Головна
Банківська справа  |  БЖД  |  Біографії  |  Біологія  |  Біохімія  |  Ботаніка та с/г  |  Будівництво  |  Військова кафедра  |  Географія  |  Геологія  |  Екологія  |  Економіка  |  Етика  |  Журналістика  |  Історія техніки  |  Історія  |  Комунікації  |  Кулінарія  |  Культурологія  |  Література  |  Маркетинг  |  Математика  |  Медицина  |  Менеджмент  |  Мистецтво  |  Моделювання  |  Музика  |  Наука і техніка  |  Педагогіка  |  Підприємництво  |  Політекономія  |  Промисловість  |  Психологія, педагогіка  |  Психологія  |  Радіоелектроніка  |  Реклама  |  Релігія  |  Різне  |  Сексологія  |  Соціологія  |  Спорт  |  Технологія  |  Транспорт  |  Фізика  |  Філософія  |  Фінанси  |  Фінансові науки  |  Хімія

Оптимізація розміщення і порядку буріння багатоствольних свердловин в процесі моніторингу розробки Кравцовського родовища - Географія

В.Ф. Сомов, В.З. Мінлікаев, В.М. Десятків, М.М. Пермінова, М.Ю. Нізовцева, А.В. Черницький

Кравцовське родовище - перше морське родовище в Росії, облаштоване і введене в розробку вітчизняної компанією. В даний час на його частку припадає більше половини видобутку нафти ТОВ «ЛУКОЙЛ-Калінінградморнафта». Розробка морських родовищ відрізняється більш складними конструкціями свердловин, обмеженнями по системах збору та підготовки продукції, максимально високими екологічними вимогами. Крім того, такі родовища завжди менше розвідані, на них неможлива повноцінна пробна експлуатація. Все це впливає на систему розробки, вимагає більш ретельного її проектування і безперервної оптимізації в процесі розробки.

Кравцовське родовище є одним з пріоритетних об'єктів ВАТ «ЛУКОЙЛ». Моніторингом його розробки займається комплексна група, до складу якої входять спе-ціалістів ТОВ «ВолгоградНІПІморнефть», ТОВ «Калінінградморнафта», Центру геолого-гідродинамічного моделювання (ЦГГМ) компанії «ЛУКОЙЛ». Моніторинг при цьому розуміється як безперервне проектування розробки1. Мета статті показати переваги моніторингу як безперервного проектування розробки родовища із застосуванням постійно діючої геолого-технологічної моделі (ПДГТМ) і деякі його результати.

Єдина поклад нафти Кравцовського родовища гріурочена до відкладень дейменаского надгорізонта середнього кембрію. Среднекембрийских комплекс товщиною до 120 м представлений кварцовими разнозерністимі пісковиками і алевролітами з прошарками аргілітів і глинистих алевролітів. Поклад масивна, сводовая, тектонічно екранована на східному крилі структури, водоплавна. У сводовой частини вона ускладнена системою порушень, амплітуда яких досягає 15-25 м. Висота покладу складає 48 м, середня нефтенасищенная товщі-на - 11,2 м. Водонефтяной контакт (ВНК) прийнятий на абсолютній мітці - 2177 м. Колектор складний кварцовими пісковиками пористістю (в середньому) 0,12 і проникністю 0,225 мкм2. Продуктивний пласт товщиною 0,2 - 1,6 м розчленований прошарками глинистих пісковиків, алевролітів, імовірно проникних у вертикальному напрямку внаслідок тріщинуватості. Коефіцієнти песчанистости і розчленованості нефтенасищенной зони рівні відповідно 0,92 і 3,6. Нафта малов'язкі, в'язкість у пластових умовах складає 1,72 мПа-с. При цьому тиск насичення нафти газом низька - 2,93 МПа, газу майже немає -газосодержаніе одно 24,9 м3 / т, стисливість нафти - 1,11х10 3 МПа-1. Схема розміщення свердловин наведена на рис. 1.

