Результаты аналитического моделирования многостадийного гидроразрыва пласта на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения
Автор: Орусмурзаев Д.А.
Журнал: Научный форум. Сибирь @forumsibir
Рубрика: Природопользование
Статья в выпуске: 1 т.1, 2015 года.
Бесплатный доступ
Короткий адрес: https://sciup.org/140220205
IDR: 140220205
Текст статьи Результаты аналитического моделирования многостадийного гидроразрыва пласта на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения
Горизонт АВ1 - самый верхний продуктивный объект Самотлорского нефтегазового месторождения, в составе которого по геолого-промысловым данным, ГИС и керну, выделяются пласты АВ11-2 и АВ13. Балансовые запасы нефти пласта АВ11-2, находящегося на стадии опытно-промышленных работ, составляют приблизительно 960 млн. т.
Опытно промышленные работы по вовлечении с разработку ранее недренируемых участков пласта
Самотлорского месторождения велись с 2010
где QH - дебит горизонтальной скважины, м3/с;
k h - проницаемость пласта по горизонтали, м2;
k f - проницаемость трещины, м2
-
h - толщина пласта, м;
-
h f - высота трещины, м;
-
^ - вязкость нефти, Па^с;
В - объемный коэффициент, д.ед.;
Ртр, Р з - давление на трещине и забойное давление соответственно, Па;
-
rc - радиус скважины, м;
-
L - длина горизонтального участка скважины, м;
L f - длина трещины, м;
-
а - ширина зоны отбора i -ой вертикальной трещины, м;
-
b - ширина полосообразного пласта, м;
-
с - ширина трещины ГРП, м;
-
X - анизотропия пласта;
Характеристика притока в скважину Hujun Li описывается в уравнении (2):
2 = о
Яо0о(с+5+Ф V
— “ + - ^n —,
2Г,

где Q =
-¥
где Ур – объемный коэффициент нефти, k – проницаемость пласта, 10-12м2, kf – проницаемость трещины ГРП, 10-12м2,
L – длина горизонтального участка, м, ^J – открытый угол горизонтального участка, Zji – половина расстояния до трещины ГРП слева, м,
£yz – половина расстояния до трещины ГРП спра- ва, м,
L* – расстояние до внешней границы дренируемой области, м,
ΔP – депрессия, МПа,
-
*w – радиус скважины, м,
-
w – ширина трещины ГРП,
-
h – мощность пласта, м.
Для сравнения расчётных показателей с фактическими были отобраны 10 скважин, пробуренные в схожих геологических условиях, освоенные с применением МГРП, как и у предлагаемых в проекте скважин.
Средний запускной дебит нефти по отобранным скважинам составил 41,71 м3/сут.
Таким образом, метод, расчётные значения по которому будут наиболее близки к фактическим данным, считался более благоприятным для расчёта прогнозных значений дебитов и был использован в процессе обоснования.
Результаты расчётов по методу Кабирова показали значение дебита 27,511 м3/сут, по методу Li – 48.087 м3/сут, при фактическом значении 41,7 м3/сут. Значение, найденное по методу Li, наиболее близко к фактическому значению. Поскольку данная формула учитывает взаимодействие между отдельными трещинами-этапами (рис. 1), она позволяет оценить дебит добывающей скважины с МГРП более точно.

