не только в виде многочисленных прослоев, но и распространен в продуктивных песчаных прослоях. В целом отложения пласта АВ11−2 характеризуются низкой проницаемостью (менее 10 мД) и, соответственно, малой продуктивностью добывающих скважин [2]. Скважины после бурения в основном работают из накопления со средними дебитами по нефти не более 5 т/сут. при обводненности 30ч50%.

Технология ГРП предоставила возможность организации промышленной системы разработки объекта АВ11−2 с использованием как новых, так и возвратных (выполнивших свое проектное назначение на целевых пластах) скважин. Активный ввод новых скважин с одновременным проведением ГРП на объекте позволил повысить дебиты скважин по жидкости. Негативным последствием применения ГРП является преждевременное обводнение коллектора (85% против предполагаемых 50ч60%). При создании высокой депрессии образуются как горизонтальные, так и вертикальные микротрещины в призабойной зоне пласта. Толщина глинистой перемычки между пластом АВ11−2 и частично заводненным пластом АВ13 составляет порядка 3 м. Таким образом, продукция, добываемая из пласта АВ11−2, может обводняться водой из пласта АВ13.

При адаптации гидродинамической модели рассматриваемого участка группы пластов АВ на технологические показатели добывающих скважин рассматривались все имеющиеся данные в комплексе:

· ГИС по контролю за разработкой — исследования на герметичность эксплуатационной колонны, заколонную циркуляцию и внутрискважинные перетоки, профиль притока, ИННК;

· проведенные геолого-технические мероприятия, в первую очередь, ГРП и форсированный отбор жидкости, изменения технологических показателей после их проведения;

· существующая система ППД — ближайшие нагнетательные скважины, расстояние до них, время начала закачки, ФЕС коллектора.

На основании имеющихся данных принималось решение о возможном источнике обводнения и соответствующем методе адаптации работы скважины:

· Перевод на контроль по добыче нефти при выявленной или предполагаемой негерметичности эксплуатационной колонны. В последнем случае даются рекомендации о включении скважины в программу по проведению исследовательских работ.

· Моделирование вертикально или горизонтально направленной трещины, обусловленной проведением ГРП или созданием высокой депрессии на пласт при форсированном отборе жидкости. Направление трещины зависит от предполагаемого источника обводнения — частично заводненный пласт АВ13 или нагнетательная скважина, работающая на пласт АВ11−2.

Анализ текущих показателей пластовых давлений рассматриваемого участка группы пластов А В Самотлорского месторождения показал, что текущее пластовое давление пласта АВ11−2 значительно ниже начального уровня. По отдельным участкам текущее пластовое давление ниже давления насыщения, несмотря на формирование системы ППД. Для многопластовой системы Самотлорского месторождения это связано, в первую очередь, с тем, что более половины нагнетательного фонда ведут совместную эксплуатацию низко проницаемого пласта АВ11−2 и высоко проницаемых пластов АВ13, АВ2−3. Низко проницаемый пласт АВ11−2 в совместно работающем фонде не был подключен к процессу вытеснения нефти водой. Как показывают ГИС, при совместной работе пласт АВ11−2 принимает не более 20% закачиваемой воды.

Однако на рассматриваемом участке доля совместного фонда нагнетательных скважин не превышает 6%. Более 80% действующих нагнетательных скважин охвачены ГИС по контролю за разработкой. Проведены исследования технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ, определение профиля приемистости. Только по 6% исследованных скважин выявлена негерметичность колонны. При адаптации гидродинамической модели по этим скважинам закачка была уменьшена. Приоритет отдавался адаптации технологических показателей (пластовое и забойное давление, обводненность) окружающих добывающих скважин.

Часть нагнетательных скважин (22%) переведена под закачку после проведения ГРП и отработки на нефть на пласт АВ11−2. По результатам гидродинамического моделирования во всех этих скважинах определено наличие вертикальных трещин, связывающих пласты АВ11−2 и АВ13, так как в данном случае пласт АВ13 является единственным возможным источником обводнения указанных скважин.

При определении профиля приемистости, в основном, исследованием охвачена только перфорированная часть пласта АВ11−2. Только в двух скважинах исследован и пласт АВ13. В одной из них пласт АВ13 охлажден, и интервал поглощения воды не определяется из-за малого контраста температуры закачиваемой и пластовой воды (скважина 50 647). В скважине 25 844 отмечается охлаждение прикровельной части пласта АВ13, что указывает на возможную приемистость данного пласта.

Проведенные и проводимые исследования по контролю за разработкой на рассматриваемом участке не отвечают на главный вопрос: существует ли гидродинамическая связь пластов АВ11−2 и АВ13? На какой пласт работает система ППД пласта АВ11−2?

