Диссертация (Совершенствование технологии извлечения нефти из карбонатных коллекторов на основе разномасштабных исследований), страница 10

По этой причине в созданной модели задана чистонефтяная зона.Распределение продуктивных кавернованных зон в модели задано исходя изособенностей строения рассматриваемого объекта. Для верхнего и нижнего слоевмодели задавалось площадное распространение продуктивных кавернованных зон,по остальным слоям зоны кавернозности смоделированы лишь по отдельнымпропласткам и на определенном расстоянии от трещин ввиду особенностей состава71пород и диагенетических и эпигенетических процессов, характерных длябашкирского яруса рассматриваемого месторождения (Рисунок 3.5).а)б)Рисунок 3.5 – Распределение продуктивных кавернованных зон в матричнойчасти (а); распределение проницаемости в трещинной части (б)В модели учтены все выявленные во второй главе свойства системы.3.2 Оценка влияния анизотропии зон разуплотнений при размещениискважин в карбонатных коллекторахРасположения скважин относительно зон трещинности в карбонатныхколлекторах определяет входные дебиты скважин, обводненность и динамикупадения пластового давления.В связи с природными геологическими условиями залегания башкирскогояруса в основном используются ВС, поэтому принципиальной задачей сталобурение скважин таким образом, чтобы они соединяли как можно больше зонразуплотнений.В работе исследована целесообразность учета зон разуплотнений приразмещении скважин в карбонатных коллекторах с целью выбора наиболееэффективного варианта.По результатам интерпретации проведенных сейсмических исследованийвыделено три типа взаиморасположения систем трещин: крестообразное,параллельное и комплексное (как совокупность крестообразного и параллельного).Для каждого выделенного типа взаиморасположения систем трещин былипостроены упрощенные ГДМ (Рисунок 3.6).

В качестве инструмента исследований72использовался программный комплекс гидродинамического моделированияTempest More фирмы Roxar. [103].ПараллельноеКрестообразноеКомплексноеРисунок 3.6 – Условно выделенные типы взаиморасположения трещинПо принятой модели численно исследованы следующие задачи: оценкадинамики и извлечения нефти с вариантом размещения скважин с боковымистволами, горизонтальными вдоль системы трещин и стандартная пятиточечнаясхема расположения скважин.Базовый вариант (первый вариант)Для каждой из систем взаиморасположения трещин за базовый вариант принятслучай со стандартной пятиточечной системой размещения скважин, так как этотвариант показал наибольший КИН среди рассмотренных традиционных сетокскважин.

По результатам проведенных расчетов построены карты плотностиостаточных запасов для каждого типа взаиморасположения трещин (Рисунок 3.7).Наибольшая концентрация невыработанных остаточных запасов сосредоточенавдоль трещин, т.к. каверновые зоны по отдельным слоям могут не входить в радиусохвата ни одной из скважин.73Невыработанные запасы при равномерной сетке расположения скважина)б)в)Рисунок 3.7 – Карты плотности остаточных запасов по базовому вариантудля типов взаиморасположения трещин, т/м2:а) крестообразное; б) параллельное; в) комплексноеВариант с зарезкой бокового ствола (второй вариант)Для выработки зон с концентрацией остаточных запасов рассмотреныварианты зарезки боковых стволов (рисунок 3.8). Для сравнения и оценкиэффективности рассчитанных вариантов проанализированы технологические иэкономические показатели (чистый дисконтированный доход (ЧДД)) (Рисунок 3.9).Рисунок 3.8 – Схема размещения скважин для варианта с зарезкой боковыхстволов для типов взаиморасположения трещин:а) крестообразное; б) параллельное; в) комплексное74Рисунок 3.9 – Сравнение технологических и экономических показателейПо результатам расчетов выявлено, что довыработка запасов за счет бурениябоковых стволов обеспечивает незначительный прирост в общей добыче.

Сэкономической же точки зрения оба варианта нерентабельны.Расположение ГС в зонах разуплотнений совместно с пятиточечнойсхемой размещения (третий вариант)Длянаиболееполнойвыработкизапасоврассмотреноселективноерасположение ГС с учетом распространения зон разуплотнений. В каверновыхзонах вдоль систем трещин расположены ГС. На остальных частях примененастандартная пятиточечная схема размещения скважин (Рисунок 3.10).Рисунок 3.10 – Схема расположения скважин с учетом зон разуплотненийв сочетании со стандартной схемой расстановки скважинВ результате применения варианта с расположениемГС в зонахразуплотнений вдоль трещин совместно с пятиточечной схемой размещения востальных частях (Рисунок 3.10) выработка запасов нефти увеличилась. Однако с75экономической точки зрения данный вариант также является нерентабельным(Рисунок 3.9).Размещение ГС только в зонах разуплотнений (четвертый вариант)С целью достижения положительных экономических показателей рассмотренасхема с размещением ГС только вдоль трещин (Рисунок 3.11).\Рисунок 3.11 – Схема расположения скважин с учетом зон разуплотненийС экономической точки зрения данный вариант наиболее эффективный длявсех трех типов взаиморасположения трещин (рисунки 3.9, 3.11).

