УДК 622 - Диссертационный совет
реклама
УДК 622.276.76 На правах рукописи ЩЕКАТУРОВА ИННА ШАМИЛЕВНА ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ КИН В ТЕХНОЛОГИЯХ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТОВ Специальность 25.00.17 − Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа – 2014 2 Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР). Научный руководитель − Хамитов Илюс Галинурович, кандидат технических наук, ООО «РН-СамараНИПИнефть», заместитель генерального директора по геологии и разработке Официальные оппоненты: − Султанов Шамиль Ханифович, доктор технических наук, Уфимский государственный нефтяной технический университет, профессор кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» – Хакимзянов Ильгизар Нургизарович, доктор технических наук, ООО «Наука», заместитель директора по науке Ведущее предприятие − Общество с ограниченной ответственностью «РН-УфаНИПИнефть» Защита диссертации состоится 25 сентября 2014 г. в 1600 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов» www.ipter.ru. Автореферат разослан 25 августа 2014 г. Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор Худякова Лариса Петровна 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы. Выработка запасов нефти находится под влиянием множества естественных и искусственных факторов, которые в большей или меньшей степени влияют на величину коэффициента извлечения нефти (КИН). При этом регулирование отдельных его составляющих с целью повышения нефтеотдачи пластов должно рассматриваться в комплексе с геологическими характеристиками пласта и системой разработки на разных стадиях эксплуатации объекта. Кроме того, вовлечение в разработку слабодренируемых участков пласта должно быть проведено на основе выявления причин пониженных значений коэффициентов вытеснения, заводнения и сетки, с последующей разработкой рекомендаций, направленных на регулирование КИН. Одним из методов регулирования КИН является проводка многоствольных горизонтальных скважин (МГС), которые в последнее время приобретают все большую популярность у многих недропользователей России и стран зарубежья. Технология бурения многоствольных горизонтальных скважин обладает высокими перспективами, связанными с возможностью увеличения темпов отбора природных углеводородов и повышения коэффициента извлечения нефти. Однако оценка теоретических исследований отдельных параметров многоствольных горизонтальных скважин, в частности углов между стволами, влияния характера вытеснения на величину коэффициента извлечения нефти, остается малоизученной. Поэтому необходимость разработки новых методов регулирования КИН с приобщением характера режимов отбора многоствольными горизонтальными скважинами является весьма востребованной и актуальной проблемой. Цель работы – изучение основных методов регулирования КИН при отборе нефти проводкой многоствольных скважин с расположением стволов под разными углами в разных плоскостях в режиме активного заводнения. Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи: 1. Оценка влияния естественных и технологических факторов на величину КИН; 2. Исследование изменения составных частей текущего КИН от изменения технологических показателей разработки; 3. Анализ и численное исследование величины плотности сетки скважин с учетом горизонтальных стволов на примере месторождений Западной Сибири; 4. Теоретические исследования процессов выработки запасов нефти при применении многоствольных горизонтальных скважин в многослойных пластах с разными углами между стволами; 5. Разработка оптимизационных методов регулирования КИН в технологиях выработки запасов нефти путем воздействия на коэффициенты-сомножители. 4 Методы решения поставленных задач Для поиска аналитических решений поставленных задач в представленной работе использовались численные методы решения отдельных промысловых задач. Моделирование разработки многоствольными горизонтальными скважинами реального месторождения проведено при помощи трехфазного симулятора «Tempest-More» с сопоставлением фактических показателей работы скважины рассматриваемого типа. Расчеты отдельных технологических показателей выработки запасов нефти залежи выполнены с привлечением современной вычислительной техники. Обобщение результатов использования технологий многоствольного бурения проведено по промысловым данным. Научная новизна результатов работы: 1. Исследовано