Анализ разработки и доразработка сложнопостроенных объектов месторождений на поздней стадии эксплуатации

В работе производится анализ разработки и доразработка сложнопостроенных объектов месторождений на поздней стадии разработки. Для этого строится карта выработки удельных запасов по объекту. В процессе анализа для поддержания уровня добычи нефти предлагается метод уплотняющего бурения и оптимизации плотности сетки скважины, прогнозируется добыча нефти с учетом бурения дополнительных скважин.

Ключевые слова: анализ разработки, карта выработки, удельные запасы, плотность сетки скважин, показатели разработки, уплотняющее бурение.

В настоящее время большинство нефтегазовых месторождений характеризуется ухудшением качества запасов. Возрастает доля запасов высоковязких нефтей, содержащихся в низкопроницаемых коллекторах, газонефтяных залежах, водонефтяных зонах, карбонатных породах, уменьшаются средние размеры и запасы нефти открываемых месторождений, ухудшаются основные геолого-физические параметры продуктивных пластов.

Выбор системы разработки и оптимальной плотности сетки скважин является одним из центральных вопросов теории и практики разработки нефтяных месторождений. Этот вопрос является актуальным на всех этапах развития отечественной нефтяной промышленности, и ему уделяется постоянное внимание. Кроме того, проблема оптимизации плотности сетки скважин имеет отношение к реализации МУН. Если на месторождении не была проведена оптимизация ПСС, то применение высокотехнологических МУН будет не эффективным.

1. Карта выработки удельных запасов

При разработке нефтяных месторождений все показатели рассчитывают исходя из количества и концентрации запасов нефти по эксплуатационному объекту. Однако при анализе разработки и изучении влияния геолого-технологических факторов на показатели обычно рассматривают плотность сетки скважин, выражая ее через площадь. Поскольку даже две близкие по геологическому строению залежи имеют различные параметры, то при одной и той же расчетной плотности сетки скважин геологические запасы, приходящиеся на скважину, и условия извлечения нефти будут разные. Для более реального отражения влияния плотности сетки скважин на показатели разработки Токаревым М. А. была предложена методика расчета влияния объемных запасов, приходящихся на скважину, на текущую нефтеотдачу [1].

Для определения среднего объемного запаса по каждой скважине разрабатываемая площадь была разделена на участки, исходя из взаимной геометрии расположения скважин. Для подсчета удельных геологических запасов на скважину использовали средневзвешенные по площади подсчетные параметры (пористость m=0,019; нефтенасыщенность β=0,82; плотность нефти ρ=0,877т/м³; пересчетный коэффициент θ=0,895), а также для каждого участка среднюю нефтенасыщенную толщину. Отношение фактически добытой нефти (накопленная добыча Σq) по скважине к ее удельному геологическому запасу (q_зап) даст нам текущую нефтеотдачу (доля отобранных удельных запасов) по каждой отдельной скважине.

Таблица 1

Удельные запасы, приходящиеся на одну скважину

Рис. 1. Карта выработки удельных запасов

Далее с помощью таблицы 1 была построена карта выработки удельных запасов. Удельные геологические запасы изменяются от 43 до 430 тыс.т. В водо-нефтяной зоне запасы нефти, приходящиеся на одну скважину, больше, чем в нефтяной зоне из-за редкой сетки. Многие скважины, находящиеся в водо-нефтяной зоне, имеют обводненность свыше 95 % и отбор нефти по ним не превышает 15 %.

2. Оптимизация плотности сетки скважин

При реализации практически всех МУН на первом этапе, так или иначе, оптимизируются гидродинамические условия разработки, основными их которых являются плотность сетки скважин и система заводнения. Важнейшим элементом системы разработки является плотность сетки скважин и ее оптимизация.

Применение высокотехнологичных МУН, таких как тепловые, физико-химические, не будет эффективным, если не была проведена оптимизация плотности сетки скважин.

Рассматривая методические подходы к плотности сетки скважин, не совсем корректно классифицировать сетки как редкие, плотные. К этому вопросу лучше подходить с точки зрения оптимальности сетки скважин. Оптимальная плотность сетки — это такая плотность, при которой наблюдается максимальная гидродинамическая связь по объекту разработки [6].

Решение проблемы влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу в значительной степени связано с охватом пластов воздействием, т. е. с оценкой доли дренируемых запасов, а также с обеспечением необходимых темпов добычи нефти. Обе эти задачи решаются на основании технико-экономических расчетов различных вариантов по плотности сетки для одной какой-то системы размещения скважин, исходя из применяемых в настоящее время критериев оптимальности (рациональности). Важную роль плотность сетки скважин играет при разработке месторождений новыми методами.

