Моделирование и обоснование эффективности разработки подгазовых залежей углеводородов малой толщины



Скачать 78,66 Kb.
Дата29.10.2016
Размер78,66 Kb.
Раздел: Инженерные науки

Моделирование и обоснование эффективности разработки подгазовых залежей углеводородов малой толщины

Колочкова А. Н., магистр, Ухта

Научный руководитель – Дуркин С. М., доцент кафедры РЭНГМиПГ, к.т.н., Ухта

Около 50 % вовлеченных в разработку запасов нефти выработаны, обводненность продуктивных пластов крупнейших месторождений достигает порядка 70 %, таким образом, актуальной и перспективной становится разработка трудноизвлекаемых запасов нефти, в которых сосредоточено 56 % всех извлекаемых запасов России, при этом около 5% содержится в подгазовых залежах нефти.

В чем же проблема извлечения нефти из подгазовой залежи?

Рисунок 1.1 -Нефтегазовая залежь

Нефть, в такой залежи представлена в виде оторочки малой толщины. В процессе разработки пластовое давление уменьшается, что приводит к прорыву газа в нефтяную зону, и как следствие газ попадает на прием насоса, что приводит к его поломке, так как практически все эксплуатируемые насосы не предусматривает работу с повышенным газовым фактором.

Еще одной немаловажной проблемой является прорыв воды в добывающие скважины, из-за чего продукция скважины быстро обводняется и срок эксплуатации залежи снижается до минимального, не успев достигнуть заявленного проектом коэффициента извлечения нефти (КИН).

Цель исследования – моделирование разработки подгазовых залежей в гидродинамическом симуляторе TEMPEST MORE и обоснование наиболее эффективной разработки, при которой достигается КИН.

Мировой опыт разработки нефтяных оторочек включает следующие технологии:

- внутриконтурное заводнение по всевозможным схемам в зависимости от размеров нефтяного поля, с использованием водо-газового воздействия для повышения эффективности вытеснения;

- барьерное заводнение с закачкой воды ближе к ГНК;

- добыча нефти в режиме истощения пластовой энергии, которая реализуется тремя способами:



  • с предотвращением прорывов газа и использованием давления газовой шапки для вытеснения нефти;

  • без предотвращения прорывов газа, с переводом скважин на фонтанирование и с частичным выносом нефти

  • без предотвращения прорывов газа, с переводом скважин на фонтанирование с обратной закачкой осушенного газа испарением нефти в газ (частичный или полный сайклинг) [2].

Для расчетов была создана тестовая модель с размерами 2000×1600×100 м, построенная при помощи программного комплекса TEMPEST MORE. Исследуемый пласт представляет собой параллелепипед, имеющий однородные коллекторские свойства пласта (проницаемость, пористость).

Описание тестовой модели:

- проницаемость: 250 мД;

- пористость: 0,306;

- начальное пластовое давление: 11,4 МПа;

- начальная температура пласта: 60 °С;

- толщина нефтяной оторочки- 8 м.

Перфорация вертикальных добывающих скважин в интервале от 1148,5 до 1155,5 м, интервал перфорации добывающих наклонно-направленных(н.–н.) скважин с горизонтальным окончанием ствола по всей длине горизонтального участка. Нагнетательные наклонно-направленные скважины с горизонтальным окончанием ствола пробурены до уровня ВНК, интервал перфорации также по всей длине горизонтального участка. Расчетный период моделирования 10 лет.

Для проведения исследования были созданы 24 варианта, отличающихся друг от друга вариантов разработки залежи, типом эксплуатационных скважин, плотностью сетки скважин (ПСС), ограничениями отборов по скважине и суточной закачкой воды для режима поддержания пластового давления (ППД). Расчетные варианты представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Расчетные варианты



Вариант разработки

Плотность сетки скважин

36 га/скв.

16 га/скв.

12 га/скв.

Параметр

Режим истощения пласта

верт. скв.

кол-во доб. скв.

