МЕТОД ПРОГНОЗИРОВАНИЯ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ | Опубликовать статью РИНЦ

МЕТОД ПРОГНОЗИРОВАНИЯ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ

Научная статья

Лозинская Н.Я. *

Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б. Н. Ельцина,

Екатеринбург, Россия

* Корреспондирующий автор (lozinskaya21[at]rambler.ru)

Аннотация

В данной работе представлен метод прогнозирования местоположения месторождения по добыче нефти. Исследованы существующие типы скважин и их назначение. Изложены основные характеристики законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения. На основе изученных данных проведено сравнение заводнений и выбран наиболее оптимальный вариант системы заводнений. После были рассмотрены различные варианты расстановки скважин и проведен их анализ. Рассчитаны плотность сетки скважин, а также отношение начальных извлекаемых запасов нефти к общему количеству скважин.

Ключевые слова: месторождения нефти, приконтурное заводнение, плотность сетки скважин, прогнозирование местоположения скважин.

METHODS OF WELL LOCATION PREDICTION

Research article

Lozinskaya N.Ya. *

Ural Federal University named after the first President of Russia B. N. Yeltsin, Yekaterinburg, Russia

* Corresponding author (lozinskaya21[at]rambler.ru)

Abstract

This paper presents the method of well location prediction in oil production. The existing types of wells and their purpose are considered. The main characteristics of the edge, marginal and boundary waterflooding are described. On the basis of the studied data, the comparison of the floods was made and the best option of the floodwater system was chosen. After that, various options for well placement were considered and analyzed. Well grid density was calculated, as well as the ratio of the initial recoverable oil reserves to the total number of wells.

Keywords: oil fields, marginal waterflooding, wells density grid, well location prediction.

Введение

Целью данного исследования является прогнозирование местоположения месторождения, отвечающее нескольким критериям: высокий и стабильный уровень добычи нефти, экономичность и экологичность. Данная система организационно-технических мероприятий будет сводиться к выбору сетки размещения скважин, технологии их эксплуатации и определению порядка ввода их в эксплуатацию.

Сравнение видов заводнения

В данном исследовании был выбран внутриконтурный вид заводнения [1], так как он обладает рядом преимуществ по отношению к остальным. Во-первых, внутриконтурное заводнение применимо к широкому спектру пород, в то время как для законтурного требуется повышенная проницаемость, а при заводнении прикотурным методом может наблюдаться отток воды в законтурные области больший, чем при внутриконтурном. Во-вторых, применение внутриконтурного заводнения позволяет воздействовать на проблемные участки пласта по отдельности, не прибегая к другим методам повышения нефтеотдачи. В третьих, поддерживать стабильно высокие темпы разработки на достаточно больших месторождениях возможно только используя внутриконтурное заводнение (если речь идёт о заводнении), именно этот метод позволяет за короткие сроки добиться максимального уровня добычи нефти. В долгосрочной перспективе, внутриконтурное заводнение является наиболее экологичным и экономичным методом [2].

 

Рис. 1 – Виды заводнений

 

Схема расположения скважин

В данной работе была произведена выборка из 100 скважин, расставленных следующим образом: вдоль оси месторождения – четырьмя рядами по 56 скважин (расстояние между рядами – 500 м, между скважинами – 500 м); крайние скважины в рядах, находящихся ближе к оси, расположены с отступом 1000 м от внутреннего контура нефтеносности, вдоль которого расставлены 44 скважины с интервалом 642 м друг от друга и отступом 500 м от самого контура.

 

Рис. 2 – Схема расположения скважин

 

Рис. 3 – Легенда схемы расположения скважин

 

Этапы работы месторождения

Весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа. Первый этап – максимально возможное использование естественной энергии пласта [7]. Второй этап – реализация методов поддержания пластового давления [8] путем закачки воды или газа. Третий этап – применение методов увеличения нефтеотдачи.

