Истощение и ухудшение структуры запасов на месторождениях Западной Сибири требует применения новых подходов и технологий их разработки, дающих возможность увеличить добычу нефти и одновременно сократить экономические издержки. Одной из таких технологий, успешно внедряемых в добывающих компаниях, является технология с применением многоствольных скважин, позволяющих повысить добычу нефти путем увеличения охвата дренируемых запасов и одновременно сократить экономические издержки на проведение геолого-технологических мероприятий и бурение дополнительных скважин.
При разработке залежей многоствольными скважинами основной проблемой является их оптимальное размещение относительно друг друга и выбор наиболее эффективных технологических режимов работы [1].
Целью данной работы являлось формирование оптимальной системы разработки месторождения двуствольными скважинами, которая включает в себя следующие задачи:
1. Выбор оптимальной конфигурации двуствольной скважины (проводка стволов по разрезу, длина горизонтальных стволов, угол между стволами).
2. Определение оптимальных режимов работы добывающих скважин и нагнетательных скважин (забойные давления, приемистость воды, дебит жидкости).
3. Выбор оптимальной конфигурации системы поддержания пластового давления (длина горизонтального участка ствола нагнетательной скважины).
Формирование оптимальной системы разработки месторождения двуствольными скважинами проводилось на примере неокомских продуктивных отложений Северо-Островного месторождения Ханты-Мансийского автономного округа.
Основными параметрами конфигурации двуствольной скважины, определяющими эффективность ее работы, являются длина стволов и угол между стволами. Эти параметры определены нами с помощью модели притока жидкости к многоствольной скважине [2].
В основе данной аналитической модели лежит плоская задача, в которой оба ствола расположены в одной плоскости, на одном уровне и имеют длину L. Для оценки притока жидкости область вокруг скважины схематично разделена на две зоны: I зона – внешняя часть двуствольной скважины, II зона – ее внутренняя часть, для которой характерна интерференция стволов (рис. 1).
Каждая из зон фильтрации имеет соответствующие граничные условия:
Зона 1 Зона II
(1)
где ∆P– депрессия на пласт, Pc – давление в скважине, Pk – давление на контуре питания, rk – радиус контура питания, φ – угол между стволами.
Уравнение, описывающее приток жидкости Q к двуствольной скважине имеет вид [2, 3]
(2)
где Q – дебит жидкости многоствольной скважины, k – проницаемость пласта, h – толщина пласта, μ – вязкость жидкости, rc – радиус скважины, Rk – радиус контура питания, α – угол наклона горизонтального ствола от вертикали, L – длина стволов,
(3)
где а – большая полуось эллипса дренирования, b – малая полуось эллипса дренирования (рис. 2).
Учет взаимовлияния стволов друг на друга в модели описывается коэффициентами А и В, которые учитывают угол между стволами и радиус их дренирования соответственно.
С использованием разработанной аналитической модели притока к двуствольной скважине в анизотропном пласте проведены расчеты зависимостей дебита жидкости от изменения длины ствола и угла между стволами. Критерием оптимальности работы скважины выступал прирост дебита жидкости относительно предыдущего значения, который должен быть не менее 3 %. Результаты расчетов представлены в табл.1, 2.
Показано, что эффективная длина ствола, для сложившихся горно-геологических условий составила 750 м. При дальнейшем увеличении длины до 1000 м прирост дебита жидкости составляет менее 3 %, а затраты на его бурение увеличиваются на 17 %. Следовательно, использование стволов длиной более 750 м экономически не целесообразно.
Рекомендуемый угол между стволами скважины составил 50°. При его увеличении до 180° прирост дебита жидкости незначительный (табл. 2) – около 1 %.
Таким образом, наибольшей эффективностью обладает двуствольная скважина с длиной стволов 750 м и углом между стволами 50° [3].
Определение оптимальных режимов работы скважины и конфигурации системы поддержания пластового давления осуществлено с использованием секторной изотермической модели одинарной среды черной нефти с постоянным газосодержанием, реализованной в гидродинамическом симуляторе tNavigator компании RFD [4].
где индекс ? = ?,?,? – фаза (вода, нефть или газ); pp – давление в фазе p (атм); ??, ???, ?? − насыщенность водой, нефтью и газом соответственно (д. ед.); ?о, Вw, Вg– коэффициент объемного расширения (д. ед.); ?? – вязкость фазы (сПз); u⃗p – вектор скорости потока фазы; g – ускорение свободного падения (м/с2), ??,? − коэффициент растворимости газа в нефти (м3/м3); qp – дебит фазы (м3/сут); k – тензор абсолютной проницаемости; krp – относительная фазовая проницаемость (д. ед.), ∅ – пористость (д. ед.).