9

20

25

н.-н. с гор. окончанием

Режим ППД

верт. скв

кол-во доб./нагн. скв.

9/4

20/12

25/16

н.-н. с гор. окончанием

Рассмотрим подробнее каждый режим разработки залежи:

- режим истощения пласта. В этом варианте рассмотрены 2 типа скважин: вертикальные скважины и наклонно-направленные скважины с горизонтальным окончанием ствола. Для каждого типа скважин рассчитаны 3 различных варианта ПСС: 36 га/скв., 16 га/скв., 12 га/скв.;

- режим ППД. Этот вариант также рассматривает 2 типа скважин, и различные ПСС.

Для 2-х вариантов разработки были выбраны ограничения:

- максимальный суточный отбор жидкости: 150, 100 и 80 т для 9, 20 и 25скважин соответственно, а также 30, 20 и 16 т для 9, 20 и 25 скважин;

- максимальная суточная закачка воды: 338, 167 и 125 т для 9, 20 и 25скважин соответственно, а также 68, 33 и 16 т для 9, 20 и 25 скважин;

- максимальный газовый фактор – 5 м3/т;

- максимальная обводненность продукции – 0,98 доли ед.

Для выбора наиболее эффективного варианта разработки было проведено сравнение некоторых технологический показателей разработки нескольких вариантов.

На режиме истощения пласта наклонно-направленными скважинами с горизонтальным окончанием ствола при максимальном суточном отборе 20 т (условно 1 вариант) динамика показателя текущей добычи жидкости начинает резко уменьшаться с 5 года разработки залежи, по сравнению с этими же показателями при режиме ППД вертикальными скважинами с максимальным суточным отбором 100 т и закачкой воды 167 т/сут. (условно 2 вариант). Но, в свою очередь, из-з роста обводненности во 2 варианте показатели текущей добычи нефти значительно меньше, чем в 1 варианте.

ПСС одинаковая и равна 16 га/скв. Результаты приведены на рисунках 2-4.

Рисунок 2 – Текущая добыча жидкости



Рисунок 4 – Газовый фактор



Рисунок 3 – Текущая добыча нефти

За 10 лет разработки показатели накопленной добычи жидкости равны: 1086 тыс. т в 1 варианте и 1407 тыс. т во 2 варианте. Суммарная добыча нефти в 1 варианте равна 430 тыс. т, а во 2 варианте – 292 тыс. т. Обводненность продукции скважин на последний год разработки на режиме истощения - 0, 55 доли ед., на режиме ППД – 0,88 доли ед., рост обводненности связан с нагнетанием воды в пласт.

Максимальное достигаемое значение коэффициента нефтеизвлечения в 1 варианте – 0,0833 доли ед., а во втором – 0,057 доли ед.



При разработке залежи на режиме истощения вертикальными скважинами при ПСС 16 га/скв. и максимальном суточном отборе 100 т (условно 1 вариант) технологические показатели текущей добычи жидкости значительно меньше, чем в варианте, где разработка залежи ведется на режиме ППД наклонно-направленными скважинами с горизонтальным окончанием ствола при ПСС 12 га/скв. с максимальным суточным отбором 80 т и закачкой воды 125 т/сут. (условно 2 вариант). Даже несмотря на то, что обводненность продукции во 2 варианте достигает значения 0,98 доли ед., показатели текущей добычи нефти все равно во 2 варианте больше. Это можно объяснить тем, что при разработке залежи на режиме ППД работа скважин продолжается все 10 лет, а на режиме истощения скважины перестают работать через 6 лет с начала разработки. Здесь срабатывает ограничение по газовому фактору (рис. 4). За 10 лет разработки показатели накопленной добычи жидкости равны: 599 тыс. т в 1 варианте и 6577 тыс. т во 2 варианте. Суммарная добыча нефти в 1 варианте равна 244 тыс. т, а во 2 варианте – 475 тыс. т. Обводненность продукции скважин на последний год разработки на режиме истощения - 0,57 доли ед., на режиме ППД – 0,98 доли ед., рост обводненности связан с нагнетанием воды в пласт.

