- •Министерство образования и науки российской федерации
- •1. Краткие сведения о геологии и нефтегазоносности территории западной сибири
- •Краткое геологическое строение Западно-Сибирской
- •Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений.
- •1.2 Тектоническое строение платформенного мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
- •1.3 Геолого – физические характеристики продуктивных пластов
- •1.4 Состав и физические свойства нефтей
- •1.5 Состав и свойства углеводородных газов
- •1.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •1.6.3 Молекулярно - поверхностные свойства системы "нефть - газ - вода"
- •1.7 Строение залежей углеводородов месторождений Западной Сибири
- •1.8 Классификация ресурсов и запасов нефти и газа
- •2. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •2.1 Геолого - геофизические проблемы разработки нефтяных и
- •2.2 Изучение залежей в процессе геологоразведочных работ
- •2.3 Методы изучения залежей нефти и газа
- •2.4 Интегрированный анализ геолого-геофизической информации
- •2.5 Обработка и интерпретация геолого-геофизической информации
- •2.6 Изучение газожидкостных контактов
- •2.7 Гидродинамические характеристики залежей (текста нет!)
- •2.8 Подсчет запасов нефти и газа
- •2.9 Проектирование разработки нефтяных иесторождений
- •2..9.1 Силы, действующие в продуктивном пласте
- •2.9.2 Режимы работы залежей
- •2.10 Размещение нагнетательных скважин
- •2.11 Геолого - геофизические основы выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях
- •2.12 Принципиальные особенности проектирования
- •2.13 Системы разработки и принципы выбора метода
- •2.14 Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.15 Физические основы вытеснения нефти водой
- •2.15.2 Анализ выработки запасов нефти
- •2.16 Построение геолого - технических моделей
- •2.16.7 Рекомендации по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технических моделей
- •2.17 Повышение продуктивности скважин и нефтеотдача пластов
- •2.18 Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений. Плотность сетки скважин (пcc) - это отношение площади залежи f к числу скважин n.
- •2.18.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Неионогенными пав
- •2.21.5 Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение
- •3.1 Условия залегания углеводородов и типы газовых залежей
- •Фазовые состояния и превращения углеводородных систем
- •3.3 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •3.4 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.5 Основные принципы проектирования разработки
- •3.5.1 Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений на основе эволюционного моделирования
- •3.6 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.6.1 Прогнозирование добычи газа и конденсата
- •3.7 Методы изучения газоконденсатной характеристики месторождения
- •3.7.1 Применение различных методов классификации
- •3.8 Повышение конденсатоотдачи нефтеконденсатных залежей
- •3.9 Оценка начальных и текущих запасов газа
- •3.9.1 Учет объемных и динамических характеристик залежи
- •3.10 Методы геолого - гидродинамического моделирования
- •3.10.1 Системный подход к стратегии эффективной разработки
- •3.10.3 Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных скважин
- •3.11 Совершенствование методов газогидродинамического моделирования режимов работы газовых скважин
- •3.11.1 Теоретические аспекты моделирования газогидродинамических систем
- •3.12 Принципы построения и инициализации газогидродинамически
- •V. Промыслово-геофизический системный
- •5.1 Понятие системного контроля
- •5.2 Этапность и периодичность исследований и их комплексирование
- •5.3 Решение задач системного контроля
- •5.4 Обеспечение оценок выработки запасов и их подтверждаемость
- •5.5 Планирование и организация системы мониторинга
- •Vι. Системообразующая интерпретация и динамический анализ при геомониторинге и геомоделировании залежей углеводородов
- •6.1 Принципы интерпретации и динамического анализа
- •6.2 Задачи системообразующей интерпретации и динамического
- •Литература
3.10.3 Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных скважин
Результаты исследований, направленных на изучение региональной проблемы обводнения газовых залежей, а именно, на анализ влияния активности водонапорного бассейна на динамику технологических показателей разработки газовых залежей, показали, что решение проблемы следует искать в более детальном рассмотрении объектов, с которыми взаимодействует окружающая среда. В рамках системы газовая залежь - область взаимодействия - технический компонент в качестве таких объектов выступают области взаимодействия элементов технического компонента с газовой залежью — участки залежи с максимальной концентрацией добывающих скважин (районы кустов), которые являются источниками возмущений во всей метасистеме. В условиях однозначной реакции окружающей среды (водонапорного комплекса) на истощение газовой залежи можно сформулировать основную цель эффективной разработки последней — минимальное и равномерное воздействие технического компонента на водонапорный бассейн посредством энергии самой газовой залежи.
