ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Геолого-промысловый анализ и рассмотренные компьютерные модели гармонично дополняют друг друга: при неадекватности модели относительно ГПА модель можно перенастроить или, если переадаптация модели не осуществима в пределах требуемых временных рамок, то проектировать ГТМ можно, основываясь на имитационных моделях, подкрепленных ГПА. Оперативные расчеты ИМ можно использовать при поиске ГТМ, сужая количество подходящих скважин-кандидатов для дальнейшего расчета на гидродинамической модели. Следует отметить, что гидродинамическое моделирование остается наиболее обоснованным методом прогнозирования эффективности, однако, при его использовании возникает проблема точности прогнозирования (по причине «зашумленности» исходных данных для построения модели и по причине допущений, имеющихся в ней), а также проблема временных затрат на адаптацию модели и самих расчетов. Поэтому имитационные модели становятся все популярнее среди инженеров-проектировщиков ГТМ, т.к. они являются упрощенными и не требуют от специалистов навыков гидродинамического моделирования, однако, при достаточной информативности выборки входных данных использования ИМ зачастую достаточны для получения удовлетворительных расчетов. Большой плюс ИМ – оперативность расчетов.

Рассмотрим способ имитационного моделирования на основе обучения ИНС в симуляторе, реализующем нейросетевые алгоритмы [4]. Для анализа был выбран гидравлический разрыв пласта (ГРП) на объекте ЮВ1 и удобный в пользовании программный продукт STATISTICA, имеющий модуль ИНС.

Процесс обучения ИНС начинается со сбора, нормализации и упорядочивания исходных данных. Для выбора входных переменных было проанализировано уравнение притока для всех возможных случаев [5]:

1.Для неустановившегося режима течения.

2.Для установившегося.

3.Для псевдоустановившегося (режима истощения).

В общем виде уравнение притока можно представить в виде:

[1]

где q – дебит скважины; T – коэффициент проводимости; P – депрессия на пласт; JD – безразмерный индекс продуктивности.

Выражение коэффициента проводимости одинаково для всех типов режима течения и для двухфазного течения (нефть и вода) может быть представлено в следующем виде:

[2]

где h – эффективная мощность пласта; kw и ko – фазовая проницаемость по воде и по нефти соответственно; Bw и Bo – объемный коэффициент воды и нефти соответственно; µw и µo – вязкость воды и нефти соответственно.

61

Выражение депрессии на пласт также одинаково для всех типов режима течения и определяется как:

[3]

где – среднее пластовое давление в зоне дренирования скважины; Pwf – забойное давление.

Подставляя формулы безразмерного коэффициента продуктивности для каждого типа течения, а также выражения [2] и [3] в выражение [1], получаем следующие выражения:

[4]

[5]

[6]

где t – время с момента смены режима работы скважины; φ – пористость пласта; сt – общая сжимаемость системы; re – радиус зоны дренирования скважины (если форма зоны дренирования может быть аппроксимирована кругом); rw – радиус скважины; Stot – совокупный скин-фактор.

Выражение [4] для неустановившегося режима течения, выражения [5] и [6] для установившегося и псевдоустановившегося режимов соответственно.

Поскольку неустановившийся режим течения характерен для скважин, недавно введенных из бурения (рис. 1) или переводом на другой эксплуатационный объект, а также при выводе из неработающего фонда с дострелом/перестрелом текущего пласта, кислотной обработкой (ОПЗ) или ГРП, то его не целесообразно рассматривать под повторное мероприятие (ГРП) в течение полугода/года, т.к. он снизит удельную эффективность первого мероприятия.

А) Б)

Рис. 1. Технологические показатели работы скважины а) неустановившийся режим течения; б) установившийся режим

62

За данный период времени скважина зачастую переходит на установившийся или псевдоустановившийся режимы течения, поэтому выбор входных переменных опирался на режимы, описанные выражениями [5] и [6], которые имеют одинаковый набор переменных и отличаются лишь коэффициентами. Эффект от ГРП можно условно поделить на 2 составляющие:

1.Эффект от непосредственного создания трещины ГРП (высокопроводящего канала), за счет которой происходит:

a)увеличение эффективной толщины пласта благодаря соединению трещиной расчлененных недренируемых до обработки пропластков;

b)увеличение значений фазовых проницаемостей для нефти и воды;

c)увеличение площади, дренируемой скважиной за счет проникновения трещины вглубь пласта;

d)снижение величины совокупного скин-фактора.

