ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

2. Оценка эффективности системы ППД

Эффективность системы ППД оценивалась по следующим пунктам.

1. Взаимовлияние добывающих и нагнетательных скважин

Влияние нагнетательных скважин на добывающие подтверждается как динамикой технологических показателей при организации системы ППД (рис. 1, 3), энергетическим состоянием объекта после начала заводнения (рис. 2), так и трассерными исследованиями на объекте (рис. 4).

2. Обеспечение охвата пласта по площади и по разрезу

Для оценки охвата объекта Ач. толща по площади были выделены ячейки, в центре которых располагается нагнетательная скважина, а внешние границы проведены по окружающим добывающим скважинам (рис. 5). Всего было выделено 74 ячейки, 18 из которых не вошли в анализ по причине непродолжительной работы нагнетательных скважин.

Для обоснования наиболее эффективной плотности сетки скважины были разделены на 5 групп по расстоянию до нагнетательных скважин:

менее 300 м, 300 - 400 м, 400 - 500 м, 500 - 600 м, более 600 м.

51

За основу взяты показатели работы добывающих скважин при установившемся режиме отбора без проведения работ по интенсификации притока, сведенные к дате освоения нагнетательной скважины (рис. 5).

Эффективное расстояние составляет 300-500 м, при расстоянии свыше 500 м влияние закачки не прослеживается.

Зависимость дебита жидкости по формуле Дюпюи от расстояния (рис. 6) также подтверждает снижение дебита на отметке 500 м.

Для выяснения причин были построены эпюры распределения давления между добывающей и нагнетательной скважинами (рис. 7). При расстоянии между скважинами свыше 500 м на границе контура дренирования выявлена зона низкого градиента давления со значениями менее 0,1 атм/м, чего недостаточно для осуществления устойчивой фильтрации флюида. На расстоянии до нагнетательной скважины до 500 м зона низких градиентов давления исчезает.

Для оценки выработки объекта по разрезу привлекались результаты промыслово-геофизических исследований, охват которыми в 2013 году составил 61 % действующего фонда скважин (130 добывающих и 48 нагнетательных скважин).

Нарушения технического состояния выявлены в 48 добывающих и 13 нагнетательных скважинах, преимущественно в боковых стволах западной части объекта, пробуренных из скважин с длительной историей эксплуатации. Прогнозируется увеличение количества проблемных скважин в ходе дальнейшей разработки.

С учетом профилей притока/приемистости были получены статистические разрезы по работающим и принимающим эффективным толщинам пластов группы «Ач» (рис. 8). Из разрезов видна достаточная степень со-

52

ответствия интервалов отбора и закачки, выработка охватывает весь вскрытый интервал.

3. Доля эффективной закачки в общем объеме закачанной жидкости.

Для оценки доли эффективной закачки в общем объеме выполнен расчет по формуле материального баланса как для объекта в целом, так и для отдельных пластов Ачимовской толщи по следующей формуле:

, [2]

где N – начальные геологические запасы, тыс.т; Np – накопленная добыча нефти, тыс.т; B – объемный коэффициент (0 – нефти при начальном пластовом давлении, t – нефти при текущем пластовом давлении, w – воды); Swc

– насыщенность связанной воды; С – сжимаемость (f – порового пространства, w – воды) 1/Мпа; Wp – накопленная добыча воды, тыс.т; Wi – накопленная закачка, тыс.м3; We – неэффективная закачка, тыс.м3; ∆p – разница между текущим и начальным пластовым давлением, МПа.

Расчетная доля эффективной закачки по пластам Ач.т. – 35-81 %, в среднем по объекту – 42 %, что подтверждается результатами гидродинамического моделирования объекта: при настройке технологических показателей на историю разработки в «фиктивный горизонт» сбрасывалось 60

%воды, закачанной по данным официальной отчетности.