численно и подтверждено фактическими данными состояние выработки запасов нефти заводнением с разделением значений КИН на отдельные составляющие с целью повышения пониженных значений коэффициентов заводнения, вытеснения и сетки путем модельных расчетов изменения технологических показателей разработки залежи и оптимизирована величина КИН, последовательно меняя технологии заводнения (стационарное, нестационарное, физикохимическое воздействие на пласт), расположение и регулирование числа вертикальных, горизонтальных и многоствольных скважин; 2. Теоретически исследовано изменение технологических показателей многоствольных скважин, стволы которых расположены в одной и разных плоскостях, получено, что наибольший КИН водонефтяных зон (ВНЗ) обеспечивается в случае расположения стволов с разными углами одноплоскостной конфигурации и установлено, что в сравнении с разноплоскостным вариантом КИН выше на 17,6 %/град; 3. Численными исследованиями установлено, что наибольший КИН отмечается по многоствольным скважинам с углами между горизонтальными стволами в пределах 105о … 120о, дальнейшее увеличение не приводит к росту КИН; 4. Исследовано влияние расстояния от очага заводнения до многоствольных скважин с разными углами (от 5о до 65о), при удалении источника заводнения с 600 до 1200 м от многоствольной скважины с углом между стволами менее 65о для вязких нефтей рост КИН составляет 35 %, средних – 21 %, маловязких – 9,7 %. На защиту выносятся: 1. Методика исследования изменения КИН на залежи путем повышения отдельных его сомножителей изменением технологий извлечения нефти; 2. Методика теоретических исследований изменения технологических показателей разработки объекта от расположения стволов в разных плоскостях и углов между стволами; 5 3. Результаты численных исследований определения предельных значений углов между стволами; 4. Результаты исследования влияния физико-химических свойств пластовых флюидов (вязкости) на показатели выработки запасов нефти многоствольными скважинами. Практическая ценность и реализация результатов работы 1. Результаты диссертационной работы используются при разработке геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на повышение КИН локальных участков залежи путем использования методики регулирования КИН, основанной на выявлении пониженных значений отдельных его сомножителей; 2. Внедрение методики изменения КИН с последующим формированием комплекса ГТМ на слабодренируемых участках пласта в ООО НПО «Нефтегазтехнология» за 2013 год способствовало сокращению трудозатрат и сроков выполнения этапов по формированию рекомендаций с целью повышения КИН, что позволило получить экономический эффект 203 тыс. руб. Апробация результатов работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-технических советах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2012-2013 гг.), на XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Российского энергетического форума (г. Уфа, 2013 г.), на Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть, Технология – 2014» (г. Уфа, 2014 г.) Публикации и личный вклад автора Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе 8 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов, анализ результатов опытно-промышленных испытаний технологий отбора нефти. Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 103 наименования. Работа изложена на 121 странице, содержит 16 таблиц, 95 рисунков. Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. Хамитову И.Г. и сотрудникам ООО НПО «Нефтегазтехнология» за внимание и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией. 6 КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, приведены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы. В первой главе проведен анализ и обобщен опыт использования методов регулирования КИН в технологиях выработки запасов нефти. Описаны ключевые представления о коэффициенте извлечения нефти и коэффициентах-сомножителяхй, образующих его величину. Отмечено, что в течение разработки залежей природных углеводородов на величину КИН оказывает влияние множество факторов, обусловленных естественными и искусственными условиями. К естественным факторам отнесены геологические характеристики залежи и физико-химические свойства пластовых флюидов, то есть те критерии, которые определяют природу приращения (дельту) КИН, к искусственным – способы