2.Эффект от оптимизации глубинного насосного оборудования (ГНО) после обработки. Увеличение притока к скважине позволяет спустить больший типоразмер насоса, что в свою очередь позволяет снизить величину забойного давления, т.е. увеличить депрессию.

Однако при определении влияния проведенного ГРП на данные параметры возникает ряд существенных трудностей:

Возможно лишь условное определение профиля трещины ГРП.

Наиболее точный способ определения фазовых проницаемостей – лабораторные исследования на керне, однако после ГРП нет возможности исследовать образцы породы с фрагментами трещины, что также позволяет судить о значениях фазовых проницаемостей лишь косвенно.

Несмотря на ряд существующих формул, позволяющих оценить величину совокупного скин-фактора и ее изменение, в общем случае оценка данной характеристики практически невозможна.

Поскольку нейронные сети обладают «проклятьем размерности» [4], т.е. чем больше входных параметров мы используем, тем больше должны иметь наблюдений (на практике далеко не всегда возможно собрать данные по десяткам тысяч операций ГРП в пределах одного эксплуатационного объекта), то для обучения нейронной сети был выбран следующий необходимый минимум параметров:

1.Эффективная толщина пласта (составляющая коэффициента проводимости).

2.Коэффициент проницаемости породы (составляющая коэффициента проводимости, но без разделения на фазовые проницаемости).

3.Пластовое давление.

4.Для оценки величины забойного давления были взяты две величины: номинальная производительность ГНО до ГРП и номинальная производительность ГНО после ГРП. Ввод данных величин позволяет учитывать эффект от оптимизации при обработке.

63

5.Радиус зоны дренирования скважины было решено описать тремя величинами, косвенно характеризующими распространение трещины в пласте:

а) темп закачки (чем больше темп закачки, тем больше скорость распространения трещины и тем глубже она может проникнуть);

б) среднее давление обработки (также влияет на скорость и геометрию трещины);

в) масса закачиваемого проппанта (характеризует ширину трещины, следовательно, и ее проводимость);

6.Дебит жидкости до ГРП (для прямой оценки продуктивности скважины и косвенной оценки скин-фактора).

7.Обводненность до ГРП.

8.Величина текущих подвижных запасов (вместе с обводненностью характеризующие степень выработки запасов и потенциала обработки).

Список литературы

1.Стрекалов А.В. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. – Тюмень: ОАО «Тюменский дом печати», 2007. – 664 с.

2.Патентообладатель Стрекалов А.В. Свидетельство РОСПАТЕНТа № 2002611864 о регистрации программы для ЭВМ. Комплекс универсального моделирования технических гидравлических систем поддержания пластового давления

Hydraulic Symuiator (Hydra’Sym) лаборатории разработки ПО SunEXe. - М., 2002. – 1 с.

3.Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т. Математическое моделирование процессов нефтедобычи на основе нейронных сетей: монография. - Тюмень:

ТюмГНГУ, 2013. – 164 с.

4.Боровиков В.П. Нейронные сети. STATISTICA Neural Networks:

методология и технологии современного анализа данных. – 2-е изд. - М.: Горячая линия. Телеком, 2008. – 392 с.

5.Формирование и планирование ГТМ / Т.А. Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е.Кулагина, П.В. Молодых. - Томск: изд-во ТПУ, 2011. – 201 с.

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ С РАЗЛИЧНЫМИ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ СВОЙСТВАМИ МЕТОДАМИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Беллендир Ю.О., Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Тюмень

На месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» опыт применения ОРЭ нескольких пластов внедрен с 2012 года на Нивагальском, Урьевском, Поточном, Лас-Еганском и Локосовском месторождениях. В настоящее время 23 скважины оснащены оборудованием для одновременнораздельной эксплуатации. В качестве базовых объектов (пласты, к которым подключают другие продуктивные горизонты для ОРЭ) использованы пласты ЮВ1, Ач, БВ6, БВ8, БВ10, в качестве подключаемого

64

объекта, в основном, вышележащий объект АВ1-2, исключение - ЮВ1 на Поточном месторождении.

