Определение потенциала работы пар добывающих и нагнетательных скважин
Ялашев И.И., Ганиев Ш.Р.,
Жданов Л.М., Никитенко В.Ю.
Жданов Л.М., Никитенко В.Ю.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»)
В статье приводится разработанная авторами методика расчета потенциального дебита нефти добывающих и приемистости нагнетательных скважин, включающая непосредственно расчет дебита/приемистости, а также подбор корректирующих геолого-технических мероприятий и оптимизацию системы поддержания пластового давления с целью увеличения продуктивности добывающих скважин. Потенциальные дебиты и приемистости рассчитываются исходя из расчетного снижения скин-фактора, а также расчетного забойного давления для нагнетательных скважин. Расчет потенциального дебита жидкости осуществлялся двумя способами: через факторный анализ, предполагая вернуться к историческим показателям, которые были выше текущих значений, и через некий «теоретический потенциал». Перечень необходимых мероприятий определялся согласно авторской матрице принятия решений.
Введение
В статье рассматриваются «зрелые» месторождения Западной Сибири, около 80 % добычи нефти на которых обеспечивают скважины базового фонда (действующий фонд скважин по состоянию на 1 января текущего года без учета геолого-технических мероприятий (ГТМ)) [1–3]. В силу данного факта и малых объемов бурения для данных месторождений является актуальной задача снижения темпов падения базовой добычи нефти. В связи с этим необходимо своевременно реагировать на факты снижения дебита нефти и вырабатывать ГТМ, в том числе и на нагнетательном фонде. Темпы падения базовой добычи на месторождениях за последний год составили почти 25 % и превышают темпы падения предыдущего периода на 2,8 %. На рисунке 1 представлена диаграмма отклонений добычи нефти от входного значения по году по причине роста обводненности и изменения добычи жидкости. Потенциал среднесуточной добычи базового фонда — величина среднесуточной добычи нефти, которую можно вернуть за счет восстановления дебита жидкости, — за последний год составил 1,8 тыс. т/сут.
Рис. 1. Диаграмма отклонений добычи нефти
С целью восстановления добычи жидкости необходимо проанализировать темпы ее падения и определить причины снижения дебитов жидкости. На текущий момент известны несколько методик, направленных на поиск мероприятий по восстановлению дебита жидкости, в том числе такие как блочно-факторный анализ и целевая приемистость скважин [4–7].
С целью более глубокого анализа скважин создана новая методика — «потенциального восстановления дебита–приемистости». Сравнение методики с ранее разработанными приведено в таблице 1. Преимущество данной методики заключается в том, что подбираются комплексные мероприятия на ячейке, содержащей одну нагнетательную и одну или несколько добывающих скважин, а также рассчитывается потенциал восстановления дебита и приемистости скважин.
С целью более глубокого анализа скважин создана новая методика — «потенциального восстановления дебита–приемистости». Сравнение методики с ранее разработанными приведено в таблице 1. Преимущество данной методики заключается в том, что подбираются комплексные мероприятия на ячейке, содержащей одну нагнетательную и одну или несколько добывающих скважин, а также рассчитывается потенциал восстановления дебита и приемистости скважин.
Описание методики
Целью работы является создание методики, позволяющей рассчитать потенциальный дебит жидкости скважин на основе определения потенциала его восстановления.
Задачи, которые предстояло решить:
1. Рассчитать потенциал дебита жидкости добывающих скважин.
2. Рассчитать потенциал приемистости нагнетательных скважин.
3. Объединить потенциал дебита жидкости добывающих и приемистости нагнетательных скважин и разработать матрицу принятия решений для подбора ГТМ.
4. Рассчитать теоретический потенциальный дебит после проведения ГТМ, сопоставить с «историческими» данными.
Задачи, которые предстояло решить:
1. Рассчитать потенциал дебита жидкости добывающих скважин.
2. Рассчитать потенциал приемистости нагнетательных скважин.
3. Объединить потенциал дебита жидкости добывающих и приемистости нагнетательных скважин и разработать матрицу принятия решений для подбора ГТМ.
