СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПЛОТНЯЮЩЕГО БУРЕНИЯ СКВАЖИН
INCREASING OF WELL INFILL DRILLING EFFICIENCY

Предполагаемое изобретение относится к нефтяной отрасли промышленности, а именно к повышению эффективности уплотняющего бурения скважин.
Заводнение является наиболее распространенным способом разработки нефтяных залежей в России и мире. При заводнении на залежь бурят систему (сетку) скважин, включающую как добывающие, так и нагнетательные скважины.
Известно, что при вводе нефтяной залежи в разработку ее геологические особенности, неоднородность геолого-физических свойств характеризуются недостаточной изученностью. Поэтому применяют так называемое двухстадийное разбуривание (см. Закиров С.Н. Анализ проблемы "Плотность сетки скважин - нефтеотдача", М.: Грааль, 2002, с.187-188). На первой стадии бурят относительно редкую сетку добывающих и нагнетательных скважин. В дальнейшем, с учетом получения дополнительной промысловой информации в процессе эксплуатации и исследований пробуренных скважин, проектируют и реализуют бурение дополнительных добывающих и нагнетательных скважин в зонах их наиболее рационального размещения - так называемое уплотняющее бурение. В ряде случаев для уплотняющего бурение также используют термин - оптимизация сетки скважин.
В рыночных экономических условиях бурение уплотняющих скважин обычно максимально отодвигают во времени для ускорения окупаемости затрат на первичную стадию разбуривания и обустройство месторождения. А также для снижения себестоимости добычи нефти в период сохранения приемлемо высоких дебитов по нефти по добывающим скважинам первой стадии. Поэтому к моменту реализации уплотняющего бурения чаще всего имеет место достаточно существенная степень выработанности запасов нефти и обводнения добываемой продукции.
Известен способ повышения эффективности уплотняющего бурения, основанный на размещении добывающих уплотняющих скважин в зонах наибольших невыработанных запасов нефти. Для этого на основе промысловых данных, данных исследования скважин и/или результатов 3D-компьютерного моделирования строят карты распределения невыработанных запасов и/или карты текущей нефтенасыщенности. Предполагают, что в этом случае уплотняющие добывающие скважины обеспечат наилучшие показатели дополнительной добычи нефти и окупаемости капитальных вложений. Также для повышения дебитов уплотняющих скважин при проектировании их местоположения могут учитывать распределение зон повышенной проницаемости и/или эффективных толщин. Целесообразность бурения уплотняющих скважин оценивают поскважинно или по отдельным участкам, исходя из оценки экономической рентабельности соответствующих капитальных затрат.
При реализации описанного способа ввод нагнетательных скважин осуществляют или по исходно запроектированной сетке, или путем перевода под нагнетание ранее пробуренных добывающих скважин. В последнем случае переходят к очагово-избирательному заводнению (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, М.: Недра, 1985, с.47).
Указанный способ имеет следующие недостатки.
- Дебиты по нефти уплотняющих скважин имеют тенденцию к быстрому снижению. Поэтому период их эффективной эксплуатации оказывается существенно более коротким, чем добывающих скважин первой стадии.
- Ввод уплотняющих добывающих скважин приводит к снижению дебитов по нефти окружающих добывающих скважин первой стадии. Это происходит, во-первых, из-за увеличения общих темпов отбора флюидов из соответствующей зоны и локального снижения пластового давления. Поэтому снижается дебит скважин по жидкости. Во-вторых, локальное снижение пластового давления приводит к более интенсивному поступлению воды от нагнетательных к добывающим скважинам. И, как следствие, к ускоренному обводнению добываемой продукции.
- Для предотвращения локального снижения пластового давления часть добывающих скважин первой стадии могут переводить под нагнетание воды. Однако при этом они выходят из фонда добывающих, т.е. ранее имевшая место добыча нефти по ним теряется.
Могут также бурить новые нагнетательные скважины в соответствующих зонах. Однако это сопряжено с существенными капитальными затратами на бурение таких скважин в дополнение к вводимым уплотняющим добывающим скважинам.
В основу предлагаемого изобретения положена задача обоснования способа повышения эффективности уплотняющего бурения скважин, обеспечивающего повышение объемов и более стабильную динамику добычи нефти по вводимым скважинам при сохранении или повышении уровней добычи нефти по скважинам первой стадии, без необходимости увеличения капитальных затрат на уплотняющее бурение.
Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин включает построение карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности, выбор местоположения уплотняющих добывающих скважин в зонах локализации невыработанных запасов нефти и проведение технико-экономической оценки эффективности бурения уплотняющих скважин с использованием адаптированной к данным предшествующих эксплуатации и исследования скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи, и отличается тем, что на основе данных эксплуатации и исследования скважин строят карты распределения текущего пластового давления; места размещения и тип уплотняющих скважин выбирают на основе комплексного рассмотрения карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карты распределения текущего пластового давления; местоположение добывающих уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления более 85-90% от начальной величины; местоположение нагнетательных уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления менее 85-90% от начальной величины; технико-экономическую оценку эффективности бурения уплотняющих скважин осуществляют на основе прогнозных технологических показателей по залежи в целом или ее участку, охватывающему все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины.
Краткое описание чертежей.
Фиг.1-7 иллюстрируют приводимый далее пример реализации предлагаемого способа.
На фиг.1 показана карта средневзвешенных по толщине значений нефтенасыщенности (в долях единицы - д.ед.) после 20 лет разработки.
-1
На фиг.2 приведена карта средневзвешенных по толщине значений пластового давления (в барах, 1 бар = 10 МПа) после 20 лет разработки.
На фиг.3 показаны динамики накопленной добычи нефти для сопоставляемых вариантов: фиг.4 - суточной добычи нефти, фиг.5 - среднего пластового давления, фиг.6 - обводненности добываемой продукции.
На фиг.7 показана карта средневзвешенных по толщине пласта значений пластового давления (в барах) после 30 лет разработки по комбинированному варианту.
На фиг.1, 2 и 7 кружками обозначено положение первоначальных добывающих скважин, крестиками - первоначальных нагнетательных скважин. Треугольниками и ромбами обозначено положение уплотняющих скважин (для комбинированного варианта - нагнетательных и добывающих соответственно).
Способ реализуют следующим образом.
1. С использованием результатов промысловых геофизических и гидродинамических исследований скважин, данных эксплуатации скважин, результатов расчетов на адаптированной к фактическим данным эксплуатации скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи строят карты:
- текущего распределения невыработанных запасов нефти и/или текущей нефтенасыщенности,
- распределения текущего пластового давления.
2. С использованием построенных карт выбирают целесообразные места размещения уплотняющих скважин:
- местоположение добывающих уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления более 85-90% от начальной величины,
- местоположение нагнетательных уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления менее 85-90% от начальной величины.
Конструкцию, тип заканчивания, траекторию ствола, интервал вскрытия пласта и режим эксплуатации каждой конкретной уплотняющей скважины определяют с учетом ее целевого назначения, распределения геолого-физических свойств пласта по площади и разрезу, результатов анализа состояния разработки залежи, опыта эксплуатации ранее пробуренных скважин, технических и технологических ограничений, а также результатов оценочных расчетов на трехмерной геолого-технологической модели.
3. Выполняют расчеты прогнозных показателей разработки залежи на трехмерной геолого-технологической модели на заданный оценочный период для базового варианта без бурения уплотняющих скважин и для варианта с бурением уплотняющих скважин. Расчеты проводят для залежи в целом или ее участка, охватывающего все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины.
На основе полученных динамик технологических показателей разработки проводят сравнительную экономическую оценку рассматриваемых вариантов на основе принятых экономических критериев, удельных показателей и методик оценивания.
4. С учетом полученных результатов технико-экономических расчетов, формируют по п.2 альтернативные варианты по количеству, размещению, конструкции, режимам и другим параметрам уплотняющих скважин. В соответствии с п.3 проводят их сравнительную технико-экономическую оценку как с уже рассмотренными вариантами, так и между собой.
5. П.4 повторяют до получения достаточно привлекательных прогнозных технико-экономических показателей. Реализуют на практике наилучший из рассмотренных вариантов по принятым технико-экономическим критериям.
6. По мере реализации уплотняющего бурения осуществляют контроль за процессом эксплуатации новых и ранее пробуренных скважин, промысловые геофизические и гидродинамические исследования. При выявлении существенных отклонений получаемых новых данных от использованных в п.1-2, повторяют п.1-5 для уточнения дальнейших решений по реализации уплотняющего бурения.
Пример реализации предлагаемого способа.
С целью избежать привязки к специфике и предыстории разработки конкретного объекта, для иллюстрации предлагаемого способа и его преимуществ проведены сопоставительные расчеты с использованием модифицированной 3D гидродинамической модели гипотетического месторождения Брюгге (http://www.uncertaintyes.org/index.php/en/download-page). Данная модель сформирована на реалистичной геолого-геофизической основе и характеризуется высокой неоднородностью свойств. После ряда модификаций она оказалась подходящей для проведения описываемых далее сопоставительных расчетов. Особенности модели Брюгге и реализованных ее модификаций состоят в следующем.