вскрытия, размещение добывающих и нагнетательных скважин, методы воздействия и систематизированный отбор продукции, то есть такие критерии, которые задают и регулируют механизм приращения величины КИН. Схематично дельта КИН приведена в виде схемы, представленной на рисунке 1. Дельта КИН Природа Механизм естественные факторы искусственные факторы геологическое строение залежи физикохимические свойства флюидов способ вскрытия метод воздействия сетка добывающих и нагнетательных скважин отбор продукции Рисунок 1 – Факторы, слагающие дельту (приращение) КИН Показано, что природа и механизм приращения КИН зависят от постоянных и переменных параметров геологии и системы разработки, при этом естественные факторы могут быть как постоянными, так и переменными, искусственные факторы дельты КИН являются всегда переменными величинами. Разложение параметров приращения КИН на примере пласта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения показало, что мощным рычагом увеличения нефтеотдачи является бурение многоствольных горизонтальных скважин. Рассмотрены опыт практического внедрения многоствольных скважин в ряде нефтяных компаний России, а также научные достижения в изучении различных факторов, влияющих на продуктивность 7 многоствольных скважин. Многоствольные горизонтальные скважины изучены в меньшей степени, чем одноствольные. Определенный вклад в изучение теории и практики МГС внесли Алиев З.С., Басниев К.С., Борисов Ю.П., Григулецкий В.Г., Меркулов В.П., Никитин Б.А., Пилатовский В.П., Сомов Б.Е., Сургучев М.Л., Табаков В.П., Чекушин В.Ф., Черных В.В. и другие. Большое внимание в научных трудах, посвященных МГС, уделено изучению длин стволов, их оптимальному количеству, профилю горизонтальных участков, однако при размещении МГС важное влияние оказывают углы между горизонтальными стволами, которые в настоящее время теоретически не обоснованы. Кроме того, единичные публикации посвящены взаимодействию МГС и системы заводнения. Другими словами, к настоящему времени разработанные методы оценки продуктивности многоствольных горизонтальных скважин требуют дополнения в целях расширения их практического применения. Решению вышеприведенных проблем посвящена данная диссертационная работа. Во второй главе приводится исследование составных частей текущего КИН от изменения технологических показателей разработки. Предложено, что выявление участков пласта, где достижение проектного КИН затруднительно при существующей системе разработки, сводится к построению карты потенциального КИН по площади залежи и карт параметров-сомножителей с их последующим анализом в сравнении с текущими параметрами работы скважин. На примере Ново-Покурского месторождения показано построение комплексной карты потенциального и текущего КИН с выделением участков обводненности более 90 % (рисунок 2). В результате сопоставления представленных параметров по каждой скважине пласта ЮВ12 выделено четыре группы достижения утвержденного КИН: 1 – потенциальный и текущий КИН ниже проектного уровня. Достижение утвержденного КИН невозможно без проведения мероприятий, нацеленных на повышение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата пласта воздействием (на карте светлая зона, без штриховки); 2 – текущий КИН ниже утвержденного, однако при сложившейся системе разработки КИН будет достигнут без проведения дополнительных мероприятий (темная зона, без штриховки); 3 – потенциальный и текущий КИН выше проектного уровня. Запасы зоны отбираются за счет дренирования запасов соседних скважин (темная заштрихованная зона); 4 – утвержденный КИН достигнут за счет дренирования запасов соседних скважин, а также по совместному фонду за счет миграции запасов из совместно работающего пласта или некорректного деления добычи между пластами (светлая заштрихованная зона). 8 Рисунок 2 – Карта потенциального КИН пласта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения (утвержденный КИН 0,391 д.ед.) Распределение скважин пласта ЮВ12 разработки по вышевыделенным группам приведено на рисунке 3, который демонстрирует поскважинную степень достижимости КИН, при этом выделенные участки с обводненностью более 90 % свидетельствуют о возможном преждевременном выбытии скважин. На этих скважинах требуется проведение исследований на выявление источника обводнения с последующим планированием геолого-технических мероприятий. 