4. Рассчитать теоретический потенциальный дебит после проведения ГТМ, сопоставить с «историческими» данными.
Расчет потенциального дебита жидкости добывающих скважин и приемистости нагнетательных (задачи 1, 2)
Расчет потенциального дебита жидкости (задача 1) и приемистости (задача 2) осуществлялся посредством факторного анализа потерь базового фонда. Пользователь выбирал временной интервал и производил расчет факторного анализа изменения дебитов, используя формулы (1)–(3), и приемистости — формулы (4)–(6). Две временные точки (временной интервал) — текущая дата и «историческая» (дата проведения последнего ГТМ).
Факторами, влияющими на изменение дебита нефти из-за изменения дебита жидкости, являются:
Факторами, влияющими на изменение дебита нефти из-за изменения дебита жидкости, являются:
- изменение продуктивности скважины Kпр:
где Кпрi — коэффициент продуктивности скважины на конец периода, м3/(МПа·с); Кпр0 — коэффициент продуктивности скважины на начало периода, м3/(МПа·с); Рплi — пластовое давление на конец периода, МПа; Рзабi — забойное давление на конец периода, МПа; Рпр0 — пластовое давление на начало периода, МПа; Рзаб0 — забойное давление на начало периода, МПа; Qiн — дебит нефти на конец периода, м3/сут; Qiж — дебит жидкости на конец периода, м3/сут; Q0н — дебит нефти на начало периода, м3/сут; Q0ж — дебит жидкости на начало периода, м3/сут;
- изменение пластового давления Pпл:
- изменение забойного давления Pзаб:
Факторами, влияющими на изменение приемистости скважин Qпр, являются:
- изменение коэффициента приемистости Kприем:
где Kприемi — коэффициент приемистости скважины на конец периода, м3/(МПа·с); Kприем0 — коэффициент приемистости скважины на начало периода, м3/(МПа·с);
- изменение пластового давления Pпл:
- изменение забойного давления Pзаб:
Разработка матрицы принятия решений для подбора ГТМ (задача 3)
После расчета факторов изменения добычи и закачки в ячейке необходимо определить, какое корректирующее мероприятие согласно «историческому» изменению дебитов и приемистости скважин необходимо провести. Для определения необходимого вида ГТМ была разработана авторская матрица выбора метода воздействия, включающая обработку призабойной зоны пласта (ОПЗ), бесподходную обработку призабойной зоны пласта (БОПЗ), интенсификацию добычи нефти (ИДН), увеличение закачки воды (путем замены/смены штуцера) (табл. 2).
Табл. 2. Матрица принятия решений
Сопоставляя факторы снижения дебита и приемистости по ячейке, выбираются те, которые оказывают наибольшее влияние, т. е. если по добывающим скважинам наблюдаются максимальные потери по нефти по коэффициенту продуктивности, а по нагнетательной скважине — максимальное снижение приемистости из-за изменения пластового давления, то согласно матрице выбираются ОПЗ на добывающей скважине.
Расчет теоретического потенциального дебита после проведения ГТМ (задача 4)
Расчет теоретических потенциальных дебитов основывается на изменении продуктивности скважин с фиксацией текущих забойного и пластового давлений. Вычисления проводятся по классической формуле притока:
где Qж потенц — потенциальный дебит жидкости, м3/сут; k — коэффициент проницаемости пласта, мкм2; h — перфорированная мощность пласта, м; Рпл — пластовое давление, МПа; Рзаб — забойное давление, МПа; μж — динамическая вязкость жидкости, мПа·с; Вж — объемный коэффициент жидкости, д.ед; R — радиус контура питания, м; rc — радиус скважины, м; Sпотенц — потенциальный скин-фактор, д.ед.
Потенциальный скин-фактор вычисляли путем снижения текущего значения на 2 единицы (среднее значение снижения скин-фактора призабойной зоны пласта после обработок на основании исследований авторов [8–10]).
Теоретический потенциальный дебит нефти был рассчитан по следующей формуле:
Потенциальный скин-фактор вычисляли путем снижения текущего значения на 2 единицы (среднее значение снижения скин-фактора призабойной зоны пласта после обработок на основании исследований авторов [8–10]).
