ПЕРЕЛІК ДИСЦИПЛІН:
  • Адміністративне право
  • Арбітражний процес
  • Архітектура
  • Астрологія
  • Астрономія
  • Банківська справа
  • Безпека життєдіяльності
  • Біографії
  • Біологія
  • Біологія і хімія
  • Ботаніка та сільське гос-во
  • Бухгалтерський облік і аудит
  • Валютні відносини
  • Ветеринарія
  • Військова кафедра
  • Географія
  • Геодезія
  • Геологія
  • Етика
  • Держава і право
  • Цивільне право і процес
  • Діловодство
  • Гроші та кредит
  • Природничі науки
  • Журналістика
  • Екологія
  • Видавнича справа та поліграфія
  • Інвестиції
  • Іноземна мова
  • Інформатика
  • Інформатика, програмування
  • Історичні особистості
  • Історія
  • Історія техніки
  • Кибернетика
  • Комунікації і зв'язок
  • Комп'ютерні науки
  • Косметологія
  • Короткий зміст творів
  • Криміналістика
  • Кримінологія
  • Криптология
  • Кулінарія
  • Культура і мистецтво
  • Культурологія
  • Російська література
  • Література і російська мова
  • Логіка
  • Логістика
  • Маркетинг
  • Математика
  • Медицина, здоров'я
  • Медичні науки
  • Міжнародне публічне право
  • Міжнародне приватне право
  • Міжнародні відносини
  • Менеджмент
  • Металургія
  • Москвоведение
  • Мовознавство
  • Музика
  • Муніципальне право
  • Податки, оподаткування
  •  
    Бесплатные рефераты
     

     

     

     

     

     

         
     
    Оптимізація розміщення і порядку багатоствольних буріння свердловин в процесі моніторингу розробки Кравцовське родовища
         

     

    Географія

    Оптимізація розміщення і порядку буріння багатоствольних свердловин в процесі моніторингу розробки Кравцовське родовища

    В.Ф. Сомов, В.З. Мінлікаєв, В.М. Десятків, М.М. Пермінова, М.Ю. Низовцева, 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 з систем 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 із пріоритетних об'єктів ВАТ «ЛУКОЙЛ». Моніторингом його розробки займається комплексна група, до складу якої входять фахівця ТОВ «ВолгоградНІПІморнефть», ТОВ «Калінінградморнафта», Центру геолого-гідродинамічного моделювання (ЦГГМ) компанії «ЛУКОЙЛ». Моніторинг при цьому розуміється як безперервне проектування разработкі1. 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 Кравцовське родовища гріурочена до відкладів дейменаского надгорізонта середнього кембрію. Среднекембрійскій комплекс товщиною до 120 м представлений кварцовими разнозерністимі пісковиками і алевролітами з прошарками аргілітів і глинистих алевролітів. Поклади масивна, сводовая, тектонічно екранована на східному крилі структури, водоплавний. У сводовой частини вона ускладнена системою порушень, амплітуда яких досягає 15-25 м. Висота покладу складає 48 м, середня нефтенасищенная товщі-ну - 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 напрямі внаслідок тріщинуватості. Коефіцієнти піщанистого 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, стискальність нафти - 1,11 х10 3 МПа-1. Схема розміщення свердловин наведено на рис. 1.

    В 2005 р. на родовищі з морської платформи пробурені скв. 6, 1 - 4. У процесі буріння уточнювався структурний план родовища, для цього деякі свердловини (скв. 1, 2, 4, 5) проектувалися і бурилися з подвійним перетином горизонтальним стовбуром покрівлі покладу. У процесі буріння модель безперервно уточнювалася. Так, у св. 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 поінтервальная 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 прошарку, які за 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 із зсувом по подовжньому тектонічних порушень 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 заміряється 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. у деяких свердловинах з'явилася вода. Зміст її в продукції скв. 1 в даний час дорівнює 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 изобар, побудована за даними моделювання. В даний час розвивається пружно-водонапірні 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 витягу нафти (КІН). Реалізована система передбачає розробку поклади 1 вертикального та 16 горизонтальними свердловинами (ГС) як у одностовбурне, так і в багатостовбурні (розгалужені) виконанні (РГС), розташованими у 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

    -- супроводження у реальному масштабі часу буріння кожної свердловини з коригуванням траєкторії стовбурів;

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

    -- настроювання 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 гідродинамічного моделей наведено в табл. 1.        

    Модель         

    Розміри осередків, м         

    Число                

    X         

    У         

    z         

    стовпців         

    строк         

    шарів         

    осередків             

    Геологічна         

    50         

    50         

    0,2         

    156         

    206         

    391         

    12565176             

    Гідродинамічне         

    100         

    100         

    0,4-0,8 (НЗ)         

    78         

    103         

    78         

    626652                                  

    0,8-5,2 (ВЗ)                                         

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

    Гідродинамічне модель двофазна, тривимірна, ізотермічна. Рідини і порові Середа стискальність. Ремасштабірованіе геологічної моделі в гідродинамічну проведено таким чином, щоб зберегти алеврітістие прошаруй в незмінному вигляді, оскільки вони суттєво впливають на напрями потоків рідин в шарі. 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 у поклад (по нашарування); просування вод переважно знизу; змішане просування вод. Контроль проводився за фактичними пластовим тисків в свердловинах, причому розрахункові тиску порівнювалися з тиском, заміряних манометром з урахуванням часу простою свердловин на вимірі, тобто моделювалися криві відновлення тиску (КВД) в свердловинах.