Рис. 1. Гистограмма расчётных дебитов по отобранным методам с фактическими.
Метод определения притока в горизонтальную скважину с МГРП по Li показал большую эффективность по сравнению с методом Кабирова в определении прогнозных дебитов проектных скважин и был использован в расчётах.
Для корректировки полученных при расчётах данных, необходимо определить осреднённый поправочный коэффициент, который бы отражал разницу между расчётным и фактическим дебитами. Для этого разделим величину среднего расчётного дебита по методу Li на величину среднего фактического дебита:
48,087/41,7 = 1,1532
По данным прогнозных расчётов запускной дебит по одной из вводимых скважин составит 35,98 м3/сут. А с учётом добавочного коэффициента дебит будет равен: 35,98·1,1532 = 41,49 м3/сут.
Для обоснования необходимости бурения скважины на предлагаемом участке месторождения следует упираться в прогнозные показатели добычи со скважины или, в данном случае, их группы. Прогноз проводится на основании обобщенного опыта ранее пробуренных скважин с использованием методов статистики. В работе [5] было опубликована формула закона падения дебита (3, 4) для скважины, режим работы которой не нарушается частыми ремонтами: логарифм дебита нефти Q i изменяется по отношению к первоначальному Q пропорционально времени, то есть:
lnQ i = lnQ – kt (3)
Отсюда получено:
Q i = Q·e-Dt (4)
где, Ql - дебит скважины в i-ый день после запуска в работу, м3/сут, Q – дебит запускной, м3/сут, D – параметр падения добычи, t – время работы.
Для определения параметра падения добычи применили метод «анализа падения добычи». Этот метод позволяет получить зависимость для падения добычи нефти по существующей скважине или месторождению, чтобы в последствии применить для вычислений профиля добычи жидкости на проектных скважинах.
Были отобраны 10 скважин: 19965, 19774, 19888, 19923, 19932, 19886, 19890, 19942, 19905, 19760. На скважинах уже проводился МГРП и они до сих пор в работе.
Наиболее совершенным приемом выявления основной тенденции развития в рядах динамики является метод аналитического выравнивания. Путём применения данного метода с использованием экспоненциальной зависимости, была выявлена основная тенденция падения дебитов, по которой было определено среднее значение параметра падения добычи нефти для Самотлорского месторождения.

Рис. 2. Сравнение накопленных добыч по одной и трём вводимым скважинам.
Осреднённый параметр падения добычи нефти для Самотлорского месторождения был определён, и составил 0,0787. Данное значение было использовано для прогноза добычи нефти проектных скважин, в частности для определения накопленной добычи.
Накопленная добыча нефти одной скважины за 6 месяцев работы составляет 4971,42 м3. Рост добычи по трём запроектированным скважинам отражен на рисунке 2. Накопленная добыча по трём запроектированным скважинам по прогнозу составит 14914,251 м3.
Выводы:
-
1. Проведенные математические расчёты для условий низкопроницаемого пласта АВ 1 1-2 показали многообещающую перспективу от внедрения системы разработки на базе горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами пласта.
-
2. Одной из причин снижения дебита жидкости в процессе эксплуатации является низкая компенсация отборов закачкой или ее отсутствие в зонах с высокой концентрацией ГРП по площади на отдельных участках. При планировании программы ГРП в целях более эффективного вытеснения нефти следует оптимизировать систему ППД в районах проведения ГТМ.
Список литературы Результаты аналитического моделирования многостадийного гидроразрыва пласта на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения
- Абдульмянов С.Х. Повышение эффективности притока нефти к горизонтальной скваине комбинированной технологией многоступенчатого гидроразрыва пласта: Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук/Уфимский ГНТУ. -2010. -145 с.
- Герасименко С.А., Стрекалов А.В., Самойлов А.С. Математическое моделирование горизонтальной скважины с эллиптической трещиной гидроразрыва//Нефтегазовое дело. -2012. -№ 4. -С. 346-351.
- Кабиров М.М., Шамаев Г.А. Решение задач при проектировании разработки нефтяных месторождений: Учеб. пособие. -Уфа: Изд-во УТНТУ, 2003. -124 с.
- Климов В.Ю. Оптимизация проведения многостадийного ГРП на боковых стволах и горизонтальных скважинах//Сборник докладов на XXXIII научно-техническую конференцию молодых ученых и специалистов ОАО«Сургутнефтегаз», Сургут, 2013. -С. 121-153.
- Медведский Р.И. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным/Р.И. Медведский, А.А. Севастьянов. -Тюмень; Недра, 2004. -192 с.
- Ушаков А.С. «Анализ эффективности гадравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах месторождения Западной Сибири»/А.С. Ушаков//Нефтегазовое дело, 2010.
- Hujun Li, Zhengqi Jia, and Zhaosheng Wei, Daqing: “A New Method to Predict Performance of Fractured Horizontal Wells”, 1996 -SPE 37051.