У 2005 р на родовищі з морської платформи пробурені скв. 6, 1 - 4. В процесі буріння уточнювався структурний план родовища, для цього деякі свердловини (скв. 1, 2, 4, 5) проектувалися і бурились з подвійним перетином горизонтальним стовбуром покрівлі покладу. В процесі буріння модель безперервно уточнювалася. Так, в вкв. 4 уточнена поверхню виявилася вищою, ніж побудована за даними сейсморозвідки 3D (рис. 2).

Параметричне заповнення моделі здійснювалося на основі інтерпретації визначень пористості і нефтенасищенності за результатами геофізичних досліджень свердловин (ГІС) з кроком 0,2 м. Проникність задана по кореляційної залежності з пористістю. У процесі коригування моделі ці залежності уточнені. Використана поінтервального кореляція: окремо для першого (верхнього) шару, розташованого на відстані 1-6 м від покрівлі, потім для другого шару (7-10 м від покрівлі) і т.д. Окремо задані параметри алеврітістих прослоев, які по керну нізкопроніцаеми і не є флюідоупорамі. Для цих інтервалів коеффіціеети пористості Кп, нефтенасищенності Кн і проникності k становлять відповідно 0,02, 0,7 і 0,5-Ю ~ 3 мкм2. Модель поклади являє собою єдиний резервуар зі зміщенням по подовжньому тектонічному порушенню на 25-30 м.

На 01.02.06 р поклад експлуатіровалалсь дев'ятьма свердловинами, у тому числі вісьмома горизонтальними. Накопичений відбір нафти становить близько 8% початкових видобутих запасів. Безперервно заміряються дебіти рідини, обводненість продукції, гирлові, затрубний тиску і тиску в лінії, в двох свердловинах заміряється тиск на прийомі насоса. Середній дебіт нафти становить 267 т / добу, обводненість - 4,5%. Наприкінці 2005 р в деяких свердловинах з'явилася вода. Зміст її в продукції скв. 1 в даний час одно 3,8%, скв. 18 - близько 1%, скв. 3 - 0,7%. У зоні відбору пластовий тиск знизився до 22 МПа (район скв. 4) при початковому 24,2 МПа. На рис. 3 наведена карта ізобар, побудована за даними моделювання. В даний час розвивається пружно-водонапірний режим - на відстані 3-5 км від поклади пластовий тиск в даний час практично дорівнює початкового.

В умовах масивних покладів, коли запаси виробляються знизу вгору, буріння горизонтальних свердловин у верхній частині поклади забезпечує найбільший коефіцієнт вилучення нафти (КІН). Реалізована система передбачає розробку поклади 1 вертикальної і 16 горизонтальними свердловинами (ГС) як у одностовбурне, так і в багатостовбурного (розгалуженому) виконанні (РГС), розташованими в при-покрівельної частини поклади. У зоні відбору фільтрація рідини в основному вертикальна, тобто відбувається підйом ВНК, рівномірність якого залежить від анізотропії продуктивного пласта по проникності - відносини kX), / kr У моделі, використаної в проектному документі, це відношення прийнято рівним 10.

Для цілей моніторингу фахівцями ЦГГМ в 2005 р була створена постійно діюча геолого-технологічна модель родовища. Моніторинг розробки включає:

- Щомісячне поповнення геолого-промисловими даними

- Супровід в реальному масштабі часу буріння кожної свердловини з коригуванням траєкторії стовбурів;

- Уточнення геологічної будови і моделі в процесі буріння нової свердловини;

- Настройку моделі за результатами кожного гідродинамічного дослідження;

- Постійне оновлення (оптимізацію) реалізованої системи розробки родовища (безперервне проектування), що передбачає уточнення місця розташування свердловин, їх конструкції та режимів експлуатації.

Моделювання здійснюється з використанням програмних комплексів RMS і Tempest MORE норвезької компанії ROXAR. Параметри експлуатованих в ЦГГМ цифрових геологічної і гідродинамічної моделей наведено в табл. 1.

 Модель Розміри осередків, м Число

 X У z стовпців рядків шарів осередків

 Геологічна 50 50 0,2 156 206 391 12565176

 Гідродинамічна 100 100 0,4-0,8 (НЗ) 78 103 78 626652

 0,8-5,2 (ВЗ)

Примітка. НЗ, ВЗ - відповідно нафтова і водяна зона.

Гідродинамічна модель двофазна, тривимірна, ізотермічна. Рідини і поровая середу стискувані. Ремасштабірованіе геологічної моделі в гідродинамічну проведено таким чином, щоб зберегти алеврітістие прослои в незмінному вигляді, оскільки вони суттєво впливають на напрями потоків рідин в пласті. Крім того, вони значною мірою визначають анізотропію пласта по проникності. Налаштування гідродинамічної моделі проводилася на підставі досліджень розрахункової і фактичної динаміки пластових тисків і була почата з перевірки гіпотез про режим поклади, тобто про шляхи надходження в неї води. Були розглянуті три основні варіанти: латеральне просування законтурного вод в поклад (по нашарування); просування вод переважно знизу; змішане просування вод. Контроль проводився за фактичними пластовим тискам в свердловинах, причому розрахункові тиску порівнювалися з тисками, заміряних манометром з урахуванням часу простою свердловин на вимірі, тобто моделювалися криві відновлення тиску (КВД) в свердловинах.

Виходячи з досвіду розробки подібних родовищ і даних фактичних замірів, отримали прогнозну динаміку среднепластового тиску. Розрахунки показали, що динаміку фактичних пластових тисків можна задовільно повторити тільки при просуванні в поклад води переважно-ного знизу. При значному зниженні проникності глинистих прошарку (нижче 0,5х103 мкм2) пластовий тиск у зоні відбору зменшується набагато швидше, ніж фактично, навіть після введення в верхню частину моделі поклади витриманих, що виходять далеко в законтурному зону суперколлекторов проникністю 2,5-3 мкм2 (рис . 4). У налаштованої моделі проблема пластових тисків вирішена шляхом підвищення проникності глинистих прошарку від 0,5-103 до (2-10) 103 мкм2 і збільшення проникності по нашарування в 1,5 - 2 рази. Це рішення підтверджено настроюванням моделі за даними гідродинамічних досліджень шляхом відтворення КВД і індикаторних діаграм (ВД).

Налаштування моделі по КВД та ВД особливо важлива в початковий період розробки поклади, коли він дуже малий. Результати гідродинамічних досліджень свердловин по суті є короткочасної історією розробки. Використання гідродинамічної моделі для визначення параметрів пласта (чисельний метод інтерпретації) за даними дослідження свердловин в порівнянні з аналітичними методами має істотні переваги, які полягають у максимальному врахуванні реальних геометричних характеристик пласта, свердловин і стану розробки поклади. Чисельні методи особливо ефективні при обробці результатів гідродинамічних досліджень горизонтальних і багатоствольних свердловин. На рис. 5 показані розрахункові та фактичні КВД по горизонтальній скв. 8. Налаштування проводилася шляхом підбору проникності пластів по горизонталі і вертикалі, в тому числі вертикальних проницаемостей глинистих прошарку. Для оцінки ступеня неоднозначності рішення зворотної задачі були зроблені спроби виконати настройку при різних значеннях горизонтальних і вертикальних проницаемостей. Виявилося, що варіант задовільною налаштування (налаштовані та ВД, і КВД) практично єдиний. Наприклад, не вдалося налаштувати по скв. 8 ИД і КВД одночасно при збільшенні горизонтальної проникності в 10 разів в районі скв. 8. Це дозволяє зробити висновок про те, що настройка свердловин по ВД і КВД дає можливість досить достовірно оцінити анізотропію продуктивного пласта по проникності.

У табл. 2 наведені відносини kxv / kz по свердловинах, в яких гідродинамічні дослідження були виконані із задовільною якістю.

