Задача проведенного исследования ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» на базе фактической долговременной работы горизонтальной скважины с МГРП в верхнеюрских отложениях - определить радиус контура питания. Определение контура питания позволит оптимизировать схему размещения горизонтальных скважин с МГРП для различных зон продуктивности.
В рамках исследования сотрудниками проведен анализ долговременной работы горизонтальной скважины с МГРП в верхнеюрских отложениях, в результате чего, на основе фактических данных долговременной работы скважины и анализа добычи в ПО «Topaze» рассчитано расстояние до контура питания.
На базе полученной модели скважины №100Г показано влияние изменения проницаемости на дебит скважины с МГРП и расстояния до контура питания в условиях верхнеюрских отложений.
Скважина №100Г введена в разработку 30.12.2013 года. Длина горизонтального ствола составляет 1000 м, проведен МГРП (шесть портов), средняя полудлина трещины - 103м. Стартовый дебит нефти при отработке скважины составил 96 м3/сут.
В ПО «Topaze» исследование проводилось по следующей схеме:
-
построение первой вариации аналитического дизайна испытания (давления) для фактического дебита по скважине №100Г (рисунок 1а) при заданных фильтрационных параметрах пласта, а также модели горизонтальной скважины с МГРП;
-
сопоставление первой вариации дизайна с фактическими данными давления для скважины №100Г;
-
проведение анализа чувствительности - построение вариационных моделей дизайна испытания (рисунок 1б).
Рисунок 1 - Сопоставление фактических и аналитических параметров работы скв. 100Г
Анализ чувствительности показал, что сходимость модели наиболее восприимчива к таким параметрам, как скин-фактор, зависящий от времени и проницаемость пласта (рисунок 2, 3).
Анализ скин-фактора показал, что в течение долговременной работы горизонтального ствола с МГРП происходит его увеличение в среднем на 1 единицу за год работы. Подобная динамика скин-фактора может говорить о целесообразности проведения мероприятий по интенсификации.
Рисунок 2 - Анализ чувствительности для дизайна испытаний (скин-фактор)
На рисунке 3 представлен график анализа чувствительности по проницаемости для аналитического дизайна испытания давления. После определения диапазона значимых диапазонов (3-4 мД) происходит настройка численной модели.
Рисунок 3 - Анализ чувствительности для дизайна испытаний (проницаемость)
После определения таких параметров, как проницаемость и скин-фактор, производиться настройка такого параметра как расстояние до границы пласта (рисунок 4).
Рисунок 4 - Анализ чувствительности для аналитической модели на основе фактических данных работы скв. 100Г (расстояние до границы)
Диапазон возможных расстояний до контура питания для горизонтальной скважины с МГРП, составляет 900-1300 м.
Сходимость фактических и аналитических параметров давления составила порядка 90%. При данной сходимости и полученных параметров расстояние до контура питания для скважины 100Г составило 970 м, при условии, что модель коллектора является однородный пласт. При сопоставлении гидропроводности, полученной в результате настройки численной модели в ПК «Topaze» равной 26,7 мД*м/сПз и распределением гидропроводности в районе скважины №100Г (рисунок 5), полученной в результате вариации структурного фактора выявлена сходимость параметров [1]
Следовательно, численная модель, полученная в ПК «Topaze» позволяет оценить границы пласта, тем самым определить расстояние до контура питания для горизонтальной скважины с МГРП. Как видно из проведённого анализа, основным фактором, влияющим на приток нефти к скважине, является не конструкция скважины с МГРП, а радиус распределения проницаемости в зоне основного притока нефти.
Рисунок 5 - Распределение гидропроводности в районе скважины 100Г
Основываясь на данном анализе, проведено сравнение двух вариантов размещения скважин. В первом варианте скважины расположены перпендикулярно максимальному стрессу, с 2020 года вводится 113 новых скважин (рисунок 6). Ввиду значительного времени счета гидродинамическая модель поделена на три части, поделенная в местах зон низких продуктивностей.
Во втором варианте расположение «мельницей» согласно распределению продуктивности, зависящей от структурного фактора, с 2020 года вводится 90 новых скважин (рисунок 7). Основные результаты представлены в таблице 1.
Рисунок 6 – Расположение скважин в первом варианте расчетов
Рисунок 7 - Расположение скважин в втором варианте расчетов
Таблица 1. Результаты расчетов
В первом варианте, ввиду незначительного расстояния между скважинами, пластовое давление быстрее снижается и тем самым, некоторые скважины вводятся уже в зону пониженного пластового давления. Во втором варианте скважины располагаются согласно структурному фактору, что позволяет с меньшим количеством скважин увеличить добычу нефти. Во втором варианте накопленная добыча больше на 2,8%, количество скважин меньше на 23шт. (20%).
Выводы:
1. Вариативный анализ работы скважины 100Г показал динамику роста скин-фактора.
2. Определен диапазон возможных расстояний до контура питания для горизонтальной скважины с МГРП, который составил 900-1300 м, а также фильтрационные параметры пласта. При этом наилучшая сходимость вариационной модели и фактических данных по давлению определена для границ на расстоянии 970м.
3. Для более детального рассмотрения всех факторов течения жидкости в горизонтальном стволе необходимо проведение долговременных гидродинамических исследований с обеспечением минимального подпакерного пространства.
4. Показано, что основным фактором, определяющим приток к скважине с МГРП на стационарном режиме, является не столько конструкция скважины, сколько структурный фактор.
5. На основе проведенных расчетов предложена схема размещения горизонтальных скважин с МГРП. Показано, что при комплексном использовании параметров скважина с МГРП – структурный фактор возможно значительное вовлечение в активную разработку запасов из погруженных зон без бурения уплотняющей сетки скважин и с сохранением динамики отборов. Прирост добычи составил 2.8%, при сокращении числа скважин на 29 процентов (23 единицы).
Список литературы:
1. Немова В.Д., Панченко И.В. Факторы продуктивности баженовского горизонта во Фроловской мегавпадине // Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2017. Т.12.-№4.