Как показал анализ системы разработки, проведенный при адаптации гидродинамической модели, пластовое давление близкое к давлению насыщения нефти газом или ниже его значения наблюдается в добывающих скважинах, в которых в результате проведения ГРП не образовалась гидродинамическая связь с ниже лежащим пластом АВ13. Эти скважины составляют всего 6,6% от действующего фонда скважин. Только в этих скважинах мы можем утверждать, что при проведении ГДИС определены характеристики пласта АВ11−2.

Проведенный анализ системы ППД пласта АВ11−2 показал, что 50% действующих нагнетательных скважин работают только на один пласт без проведения ГРП, и в них не обнаружено негерметичности эксплуатационной колонны и заколонной циркуляции. При этом расчетная приемистость (по гидродинамической модели) почти 80% этих скважин более чем на 20% ниже фактической. Возникает предположение либо о не определенной негерметичности колонны, либо о возникновении авто ГРП при создании высокого давления на пласт.

Проведенный анализ по определению потенциальной приемистости пласта АВ11−2, определенной по результатам ГИС и ГДИС не дал надежных результатов. Выборка скважин с достоверными результатами очень мала (рисунок 2). Поэтому при адаптации гидродинамической модели было рассмотрено 2 варианта работы нагнетательных скважин рассматриваемой выборки:

· Первый вариант — скважины ведут закачку только на пласт АВ11−2 с ограничением по устьевому давлению.

· Второй вариант — скважины ведут закачку на пласты АВ11−2 и АВ13.

Предпочтение той или иной гипотезе по каждой нагнетательной скважине отдавалось на основе сопоставления расчетных и фактических показателей окружающих добывающих скважин.

Рисунок 2 — Зависимость коэффициента приемистости от Kh. Пласт АВ11−2.

На рисунке 3 приведено сравнение расчетного дебита нефти для трех вариантов гидродинамической модели с фактическим. В первой модели использовались только данные ГИС: исследования технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ, профиль притока, профиль приемистости. Во второй модели проведен анализ по определению предполагаемого источника обводнения, образование трещин в результате ГРП. Очевидно, что данный вариант модели более приближен к фактическим показателям.

Рисунок 4 — Сравнение динамики фактического и расчетного дебита нефти при различных вариантах гидродинамической модели.

Больше всего приближен к фактическим показателям третий вариант модели, при котором проверена версия возникновения авто ГРП при нагнетании закачиваемого агента в пласт АВ11−2 под высоким давлением. Данная гидродинамическая модель подтверждает, что большая часть закачиваемой в пласт АВ11−2 воды уходит в пласт АВ13.

Таким образом, по результатам гидродинамического моделирования определено, что в настоящее время пласт АВ11−2 на рассматриваемом участке практически не вовлечен в разработку. Большую часть добываемой продукции составляет высокообводненная нефть пласта АВ13. Рекомендуется выработать запасы пласта АВ13 и перейти на разработку пласта АВ11−2 самостоятельной сеткой наклонно-направленных горизонтальных скважин без ГРП. В случае отсутствия притока рекомендуется проведение ГРП с превентивной водоизоляцией пласта АВ13 [3].

Расчеты показывают высокую вероятность того, что в результате создания высоких репрессий на пласт при нагнетании воды в пласт АВ11−2 образовалась гидродинамическая связь между пластами АВ11−2 и АВ13. Большая часть закачиваемой в пласт АВ11−2 воды уходит в ниже лежащие пласты, что является следствием проведенных ГРП или авто ГРП.

По результатам гидродинамического моделирования составлена программа исследовательских работ на рассматриваемом участке группы пластов А В Самотлорского месторождения. Она включает в себя исследования технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ, КВД с целью определения пластового давления и фильтрационных характеристик пласта АВ11−2 в скважинах, в которых не установлена связь с ниже лежащими пластами, контроль за вытеснением нефти из пластов и определение гидродинамической связи между пластами АВ11−2 и АВ13 методами закачки меченой жидкости и гидропрослушивания, лабораторные исследования зависимости коэффициента вытеснения нефти водой различной минерализации от пористости и проницаемости коллектора на керновых моделях пласта АВ11−2.

гидродинамика герметичность разработка нефтяной пласт

Литература

1. Регламент проведения контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений геофизическими методами. НК «ЮКОС». Москва. 2002 г. [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http: //www. gstar. ru/files/regl_gis. pdf.

2. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения: отчет в 14 томах / ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр», компания «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед». — Москва — Тюмень, 2005.

3. А. А. Мокрушин. Технологии повышения нефтеотдачи пластов обводненного фонда скважин / Доклад на конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития — 2011, г. Геленджик

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой