Файл: 1. Анализ существующих систем разработки и методов их оптимизации.docx
Добавлен: 09.01.2024
Просмотров: 55
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Сделанные в процессе геолого-промыслового анализа выводы предопределили развитие дальнейших исследований в области оптимизации системы разработки на объекте АВ1-2 Поточного месторождения. Поскольку исследуемый объект является полностью разбуренным, то изменение пространственных расположений скважин, необходимое для эффективного функционирования системы относительно фациальной неоднородности, является невозможным. Поэтому в качестве оптимизации системы разработки рассмотрен принцип трансформирования схемы относительного расположения скважин, основанный на изменении их проектного назначения.
Для установления эффекта от трансформирования было сформировано два расчетных варианта дальнейшей разработки изучаемого объекта. Первый вариант предполагает дальнейшую разработку объекта системой скважин, сложившейся к текущему моменту времени. Во втором варианте проведено изменение назначений скважин в соответствии с новыми идеями оптимизации, а именно переведены под закачку скважины, расположенные в шельфовой зоне объекта и отключено нагнетание в высокопродуктивной баровой зоне объекта.
Результаты проведенных расчетов на созданной гидродинамической модели объекта показали, что с момента трансформирования системы расстановки скважин не только улучшились характеристики вытеснения, но и произошло увеличение КИН на 2 %.
Для определения условий необходимости и особенностей трансформирования системы размещения скважин при различных геолого-физических факторах, была проведена серия расчетов на трехмерном гидродинамическом симуляторе для элемента пластовой системы с упрощенной зональной неоднородностью.
Моделируемый элемент пласта прямоугольной формы с закрытыми границами содержал две зоны с различной проницаемостью: центральная зона имела проницаемость в 15 раз превышающую проницаемость периферийной зоны, что соответствует условиям пласта АВ1 Поточного месторождения (рисунок 2).
Расчеты проводились для трех случаев стандартной девятиточечной и одного варианта оптимизированной (трансформированной) системы размещения добывающих и нагнетательных скважин. На скважинах, расположенных в периферийной зоне, для сохранения фактического соотношения добывающих и нагнетательных скважин во всех вариантах задавался поправочный коэффициент, учитывающий ограниченность зоны дренирования и закачки. По результатам гидродинамических расчетов сопоставлялись величины КИН предложенных вариантов, полученных при обводненности продукции 98 %.
Результаты проведенных расчетов показали, что из вариантов со стандартным размещением скважин наилучшим оказался вариант III. Однако, трансформирование системы в варианте IV позволило увеличить КИН по сравнению с вариантом III более чем на 3 %, а по сравнению с вариантами I и II – на 4 %.
Для изучения влияния стадии разработки на эффективность оптимизации системы размещения скважин на тех же самых элементах были проведены гидродинамические расчеты с трансформированием системы при достижении обводненности 90 %. Результат сопоставления КИН оказался практически идентичным первой задаче – расхождение вновь составило от 3 до 4 %. Следовательно, можно сделать вывод о том, что количество дополнительно добытой нефти не зависит от средней обводненности продукции скважин. Это позволяет оптимизировать схему размещения скважин на любой стадии разработки участка.
| |
 |
I II
|
|
III IV
| |
 |
Рисунок 2 – Схема задачи
Также, были проведены гидродинамические расчеты, с целью изучения влияния различных соотношений вязкостей нефти (при k1/k2=15) и соотношений проницаемостей центральной и периферийной зон (при mн/mв=3,4) на величину конечного КИН рассматриваемых схем размещения скважин. Результаты расчетов показывают, что чем больше разница проницаемостей двух гидродинамически связанных зон тем больший достигается эффект от оптимизации системы. При этом установлено, что в случае однородного объекта (k1/k2=1) наилучший эффект показывает стандартная девятиточечная схема расстановки.
При увеличении вязкостного соотношения, также, увеличивается эффект от трансформирования системы расстановки скважин. При соотношении вязкостей нефти и воды равном 0,5 (вязкость нефти меньше в 2 раза) все системы имеют схожий результат, даже в случае неоднородного пласта.
Дальнейшие расчеты на элементе показали, что оптимизация систем размещения скважин может проводиться на любых стандартных схемах и обеспечивать примерно одинаковый объем извлекаемых запасов. Наибольший эффект от трансформирования системы получен на трехрядной схеме размещения, которая в условиях зонально-неоднородного пласта дает наихудшие результаты.