4.Обеспечение темпов отбора и КИН при реализуемой системе разработки объекта

Ачимовская толща является основным объектом разработки, который содержит 24,5 % извлекаемых запасов месторождения. В текущей добыче его доля составляет 63,5 %. На 01.01.2014 г. выработанность объекта составляет 17,6 %, темп отбора от НИЗ – 3,5 %, обеспеченность запасами – 24 года. Динамика темпов отбора нефти, прокачки и обводненности продукции скважин соответствует утвержденным значениям (рис. 9).

Для анализа эффективности систем разработки, реализуемых на объекте Ач. т., были сопоставлены характеристики выработки запасов (темп отбора, прокачки, КИН) по трем элементам (рис. 10-11):

1)элемент, реализованный за счет БВС;

2)элемент, реализованный за счет ННС;

3)элемент с горизонтальными скважинами с МГРП.

Выводы

1. Реализуемая том обращенная девятиточечная система с расстоянием между скважинами 500 м обеспечивает поддержание пластового давления и эффективное вытеснение нефти. Cложившаяся динамика технологических показателей позволяет прогнозировать достижение проектной величины КИН.

53

Рис. 11. Динамика темпов отбора, обводненности, прокачки и КИН по элементам

2.По данным ПГИ выработка охватывает весь вскрытый интервал; однако в значительной части действующего фонда имеются заколонные перетоки.

3.На объекте наблюдается высокая доля неэффективной закачки – 58 %, что обуславливается как нарушениями технического состояния скважин, так и сложным геологическим строением объекта. Данная оценка подтверждается результатами адаптации гидродинамической модели на историю разработки объекта.

4.Системы с различным типом заканчивания скважин позволяют обеспечить выработку объекта при условии своевременного формирования системы поддержания пластового давления. Система разработки с применением ГС характеризуется более высокими темпами отбора запасов

ирекомендуется к применению при условии наличия в разрезе объекта одной продуктивной пачки.

54

Список литературы

1.Лисовский Н.Н., Халимов Э.М. О классификации трудноизвлекаемых запасов нефти. – Вестник ЦКР «Роснедра». - 2009. – №6 – С. 33-34.

2.Мулявин С.Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений. Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. – 106 с.

КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ, ОБОСНОВАНИЕ РЕШЕНИЙ

ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТОВ БВ5-БВ6 ЛОКОСОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Лопатко А.А., Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Тюмень

Локосовское месторождение расположено в 10 км на юг и юго-запад от г. Лангепас на территории Нижневартовского и Сургутского районов Ханты-Мансийского автономного округа. Открыто в 1963 г., в промышленную разработку введено в 1976 году.

В разработке находится три объекта: АВ2, БВ5, БВ6.

Участок анализа располагается в южной части залежей и охватывает два объекта, БВ5 и БВ6 (рис. 1). Контуры и структура объектов очень схожи. В границах участка сосредоточена четверть запасов объекта БВ5 и треть запасов БВ6. Участок разрабатывается с 1983 года.

Целью работы является: уточнение геологической модели, оценка текущего состояния разработки и выработки запасов, обоснование технологической, экономической эффективности мероприятий и бурения на данном участке

Рис. 1. Выделение участка работ на карте совмещенных контуров, трехмерный вид геологической модели объектов БВ5-БВ6

В рамках проекта была построена геологическая модель. По результатам моделирования уточнены участки повышенной нефтенасыщенности, структура пластов, их геолого-физические характеристики. Оба пласта участка имеют аналогичные характеристики.

55

Средняя общая и эффективная нефтенасыщенная толщина по объекту БВ5 выше, остальные же параметры, такие как пористость, нефтенасыщенность, проницаемость и другие практически идентичны.

Исходя из сопоставления динамики давления и текущей компенсации (рис. 2) по пластам БВ5-БВ6 видно, что пластовое давление стабильное и держится на одном уровне по обоим пластам – это при том, что по объекту БВ6 отмечается значительная перекомпенсация закачкой, а по пласту БВ5 текущая компенсация не превышает 88 %, что свидетельствует о наличии гидродинамической связи между объектами.