1. Гипотетическая нефтяная залежь вытянута в направлении с северо-запада на юго-восток и тектонически экранирована по северо-восточной границе. С остальных направлений залежь ограничена контактом с краевыми водами. В пределах залежи имеется непроницаемое тектоническое нарушение, частично экранирующее примерно 1/3 площади нефтеносности на юго-востоке.
2. Нефтенасыщенные толщины достигают 60 м и более. Начальные запасы нефти - 120,3 млн т. Среднее начальное пластовое давление - 162,3 бар.
3. Распределение фильтрационно-емкостных свойств принято в соответствии с одной из реализаций исходной стохастической 3D-модели и характеризуется высокой латеральной и вертикальной неоднородностью. При этом для лучшего соответствия типовым условиям большинства активно разрабатываемых отечественных нефтяных залежей, проницаемость во всех направлениях уменьшена по сравнению с исходной моделью Брюгге в 10 раз. Коэффициент пористости (открытой) изменяется от 8,0 до 27,9% при среднем значении 19,1%, коэффициент эффективной проницаемости (фазовой проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности) вдоль напластования (при некотором различии вдоль осей X и Y) - от 0,004 до 1620-1630 мД, в среднем 18,2 мД, в вертикальном направлении - от 0,0003 до 18,64 мД, в среднем 1,25 мД. Поровый объем водонасыщенных ячеек у границ модели увеличен в 1000 раз по сравнению с исходным в модели Брюгге для моделирования протяженного водонапорного бассейна.
4. Максимальная начальная нефтенасыщенность составляет 74,5%. Коэффициент вытеснения нефти водой равен 0,8. Соотношение концевых значений относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды - 0,4. Вязкость нефти в пластовых условиях - 1,294 мПа·с, воды - 0,32 мПа·с. Модель двухфазная, типа "мертвая нефть" (давление не снижается ниже давления насыщения нефти).
5. Исходная сетка скважин примера Брюгге предполагает реализацию только приконтурного заводнения. Для целей данного примера оно дополнено размещением внутриконтурных нагнетательных скважин и нескольких дополнительных добывающих скважин (см. фиг.1). В основном, первоначальная сетка характеризуется расстоянием между скважинами порядка 600 м. Все скважины - вертикальные, и для простоты анализа вводятся одновременно. Всего добывающих скважин - 20, нагнетательных - 14.
6. Режимы работы добывающих и нагнетательных скважин скорректированы относительно примера Брюгге и приняты следующими:
- добывающие скважины эксплуатируются при забойном давлении 60 бар,
3
- нагнетательные скважины - при забойном давлении 210 бар, при условии не превышения приемистости 636 м/сут.
7. Расчет показателей разработки проводится на период 30 лет. Задано условие отключения добывающих скважин по достижении обводненности 95%, однако ни по одной скважине не достигается.
Для исследования целесообразности бурения уплотняющих скважин различного типа рассмотрены следующие 4 варианта.
- Базовый вариант предполагает разработку с использованием исходной сетки скважин в течение всего периода расчета. Накопленная добыча составляет 15,775 млн т, коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,131, конечная обводненность - 56%.
Из приведенных значений очевидно, что имеется значительный резерв не только для локального уплотняющего бурения, но и для оптимизации сетки скважин в целом. Однако для целей данного примера рассматривается только целесообразность локального уплотняющего бурения после 20 лет разработки залежи. Данный момент времени принят, исходя из темпов формирования локальных зон невыработанных запасов.
- Последующие 3 варианта сформированы следующим образом. Исходя из карты нефтенасыщенности после 20 лет разработки, выбрано положение 8 уплотняющих скважин (фиг.1). Все эти скважины вводятся одновременно на 21-й год разработки с режимами, аналогичными первоначальным скважинам. Осуществляется расчет показателей на оставшиеся 10 лет принятого прогнозного периода.
При этом три варианта отличаются типом вводимых уплотняющих скважин. В первом варианте все 8 скважин являются добывающими. Во втором - нагнетательными.
В третьем (комбинированном) варианте реализуется предлагаемый способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин. То есть, тип каждой уплотняющей скважины выбран с учетом локальной величины пластового давления (фиг.2): в зонах пониженного давления вводятся нагнетательные скважины, а в "благополучных" зонах - добывающие.
На фиг.3-6 показаны графики интегральных показателей разработки для 4 вариантов. Их анализ позволяет выделить следующие особенности.