Применение методов, направленных на обеспечение интенсивности добычи и увеличение нефтеотдачи, позволяет существенно увеличить объем извлекаемых запасов нефти при использовании стандартных схем размещения скважин, но, по сравнению с обычным трансформированием системы разработки, предложенные варианты имеют худшую эффективность. Так, при применении циклического воздействия удалось увеличить КИН, в случае стандартного размещения скважин, максимум на 2,3 %, при использовании технологии ГРП – на 1 %, при комбинированном воздействии (ГРП+циклика) – на 3 %, бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием обеспечила максимальный прирост КИН на 1,6 %. Максимальный достигнутый коэффициент нефтеизвлечения, при использовании методов воздействия в условиях стандартного размещения скважин, составил 0,552 (ГРП+циклика). Однако, это значение все равно оказалось меньше величины КИН, полученной при трансформированной схеме размещения скважин (0,565), эксплуатируемой без применения выше упомянутых методов увеличения нефтеодачи пласта и интенсификации добычи.
Использование полномасштабного моделирования для выбора оптимального назначения скважин, как правило, является проблематичным, поскольку требует значительных временных и вычислительных ресурсов.
Заключение
Применяемый в работе набор методов моделирования и анализа, опирающийся на использование только стандартной геолого-промысловой информации, позволил создать детальную геолого-гидродинамическую модель объекта АВ1-2 Поточного месторождения, в рамках которой удалось реконструировать фациальную обстановку в формировании осадочных генетических комплексов горных пород и определить основные элементы макронеоднородности.
Изучение взаимовлияния выделенных смежных разнопродуктивных фациальных тел позволило установить факты эффективного дренирования высокопроницаемыми коллекторами фаций баров и речных русел запасов нефти смежных низкопродуктивных коллекторов шельфовых и пойменных отложений.
На основании проведенного геолого-промыслового анализа было установлено, что наибольшую полноту выработки запасов нефти из фациально-неоднородных пластов обеспечивают гидродинамические методы воздействия, которые предполагают полный перенос очагов нагнетания в область с пониженной проницаемостью коллекторов при одновременной концентрации зон отборов в высокопродуктивных частях залежи. Такой способ увеличивает конечный КИН на 2-5% по сравнению со стандартной (не изменяемой) схемой размещения скважин и имеет значительное технико-экономическое преимущество перед дорогостоящими методами увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи.
Предложенный упрощенный метод определения эффективности оптимизации систем разработки позволит оперативно определять наилучшие параметры трансформированной системы размещения скважин, а использование в совокупности с данным методом многомерных статистических моделей, учитывающих фациальное строение пласта, даст возможность быстрого и качественного прогноза показателей воздействия различными технологиями, направленных на увеличение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи.
Список использованной литературы
1. Никифоров оценка коэффициента извлечения нефти при проектировании и анализе разработки / /Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири: Сб. науч. тр. . - Тюмень, , 2001. - Ч. II. - С.17-18.
2. Никифоров фациального анализа к проектированию разработки нефтяных месторождений //Пути и реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. науч. тр. - Ханты-Мансийск, 2002. - С.45-49.
3. Пичугин подход к обоснованию бурения вторых стволов на Вать-Еганском месторождении // Там же, С.50-58
4. Пичугин анализ – необходимый элемент проектирования и анализа разработки нефтегазовых месторождений // Развитие нефтегазовой геологии – основа укрепления минерально-сырьевой базы: Сб. науч. тр. - М, 2002. - С.70-75.
5. Пичугин О. Н., Никифоров анализ – необходимый элемент проектирования и оптимизации разработки нефтегазовых месторождений //Интенсификация добычи нефти и газа: Тр. междунар. симпозиума. - М, 2003. -С.16-19.
6. Гузеев О. Н., , Никифоров бурения вторых стволов на Вать-Еганском месторождении //Там же, С.42-44
7. Мандрик В. В., , Мясникова системы расстановки скважин с учетом неоднородности объекта на поздней стадии его разработки // Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации: Тез. докл. российско-европейского семинара. - Тюмень, 2004. - С. 27-28.
8. Никифоров системы расстановки скважин с учетом неоднородности объекта на поздней стадии его разработки //Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. – Тюмень: Издательско-полиграф. центр «Экспресс», 2005. - С.67-77.
9. Никифоров фациального строения на эффективность применения потокоотклоняющих технологий воздействия на пласт // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. – Тюмень: Издательско-полиграф. центр «Экспресс», 2005. - С.77-82.
10. Медведев О. Н., Никифоров создания гидродинамической модели Средне-Чанчарской залежи Узбекского месторождения с целью определения конечной нефтеотдачи пласта // Там же, С.345-354.