Таблиця 2

 Модельна проникність 0,372 0,239 0,173 0,120 0,301 0,126

 Розрахункова ставлення 1,01 1,03 1,05 8,33 4,14 7,12

Важливий висновок полягає в тому, що анізотропія по проникності - непостійна величина, а змінюється за площею від 1,01 до 8,33, складаючи в середньому 3,8. За розрахунками на моделі більше 90% нафти витісняється знизу вгору, тобто шляхом підйому ВНК. Під свердловинами при цьому відбувається випереджаюче просування води вгору - утворюються так звані «гребені обводнення». Вони тим різкіше, чим менше анізотропія по проникності і нефтенасищенная товщина пласта. Освіта гребенів обводнення - небажаний, але неминучий процес при експлуатації свердловин в водонефтя-ної зоні (ВНЗ) з депресіями, що перевищують граничні в безводний період експлуатації. Для умов Кравцовського родовища граничні безводні депресії становлять 0,02-0,05 МПа, дебіти свердловин при цьому не вище 10-20 м3 / добу. Видобуток нафти за таких дебіту в морських умовах економічно неефективна, тому проектом розробки передбачається експлуатація ГС з дебітом 300-500 м3 / добу при депресії до 1 МПа.

Таблиця 3

 Рік Накопичена видобуток, тис. М3

 ВНФ,

 м3 / м3 КІН

 нафти РІДИНИ за запасами з урахуванням поточної нефтенасищенності

 ГС РГС ГС J РГС ГС РГС ГС РГС ГС РГС

 2010 347,5 497,5 350,3 579,6 0,01 0,17 0,123 0,176 0,152 0,198

 2015 603,3 725,1 827,4 1368,9 0,37 0,89 0,214 0,257 0,253 0,282

 2020 720,3 824,6 1304,4 2158,2 0,81 1,62 0,255 0,292 0,297 0,318

 2025 789,7 894,8 1781,7 2948,0 1,26 2,29 0,280 0,317 0,321 0,341

 2030 838,6 947,1 2258,8 3737,2 1,69 2,95 0,297 0,336 0,337 0,357

 2040 914,2 1030,4 3212,9 5315,8 2,51 4,16 0,324 0,365 0,360 0,381

 2050 974,4 1090,0 4167,2 6750,5 3,28 5,19 0,345 0,386 0,377 0,398

В умовах утворення гребенів поточний і кінцевий КІН залежать від щільності сітки свердловин, яку при морський видобутку доцільно збільшувати шляхом буріння додаткових стовбурів свердловин (див. Рис. 1). Це пояснюється тим, що число слотів для буріння свердловин в морських умовах обмежується розмірами платформи. Буріння з платформи обумовлює значні довжини стволів свердловин внаслідок великих відходів їх вибоїв - це другий аргумент на користь багатоствольних свердловин.

В даний час на родовищі залучено в розробку близько 70% запасів нафти, розпочато буріння крайових свердловин і свердловин на окремі підняття, значно віддалені від платформи. Буріння цих свердловин пов'язане з підвищеним ризиком внаслідок меншої геологічної вивченості. Одне із завдань, що вирішуються в процесі моніторингу розробки Крав-цовского родовища, - визначення черговості буріння залишилися восьми проектних свердловин на основі оцінки техніко-економічної ефективності буріння кожної свердловини. Розробка родовища ведеться за принципом «нульового скидання» - вся видобута рідина перекачується на берег. Оскільки в міру обводнення свердловин кількість перекачується води збільшується, а нафти - зменшується, необхідно оптимізувати порядок розбурювання. Розміщення проектних багатоствольних свердловин наведено на рис. 1.

Методика оцінки техніко-економічної ефективності полягає в наступному. Із застосуванням ПДГТМ був розрахований базовий варіант розробки, що передбачає продовження розробки поклади існуючим фондом свердловин. Далі розраховувалися варіанти, в яких додатково до базового варіанту передбачалося буріння однієї проектної свердловини різного виконання. Всього розраховане 14 варіантів і проведено їх економічна оцінка. В якості основного економічного критерію прийнятий чистий дисконтований грошовий потік (ЧДДПМ), одержуваний на експлуатується родовищі за розрахунковий період його доразра-лення. Здійснені витрати в грошових потоках не враховувалися. ЧДДПМ сформовані для базового варіанту і кожного варіанту з бурінням свердловини. Економічна доцільність черговості буріння залишилися проектних свердловин визначалася максимальної позитивною різницею між ЧДЦПМ за базовим варіантом і варіанту з бурінням свердловини. Найбільша економічна ефективність в порядку зростання відзначається при бурінні скв. 9 з двома стовбурами, скв. 11с трьома стовбурами і скв. 12с одним і двома стовбурами. Ці свердловини доцільно бурити в першу чергу. Буріння двох- і триствольний свердловин в основному вигідніше, ніж одностовбурних, наприклад, буріння вкв. 12 з двома стовбурами збільшує ЧДДПМ на 7,5% в порівнянні з базовим варіантом розробки, у той час як буріння її з одним стовбуром підвищує ЧДДПМ лише на 5,8% в порівнянні з базовим варіантом. Технологічний ефект від буріння багатоствольних свердловин складає від 40 до 90 тис. Т.