9 Рисунок 3 – Распределение скважин пласта ЮВ12 по группам достижения проектной величины Целью дальнейших мероприятий явилось выявление коэффициента-сомножителя КИН, за счет увеличения которого возможно повышение КИН по участкам, что позволит перевести скважины из 1-ой группы во 2-ую, а в последующем и в 3-ью группу. Минимальные значения третьего коэффициента были получены расчетным путем по максимальным значениям двух сомножителей и утвержденной величине КИН: КИНутв = Квmin·Кзавmax Кcmax; 0,391 = Квmin·0,968·1; Квmin = 0,404; КИНутв = Квmax·Кзавmin·Кcmax; 0,391 = 0,579·Кзавmin·1; Кзавmin = 0,675; КИНутв = Квmax·Кзавmax·Кcmin; 0,391 = 0,579·0,968·Кcmin; Кcmin = 0,698. Значения ниже минимальных были выделены на картах соответствующих коэффициентов (рисунок 4). На картах рисунка 4 при данном сопоставлении в областях недостижения утвержденного КИН выделяются участки с низкими коэффициентами вытеснения, заводнения и сетки (выделены прямоугольником), где требуется применение основных методов повышения КИН, приведенных на рисунке 5. Согласно рисунку 5, одним из решений проблемы достижения КИН является уплотнение существующей сетки скважин. Перспективное направление горизонтального и многоствольного бурения вносит существенные изменения в величину плотности сетки скважин, то есть плотность сетки скважин следует уточнять в зависимости от появления в системе вертикальной, горизонтальной или многоствольной скважины. С этой целью в работе проведено численное исследование величины плотности сетки скважин с учетом горизонтальных стволов на примере месторождений Западной Сибири. Рисунок 4 – Карты коэффициентов, определяющих величину КИН а) коэффициент вытеснения; б) коэффициент заводнения; в) коэффициент сетки (заштрихованная область на картах – зона достижения КИН при существующей системе разработки, прямоугольниками выделены участки для воздействия) 10 11 Методы повышения КИН Методы повышения коэффициента охвата пласта заводнением Методы повышения коэффициента вытеснения • повышающие вязкость вытесняющего агента (полимеры, мицеллярные растворы); • понижающие вязкость и увеличивающие объем нефти (углекислый газ, пар, горячая вода, внутрипластовое горение); • потокоотклоняющие технологии и выравнивание профиля приемистости • применение водорастворимых ПАВ; • применение малорастворимых ПАВ; • применение мицеллярных растворов; • применение полимерного заводнения; • применение водогазового воздействия; • применение геолеобразующих систем; • тепловые методы Методы повышения коэффициента сетки • бурение вертикальных скважин; • бурение горизонтальных скважин; • бурение многоствольных скважин ПАВ – поверхностно-активные вещества Рисунок 5 – Методы повышения КИН Выявлено, что с увеличением количества горизонтальных стволов часть добычи, эквивалентная добыче вертикальной скважины, снижается по нелинейному закону. Расчеты на гидродинамической модели на примере пласта БС10 Западно-Усть-Балыкского месторождения подтвердили, что каждая горизонтальная скважина с одним стволом вносит вклад в процесс отбора запасов нефти и достижения проектного КИН, эквивалентный вкладу 1,33 вертикальных добывающих скважин, МГС с двумя стволами – 1,9 вертикальных добывающих скважин, МГС с тремя стволами – 2,18 вертикальных добывающих скважин. В третьей главе приведены результаты теоретических исследований процессов выработки запасов нефти при применении многоствольных горизонтальных скважин. Решение поставленных задач осуществлено с помощью простой гидродинамической модели пласта. С целью изучения влияния угла между горизонтальными стволами многоствольной скважины на ее продуктивность выполнено моделирование задачи выработки запасов нефти многоствольными горизонтальными скважинами при различных значениях угла расхождения горизонтальных стволов в одной и разных плоскостях для водонефтяной и чистонефтяной зон (ЧНЗ). Полученные результаты показали, что для области ВНЗ при расположении стволов в одной плоскости прирост в добыче нефти составляет в среднем 3,4 тыс. м3/град, для ЧНЗ – в среднем 6,5 тыс. м3/град (рисунок 6, а); при расположении стволов в разных плоскостях для области ВНЗ прирост в добыче нефти составляет в среднем 2,8 тыс. м3/град, для ЧНЗ – в среднем 5,8 тыс. м3/град (рисунок 6, б). 8 7 y = 22.29x-0.4993 R2 = 0.9691 6 5 4 3 y = 9.3263x-0.4125 R2 = 0.9831 2 1 0 5 10 15 20 25 Разница Разницамежду междууглами углами расчетных расчетных вариантов, вариантов, град град. б) 3 9 0 а) скважина ВНЗ 3/град расчетным вариантам, тыс.