Рис. 2. Динамика пластового давления и текущей компенсации

С целью подтверждения гидродинамической связи между пластами БВ5 и БВ6 в 2011 и 2013 годах были проведены индикаторные исследования

(рис. 3).

Рис. 3. Визуализация результатов индикаторных исследований

Закачка индикатора в пласт БВ6 производилась через нагнетательные скважины. В качестве реагирующего окружения были выбраны добывающие скважины того же пласта, а также принимали участие скважины, эксплуатирующие вышележащий пласт БВ5, в продукции которых был зафиксирован индикатор.

В границах участка показатели пластового давления по объектам находятся на одном уровне, отклонение в пределах 0,5 МПа (рис. 4). Отмечается одинаковое расположение зон пониженного давления.

56

Рис. 4. Фрагменты с карт изобар с выделением активных ППД

Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод и рассматривать объекты БВ5 и БВ6 как одно целое.

Объект БВ6 вырабатывается активней, средняя обводненность по участку объекта составила 91,3 % против 97,7 % по БВ5.

В ходе анализа работы скважин выделены два наиболее продуктивных района на обоих объектах (1,2), а также два района, не вовлеченные в разработку (3,4) (рис. 5).

Рис. 5. Основные районы сосредоточения запасов

1 район находится в ЧНЗ, обеспечен наилучшими ФЕС, что видно по результатам бурения горизонтальных скважин 2005 года.

2 район расположен на востоке участка, характеризуется увеличением толщин и поднятиями по структуре кровли коллектора относительно зон 3 и 4. Наибольший интерес представляет граничная зона лицензионного участка, так как скважины 760 и 762 выбыли с высокими показателями по нефти, затем ликвидированы в связи с уточнением местоположения скважин и границ Локосовского ЛУ.

Районы 3 и 4 не вовлечены в разработку. На данных участках размещен проектный фонд горизонтальных скважин, предусмотренный действующим проектным документом. Результаты бурения в 2008 и в 2010 годах горизонтальных скважин 823Г, 839Г на БВ5 и 844Г на БВ6 оказались низкоэффективными. Не подтверждение входных показателей обусловлено частичной выработкой запасов по участкам. Также к негативным факторам можно отнести: ухудшение толщин, снижение по структуре кровли коллектора, контактную подстилающую воду и влияние скважин СМНГ, расположенных у южной границы Локосовского ЛУ.

57

Анализ выполнен с учетом периодичности ввода, структуры и характеристик пласта. В ходе анализа горизонтальные скважины объекта БВ5 были поделены на 3 группы (рис. 6).

Рис. 6. Карта участка работ, группы горизонтальных скважин

Скважины группы «А» пробурены в 2005 году в южном районе участка с наиболее высокими входными показателями. Несмотря на высокие темпы отбора жидкости, рост обводнения происходил равномерно, что характерно для работы скважин, расположенных в ЧНЗ.

Скважины группы «В» введены в 2004 году со средним дебитом нефти 63,2 т/сут и обводненностью 61,2 %. Дальнейший рост обводнения объясняется подтягиванием подошвенных вод.

Скважины группы «С» введены с высокой обводненностью – 90,9 %, средний входной дебит нефти составил 10,1 т/сут. Причиной высокой входной обводненности является частичная выработка запасов по району.

Исходя из этого, дальнейшее бурение в восточном направлении считается нецелесообразным. Разбуривание участка боковыми стволами представляется экономически более эффективным.

Аналогичная ситуация и на объекте БВ6, где пробурено 4 скважины, последняя из которых (847Г) - в восточной части ЧНЗ, вошла с обводненностью более 90 % (рис. 7).

.

Рис. 7. Выкопировка с карты текущего состояния, район скважины 693 с выделением зон отбора и трассерных исследований

58

Расположение нагнетательных скважин, работающих в ряд, создает фронт закачки. К югу располагаются два ряда добывающих.

Первый ряд выступает в роли защитного «экрана» закачки, скважины работают с высокими дебитами жидкости – обводнены на 90 %.