Теоретический потенциальный дебит нефти был рассчитан по следующей формуле:
где Qн потенц — потенциальный дебит нефти, м3/сут; W — фактическая обводненность скважины, д.ед.
Расчет теоретической потенциальной приемистости для нагнетательных скважин производился аналогично расчету потенциального дебита добывающих скважин. Расчетное забойное давление рассчитывается пересчетом из проектного давления закачки агента в нагнетательные скважины и давления высоты столба жидкости в скважине. Формула для расчета потенциальной приемистости следующая:
Расчет теоретической потенциальной приемистости для нагнетательных скважин производился аналогично расчету потенциального дебита добывающих скважин. Расчетное забойное давление рассчитывается пересчетом из проектного давления закачки агента в нагнетательные скважины и давления высоты столба жидкости в скважине. Формула для расчета потенциальной приемистости следующая:
где Qпр потенц — потенциальная приемистость, м3/сут; μа — динамическая вязкость закачиваемого агента, мПа·с; Ва — объемный коэффициент закачиваемого агента, д.ед.; Рзабрасчет — расчетное забойное давление, МПа, вычисляется по формуле:
где Рзак — проектное давление закачки агента в пласт, Мпа; ρ — плотность закачиваемого агента, кг/м3; g — ускорение свободного падения, м/с2; h — высота столба жидкости, м.
Пример расчета потенциала ячейки
Расчет произведен на примере ячейки № 1 месторождения X (рис. 2). Данная ячейка включает в себя 4 добывающие и одну нагнетательную скважины. Данные по добывающим скважинам приведены в таблице 3.
Рис. 2. Ячейка № 1 месторождения Х
на карте текущих отборов
на карте текущих отборов
Табл. 3. Данные по добывающим скважинам ячейки № 1
На первом этапе рассчитано изменение дебита добывающих скважин в зависимости от факторов, указанных в описании методики, на примере скважины № 2 (по формулам (1)–(3)):
— изменение дебита нефти из-за изменения дебита жидкости по причине изменения Kпр рассчитываем по формуле (1):
— изменение дебита нефти из-за изменения дебита жидкости по причине изменения Kпр рассчитываем по формуле (1):
— изменение дебита нефти по причине изменения Рпл рассчитываем по формуле (2):
— изменение дебита нефти по причине изменения Рзаб рассчитываем по формуле (3):
Аналогичным образом были вычислены факторы изменения дебитов нефти остальных добывающих скважин (табл. 4).
Табл. 4. Результаты расчета факторов изменения дебитов нефти добывающих скважин
Следующим шагом по формулам (4)–(6) были вычислены факторы изменения приемистости нагнетательной скважины № 1 данной ячейки, данные по которой представлены в таблице 5;
Табл. 5. Данные по нагнетательной скважине № 1
— изменение приемистости по причине изменения Кприем рассчитано по формуле (4):
— изменение приемистости по причине изменения Рпл рассчитано по формуле (5):
— изменение приемистости по причине изменения Рзаб рассчитано по формуле (6):
Сопоставление результатов расчетов добывающих и нагнетательной скважин показало, что в обоих случаях ключевой причиной снижения дебита нефти и приемистости является фактор снижения продуктивности (табл. 6).
Табл. 6. Сопоставление результатов факторного анализа добывающих и нагнетательной скважин
Исходя из полученных результатов (табл. 6) и матрицы в таблице 2, сделан вывод о необходимости проведения ОПЗ на всех скважинах ячейки. Далее проведены расчеты по скважинам с потенциальным снижением скин-фактора на 2 единицы. Значение фактического скин-фактора S, согласно формуле (7), составило:
Потенциальный скин-фактор:
Потенциальный дебит жидкости и нефти:
Аналогично выполнили расчет по остальным добывающим скважинам. Для нагнетательной скважины № 1 определили потенциальный скин-фактор по формуле (7):
Результаты расчета потенциала ячейки № 1 представлены в таблице 7.