Для оптимизации плотности сетки скважин в целях увеличения нефтеотдачи перспективным является создание детерминированных постоянно действующих математических моделей нефтяных месторождений, с помощью которых можно выявить слабодренируемые и застойные зоны пласта, установить их размеры и пути вовлечения в активную разработку.

Постоянно действующие модели включают:

1)        создание баз геолого-геофизических, гидродинамических и промысловых данных и постоянное их пополнение в процессе разработки;

2)        построение и постоянное уточнение геолого-математических моделей различной сложности;

3)        создание гидродинамических моделей объекта разработки;

4)        идентификацию параметров моделей по данным гидродинамических исследований и истории разработки.

По выбранным пластам на основе постоянно действующих моделей определяется зависимость технологических показателей от плотности сетки скважин, выявляются недренируемые части пласта для бурения новых скважин, не предусмотренных в проектных документах.

Постоянно действующие модели создаются на базе программно- аппаратного комплекса для управления процессом разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

Установлена тенденция относительного увеличения влияния ПСС на нефтеотдачу по мере вступления месторождения в поздний период разработки. Это связано с тем, что сначала, как правило, включаются в разработку и вырабатываются наиболее продуктивные пласты с высокими коллекторскими свойствами. Позднее в процессе разработки все более вовлекаются низкопродуктивные прослои и участки пластов, тяготеющих к границам и зонам выклинивания коллекторов, ранее не охваченные или слабо охваченные процессом вытеснения. По существующей технологии разработки нефтяных месторождений с заводнением для извлечения нефти из этих участков требуется бурение дополнительных скважин.

3. Проектирование дополнительных скважин

Дополнительное (уплотняющее) бурение на поздних стадиях разработки во многих случаях оказывается единственно реальной возможностью замедлить темпы снижения добычи нефти и повысить нефтеотдачу пластов.

При оптимизации плотности сетки скважин решаются две задачи: обеспечение текущей добычи и обеспечение конечного коэффициента нефтеизвлечения. Следует четко разграничивать скважины, которые преимущественно обеспечивают текущий уровень добычи, но мало влияют на конечное нефтеизвлечение, так как эти запасы могут быть отобраны другими скважинами, и скважины, которые «работают» преимущественно на конечное нефтеизвлечение, так как эти запасы другими скважинами отобраны быть не могут, но их вклад в текущую добычу невелик, и, наконец, скважины, за счет которых решаются обе эти задачи — и поддержание текущей добычи, и повышение конечного нефтеизвлечения.

Как видно из карты выработки удельных запасов (рисунок 1), геологические запасы, приходящиеся на одну скважину очень велики — 130–160 тыс.т. В сложившихся условиях имеется очень серьезная опасность оставить значительную часть запасов в непромытых, не охваченных процессом вытеснения зона пласта. Чтобы извлечь эту нефть, потребуется бурение дополнительных скважин наряду с другими мероприятиями.

Бурение дополнительных скважин, осуществляемое на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, является технологически оправданным. Его эффективность предопределяется тем, что оно реализуется после детального изучения неоднородности пластов, после разбуривания месторождений основной сеткой скважин.

На основе геолого-промысловой характеристики, карт выработки удельных запасов, текущих отборов, нефтенасыщенных толщин были спроектированы и введены в эксплуатацию со средними параметрами скважины № 1проект, № 2проект, № 3проект, № 4проект (таблица 2). Расположение скважин определялось с учетом застойных зон, участков с плохой гидродинамической связью и значительной геологической неоднородностью, положения водо-нефтяной зоны, геологических запасов, приходящихся на каждую скважину.

Таблица 2

Основные параметры проектных скважин

При проектировании дополнительных скважин принимались следующие допущения:

1)                             показатели скважин рассчитывались как среднее арифметическое соседних скважин на 2008 год;

2)                             коэффициент ввода скважин в эксплуатацию принимался равным 0,7;

3)                             диаметры э. к. и НКТ принимались как у большинства скважин;

Пример. Скважина № 1 проект была пробурена между скважинами № 149 и № 173. Основные показатели скважины рассчитываются следующим образом:

 тыс.т

 тыс.т

 тыс.т

4. Прогноз добычи нефти

С помощью коэффициента падения добычи нефти оценим эффективность бурения дополнительных скважин:

Т. е. получается, что каждый последующий год добыча нефти будет снижаться на 6,06 % от предыдущего.