Сравнение систем внутриконтурного заводнения

Рассмотрим порядок введения скважин в эксплуатацию с учетом их назначения и выберем оптимальный вариант системы заводнений. Для этого было принято решение провести сравнительный анализ сеток. После чего были рассмотрены различные варианты расстановки скважин, и проведен их анализ по следующим параметрам: дебит [3] системы, интенсивность системы заводнения и плотность сетки скважин [6]. Дебит одной скважины может изменяться в широком диапазоне – от 1-2 до нескольких сотен т/сут. Был выбран средний дебит нефти добывающей скважины равным 10 т/сут. Второй параметр – интенсивность заводнения – это отношения числа нагнетательных скважин к числу добывающих. И последняя характеристика – плотность сетки скважин – рассчитывается как отношение площади нефтеносности месторождения к общему количеству скважин; чем меньше плотность сетки, тем дороже проект [4]. Для моего варианта расстановки – вариант А – были рассчитаны средние значения, так как у системы есть особенность: смена режима эксплуатации скважин с течением времени, о чем подробнее будет сказано позже. Проанализировав полученные данные, я пришла к выводу, что мой выбор системы заводнения является оптимальным по сравнению с другими представленными вариантами, а именно – с разрезанием площади месторождения рядами – варианты B, С и с отсечением отдельных площадей для заводнения – вариант D.

Рис. 4 – Сравнение вариантов расстановки скважин

 

Режимы работы

Важной особенностью исследования является: изменение способа эксплуатации скважин на определенных этапах разработки месторождения. Изначально все скважины были использованы как добывающие для осуществления фонтанной добычи нефти [5]. Затем, с падением забойного давления, производили перевод части скважин – а именно: расположенные в рядах вдоль оси месторождения – в нагнетательный режим. Это позволило сохранить темпы добычи на какой-то период, но данное месторождение имело форму свода и, через некоторое время, вода начала вытеснять нефть вверх, что привело к росту коэффициента обводненности на скважинах, расположенных вдоль контура. При значениях коэффициента ≈ 90% ещё раз меняется способ эксплуатации скважин: добывающие станут нагнетательными, а нагнетательные – добывающими, за исключением двух расположенных вдоль оси симметрии дальних рядов. Такое изменение позволит повысить общую нефтеотдачу месторождения [9] и снизить коэффициент обводненности добываемой нефти.

 

Рис. 5 – Режимы работы скважин

 

Интенсивность системы

Различие в режимах разработки месторождения хорошо показывает такой параметр как интенсивность – отношение количества нагнетательных скважин к числу добывающих. Итак, на первом этапе заводнение не осуществляется: ⍵ = 0, на втором этапе ⍵ = 127%; на третьем, когда большинство скважин являются нагнетательными, ⍵ = 233%.

Рис. 6 – Интенсивность системы в зависимости от этапа заводнения

 

Расчет параметров системы

Для моей системы разработки месторождения я рассчитала следующие параметры: плотность сетки скважин и удельный извлекаемый запас нефти.

Первая характеристика – плотность сетки скважин – отношение площади нефтеносности месторождения к общему числу скважин. Площадь нефтеносности можно оценить, используя тот факт, что форма месторождения близка к круговой: R = 5 км, S = 78.54 км². Скважин на месторождении планируется разместить порядка ста, получаем: S_c = 78.54 * 10⁴ м²/cкв.

Площадь нефтеносности месторождения  была оценена по формуле для площади круга (радиус ):

    (1)

Плотность сетки скважин   – отношение площади  к общему числу скважин :

   (2)

Отношение начальных извлекаемых запасов нефти к общему количеству скважин  находим, используя  указанное в задании количество извлекаемых запасов на месторождении: N = 3 млн. тонн, N_кр = 30 тыс. т/скв.

Параметр А.П. Крылова [10]  – это отношение извлекаемых запасов нефти  к числу скважин n:

   (3)

Данные характеристики позволяют сравнивать различные системы разработки месторождений для выбора оптимального плана.

Выводы

Таким образом, описанный план разработки месторождения позволяет добиться высокой нефтеотдачи и стабильного дебита в течение длительного периода времени. К тому же, данный способ предполагает меньшие расходы на строительство скважин, и, соответственно, наносится меньший вред окружающей среде.

Конфликт интересов Не указан.

Conflict of Interest None declared.