Ефективність буріння багатоствольних свердловин вивчалася на повнорозмірною моделі. Повнорозмірні детальні моделі реальних покладів нафти дозволяють одночасно врахувати геологічні та технологічні чинники, що впливають на ефективність геолого-технічних заходів (ГТМ). Облік багатьох факторів - одна з переваг методів моделювання. У табл. 3 для прикладу наведені прогнозні технологічні показники для скв. 12 в одностовбурне і двоствольна виконанні. Розрахунки на ПДГТМ показали, що з двоствольного скв. 12 можна отримати додатково близько 95 тис. Т нафти на відміну від одноствольній. У той же час буріння друге стовбурів з деяких свердловин згідно з розрахунками на моделі не покращує технологічні та економічні показники. Це пов'язано з геологічними особливостями конкретних ділянок. Насправді, оскільки перші стволи виконують розвідувальну функцію і уточнюють геологію, з'являється реальна можливість визначити ефективність буріння додаткових стовбурів і скорегувати їх траєкторії.

Для вивчення впливу різних геолого-фізичних чинників на ефективність буріння додаткових стовбурів і забезпечення порівнянності результатів були проведені розрахунки на елементі пласта. Для елемента прийняті середні характеристики поклади в районі скв. 12. Розрахунки показали суттєву залежність технологічної ефективності друге стовбурів від анізотропії по проникності пласта під свердловиною і початкової нефтенасищенной товщини пласта. Дебіти рідини одноствольній і двуствольной свердловин в розрахунках задавалися однаковими. На рис. 6 наведено поле нефтенасищенності для елемента на 2050 при одностовбурне і двоствольна виконанні проектної скв. 12 для початкової нефтенасищенной товщини 24 м і k / kz = 4. З нього добре видно, що вироблення елемента при одній і тій же накопиченої видобутку рідини вище при двуствольной свердловині. Чим менше відношення k / kr тим вище ефект від буріння двоствольних свердловин в порівнянні з одноствольної Це пояснюється більш гострими гребенями обводнення cкважін, що прискорює обводнення стовбурів. Так, при k Jkz = A K1 при 95% -ої обводнення і розробці одноствольній свердловиною складе 33,2%, при двуствольной - 42,3%, при у ждение k / kz - 42%.

Таблиця 4

 Показники кху / кг Початкова нефтенасищенная товщина, м

 10 4 1 0,25 12 18 24 36

 КІН: при одному стовбурі 38,5 33,2 29,4 28,4 13,2 24,9 33,2 43,1

 при двох стовбурах 46,03 42,3 38,9 37,8 24,8 36,4 42,3 48,3

 Відносний приріст КІН 0,20 0,27 0,32 0,33 0,88 0,46 0,27 0,12

Примітка. При визначенні КІН в залежності від початкової нефтенасищенной товщини пласта кху / Кz = 4.

Приріст КІН може досягати 10,5 пунктів при рівності вертикальної і горизонтальної проницаемостей і ще вище при «зворотного» анізотропії, коли вертикальна проникність кратно вище горизонтальної. Наприклад, при КІН при 95% -ої обводнення при розробці одноствольній свердловиною складе 28,4%, двуствольной - 37,8%. Таке співвідношення проницаемостей може бути при розвитку вертикальної тріщинуватості пластів. У табл. 4 показаний розрахунковий приріст КІН в залежності від ани-зотропіі пласта, числа стовбурів свердловини і початкової нефтенасищенной товщини пласта. Важливий висновок також полягає в тому, що при менших нефтенасищенних толщинах відносний приріст КІН при розробці двоствольними ГС значно вище. При непідтвердження нефтенасищенних товщин варіант буріння скв. 12 в двоствольна виконанні більш актуальне.