 тыс. т

 тыс. т

тыс. т

 тыс. т

Прогноз добычи нефти до 2015 года без дополнительных скважин (Q_{н.прогноз}) и с их учетом (Q_{н.прогноз1}) приведен в таблице 3 и на рисунке 2. Как видно из таблицы 3 и рисунка 2, добыча нефти увеличилась засчет бурения дополнительных скважин. Так, к 2015 году прирост добычи нефти составит 2,141 тыс.т. Уменьшится коэффициент падения добычи. Он составит:

Таблица 3

Прогноз добычи нефти до 2015 года

Рис. 2. График прогноза добычи нефти до 2015 года

Таким образом, бурение дополнительно 4 скважин позволило дополнительно добыть 3,114 тыс.т нефти и поддержать текущую добычу нефти. Так коэффициент падения добычи нефти уменьшился с 0,0606 до 0,0521. В 2009 году КИН увеличился с 0,1937 до 0,1939. Плотность сетки стала 25,35 га/скв вместо 27,76 га/скв.

5. Общие выводы и рекомендации

В настоящее время большинство нефтегазовых месторождений нашей страны находятся на поздней стадии разработки. Для этих месторождений характерны следующие признаки: снижение добычи нефти, увеличение отборов жидкости, высокая обводненность, значительные остаточные запасы. Оптимизация плотности сетки скважин в данных условиях является наиболее предпочтительной, т. к. во-первых, при правильном размещении скважин обеспечивается более полный охват пласта заводнением, во-вторых, увеличивается коэффициент сетки, в-третьих, бурение дополнительных скважин позволяет вовлечь низкопродуктивные участки пластов, ранее не охваченные или слабо охваченные процессом вытеснения.

Выбор системы разработки и оптимальной плотности сетки скважин является одним из центральных вопросов теории и практики разработки нефтяных месторождений. Этот вопрос является актуальным на всех этапах развития российской нефтяной промышленности, и ему уделяется постоянное внимание.

Стоит подчеркнуть необходимость дифференцированного подхода к выбору плотности сетки скважин в зависимости от конкретных геолого-физических особенностей эксплуатационных объектов и физико-химических свойств насыщающих пласты флюидов, необходимость максимально учитывать накопленный опыт разработки нефтяных месторождений.

Современная концепция выбора начальной сетки скважин и оптимизации ее в процессе разработки заключается в том, что применяемые системы разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (включая число скважин и их размещение) должны наилучшим образом соответствовать геолого-физическим условиям эксплуатационных объектов, обеспечивать высокие коэффициенты извлечения нефти при приемлемых экономических показателях.

Данный анализ разработки был проведен на примере Ново-Узыбашевского месторождения. Ново-Узыбашевское месторождение входит в заключительную стадию разработки. Для данной стадии характерно снижение добычи нефти, увеличение отборов жидкости, высокая обводненность.

Бурение дополнительно 4 скважин позволило дополнительно добыть 3,114 тыс.т нефти за 2010 год и поддержать текущую добычу нефти, коэффициент падения добычи нефти уменьшился с 0,0606 до 0,0521, КИН увеличился с 0,1937 до 0,1939.

Литература:

1.         Токарев М. А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. — М.: Недра, 1990.

2.         Токарев М. А., Ахмерова Э. Р., Файзуллин М. Х. Контроль и регулирование разработки нефтегазовых месторождений. — Уфа: Издательство УГНТУ, 2001.

3.         Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. Петерсилье В. И., Пороскуна В. И., Яценко Г. Г. — Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003 г.

4.         Технология и техника добычи нефти В. И. Щуров — М.: Недра, 1983.

5.         Гавура В. Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. — М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

6.         Токарев М. А., Ахмерова Э. Р., Газизов А. А., Денисламов И. З. Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки. Учебное пособие. — Уфа: УГНТУ, 2001.

7.         Алексеев П. Д., Гавура В. Е., Лапидус В. З., Лещенко В. Е., Семин Е. И. Оптимизация плотности сетки скважин.— М.: Светочъ, 1993.

8.         Лисовский Н. Н., Гавура В. Е., Лещенко В. Е., Лапидус В. З. и др. Оптимизация плотности сетки скважин в целях увеличения нефтеотдачи // В сб. Фундаментальные и поисковые исследования механизма вытеснения нефтей различными агентами и создание технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти.— М.: ВНИИОЭНГ, 1992.