Максимальное достигаемое значение коэффициента нефтеизвлечения в 1 варианте – 0,047 доли ед., а во втором – 0,092 доли ед. Результаты приведены на рисунках 5-7.



Рисунок 5 – Текущая добыча жидкости



Рисунок 6 – Текущая добыча нефти



Рисунок 7 – Газовый фактор

Далее было проведено сравнение технологических показателей разработки предыдущих вариантов, где был достигнут максимальный КИН, с целью выявления наиболее технологически эффективного варианта.

Сравнивая между собой вариант 1, где разработка залежи ведется на режиме истощения с максимальным суточным отбором 20 т с ПСС, равной 16 га/скв. и вариант 2, где залежь разрабатывается на режиме ППД с максимальным суточным отбором 80 т и закачкой воды 125 т/сут., ПСС - 12 га/скв. За 10 лет разработки показатели накопленной добычи жидкости равны: 1086 тыс. т в 1 варианте и 6577 тыс. т во 2 варианте. Суммарная добыча нефти в 1 варианте равна 430 тыс. т, а во 2 варианте – 475 тыс. т. Обводненность продукции скважин на последний год разработки на режиме истощения - 0, 55 доли ед., на режиме ППД – 0,98 доли ед., рост обводненности во 2 варианте связан с нагнетанием воды в пласт.

Максимальное достигаемое значение коэффициента нефтеизвлечения в 1 варианте – 0,083 доли ед., а во 2 – 0,092 доли ед. Результаты приведены на рисунках 8-10.


Таким образом, наиболее эффективным вариантом разработки по показателю КИН является вариант, где пласт дренируется наклонно-направленными скважинами с горизонтальным окончанием ствола с ПСС 16 га/скв. на режиме ППД с максимальным суточным отбором 80 т и суточной закачкой воды 125 т. Количество добывающих скважин – 25, нагнетательных – 16.

Далее этот вариант разработки был смоделирован на более долгий срок эксплуатации залежи – 50 лет. С целью выявления динамики КИН (рисунок 11). По результатам моделирования можно сделать вывод, что разработка залежи в течение 50 лет является нецелесообразной, так как за 40 лет добычи прирост КИН всего 0,03 доли ед.





Рисунок 8 – Текущая добыча жидкости



Рисунок 10 – Газовый фактор



Рисунок 9 – Текущая добыча нефти



Рисунок 11 – Динамика КИН




По результатам численного моделирования можно сделать вывод, что эксплуатация подгазовой залежи нефти малой толщины вертикальными скважинами является не целесообразной. Также необходимо заметить, что в ходе моделирования была установлена зависимость КИН от ПСС (рисунок 12,13).

Дальнейшее моделирование подгазовых залежей нефтяных оторочек малых толщин является актуальной задачей и требует продолжения проведения численных экспериментов, для этого необходимо провести детальный обзор и анализ месторождений с подгазовыми залежами углеводородов. Также необходимо произвести численные расчеты на реальной геологической модели, на основе качественной исходной информации с применением современных программных продуктов.




Рисунок 12 – Зависимость КИН от ПСС при режиме истощения пласта



Рисунок 13 – Зависимость КИН от ПСС при режиме ППД




Библиографический список:

  1. Дуркин, С. М. Моделирование процесса разработки нефтяных месторождений (теория и практика): учеб. пособие / С. М. Дуркин – Ухта : УГТУ, 2014. –104 с.

  2. Новые подходы к повышению экономической эффективности разработки газоконденсатных залежей с тонкими нефтяными оторочками / А. Ю. Юшков, А. С. Романов, И. Р. Мукминов, А. Э. Игнатьев, С. В. Ромашкин, С. В. Бучинский, Д. Н. Глумов, Л. К. Магдиева // Конференция SPE - 2011.-14 c.


Поделитесь с Вашими друзьями:


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2017
обратиться к администрации

    Главная страница