м тыс. м/град скважина ЧНЗ 10 Отношение разницы накопленной добычи к приращению угла по Отношение разницы накопленной добычи к приращению угла по расчетным вариантам, 3 тыс. м3/град тыс.м /град 12 скважина ЧНЗ 7 6 скважина ВНЗ -0.1692 y = 8.9006x 5 2 R = 0.9996 4 3 y = 4.2636x-0.167 2 2 R = 0.7702 1 0 0 5 10 15 20 Разница между углами угламирасчетных расчетных Разница между вариантов, град вариантов, град. Рисунок 6 – Приращение накопленной добычи в зависимости от изменения градуса между стволами МГС, расположенными в одной плоскости (а) и разных плоскостях (б) В работе затронут вопрос расположения очага заводнения относительно многоствольной горизонтальной добывающей скважины. Количественная оценка двух вариантов заводнения (перпендикулярного и с окончания горизонтальных стволов (рисунок 7)) показала, что организация закачки у окончания дает на 5 % больше добытой нефти и на 12 % меньше объема добычи воды, что позволило сделать заключение о целесообразности расположения очага заводнения у окончания горизонтальных столов, расположенных в одной или в разных плоскостях, с целью достижения наилучшего результата. Результаты численных исследований продемонстрированы на рисунке 8. а) б) а) нагнетательная скважина сбоку МГС; б) нагнетательная скважина с «хвоста» МГС Рисунок 7 – Кубы текущей нефтенасыщенности для двух вариантов расположения нагнетательной скважины (конец расчетного периода) 25 Обводненность на конец расчетного периода, % Накопленная добыча нефти, тыс. м3 13 а) б) Рисунок 8 – Накопленная добыча нефти (а) и обводненность на конец расчетного периода (б) по расчетным вариантам На основании проведенных исследований установлена зависимость КИН от угла между горизонтальными стволами и системой заводнения и на естественном режиме разработки. На гидродинамической модели рассчитаны варианты разработки многоствольной скважины с системой заводнения. Нагнетательная скважина расположена на расстоянии 1200 м. Углы между стволами по вариантам расчета принимались равными 50, 250, 450, 650, 900, 1050, 1200, 1350, 1500 и 1800. Более полно раскрыть сущность процессов, происходящих при изменении угла, позволяют линии тока от нагнетательной скважины до стволов добывающей многоствольной скважины. Для углов 50, 650, 1200 и 1800 линии тока на начало обводнения и конец прогноза продемонстрированы на рисунке 9. Видно, что при углах между стволами МГС менее 650 происходит обводнение с окончаний горизонтальных стволов. Начальный участок МГС с углом между стволами 50, как показывают линии тока, на конец прогноза остается без воздействия системы заводнения (рисунок 9, б). При угле между горизонтальными стволами, равном 1200, наблюдается достижение линий тока добывающей скважины на середине длины каждого горизонтального ствола (рисунок 9, д), а на конец расчетного периода вся их протяженность равномерно охвачена линиями тока (рисунок 9, е), что позволяет максимально вовлечь участок прохождения каждого горизонтального ствола в процесс дренирования (рисунок 10, а). Для угла 1800 линии тока воды, достигая добывающую скважину, активизируют дренирование начальных участков горизонтальных стволов (рисунок 9, ж), а на конец прогноза отмечается, что окончания горизонтальных стволов остаются незатронутыми процессом дренирования (рисунки 9, з, и 10, б), что приводит к снижению конечного КИН по данному варианту. 14 Угол между горизонтальными стволами 50 а) б) Угол между горизонтальными стволами 650 в) г) Угол между горизонтальными стволами 1200 д) е) Угол между горизонтальными стволами 1800 ж) з) Рисунок 9 – Линии тока на начало обводнения (а, в, д, ж) и конец прогноза (б, г, е, з) по вариантам расчета для углов 50, 650, 1200 и 1800 15 Пласт, охваченный дренированием по всей длине ствола Участок, незатронутый дренированием а) б) Рисунок 10 – Кубы нефтенасыщенности на конец прогноза для вариантов с углами между стволами МГС 1200 (а) и 1800 (б) д.ед. Оценка итоговых значений КИН по всем расчетным вариантам показала, что увеличение угла до 1200 способствует росту конечного КИН с достижением максимального значения (0,227 д.