По сравнению с предыдущим годом в 2013 году выполнено на 1 скважино-операцию больше, однако дополнительная добыча нефти сократилась на 68 % (-9,5 тыс.т), удельный дебит нефти снизился на 82 %. Снижение показателей эффективности по ОРЭ в 2013 году в большей степени связано с мероприятиями, выполненными на Нивагальском и Урьевском месторождениях, где удельная эффективность от ОРЭ снизилась на 83 % (-18,6 т/сут) и 99 % (-21,4 т/сут) соответственно.

Подобная тенденция обусловлена тем, что в 2013 году одновременно-раздельная эксплуатация реализована на скважинах с более высокими базовыми дебитами относительно скважин ОРЭ 2012 года и относительно планируемых дебитов по подключаемым объектам. Поэтому на фоне снижающихся после ОРЭ базовых показателей и низкой эффективности по подключаемым объектам суммарная эффективность по ОРЭ в целом по месторождениям снизилась, а по отдельным скважинам даже отрицательная.

К тому же, более чем у половины скважин наблюдается быстрое падение дебитов нефти и жидкости после ОРЭ в течении года, что объясняет уменьшение удельной эффективности 2013 года (2,9 т/сут) относительно предыдущего (15,8 т/сут).

Вданной работе эффективность мероприятий одновременнораздельной эксплуатации рассмотрена относительно геологических характеристик базового и подключаемого объектов.

Врезультате анализа геолого-физических характеристик пласта сделан вывод, что эффект от применения технологий ОРЭ в значительной мере зависит от проницаемостей совместно разрабатываемых пластов. Скважины условно можно разделить на 2 группы относительно базового объекта: те, у которых ФЕС схожи или лучше базового объекта (1 группа),

ите, у которых ФЕС ниже, чем на базовом объекте (2 группа).

По группам скважин были оценены проценты падения добычи нефти и жидкости отдельно по группам и базовому объекту за первый год работы (по данным, приведенным к одной дате).

По подключенному объекту 1-ой группы (где ФЕС схожи и выше относительно базового объекта) наблюдается падение добычи нефти: в первый год работы после ОРЭ оно выше, чем по базовому, что при одинаковых процентах падения добычи жидкости говорит о разной интенсивности процесса обводнения на базовом и подключенном объектах с момента организации ОРЭ. Подобная тенденция, возможно, обусловлена недостаточно корректно заданными забойными давлениями. В случае, если подбор оптимального Рзаб (оптимальной депрессии) был ориентирован на достижение потенциального дебита жидкости по ЮВ1, то, возможно, для подключаемого объекта со схожими и лучшими ФЕС создание аналогичной

65

депрессии могло спровоцировать прорыв пластовой и закачиваемой вод по наиболее проницаемым пропласткам.

По подключенному объекту 2-ой группы (где ФЕС ниже относительно базового объекта) проценты падения добычи нефти аналогичны базовому объекту, что при одинаковых процентах падения добычи жидкости говорит о синхронности интенсивности процесса обводнения на базовом и подключенном объектах с момента организации ОРЭ (депрессия, поддерживаемая на базовом объекте, оптимально обеспечивает потенциальный дебит жидкости на подключаемом объекте 2-ой группы, что, в свою очередь, обеспечивает равномерную выработку запасов и обводнение).

Исходя из рассмотренных технологических показателей можно сделать вывод, что при подключении объекта с коллекторскими свойствами ниже, чем у базового, процесс разработки эффективнее, так как выработка двух пластов равномерна.

Для выявления зависимости ОРЭ от проницаемости и для того, чтобы найти оптимальную кратность проницаемости между пластами, была проведена исследовательская работа. Смоделирована гидродинамическая модель, состоящая из двух пластов, разделенных глинистой перемычкой, включающих 8 добывающих и 1 нагнетательную скважины. Расчеты проводились при совместной эксплуатации скважин единым фильтром и при одновременно-раздельной эксплуатации. Граничные условия остановки прогнозных расчетов при дебите нефти 0,1 т/сут и обводненности больше 98 %.

Было выбрано 4 варианта разработки пластов:

1 – кратность проницаемости между объектами 1/3 мД;

2 – кратность проницаемости между объектами 1/10 мД;

3 – кратность проницаемости между объектами 1/22 мД;

4 – кратность проницаемости между объектами 1/63 мД.