Табл. 7. Результаты расчета потенциала ячейки № 1
Сравнивая результаты факторного анализа и расчета потенциала ячейки, видим, что потери нефти по причине снижения продуктивности сопоставимы с потенциалом возврата дебита нефти. Следовательно, по данной ячейке можно за счет ОПЗ увеличить значения дебита нефти до первоначального уровня.
Используя данную методику, выполнили расчет на всех ячейках региона и определили 18 первоочередных ячеек (табл. 8) для проведения того или иного мероприятия из матрицы принятия решений (табл. 2). Выбранные мероприятия были реализованы, и в результате получена дополнительная добыча нефти в объеме 13,1 тыс. т. На рисунке 3 приведена динамика фактической добычи нефти и прогнозной базовой добычи, из которых виден эффект от проводимых мероприятий и интервал продолжительности его действия.
Используя данную методику, выполнили расчет на всех ячейках региона и определили 18 первоочередных ячеек (табл. 8) для проведения того или иного мероприятия из матрицы принятия решений (табл. 2). Выбранные мероприятия были реализованы, и в результате получена дополнительная добыча нефти в объеме 13,1 тыс. т. На рисунке 3 приведена динамика фактической добычи нефти и прогнозной базовой добычи, из которых виден эффект от проводимых мероприятий и интервал продолжительности его действия.
Табл. 8. Первоочередные ячейки, подобранные по методике на геолого-технические мероприятия
Рис. 3. Динамика добычи нефти в ячейках, подобранных по методике на геолого-технические мероприятия
- Выполнен расчет потенциала по всем добывающим и нагнетательным скважинам рассматриваемого региона.
- Разработана матрица принятия решений, связывающая нагнетательную и прилегающие к ней добывающие скважины, для определения необходимого мероприятия в данной ячейке.
- С помощью разработанной матрицы подобраны 18 первоочередных кандидатов (групп скважин) на ОПЗ, дополнительная добыча нефти от которых составила 13,1 тыс. т.
Разработана методика определения потенциальных дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин, оптимизации системы ППД с целью увеличения продуктивности добывающих скважин и подбора ГТМ на основе восстановления потерь дебита нефти за счет увеличения дебита жидкости. Методика была успешно реализована на рассмотренных месторождениях Западной Сибири и может применяться на других месторождениях.
1. Полежаев В.О., Гимаев Р.Д., Жданов Л.М., Рамазанов Р.Р., Логачев Д.В. Методика подбора скважин-кандидатов «Автовыбор ГТМ» для проведения геолого-технических мероприятий // Вестник Академии наук Республики Башкортостан, 2023. Т. 48. № 3. С. 15–21.
2. Сулейманова М.В., Мироненко А.А., Сафин А.З., Бадретдинова А.А.,
Валиуллин Т.И., Гарипов А.Р. Релаксация остаточных запасов нефти на заключительной стадии разработки // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 1. С. 72–75.
3. Ялашев И.И., Ганиев Ш.Р., Жданов Л.М., Никитенко В.Ю. Аналитический поиск скважин-кандидатов для проведения ремонтно-изоляционных работ на примере месторождений Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 1. С. 61–65.
4. Антонов М.С., Гумерова Г.Р., Рафикова Ю.И., Салиенко Н.Н., Кевлич Р.В., Чермянин П.И. Повышение эффективности процесса мониторинга разработки месторождений на основе построения эталонных характеристик вытеснения // Нефтяное хозяйство. 2019. № 4. С. 44–48.
5. Ганиев Ш.Р., Антонов М.С., Волков М.Г., Салиенко Н.Н., Кевлич Р.В. Разработка методики расчета целевой приемистости нагнетательных скважин и эффективность ее внедрения на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2019. № 6. С. 54–58.
6. Каримова Л.М., Михайлов А.Л., Агишев Э.Р., Фатхлисламов М.А., Ганиев Ш.Р. Разработка экспресс-методики оптимизации системы поддержания пластового давления в условиях искусственного ограничения добычи // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2023. № 1. С. 99–112.