ед.), соответствующего варианту с углом между горизонтальными стволами 1200 (рисунок 11). Дальнейшее увеличение угла приводит к снижению КИН, что связано с уменьшением воздействия системы заводнения по всей длине каждого из стволов. Следовательно, теоретически установлено, что диапазон оптимальных углов между стволами МГС при наличии системы заводнения находится в пределах 1050…1200. Аналогичные варианты были рассмотрены на естественном режиме разработки. В данном случае главную роль играет степень интерференции стволов. Рисунок 12 показывает, как интерференция влияет при углах между стволами менее 1200; дальнейшее увеличение угла не приводит к росту коэффициента извлечения нефти. град Рисунок 11 – Зависимость конечного КИН от угла между горизонтальными стволами и системой заводнения д.ед. 16 град Рисунок 12 – Зависимость конечного КИН от угла между горизонтальными стволами на естественном режиме разработки Далее рассмотрено влияние изменения расстояния от добывающей многоствольной скважины с различными углами между стволами до очага заводнения для нефтей различной вязкости (малой, средней и высокой) в условиях изотропного и анизотропного пластов. Отмечается разнохарактерность отборов нефти и достижения КИН при равных геологических условиях, обусловленная геометрическими параметрами задачи (рисунок 13). Рисунок 13 – Геометрия задачи При малых углах между стволами добывающей скважины в результате приближения очага заводнения происходит прорыв фронта воды к окончаниям стволов, что приводит к большей обводненности и отсечению части запасов от дренирования. В случае маловязкой нефти, в силу ее максимальной подвижности, как при больших, так и малых 17 расстояниях до нагнетательной скважины, происходит наиболее полная выработка запасов, не существенно зависящая от удаленности очага заводнения. По итогам результатов теоретических исследований регулирования КИН методами изменения геометрических условий задачи создана сводная таблица 1, представляющая соотношение прироста КИН по расчетным вариантам. Таблица 1 – Прирост КИН при удалении очага заводнения от 600 до 1200 м, % ГС в одной плоскости ГС в разных плоскостях Угол, высокая средняя малая высокая средняя малая град вязкость вязкость вязкость вязкость вязкость вязкость 5 35,0 20,9 9,7 35,6 21,1 9,7 25 31,9 19,0 8,8 30,4 17,7 7,8 45 28,2 16,5 8,2 26,9 15,4 7,5 65 26,0 16,1 7,8 24,9 15,0 7,2 Проведенные исследования для практической реализации в пределах величин углов 50…650 показали, что при прочих равных условиях существенное влияние на величину КИН оказывает расстояние до очага заводнения в случае высоковязких нефтей. Прирост КИН для угла между стволами, равного 50, при удалении очага заводнения от 600 м до 1200 м, согласно проведенным исследованиям, для высоковязких нефтей составляет 35 %, для нефтей средней вязкости – около 21 %, для нефтей малой вязкости – 9,7 %. В четвертой главе приведены оптимизационные методы регулирования КИН в технологиях выработки запасов нефти. На примере опытного участка проблемного достижения КИН пласта ЮВ12 НовоПокурского месторождения, описанного во второй главе, рассмотрено применение основных методов повышения каждого из составляющих коэффициента извлечения нефти с использованием гидродинамического моделирования и аналитического способа оценки прогнозной эффективности. С целью повышения коэффициента заводнения рассмотрены применение нестационарного заводнения (НЗ), закачка полимер-дисперсных систем; с целью повышения коэффициента вытеснения – тепловые методы; для регулирования коэффициента сетки рассмотрено планирование многоствольных скважин на участках, приуроченных к пониженным величинам данного сомножителя, согласно критериям размещения МГС, выработанных в третьей главе. На рисунке 14 показаны карты текущего КИН на 2013 год и на конец прогнозного периода по вариантам расчета применения различных технологий повышения КИН. 18 Текущее состояние Стационарное заводнение Циклическое заводнение + перфорация Термозаводнение Бурение горизонтальных стволов Рисунок 14 – Карты достижения КИН опытного участка с применением различных технологий 19 Рисунок 14 демонстрирует, что намеченные работы по оптимизации системы заводнения позволили существенно повысить степень достижения КИН путем внедрения нестационарного заводнения. Видно, что достижение проектного КИН происходит не по всем скважинам, что требует проведения дополнительного объема работ, направленных на увеличение коэффициентов вытеснения, заводнения и сетки. Среди всех предложенных методов достижения КИН наибольшей эффективностью характеризуется бурение горизонтальных стволов из двух скважин существующего фонда, который позволил повысить КИН на 0,015 д.