В тех случаях, когда неясны либо неизвестны способы достижения цели, можно говорить о проблеме, понимая ее как потенциальную цель. Такой взгляд на проблему позволяет иначе определить проблемную область системы как совокупность описаний всех возможных ситуаций, связанных с решением различных прикладных задач, направленных на достижение целей системы. Поэтому сначала сформулируем проблемы разработки газовых залежей (в рамках области взаимодействия геологического и технического компонентов):
- неравномерное дренирование залежи;
- низкая продуктивность скважин;
- обводнение добывающих скважин.
Перечисленные проблемы можно решить одновременно в рамках одной задачи, оптимально разместив добывающие скважины по площади залежи, соблюдая следующие условия:
- для обеспечения равномерного дренирования залежи величины отборов газа по кустам должны быть пропорциональны запасам, дренируемым кустами;
- продуктивные характеристики перфорированной части залежи и фильтрационные параметры пласта в районах кустов скважин должны быть максимально высокими;
- темп продвижения подошвенной воды в районах расположения кустов должен быть минимальным.
С использованием технологий трехмерного моделирования и современных возможностей вычислительной техники для обработки значительных объемов информации, сконцентрированной в цифровых геологических моделях, появляется возможность количественно оценить степень выполнения перечисленных условий в уже имеющихся схемах размещения скважин. В соответствии с принципом осуществимости целей обозначим основные критерии, численно характеризующие степень осуществимости поставленных целей.
1. Равномерность дренирования. Для выполнения этого условия величины отборов газа по кустам эксплуатационных скважин должны быть пропорциональны запасам, дренируемым кустами. В свою очередь величина отбора газа по кустам пропорциональна числу скважин в кустах при условии равенства продуктивных характеристик скважин, пробуренных в разных районах месторождения.
От равномерного дренирования залежи зависят многие показатели эффективности системы добычи газа. К ним относятся: пропорциональное снижение пластового давления в зоне отбора и, как следствие, близкие технологические режимы работы скважин (дебиты и устьевые давления); равномерное обводнение залежи без образования локальных конусов воды и др.
Анализ материалов разработки Ямбургского, Уренгойского, Комсомольского и других месторождений показал наличие связи между величиной дренируемых запасов и числом скважин в кусте. По сеноманской залежи Уренгойского месторождения дренируемые запасы колеблются от 26 до 41 млрд. м3 для кустов из трех скважин, от 16 до 48 млрд. м3 для кустов из четырех скважин, а для кустов из пяти скважин дренируемые запасы газа достигают более 50 млрд. м3.
Объем дренируемых запасов определяется графически, методом падения пластового давления либо объемным методом с использованием гидродинамического моделирования (например, расчетами «трубок тока»). Газогидродинамические расчеты показывают, что активно дренируемые запасы, как правило, сосредоточены в эксплуатационном поле. За пределами эксплуатационного поля (приблизительно 1,5— 2 км) кусты газовых скважин отрабатывают залежь совместно. Можно предположить, что число скважин в кустах должно быть пропорционально объемам газа, которые распределяются между кустами так, как если бы залежь находилась в состоянии покоя.
2. Высокая продуктивность скважин. Результаты моделирования разработки газовых залежей кустами различной суммарной производительностью показали, что для коллекторов с проницаемостью более 0,5 мкм2 количество скважин в кустах может достигать семи - девяти единиц, при этом сохраняется тенденция к росту дренируемых кустами запасов. Для коллекторов с проницаемостью 0,3—0,4 мкм2 их число ограничивается четырьмя—пятью единицами.
Таким образом, можно сделать вывод, что в районах залежи, имеющих высокие продуктивные характеристики вскрываемых отложений, выгодно сгущать сетку добывающих скважин и увеличивать число скважин в кустах. Численное выражение потенциальной продуктивности скважин во вскрываемой части залежи хорошо отражается в параметре khэфф (произведение проницаемости и эффективной газонасыщенной мощности пласта). За значение параметра можно принять суммарную величину khэфф по ячейкам геологической модели, расположенным вдоль вертикальной оси куста от кровли до забоев скважин. При размещении кустов для обеспечения высокой продуктивности добывающих скважин необходимо выполнение условия kh —> max.
3. Низкий темп продвижения подошвенной воды. Как оказывает опыт разработки газовых залежей Западной Сибири, коллекторы сеноманских толщ отличаются очень высокими продуктивными характеристиками. Проницаемость достигает значений 2,4-2,8 мкм2 , в среднем составляя 0,6—1,0 мкм2 . Это обстоятельство является причиной не только высокой продуктивности газовых скважин, но также их быстрого обводнения.