7. Наугольнов М.В. Использование инструментов блочно-факторного анализа для управления заводнением и оптимизации системы ППД // Инженерная практика. 2015. № 6–7.
8. Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Премиум Инжиниринг, 2009. 570 с.
9. Склюев П.В., Данилова Н.М., Асланян В.П. Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) как эффективный метод увеличения продуктивности скважин // Материалы 50-й всероссийской научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов с международным участием, посвященной 75-летию УГНТУ. 2023. С. 343–347.
10. Козубовский А.Г., Кузьмина Т.В., Ефимов А.А. Анализ результатов оценок скин-фактора в условиях дефицита исходной информации // PROнефть. Профессионально о нефти. 2023. № 2. С. 97–104.
2. Сулейманова М.В., Мироненко А.А., Сафин А.З., Бадретдинова А.А.,
Валиуллин Т.И., Гарипов А.Р. Релаксация остаточных запасов нефти на заключительной стадии разработки // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 1. С. 72–75.
3. Ялашев И.И., Ганиев Ш.Р., Жданов Л.М., Никитенко В.Ю. Аналитический поиск скважин-кандидатов для проведения ремонтно-изоляционных работ на примере месторождений Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 1. С. 61–65.
4. Антонов М.С., Гумерова Г.Р., Рафикова Ю.И., Салиенко Н.Н., Кевлич Р.В., Чермянин П.И. Повышение эффективности процесса мониторинга разработки месторождений на основе построения эталонных характеристик вытеснения // Нефтяное хозяйство. 2019. № 4. С. 44–48.
5. Ганиев Ш.Р., Антонов М.С., Волков М.Г., Салиенко Н.Н., Кевлич Р.В. Разработка методики расчета целевой приемистости нагнетательных скважин и эффективность ее внедрения на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2019. № 6. С. 54–58.
6. Каримова Л.М., Михайлов А.Л., Агишев Э.Р., Фатхлисламов М.А., Ганиев Ш.Р. Разработка экспресс-методики оптимизации системы поддержания пластового давления в условиях искусственного ограничения добычи // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2023. № 1. С. 99–112.
7. Наугольнов М.В. Использование инструментов блочно-факторного анализа для управления заводнением и оптимизации системы ППД // Инженерная практика. 2015. № 6–7.
8. Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Премиум Инжиниринг, 2009. 570 с.
9. Склюев П.В., Данилова Н.М., Асланян В.П. Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) как эффективный метод увеличения продуктивности скважин // Материалы 50-й всероссийской научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов с международным участием, посвященной 75-летию УГНТУ. 2023. С. 343–347.
10. Козубовский А.Г., Кузьмина Т.В., Ефимов А.А. Анализ результатов оценок скин-фактора в условиях дефицита исходной информации // PROнефть. Профессионально о нефти. 2023. № 2. С. 97–104.
Ялашев И.И., Ганиев Ш.Р., Жданов Л.М., Никитенко В.Ю.
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия
yalashevii@bnipi.rosneft.ru
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия
yalashevii@bnipi.rosneft.ru
В статье описана методика расчета потенциального дебита/приемистости, факторного анализа базового фонда и использования результатов для проведения обработки призабойной зоны пласта, интенсификации притока нефти в скважину или изменения диаметра штуцера нагнетательных скважин на ячейке, содержащей одну нагнетательную и одну или несколько добывающих скважин.
В качестве исходных данных для расчетов изменений дебитов и приемистости используются данные технологических режимов работы скважин, а также PVT-свойства пласта.
В качестве исходных данных для расчетов изменений дебитов и приемистости используются данные технологических режимов работы скважин, а также PVT-свойства пласта.
обработка призабойной зоны, потенциал дебита и приемистости, скин-фактор, коэффициент продуктивности, пластовое давление, забойное давление
Ялашев И.И., Ганиев Ш.Р., Жданов Л.М., Никитенко В.Ю. Определение потенциала работы пар добывающих и нагнетательных скважин для оптимизации системы ППД и подбора кандидатов на геолого-технические мероприятия // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 6. C. 78–83. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-6-78-83
13.08.2024
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-6-78-83
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-6-78-83
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88