ед. (рисунок 15). 0.320 0.300 КИН, д.ед. 0.280 0.260 0.240 0.220 0.200 0.180 бурение горизонтальных стволов 0.160 базовый 01 -D e 01 c-2 -O 01 3 c 01 t-2 -A 01 4 u 01 g-2 0 -J un 1 5 01 -2 -A 01 6 p 01 r-2 -F 01 7 e 01 b-2 -D 01 ec 8 01 -20 -O 18 c 01 t-2 -A 01 9 u 01 g-2 0 -J un 2 0 01 -2 -A 02 1 p 01 r-2 -F 02 2 e 01 b-2 -D 02 ec 3 01 -20 -O 2 ct 3 -2 02 4 0.140 Дата Рисунок 15 – Динамика КИН по вариантам В таблице 2 приведены результаты внедрения методов регулирования КИН на опытном участке пласта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения. Таблица 2 – Сводная таблица результатов внедрения методов регулирования КИН на опытном участке пласта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения Методы регулирования КИН Направление воздействия Нестационарное Коэффициент заводнения заводнение ПолимерКоэффициент заводнения дисперсные системы Коэффициент Тепловой метод вытеснения Бурение МГС Коэффициент сетки Прирост КИН по сравнению с базовым вариантом, д.ед. 0,002 0,001 0,0001 0,015 20 Разработанная методика исследования изменения КИН на залежи путем повышения отдельных его сомножителей изменением технологий извлечения нефти, опробованная на объекте ЮВ12 Ново-Покурского месторождения, является универсальной и может в дальнейшем применяться на любом нефтяном месторождения для выявления локальных участков, где достижение КИН затруднительно в сложившихся условиях разработки. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. На основе анализа динамики изменения коэффициентовсомножителей КИН в процессе эксплуатации создана новая методика оценки и регулирования КИН, основанная на базе выявления пониженных значений каждого из коэффициентов (вытеснения, заводнения и сетки). Такой подход позволил выявить причины слабой выработки запасов нефти, обусловленные геологической характеристикой объекта и сложившейся системой разработки. 2. В рамках решения вопросов повышения КИН на малоразбуренных площадях рассмотрено применение многоствольных горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири, в частности изучено влияние бурения новых точек на плотность сетки скважин. Исследования подтвердили, что каждая горизонтальная скважина с одним стволом вносит вклад в процесс отбора запасов нефти и достижения проектного КИН, эквивалентный вкладу 1,33 вертикальных добывающих скважин, МГС с двумя стволами – 1,9 вертикальных добывающих скважин, МГС с тремя стволами – 2,18 вертикальных добывающих скважин. 3. Теоретически исследовано влияние изменение угла между стволами для одноуровневой и многоуровневой конструкций в чистонефтяных и водонефтяных зонах и получено, что в водонефтяных зонах в случае расположения стволов с разными углами одноплоскостной конфигурации, в сравнении с разноплоскостным вариантом, КИН выше на 17,6 %/град. 4. Изучение изменения угла между горизонтальными стволами на естественном режиме и режиме поддержания пластового давления показало, что диапазон оптимальных углов между стволами МГС при наличии системы заводнения находится в пределах 1050…1200; также в случае естественного режима установлено, что увеличение угла свыше 1200 не приводит к увеличению коэффициента извлечения нефти. 5. Дана оценка влияния расстояния от многоствольной горизонтальной добывающей скважины до очага заводнения, которая показала, что удаление нагнетательной скважины от добывающей с углом между стволами менее 65о с 600 до 1200 м для высоковязких нефтей составляет 35 %, для нефтей средней вязкости – около 21 %, для нефтей малой вязкости – 9,7 %. Установлено, что усиление неоднородности коллектора способствует значительному увеличению 21 прироста КИН вследствие изменения расстояния до нагнетательной скважины. 6. В соответствии с выделенными слабо разрабатываемыми зонами на основе разработанной методики комплексной оценки КИН созданы геолого-технологические программы внедрения различных технологий повышения КИН на опытном участке пласта ЮВ12 НовоПокурского месторождения на базе нестационарного заводнения, физико-химических и тепловых методов, а также многоствольного горизонтального бурения, позволившие повысить коэффициент извлечения нефти рассматриваемого участка на 5,3 %. 