Для предотвращения преждевременного обводнения при разбуривании сеноманских залежей с большим этажом газоносности в эксплуатационных скважинах обычно оставляют невскрытым слой толщиной 25 - 30 м выше начального ГВК. В условиях высокой активности подошвенных вод этот слой обводняется первым и может являться как литологическим окном для прорыва воды к скважинам куста, так и экраном, в зависимости от его литологического состава. Таким образом, можно предположить, что ухудшенные фильтрационные характеристики данного слоя в районе расположения куста (особенно проводимость по вертикали) способствуют большему периоду безводной эксплуатации скважин. В качестве численного выражения критерия безводной эксплуатации, как и для предыдущего пункта, можно принять суммарную величину khэфф по ячейкам геологической модели, расположенным вдоль вертикальной оси куста в 30-метровом слое от забоев скважин до ГВК. Однако, в отличие от предыдущего критерия, для обеспечения низкого темпа внедрения подошвенной воды необходимо выполнение условия kh* —> min.
Использование трехмерных цифровых геологических моделей сеноманских залежей, методов системного анализа и обработки информации приводит к необходимости пересмотра сложившихся взглядов на размещение кустов и обоснование числа скважин в них. Так, например, для решения проблемы обоснования количества скважин в кустах все три перечисленные критерия оптимальности можно учесть в специально введенном параметре — приведенные запасы куста (PQ).
Как следует из физического определения параметра PQ, эффективно работающим будет куст с самым высоким значением этого параметра, поэтому число скважин в таком кусте может быть максимальным. При этом скважины куста имеют высокие фильтрационные характеристики перфорированной части разреза и высокие значения активно дренируемых запасов одновременно с ухудшенными коллекторскими свойствами между забоями и ГВК и, следовательно, низкий прогнозируемый темп внедрения подошвенной воды.
Для проверки предложенного подхода с нашим участием проведен анализ эффективности размещения кустов эксплуатационных скважин на Заполярном месторождении с позиций их потенциальной продуктивности и обводнения.
Проектирование разработки сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения проводилось с использованием двумерной сеточной модели, недостатком которой является отсутствие возможности моделирования строения залежи по вертикали. Трехмерная геолого-газогидродинамическая модель сеноманской залежи позволяет более обоснованно подойти к решению вопросов ее разработки.
Для расчета значений активно дренируемых запасов по кустам (критерий 1) эксплуатационное поле Заполярного месторождения разделено на кустовые блоки (рисунок 3.9). Каждый блок состоит из 10—24 слоев от кровли до ГВК с распределенными коэффициентами пористости, проницаемости и песчанистости.
Для определения числовых значений критериев и на основе трехмерной геологической модели Заполярного месторождения были построены карта распределения Kпрhэфф вскрываемой части пласта и карта распределения средней проницаемости 30-метрового слоя от ГВК до забоев скважин. На основе этих цифровых карт получены значения Knph и Kрh* для проектных кустов эксплуатационных скважин.
Оказалось, что многие кусты расположены в зонах потенциального обводнения, а анализ значений PQ показывает несоответствие числа скважин значению этого параметра по некоторым кустам. В связи с этим была выдвинута гипотеза о возможности улучшения показателей разработки Заполярного месторождения корректировкой количества скважин в кустах на УКПГ - 2С и УКПГ - ЗС пропорционально параметру PQ, оставляя общий фонд скважин неизмененным.
Рисунок 3.9 - Разбиение эксплуатационного поля Заполярного месторождения
на блоки, активно дренируемые кустами скважин.
При перераспределении скважин их число в кустах, расположенных в зонах потенциального обводнения, уменьшилось, а в зонах литологических экранов — увеличилось. Необходимо заметить, что при этом увеличилось и число скважин в кустах на краях эксплуатационной зоны.
Эффективность откорректированной схемы размещения скважин доказана расчетами на трехмерной газогидродинамической модели. Прогнозные расчеты по первому варианту предусматривали разработку сеноманской залежи схемой кустования, принятой в последнем проекте разработки. Второй вариант предусматривает перераспределение скважин в кустах УКПГ - 2С и УКПГ - ЗС при неизменном общем фонде и расположении кустовых площадок. Для проверки устойчивости прогнозных показателей разработки в условиях интенсивного обводнения задана максимальная активность водонапорного бассейна.
Сопоставление прогнозной динамики фонда скважин и внедрения воды по вариантам (рисунок 3.10) показывает улучшение показателей разработки в варианте оптимизации по сравнению с ранее принятым числом скважин в кустах. Как показали расчеты, снизится общий темп выбытия скважин по причине обводнения. На 2019 г. (начало периода падающей добычи) по варианту оптимизации действующий фонд скважин составит 323 ед. против 303 ед. по ранее принятой схеме. Суммарный объем внедрившейся воды в эксплуатационные зоны УКПГ - 2С и ЗС на конец разработки уменьшится на 3—4 %. Сопоставление карт подъема ГВК на завершающей стадии разработки залежи хорошо демонстрирует, что обводнение в районе УКПГ-2С и УКПГ-ЗС происходит более равномерно. Разница в подъеме ГВК по вариантам достигает 10 м (как правило, в районах литологических окон).