    Виходячи з досвіду розробки подібних родовищ і фактичних даних вимірів, отримали прогнозну динаміку среднепластового тиску. Розрахунки показали, що динаміку фактичних пластових тисків можна задовільно повторити тільки під час просування в поклад води переважно-ного знизу. При значному зниження проникності глинистих прошарку (нижче 0,5 х103 мкм2) пластовий тиск у зоні відбору зменшується набагато швидше, ніж фактично, навіть після введення в верхню частину моделі поклади витриманих, що виходять далеко в законтурного 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) по даними дослідження свердловин в порівнянні з аналітичними методами має істотні переваги, які полягають у максимальному врахуванні реальних геометричних характеристик пласта, свердловин та стану розробки поклади. Чисельні методи особливо ефективні при обробці результатів гідродинамічних досліджень горизонтальних і багатоствольних свердловин. На рис. 5 показані розрахункові і фактичні КВД по горизонтальній скв. 8. Налаштування проводилася шляхом підбору проникності пластів по горизонталі і вертикалі, в тому числі вертикальних проникності глинистих прошарку. Для оцінки ступеня неоднозначності рішення зворотної задачі були зроблені спроби виконати настройку при різних значеннях горизонтальних і вертикальних проникності. 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.

    В 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             

    Розрахункове 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 то все більше, чим менше анізотропія по проникності і нефтенасищенная товщина шару. Освіта гребенів обводнення - небажаний, але неминучий процес при експлуатації свердловин в водонефтя-ній зоні (ВНЗ) з депресіями, що перевищують граничні у безводний період експлуатації. Для умов Кравцовське родовища граничні безводні депресії становлять 0,02-0,05 МПа, дебіти свердловин при цьому не вище 10-20 м3/сут. Видобуток нафти за таких дебіту в морських умовах економічно неефективна, тому проектом розробки передбачається експлуатація ГС з дебітом 300-500 м3/сут при депресії до 1 МПа.

    Таблиця 3        

    Рік         

    Накопичена видобуток, тис. м3         

    ВНФ,   

    м3/м3         

    КІН                

    нафти         

    РІДИНИ            

    із запасів         

    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 умов 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 свердловин цих пов'язане з підвищеним ризиком внаслідок меншої геологічної вивченості. Одне із завдань, що вирішуються в процесі моніторингу розробки крав-цовского родовища, - визначення черговості буріння Решта вісім проектних свердловин на основі оцінки техніко-економічної ефективності буріння кожної свердловини. Розробка родовища ведеться за принципом «нульового скидання» - вся видобувається 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. З застосуванням ПДГТМ був розрахований базовий варіант розробки, що передбачає продовження розробки поклади існуючим фондом свердловин. Далі розраховувалися варіанти, у 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), що отримується 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 тристовбурна свердловин в основному вигідніше, ніж одностовбурне, наприклад, буріння вкв. 12 з двома стовбурами збільшує ЧДДПМ на 7,5% в порівнянні з базовим вари?? нтом розробки, у той час як буріння її з одним стовбуром підвищує ЧДДПМ лише на 5,8% порівняно з базовим варіантом. Технологічний ефект від багатоствольних буріння свердловин складає від 40 до 90 тис. т.

    Ефективність буріння свердловин багатоствольних вивчалася на повнорозмірної моделі. Повнорозмірні детальні моделі реальних покладів нафти дозволяють одночасно врахувати геологічні і технологічні фактори, 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 та двоствольна виконанні. Розрахунки на ПДГТМ показали, що з двоствольного скв. 12 можна отримати додатково близько 95 тис. т нафти на відміну від одностовбурне. 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 перший стовбури 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 одностовбурне та двоствольна свердловин в розрахунках задавалися однаковими. На рис. 6 наведено поле нефтенасищенності для елементу на 2050 при одностовбурне та двоствольна виконання 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 двоствольний свердловині. Чим менше ставлення k/kr тим вище ефект від двоствольних буріння свердловин в порівнянні з одностовбурне Це пояснюється більш гострими гребенями обводнення cкважін, що прискорює обводнювання стволів. Так, при k Jkz = A K1 при 95%-ої обводнення і розробці одностовбурне свердловиною складе 33,2%, при двоствольний - 42,3%, при у Підтвердженням 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 у залежності від початкової нефтенасищенной товщини пласта КХУ/кz = 4.

    Приріст КІН може досягати 10,5 пунктів при рівності вертикальної і горизонтальної проникність і ще вище при «зворотного» анізотропії, коли вертикальна проникність кратно вище горизонтальної. Наприклад, при КІН при 95%-ий обводнення при розробці одностовбурне свердловиною складе 28,4%, двоствольний - 37,8%. Таке співвідношення проникності може бути при розвитку вертикальної тріщинуватості пластів. У табл. 4 показаний розрахунковий приріст КІН в залежно від ани-зотропіі пласта, числа стовбурів свердловини і початкової нефтенасищенной товщини шару. Важливий висновок також полягає в тому, що при менших нефтенасищенних товщинах відносний приріст КІН при розробці двоствольні 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 Кравцовське 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, недоразведанних зон.

    Список літератури

    Журнал «Нафтова господарство» № 5, 2006

         
     
         
    Реферат Банк
     
    Рефераты
     
    Бесплатные рефераты
     

     

     

     

     

     

     

     
     
     
      Все права защищены. Reff.net.ua - українські реферати !