По результатам гидродинамического моделирования были оценены динамика добычи, темп отбора от НИЗ, прирост конечного КИН и другие показатели по каждому из вариантов, как по совместной разработке, так и при одновременно-раздельной эксплуатации для того, чтобы сравнить, при какой разнице проницаемостей возможна рентабельная разработка.

Результаты расчётов при совместной разработке единым фильтром показывают, что оптимальная кратность проницаемости при разработке таким способом 1/3. За 26 лет отобрано 311 тыс.м3 нефти, при этом отбор от НИЗ составляет 95,8 %, а конечный КИН – 0,334, что в принципе и логично.

Результаты расчётов при одновременно-раздельной эксплуатации показали, что при кратности 1/3 также получены наилучшие технологические показатели. Однако они немного хуже, чем при совместной эксплуатации. При других вариантах расчета показатели при ОРЭ превышают показатели при совместной разработке.

66

Мы получили 2 итоговые кривые, характеризующие эффективность

ОРЭ:

1 – прирост максимальных темпов отборов от НИЗ в зависимости от кратности проницаемости по сравнению с разработкой пластов единым фильтром (рис. 1);

2 – зависимость прироста конечного КИН от кратности проницаемости при применении ОРЭ (рис. 2).

Рис. 1. Зависимость прироста максимальных темпов отбора от НИЗ от кратности проницаемостей

На первый взгляд эти графики имеют противоречивые выводы. Исходя из первого графика эффективность ОРЭ выше в том случае, чем меньше кратность проницаемостей. А согласно второму графику, показывающему прирост конечного КИН в результате внедрения ОРЭ, эффективность выше при увеличении кратности проницаемостей. Связано это противоречие с тем, что первый график больше характеризует первые годы эксплуатации с установкой ОРЭ, а второй характеризует полноту выработки, которая достигается при применении ОРЭ. Соответственно, в зависимости от целей разработки и ожидаемого экономического эффекта необходимо для себя определить золотую середину, которая будет являться оптимальным компромиссом между интенсивностью разработки первых лет и полнотой выработки на перспективу.

Рис. 2. ЗависимостьприростконечногоКИНоткратности проницаемостей

67

Если рассматривать эти два фактора, которые показаны на этих графиках, мы видим, что применение ОРЭ с технологической точки зрения в любом случае оправданно, так как для небольших отличий в проницаемостях мы увеличиваем темпы отбора, а для пластов с существенной разницей проницаемостей - конечный КИН. Если вернуться ко второму графику и рассмотреть эффективность ОРЭ с точки зрения полноты выработки запасов, мы увидим довольно неожиданные результаты. Изначально, до расчетов на ГДМ, мы предполагали, что чем больше проницаемость между пластами, тем лучше эффект от применения ОРЭ. Но расчеты показали, что существует некая точка перегиба, после которой эффективность снижается; соответственно в наших расчетах при кратности проницаемости примерно 1/20 применение технологии ОРЭ наиболее эффективно, а при увеличении эффективность снижается.

Подводя итоги исследовательской работы сделан вывод, что эффект от применения ОРЭ напрямую зависит от проницаемости пластов.

Результаты нашей исследовательской работы получились неожиданными, так как считается, что при бóльшей кратности проницаемостей применение ОРЭ эффективнее. Однако, расчеты показали, что это не так. Когда между проницаемостями пластов большая разница, получается, что они вырабатываются с разной интенсивностью, один пласт вырабатывается намного быстрее и после его выработки работает только второй пласт, в связи с чем применение ОРЭ теряет свой смысл. Поэтому при таких кратностях проницаемостей ОРЭ рекомендуется применять на кратковременный период, нацеленный на максимальный прирост. На длительное время целесообразнее вырабатывать низкопроницаемый пласт возвратным фондом. Т.е., при кратности проницаемости больше 1/20 лучше сначала применять технологию ОРЭ, а затем возвратный фонд.

Применение ОРЭ для двух пластов, которые отличаются между собой кратностью проницаемостей до 5, не приводит к существенному увеличению КИН, но значительно позволяет увеличить текущую добычу, следовательно, повышается интенсивность добычи первых лет, что, в свою очередь, улучшает экономические показатели (окупаемость проекта). Но на конечную выработку запасов это не влияет.

Точка перегиба является золотой серединой между оправданным применением технологии ОРЭ и возвратным фондом. При кратности проницаемостей 1/22 достигается наилучший эффект от технологии ОРЭ.