Параметры данной модели, использованные при расчете, приведены в табл. 3.
Для обоснования оптимальной проводки стволов скважины рассчитано три варианта:
1) по кровле продуктивного пласта;
2) по всему геологическому разрезу продуктивного пласта;
3) по подошве продуктивного пласта.
Результаты расчетов представлены на рис. 3.
Расчет показал, что проводка по разрезу с учетом распределения фильтрационно-емкостных свойств данного объекта, обеспечивает максимальную выработку запасов нефти.
Далее для добывающей скважины проведен расчет динамики накопленной добычи жидкости и нефти, а также динамики накопленной закачки воды при забойном давлении:
1) ниже давления насыщения 63 атм;
2) равном давлению насыщения 80 атм;
3) выше давления насыщения 130 атм.
Результаты расчетов приведены на рис. 4, 5.
Из рис. 4, 5 видно, что оптимальный технологический режим для двуствольной добывающей скважины наблюдается при давлении 80 атм. При данном забойном давлении обеспечивается необходимый уровень добычи нефти, без рисков конусообразования и прорыва пластовой воды к забоям добывающей скважины.
Затем проведен расчет динамики накопленной добычи жидкости и нефти, а также динамики средневзвешенного пластового давления при отсутствии системы поддержания пластового давления, а также при давлении нагнетания 280, 330, 450 атм. Результаты расчетов представлены на рис. 6, 7.
Из рис. 6, 7 видно, что в элементе с добывающей двуствольной скважиной необходима реализация системы поддержания пластового давления с давлением нагнетания 330 атм. При данном забойном давлении обеспечивается поддержание необходимого уровня добычи флюидов без риска прорыва воды от нагнетательных скважин.
Эффективность закачки в системах разработки с применением систем поддержания пластового давления (ППД) зависит также от геометрического расположения нагнетательных скважин относительно добывающей. Нами рассмотрено два варианта расположения нагнетательных скважин в элементе: вариант с параллельным расположением нагнетательных скважин и вариант с шахматным расположением (рис. 8).
Результаты расчетов представлены на рис. 9, 10.
Результаты расчетов показали, что параллельное расположение нагнетательных скважин является более эффективным, так как характеризуется меньшей добычей воды при практически одинаковой добыче нефти.
После этого проведен расчет динамики накопленной добычи нефти и жидкости для наклонно-направленных нагнетательных скважин (ННС) и нагнетательных скважин с длиной горизонтального участка ствола (ГС) равной 350, 400, 500, 550, 600 м.
Результаты расчета представлены на рис. 11.
Показано, что при длине горизонтального участка ствола нагнетательной скважины более 400 м происходит преждевременный прорыв воды от нагнетательных скважин к добывающей, что негативно сказывается на величине накопленной добычи нефти.
В заключение нами проведена экономическая оценка прогнозных вариантов разработки, как с реализацией системы поддержания пластового давления, так и при ее отсутствии. Результаты расчетов приведены в табл. 4. Для наглядности зависимость чистого дисконтированного дохода от длины ствола представлена на рис. 12.
Данные табл. 4 и рис. 12 показали, что максимальной экономической эффективностью обладает система с горизонтальными нагнетательными скважинами с длиной стволов 400 м, расположенными параллельно добывающей скважины, в которой обеспечивается поддержание пластового давления.
На основании полученных результатов сделаны следующие выводы:
1. Для неокомских продуктивных отложений Северо-Островного нефтяного месторождения Ханты-Мансийского автономного округа определена оптимальная конструкция двуствольной скважины, обладающая максимальной экономической эффективностью: длина стволов скважины – 750 м, угол между ними – 50°, проводка, охватывающая вскрытием весь продуктивный разрез (от кровли до подошвы).
2. Показано, что для экономически эффективной добычи нефти необходимо обеспечить забойное давление в сложившихся горно-геологических условиях в добывающих скважинах 80 атм, в нагнетательных – 330 атм.
3. Оценка прогнозных вариантов элемента системы разработки на секторной модели показала, что максимальной экономической эффективностью обладает система с горизонтальными нагнетательными скважинами с длиной стволов 400 м, расположенными параллельно добывающей скважины, в которой обеспечивается поддержание пластового давления.
Таким образом, на примере расчетов, проведенных для неокомских отложений Северо-Островного месторождения, показано, что разработанная нами математическая модель позволяет комплексно подойти к выбору оптимальной системы разработки залежей углеводородов многоствольными скважинами: определить их конструкцию, провести подбор схемы размещения и наиболее эффективный режим эксплуатации, которые обеспечат максимальную выработку запасов и минимальные экономические издержки.