Однако повыработке запасов данный вариант эффективнее только при комплексном типевзаиморасположения трещин.Результаты расчетов показали, что при использовании варианта размещенияскважин с учетом зон разуплотнений по сравнению с базовым вариантом длякомплексного типа взаиморасположения трещин КИН выше на 0,08, ЧДД выше на555 млн руб.; для крестообразного типа взаиморасположения трещин КИН ниже на0,08, ЧДД выше на 736 млн руб.; для параллельного типа взаиморасположениятрещин КИН ниже на 0,06, ЧДД выше на 795 млн руб.3.3 Результаты использования рекомендаций по совершенствованиютехнологии расстановки проектных скважин относительно зонразуплотнений при фактическом буренииВ рамках поставленной задачи в 2015–2016 годах на северной частиместорождения проводилось фактическое бурение с учетом зон разуплотнений и76для выявления взаимосвязи дебитов нефти от трещинности на том же участке частьскважин бурилась без учета зон разуплотнений по стандартной треугольной сеткескважин.

На первом этапе скважины были расставлены по треугольной сетке срасстоянием 300 м. Далее забои сдвигались с учетом зон разуплотнений (скважиныразмещались в каверновых зонах, закономерно распределенных вдоль трещин,выделенных на основе результатов интерпретации 3D сейсмических исследований)и расстояния между скважинами. Смещение точки входа в пласт по уточненнымскважинам не превышает 50–100 м [102].По динамике средней накопленной добычи нефти, приходящейся наскважину (Рисунок 3.12), отмечается, что в результате бурения скважин в севернойчасти с учетом зон разуплотнений средняя накопленная добыча нефти на скважинувыше на 440 т по сравнению со скважинами, пробуренными без учета.Рисунок 3.12 – Сопоставление накопленной добычи нефти по скважинамна северной части месторождения, пробуренным с учетом зон разуплотненийи без учетаКак уже отмечалось, центральная и южная части залежи башкирскогообъекта – наиболее продуктивные.

Бурение скважин с учетом зон разуплотнений77позволило увеличить среднюю накопленную добычу, приходящуюся на скважины,практически до уровня центральной части (Рисунок 3.13).Рисунок 3.13 – Сопоставление накопленной добычи нефти скважинпо выделенным частям залежи башкирского ярусаДополнительно для оценки эффективности бурения скважин с учетом зонразуплотнений были выбраны два схожих по геологическим условиям участка(Рисунок 3.14). С учетом зон разуплотнений на выбранном участке северной частиместорождения было пробурено пять скважин, без учета зон разуплотнений научастке центральной части пробурены четыре скважины.По результатам сравнения отмечается, что бурение с учетом зонразуплотнений эффективнее: накопленная добыча по данным скважинамзначительно выше (Рисунок 3.14). Разница по средней накопленной добыче нефтив среднем на скважину по участкам за первые пять месяцев работы каждойскважины составила 496 т.78а)б)Рисунок 3.14 – Выбранные участки для сопоставления (а);динамика средней накопленной добычи нефти на скважину,пробуренную с учетом и без учета зон разуплотнений (б)Проведенный анализ показал, что подбор наиболее эффективного вариантаразмещения скважин в карбонатных коллекторах необходимо осуществлять наоснове детального анализа с использованием всего комплекса исследований (3Dcейсмика, индикаторные исследования, ГДИС и др.) с применением ГГДМ.3.4 Выводы к главе 3Разработана методика проведения численных исследований.

Помимостандартных подходов отдельно выделены свойства системы, требующиеобязательного учета.По результатам интерпретации проведенных 3D сейсмических исследованийвыделенытриосновныхтипавзаиморасположениясистемтрещин:крестообразное, параллельное и комплексное (как совокупность крестообразного ипараллельного). Для каждого выделенного типа взаиморасположения системтрещин построены упрощенные ГДМ.79Численно исследованы следующие задачи: оценка динамики извлечениянефти с вариантом размещения скважин по стандартной пятиточечной схемерасположенияскважин(базовыйвариант),сбоковымистволами,ГС,расположенными только вдоль системы трещин, и сочетание расположенияскважин вдоль зон разуплотнений и базового варианта.Наосновемоделированиясиспользованиеммодели«двойнойпроницаемости» для условий башкирского объекта Аканского месторожденияпоказано, что при использовании варианта размещения скважин с учетом зонразуплотнений по сравнению с базовым вариантом для комплексного типавзаиморасположения трещин КИН выше на 0,08, ЧДД выше на 555 млн руб.; длякрестообразного типа взаиморасположения трещин КИН ниже на 0,08, ЧДД вышена 736 млн руб.; для параллельного типа взаиморасположения трещин КИН нижена 0,06, ЧДД выше на 795 млн руб.Результаты численных исследований подтверждены данными фактическогобурениянасевернойчастизалежибашкирскогообъектаАканскогоместорождения.

Отмечается, что в результате бурения скважин в северной части сучетом зон разуплотнений средняя накопленная добыча нефти на скважину вышена 440 т по сравнению со скважинами, пробуренными без учета.Полученные результаты можносчитать апробацией разработанногоалгоритма, учитывающего анизотропию трещинной проницаемости.Учитывая вышеизложенное, подбор наиболее эффективного вариантаразмещения скважин в карбонатных коллекторах необходимо осуществлять наоснове детального анализа с использованием всего комплекса исследований (3Dcейсмика, индикаторные исследования, ГДИС, исследования керна и др.) сприменением результатов ГДМ.804.