- Бурение уплотняющих скважин во всех случаях оправдывает себя. А именно, накопленная добыча нефти возрастает на 940, 860 и 1260 тыс.т (КИН - на 0,008, 0,007 и 0,01) для вариантов, когда уплотняющие скважины соответственно являются добывающими, нагнетательными и при комбинации двух их типов (фиг.3).
Наиболее привлекательным, с заметным отрывом, оказывается вариант с индивидуальным выбором типа уплотняющей скважины для каждой зоны. Средняя накопленная добыча нефти по уплотняющим скважинам за 10 лет в этом случае составляет 157,5 тыс.т/скв, включая нагнетательные.
- С точки зрения эффективности капитальных затрат, представляет интерес динамика суточной добычи нефти. Из фиг.4 видно, что вариант с добывающими уплотняющими скважинами отличается ожидаемо наибольшими показателями суточной добычи в 21-м году. Однако в дальнейшем, также ожидаемо, имеет место быстрое их снижение.
Обратные тенденции демонстрирует вариант с "нагнетательным уплотнением". Здесь рост добычи нефти происходит постепенно, по мере роста пластового давления. То есть, с точки зрения дисконтированных экономических показателей, он менее привлекателен. Зато имеет лучшие тенденции к концу расчетного периода.
Комбинированный вариант объединяет преимущества двух предыдущих. Здесь имеют место и достаточно высокий прирост добычи в момент запуска уплотняющих скважин и наиболее привлекательная динамика добычи в течение всего последующего периода.
- Данные фиг.5 поясняют тенденции, наблюдаемые на фиг.4. Так, уплотнение сетки без ввода нагнетательных скважин ожидаемо приводит к резкому ускорению темпов падения пластового давления.
В случае уплотняющего бурения только нагнетательных скважин среднее пластовое давление возрастает быстрыми темпами и к концу расчетного периода превышает начальное. В отдельных зонах залежи имеет место сильная перекомпенсация. Это негативный фактор как с точки зрения потенциальной опасности ускоренного обводнения, так и в плане технологических осложнений при проведении ремонтных работ на скважинах.
Комбинированный вариант демонстрирует более привлекательную, плавную динамику роста пластового давления, выполаживающуюся на уровне начальных его величин к концу 30 лет расчета. То есть, бурение уплотняющих нагнетательных скважин целесообразно только в зонах локальной недокомпенсации. А на благополучных по давлению участках такие скважины работают "вхолостую".
Сказанное подтверждает фиг.7. Здесь приведена карта пластового давления на конец прогнозного периода по комбинированному варианту. Видно, в сравнении с фиг.2, что его распределение характеризуется отсутствием существенных аномалий в пределах области дренирования. Как в зонах бурения нагнетательных, так и добывающих уплотняющих скважин.
- На первый взгляд, противоречивыми представляются динамики обводненности на фиг.6. Однако, они имеют следующее объяснение.
Ввод уплотняющих добывающих скважин в зонах повышенной нефтенасыщенности приводит к снижению интегральной обводненности продукции. С другой стороны, в дальнейшем имеет место более интенсивное снижение давления в зонах отбора по сравнению с базовым вариантом. А следовательно, и ускоренное продвижение закачиваемой воды к забоям добывающих скважин. Поэтому именно вариант с "добывающим" уплотнением к концу прогнозного периода отличается наиболее высокой обводненностью продукции. Здесь важно, что темпы роста обводненности предопределяют, в основном, добывающие скважины первоначальной сетки, тогда как уплотняющие скважины характеризуются меньшей степенью обводнения.
Напротив, бурение уплотняющих скважин в варианте нагнетательных способствует активизации локальных невыработанных запасов нефти и продвижению их в сторону обводненных добывающих скважин. Поэтому имеет место постепенное и существенное снижение общей обводненности продукции. Хотя за пределами рассматриваемого периода можно ожидать негативных последствий перекомпенсации.
Комбинированный вариант характеризуется промежуточной динамикой обводненности: она существенно снижается на 21-й год за счет ввода уплотняющих добывающих скважин и в дальнейшем возрастает сопоставимыми темпами с базовым вариантом, но при меньших абсолютных ззначениях.
Таким образом, приведенные результаты расчетов свидетельствуют о целесообразности реализации предлагаемого способа повышения эффективности уплотняющего бурения скважин. Предлагаемый способ позволяет решить задачу повышения объемов и достижения более стабильной динамики добычи нефти по вводимым уплотняющим скважинам при сохранении или повышении уровней добычи нефти по скважинам первой стадии, без необходимости увеличения капитальных затрат на уплотняющее бурение.