7. Разработанная методика исследования изменения КИН на залежи путем повышения отдельных его сомножителей изменением технологий извлечения нефти, опробованная на объекте ЮВ12 НовоПокурского месторождения и показавшая высокую достоверность, может быть использована на аналогичных нефтяных месторождениях. 8. Внедрение методики регулирования КИН с последующим формированием комплекса ГТМ на слабодренируемых участках пласта в ООО НПО «Нефтегазтехнология» за 2013 год способствовало сокращению трудозатрат и сроков выполнения этапов по формированию рекомендаций с целью повышения КИН, что позволило получить экономический эффект 203 тыс. руб. Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах: Ведущие рецензируемые научные журналы 1. Сагитов, Д. К. Особенности формирования геолого-технических мероприятий с применением гидродинамического моделирования на завершающей стадии разработки [Текст] / Д. К. Сагитов, И. Ш. Щекатурова, Е. А. Горобец, Б. И. Вафин // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2008. – № 6. – С. 11-14. 2. Манасян, А. Э. Анализ эффективности работы участка нагнетательной скважины башкирского яруса Якушкинского месторождения с учетом влияния составляющих результата воздействия закачкой [Текст] / А. Э. Манасян, И. Ш. Щекатурова, Е. А. Горобец, Б. И. Вафин // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2008. – № 6. – С. 25-30. 3. Антонов, М. С. Оценка эффективности сформированной системы заводнения на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения [Текст] / М. С. Антонов, И. Ш. Щекатурова, М. Н. Шаймарданов, С. И. Хазов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2012. – № 11. – С. 16-19. 4. Абдульмянов, С. Х. Эффективность формирования и уточнения величины плотности сетки скважин с учетом горизонтальных стволов [Текст] / С. Х. Абдульмянов, С. Л Еловиков., И. Ш. Щекатурова // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2012. – № 11. – С. 38-41. 22 5. Долгов, В. А. К вопросу применения нестационарного заводнения в условиях низкопроницаемых коллекторов пласта ЮВ12, разрабатываемых при массовом применении ГРП [Текст] / В. А. Долгов, Д. А. Прунов, С. М. Ишкинов, М. С. Антонов, И. Ш. Щекатурова // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2013. – № 10. – С. 39-43. 6. Орехов, В. В. Особенности построения карт текущих подвижных запасов в условиях разрозненных циклитов клиноформного пласта БС10 с учетом промысловых исследований [Текст] / В. В. Орехов, А. Г. Кан, М. С. Антонов, И. Ш. Щекатурова // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2013. – № 10. – С. 51-55. 7. Орехов, В. В. Совершенствование технологии строительства горизонтальных скважин [Текст] / В. В. Орехов, А. Г. Галимсаров, И. С. Юрков, Т. И. Кузнецова, И. Ш. Щекатурова // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2013. – № 10. – С. 73-77. 8. Астахова, А. Н. Комплексная оценка вариантов достижения утвержденного КИН по пласту ЮВ12 Ново-Покурского месторождения [Текст] / А. Н. Астахова, И. Ш. Щекатурова, В. В. Зомарев, С. М. Ишкинов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 2013. – № 10. – С. 63-66. Прочие печатные издания 9. Щекатурова, И. Ш. Влияние угла между горизонтальными стволами многоствольной скважины на прирост добычи нефти [Текст] / И. Ш. Щекатурова // Энергоэффективность. Проблемы и решения: Матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. 23 октября 2013 г. в рамках XIII Российского энергетического форума. – Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2013. – C. 35-36. 10. Щекатурова, И. Ш. Зависимость нефтеотдачи пласта от угла между стволами многоствольной горизонтальной скважины с системой заводнения и на естественном режиме разработки [Текст] / И. Ш. Щекатурова // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. 23 апреля 2014 г. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2014». – Уфа, 2014. – C. 68-69. 11. Щекатурова, И. Ш. Методы регулирования коэффициента извлечения нефти путем воздействия на коэффициент сетки в условиях Ново-Покурского месторождения [Текст] / И. Ш. Щекатурова // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.практ. конф. 23 апреля 2014 г. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2014». – Уфа, 2014. – C. 58-59. 23 Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 08.07.2014 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 0,84. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 130. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.