Второй ряд защищен от прямого воздействия нагнетательных скважин, низкие дебиты жидкости – средняя обводненность на уровне 50 %. В радиусе влияния находится нагнетательная скважина 693, но по результатам индикаторных исследований, проведенных в 2013 году, зафиксированы прорывы закачиваемого агента. Отмечаются прорывы закачиваемой воды, так, в скважине 847Г обнаружено 86 % закачанного индикатора.

Рекомендации по нагнетательному фонду

Циклическая закачка особенно эффективна на пластах БВ5-БВ6, так как пласты близки к монолитному строению, имеют низкую расчлененность, высокую проницаемость и активную подошвенную воду (рис. 8).

Рис. 8. Программа по циклической закачке

Выводы по трассерным исследованиям и пластовому давлению

–увеличение объемов закачки и перекомпенсация отборов не могут быть показателем эффективности воздействия и гарантом восстановления пластового давления;

–интенсивное поглощение свидетельствует об увеличении доли непроизводительной закачки и не влечет за собой повышения отборов жидкости;

–в связи с подтверждением гидродинамической связи между объек-

тами БВ5–БВ6 энергетическое состояние следует рассматривать в совокупности;

–для эффективной разработки объекта рекомендуется проведение мероприятий по циклической закачке;

–с целью оптимизации работы нагнетательной скважины 693 рекомендуется провести технологические мероприятия по выравниваю профиля приемистости, применение ФХ МУН.

По результатам исследований и анализа участка рассмотрены 4 варианта разработки, в том числе один рекомендован к внедрению. Расчет показателей вариантов разработки производился на модели. Гидродинамическая

59

модель выполнена в программном комплексе Tempest MORE и актуализирована на 01.01.2014 г., процедуре ре-масштабирования не подвергалась.

Список литературы

1.Технологический проект разработки Локосовского месторождения

(протокол ЦКР МНП № 5066 от 16.02.2011 г.).

2.Временное методическое руководство по составлению мини-проектов на внедрение геолого-технологических мероприятий в ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь".

3.Правила проектирования разработки» (национальный стандарт РФ ГОСТ

Р53710-2009).

ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ПЕРЕМЕННЫХ ДЛЯ ОБУЧЕНИЯ НЕЙРОННОЙ СЕТИ ПРИ ПЛАНИРОВАНИИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА (ГРП)

Андронов Ю.В., Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Тюмень

Для эффективного планирования и оценки различных видов ГТМ используется синтез геолого-промыслового анализа (ГПА), основанного на накопленном опыте разработки конкретного эксплуатационного объекта, а также основ разработки в целом и широких возможностей компьютерных методов по созданию различных типов моделей исследуемых объектов. Компьютерные модели можно условно поделить на 2 группы:

1.Детерминированные математические модели [1] (более известные как гидродинамические), основанные на системе дифференциальных уравнений в частных производных, которые описывают наиболее значимые законы сохранения энергии и массы, а также процессы деформации породы

исодержащихся в ней флюидов за счет горного давления. Основной базой программного обеспечения для гидродинамических моделей являются следующие программные комплексы: ECLIPSE, Tempest, GP-Storage, Landmark, TimeZYX, Hydraulic Symuiator (Hydra’Sym) [2].

2.Имитационные модели (ИМ) [3], которые, в отличие от детерминированных моделей, основаны на принципе «черного ящика», т.е. при их создании не ставится цель создания глубокой наукоемкой модели, описывающей интересующий процесс изнутри. Цель же имитационной модели – фиксация состояний объекта моделирования при различных входных условиях, т.е. поиск функции, описывающей зависимость выходных переменных от входных при прогоне выборки исходных наблюдений с уже известными результатами.

Применительно к прикладным задачам нефтегазодобывающей отрасли наиболее распространены 3 вида ИМ:

1.Характеристики вытеснения (интегральные модели).

2.Кривые падения (дифференциальные модели).

3.Модели искусственных нейронных сетей (ИНС).

60