Данный вывод подтверждается по факту на 01.02.2014 г.: при кратности проницаемостей от 8 до 19 получен набольший суммарный прирост дебита нефти. При слишком большой разнице проницаемостей планируемый эффект не достигнут. Как видим, фактические данные очень близко коррелируют с выводами, полученными при модельных расчетах.

68

Список литературы

1.Опыт внедрения технологии одновременно-раздельной эксплуатации на месторождениях компании ОАО «ТНК-ВР» / И.Ю. Казанцев, А.О. Гордеев, И.А. Вахрушева, А.А. Луценко // Вопросы проектирования разработки месторождений нефти и газа в Западной Сибири : программа науч.-произ. конф. – Тюмень: Слово, 2010.

–С. 55-65.

2.Опыт применения технологий для ОРЭ многопластовых месторождений в ОАО «НК» Роснефть» / Р.Р. Габдулов, П.И. Сливка, А.А. Агафонов, В.И. Никишов // Инженерная практика. – 2010. - № 1. – С. 30-37.

3.Применение одновременно-раздельной эксплуатации пластов в ОАО «Татнефть» / К.М. Гарифов, А.В. Глуходед, Н.Г. Ибрагимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 7. – С. 55-57.

4.Результаты и перспективы внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов в одной скважине / А.И. Крякушкин, Ю.В. Шляпников, А.А. Агафонов, В.И. Никишов // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2009. - № 12. – С. 50-53.

5.Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений с использованием оборудования для одновременно раздельной эксплуатации скважин / Р.С. Хисамов, А.М. Евдокимов, А.С. Султонов // Нефтепромысловое дело. – 2009. - №

5.– С. 33-39.

АНАЛИЗ РАБОТЫ МНОГОЗАБОЙНЫХ И МНОГОСТВОЛЬНЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

ООО «ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»

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

Разветвлённая горизонтальная скважина (РГС) – скважина, со-

стоящая из основного ствола и одного или нескольких ответвлений, пробуренных в пределах одного продуктивного пласта/объекта (многозабойная скважина), или же скважина, имеющая один или несколько боковых стволов, которые могут вскрывать различные объекты или разные точки в сетке разбуривания (многоствольная скважина). На рис. 1 представлены различные виды РГС.

Ответвления МЗС являются аналогами трещин многозонного гидроразрыва в ГС (МГРП), а многозабойное (в том числе радиальное) бурение

– методом интенсификации добычи. Каждый ствол МСС является самостоятельным, полноценно заменяющим одну скважину и вскрывает одну точку в сетке разработки (подсчетном объекте), МСС – это система разработки залежи.

Первый патент на технологию многоствольного бурения был получен в США в 1929 году. Единичные попытки бурения не имели заметного успеха и не получили дальнейшего развития. Первая успешная многоствольная скважина № 66/45 была пробурена Александром Григоряном в Башкирии в 1953 году. Полученный дебит нефти оказался в 17 раз больше по сравнению с традиционными скважинами. Успешное бурение дало тол-

69

чок дальнейшему применению этой технологии. За период с 1953 по 1980 гг. в Советском Союзе были пробурены еще 110 многоствольных скважин.

Рис. 1. Общий вид МЗС и МСС

Бурение МЗС на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» начато в 2009-2010 гг. (3 скв.). Началом широкого внедрения можно считать бурение в конце 2012 г. двух МЗС на пласт АВ2 Кечимовского месторождения (1007Г, 1016Г). Полученный положительный опыт бурения МЗС было решено продолжить в 2013 г. на пласт АВ2 Лас-Еганского и Нивагальского месторождений

Основными целями и задачами бурения РГС являются:

1.Повышение продуктивности скважины за счет увеличения площади фильтрации.

2.Продление периода безводной эксплуатации скважины.

3.Увеличение нефтеизвлечения на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.

4.Вовлечение в разработку пластов с низкими коллекторскими свойствами.

5.Освоение сложных месторождений с большим этажом нефтеносности.

По состоянию на 01.02.2014 г. на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-

Западная Сибирь» пробурено 24 скважины, из них 23 МЗС и 1 МСС. Основная часть пробурена в ТПП «Покачевнефтегаз» - 16 скважин, ТПП «Лангепаснефтегаз» - 5, ТПП «Когалымнефтегаз» - 2, ТПП «Повхнефтегаз

– 1 (табл. 1).

70