Рисунок 3.10 - Прогнозная динамика показателей обводнения Заполярного месторождения (на январь соответствующего года): а — общий фонд скважин месторождения; б — объем внедрения воды в эксплуатационные зоны УКПГ - 2С и УКПГ – ЗС; 1 — проектный вариант; 2 — вариант оптимизации
Результаты, полученные после проведения расчетов технологических показателей разработки Заполярного месторождения на трехмерной газогидродинамической модели, доказывают эффективность новой технологии размещения кустов и скважин. Метод имеет реальные перспективы и может применяться при проектировании разработки других газовых залежей.
В результате последовательной декомпозиции выявляется множество свойств элементов предметной области и взаимосвязей между ними. Однако, исходя из целей решаемых задач и требований прикладного программирования, необходимо из указанного множества свойств и взаимосвязей отобрать лишь существенные, наиболее важные.
Отличительной особенностью систем разработки газовых месторождений севера Тюменской области является использование кустового размещения скважин и дифференцированное вскрытие продуктивного горизонта. В настоящее время большинство скважин кустов сеноманских газовых залежей проводятся наклонно направленным способом, с отклонением от устья 150—300 м и с входом в продуктивный пласт под углом 20—45°. Количество скважин в кусте изменяется от двух—трех (Вынгапуровское, Губкинское) до семи—восьми (Заполярное, Ямбургское). Величина интервала перфорации в каждой эксплуатационной скважине составляет 20—30 % от общей вскрываемой мощности газонасыщенного разреза, что обеспечивает равномерную выработку запасов газа по разрезу.
Анализ дерева целей показывает, что эффективность системы добычи газа зависит не только от оптимального размещения кустов эксплуатационных скважин по площади залежи, но и от эффективного взаимодействия самих скважин в кусте. Как показывает опыт разработки сеноманских газовых залежей, имеющих значительную газонасыщенную толщину (до 250 м), взаимодействие скважин в кусте во многом определяется выбранной схемой дифференцированного вскрытия скважин. Таким образом, в результате системного анализа эффективности добычи газа выявляется еще один аспект функционирования системы газовая залежь - область взаимодействия - технический компонент, а именно, вопрос о динамике и эффективности процессов, происходящих внутри самой области взаимодействия.
На первом этапе разработки газовых месторождений к системе вскрытия предъявлялось два основных требования: обеспечение равномерности дренирования продуктивного разреза и максимально продолжительной безводной эксплуатации скважин. Как показывает опыт эксплуатации скважин Уренгойского и Медвежьего месторождений, рациональная схема вскрытия скважин в кусте должна удовлетворять следующим условиям.
Распределение интервалов перфорации вдоль стволов скважин должно соответствовать распределению запасов по слоям залежи. Анализ существующих схем на ряде газовых месторождений показал, что вскрытие верхней, средней и нижней частей газонасыщенного разреза по скважинам кустов распределено в пропорции 3:2:1.
Контроль за снижением пластового давления. В ряде случаев чрезмерно большие интервалы перфорации эксплуатационных скважин исключают возможность контроля за распределением пластового давления по разрезу, в результате чего в случае неравномерной отработки залежи невозможно своевременно принять необходимые меры. При газонасыщенной толщине 100—200 м достаточно перфорировать 30—40 м продуктивного разреза для обеспечения проектной продуктивности скважины, при этом интервал перфорации распределяется равномерно вдоль ствола, соблюдая пропорции п. 1.
Обеспечение минимума потерь пластового давления за счет взаимодействия скважин. На ряде кустов избыточное количество скважин, вскрывающих отдельные участки продуктивного разреза в непосредственной близости друг от друга, приводит к повышенному падению пластового давления в зоне расположения интервалов перфораций этих скважин.
4. Эффективная работа скважин в один шлейф. Практика показала, что при работе нескольких эксплуатационных скважин в один шлейф отдельные эксплуатационные скважины работают с дебитами, существенно отличающимися от оптимальных. Результаты исследований скважин на стационарных режимах фильтрации показывают, что при одной и той же депрессии на пласт дебиты скважин некоторых кустов отличаются в несколько раз. Таким образом, скважины в кусте должны иметь приблизительно одинаковую продуктивность, которая определяется фильтрационными характеристиками перфорируемых пластов.
Схема дифференцированного вскрытия считается оптимальной при выполнении каждого из четырех условий.
Следует отметить, что предложенная методика — аналитический подход к решению проблемы эффективности взаимодействия скважин в кусте. На практике многие факторы, характеризующие совместную работу скважин, не поддаются ни количественному, ни качественному описанию. Влияние взаимодействия скважин на динамику всей системы с определенной долей условности может продемонстрировать анализ газогидродинамических расчетов на трехмерной модели, а окончательный выбор дифференцированной схемы вскрытия определяется опытным специалистом.