Висновки

1. Анізотропія пласта по проникності - один з найважливіших параметрів, які впливають на ефективність розробки Кравцовського родовища. Визначення її величини можливо шляхом ретельної настройки моделі за КВД та ВД. Анізотропія змінюється по площі покладу.

2. Ефективність буріння додаткових стовбурів залежить від геологічної будови в місці їх розміщення. При прийнятті рішень про буріння додаткових стовбурів слід враховувати, що перший стовбур уточнює геологічну будову. Методика уточнення структури шляхом багаторазового перетину горизонтальними стовбурами покрівлі поклади на Кравцовське родовищі повністю себе виправдала.

3. Моніторинг розробки морських родовищ із застосуванням ПДГТМ, що включає моніторинг їх розбурювання, дозволяє істотно підвищити ефективність видобутку вуглеводнів і є необхідною складовою частиною управління процесом розробки.

4. Буріння додаткових стовбурів і багатоствольних свердловин - ефективний спосіб підвищення кінцевого КІН і техніко-економічних показників розробки. Застосування багатоствольних свердловин дозволяє зменшити негативні наслідки непідтвердження нефтенасищенних товщин крайових, недорозвіданих зон.

Список літератури

Журнал «Нафтове господарство» № 5, 2006
Чим російський бухгалтерський облік відрізняється від американського
Ярослав Вячеславович Соколів, доктор економічних наук, професор, завідуючий кафедрою статистики, обліку і аудиту Санкт-Петербургского державного університету. Чи Відрізняється облік США від обліку, прийнятого в Росії? І так, і немає. Так, бо багато які проблеми обліку вирішуються в наших країнах

Чи відповідає ваше підприємство вимогам виробництва світового класу
Ірина Вадимівна Корнєєва, кандидат економічних наук, доцент кафедри економіки та регіонального розвитку Фінансової академії при Уряді Російської Федерації. Подібне тестування допоможе зрозуміти загальну спрямованість змін і визначити ступінь готовності вашого підприємства до роботи за стандартами

Соціальна компетентність в ділових відносинах
Клаус Кобьелл (Klaus Kobjoll), консультант з питань підприємництва, власник готельного комплексу Соціальна компетентність означає головні якості, за допомогою яких чоловік успішно реалізовує себе в житті. Вона допомагає людині спілкуватися з іншими людьми, вступати з ними в контакт, знаходити

Самоактуализация
Ларрі А. Хьелле (Larry A. Hjelle), доцент психології в державному університеті Нью-Йорка Більшість людей шукають внутрішнього вдосконалення і потребують нього. Самоактуализироваться - значить стати тією людиною, якою ми можемо стати, досягнути вершини нашого потенціалу; добитися повного використання

Социотехнологические комплекси: новий вид цивилизационного взаємодії
Літвіненко Володимир Аркадійович - кандидат філософських наук. Поняття "цивілізація" в сучасній науковій літературі наповнюється вельми різним смисловим змістом. У даному питанні стикаються не тільки філософські і культурологические концепції, але і цілі політичні напрями, що часом

Інновації в малому і середньому бізнесі і розробка банку даних технологій і інноваційних проектів
Н.М. Штевніна, Е.Н. Жівіцкая, (БГУИР, м. Мінськ) 1. Державна політика у відношенні розробці інновацій. У цей час економіка Республіки Білорусь знаходиться на стадії становлення ринку і розвитку ринкових відносин, пріоритетними є процеси, направлені на розвиток і підтримку бізнесу. Для того,

Бэкон і його індуктивний метод
Введення Ім'я Френсиса Бекона - з числа тих імен в історії людства, які не належать неподільно якійсь одній галузі знання, культури або політик, як не належать вони одній епосі або одній країні. Він сам, як би провидіти свою посмертну славу, писав: "Що стосується мого імені і пам'яті про

© 2014-2022  8ref.com - українські реферати